DE102019120400A1

DE102019120400A1 - Verfahren zum Erkennen eines Inrushereignisses, Computerprogramm und Trennvorrichtung

Info

Publication number: DE102019120400A1
Application number: DE102019120400.3A
Authority: DE
Inventors: Johann Jäger; Michael Jaworski
Original assignee: Friedrich Alexander Univeritaet Erlangen Nuernberg FAU
Current assignee: Friedrich Alexander Univeritaet Erlangen Nuernberg FAU
Priority date: 2019-07-29
Filing date: 2019-07-29
Publication date: 2021-02-04

Abstract

Verfahren zum Erkennen eines Inrushereignisses an wenigstens einem an ein elektrisches Wechselspannungsnetz (1) mit einer Netzfrequenz angeschlossenen Transformator (8, 10), umfassend folgende Schritte:- Analysieren eines zeitlichen Verlaufs von Stromwerten wenigstens einer in Abhängigkeit eines Leitungsstroms auf einer mit dem wenigstens einen Transformator (8, 10) verbundenen Leitung (6AB) ermittelten Strominformation mittels wenigstens eines Analysealgorithmus (35, 36, 37);- Bestimmen eines Erkennungswerts (62) für das Vorliegen des Inrushereignisses für eine jeweilige Strominformation in Abhängigkeit eines jeweiligen Ergebnisses (45, 48, 55) der Analyse des wenigstens einen Analysealgorithmus (35, 36, 37);- Auswerten eines einen jeweiligen Erkennungswert (62) verwendenden Erkennungskriteriums; und- Ausgeben eines das Inrushereignis anzeigenden Steuersignals (19), wenn das Erkennungskriterium erfüllt ist.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erkennen eines Inrushereignisses an wenigstens einem an ein elektrisches Wechselspannungsnetz mit einer Netzfrequenz angeschlossenen Transformator. Daneben betrifft die Erfindung ein Computerprogramm und eine Trennvorrichtung.
Ein Inrushereignis bezeichnet einen Vorgang, bei dem es zu einer Folge hoher Stromspitzen auf einer Primärseite eines an ein elektrisches Wechselspannungsnetz angeschlossenen Transformators kommt und der auf einen Schaltvorgang des oder eines anderen Transformators im Wechselspannungsnetz zurückzuführen ist. Der Begriff des Inrushereignisses umfasst dabei sowohl einen Transformer-Inrush (TI) im engeren Sinne, welcher auf das Einschalten des Transformators im Wechselspannungsnetz zurückzuführen ist, als auch einen Sympathetic-Transformer-Inrush (STI), der auf das Einschalten eines anderen Transformators im Wechselspannungsnetz zurückzuführen ist.
Ein TI ist dabei besonders ausgeprägt, wenn der Transformator nahe am Nulldurchgang einer Primärspannung eingeschaltet wird. Da der magnetische Fluss im Transformator im Wesentlichen proportional zum Integral der Primärspannung über die Zeit ist, wird dabei ein Arbeitspunkt auf einer Hysteresekurve typischerweise über einen Kniepunkt hinaus verschoben, was einen schlagartigen Anstieg des Primärstroms zur Folge hat.
Bei einem STI tritt hingegen ein TI an einem anderen, über eine gemeinsame Sammelschiene verbundenen Transformator auf, wodurch eine Folge kurzer Spannungseinbrüche auf einer Verbindungsleitung, beispielsweise einer Sammelschiene, zwischen den Transformatoren auftritt. Diese Spannungseinbrüche führen wiederum dazu, dass es ebenfalls zu einer Verschiebung des Arbeitspunkts des bereits eingeschalteten Transformators auf der Hysteresekurve kommt, wodurch es auch bei diesem zu einer Folge hoher Stromspitzen kommt.
Inrushereignisse stellen dabei normalerweise keinen Fehler beim Betrieb des Wechselspannungsnetzes dar, weil eine genaue Steuerung eines Einschaltzeitpunkts im Hinblick auf die Phasenlage der Primärspannung in der Regel nicht möglich ist. Das Wechselspannungsnetz bzw. dahin verwendete Transformatoren sind also grundsätzlich dahingehend ausgelegt, durch ein Inrushereignis keinen Schaden zu nehmen. Durch die hohen Stromspitzen lässt sich ein Inrushereignis allerdings nur schwer von einem Kurzschlussereignis im Wechselspannungsnetz unterscheiden, der tatsächlich einen Fehlerfall darstellt. Damit eine im Wechselspannungsnetz verschaltete, die Höhe eines Leitungsstroms mit einem Schwellwert vergleichende Trennvorrichtung nur in einem Fehlerfall, also beispielsweise bei einem Kurzschlussereignis, auslöst, nicht jedoch bei einem Inrushereignis, sind entsprechende Verfahren bekannt, die beim Erkennen eines Inrushereignisses ein Steuersignal ausgeben, welches eine Trennfunktion der Trennvorrichtung blockiert.
Es ist beispielsweise ein Verfahren zum Erkennen eines Inrushereignisses bekannt, bei dem der Leitungsstrom im Frequenzbereich analysiert wird und ein Quotient aus einem Effektivwert der zweiten Harmonischen des Leitungsstroms und der Grundschwingung des Leitungsstroms ermittelt wird. Überschreitet dieser Quotient einen Schwellwert von beispielsweise 15 %, so wird auf ein Inrushereignis geschlossen, da bei einem Kurzschluss typischerweise keine derart großen zweiten Harmonischen auftreten.
Ein solches Verfahren kann einen bei einem STI auf einer gemeinsamen Zuleitung zu den Transformatoren fließenden Leitungsstrom jedoch nur unzureichend erkennen, weil der Quotient binnen weniger Perioden der Netzfrequenz auf Werte unter den Schwellwert abfällt, wobei zu diesem Zeitpunkt jedoch immer noch Stromspitzen auftreten können, welche die Trennvorrichtung auslösen.
Der Erfindung liegt mithin die Aufgabe zugrunde, die Erkennung und Behandlung eines Inrushereignisses zu verbessern, wobei insbesondere die Erkennungsgenauigkeit beim Auftreten eines STI erhöht werden soll.
Zur Lösung dieser Aufgabe wird erfindungsgemäß ein Verfahren zum Erkennen eines Inrushereignisses an wenigstens einem an ein elektrisches Wechselspannungsnetz mit einer Netzfrequenz angeschlossenen Transformator vorgeschlagen, umfassend folgende Schritte: Analysieren eines zeitlichen Verlaufs von Stromwerten wenigstens einer in Abhängigkeit eines Leitungsstroms auf einer mit dem wenigstens einen Transformator verbunden Leitung ermittelten Strominformation mittels wenigstens eines Analysealgorithmus; Bestimmen eines Erkennungswerts für das Vorliegen des Inrushereignisses für eine jeweilige Strominformation in Abhängigkeit eines jeweiligen Ergebnisses der Analyse des wenigstens einen Analysealgorithmus; Auswerten eines einen jeweiligen Erkennungswert verwendenden Erkennungskriteriums; und Ausgeben eines das Inrushereignis anzeigenden Steuersignals, wenn das Erkennungskriterium erfüllt ist.
Die Erfindung beruht auf der Überlegung, eine Analyse des Leitungsstroms im Zeitbereich vorzunehmen, um spezifische Verläufe der Stromwerte, die charakteristisch für ein Inrushereignis sind, insbesondere einen Transformer-Inrush (TI), der durch das Einschalten des Transformators entsteht, und einen Sympathetic Transformer Inrush (STI), der durch das Einschalten eines anderen Transformators entsteht, zu erfassen und so eine präzisere Abgrenzung gegenüber einem Kurzschlussereignis zu realisieren. Dabei werden für die oder eine jeweilige Strominformation ein Analysealgorithmus oder mehrere Analysealgorithmen verwendet und dessen oder deren jeweiligem Ergebnis ein Erkennungswert für das Vorliegen des Inrushereignisses zugeordnet. In Abhängigkeit eines Ergebnisses der Auswertung des Erkennungskriteriums wird dann ein Steuersignal ausgegeben, welches insbesondere für die Blockierung einer Trennung der Leitung verwendet werden kann.
Die erfindungsgemäß vorgesehene Analyse des zeitlichen Verlaufs der Stromwerte ermöglicht eine wesentlich bessere Unterscheidung zwischen einem Kurzschluss und einem Inrushereignis, insbesondere einem STI. So wird die Erkennungsgenauigkeit eines Inrushereignisses erhöht und der Betrieb des Wechselspannungsnetzes zuverlässiger.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann vorgesehen sein, dass als Leitung eine Zuleitung zu einer gemeinsamen Sammelschiene zweier Transformatoren verwendet wird. Dann kann eine Trennung der Zuleitung bei einem aus der Superposition von bei einem STI fließenden Strömen resultierenden Leitungsstrom oder bei einem durch einen TI ohne Superposition resultierender Leitungsstrom blockiert werden. Alternativ kann vorgesehen sein, dass als Leitung eine Leitung, in die der Transformator geschaltet ist, verwendet wird. Dann kann eine Trennung der Leitung bei einem TI oder einem STI des Transformators blockiert werden.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ist bevorzugt vorgesehen, dass ein Analysealgorithmus lokalen Extrema der Stromwerte eine Vergleichsfunktion zuordnet, die für ein jeweiliges Extremum eine sinusförmige Halbwelle mit der Amplitude des Extremums und mit einer der Hälfte der Periodendauer der Netzfrequenz des Wechselspannungsnetzes entsprechenden Dauer aufweist, und als Ergebnis der Analyse einen Abweichungswert ausgibt, der eine Abweichung der Vergleichsfunktion von den Stromwerten beschreibt. Dieser, auch als erster Analysealgorithmus bezeichneter, Analysealgorithmus macht sich die Tatsache zunutze, dass Kurzschluss- und normale Lastströme im Wechselspannungsnetz einen im Wesentlichen sinusförmigen Verlauf aufweisen. Bei einem Inrushereignis weisen die Stromwerte diese Charakteristik aufgrund ihrer Abhängigkeit von einer nichtlinearen Hauptfeldinduktivität des Transformators jedoch nicht auf. Der erste Analysealgorithmus identifiziert dazu Maxima und/oder Minima der Stromwerte innerhalb einer oder mehrerer Perioden der Netzfrequenz. Die Vergleichsfunktion kann die Halbwellen kontinuierlich zusammenfassen.
