WO2004003578A1 - Verfahren zur bestimmung eines parameters eines elektrischen netzes - Google Patents

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WO2004003578A1
WO2004003578A1 PCT/EP2003/006071 EP0306071W WO2004003578A1 WO 2004003578 A1 WO2004003578 A1 WO 2004003578A1 EP 0306071 W EP0306071 W EP 0306071W WO 2004003578 A1 WO2004003578 A1 WO 2004003578A1
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Albert Leikermoser
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Adaptive Regelsysteme GmbH
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    • 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
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    • G01R31/088—Aspects of digital computing
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H9/00—Emergency protective circuit arrangements for limiting excess current or voltage without disconnection
    • H02H9/08—Limitation or suppression of earth fault currents, e.g. Petersen coil

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining at least one parameter, in particular a parameter of the zero system, an electrical network, preferably with an inductively grounded or isolated star point via ohmic resistance, and / or a line section or line branch thereof, in particular the zero admittance Y, which Phase sum of the conductance values of the ohmic derivatives g and / or the phase sum of the discharge capacitances C and / or the unbalance current i v , an auxiliary signal with an angular frequency ⁇ i unequal to the network frequency ⁇ N and unequal at least temporarily in the network star point or in the zero system of the electrical network whose integer odd multiple is fed.
  • WO 02/15355 discloses a method for locating high-impedance earth faults, in which a signal at the network frequency is fed into the zero system of the network in such a way that the neutral point displacement voltage is compensated. An earth fault is then recognized directly on the basis of the amount of the auxiliary signal fed in at the network frequency. In this method, a further auxiliary signal is fed in unequal to the network frequency, this signal being used only for tuning the quenching coil. With this method, both the location of earth faults and the tuning of the quenching coil are carried out with a compensated neutral point displacement voltage.
  • the object of the invention is therefore to provide an easily implementable method for determining parameters of an electrical network or of
  • At least one parameter is determined from the zero current i 0 and the zero sequence voltage U ne with respect to the selected supply circuit frequency ⁇ t .
  • the parameters can thus be determined in a very simple way, with essentially no requirements being imposed on the amount and the phase relationship of the feed signal.
  • the so-called asymmetry current i v with respect to the network frequency ⁇ N is advantageously determined, which can subsequently be used for further evaluations.
  • parameters are advantageously determined at least for a number of the (n) line sections or line branches of an electrical network and / or for the overall network.
  • the parameters of the zero system for the entire network are determined either by adding up the individual feeder parameters or alternatively by calculating using the total zero current.
  • the method according to the invention thus makes it possible to determine important parameters of the electrical supply network in a very simple manner, which are then used for others Evaluations can be used or used to determine other important parameters of the network, such as the residual wattage current or the coil resonance current.
  • the parameters determined are used particularly advantageously for locating earth faults, an earth fault then being recognized and possibly displayed when the real part or the real part change in the zero admittance Y exceeds a predefined error threshold for a predefined period of time.
  • An earth fault can therefore be identified on the basis of the very easily determined parameters of the network, as a result of which the earth fault detection can be carried out very simply and nevertheless reliably.
  • a switching operation in the overall network or within a line section or branch can be identified very easily on the basis of the determined parameters and, if appropriate, displayed by comparing the imaginary part or the imaginary part change of the zero admittance Y with an error threshold. This prevents a switching operation from being incorrectly displayed as an earth fault.
  • a method that can be implemented easily is obtained if, in the case of an earth fault, the parameters of the zero system of the line section under consideration, which were determined immediately before the earth fault occurs, are used to evaluate the fault condition. This also makes it easy to detect the faulty phase.
  • a non-network frequency spectral component of the Fourier transforms of the zero current i 0 of the line section or branch under consideration or of the total zero current i os and the corresponding non network frequency is advantageously used
  • a sequence with a predetermined number N of successive instantaneous values of this measured variable is expediently provided for each measured variable at time-equidistant times measured and digitized with an analog-digital converter, then stored and the evaluation carried out using these measured value sequences.
  • the actual evaluation of the measured values is advantageously carried out using the Fast (FFT) or the discrete (DFT) Fourier transformation.
  • FIG. 1 shows the electrical equivalent circuit diagram of the zero system of a branch of a star point-compensated network with inductive star point grounding; and
  • FIG. 2 shows an exemplary arrangement for determining the parameters of the network.
  • FIG. 1 shows the known electrical equivalent circuit diagram of a line section of an electrical supply network 1.
  • the leakage inductances and the ohmic resistances of the secondary winding of the supply transformer are represented by the longitudinal impedances Z LT , which are assumed to be the same size for all three phases.
  • the phase voltages U x , U 2 and U 3 are fed into the network, here consisting of only one line section, and the phase currents z, i 2 and z 3 flow.
  • the phase earth voltages U lE , U 2E and U 3E are present between the three phases and the earth.
  • a line section as is permissible for the frequency range of ⁇ 100 Hz under consideration, is described by longitudinal line impedances Z LL , consisting of an ohmic and an inductive term, and line derivative admittances Y Al , Y ⁇ 2 and Y A3 , consisting of an ohmic and a capacitive component.
  • the leakage currents i Al , i A2 and i A flow via the line leakage admittances Y Al , Y A2 and Y A3 .
  • the leakage currents i Al , i A2 and i ⁇ 3 flow back as zero current i 0 of this line section via the quenching coil 3 to the transformer star point 4.
  • the zero currents i 0 of all existing line sections 2 combine to form the sum of the zero currents i os .
  • the consumer currents i v ⁇ , i V2 and i V3 flow. This equivalent circuit diagram is used to derive relationships which are important for the method according to the invention.
  • the zero current i 0 that is to say the arithmetic sum of the individual phase currents, of any arbitrary line branch or section 2 results as a very good approximation from the relationship
  • feeding into the zero system means that a quantity like that Displacement voltage, which is changed with respect to earth, for example in the form of a current via the auxiliary winding of the earth fault quenching coil 3, can be directly followed from these considerations with regard to the (n) th line section or line branch 2:
  • n J ⁇ U ne ⁇ jm) - Y (n, jm) + i f ⁇ j ⁇
  • the branch zero admittance Y n, j ⁇ ⁇ ) of the (n) th line section or line branch is made up of the phase sum of the conductance values of the ohmic derivatives g (n), i.e. a resistive component, and the phase sum of the discharge capacitances C (n), i.e. a capacitive one Share, together. If the (n) th line section or line branch is now error-free, this equation is reduced to
  • branch parameters g (n) and C (n) can be calculated as follows
  • a third important branch parameter of a line branch or section of an electrical network is the asymmetry current i v , which, as shown above, only consists of spectral parts relating to the network frequency ⁇ N and their harmonics, and which is now by means of the two branch parameters g ⁇ n) and C (n) simply from the relationship
  • i v (n, jm N ) i 0 (n, j N ) -U ne (jm N ) -Y (n, j N )
  • the zero sequence voltage U ne and the zero current i 0 of the (n) th line section or branch could, for example, be obtained by measurement.
  • Network frequency ⁇ N of the (n) th line section or branch are, for example, by using a Fourier transform, a Fast (FFT) or discrete Fourier transform (DFT), the measured values or by frequency-selective pre-filtering and subsequent calculation of the amount and phase of the can be determined in the respective measured variable or by other equivalent methods in the time or frequency domain.
  • FFT Fast
  • DFT discrete Fourier transform
  • g s corresponds to the sum of the ohmic derivatives and C s to the sum of the phase earth capacitances, or phase leakage capacitances, across all line sections or line branches of the overall network 1 and i vS (j ⁇ r N ) the network-frequency portion of the displacement current from the overall network 1.
  • the evaluation for determining an earth fault 6 in the overall network 1 is of course also carried out analogously as described above, that is to say by evaluating the real and imaginary parts of the zero-sum admittance Y s (j ⁇ t ).
