WO2009000304A1 - Verfahren zum erhöhen der empfindlichkeit eines differentialschutzsystems - Google Patents

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WO2009000304A1
WO2009000304A1 PCT/EP2007/005891 EP2007005891W WO2009000304A1 WO 2009000304 A1 WO2009000304 A1 WO 2009000304A1 EP 2007005891 W EP2007005891 W EP 2007005891W WO 2009000304 A1 WO2009000304 A1 WO 2009000304A1
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differential protection
current
current vector
measured values
protection devices
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PCT/EP2007/005891
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Tevfik Sezi
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Siemens Aktiengesellschaft
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H02H3/28—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at two spaced portions of a single system, e.g. at opposite ends of one line, at input and output of apparatus
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
    • H02H1/0092—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the data processing means, e.g. expert systems, neural networks

Definitions

  • Amplitude and phase angle of the measured current include.
  • the acquired current measured values are exchanged via a communication line between the differential protection devices and compared with each other.
  • the same current flows into the line section at a certain point in time, as it flows out of it. If the difference between the values of the current measured values measured at each end of the line section is therefore formed, a value close to zero should result in the error-free case.
  • a so-called fault current flows through the fault location and the amounts of current measured values taken up simultaneously at the ends no longer correspond. Consequently, a difference of the current measured values results, which lies above a certain tripping value, so that an error on the line section is detected by the differential protection devices.
  • Short circuits for example, is a line break of an electric power line and the affected phase has contact with the earth.
  • a short-circuit current may result which is so low that it is not correctly recognized as a short-circuit current in the measuring accuracy of the measuring systems used today, in particular the primary converters, ie those current converters which are connected directly to the electrical power supply line.
  • the measuring accuracy of such primary current For example, the converter is 3% of the measured current.
  • the sensitivity of the differential protection system is set to ignore, as it were, false currents occurring due to inaccuracies in the current measurement (ie, currents due to inaccuracies in the measurement system that do not correspond to actual measured currents).
  • the triggering threshold which leads to the generation of a trip signal, selected comparatively high, ie the sensitivity is set comparatively low, since only high differential currents lead to a tripping of the circuit breaker.
  • This is deliberately chosen because otherwise there is a risk of false triggering, which on the one hand causes high costs and on the other hand can result in the cascade effect of overloading and the failure of further power supply lines.
  • Another example of a high-impedance fault for example, due to aged or insufficient insulation flowing - relatively small - leakage currents, but in a final failure of the insulation but can easily turn into low-resistance short circuits that may possibly lead to damage to the electrical energy supply network , It is desirable to be able to detect and switch off such comparatively small leakage currents with a differential protection system.
  • a method for increasing the sensitivity of a differential protection system each comprising a differential protection device at the ends of a line section of an electrical energy transmission line, in which current vector measured values which indicate the current flowing in the line section, with the differential protection devices at the ends of the line section be detected during a learning phase; a correction function is determined from the current vector measurements, the correction function indicating a correction factor dependent on the amplitude of the current vector measurements of a selected differential protection device that compensates for an amplitude and a phase difference between the current vector measurements of the differential protection devices; and the differential protection system is set to correct the post-learning current sense measurements of at least one of the differential protection devices using the correction function.
  • the advantage of the method according to the invention is that the differential protection devices adapt themselves to the inaccuracies of the respective measuring systems during a learning phase in which it can be ensured that there is no fault on the line section of the electrical power supply line.
  • a correction function is obtained from the detected current vector measured values at the ends of the line section, which compensates for the amplitude and phase differences between the measured current vectors caused by the respective measuring system, that is to say in particular the respective primary current transformers.
  • current sense readings at the ends of the line section may use a significantly lower differential protection threshold when using such corrected current sense measurements, thereby increasing the sensitivity of the differential protection system. Therefore, comparatively low fault currents can be detected in the case of high-impedance faults, and the affected part of the line section can be switched off.
  • An advantageous embodiment of the method according to the invention is that at least two correction factors are used to generate the correction function, which have been determined from the current vector measured values of the differential protection devices at different amplitudes of the current vector measured values of the selected differential protection device.
  • the inaccuracies caused by the respective primary current transformers of the measuring systems have different effects on the measured values of phases and amplitudes, depending on the magnitude of the amplitude of the flowing primary current.