Bevorzugt ist vorgesehen, dass der Abweichungswert in Abhängigkeit von gleitenden Integralen der Stromwerte und der Werte der Vergleichsfunktion, insbesondere als deren Differenz oder Verhältnis, ermittelt wird. Die gleitenden Integrale können insbesondere über ein mehrere Perioden, beispielsweise drei Perioden, der Netzfrequenz breites Fenster gebildet sein. Typischerweise überstreichen die gleitenden Integrale die Stromwerte bzw. die Vergleichsfunktion, insbesondere simultan, und berechnet einen momentanen Abweichungswert.
Mit Vorteil kann ferner vorgesehen sein, dass mit steigender Abweichung der Stromwerte von der Vergleichsfunktion ein höherer Erkennungswert bestimmt wird.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann ferner vorgesehen sein, dass ein Analysealgorithmus Wendepunkte des zeitlichen Verlaufs der Stromwerte oder einer aus dem zeitlichen Verlauf der Stromwerte gebildeten Hilfsfunktion ermittelt und als Ergebnis der Analyse einen von einer Anzahl innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters liegender Wendepunkte abhängigen Wendepunktwert ausgibt. Diesem, auch als zweiten Analysealgorithmus zu bezeichnenden, Analysealgorithmus liegt die Überlegung zugrunde, dass ein Last- oder Kurzschlussstrom oder ein nicht auf der Superposition beruhender Leitungsstrom infolge eines Inrushereignisses idealisiert genau zwei Wendepunkte pro Periode der Netzfrequenz aufweist, wohingegen ein von einem STI verursachter Leitungsstrom auf der Zuleitung typischerweise sechs oder auch mehr Wendepunkte aufweist.
Um ein die Stromwerte überlagerndes Rauschen als Fehlerquelle bei der Ermittlung der Wendepunkte auszuschließen, kann die Hilfsfunktion gebildet werden, welche beispielsweise durch Tiefpassfilterung und/oder Mittelwertbildung aus den Stromwerten gebildet werden kann. Bevorzugt weist die Hilfsfunktion eine geringere Abtastrate als die Stromwerte auf. Es können beispielsweise zwischen 5 und 20 Stromwerte, bevorzugt zwischen 8 und 12 Stromwerte, zu einem Wert der Hilfsfunktion gemittelt werden. Es hat sich als zweckmäßig erwiesen, wenn Werte der Hilfsfunktion einen Abstand von 0,5 bis 5 ms, bevorzugt zwischen 1 und 3 ms, zueinander aufweisen. Die Ermittlung der Wendepunkte kann insbesondere durch mehrfache Differenzierung des Verlaufs der Stromwerte oder der Hilfsfunktion erfolgen. Dabei kann ein Wendepunkt durch einen Vorzeichenwechsel einer zweiten Ableitung des Verlaufs der Stromwerte oder der Hilfsfunktion erkannt werden.
Bevorzugterweise wird der Wendepunktwert in Abhängigkeit eines geglätteten Mittelwerts der Anzahl der im Zeitfenster liegenden Wendepunkte ermittelt. Das Zeitfenster hat bevorzugt die Dauer einer Periode oder eines Vielfachen der Periodendauer der Netzfrequenz.
Zweckmäßigerweise ist ferner vorgesehen, dass das bei einem vorgegebenen Wendepunktwert, insbesondere bei einem sechs Wendepunkte je Periode der Netzfrequenz beschreibenden Wendepunktwert, ein hoher Erkennungswert für das Inrushereignis bestimmt wird und zumindest abschnittsweise mit steigender betragsmäßiger Abweichung vom vorgegebenen Wendepunktwert ein geringerer Erkennungswert bestimmt wird. Folglich beschreibt der Erkennungswert beim zweiten Analysealgorithmus, wie nah der Wendepunktwert am typischen Verlauf des Leitungsstroms auf der Zuleitung bei einem STI liegt.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann ferner vorgesehen sein, dass ein Analysealgorithmus Zeiträume, während derer sich die Stromwerte zwischen einem positiven Stromschwellwert und einem negativen Stromschwellwert befinden, ermittelt und als Ergebnis der Analyse einen Zeitanteilswert ausgibt, der einen Anteil der Zeiträume innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters beschreibt. Dieser, auch als dritter Analysealgorithmus zu bezeichnender, Analysealgorithmus wertet in einer aufintegrierenden Form Zeiträume eines „flachen“ Verlaufs der Stromwerte innerhalb des Zeitfensters aus. Der dritte Analysealgorithmus macht sich die Erkenntnis zunutze, dass der Verlauf der Stromwerte im Falle eines Inrushereignisses ausgeprägte Bereiche aufweist, in denen er nahe einer Nulllinie liegt, wohingegen im Falle eines Kurzschlussereignisses typischerweise steile Durchgänge durch die Nulllinie vorliegen. Typischerweise liegt der Betrag der Stromschwellwerte zwischen 10 und 200 A, bevorzugt zwischen 30 und 100 A. Das Zeitfenster beträgt typischerweise ein ganzzahliges Vielfaches der Periodendauer, bevorzugt 2, 3 oder 4 Periodendauern.
Es können ferner ein weiterer positiver Stromschwellwert und ein weiterer negativer Stromschwellwert vorgesehen sein. Die weiteren Stromschwellwerte liegen insbesondere außerhalb eines durch die Stromschwellwerte begrenzten Intervalls. Bevorzugt wird das Ermitteln aktiviert, wenn die Stromwerte den weiteren positiven Stromschwellwert überschreiten oder den weiteren negativen Stromschwellwert unterschreiten. Alternativ oder zusätzlich kann vorgesehen sein, dass das Ermitteln deaktiviert wird, wenn die Stromwerte für eine vorgegebene Dauer, insbesondere einer Periodendauer der Netzfrequenz, ein Intervall, welches der weitere negative Stromschwellwert und der weitere positive Stromschwellwert aufspannen, nicht verlassen. Unter einem Deaktivieren ist insbesondere zu verstehen, dass der Zeitanteilswert nicht oder mit einem vorgegebenen Defaultwert ausgegeben wird. Selbstverständlich kann nach dem Deaktivieren ein erneutes Aktivieren erfolgen, wenn einer der weiteren Stromschwellwerte durch einen weiteren Stromwert überschritten wird.
Bevorzugt ist vorgesehen, dass zumindest abschnittsweise mit steigendem Anteil der Zeiträume ein steigender Erkennungswert bestimmt wird.
Es wird bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ferner bevorzugt, wenn eine Phasenstrominformation als Strominformation verwendet wird, die einen Phasenstrom des Leitungsstroms beschreibt oder mehrere Phasenstrominformationen als Strominformationen verwendet werden, die jeweils einen Phasenstrom des Leitungsstroms beschreiben. Letzteres ist insbesondere zweckmäßig, wenn das elektrische Wechselspannungsnetz ein mehrphasiges, insbesondere dreiphasiges, Wechselspannungsnetz ist.
Außerdem kann bei dem erfindungsgemäßen Verfahren vorgesehen sein, dass wenigstens eine aus einem Raumzeiger des Leitungsstroms gebildete Strominformation verwendet wird.
Dabei kann wenigstens eine aus dem Raumzeiger gebildete Strominformation eine Raumzeiger-Realteil-Information sein, die einen Realteil des Raumzeigers beschreibt, und/oder eine aus dem Raumzeiger gebildete Strom information eine Raumzeiger-Imaginärteil-Information sein, die einen Imaginärteil des Raumzeigers beschreibt. Durch die Analyse des Realteils und/oder des Imaginärteils des Raumzeigers kann die Erkennungsgenauigkeit des erfindungsgemäßen Verfahrens erheblich verbessert werden.
Ferner kann vorgesehen sein, dass wenigstens eine aus dem Raumzeiger gebildete Strominformationen eine Drehzeiger-Realteil-Information ist, die einen Realteil eines durch Drehung des Raumzeigers gewonnenen Zeigers beschreibt, und/oder wenigstens eine aus dem Raumzeiger gebildete Strominformation eine Drehzeiger-Imaginärteil-Information ist, die einen Imaginärteil eines durch Drehung des Raumzeigers gewonnenen Zeigers beschreibt. Dies ist insbesondere zweckmäßig, wenn der Transformator derart ausgebildet ist, dass ein Nullstrom, welcher durch einen Zweig der Hauptfeldinduktivität fließt, nicht unverfälscht an der Primärseite des Transformators messbar ist. Dies gilt beispielsweise bei einem Transformator der Schaltgruppe YNd5, bei welchem sich der Strom eines Hauptfeldpfades aufteilt.
Insbesondere kann vorgesehen sein, dass n-1 Drehzeiger-Realteil-Informationen verwendet werden, die jeweils den Realteil des um 2m·n^-1·π gedrehten Raumzeigers beschreiben, und/oder n-1 Drehzeiger-Imaginärteil-Informationen verwendet werden, die jeweils den Imaginärteil des um 2m·n^-1·π gedrehten Raumzeigers beschreiben, wobei n der Anzahl der Phasen des Wechselspannungsnetzes entspricht und m ganzzahlige Werte, insbesondere alle ganzzahligen Werte, zwischen 1 und n-1 umfasst. In einem dreiphasigen Wechselspannungsnetz können die gedrehten Raumzeiger beispielsweise durch Multiplikation des Raumzeigers $mit \underline{a} = e^{j \frac{2 π}{3}} bzw {. \underline{a}}^{2}$
ermittelt werden.
Der Raumzeiger und die Drehzeiger können bei drei Phasen folglich insbesondere gemäß folgender Transformationsgleichung bestimmt werden: $[\begin{matrix} {\underline{i}}_{S P} \\ \underline{a} \cdot {\underline{i}}_{S P} \\ {\underline{a}}^{2} \cdot {\underline{i}}_{S P} \end{matrix}] = \frac{2}{3} \cdot [\begin{matrix} 1 & \underline{a} & {\underline{a}}^{2} \\ \underline{a} & {\underline{a}}^{2} & 1 \\ {\underline{a}}^{2} & 1 & \underline{a} \end{matrix}] \cdot [\begin{matrix} i_{L 1} \\ i_{L 2} \\ i_{L 3} \end{matrix}]$
wobei unterstrichene Variablen komplexwertige Variablen bezeichnen, wobei