  • z ' 0 (n, jsr,) or i QS ⁇ j &,) and U m jm ⁇ ) can be obtained, for example, by signal sampling of a zero current measurement signal with a suitable current measurement unit 7 and a star point displacement voltage measurement signal with a suitable voltage measurement unit 8 with a Suitable sampling frequency, which advantageously corresponds to an integer multiple of the injection circuit frequency m t , with subsequent A / D conversion in a suitable A / D converter 9 and the implementation of an FFT (Fast Fourier Transformation) or DFT (Discrete Fourier Transformation) in an evaluation unit 10 , for example a computer with the appropriate software, can be determined.
  • FFT Fast Fourier Transformation
  • DFT Discrete Fourier Transformation
  • the sampling frequency is of course to be chosen so that the angular frequency t ⁇ t of the injection signal is also included in the discrete spectrum of the FFT or DFT.
  • the terms i 0 (n, j ⁇ ,) or i ⁇ S ⁇ j ⁇ ) and U m (j ⁇ j then correspond to the spectral values of the respective Fourier transforms with respect to the angular frequency m.
  • suitable window functions can also be used in a known manner in the FFT or DFT calculation Before the FFT or DFT is carried out, the two sequences of the binary values of the two measured variables, which are determined at equidistant times, for a certain, predetermined number N, are sequential, for example in an electronic one Storage 11, deposited.
  • the discrete spectral components with respect to the network frequency x ⁇ N are determined, for example, using the Fast Fourier Transformation (FFT) or the discrete Fourier transformation (DFT) and supply circuit frequency i of the two, the section zero current z 0 and the
  • Displacement voltage U ne assigned measured variables are calculated over the measurement cycle and the three branch parameters of the considered line section or line branch 2 or parameters of the overall network 1 are determined therefrom according to the above methods. Since the spectral components of the zero current of the (n) th line section i 0 (n, jt ⁇ N ) and the
  • Displacement voltage U ne (j ⁇ r N ) with respect to the network frequency m N when the FFT or DFT is carried out the network-frequency spectral components of the asymmetry current i v (n, j ⁇ u N ) of the considered line section or branch 2 can also be determined directly be determined. It is now possible to monitor the absence of errors in a network 1 or a line section 2 using the evaluation method presented above and, in the event of an earth fault 6, to indicate this on a suitable display device 12. Certain tolerance windows could also be introduced, so that, for example, an earth fault 6 is only displayed if the corresponding fault condition is exceeded for a number of successive measurement cycles.
  • an evaluation unit 10 with memory 11 and display device 12 is arranged in each of the n line sections 2, that is to say that the evaluation for each line branch 2 is carried out independently.
  • the measured values of the section zero currents z ' 0 and the zero sequence voltage U ne would be transmitted either in digital or analog form to a central evaluation and analyzed there accordingly.
  • a possibly existing earth fault 6 could then be displayed at a central point, for example a control center. Any combination of a distributed and a central evaluation is of course also possible.
  • the exchange of digital or analog measurement values to evaluate the error status of the network 1 takes place, as indicated in FIG. 2, for example via a connection, such as a data line, between the respective evaluation units.
  • a connection such as a data line
  • the feeding of one or more signals not equal to the network frequency m N or their integer, odd multiples into the zero system of the network 1 can take place continuously, with a time-varying amplitude or, if necessary, at periodic or arbitrary times and with any feed-in duration.
  • the sampling frequency is advantageously chosen such that it corresponds to an integer multiple of the network frequency ⁇ N and the length N of the measurement cycle is advantageously selected such that, taking the sampling frequency into account, the resulting measurement cycle duration both with regard to the network frequency N and with respect to the angular frequency KT. of the feed signal corresponds to an integer number of periods of these two signals.
  • Measured value cycles can be started at periodic, aperiodic or at any time as required, but are advantageously synchronized with a network reference signal formed from one or more phase voltages to determine phase relationships.
  • the underlying equation establishes a connection between the Laplace transforms of the physical quantities zero current z 0 and zero sequence voltage U ne .
  • the line parameters sought could be the result of a Parameter estimation method can be determined by estimating the coefficients of a linear differential equation describing the line section or its equivalent difference equation.
  • spectral components of zero current z 0 and displacement voltage U ne associated with the feed-in signal angular frequency m i may also be obtained by using frequency-selective filters, for example by means of measurement technology, and subsequently processed accordingly.
  • the faulty line section or branch can also be located, as described below.
  • the network-frequency components of the displacement current i v (n, jm N ) of the (n) th line section, as well as the branch parameters g (n) and C (n) are determined continuously and, if necessary, or after averaging or Filtering with previous parameters or reference values, eg in digital form in a digital memory, stored as reference values ⁇ VREF ( ⁇ , Y ⁇ N ), S REF ⁇ ) ur, d C * 2 ).
  • i Q (n, j ⁇ N ) and U m ⁇ j ⁇ N ) correspond to the network-frequency spectral components of the current line section zero current and the current zero sequence voltage.
  • the network frequency components of the fault current can be determined directly. For example, if the amount of the fault current i f (n, j ⁇ N ) determined in complex form is above a given time
  • the line section 2 under consideration must be identified as faulty and a corresponding error message issued. Since the fault current i f n, j ⁇ N ) is in phase with the phase-earth voltage of the faulty phase, the phase angle of the fault current i f (n, j ⁇ N ) can be compared by knowing the phase relationships of the three phase-earth voltages with respect to the network reference signal the
  • Phase angles of the three phase earth voltages determine the faulty phase and suitably display it on a display device 12.
  • the phase angle of the associated phase earth voltage is best correlated with the phase angle of the fault current, in each case based on the network reference signal. If the amount of the network-frequency component fault current i f (n, j ⁇ N ) drops below a predefined "fault-free" threshold and / or another suitable method results in the status of the fault-free status of the network, the above-described method for fault location is continued, i.e. the current line section parameters, possibly after an optional averaging, as reference values z V ⁇ r ( «,. / £?>), gm F ⁇ ) ur, d C REF ) ' m
  • the total capacitance C s could now be used for inductive star point earthing by means of a
  • Quenching coil 3 can be determined in a known manner from the resonance condition for mains frequency, the inductance L of the so-called quenching coil 3 for resonance or for any desired detuning of the quenching coil 3. If this quenching coil 3 is adjustable in its inductance L, its inductance L could then, if possible also be automated, be set to the determined value. If the feed signal is fed in continuously, the correctness of the tuning of the quenching coil 3 could also be continuously monitored, with which a change in the network state would be immediately recognizable and the quenching coil 3 would be immediately tunable, so that the desired detuning with regard to the resonance condition would be restored. The determined network parameters could also be used directly to determine further characteristic values.
  • this product corresponds to the so-called residual wattage current, which is an important indicator in connection with the quenching behavior of the network 1 and the size of the fault current i f .
  • Coil resonance current which is decisive for the tuning of the earth fault quenching coil 3 for resonance or for a preselectable detuning. This current corresponds to that
  • Nominal phase voltage of the network 1 corresponds. This condition is approximately given in the case of very low-resistance earth faults 6, from which it can be concluded that the inductance L of the earth fault quenching coil 3 should ideally be coordinated so that the current flowing through the earth fault quenching coil 3 is minimized in order to minimize the current at the fault location
  • the nominal phase voltage also corresponds to this coil resonance current.
  • all of the methods set out in particular those for fault location, can also be used in resistance-grounded networks, that is to say in networks whose star point is connected to earth via a resistor, and in isolated networks, that is to say in networks with an isolated star point.
  • the resonance tuning of the quenching coil is of course not necessary in this case.

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Abstract

Herkömmliche Methoden zur Ortung von Erdfehlern liefern für hochohmige Erdfehler unzuverlässige Ergebnisse bzw. sind dafür überhaupt nicht geeignet, weshalb es notwendig ist neue Verfahren zur Erkennung von hochohmigen Erdfehlern anzugeben. Die vorliegende Erfindung zeigt nun ein solches Verfahren wobei die Erdadmittanz b.z.w. Nulladmittanz eines Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges durch Einspeisen eines Hilfssignal mit einer Frequenz ungleich der Netzfrequenz ermittelt und zur Erkennung von Erdfehlern herangezogen wird.