  • the phase distortion caused by the primary current transformers dominates, while in the case of a large flowing primary current, the amplitude distortion caused by the primary current transformer predominates.
  • the selected differential protection device for determining the correction factors, the selected differential protection device generates a start signal in each case when the amplitude of its detected current measuring measurement values assumes different current threshold values, wherein the start signal causes the differential protection devices to store the respective detected current vector measured values over a predetermined period of time; and - by comparison each time belonging to each other
  • the correction factor is calculated, which compensates for an amplitude and a phase difference between the current vector measured values of the differential protection devices at the amplitude indicated by the respective current threshold value.
  • the system can automatically trigger, during the learning phase, an automatic measurement of current vector readings used to form the correction values for the respective amplitudes of the primary current.
  • the correction function can be determined by interpolation from the respectively determined correction factors.
  • the current-vector measured values used for determining the correction factors in the differential protection devices are each assigned a time stamp which corresponds to that Specifies the point in time at which the respective current meter measured value has been detected.
  • the differential protection devices each have internal timers for generating the time stamps, which are synchronized with each other via an external clock cycle. This can For example, be done by using a time signal derived from a GPS signal as the external clock.
  • the formation of the correction function from the measured current measuring values measured with the differential protective devices can take place, for example, by an external data processing device, such as a laptop or a computer, in a control or control room.
  • an external data processing device such as a laptop or a computer
  • the detected current vector measured values are transmitted to a calculating differential protection device and the determination of the correction function takes place in the calculating differential protection device. In this way, apart from the differential protection devices, no further data processing device is required for determining the correction function.
  • the detection of current vector measured values and the determination of a correction function are carried out for each phase of the line section.
  • the differential protection system is in fact strengthened to form a correction function for each phase individually and, consequently, to detect individually for each phase an occurrence of a high-impedance fault.
  • differential protection system each having a differential protection system at the ends of a line section of an electrical power supply line, the differential protection devices comprising data processing devices adapted to carry out a method according to one of the embodiments described above.
  • Figure 1 is a schematic representation of a line section with a differential protection system
  • Figure 2 is a schematic representation of a differential protection device
  • FIG. 3 is a phasor diagram
  • FIG. 5 shows a current profile measured in a differential protection system.
  • FIG. 1 shows a differential protection system 10, which is arranged on a line section 11 of a three-phase electrical power supply line, which is otherwise not shown.
  • the conduit portion 11 in Fig. 1 is shown for simplicity as a conduit portion having two ends, it may be a conduit portion having three or more ends. The method described below is to apply to a line section with more than two ends accordingly.
  • the line section 11 shown in FIG. 1 comprises, as a three-phase line section, individual phases IIa, IIb and IIc.
  • a first end 12 of the line section 11 currents flowing in the phase conductors IIa, IIb and IIc are measured by means of primary current converters 13a, 13b and 13c which are not illustrated in detail and supplied to a first differential protection device 14a. Accordingly, currents flowing through primary current transformers 16b and 16c in the individual phases IIa, IIb and IIc are detected at a second end 15 of the line section 11 and supplied to a second differential protection device 14b.
  • the differential protection devices 14a and 14b monitor the line section 11 for possible errors, such as short circuits.
  • the differential protection devices 14a and 14b transmit the measured values acquired by them via a communication path 17 existing between them.
  • the communication link 17 can be constructed both wired and wireless. Usually 17 copper cables or optical fibers are used as a communication link.
  • the differential protection devices 14a and 14b check on the basis of their own and the measured values received from the other end by subtraction of the respectively recorded at the same time Measurements, whether an error on the line section 11 of the power transmission line is present.
  • each differential protection device 14a or 14b checks whether the difference between the own and the receiving measured values exceeds a triggering threshold and, in the event of an overshoot, outputs a trip signal (triggering signal) T to a respective power switch 18a or 18b assigned to it. If the measured values for each phase are recorded and transmitted individually, the faulty phase can be unambiguously determined in this way. By means of the trip signal T, the respective power switch 18a or 18b is caused to open its switching contacts assigned to the respective faulty phase so as to separate the faulty phase from the electrical power transmission line.
  • triggering signal triggering signal
  • a short circuit 19 between the phase 11c of the line section 11 and the earth is shown as an example; the circuit breakers 18a and 18b have their respective switching contacts associated with the affected phase 11c opened to isolate the phase 11c from the electrical power transmission line.