- i_SP den Raumzeiger,
- a · i_SP den um 120° gedrehten Raumzeiger,
- a² · i_SP den um 240° gedrehten Raumzeiger und
- i_Ln einen Phasenstrom der n-ten Phase (mit n = 1, 2, 3) beschreiben.

Mit Vorteil kann bei dem erfindungsgemäßen Verfahren vorgesehen sein, dass das Bestimmen des Erkennungswerts umfasst, dass ein jeweiliges Ergebnis der Analyse auf eine Punkteskala normiert wird. So können entsprechende Ergebnisse der Analyse sinnvoll zueinander in Bezug gesetzt werden. Es ist beispielsweise möglich, dass ein Punktwert von 0 die geringste Wahrscheinlichkeit für das Vorliegen eines Inrushereignisses beschreibt und ein Maximalpunktwert, beispielsweise ein Wert 100, eine größtmögliche Wahrscheinlichkeit für das Vorliegen eines Inrushereignisses repräsentiert.
Insbesondere ist vorgesehen, dass mehrere Analysealgorithmen verwendet werden und das Bestimmen des Erkennungswerts ein lineares Verknüpfen von Punktwerten, die den Ergebnissen der Analyse auf der Punkteskala zugeordnet werden, umfasst. So kann für jede Strom information ein durch eine Gesamtpunktzahl beschriebener Erkennungswert ermittelt werden. Dadurch kann z. B. eine Fuzzy Logic im Rahmen des Erkennungsverfahrens realisiert werden. Typischerweise werden die Punktwerte durch Addition miteinander verknüpft.
In vorteilhafter Weiterbildung des erfindungsgemäßen Verfahrens kann ferner vorgesehen sein, dass das Bestimmen des Erkennungswerts eine Gewichtung in Abhängigkeit eines Mittelwerts, insbesondere eines Effektivwerts, des Leitungsstroms umfasst. Dies folgt der Erkenntnis, dass die Erkennungswerte nur für ausreichend hohe Mittelwerte des Leitungsstroms hinreichend aussagekräftig sind.
Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe wird ferner gelöst durch ein Computerprogramm, umfassend Befehle, die bei der Ausführung des Programms durch einen Computer diesen veranlassen, das erfindungsgemäße Verfahren durchzuführen.
Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe wird ferner gelöst durch eine Trennvorrichtung, umfassend eine Steuereinheit, die so konfiguriert ist, dass sie das erfindungsgemäße Verfahrens ausführt und/oder die einen computerlesbaren Datenträger, auf dem das erfindungsgemäße Computerprogramm gespeichert ist, aufweist, und eine Trenneinheit mit einer Trennfunktion, welche die Leitung trennt, wenn der Leitungsstrom einen vorgegebenen Schwellwert überschreitet, wobei die Trennfunktion durch Erhalten des das Vorliegen eines Inrushereignisses beschreibenden Steuersignals blockierbar ist.
Die Trennvorrichtung kann insbesondere eine Messeinheit aufweisen, welche dazu eigerichtet ist, den Leitungsstrom zu erfassen. Die Messeinheit kann ferner dazu eingerichtet sein, die Phasenstrominformationen als Strominformationen bereitzustellen.
Die Steuereinheit kann für jede Strominformation ein Erkennungsmodul umfassen. Das Erkennungsmodul kann einen Algorithmusabschnitt aufweisen, welcher dazu eingerichtet ist, den wenigstens einen Analysealgorithmus durchzuführen und das Ergebnis der Analyse eines jeweiligen Analysealgorithmus auszugeben. Das Erkennungsmodul kann auch einen Bestimmungsabschnitt aufweisen, welcher dazu eingerichtet ist, den Erkennungswert in Abhängigkeit eines jeweiligen Ergebnisses der Analyse zu bestimmen.
Bevorzugt umfasst die Steuereinheit ein Auswertungsmodul, welches dazu eingerichtet ist, das Erkennungskriteriums auszuwerten. Das Auswertungsmodul kann auch dazu eingerichtet sein, das das Inrushereignis anzeigende Steuersignal auszugeben, wenn das Erkennungskriterium erfüllt ist.
Die Steuereinheit kann auch ein Transformationsmodul aufweisen, welches dazu eingerichtet ist, die Raumzeiger-Realteil-Information und/oder die Raumzeiger-Imaginärteil-Information und/oder die wenigstens eine Drehzeiger-Realteil-Information und/oder die wenigstens eine Drehzeiger-Imaginärteil-Information zu ermitteln.
Schließlich kann die Steuereinheit auch ein Mittelwertbestimmungsmodul aufweisen, welches dazu eingerichtet ist, den Mittelwert, insbesondere den Effektivwert des Leitungsstroms, zu ermitteln.
Sämtliche Ausführungen zum erfindungsgemäßen Verfahren lassen sich analog auf das erfindungsgemäße Computerprogramm und die erfindungsgemäße Trennvorrichtung übertragen, sodass auch mit diesen die zuvor genannten Vorteile erzielt werden können.
Weitere Vorteile und Einzelheiten der vorliegenden Erfindung ergeben sich aus den im Folgenden beschriebenen Ausführungsbeispielen sowie anhand der Zeichnungen. Diese sind schematische Darstellungen und zeigen:

1 ein Modell eines elektrischen Wechselspannungsnetzes mit einem Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Trennvorrichtung;
2 ein Blockschaltbild der Trennvorrichtung;
3 ein Diagramm eines Verlaufs einer einen Transformator treibenden Spannung bei einer ersten Phasenlage zu einem Einschaltzeitpunkt sowie eine zugehörige Hysteresekurve des Transformators;
4 ein Diagramm eines Verlaufs der den Transformator treibenden Spannung Primärspannung bei einer zweiten Phasenlage zu einem Einschaltzeitpunkt sowie die Hysteresekurve des Transformators;
5 ein Diagramm von Phasenströmen eines Primärstroms eines Transformators bei einem TI;
6 Diagramme eines Primärstroms zweier Transformatoren und magnetischer Flüsse in den Transformatoren bei einem STI;
7 ein Diagramm von Phasenströmen eines Leitungsstroms auf einer Zuleitung bei einem STI;
8 ein Blockschaltbild einer Steuereinheit der Trennvorrichtung, die zur Durchführung eines Ausführungsbeispiels des erfindungsgemäßen Verfahrens eingerichtet ist;
9 ein Diagramm zur Erläuterung eines ersten Analysealgorithmus;
10 ein Diagramm zur Erläuterung eines zweiten Analysealgorithmus;
11 ein Diagramm zur Erläuterung eines dritten Analysealgorithmus;
12 ein Diagramm zur Erläuterung der Funktion der Trennvorrichtung bei einem STI;
13 ein Diagramm zur Erläuterung der Funktion der Trennvorrichtung bei einem TI;
14 ein Diagramm zur Erläuterung der Funktion der Trennvorrichtung bei einem Kurzschlussereignis; und
15 ein Diagramm von Phasenströmen bei einem STI und einer Verwendung eines Transformators der Schaltgruppe YNd5.