Description

Verfahren zur Bestimmung eines Parameters eines elektrischen Netzes
Die gegenständliche Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung mindestens eines Parameters, insbesondere eines Parameters des Nullsystems, eines elektrischen Netzes, vorzugsweise mit induktiv oder über ohmschen Widerstand geerdetem oder isoliertem Sternpunkt, und/oder eines Leitungsabschnittes bzw. Leitungsabzweiges davon, insbesondere die Nulladmittanz Y , die Phasensumme der Leitwerte der ohmschen Ableitungen g und/oder die Phasensumme der Ableitkapazitäten C und/oder den Unsymmetriestrom iv , wobei in den Netzsternpunkt oder in das Nullsystem des elektrischen Netzes zumindest zeitweise ein Hilfssignal mit einer Kreisfrequenz ωi ungleich der Netzkreisfrequenz ωN und ungleich deren ganzzahlig ungeradzahliger Vielfacher eingespeist wird.
Wie aus der Literatur bekannt, führen mittel- bis niederohmige Erdfehler im sternpunkt- kompensierten Netz zu einem starken Anstieg der Amplitude des netzfrequenten Anteiles der Sternpunkt-Verlagerungsspannung. Diese Tatsache wird üblicherweise dazu benützt, das Vorhandensein von Erdfehlern zu erkennen. Bei höher- bis hochohmigen Erdfehlern, im Bereich von einigen zehn Kiloohm aufwärts, wie sie zum Beispiel durch das Berühren einer Phasenleitung mit dem Ast eines Baumes entstehen können, liegen die Fehlerströme größenmäßig im Bereich der Unsymmetrieströme des Netzes. Dies kann dazu führen, dass die Amplitude des netzfrequenten Anteiles der Sternpunkt-Verlagerungsspannung beim Eintritt von derartig hochohmigen Erdfehlern sogar sinkt, anstatt, wie dies bei nieder- ohmigeren Erdfehlern der Fall ist, anzusteigen. Zusätzlich ist auch festzustellen, dass übliche Fehlererkennungseinrichtungen in sternpunktkompensierten Netzen, wie z.B. ein Schutzrelais, aufgrund der Kleinheit der Messsignale bei hochohmigen Erdfehlern erfahrungsgemäß unsicher funktionieren, sodass in solchen Situationen auf diesem Wege keine zuverlässige Information über das Vorliegen eines Erdfehlers im Netz abgeleitet werden kann.
Ferner ist zu bedenken, dass der netzfrequente Anteil der Sternpunkt-Verlagerungsspannung allein schon wegen der schwankenden Unsymmetrieströme ebenfalls zeitlichen Änderungen unterliegt. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass sich die ohmschen Ableitungen des Netzes aufgrund von klimatischen Veränderungen ebenfalls stark ändern können.
Also bedarf es neuer Methoden zur Erkennung der Fehlerhaftigkeit des sternpunktkompensierten Netzes speziell im Zusammenhang mit hochohmigen Erdfehlern. Aus der WO 02/15355 ist beispielsweise ein Verfahren zur Ortung von hochohmigen Erdfehlern offenbart, wobei ein Signal mit Netzkreisfrequenz in das Nullsystem des Netzes derart eingespeist wird, dass die Sternpunkt-Verlagerungsspannung kompensiert wird. Das Erkennen eines Erdfehlers erfolgt dann direkt anhand des Betrages des eingespeisten Hilfs- Signals bei Netzkreisfrequenz. Bei diesem Verfahren wird ein weiteres Hilfssignal ungleich der Netzkreisfrequenz eingespeist, wobei dieses Signal lediglich zur Abstimmung der Löschspule verwendet wird. Sowohl die Ortung von Erdfehlern, als auch das Abstimmen der Löschspule erfolgt bei diesem Verfahren bei kompensierter Sternpunkt-Verlagerungsspannung. Zur Erkennung eines Erdfehlers ist also in der WO 02/15355 also notwendig, zumindest ein Hilfssignal nach Betrag und Phase zu regeln, um die Sternpunkt- Verlagerungsspannung zu kompensieren, da nur dann ein zuverlässiges Orten von Erdfehlern mit diesem Verfahren möglich ist. Eine solche Regelung ist jedoch in der Praxis aufwendig.
Die gegenständliche Erfindung stellt sich daher die Aufgabe ein einfach umsetzbares Verfahren zur Bestimmung von Parametern eines elektrischen Netzes bzw. von
Leitungsabschnitten oder Leitungsabzweigen anzugeben, mittels denen in weiterer Folge eine zuverlässige Erkennung und Ortung von, im speziellen hochohmigen, Erdfehlern, Schalthandlungen bzw. eine Abstimmung einer Löschspule ermöglicht wird.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass zumindest ein Parameter aus dem Nullstrom i0 und der Verlagerungsspannung Une bezüglich der gewählten Einspeise- kreisfrequenz ωt ermittelt wird.
Die Parameter, speziell jene des Nullsystems des betrachteten Leitungsabschnittes, können damit auf sehr einfachem Wege ermittelt werden, wobei an den Betrag und den Phasenbezug des Einspeisesignals im Wesentlichen keinerlei Anforderungen gestellt werden.
Als weiterer wichtiger Parameter eines elektrischen Netzes oder eines Leitungsabschnittes wird vorteilhafter Weise der sogenannte Unsymmetriestrom iv bezüglich der Netzkreisfrequenz ωN ermittelt, der in Folge für weitere Auswertungen herangezogen werden kann.
Diese Parameter werden günstiger Weise zumindest für eine Anzahl der (n) Leitungsabschnitte bzw. Leitungsabzweige eines elektrischen Netzes und/oder für das Gesamtnetz ermittelt. Die Ermittlung der Parameter des Nullsystems für das Gesamtnetz erfolgt dabei entweder über Aufsummieren der einzelnen Abzweigparameter oder alternativ durch Berechnung anhand des Summennullstromes.
Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht es somit, wichtige Parameter des elektrischen Versorgungsnetzes auf sehr einfache Art und Weise zu ermitteln, die dann für weitere Auswertungen herangezogen oder zur Ermittlung weiterer wichtiger Kenngrößen des Netzes, wie des Wattreststromes oder des Spulenresonanzstromes, verwendet werden.
Besonders vorteilhaft werden die ermittelten Parameter zur Ortung von Erdfehlern herangezogen, wobei ein Erdfehler dann erkannt und gegebenenfalls angezeigt wird, wenn der Realteil bzw. die Realteiländerung der Nulladmittanz Y für eine vorgegebene Zeitspanne eine vorgegebene Fehlerschwelle überschreitet. Ein Erdfehler kann also anhand der sehr einfach ermittelten Parameter des Netzes erkannt werden, wodurch die Erdfehlererkennung ausgesprochen einfach und trotzdem zuverlässig vorgenommen werden kann.
Darüber hinaus kann auch eine Schalthandlung im Gesamtnetz oder innerhalb eines Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges sehr einfach anhand der ermittelten Parameter erkannt und gegebenenfalls angezeigt werden, indem der Imaginärteil bzw. die Imaginärteiländerung der Nulladmittanz Y mit einer Fehlerschwelle verglichen wird. Damit wird ausgeschlossen, dass eine Schalthandlung irrtümlich als Erdfehler angezeigt wird.
Ein einfach umsetzbares Verfahren erhält man, wenn man im Falle eines Erdfehlers die unmittelbar vor Eintritt des Erdfehlers ermittelten Parameter des Nullsystemes des betrachteten Leitungsstückes zur Auswertung des Fehlerzustandes heranzieht. Damit gelingt es auch, die fehlerhafte Phase einfach zu detektieren.
Zur Umsetzung des Verfahrens wird vorteilhafter Weise ein nichtnetzfrequenter Spektralanteil der Fourier-Transformierten des Nullstromes i0 des betrachteten Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges bzw. vom Summennullstrom ios und der entsprechende nichtnetzfrequente
Spektralanteil der Fourier-Transformierten der Verlagerungsspannung Une bestimmt und der
Berechnung zugeführt. Vielfach werden diese Signale in bestehenden elektrischen Anlagen bereits gemessen, sodass diese Messwerte direkt zur Auswertung herangezogen werden können.