  • the measured current values detected by the primary current transformers 13a, 13b, 13c and 16a, 16b, 16c are converted into current vector measured values which make it possible to determine the amplitude and phase position of the current flowing at the respective end 12 or 15.
  • the current vector measured values are usually noted in the complex representation.
  • the following pointer measured values are recorded: /. p -J ⁇ t O ⁇ l
  • I 0 Ai the amplitude of the phase IIa
  • I 0A2 the amplitude of the phase IIb
  • I 0A3 the amplitude of the phase 11c respectively at the end 12 of the line section.
  • ⁇ t 0 Ai represents the phase angle of the current in phase IIa
  • ⁇ t 0A 2 the phase angle of the current in phase IIb
  • ⁇ t 0A2 the phase angle of the current in phase 11c.
  • FIG. 2 shows by way of example the differential protection device 14a in a detailed representation.
  • the differential protection device 14a according to FIG. 2 is connected to the phase IIa at the end 12 of the line section 11 only via the primary converter 13a.
  • the measured value acquisition with respect to the remaining phases IIb and 11c is not shown in FIG. 2; but it is done in a similar manner.
  • the primary current transformer 13a which may be, for example, a toroidal-core current transformer
  • the current flowing in phase IIa at the end 12 is detected.
  • a measured current Il reduced in accordance with the converter ratio of the primary current transformer 13a is generated in a measuring circuit 20 of the primary current transformer 13a and supplied to the differential protection device 14a via connecting lines of the measuring circuit 20.
  • the differential protection device 14a has an internal current transformer 21 for galvanic decoupling, with which the current Il flowing in the measuring circuit 20 is converted into an even smaller current 12.
  • the current 12 is supplied to a Meßwerter writtensm ⁇ chtung 22 of the differential protection device 14 a.
  • the measured value detection device 22 has an analog / digital converter 23, by means of which it converts the receiving current 12 into digital current vector measured values.
  • the measured value acquisition device 22 can also carry out a further measured value preprocessing, such as, for example, an (analogue or digital) filtering.
  • the differential protection device 14a also has an internal timer 24 which synchronizes via an external time signal with the internal timers of other differential protection devices - in particular the differential protection device 14b is.
  • the external time signal may, for example, be a time signal which is derived from a GPS signal received by means of an antenna 27.
  • Another example of an external timer is a time clock of a so-called "real-time Ethernet network", in which case a corresponding Ethernet interface is provided instead of the antenna 27, via which the device can also communicate in the network.
  • the internal timer 24 transmits a time signal to the measured value acquisition device 22, which assigns a time stamp to each detected current time reading, which indicates the time at which the current vector measured value has been detected.
  • inaccuracies of the entire measuring system ie the primary current transformer 13a, the device-internal current transformer 21, the analog / digital converter 23 and possibly additional filters and preprocessing units of the measured value acquisition device are included in the resulting current vector measured values 22, one.
  • the majority of the inaccuracies are usually attributable to the primary current transformer 13a, which typically has a measurement accuracy of about 3% of the measured current. Since the measuring systems of the differential protection devices 14a and 14b are not absolutely identical, they consequently have different inaccuracies in the measurement, the one
  • FIG. 3 explains this problem.
  • a diagram for displaying complex current vectors is shown in FIG. 3, two current vector measured values 31 and 32 being shown by way of example.
  • the current vector measured values 31 and 32 are for this purpose the same time, but at different ends, on the same phase (for example, the phase IIa) of the line section 11 has been detected.
  • the current pointer measured value 31 has been detected with the differential protection device 14a at the first end 12 of the line section 11, while the current vector measured value 32 has been detected at the same time with the differential protection device 14b at the second end 15 of the line section 11.
  • a difference vector 33 which is indicated in dashed lines in FIG. 3, results in respect of amplitude and phase position of the two current vectors 31 and 32.
  • This difference pointer 33 is caused only by the inaccuracies of the two measuring systems used, but not by a fault actually occurring on the line section 11.
  • the response threshold would therefore have to lie above this difference pointer 33.
  • the sensitivity of the differential protection system especially for small flowing currents, as they are common in high-impedance errors, severely limited.