1 ist ein Modell eines elektrischen Wechselspannungsnetzes 1 mit einem Ausführungsbeispiel einer Trennvorrichtung 2.
Das Wechselspannungsnetz 1 ist vorliegend ein dreiphasiges Wechselspannungsnetz mit einer Netzfrequenz, die 50 Hz beträgt. Das Wechselspannungsnetz 1 ist über eine Leitung 3 mit einem übergeordneten, externen Wechselspannungsnetz 4 verbunden und weist vier Teilnetze Stromschienen 5A, 5B, 5C, 5D auf, die miteinander durch Leitungen 6AB, 6BC, 6DB verbunden sind. Eine Verbindung zwischen den Stromschienen 5B und 5C ist durch die Leitung 6BC gebildet, in die ein Transformator 8 geschaltet ist, wobei sich die Stromschiene 5B auf der Primärseite des Transformators 8 und die Stromschiene 5C auf der Sekundärseite des Transformators 8 befinden. Eine Verbindung zwischen den Stromschienen 5B und 5D ist durch die Leitung 6BD gebildet, in die ein Transformator 10 geschaltet ist, wobei sich die Stromschiene 5B auf der Primärseite des Transformators 10 und die Stromschiene 5D auf der Sekundärseite des Transformators 10 befinden. Die Trennvorrichtung 2 ist in die Leitung 6AB geschaltet, welche eine Zuleitung zu den Leitungen 6BC und 6BD bzw. zu den Transformatoren 8, 10 bildet. Weitere Trennvorrichtungen sind der Stromschiene 5A vorgeschaltet, in die Leitungen 6AB, 6BC, 6DB geschaltet und den Stromschienen 5C, 5D nachgeschaltet.
2 ist ein Bockschaltbild der Trennvorrichtung 2.
Die Trennvorrichtung 2 umfasst eine Messeinheit 12, die dazu eingerichtet ist, Phasenströme i_L1, i_L2, i_L3 eines Leitungsstroms entlang der Leitung 6AB zu messen und eine den zeitlichen Verlauf eines jeweiligen Phasenstroms i_L1, i_L2, i_L3 beschreibende Phasenstrominformation 13a, 13b, 13c bereitzustellen.
Daneben umfasst die Trennvorrichtung 2 eine Trenneinheit 14 mit einer Trennfunktion, welche die Leitung 6AB auftrennt, wenn der Leitungsstrom einen vorgegebenen Stromschwellwert überschreitet. Dazu weist die Trenneinheit 14 ein Trennelement 15 auf, durch das die Leitung 6 allpolig auftrennbar ist, wenn das Trennelement 15 ein Trennsignal 16 von einem Überwachungselement 17 der Trenneinheit 14 erhält. Das Überwachungselement 17 ist dazu eingerichtet, das Trennelement 15 mittels des Trennsignals 16 zum Trennen anzusteuern, wenn einer der durch die Phasenstrominformationen 13a, 13b, 13c beschriebenen Phasenströme i_L1, i_L2, i_L3 den Stromschwellwert überschreitet. Damit sollen typischerweise Fehlerfälle, wie Kurzschlussereignisse im Wechselspannungsnetz 1, durch Trennung der Leitung 6AB behandelt werden.
Die Trennvorrichtung 2 umfasst darüber hinaus eine Steuereinheit 18, welche dazu eingerichtet ist, ein Inrushereignis am Transformator 8 und/oder am Transformator 10 zu erkennen und bei Vorliegen eines solchen Inrushereignisses ein Steuersignal 19 auszugeben, durch das die Trennfunktion der Trenneinheit 14 blockierbar ist. Mit anderen Worten soll beim Vorliegen eines Inrushereignisses eine Trennung der Leitung 6AB nicht erfolgen, auch wenn einer der Phasenströme i_L1, i_L2, i_L3 den Schwellwert überschreitet, da ein solches Inrushereignis für den Betrieb des Wechselspannungsnetzes 1 - im Gegensatz zu einem Kurzschlussereignis - keinen Fehlerfall darstellt.
Im Folgenden wird die Entstehung und Auswirkung von Inrushereignissen zum besseren Verständnis der daran anschließenden Ausführungen anhand von 3 bis 7 genauer beschrieben.
3 und 4 zeigen jeweils ein Diagramm eines Verlaufs einer einen Transformator treibenden Spannung v(t) über die Zeit t, wie z. B. einem der Transformatoren 8, 10 des Wechselspannungsnetzes 1, bei unterschiedlichen Phasenlagen zu einem Einschaltzeitpunkt t = 0 sowie eine zugehörige, rein qualitativ dargestellte, Hysteresekurve des Transformators. Bei der Hysteresekurve ist ein zu einer magnetischen Flussdichte B proportionaler magnetischer Fluss Φ über einen Magnetisierungsstrom i_M, der proportional zu einer magnetischen Feldstärke H ist, aufgetragen. Für den zeitlichen Verlauf des magnetischen Fluss Φ(t) innerhalb des Transformators gilt allgemein der Zusammenhang $Φ (t) = \frac{1}{N_{p}} \cdot \int_{τ = 0}^{t} v (τ) d τ$
Bei einer ersten Phasenlage zum Einschaltzeitpunkt des Transformators, die in 3 gezeigt ist, weist die sinusförmige verlaufende Spannung am Einschaltzeitpunkt ihren Maximalwert auf. Beträgt nun eine Remanenz des Transformators zum Einschaltzeitpunkt null, so liegt ein erster Arbeitspunkt 20 auf der Hysteresekurve vor. Nach dem Einschaltzeitpunkt steigt der magnetische Fluss gemäß dem zuvor beschriebenen Integral an, sodass bei einem Nulldurchgang der Primärspannung ein Arbeitspunkt 21 eingenommen wird. Während einer negativen Halbwelle der Primärspannung sinkt der magnetische Fluss, bis der Transformator beim nächsten Nulldurchgang ein Arbeitspunkt 22 einnimmt. Im weiteren Verlauf pendelt der Arbeitspunkt zwischen den Arbeitspunkten 21 und 22. Diese Arbeitspunkte 21, 22 liegen jeweils innerhalb von Kniepunkten 23 der Hysteresekurve. Der Magnetisierungsstrom des Transformators verläuft daher über die Zeit näherungsweise proportional zum magnetischen Fluss.
4 zeigt den Verlauf der treibenden Spannung v(t), wenn ihre Phasenlage zum Einschaltzeitpunkt ein Nulldurchgang ist. In diesem Fall verlagert sich der Arbeitspunkt des Transformators vom Arbeitspunkt 20 bis zum nächsten Nulldurchgang der Primärspannung hin zu einem Arbeitspunkt 25, der jenseits eines der Kniepunkte 23 liegt, sodass nach dem Passieren des Kniepunkts 23 schlagartig ein sehr hoher Magnetisierungsstrom fließt. Im weiteren Verlauf pendelt der Arbeitspunkt zwischen den Arbeitspunkten 20 und 25, was zu periodisch auftretenden Stromspitzen eines Primärstroms des Transformators führt.
Zwischen den in den 3 und 4 gezeigten Extremfällen liegt das Verhalten des Transformators bei anderen Phasenlagen zum Einschaltzeitpunkt. Sämtliche Fälle, bei denen durch den Magnetisierungsstrom ein einen zulässigen Nennstrom von Betriebsmitteln eines Wechselspannungsnetztes überschreitender Primärstrom verursacht wird, werden als Transformer-Inrush (TI) bezeichnet.
5 ist ein Diagramm von Phasenströmen i_n(t) eines Primärstroms eines dreiphasigen Transformators, bei dem zwei Phasen einen ausgeprägten TI aufweisen. Denn aufgrund der um 120° verschobenen Phasenlagen des Dreiphasentransformators kann ein TI an mehreren Phasen auftreten.
Neben einem TI stellt ein sogenannter Sympathetic-Transformer-Inrush (STI) ein Inrushereignis dar, welches anhand von 6 und 7 erläutert wird.
Das obere Diagramm von 6 zeigt einen Primärstrom i₁(t) eines mit einem Wechselspannungsnetz verbundenen ersten Transformators. Das untere Diagramm von 6 zeigt ein Verlauf eines Primärstroms i₂(t) eines zweiten Transformators, der über eine Sammelschiene des Wechselspannungsnetzes mit dem ersten Transformator verbunden ist. Das mittlere Diagramm von 6 zeigt mit einer gestrichelten Linie einen magnetischen Fluss Φ(t) im ersten Transformator und mit einer durchgezogenen Linie einem magnetischen Fluss im zweiten Transformator. Zu einem Einschaltzeitpunkt 26 wird der zweite Transformator mit dem Wechselspannungsnetz verbunden und erleidet zu einem Zeitpunkt 27 einen TI, was daran abzulesen ist, dass sein magnetischer Fluss sich jenseits eines Werts 28 am Kniepunkt der Hysteresekurve befindet. Wie aus dem unteren Diagramm abzulesen ist, kommt es in der Folge zu der zuvor beschriebenen Folge von Stromspitzen. Diese verursachen nun aber auch Spannungseinbrüche an der Primärseite des ersten Transformators, wodurch der magnetische Fluss im ersten Transformator zu einem Zeitpunkt 29 einen Wert 30 am Kniepunkt der Hysteresekurve überschreitet. Dadurch entsteht auch am ersten Transformator eine Folge von Stromspitzen, die den zulässigen Nennstrom überschreiten.