Um die weitere Verarbeitung zu vereinfachen, werden die Momentanwerte des Nullstromes i0 des Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges bzw. des Summennullstrom ios und der
Verlagerungsspannung Une zu zeitlich äquidistanten Zeitpunkten abgetastet und in digitaler
Form in einem digitalen Speicher abgelegt. Damit kann die Auswertung, beispielsweise durch numerische Verfahren, in digitaler Form, z.B. auf einem Computer erfolgen, was die Flexibilität dieses Verfahren erheblich erhöht.
Günstiger Weise werden für jede Messgröße zu zeitlich äquidistanten Zeitpunkten eine Folge mit vorgegebener Anzahl N von aufeinanderfolgenden Momentanwerten dieser Messgröße mit einem Analog - Digitalwandler gemessen und digitalisiert , dann abgespeichert und die Auswertung anhand dieser Messwertfolgen durchgeführt. Die eigentliche Auswertung der Messwerte erfolgt vorteilhaft mit der Fast (FFT) oder der diskreten (DFT) Fourier Transformation.
Die Erfindung wird anhand der folgenden Erläuterungen unter Bezugnahme auf die begleitenden beispielhaften und schematischen Zeichnungen Fig. 1 und Fig. 2 näher beschrieben. In den Zeichnungen zeigt
Fig. 1 das elektrische Ersatzschaltbild des Nullsystems eines Abzweiges eines sternpunktkompensierten Netzes mit induktiver Sternpunkterdung und Fig. 2 eine beispielhafte Anordnung zur Bestimmung der Parameter des Netzes.
In Fig. 1 ist das bekannte elektrische Ersatzschaltbild eines Leitungsabschnittes eines elektrischen Versorgungsnetzes 1 dargestellt. Zwischen dem Transformatorsternpunkt 4 und dem Erdungspunkt 5 befindet sich beispielhaft eine Löschspule 3, die durch einen ohmschen Leitwert gL und einer Induktivität L beschrieben wird. Wird das Netz widerstandsgeerdet betrieben, so wird der Erdungswiderstand durch den Leitwert g repräsentiert, während die Induktivität L entfällt. Die Streuinduktivitäten sowie die ohmschen Widerstände der Sekundärwicklung des Speisetransformators werden durch die für alle drei Phasen als gleich groß angenommenen Längsimpedanzen ZLT repräsentiert. In das Netz, hier bestehend aus nur einem Leitungsabschnitt, werden die Phasenspannungen Ux , U2 und U3 eingespeist und es fließen die Phasenströme z , i2 und z3. Zwischen den drei Phasen und der Erde liegen die Phasen-Erdspannungen UlE , U2E und U3E an.
Ein Leitungsabschnitt wird, wie für den betrachteten Frequenzbereich von <100Hz zulässig, durch Leitungslängsimpedanzen ZLL , bestehend aus einem ohmschen und einem induktiven Term, und Leitungsableitadmittanzen YAl , YÄ2 und YA3 , bestehend aus einer ohmschen und einer kapazitiven Komponente , beschrieben. Über die Leitungsableitadmittanzen YAl , YA2 und YA3 fließen die Ableitströme iAl , iA2 und iA . Die Ableitströme iAl , iA2 und iΛ3 fließen als Nullstrom i0 dieses Leitungsabschnittes über die Löschspule 3 zum Transformatorsternpunkt 4 zurück. Am Erdungspunkt der Löschspule 3 vereinigen sich die Nullströme i0 aller vorhandenen Leitungsabschnitte 2 zur Summe der Nullströme ios . Verbraucherseitig, repräsentiert durch Verbraucherimpedanzen Zv , fließen die Verbraucherströme ivι , iV2 und iV3. Dieses Ersatzschaltbild wird zur Herleitung von für das erfindungsgemäße Verfahren wichtigen Beziehungen verwendet.
Zu den folgenden Erläuterungen sei vorab angemerkt, dass sich die nachfolgenden Formeln, wenn nicht anders angemerkt, auf die Laplacetransformierten der jeweiligen elektrischen Größen beziehen, die vorkommenden elektrischen Größen zwecks Vereinfachung der Schreibweise jedoch nicht explizit als Funktion der komplexen Frequenzvariablen s geschrieben werden, also wird beispielsweise Une(s) mit Une bezeichnet.
Wie aus dem elektrischen Ersatzschaltbild gemäß Fig. 1 entnommen werden kann, ergibt sich der Nullstrom i0 , also die arithmetische Summe der einzelnen Phasenströme, eines beliebigen (n)-ten Leitungsabzweiges bzw. -abschnittes 2 als sehr gute Näherung aus der Beziehung
h = Une - Y+ iv + if ,
mit der Nulladmittanz, bzw. gleichwertig auch als Erdadmittanz bezeichnet, Y - JA\ + YA2 + ^«) und dem Unsymmetriestrom, bzw. Verlagerungsstrom, iv = (Ul ■ AYAl + U2 ■ AYA2 + U3 ■ AYA3), wobei die AYAi die Unsymmetrie der Nulladmittanzen beschreiben, und dem im Fehlerfall vorhandenen Fehlerstrom if .
Der Term Y repräsentiert die Phasensumme der Ableitadmittanzen Y = (YAl + YA2 + YA3) der drei Phasen, wobei sich die einzelnen Ableitadmittanzen aus einem resistiven g und einem kapazitiven Term C zusammensetzen, für den (n)-ten Leitungsabschnitt wird die Null- admittanz Y mit Y(n) bezeichnet.
Betrachtet man die obigen Beziehungen für den Unsymmetriestrom iv spektral, also iv{jτ<j), so kann z.B. aufgrund einer Fourierreihenzerlegung der Phasenspannungen direkt daraus gefolgt werden, dass der Spektralanteil des Unsymmetriestromes iv(j&) für Kreisfrequenzen ungleich der Netzkreisfrequenz ωN und deren ganzzahlig ungeradzahligen Vielfachen Null sein muss, also unberücksichtigt bleiben kann.
Weiters erkennt man, dass der Unsymmetriestrom iv unabhängig vom Nullsystem und somit von der Verlagerungsspannung Une ist.
Wird nun ein Signal mit eine Kreisfrequenz ωt ungleich der Netzkreisfrequenz ωN sowie deren ganzzahlig ungeradzahligen Vielfachen in den Netzsternpunkt bzw. in das Nullsystem eingespeist, wobei Einspeisen in das Nullsystem bedeutet, dass eine Größe, wie die Verlagerungsspannung, bezüglich Erde verändert wird, z.B. in Form eines Stromes über die Hilfswicklung der Erdschluss-Löschspule 3, kann bezüglich des (n)-ten Leitungsabschnittes oder Leitungsabzweiges 2 aus diesen Überlegungen direkt gefolgt werden:
iAnJ∞ = Une{jm)- Y(n,jm)+ if{jυτ
Die Abzweignulladmittanz Y n,jω^) des (n)-ten Leitungsabschnittes oder Leitungsabzweiges setzt sich aus der Phasensumme der Leitwerte der ohmschen Ableitungen g(n) , also einen resistiven Anteil, und der Phasensumme der Ableitkapazitäten C(n) , also einem kapazitiven Anteil, zusammen. Ist der (n)-te Leitungsabschnitt oder Leitungsabzweig nun fehlerfrei, so reduziert sich diese Gleichung auf
*o(«> ) = u j∞tϊ Y(n m,)>
woraus sich die Abzweigparameter g(n) und C(n) wie folgt berechnen lassen
Figure imgf000008_0001
wobei Re und Im für den Realteil und den Imaginärteil stehen. Damit können bei Kenntnis des Nullstromes i0 des Leitungsabschnittes 2 und der Verlagerungsspannung Une bei der
Injektionskreisfrequenz ST. , beispielsweise bei Kenntnis von deren Spektralanteile, die
Abzweignulladmittanz Y(n,jω,), bzw. die Abzweigparameter g(n) und C(n) , sehr einfach ermittelt werden. Für einen fehlerbehafteten Abschnitt folgt dann aus dem Obigen konsequenterweise
Figure imgf000008_0002
Damit kann aber ein fehlerhafter Leitungsabschnitt oder Leitungsabzweig 2 sehr einfach ermittelt werden. Springt nämlich dieser Realteil plötzlich über eine vorwählbare Schwelle oder überschreitet die Differenz vom aktuellen Realteil und dem Wert vergangener Realteile eine andere vorwählbare Schwelle, während der Imaginärteil weitestgehend konstant bleibt, so ist der Leitungsabschnitt bzw. Leitungsabzweig 2 fehlerhaft. Ändert sich hingegen plötzlich der Imaginärteil der Ableitadmittanz, also überschreitet z.B. der Absolutbetrag der Differenz vom aktuellen Imaginärteil und von vergangener Imaginärteile der Abschnitts- nulladmittanz Y(n,jω,) eine gewisse vorwählbare Schwelle für eine vordefinierte Zeit, während der Realteil weitgehend konstant bleibt, so hat im überwachten Leitungsabschnitt bzw. -abzweig eine Zu- oder Abschaltung von einem oder mehreren Leitungsteilen stattgefunden.