  • the differential protection devices 14a and 14b of the differential protection system 10 are adjusted during a so-called learning phase such that after the learning phase, their sensitivity is significantly increased.
  • the learning phase which can last for example several days to several weeks, it is assumed that no (high or low impedance) fault occurs on the line section 11 of the electrical power supply line. If an error nevertheless occurs, the calculations made at this time to increase the sensitivity must be discarded.
  • Low-impedance errors during the learning phase are detected by the differential protection devices anyway because they do not require increased sensitivity. High-impedance faults are detected by closer observation of the lines, as a crack of a power transmission line is optically visible.
  • differential protection devices 14a and 14b current measurement values are detected.
  • One of the differential protection devices 14a or 14b is determined to the selected differential protection device, which subsequently controls the executed during the learning phase functions.
  • the differential protection device 14a is to be determined for the selected differential protection device for controlling the learning phase.
  • the selected differential protection device 14a checks the detected current vector measured values for whether certain different current thresholds have been reached with regard to the amplitude. If such a current threshold is reached, the selected differential protection device 14a emits a start signal, which includes all the protective devices, ie both the selected differential protection device 14a and the other differential protection device 14b, for storing the detected differential protection device 14a
  • FIG. 5 shows an example curve 50 of the amplitude of the current in one phase at the line end 12.
  • the amplitude of this current is detected with the selected differential protection device 14a and checked for the achievement of certain current thresholds (dashed or dotted lines in FIG. 5).
  • Such current thresholds may cover, for example, a range of 0 to 1.3 times the rated current I N for which the line section 11 is provided, in steps of 0.1-I N.
  • the current threshold of 0.3-I N is reached at a first time ti.
  • a first start signal Si is then generated, which causes both differential protection devices 14a and 14b to store the current meter measured values acquired with them over a period of, for example, one second.
  • the start signal must be made available internally to the selected differential protection device 14a as well as via the communication link to the other differential protection device 14b.
  • both differential protection devices start simultaneously with the storage of the acquired current vector measurement values; it is completely sufficient if some of the acquired current measuring values are recorded at the same time (eg over a period of 3 periods of the nominal frequency).
  • a current threshold of 0.1-I N is reached at a time t 2 and a second start signal S 2 is generated which stores both differential protection devices 14 a and 14 b for storing their respectively measured current vector measured values predetermined time period causes.
  • S 3 the times t 3 , t 4, and t 5 / in which, with regard to the current 0.8 swell-I N, 0,7-I N-I and 0.6 N start signals S 3, S 4 and S 5 are generated.
  • the respective load record on the line section 11 of the energy transmission line has been recorded and stored in each case in both differential protection devices 14a and 14b for each current threshold by means of the continuous load change with time-stamped current vector measured values.
  • the recording of current vector measured values for the respective current thresholds is indicated by the steps 41a to 41n by way of example.
  • step 42 By comparing the respective current vector measurement values detected simultaneously with the differential protection devices 14a and 14b, in step 42, dependent correction factors can be determined in each case from the amplitude of the current corresponding to the respective threshold value in the formation of the start signals, which have an amplitude and a phase difference between the respective ones Compensate current measuring values of the differential protective devices 14a or 14b.
  • the differential pointer 33 As it were, for different amplitudes of the measured current, the differential pointer 33 (see FIG. 3) generated by the inaccuracy of the two measuring systems used in the differential protection devices 14a and 14b is compensated.
  • the correction values are amplitude-dependent, since, for example, the primary transducers generate a high phase deviation at low amplitudes of the primary current, while at high amplitudes of the primary current a high amplitude deviation is produced by the inaccuracies of the primary current transducers. Therefore, the correction values for various amplitudes or thresholds according to FIG selected differential protection device 14a measured current can be generated.
  • the respective current vector measured values of the two differential protection devices 14a and 14b are compared with one another in such a way that respective time windows in which the current vector measured values remain relatively constant are selected from the respective data sets which comprise time-stamped current vector measured values over a certain period of time ,
  • the required time slots have a duration of at least one period of the fundamental (e.g., 50 or 60Hz) of the current flowing in the line section; As the time window length increases, the accuracy of the calculation increases, but so does the calculation time required for the calculation.
  • time windows with a duration of 3 periods of the fundamental oscillation are used.