Als STI wird mithin eine Folge von den Nennstrom überschreitenden Stromspitzen bezeichnet, die durch einen TI eines weiteren Transformators ausgelöst wird. 7 zeigt exemplarisch ein Diagramm von Phasenströmen i_n(t) eines Leitungsstroms entlang einer Zuleitung zu einer Stromschiene, an die beide Transformatoren gemäß 6 angeschlossen sind. Die Phasenströme i_n(t) ergeben sich dabei durch eine Superposition der im oberen und unteren Diagramm von 6 gezeigten Stromspitzen. Der Verlauf in 7 entspricht somit beispielhaft bezogen auf 1 dem Leitungsstrom auf der Leitung 6AB, wenn der Transformator 10 bereits eingeschaltet ist, der Transformator 8 hinzugeschaltet wird und dabei einen TI erleidet, wonach ein STI im Transformator 10 ausgelöst wird.
Im Folgenden wird nun die Erkennung von Inrushereignissen an den Transformatoren 8, 10 durch die Steuereinheit 18 der Trennvorrichtung 2 und ein Ausführungsbeispiel eines Erkennungsverfahrens, zu dessen Durchführung die Steuereinheit 18 eingerichtet ist, beschrieben. Dabei wird davon ausgegangen, dass der Transformator 10 bereits eingeschaltet ist und sich in einem stationären, eingeschwungenen Zustand befindet, und dass beim Zuschalten des Transformators 8 dieser einen TI erleidet und dadurch einen STI des Transformators 10 auslöst.
8 ist ein Blockschaltbild der Steuereinheit 18 der Trennvorrichtung 2.
Die Steuereinheit 18 erhält eingangsseitig die Phasenstrominformationen 13a, 13b, 13c. Die Steuereinheit 18 umfasst ferner mehrere Erkennungsmodule 31a, 31b, 31c, 32a, 32b, 32c, 33a, 33b, 33c, welche jeweils eingangsseitig eine Strominformation erhalten. Alle Erkennungsmodule 31a, 31b, 31c, 32a, 32b, 32c, 33a, 33b, 33c sind identisch aufgebaut und erhalten lediglich unterschiedliche Strominformationen als Eingangsgröße. Dabei erhält das Erkennungsmodul 31a die Phasenstrominformationen 13a als Strominformation, dass Erkennungsmodul 31b die Phasenstrominformationen 13b als Strominformation und das Erkennungsmodul 31c die Phasenstrominformationen 13c als Strom information. Auf die Strominformationen für die übrigen Erkennungsmodule 32a, 32b, 32c, 33a, 33b, 33c wird später eingegangen. Im Folgenden wird das Erkennungsmodul 31b, das genauso wie das in 8 detailliert gezeigte Erkennungsmodul 31a aufgebaut ist, repräsentativ für die Übrigen beschrieben.
Das Erkennungsmodul 31b umfasst einen Algorithmusabschnitt 34, welcher dazu eingerichtet ist, einen zeitlichen Verlauf von Stromwerten der in Abhängigkeit des Leitungsstroms entlang der Leitung 6AB ermittelten Strominformation mittels drei Analysealgorithmen 35, 36, 37 zu analysieren.
9 ist ein Diagramm zur Erläuterung des ersten Analysealgorithmus 35. Das Diagramm bezieht sich auf exemplarische Werte für den Phasenstroms i_L2(t) des Leitungsstroms entlang der Leitung 6AB bei einem STI. Die Abszisse des Diagramms gibt die Zeit in Sekunden an. Das Diagramm zeigt zunächst einen Verlauf 38 der Stromwerte der Strominformation, also im Falle des Erkennungsmoduls 31b einen Verlauf von Werten des Phasenstroms i_L2, wobei die linke Ordinate des Diagramms die Stromstärke in Ampere angibt.
Der erste Analysealgorithmus ermittelt zunächst lokale Extrema 39a bis 39i in Form von Minima und Maxima der Stromwerte. Der erste Analysealgorithmus ordnet den Extrema 39a bis 39i dann eine Vergleichsfunktion 40 zu, die für jedes Extremum 39a bis 39i eine sinusförmige Halbwelle mit der Amplitude des Extremums 39a bis 39i und mit einer der Hälfte der Periodendauer der Netzfrequenz des Wechselspannungsnetzes 1 entsprechenden Dauer aufweist. Die Vergleichsfunktion 40 ist ebenfalls auf die linke Ordinate bezogen.
Als Ergebnis der Analyse durch den ersten Analysealgorithmus 35 wird ein Abweichungswert ausgegeben, der eine Abweichung der Vergleichsfunktion von den Stromwerten 38 beschreibt. Der Abweichungswert wird dabei als Verhältnis eines gleitenden Integrals der Stromwerte 38 zu einem gleitenden Integral der Vergleichsfunktion 40 ermittelt. Die Integrale werden jeweils über eine Fensterbreite von drei Perioden gebildet. In 9 sind dazu ein Verlauf 41 des gleitenden Integrals der Stromwerte und ein Verlauf 42 des gleitenden Integrals der Vergleichsfunktion eingezeichnet und auf die rechte Ordinate bezogen, die das Stromintegral über die Zeit in Amperesekunden angibt.
Während bei einem Kurzschlussereignis ein im Wesentlicher sinusförmiger Verlauf von Stromwerten auftreten würde, tritt bei einem Inrushereignis ein von der Sinusform signifikant abweichender Verlauf von Stromwerten auf, sodass das Verhältnis der gleitenden Integrale oder alternativ beispielsweise eine Differenz als Abweichungswert zur Erkennung des Inrushereignisses herangezogen werden kann.
In 8 zeigen ein Multiplikationselement 43 und ein Invertierungselement 44 die Bildung des Verhältnisses aus dem gleitenden Integral der Stromwerte und dem gleitenden Integral der Vergleichsfunktion als Ergebnis 45 der Analyse.
10 ist ein Diagramm zur Erläuterung des zweiten Analysealgorithmus 36. Das Diagramm bezieht sich wieder auf die exemplarischen Werte bei einem STI. Die Abszisse des Diagramms gibt die Zeit in Sekunden an. Das Diagramm zeigt zunächst den Verlauf 38 der Stromwerte der Strominformation, wobei die linke Ordinate des Diagramms die Stromstärke in Ampere angibt.
Der zweite Analysealgorithmus 36 bildet aus der Strominformation zunächst eine Hilfsfunktion 46, die jeweils zehn Stromwerte durch Mittelwertbildung zu einem Wert der Hilfsfunktion 46 zusammenfasst. Dadurch wird ein Rauschen der Strominformation eliminiert. Alternativ können statt der Hilfsfunktion 46 auch die Stromwerte selbst verwendet werden, wenn die Strom information beispielsweise hinreichend vorkonditioniert ist.
Der zweite Analysealgorithmus 36 bildet dann erste und zweite Ableitungen der Hilfsfunktion 46 und ermittelt Wendepunkte der Hilfsfunktion 46, die in 10 durch Kreise auf der Hilfsfunktion 46 markiert sind. Dazu werden Vorzeichenwechsel der zweiten Ableitung ermittelt. Der zweite Analysealgorithmus erfasst die Anzahl der innerhalb eines gleitenden Zeitfensters von vorliegend einer Periode der Netzfrequenz liegenden Wendepunkte, was durch einen Verlauf 46a, der auf die dimensionslose rechte Ordinate des Diagramms bezogen ist, dargestellt ist.
Durch die Nichtlinearität des Verlaufs 38 im Falle eines STI treten typischerweise sechs oder mehr Wendepunkte während einer Periode auf, wohingegen bei einem Kurzschlussereignis ein näherungsweise sinusförmiger Verlauf entsteht, der normalerweise zwei Wendepunkte je Periode hat. In Abhängigkeit der Anzahl der Wendepunkte innerhalb des Zeitfensters kann daher ein Wendepunktwert zur Erkennung des Inrushereignisses herangezogen werden kann.