Ein dritter wichtiger Abzweigparameter eines Leitungsabzweiges bzw. -abschnittes eines elektrischen Netzes ist der Unsymmetriestrom iv , der wie oben gezeigt nur aus Spektral- anfeilen bezüglichen der Netzkreisfrequenz ωN sowie deren Oberwellen besteht, und der nun mittels der beiden Abzweigparameter g{n) und C(n) einfach aus der Beziehung
iv(n,jmN) = i0(n,j N)-Une(jmN)-Y(n,j N)
mit Y(n,jtσN)= g(n)+ j σNC(n)
ermittelt werden kann. Die Verlagerungsspannung Une und der Nullstrom i0 des (n)-ten Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges, könnten z.B. durch Messung gewonnen werden. Die Spektralanteile der Verlagerungsspannung Une und des Nullstromes i0 bezüglich der
Netzkreisfrequenz ωN des (n)-ten Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges sind beispielsweise durch Anwendung einer Fouriertransformation, einer Fast- (FFT) oder diskreten Fourier- transformation (DFT), der Messwerte oder durch frequenzselektive Vorfilterung und nachfolgende Berechnung von Betrag und Phase der jeweiligen Messgröße oder durch andere gleichwertige Methoden im Zeit- oder Frequenzbereich ermittelbar .
Für das Gesamtnetz 1 , also der Summe aller (n) Leitungsabschnitte bzw. Leitungsabzweige 2, erhält man natürlich äquivalente Beziehungen, da sich der über die Löschspule 3 rückfließende Nullstrom ios , der z.B. an der Hauptwicklung der Löschspule 3 gemessen werden kann, als Summe der Nullströme i0 der einzelnen (n) Leitungsabschnitte bzw. Leitungsabzweige 2 ergibt, also die obigen Gleichungen für das Gesamtnetz 1 in der Form
Figure imgf000009_0001
Y S(J^N) = SS + J^N S
darstellbar ist. Dabei entspricht gs der Summe der ohmschen Ableitungen und Cs der Summe der Phasenerdkapazitäten, bzw. Phasenableitkapazitäten, über alle Leitungsabschnitte bzw. Leitungsabzweige des Gesamtnetzes 1 und ivS(jπrN) dem netzfrequenten Anteil des Verlagerungsstromes vom Gesamtnetz 1.
Daraus folgt aber auch weiters, dass die Parameter gs , Cs und ivS(jtσN) des
Gesamtnetzes 1 entweder durch Aufsummieren der einzelnen Abzweigparameter g(n),
C(n) und iv(n,jzσN), oder durch Berechnung, wie oben gezeigt, erfolgen kann.
Die Auswertung zur Bestimmung eines Erdfehlers 6 im Gesamtnetz 1 erfolgt selbstver- ständlich ebenfalls analog wie oben beschrieben, also durch Auswertung der Real- und Imaginärteile der Summennulladmittanz Ys(jωt).
Eine geeignete Methode zu Bestimmung der Abzweigparameter g(n) , C(n) und iv(n,jmN) bzw. der Parameter gs , Cs und ivS(jtσN) des Gesamtnetzes 1 wird nun mit Hilfe der Fig. 2 näher beschrieben, wobei ausdrücklich darauf hingewiesen wird, dass diese Methode lediglich beispielhaft angeführt wird, da es, wie weiter unten angemerkt, eine Vielzahl von möglichen Verfahren zur Bestimmung dieser Parameter gibt.
Die Terme z' 0(n,jsr,) bzw. iQS{j&,) und Um jm^) können beispielsweise durch Signalabtastung eines Nullstrommeßsignals mit einer geeigneten Strommesseinheit 7 und eines Stempunkt-Verlagerungsspannungsmesssignals mit einer geeigneten Spannungsmess- einheit 8 mit einer geeigneten Abtastfrequenz, die vorteilhaft einem ganzzahligen Vielfachen der Injektionskreisfrequenz mt entspricht, mit nachfolgender A/D Wandlung in einem geeigneten A/D-Wandler 9 und der Durchführung einer FFT (Fast Fourier Transformation) oder DFT (Diskreten Fourier Transformation) in einer Auswerteeinheit 10, z.B. ein Computer mit entsprechender Softwareausstattung, ermittelt werden. Die Abtastfrequenz ist dabei natürlich so zu wählen, daß die Kreisfrequenz tσt des Injektionssignales im diskreten Spektrum der FFT oder DFT auch enthalten ist. Die Terme i0(n,j σ,) bzw. iϋS{j∞ ) und Um(jυj entsprechen dann den Spektralwerten der jeweiligen Fouriertransformierten bezüglich der Kreisfrequenz m Natürlich können bei der FFT oder DFT Berechnung auch in bekannter Weise geeignete Fensterfunktionen verwendet werden. Vor der Durchführung der FFT oder DFT werden die beiden Folgen von den zu zeitlich äquidistanten Zeitpunkten ermittelten, Binärwerten der beiden Messgrößen für eine gewisse, vorgegebene Anzahl N jeweils sequentiell, z.B. in einem elektronischen Speicher 11 , hinterlegt. Dabei sollte man der Einfachheit halber beachten, dass die zum gleichen Zeitpunkt ermittelten Messwerte der beiden Messgrößen auch mit dem gleichen Speicherindex versehen werden, also der (k)-te Messwerteintrag des ersten Messwertspeichers zum gleichen Zeitpunkt gemessen wurde wie der (k)-te Messwerteintrag des zweiten Messwertspeichers.
Nach Beendigung eines Messzyklus, also nachdem genau N Messungen der beiden Größen erfolgt und in den zugehörigen Messwertspeichern 11 hinterlegt worden sind, werden beispielsweise mit der Fast Fourier Transformation (FFT) oder der diskreten Fouriertrans- formation (DFT) die diskreten Spektralanteile bezüglich Netzkreisfrequenz xπN und Einspeisekreisfrequenz i von den beiden, dem Abschnittnullstrom z0 und der
Verlagerungsspannung Une zugeordneten, Messgrößen über den Messzyklus berechnet und daraus nach obigen Methoden die drei, diesem Messzyklus zugeordneten, Abzweigparameter des betrachteten (n)-ten Leitungsabschnittes bzw. Leitungsabzweiges 2 bzw. Parameter des Gesamtnetzes 1 bestimmt. Da die Spektralanteile des Nullstromes des (n)-ten Leitungsabschnittes i0(n,jtσN) und der
Verlagerungsspannung Une(jπrN) bezüglich Netzkreisfrequenz mN bei der Durchführung der FFT oder DFT mitbestimmt werden, können die netzfrequenten Spektralanteile des Unsymmetriestromes iv(n,jιuN) des betrachteten (n)-ten Leitungsabschnittes bzw. - abzweiges 2 ebenfalls direkt ermittelt werden. Damit ist es nun möglich, die Fehlerfreiheit eines Netzes 1 bzw. eines Leitungsabschnittes 2 mit der weiter oben vorgestellten Auswertemethode zu überwachen und im Falle eines Erdfehlers 6 diesen an einer geeigneten Anzeigeeinrichtung 12 anzuzeigen. Dabei könnten auch gewisse Toleranzfenster eingeführt werden, sodass z.B. ein Erdfehler 6 nur dann angezeigt wird, wenn die entsprechende Fehlerbedingung für eine Anzahl von hinterein- anderfolgender Messzyklen überschritten wird.