  • the time windows are also distinguished by the fact that they each contain current-current pairs detected for each differential protection device 14a and 14b only at the same points in time.
  • a digital Fourier transformation preferably a so-called “Fast Fourier Transformation” (FFT)
  • FFT Fast Fourier Transformation
  • correction factors have been determined over the desired amplitude range, that is, for example, from 0 to 1.3-I N . If, in this way, correction factors have been determined over the desired amplitude range, that is, for example, from 0 to 1.3-I N , then in a further step 43 (FIG. 4) be formed by interpolation between the individual correction values a correction function continuously covering the amplitude range.
  • correction values and the correction function can be carried out, for example, in an external data processing device, for example a laptop, to which the respective current vector measurement values have been transmitted to the different amplitudes of the current profile.
  • an external data processing device for example a laptop
  • the calculation of the correction factors and the correction function takes place in a differential protection device intended for the "calculating differential protection device", for example, the selected differential protection device 14a
  • no additional device is required in addition to the differential protection devices 14a and 14b.
  • the differential protection devices 14a and 14b must be set such that the differential protection function, ie the comparison of the respective current meter measured values, only after a conversion either the
  • the correction function depending on which of the current pointer measured values, the correction function has been developed.
  • the first differential protection device 14a can leave its current vector measured values unchanged for this purpose, while the second differential protection device 14b applies the amplitude-dependent correction function to its current vector measured values and thus generates corrected current vector measured values that are suitable for the current Differential protection comparison can be used. Consequently, in this example, the second differential protection device 14b transmits only the corrected current vector measured values to the first differential protection device 14a, while the first differential protection device 14a transmits its unchanged current vector measurement values to the second differential protection device 14b.
  • the measured current vector measured values are adapted to a reference device, in this case the selected differential protection device 14a, so that correct values are obtained independently of the respective corruption of the current vector measured values by the inaccuracies of the respective measuring system in a subtraction using the respective corrected current vector measured values. Because the inaccuracies fall out of the correction.
  • the sensitivity of the differential protection system is increased in such a way that a detection of even high-impedance errors with low flow the currents is possible because now the inaccuracies of the respective measuring systems play only a negligible role, even at low currents.
  • the response threshold in the respective differential protection devices can consequently be set significantly lower, so that even high-impedance errors with low flowing fault currents, which consequently also leads to only a slight difference between the respective current vector measured values, are detected and switched off without negatively influencing the selectivity of differential protection.
  • the method described is advantageously carried out separately for each phase of the line section in order to obtain a phase-selective differential protection system after the adjustment of the differential protection devices.
  • the method is carried out for an earth current calculated from the individual phase currents by summation or an earth current that is measured explicitly with an earth current transformer.

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Abstract

Um ein je ein Differentialschutzgerät (14a, 14b) an den Enden eines Leitungsabschnitts (11) einer elektrischen Energieübertragungsleitung umfassenden Differentialschutzsystem (10) derart zu ertüchtigen, dass es auch hochohmige Fehler auf dem überwachten Leitungsabschnitt (11) selektiv erkennen und sicher abschalten kann, wird ein Verfahren vorgeschlagen, bei dem folgende Schritte durchgeführt werden: - Erfassen von Stromzeigermesswerten, die den in dem Leitungsabschnitt (11) fließenden Strom angeben, mit den Differentialschutzgeräten (14a, 14b) an den Enden (12,15) des Leitungsabschnitts (11) während einer Lernphase; - Ermitteln einer Korrektur f unkt ion aus den Stromzeigermesswerten, wobei die Korrektur funkt ion einen von der Amplitude der Stromzeigermesswerte eines ausgewählten Differentialschutzgerätes (z.B. 14a) abhängigen Korrekturfaktor angibt, der einen Amplituden- und einen Phasenunterschied zwischen den Stromzeigermesswerten der Differentialschutzgeräte (14a, 14b) ausgleicht; und - Einstellen des Differentialschutzsystems (10) derart, dass die nach der Lernphase erfassten Stromzeigermesswerte zumindest eines der Differentialschutzgeräte (z.B. 14b) unter Verwendung der Korrektur funkt ion korrigiert werden. Es wird ferner ein entsprechend eingerichtetes Differentialschutzsystem (10) vorgeschlagen.