In 8 zeigt ein einen PT1-Filter implementierendes Filterelement 47 mit T = 5 ms zur optionalen Filterung im Rahmen des zweiten Analysealgorithmus 36, sodass als Ergebnis der Analyse 48 ein Wendepunktwert, der die gefilterte Anzahl der Wendepunkte innerhalb des Zeitfensters beschreibt, ausgegeben wird.
11 ist ein Diagramm zur Erläuterung des dritten Analysealgorithmus 37. Das Diagramm bezieht sich wieder auf exemplarische Werte für den Phasenstrom i_L2(t) des Leitungsstroms entlang der Leitung 6AB bei einem STI. Die Abszisse des Diagramms gibt die Zeit in Sekunden an. Das Diagramm zeigt zunächst den Verlauf 38 der Stromwerte der Strominformation, wobei die linke Ordinate des Diagramms die Stromstärke in Ampere angibt.
Der dritte Analysealgorithmus 37 ermittelt Zeiträume, während derer sich die Stromwerte zwischen einem positiven ersten Stromschwellwert 49a und einem negativen ersten Stromschwellwert 49b befinden. Daneben sind ein positiver zweiter Stromschwellwert 49c und ein negativer zweiter Stromschwellwert 49d vorgesehen, die betragsmäßig größer als die ersten Stromschwellwerte 49a, 49b sind. Die Ermittlung der Zeiträume wird aktiviert, wenn die Stromwerte einen der zweiten Stromschwellwerte 49c, 49d - im in 11 gezeigten Beispiel den positiven zweiten Stromschwellwerte 49c - erreichen oder betragsmäßig überschreiten. Die Ermittlung wird wiederum deaktiviert, wenn die Stromwerte für eine vorgegebene Dauer, hier eine Periodendauer der Netzfrequenz, ein Intervall, welches die zweiten Stromschwellwerte 49c, 49d aufspannen, nicht verlassen. Den Zeitraum, in dem das Ermitteln aktiviert ist, zeigt qualitativ ein Signal 50. Ein Verlauf 51, der auf die die Zeit in Millisekunden beschreibende rechte Ordinariate bezogen ist, zeigt, wie ein Timer jedes Mal, wenn die Stromwerte zwischen den ersten Stromschwellwerten 49a, 49b liegen, von der Periodendauer der Netzfrequenz herunterzählt, sodass das Ermitteln deaktiviert werden würde, wenn der Verlauf 51 den Wert null annimmt.
Der dritte Analysealgorithmus 37 bestimmt über ein gleitendes Zeitfensters von drei Periodendauern der Netzfrequenz die Zeiträume, in denen die Stromwerte zwischen den ersten Stromschwellwerten 49a, 49b liegen. Dies ist in 11 durch einen auf die rechte Ordinate bezogenen Verlauf 52 dargestellt. Im vorliegenden Ausführungsbeispiel sind die ersten Stromschwellwerte 49a, 49b zu +80 A bzw. - 80 A und die zweiten Stromschwellwerte 49c, 49d zu +200 A bzw. -200 A gewählt
Da Stromwerte bei einem Kurzschlussereignis aufgrund des im Wesentlichen sinusförmigen Verlaufs steile Nulldurchgänge aufweisen, kann ein Inrushereignis gut anhand von Zeiten, in denen ein „flacher“ Stromwerteverlauf zwischen den Stromschwellwerten 49a, 49b vorliegt, erkannt werden. Somit kann ein Zeitanteilswert, welcher den Anteil der Zeiträume, in denen die Stromwerte zwischen den Stromschwellwerten 49a, 49b liegen, an der Länge des Zeitfensters beschreibt, zur Erkennung des Inrushereignisses herangezogen werden.
In 8 zeigen ein Multiplikationselement 53 und ein Invertierungselement 54 die Bildung des Zeitanteilwerts aus dem Zeitraum und der Länge des Zeitfensters als Ergebnis 55 der Analyse.
Das Erkennungsmodul 31b umfasst ferner einen Bestimmungsabschnitt 56, welcher dazu eingerichtet ist, einen Erkennungswert 62 für das Vorliegen des Inrushereignisses in Abhängigkeit der Ergebnisse 45, 48, 55 der Analyse der Analysealgorithmen 35, 36, 37 zu bestimmen.
Dazu wird jedem Ergebnis 45, 48, 55 ein Punktwert auf einer Punkteskala zugeordnet. Diese Punkteskala umfasst vorliegend Werte von 0 für eine geringe Wahrscheinlichkeit eines Inrushereignisses bis 100 für eine höchstmögliche Wahrscheinlichkeit eines Inrushereignisses. Der Bestimmungsabschnitt 56 umfasst ein erstes Zuordnungselement 57, welches dem Ergebnis 45 des ersten Analysealgorithmus 35 einen Punktwert zuordnet, ein zweites Zuordnungselement 58, welches dem Ergebnis 48 des zweiten Analysealgorithmus 36 einen Punktwert zuordnet, und ein drittes Zuordnungselement, welches dem Ergebnis 55 des dritten Analysealgorithmus 37 ein Punktwert zuordnet. Die Punktwerte werden mittels eines Additionselements 60 linear verknüpft und mittels eines Multiplikationselements 61 in Abhängigkeit eines Effektivwerts des Leitungsstroms gewichtet. Das Ergebnis dieser Gewichtung bildet den am Ausgang des Erkennungsmoduls 31b bereitgestellten Erkennungswert 62.
Das erste Zuordnungselement 57 ist dazu eingerichtet, abschnittsweise mit steigendem Verhältnis des Integrals der Stromwerte zum Integral der Vergleichsfunktion 40 einen geringeren Punktwert auszugeben. Folglich wird mit steigender Abweichung der Stromwerte von der Vergleichsfunktion ein höherer Erkennungswert 62 bestimmt.
Das zweite Zuordnungselement 58 ist dazu eingerichtet, einen maximalen Punktwert auszugeben, wenn das Ergebnis 48 zwischen 6 und 10 Wendepunkten im Zeitfenster liegt. Für Ergebnisse 48, die mehr oder weniger Wendepunkte im Zeitfenster anzeigen, wird abschnittsweise ein entsprechend geringerer Punktwert ausgegeben. Mithin wird für einen vorgegebenen Wendepunktwert ein entsprechend hoher Erkennungswert 62 bestimmt und mit steigender betragsmäßiger Abweichung vom vorgegebenen Wendepunktwert ein geringerer Erkennungswert 62 bestimmt.
Das dritte Zuordnungselement 59 ist dazu eingerichtet, abschnittsweise mit steigendem Zeitanteil einen höheren Punktwert auszugeben.
Zur Gewichtung der linearen Verknüpfung der Punktwerte mit dem Effektivwert weist die Steuereinheit 18 ein Mittelwertbestimmungsmodul 63 auf, welches dazu eingerichtet ist, einen Mittelwert, hier den Effektivwert, des Leitungsstroms zu ermitteln und einem jeweiligen Erkennungsmodul 31a, 31b, 31c, 32a, 32b, 32c, 33a, 33b, 33c bereitzustellen. Das Erkennungsmodul 31b, weiterhin repräsentativ für die Übrigen, umfasst ein weiteres Zuordnungselement 64, welches dem ermittelten Effektivwert einen Gewichtungswert zuordnet, der vorliegend zwischen 0 und 1 liegt, wobei abschnittsweise mit steigendem Effektivwert ein höherer Gewichtungswert zugeordnet wird. Durch Multiplikation der linearen Verknüpfung der Punktwerte und des Gewichtungswerts mittels des Multiplikationselements 61 ergibt sich folglich der Erkennungswert 62.
Zur Bestimmung einer jeweiligen Strominformation für die Erkennungsmodule 32a, 32b, 32c, 33a, 33b, 33c umfasst die Steuereinheit 18 ein Transformationsmodul 65. Das Transformationsmodul 65 umfasst einen Transformationsabschnitt 66, welcher die Phasenstrominformationen 13a, 13b, 13c mittels folgender Transformationsgleichung in Raumzeigergrößen transformiert: $[\begin{matrix} {\underline{i}}_{S P} \\ \underline{a} \cdot {\underline{i}}_{S P} \\ {\underline{a}}^{2} \cdot {\underline{i}}_{S P} \end{matrix}] = \frac{2}{3} \cdot [\begin{matrix} 1 & \underline{a} & {\underline{a}}^{2} \\ \underline{a} & {\underline{a}}^{2} & 1 \\ {\underline{a}}^{2} & 1 & \underline{a} \end{matrix}] \cdot [\begin{matrix} i_{L 1} \\ i_{L 2} \\ i_{L 3} \end{matrix}]$
wobei