In der Anordnung nach Fig. 2 ist in jedem der n Leitungsabschnitte 2 eine Auswerteeinheit 10 mit Speicher 11 und Anzeigeeinrichtung 12 angeordnet, d.h. dass die Auswertung für jeden Leitungsabzweig 2 eigenständig durchgeführt wird. Selbstverständlich ist es auch möglich die Auswertung zentral durchzuführen. Dabei würden die Messwerte der Abschnittnullströme z' 0 sowie der Verlagerungsspannung Une entweder in digitaler oder analoger Form zu einer zentralen Auswertung übertragen und dort entsprechend analysiert. Ein eventuell vorhandener Erdfehler 6 könnte dann an einer zentralen Stelle, z.B. einer Steuerzentrale, angezeigt werden. Natürlich ist auch eine beliebige Kombination einer verteilten und einer zentralen Auswertung möglich. Der Austausch der digitalen oder analogen Messwerte zur Auswertung des Fehlerzustandes des Netzes 1 erfolgt, wie in Fig. 2 angedeutet, z.B. über eine Verbindung, wie z.B. eine Datenleitung, zwischen den jeweiligen Auswerteeinheiten. Wobei selbstverständliche jede beliebige Möglichkeit zum Datenaustausch, insbesondere auch kontaktlose Methoden, denkbar sind.
Bei der Durchführung dieses Verfahrens werden an die Amplitude des Einspeisesignales keine besonderen Anforderungen gestellt. Sie sollte jedoch einerseits eine zuverlässige numerische Auswertung ermöglichen, also statistisch gesehen deutlich über der "Rauschgrenze" liegen, und andererseits die vom Netzbetreiber vorgegebenen Maximalwerte bezüglich zulässiger Injektionsstromamplituden und daraus resultierender Verlagerungsspannungen Une nicht überschreiten.
Die Einspeisung eines oder mehrerer Signale ungleich der Netzkreisfrequenz mN oder deren ganzzahlig ungeradzahliger Vielfacher ins Nullsystem des Netzes 1 kann kontinuierlich, mit zeitlich schwankender Amplitude oder bei Bedarf fallweise zu periodischen oder willkürlichen Zeitpunkten und mit beliebiger Einspeisedauer erfolgen. Die Abtastfrequenz wird vorteilhafter Weise so gewählt, dass sie einem ganzzahligen Vielfachen der Netzkreisfrequenz σN entspricht und die Länge N des Messzyklus wird vorteilhafter Weise derart gewählt, dass unter Berücksichtigung der Abtastfrequenz die resultierende Messzyklusdauer sowohl bezüglich der Netzkreisfrequenz N als auch bezüglich der Kreisfrequenz KT. des Einspeisesignales einer jeweils ganzzahligen Anzahl von Periodendauern dieser beiden Signale entspricht. Der Start von Messwertzyklen kann dabei zu periodischen, aperiodischen oder zu beliebigen Zeitpunkten je nach Bedarf erfolgen, wird zur Festlegung von Phasenbeziehungen aber vorteilhafter Weise mit einem, aus einer oder mehreren Phasenspannungen gebildeten, Netzreferenzsignal synchronisiert.
Die zugrundeliegende Gleichung, stellt einen Zusammenhang zwischen den Laplacetrans- formierten der physikalischen Größen Nullstrom z0 und Verlagerungsspannung Une her. Die
Rücktransformation der Gleichung in den Zeitbereich liefert bekannter Weise eine lineare Differentialgleichung, die natürlich mit hinlänglich bekannten geeigneten mathematischen Verfahren, wie z.B. analytischen oder numerische Methoden, genauso gelöst werden könnte, wobei dann die gesuchten Abzweigparameter g(n) und C(n) als Koeffizienten dieser Differentialgleichung auftreten.
Ferner ist auch die Anwendung der sogenannten Bilineartransformation, eines beliebigen geeigneten Verfahrens im Zeitbereich oder eine z-Transformation denkbar, die eine Lösung dieses mathematischen Problemes in äquivalenter Weise ermöglicht. Durch Anwendung von Methoden im Zeitbereich könnten die gesuchten Leitungsparameter z.B. als Ergebnis eines Parameterschätzverfahrens durch Schätzen der Koeffizienten einer, den Leitungsabschnitt beschreibenden, linearen Differentialgleichung oder deren äquivalenter Differenzengleichung bestimmt werden.
Außerdem wäre es natürlich auch möglich, dass die der Einspeisesignalkreisfrequenz mi zugehörigen Spektralanteile von Nullstrom z0 und Verlagerungsspannung Une auch durch den Einsatz frequenzselektiver Filter, z.B. auf messtechnischem Wege, gewonnen und nachfolgend entsprechend weiterverarbeitet werden.
Man erkennt daraus insbesondere, dass letztlich eine Vielzahl von Methoden in äquivalenter Weise zur Bestimmung der Abzweigparameter g(n) und C(n) angewandt werden können, die jedoch nicht allesamt im Detail in dieser Anmeldung genannt werden können, aber selbstverständlich durch die gegenständliche Erfindung mitumfasst werden.
Neben der Bestimmung der Fehlerfreiheit bzw. Fehlerhaftigkeit des Gesamtnetzes 1 kann auch der fehlerhafte Leitungsabschnitt oder -abzweig lokalisiert werden, wie im folgenden beschrieben. Während des fehlerfreien Netzzustandes werden kontinuierlich oder bei Bedarf die netzfrequenten Anteile des Verlagerungsstromes iv(n,jmN) des (n)-ten Leitungsabschnittes, sowie die Abzweigparameter g(n) und C(n) ermittelt und, nach einer allfälligen Mittelung oder Filterung mit vorherigen Parametern oder Referenzwerten, z.B. in digitaler Form in einem digitalen Speicher, als Referenzwerte ΪVREF (^, J^N) , SREF ^ ) ur,d C *2) abge- speichert. Tritt nun ein Erdfehler 6 auf, so wird die Aktualisierung des Referenzwertespeichers unterbrochen, womit die vor dem Fehlereintritt ermittelten Parameter bzw. Referenzwerte als letztgültige Referenzwerte hinterlegt bleiben. Es kann davon ausgegangen werden, dass sich die im fehlerfreien Netz ermittelten Parameter bzw. Referenzwerte des betrachteten (n)-ten Leitungsabschnittes 2 nicht kurzfristig ändern, sodass es legitim ist, die tatsächlichen Leitungsabschnittsparameter zumindest für kurze Zeiträume durch die entsprechenden Referenzwerte zu ersetzen, womit die bekannte Gleichung in der Form
YREF ("> J&N ) = gREF W + J∞N REF (")
geschrieben werden kann und der aktuelle Verlagerungsstrom in der Form
Figure imgf000013_0001
substituiert wird. Damit erhält man durch Umformen den netzfrequenten Anteil des Fehlerstromes mit if (n,jωN) = i0 (n, jωN)- [Une (jωN )YREF (n, jωN )] - ivREF (n,jωN),
wobei die Terme iQ(n,jωN) und Um{jωN) den netzfrequenten Spektralanteilen vom aktuellen Leitungsabschnittsnullstrom und der aktuellen Verlagerungsspannung entsprechen. Mit diesem Verfahren lassen sich also in direkter Weise die netzfrequenten Anteile des Fehlerstromes bestimmen. Liegt nun beispielsweise der Betrag des in komplexer Form ermittelten Fehlerstromes if(n,jωN) für eine vorgegebene Zeit über einer vorgegebenen
Fehlerstromschwelle, so ist der betrachtete (n)-te Leitungsabschnitt 2 als fehlerhaft auszuweisen und eine entsprechende Fehlermeldung abzusetzen. Da der Fehlerstrom if n,jωN) gleichphasig zur Phasen-Erdspannung der fehlerbehafteten Phase ist, kann bei Kenntnis der Phasenbeziehungen der drei Phasen-Erdspannungen bezüglich des Netzreferenz- signales durch Phasenvergleich der Phasenwinkel des Fehlerstromes if (n,jωN) mit den
Phasenwinkeln der drei Phasen-Erdspannungen, z.B. in einer Auswerteeinheit 10, die fehlerbehaftete Phase ermittelt und an einer Anzeigeeinrichtung 12 geeignet angezeigt werden. Dabei wird jene Phase als fehlerhaft erklärt, deren Phasenwinkel der zugehörigen Phasen-Erdspannung am besten mit dem Phasenwinkel des Fehlerstromes, jeweils bezogen auf das Netzreferenzsignal, korreliert. Sinkt nun der Betrag des netzfrequenten Anteiles Fehlerstromes if(n,jωN) unter eine vordefinierte "fehlerfrei" Schwelle und/oder ergibt ein anderes geeignetes Verfahren den Status der Fehlerfreiheit des Netzes, so wird das oben beschriebene Verfahren zur Fehlerortung fortgesetzt, also die aktuellen Leitungsabschnittparameter, eventuell nach einer optionalen Mittelung, als Referenzwerte zVÄΘr («,./£?>) , gmF^) ur,d CREF ) 'm
Referenzwertespeicher hinterlegt.