Description

Beschreibung
Verfahren zum Erhöhen der Empfindlichkeit eines Differentialschutzsystems
Zur Fehlerüberwachung bei elektrischen Energieversorgungsleitungen werden üblicherweise elektrische Schutzgeräte eingesetzt, die unter Verwendung spezieller Schutzalgorithmen eine Entscheidung darüber treffen, ob ein Fehler auf der elektri- sehen Energieübertragungsleitung vorliegt. Bei Erkennen eines Fehlers werden automatisch geeignete Gegenmaßnahmen getroffen; üblicherweise werden Leistungsschalter geöffnet, um den Fehler zu isolieren. Ein in diesem Zusammenhang häufig eingesetzter Schutzalgorithmus ist der sogenannte Differential- schütz.
Bei einem Differentialschutzverfahren ist an jedem Ende eines überwachten Leitungsabschnittes der elektrischen Energieversorgungsleitung ein elektrisches Differentialschutzgerät vor- gesehen, das mittels an den jeweiligen Enden des Leitungsabschnittes angebrachter Stromwandler Strommesswerte erfasst, die den auf dem Leitungsabschnitt fließenden Strom angeben. Bei den Strommesswerten kann es sich beispielsweise um Strom- zeigermesswerte handeln, die eine höhere Genauigkeit als ein- fache Effektivwerte bieten, da sie eine Information über
Amplitude und Phasenwinkel des gemessenen Stromes umfassen. Die erfassten Strommesswerte werden über eine Kommunikations- leitung zwischen den Differentialschutzgeräten ausgetauscht und miteinander verglichen. Im fehlerfreien Fall fließt zu einem bestimmten Zeitpunkt derselbe Strom in den Leitungsabschnitt hinein, wie aus diesem wieder herausfließt. Bildet man folglich die Differenz aus den Beträgen der jeweils an den Enden des Leitungsabschnittes gemessenen Strommesswerte, sollte im fehlerfreien Fall ein Wert nahe Null resultieren. Liegt jedoch ein Fehler auf dem Leitungsabschnitt vor, so fließt über die Fehlerstelle ein sogenannter Fehlerstrom und die Beträge der gleichzeitig an Enden aufgenommenen Strommesswerte entsprechen sich nicht mehr. Es resultiert folglich eine Differenz der Strommesswerte, die oberhalb eines bestimmten Auslösewertes liegt, so dass durch die Differentialschutzgeräte ein Fehler auf dem Leitungsabschnitt erkannt wird.
Durch mit den Differentialschutzgeräten in Verbindung stehende Leistungsschalter an den Enden des Leitungsabschnitts kann die von dem Kurzschluss betroffene Phase daraufhin abgeschaltet werden. Hierzu erzeugen die Differentialschutzgeräte ein sogenanntes TRIP-Signal (Auslösesignal) , das die ange- schlossenen Leistungsschalter zum Öffnen ihrer Schaltkontakte veranlasst, wodurch der fehlerbehaftete Teil des Leitungsabschnitts von der übrigen Energieversorgungsleitung getrennt wird.
Die eben beschriebene Funktionsweise arbeitet sehr zuverlässig bei niederohmigen Kurzschlüssen, bei denen also der Feh- lerwiderstand gering ist und demzufolge ein hoher Kurz- schlussstrom über die Fehlerstrecke fließt. Es können jedoch auch sogenannte hochohmige Kurzschlüsse, insbesondere hochoh- mige Erdkurzschlüsse, auftreten. Bei solchen hochohmigen
Kurzschlüssen liegt beispielsweise ein Leitungsbruch einer elektrischen Überlandleitung vor und die betroffene Phase hat Kontakt mit der Erde. Hierbei kann je nach Erdbeschaffenheit ein Kurzschlussstrom resultieren, der so gering ist, dass er bei der Messgenauigkeit der heutzutage verwendeten Messsysteme, insbesondere der Primärwandler, d. h. derjenigen Stromwandler, die direkt an der elektrischen Energieversorgungs- leitung angeschlossen sind, nicht korrekt als Kurzschlussstrom erkannt wird. Die Messgenauigkeit solcher Primärstrom- wandler liegt beispielsweise bei 3% des gemessenen Stromes. Typischerweise ist die Empfindlichkeit des Differential - Schutzsystems so eingestellt, dass durch Ungenauigkeiten bei der Strommessung auftretende Falschströme (also Ströme, die aufgrund Ungenauigkeiten im Messsystem entstehen und nicht den tatsächlich gemessenen Strömen entsprechen) sozusagen ignoriert werden. Hierzu ist die Auslöseschwelle, die zum Erzeugen eines Trip-Signals führt, vergleichsweise hoch gewählt, d.h. die Empfindlichkeit ist vergleichsweise niedrig eingestellt, da erst hohe Differenzströme zu einer Auslösung der Leistungsschalter führen. Dies ist durchaus bewusst so gewählt, da ansonsten die Gefahr von Fehlauslösungen besteht, die wiederum einerseits hohe Kosten verursachen und andererseits im Kaskadeneffekt die Überlastung und den Ausfall wei- terer Energieversorgungsleitungen nach sich ziehen können.