- i_SP eine komplexwertige Raumzeigerinformation 67
- a · i_SP eine erste Drehzeigerinformation 70, die einen um 120° gedrehten Raumzeiger beschreibt, und
- a² . i_SP eine zweite Drehzeigerinformation 71, die einen um 240° gedrehten Raumzeiger beschreibt, beschreiben und

\underline{a} = e^{j \frac{2 π}{3}}

Die Raumzeigerinformation 67 und die Drehzeigerinformationen 70, 71 werden mittels Realteilbildungselementen 72 und Imaginärteilbildungselementen 73 in eine Raumzeiger-Realteil-Information, welche als Strominformation für das Erkennungsmodul 32a verwendet wird, in einem Raumzeiger-Imaginärteil-Information, welche als Strom information für das Erkennungsmodul 33a verwendet wird, eine erste Drehzeiger-Realteil-Information, welche als Strom information für das Erkennungsmodul 32b verwendet wird, eine erste Drehzeiger-Imaginärteil-Information, welche als Strominformation für das Erkennungsmodul 33b verwendet wird, eine zweite Drehzeiger-Realteil-Information, welche als Strom information für das Erkennungsmodul 32c verwendet wird, und eine zweite Drehzeiger-Imaginärteil-Information, welche als Strom information für das Erkennungsmodul 33c verwendet wird, umgesetzt.
Die Steuereinheit 18 umfasst ferner ein Auswertungsmodul 74, welches dazu eingerichtet ist, ein die Erkennungswerte 62 der Erkennungsmodule 31a, 31b, 31c, 32a, 32b, 32c, 33a, 33b, 33c verwendendes Erkennungskriterium auszuwerten und das das Vorliegen des Inrushereignisses anzeigende Steuersignal 19 auszugeben, wenn das Erkennungskriterium erfüllt ist. Dabei sind aus Gründen der Übersichtlichkeit in 8 lediglich Verbindungen zwischen den Erkennungsmodulen 31a, 32a, 33a und dem Auswertungsmodul 74 eingezeichnet, obwohl auch die Ausgänge der Erkennungsmodule 32a, 32b, 32c, 33a, 33b, 33c mit dem Auswertungsmodul 74 verbunden sind.
Vorliegend umfasst das Erkennungskriterium die Bedingung, dass einer der Erkennungswerte 62 größer als ein Punktschwellwert ist. Der Punktschwellwert beträgt exemplarisch 150 Punkte, da der Maximalwert eines Erkennungswerts 62 300 beträgt. Mithin wird das Steuersignal 19 solange ausgegeben, wie ein Erkennungswert 62 größer als 150 Punkte ist. Diese Formulierung des Erkennungskriteriums ist jedoch rein exemplarisch. Es sind auch eine Vielzahl von anderen Bedingungen oder Bedingungskombinationen denkbar, wodurch eine gewünschte Spezifität und Sensitivität des Erkennungskriteriums eingestellt werden kann.
12 zeigt Diagramme zur Erläuterung der Funktion der Trennvorrichtung 2 und des Verfahrens bei einem STI. Die Abszissen der Diagramme geben die Zeit in Sekunden an. Das obere Diagramm von 12 zeigt Hüllkurven 121a, 121b des Phasenstroms i_L1, Hüllkurven 122a, 122b des Phasenstroms i_L2 und Hüllkurven 123a, 123b des Phasenstroms i_L3 in Ampere. Das mittlere Diagramm in 12 zeigt Verläufe von Punktwerten für jede Strominformation mit folgender Zugordnung:

- Verlauf 131a —► Erkennungsmodul 31a (Phasenstrominformation 13a)
- Verlauf 131b → Erkennungsmodul 31b (Phasenstrominformation 13b)
- Verlauf 131c → Erkennungsmodul 31c (Phasenstrominformation 13c)
- Verlauf 132a → Erkennungsmodul 32a (Raumzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 132b —► Erkennungsmodul 32b (erste Drehzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 132c —► Erkennungsmodul 32c (zweite Drehzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 133a —► Erkennungsmodul 33a (Raumzeiger-Imaginärteil-Information)
- Verlauf 133b —► Erkennungsmodul 33b (erste Drehzeiger-Imaginärteil-Information)
- Verlauf 133c —► Erkennungsmodul 33c (zweite Drehzeiger-Imaginärteil-Information).

12

140

19

Dem oberen Diagramm ist zu entnehmen, dass die den Phasenstrom i_L2 führende Phase am stärksten und die den Phasenstrom i_L1 führende Phase am schwächsten vom STI betroffen sind. Im mittleren Diagramm ist zu erkennen, dass der auf der Phasenstrominformation 13c beruhende Verlauf 131c nahezu über die gesamte relevante Dauer des STI Punktwerte von über 150 Punkten aufweist und daher dominant für die Auswertung des Erkennungskriteriums ist. Obwohl die Phasenstrominformation 13c dem Phasenstrom i_L3 zugeordnet ist, der nicht so stark vom STI betroffen ist, wie der Phasenstrom i_L2, weist der Verlauf 131c nahezu durchgängig die Maximalpunktzahl von 300 Punkten auf. Dies liegt daran, dass der erste Analysealgorithmus 35 besonders hohe Punktwerte liefert, die auf eine sehr starke Abweichung des Phasenstrom i_L3 von der idealen Sinusform zurückzuführen sind. Insbesondere liegen beim Phasenstrom i_L3 deutlich längere Plateaus zwischen zwei Extrema als beim Phasenstrom i_L2 vor (vgl. 9).
Analysen haben ferner gezeigt, dass im Falle eines STI alle Analysealgorithmen 35, 36, 37 einen nahezu gleichen Beitrag zur Ermittlung der Punktzahlen für die Verläufe 131c und 131b liefern.
13 zeigt Diagramme zur Erläuterung der Funktion der Trennvorrichtung 2 und des Verfahrens bei einem TI eines der Transformatoren 8, 10, ohne dass ein STI auftritt. Die Abszissen der Diagramme geben die Zeit in Sekunden an. Das obere Diagramm von 13 zeigt Hüllkurven 221a, 221b des Phasenstroms i_L1, Hüllkurven 222a, 222b des Phasenstroms i_L2 und Hüllkurven 223a, 223b des Phasenstroms iL3 in Ampere. Das mittlere Diagramm in 13 zeigt Verläufe von Punktwerten für jede Strominformation mit folgender Zugordnung:

- Verlauf 231a → Erkennungsmodul 31a (Phasenstrominformation 13a)
- Verlauf 231b → Erkennungsmodul 31b (Phasenstrominformation 13b)
- Verlauf 231c → Erkennungsmodul 31c (Phasenstrominformation 13c)
- Verlauf 232a → Erkennungsmodul 32a (Raumzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 232b → Erkennungsmodul 32b (erste Drehzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 232c → Erkennungsmodul 32c (zweite Drehzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 233a → Erkennungsmodul 33a (Raumzeiger-Imaginärteil-Information)
- Verlauf 233b → Erkennungsmodul 33b (erste Drehzeiger-Imaginärteil-Information)
- Verlauf 233c → Erkennungsmodul 33c (zweite Drehzeiger-Imaginärteil-Information).

13

240

19

Dem oberen Diagramm ist zu entnehmen, dass die die Phasenströme i_L1, i_L3 führenden Phasen am stärksten und die den Phasenstrom i_L2 führende Phase am schwächsten vom TI betroffen sind. Im mittleren Diagramm ist zu erkennen, dass der auf der ersten Drehzeiger-Realteil-Information beruhende Verlauf 232c und der Phasenstrominformation 13b beruhende Verlauf 213b als erste den Punktschwellwert von 150 Punkten erreichen, diesen aber im weiteren Verlauf des TI wieder unterschreiten. Erst die wesentlich später den Punktschwellwert überschreitenden Verläufe 232b und 231c sorgen für eine ausreichend lange Überschreitung des Punktschwellwerts und damit für den Verlauf 240 des Steuersignals 19.
Hinsichtlich des Verlaufs 231a hat eine weitere Analyse ergeben, dass die Punktzahl anfänglich maßgeblich durch den ersten Analysealgorithmus 35 beeinflusst wird und erst später die Analysealgorithmen 36, 37 einen Beitrag zum Punktwert liefern, welcher dann aber größer als der Beitrag des ersten Analysealgorithmus 35 ist. Dies zeigt die Nützlichkeit einer Kombination mehrerer Analysealgorithmen.
14 zeigt Diagramme zur Erläuterung der Funktion der Trennvorrichtung 2 und des Verfahrens bei einem Kurzschlussereignis. Die Abszissen der Diagramme geben die Zeit in Sekunden an. Das obere Diagramm von 14 zeigt Hüllkurven 321a, 321b des Phasenstroms i_L1, Hüllkurven 322a, 322b des Phasenstroms i_L2 und Hüllkurven 323a, 323b des Phasenstroms i_L3 in Ampere. Das mittlere Diagramm in 14 zeigt nur einige Verläufe von Punktwerten für jede Strominformation mit folgender Zugordnung:

- Verlauf 332a → Erkennungsmodul 32a (Raumzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 332b → Erkennungsmodul 32b (erste Drehzeiger-Realteil-Information)
- Verlauf 333a → Erkennungsmodul 33a (Raumzeiger-Imaginärteil-Information)
- Verlauf 333b → Erkennungsmodul 33b (erste Drehzeiger-Imaginärteil-Information)
- Verlauf 333c → Erkennungsmodul 33c (zweite Drehzeiger-Imaginärteil-Information).