Aus der Summenkapazität Cs könnte nun bei induktiver Sternpunkterdung mittels einer
Löschspule 3 in bekannter Weise aus der Resonanzbedingung für Netzfrequenz die Induktivität L der sogenannten Löschspule 3 für Resonanz oder für eine beliebige gewünschte Verstimmung der Löschspule 3 bestimmt werden. Ist diese Löschspule 3 in ihrer Induktivität L verstellbar, so könnte deren Induktivität L dann, wenn möglich auch automatisiert, auf den ermittelten Wert eingestellt werden. Erfolgt die Einspeisung des Einspeisesignales kontinuierlich, so könnte die Richtigkeit der Abstimmung der Löschspule 3 auch kontinuierlich überwacht werden, womit eine Änderung des Netzzustandes unmittelbar erkennbar und die Löschspule 3 sofort abstimmbar wäre, sodass die gewünschte Verstimmung bezüglich der Resonanzbedingung wiederhergestellt wäre. Die ermittelten Netzparamter könnten weiters auch noch direkt zur Ermittlung weiterer Kennwerte verwendet werden. Multipliziert man z.B. der Summenleitwert gs mit dem Effektivwert der Phasennennspannung des Netzes 1 , so entspricht dieses Produkt dem sogenannten Wattreststrom, der ein wichtiger Indikator im Zusammenhang mit dem Löschverhalten des Netzes 1 und der Größe des Fehlerstromes if ist .
Multipliziert man hingegen die Summenerdkapazität Cs mit dem Effektivwert der Phasennennspannung, also mit der nicht verketteten Nennspannung des Netzes 1 , und mit der Netzkreisfrequenz mN , so entspricht dieses Produkt dem sogenannten
Spulenresonanzstrom, der für die Abstimmung der Erdschluss-Löschspule 3 auf Resonanz oder auf eine vorwählbare Verstimmung maßgebend ist. Dieser Strom entspricht dem
Summenstrom der kapazitiven Ableitungen des gesamten Netzes 1 , wenn der Effektivwert der Sternpunkt-Verlagerungsspannung Um genau dem Effektivwert der
Phasennennspannung des Netzes 1 entspricht. Diese Bedingung ist im Falle von sehr niederohmigen Erdfehlern 6 näherungsweise gegeben, woraus geschlossen werden kann, dass die Induktivität L der Erdschluss-Löschspule 3 zwecks Minimierung des Stromes an der Fehlerstelle idealerweise so abzustimmen ist, dass der durch die Erdschluss-Löschspule 3 fließende Strom bei Anliegen der Phasennennspannung ebenfalls diesem Spulenresonanzstrom entspricht.
Auf die Erzeugung und Einspeisung geeigneter Einspeisesignale wird hier nicht im Detail eingegangen. Es wird aber darauf hingewiesen, dass selbstverständlich jedes beliebige Verfahren zur Anwendung kommen kann, insbesondere ein Verfahren und eine Vorrichtung ähnlich dem wie in der WO 02/15355 offenbart.
In der obigen Beschreibung wird immer von der Einspeisung eines einzigen Signals mit einer Kreisfrequenz zσ. ungleich der Netzkreisfrequenz zσN gesprochen, es ist jedoch selbstverständlich auch möglich, mehrere solcher Signale in das Nuilsystem einzuspeisen und für jede dieser Kreisfrequenzen zυi die entsprechenden Parameter, wie oben beschrieben, zu ermitteln. Aus den einzelnen Parametern könnten dann „gemittelte Parameter" ermittelt werden und die Auswertung anhand dieser gemittelten Parameter durchgeführt werden.
Ferner können alle dargelegten Verfahren, insbesondere die der Fehlerortung, auch bei widerstandsgeerdeten Netzen, also bei Netzen, deren Sternpunkt über einen Widerstand mit Erde verbunden ist, sowie bei isolierten Netzen, also bei Netzen mit isoliertem Sternpunkt, angewandt werden. Die Resonanzabstimmung der Löschspule entfällt in diesem Fall natürlich.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Bestimmung mindestens eines Parameters, insbesondere eines Parameters des Nullsystems, eines elektrischen Netzes, vorzugsweise mit induktiv oder über ohmschen Widerstand geerdetem oder isoliertem Sternpunkt, und/oder eines Leitungsabschnittes bzw. Leitungsabzweiges davon, insbesondere die Nulladmittanz 7, die Phasensumme der Leitwerte der ohmschen Ableitungen g und/oder die Phasensumme der Ableitkapazitäten C sowie den Unsymmetriestrom z' v , wobei in den Netzsternpunkt oder in das Nullsystem des elektrischen Netzes zumindest zeitweise ein Hilfssignal mit einer Kreisfrequenz ωt ungleich der Netzkreisfrequenz ωN und ungleich deren ganzzahlig ungeradzahliger Vielfacher eingespeist wird, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest ein Parameter aus dem Nullstrom z0 und der Verlagerungsspannung Une bezüglich der gewählten Einspeisekreisfrequenz ω,. ermittelt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass als Parameter die Nulladmittanz Y als komplexer Quotient aus den Spektralanteilen vom Nullstrom z0 und der
Verlagerungsspannung Une bezüglich der Einspeisekreisfrequenz ωt und/oder die Phasensumme der Leitwerte der ohmschen Ableitungen g und/oder die Phasensumme der Ableitkapazitäten Cals Real- und Imaginärteil dieses Quotienten, gemäß den Beziehungen
g
Figure imgf000016_0001
oder durch andere geeignete hinlänglich bekannte äquivalente Methoden, beispielsweise durch Methoden im Zeitbereich, Koeffizientenschätzverfahren oder durch Methoden der frequenzselektiven Vorfilterung, etc., ermittelt werden.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass als Parameter der Unsymmetriestrom z' v bezüglich der Netzkreisfrequenz ωN eines elektrischen Netzes anhand der Beziehung Ü∞N) = Φ N)-U,ΛJ N)- Y(J∞N) mit Y(jωN) = g + jzσNC ermittelt wird.
4. Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass für einen (n)-ten Leitungsabschnitt bzw. Leitungsabzweig eines elektrischen Netzes die Abschnittsnull- admittanz
Figure imgf000017_0001
zumindest ein darin enthaltener Abzweigparameter g(n) , C(n) , und/oder der Unsymmetriestrom iv(n,jzuN) anhand des Nullstromes z0 dieses (n)-ten Leitungsabschnittes bzw. Leitungsabzweiges und der Verlagerungsspannung Une des Netzes bezüglich der Einspeisekreisfrequenz ωt gemäß den Beziehungen
g(n) = Re[γ(n,jtσ,)] =
C(n) = — Inι[7 R, j zul )] = — Im und
ZU, zu,
mit Y(n, jωN ) = g(n)+ jzuNC(n) , oder durch andere geeignete hinlänglich bekannte äquivalente Methoden, beispielsweise durch Methoden im Zeitbereich, Koeffizientenschätzverfahren oder durch Methoden der frequenzselektiven Vorfilterung, etc., ermittelt werden.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass für das Gesamtnetz die Summennulladmittanz Ys jω,), zumindest ein darin enthaltener Netzparameter, wie Summenleitwert gs und/oder Summenableitkapazität Cs , und/oder der Summenunsymmetriestrom ivS anhand des Summennullstromes z' 05 und der Verlagerungsspannung Une des Netzes bezüglich der Einspeisekreisfrequenz ωx gemäß den Beziehungen
Figure imgf000017_0003
Cs = —lm[Ys{jzu ] = —Tm los ( r,) und zu, u. iAj UN) = i j N)-U ne{j N)- Ys{j∞N) mit Ys (jωN ) = gs + jtuNCs , oder durch andere geeignete hinlänglich bekannte äquivalente Methoden, beispielsweise durch Methoden im Zeitbereich, Koeffizientenschätzverfahren oder durch Methoden der frequenzselektiven Vorfilterung, etc., ermittelt werden.
6. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest ein Netzparameter des Gesamtnetzes, Summenleitwert gs und/oder Summenableitkapazität Cs und/oder Summenunsymmetriestrom ivS , durch Aufsummieren der einzelnen Abzweigparameter g(n) , C(n) und iv(n,jzuN) ermittelt wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die Parameter anhand der Spektralanteile der Fouriertransformierten, vorzugsweise Fast- oder diskrete Fouriertransformierten, des Nullstromes z0 und der Verlagerungsspannung Um bezüglich der Einspeisekreisfrequenz ωt ermittelt werden.
8. Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Summenleitwert gi; zur Ermittlung des Wattreststromes mit dem Effektivwert der Phasennennspannung multipliziert wird.
9. Verfahren nach Anspruch 5 oder 6 für ein Netz mit einer Löschspule, dadurch gekennzeichnet, dass die Summenableitkapazität Cs zur Ermittlung des Löschspulenresonanz- stromes mit dem Effektivwert der Phasennennspannung und der Netzkreisfrequenz ωN multipliziert wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die bestimmten Parameter, insbesondere Y, g, C und/oder iv, zur Ortung von Erdfehlern,
Erkennung und Lokalisierung von Schalthandlungen im Netz und/oder zur Abstimmung einer Löschspule verwendet werden.
11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass ein Erdfehler erkannt und gegebenenfalls angezeigt wird, wenn der Realteil und/oder die Realteiländerung der Nulladmittanz 7 für eine vorgegebene Zeitspanne eine vorgegebene Fehlerschwelle überschreitet.
12. Verfahren nach Anspruch 11 , dadurch gekennzeichnet, dass das Ende eines Fehlerzustandes erkannt und gegebenenfalls angezeigt wird, wenn für den Realteil und/oder die Realteiländerung die vorgegebene Fehlerschwelle für eine vorgegebene Zeitspanne wieder unterschritten wird.
13. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass eine Schalthandlung im Gesamtnetz oder innerhalb eines Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges erkannt und gegebenenfalls angezeigt wird, wenn der Imaginärteil bzw. die Imaginärteiländerung der Nulladmittanz 7 für eine vorgegebene Zeitspanne eine vorgegebene Fehlerschwelle über- schreitet.
14. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Fehlerhaftigkeit eines Leitungsabschnittes oder -abzweiges mittels der im fehlerfreien Netzzustand ermittelten Abzweigparameter g(n) , C(n) und iv(n) bestimmt wird.
15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass a) die Abzweigparameter Abschnittsleitwert g(n) , Abschnittsableitkapazität C(n) und
Abschnittsunsymmetriestrom iv(n,jzuN) zumindest eines Leitungsabschnittes bzw.
Leitungsabzweiges in bestimmten zeitlichen Abständen während des fehlerfreien Netzzustandes ermittelt werden, b) die derart ermittelten Werte, gegebenenfalls nach Mittelung mit vorangegangenen Werten, als Referenzwerte ivREF(n,jtuN) ,
Figure imgf000019_0001
und CmF{} ) in einen Referenzwertspeicher abgelegt werden, c) beim Erkennen eines Erdfehlers die Aktualisierung des Referenzwertspeichers unterbrochen wird, d) ein Fehlerstrom if(n,jzuN) gemäß der Beziehung if (n, jωN ) = i0 (n, jωN ) - [Une (jωN )YmF (n, jωN )] - ivREF (n, jωN ) mit YJW (n, jωN ) = g^ (n) + jm^C^ (n) , oder durch äquivalente, hinlänglich bekannte Methoden, ermittelt wird und e) der Leitungsabschnitt bzw. -abzweig als fehlerhaft erkannt und gegebenenfalls angezeigt wird, wenn der Betrag des so ermittelten Fehlerstromes if{n,jzuN) für eine vorgegebene Zeit eine vorgegebene Fehlerstromschwelle überschreitet.
16. Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass der auf ein Netzreferenzsignal bezogene Phasenwinkel des Fehlerstromes if(n,jzuN) mit den auf das gleiche Netzreferenzsignal bezogenen Phasenwinkeln der Phasen-Erdspannungen verglichen wird und jene Phase als fehlerhaft erkannt und gegebenenfalls angezeigt wird, deren Phasenwinkel am besten mit dem Phasenwinkel des Fehlerstromes if(n,jzuN) korreliert.
17. Verfahren nach Anspruch 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet, dass nach dem Erkennen der Rückkehr des Netzes in einen fehlerfreien Zustand mit der Aktualisierung der Referenzwerte in den Referenzwertspeichern fortgefahren wird.
18. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 17, dadurch gekennzeichnet, dass der Nullstrom z0 des Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges bzw. der Summennullstrom ios und die Verlagerungsspannung Um gemessen und der Berechnung zugeführt werden.
19. Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass Momentanwerte des Nullstromes z0 des Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges und/oder des Summennullstromes iQS und der Verlagerungsspannung Une zu zeitlich äquidistanten Zeitpunkten abgetastet, gemessen, in digitale Form gewandelt und in einem digitalen Speicher abgelegt werden.
20. Verfahren nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass für jede Messgröße eine Folge mit einer vorgegebenen Anzahl N von aufeinanderfolgenden gemessenen und digitalisierten Momentanwerten abgespeichert wird.
21. Verfahren nach Anspruch 20, dadurch gekennzeichnet, dass die Anzahl N derart gewählt wird, dass die sich daraus ergebende Messzyklusdauer sowohl bezüglich der Netz- kreisfrequenz ωN als auch bezüglich der Einspeisekreisfrequenz ωt einer jeweils ganzzahligen Anzahl von Periodendauern der Einspeisekreisfrequenz ω{ und Netzkreisfrequenz ωN entspricht.
22. Verfahren nach Anspruch 20 oder 21 , dadurch gekennzeichnet, dass der Start eines Messzyklus, also N Messungen, mit einem aus einem oder mehreren Phasenspannungen gebildeten Netzreferenzsignal synchronisiert wird.
23. Verfahren nach Anspruch 20, 21 oder 22, dadurch gekennzeichnet, dass nach einem Messzyklus, also nach N Messungen, die diskreten Spektralanteile vom abgetasteten Nullstromsignal z0 des Leitungsabschnittes bzw. -abzweiges und/oder vom abgetasteten
Summennullstromsignal ios und/oder vom abgetasteten Verlagerungsspannungssignal Une bezüglich zumindest einer Einspeisekreisfrequenz ωt und Netzkreisfrequenz ωN , vorzugsweise mit der Fast - oder der diskreten Fourier Transformation, ermittelt werden und daraus zumindest einer der Parameter g , C und/oder z' v , berechnet wird.
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