Da bei dem beschriebenen Fall eines hochohmigen Erdkurzschlusses durch Leitungsbruch aber eine direkte Gefährdung von Menschenleben besteht, ist es wünschenswert, auch solche hochohmigen Erdkurzschlüsse sicher erkennen und abschalten zu können.
Ein anderes Beispiel für einen hochohmigen Fehler sind beispielsweise aufgrund von gealterter oder unzureichender Iso- lierung fließende - vergleichsweise geringe - Leckströme, die bei einem endgültigen Versagen der Isolierung aber leicht in niederohmige Kurzschlüsse umschlagen können, die ggf. zu einer Beschädigung des elektrischen Energieversorgungsnetzes führen können. Es ist wünschenswert, auch solche Vergleichs- weise geringen Leckströme mit einem Differentialschutzsystem erkennen und abschalten zu können.
Der Erfindung liegt folglich die Aufgabe zugrunde, ein Differentialschutzsystem derart zu ertüchtigen, dass es auch hoch- ohmige Fehler auf dem überwachten Leitungsabschnitt selektiv erkennen und sicher abschalten kann.
Zur Lösung dieser Aufgabe wird ein Verfahren zum Erhöhen der Empfindlichkeit eines je ein Differentialschutzgerät an den Enden eines Leitungsabschnitts einer elektrischen Energieübertragungsleitung umfassenden Differentialschutzsystems vorgeschlagen, bei dem Stromzeigermesswerte, die den in dem Leitungsabschnitt fließenden Strom angeben, mit den Differen- tialschutzgeräten an den Enden des Leitungsabschnitts während einer Lernphase erfasst werden; es wird eine Korrekturfunktion aus den Stromzeigermesswerten ermittelt, wobei die Korrekturfunktion einen von der Amplitude der Stromzeigermesswerte eines ausgewählten Differentialschutzgerätes abhängigen Korrekturfaktor angibt, der einen Amplituden- und einen Phasenunterschied zwischen den Stromzeigermesswerten der Differentialschutzgeräte ausgleicht; und das Differentialschutzsystem wird derart eingestellt, dass die nach der Lernphase erfassten Stromzeigermesswerte zumindest eines der Differen- tialschutzgeräte unter Verwendung der Korrekturfunktion korrigiert werden.
Der Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens besteht darin, dass die Differentialschutzgeräte sich während einer Lern- phase, in der sichergestellt werden kann, dass kein Fehler auf dem Leitungsabschnitt der elektrischen Energieversorgungsleitung vorliegt, selbstlernend an die Ungenauigkeiten der jeweiligen Messsysteme anpassen. Hierzu wird aus den erfassten Stromzeigermesswerten an den Enden des Leitungsab- Schnittes eine Korrekturfunktion gewonnen, die durch das jeweilige Messsystem, also insbesondere die jeweiligen Primärstromwandler, hervorgerufene Amplituden- und Phasenunterschiede zwischen den gemessenen Stromzeigern ausgleicht . Bei einem Stromvergleich durch Differenzbildung der jeweils zu demselben Zeitpunkt erfassten Stromzeigermesswerte an den Enden des Leitungsabschnittes kann bei Verwendung solchermaßen korrigierter Stromzeigermesswerte eine deutlich geringere Ansprechschwelle für den Differentialschutz verwendet werden, wodurch die Empfindlichkeit des Differentialschutzsystems steigt. Daher können auch vergleichsweise niedrige Fehlerströme bei hochohmigen Fehlern erkannt werden und eine Abschaltung des betroffenen Teils des Leitungsabschnittes vorgenommen werden.