14

340

19

Dem oberen Diagramm von 14 kann entnommen werden, dass das Kurzschlussereignis ein zweipoliger Kurzschluss der die Phasenströme I_L2 und I_L3 führenden Phasen ist. Dem mittleren Diagramm von 14 ist zu entnehmen, dass keiner der gezeigten Verläufe 332a, 332b, 333a, 333b, 333c und erst recht keiner der wegen sehr kleiner Punktwerte nicht gezeigten übrigen Verläufe den Punktschwellwert von 150 Punkten erreicht. Mithin wird, wie aus dem unteren Diagramm ersichtlich ist, über die gesamte Dauer des Kurzschlussereignisses kein Steuersignal 19 ausgegeben, so dass eine Blockierung der Trennfunktion der Trennvorrichtung 2 entfällt, weil kein Inrushereignis erkannt wurde.
15 ist ein Diagramm von Phasenströmen bei einem STI und einer Verwendung von Transformatoren der Schaltgruppe YNd5. Ersichtlich weisen die Phasenströme hier abweichende Verläufe von der Kurvenform in 7, die auf einen Transformator der Schaltgruppe YNyn0 bezogen ist, auf. Insbesondere sind die charakteristischen flachen Abschnitte zwischen den Stromspitzen in 15 nicht mehr erkennbar. Auf dem Raumzeiger basierende Verläufe von Stromwerten weisen jedoch weiterhin diese charakteristischen Abschnitte auf, die in den Phasenströmen nicht erkennbar sind. Folglich dient die Verwendung von auf dem Raumzeiger basierenden Strominformationen auch der Verwendbarkeit der Trennvorrichtung 2 bei unterschiedlichen Transformatorschaltgruppen.
Grundsätzlich können die vorgenannten Module, Abschnitte und Elemente der Steuereinheit 18 durch ein Computerprogramm gebildet sein, das beispielsweise auf einem Computer in Form eines Mikrocontrollers ausgeführt wird.
Darüber hinaus sind auch die Trennvorrichtungen 11 im elektrischen Wechselspannungsnetz 1 wie das Ausführungsbeispiel der Trennvorrichtung 2 ausgebildet. Da die Trennvorrichtung 11 auch zuverlässig einen Leitungsstrom entlang der Leitungen 6BC bei einem TI des Transformators 8 oder einem STI des Transformators 10 bzw. einen Leitungsstrom entlang der Leitung 6BD bei einem TI des Transformators 10 oder einem STI des Transformators 8 von einem Kurzschlussstrom unterscheiden kann, eignet sie sich auch zur Blockierung einer unerwünschten Auftrennung dieser Leitungen.
Obwohl das Ausführungsbeispiel der Trennvorrichtung und das Ausführungsbeispiel des Verfahrens von einer Netzfrequenz von 50 Hertz in einem dreiphasigen Wechselspannungsnetz ausgehen, lassen sich die vorangegangenen Ausführungen auch auf Wechselspannungsnetze mit einer anderen Netzfrequenz, z. B. 16 2/3 Hertz oder 60 Hertz, und mit einer anderen Anzahl von Phasen übertragen.

Claims

Verfahren zum Erkennen eines Inrushereignisses an wenigstens einem an ein elektrisches Wechselspannungsnetz (1) mit einer Netzfrequenz angeschlossenen Transformator (8, 10), umfassend folgende Schritte: - Analysieren eines zeitlichen Verlaufs von Stromwerten wenigstens einer in Abhängigkeit eines Leitungsstroms auf einer mit dem wenigstens einen Transformator (8, 10) verbundenen Leitung (6AB) ermittelten Strominformation mittels wenigstens eines Analysealgorithmus (35, 36, 37); - Bestimmen eines Erkennungswerts (62) für das Vorliegen des Inrushereignisses für eine jeweilige Strominformation in Abhängigkeit eines jeweiligen Ergebnisses (45, 48, 55) der Analyse des wenigstens einen Analysealgorithmus (35, 36, 37); - Auswerten eines einen jeweiligen Erkennungswert (62) verwendenden Erkennungskriteriums; und - Ausgeben eines das Inrushereignis anzeigenden Steuersignals (19), wenn das Erkennungskriterium erfüllt ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei ein Analysealgorithmus (35) lokalen Extrema (39a-i) der Stromwerte eine Vergleichsfunktion (40) zuordnet, die für ein jeweiliges Extremum (39a-i) eine sinusförmige Halbwelle mit der Amplitude des Extremums und mit einer der Hälfte der Periodendauer der Netzfrequenz des Wechselspannungsnetzes (1) entsprechenden Dauer aufweist, und als Ergebnis (45) der Analyse einen Abweichungswert ausgibt, der eine Abweichung der Vergleichsfunktion (40) von den Stromwerten beschreibt.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei der Abweichungswert in Abhängigkeit von gleitenden Integralen der Stromwerte und der Werte der Vergleichsfunktion (40), insbesondere als deren Differenz oder Verhältnis, ermittelt wird.
Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, wobei mit steigender Abweichung der Stromwerte von der Vergleichsfunktion (40) ein höherer Erkennungswert (62) bestimmt wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei ein Analysealgorithmus (36) Wendepunkte des zeitlichen Verlaufs der Stromwerte oder einer aus dem zeitlichen Verlauf der Stromwerte gebildeten Hilfsfunktion (46) ermittelt und als Ergebnis (48) der Analyse einen von einer Anzahl innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters liegender Wendepunkte abhängigen Wendepunktwert ausgibt.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei der Wendepunktwert in Abhängigkeit eines geglätteten Mittelwerts der Anzahl der im Zeitfenster liegenden Wendepunkte ermittelt wird.
Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, wobei das bei einem vorgegebenen Wendepunktwert, insbesondere bei einem sechs Wendepunkte je Periode der Netzfrequenz beschreibenden Wendepunktwert, ein hoher Erkennungswert (62) für das Inrushereignis bestimmt wird und zumindest abschnittsweise mit steigender betragsmäßiger Abweichung vom vorgegebenen Wendepunktwert ein geringerer Erkennungswert (62) bestimmt wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei ein Analysealgorithmus (37) Zeiträume, während derer sich die Stromwerte zwischen einem positiven Stromschwellwert (49a) und einem negativen Stromschwellwert (49b) befinden, ermittelt und als Ergebnis (55) der Analyse einen Zeitanteilswert ausgibt, der einen Anteil der Zeiträume innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters beschreibt.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei ein weiterer positiver Stromschwellwert (49c) und ein weiterer negativer Stromschwellwert (49d) vorgesehen sind, die insbesondere außerhalb eines durch die Stromschwellwerte (49a, 49b) begrenzten Intervalls liegen, wobei das Ermitteln - aktiviert wird, wenn die Stromwerte den weiteren positiven Stromschwellwerte (49c) überschreiten oder den weiteren negativen Stromschwellwert (49d) unterschreiten, und/oder - deaktiviert wird, wenn die Stromwerte für eine vorgegebene Dauer, insbesondere einer Periodendauer der Netzfrequenz, ein Intervall, welches der weitere negative Stromschwellwert (49c) und der weitere positive Stromschwellwert (49d) aufspannen, nicht verlassen.
Verfahren nach Anspruch 8 oder 9, wobei das zumindest abschnittsweise mit steigendem Anteil der Zeiträume ein steigender Erkennungswert (62) bestimmt wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei eine Phasenstrominformation (13a, 13b, 13c) als Strominformation verwendet wird, die einen Phasenstrom des Leitungsstroms beschreibt oder mehrere Phasenstrominformationen (13a, 13b, 13c) als Strom informationen verwendet werden, die jeweils einen Phasenstrom des Leitungsstroms beschreiben.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei wenigstens eine aus einem Raumzeiger des Leitungsstroms gebildete Strominformation verwendet wird.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei wenigstens eine aus dem Raumzeiger gebildete Strominformation eine Raumzeiger-Realteil-Information ist, die einen Realteil des Raumzeigers beschreibt, und/oder eine aus dem Raumzeiger gebildete Strominformation eine Raumzeiger-Imaginärteil-Information ist, die einen Imaginärteil des Raumzeigers beschreibt.
Verfahren nach Anspruch 12 oder 13, wobei wenigstens eine aus dem Raumzeiger gebildete Strominformationen eine Drehzeiger-Realteil-Information ist, die einen Realteil eines durch Drehung des Raumzeigers gewonnenen Zeigers beschreibt, und/oder wenigstens eine aus dem Raumzeiger gebildete Strominformation eine Drehzeiger-Imaginärteil-Information ist, die einen Imaginärteil eines durch Drehung des Raumzeigers gewonnenen Zeigers beschreibt.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei n-1 Drehzeiger-Realteil-Informationen verwendet werden, die jeweils den Realteil des um 2m·n^-1·π gedrehten Raumzeigers beschreiben, und/oder n-1 Drehzeiger-Imaginärteil-Informationen verwendet werden, die jeweils den Imaginärteil des um 2m·n^-1·π gedrehten Raumzeigers beschreiben, wobei n der Anzahl der Phasen des Wechselspannungsnetzes (1) entspricht und m ganzzahlige Werte, insbesondere alle ganzzahligen Werte, zwischen 1 und n-1 umfasst.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Bestimmen des Erkennungswerts (62) umfasst, dass ein jeweiliges Ergebnis der Analyse (45, 48, 55) auf eine Punkteskala normiert wird.
Verfahren nach Anspruch 16, wobei mehrere Analysealgorithmen (35, 36, 37) verwendet werden und das Bestimmen des Erkennungswerts (62) ein lineares Verknüpfen von Punktwerten, die den Ergebnissen (45, 48, 55) der Analyse auf der Punkteskala zugeordnet werden, umfasst.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Bestimmen des Erkennungswerts (62) eine Gewichtung in Abhängigkeit eines Mittelwerts, insbesondere eines Effektivwerts, des Leitungsstroms umfasst.
Computerprogramm, umfassend Befehle, die bei der Ausführung des Programms durch einen Computer diesen veranlassen, ein Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche durchzuführen.
Trennvorrichtung (2), umfassend - eine Steuereinheit (18), die so konfiguriert ist, dass sie ein Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 18 ausführt und/oder die einen computerlesbaren Datenträger, auf dem das Computerprogramm nach Anspruch 19 gespeichert ist, aufweist, und - eine Trenneinheit (14) mit einer Trennfunktion, welche die Leitung (6AB) trennt, wenn der Leitungsstrom einen vorgegebenen Schwellwert überschreitet, wobei die Trennfunktion durch Erhalten des das Vorliegen eines Inrushereignisses beschreibenden Steuersignals (19) blockierbar ist.