Eine vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens besteht darin, dass zum Erzeugen der Korrekturfunk- tion zumindest zwei Korrekturfaktoren verwendet werden, die aus den Stromzeigermesswerten der Differentialschutzgeräte bei unterschiedlichen Amplituden der Stromzeigermesswerte des ausgewählten Differentialschutzgerätes bestimmt worden sind. Hierbei lässt sich vorteilhaft berücksichtigen, dass die Un- genauigkeiten, die durch die jeweiligen Primärstromwandler der Messsysteme hervorgerufen werden, je nach der Höhe der Amplitude des fließenden Primärstromes unterschiedliche Auswirkungen auf die gemessenen Werte von Phasen und Amplituden besitzen. So dominiert bei einem kleinen fließenden Primärstrom die durch die Primärstromwandler hervorgerufene Phasenverfälschung, während bei einem großen fließenden Primärstrom die durch den Primärstromwandler hervorgerufene Amplitudenverfälschung überwiegt. Durch die Bildung der Korrekturfunktion aus der Bestimmung einzelner Korrekturwerte bei unterschiedlichen Amplituden des Primärstromes kann dieses Verhalten berücksichtigt werden.
In diesem Zusammenhang kann vorteilhafterweise vorgesehen sein, dass zum Bestimmen der Korrekturfaktoren das ausgewählte Differentialschutzgerät jeweils ein Startsignal erzeugt, wenn die Amplitude seiner erfassten Stromzeigermess- werte unterschiedliche Stromschwellenwerte annimmt, wobei das Startsignal die Differentialschutzgeräte zum Speichern der jeweils erfassten Stromzeigermesswerte über eine vorgegebene Zeitdauer veranlasst; und - durch Vergleich jeweils zeitlich zueinander gehörender
Stromzeigermesswerte der Differentialschutzgeräte jeweils der Korrekturfaktor berechnet wird, der einen Amplituden- und einen Phasenunterschied zwischen den Stromzeigermesswerten der Differentialschutzgeräte bei der durch den jeweiligen Stromschwellenwert angegebenen Amplitude ausgleicht. Auf diese Weise kann durch das System selbsttätig während der Lernphase eine automatische Messung von Stromzeigermesswerten ausgelöst werden, die zur Bildung der Korrekturwerte für die jeweiligen Amplituden des Primärstromes verwendet werden.
Besonders vorteilhaft kann die Korrekturfunktion durch Interpolieren aus den jeweils ermittelten Korrekturfaktoren bestimmt werden.
Um zu gewährleisten, dass für die Berechnung der Korrekturfunktion immer gleichzeitig aufgenommene Stromzeigermesswerte verwendet werden, kann gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens vorgesehen sein, dass den zum Bestimmen der Korrekturfaktoren verwende- ten Stromzeigermesswerten in den Differentialschutzgeräten jeweils ein ZeitStempel zugeordnet wird, der denjenigen Zeitpunkt angibt, zu dem der jeweilige Stromzeigermesswert er- fasst worden ist .
In diesem Zusammenhang wird es als vorteilhaft angesehen, wenn zur Erzeugung der Zeitstempel die Differentialschutzgeräte jeweils interne Zeitgeber aufweisen, die über einen externen Zeittakt miteinander synchronisiert werden. Dies kann beispielsweise dadurch geschehen, dass als externer Zeittakt ein aus einem GPS-Signal abgeleitetes Zeitsignal verwendet wird.
Die Bildung der Korrekturfunktion aus den mit den Differen- tialschutzgeräten gemessenen Stromzeigermesswerten kann beispielsweise durch eine externe Datenverarbeitungseinrichtung, wie beispielsweise einen Laptop oder einen Rechner, in einer Leit- oder Steuerwarte erfolgen. Hierzu wird es als vorteil- haft angesehen, wenn die erfassten Stromzeigermesswerte von den Differentialschutzgeräten an eine externe Datenverarbeitungseinrichtung übertragen werden und die Ermittlung der Korrekturfunktion in der externen Datenverarbeitungseinrichtung stattfindet.
Alternativ kann auch vorgesehen sein, dass die erfassten Stromzeigermesswerte zu einem rechnenden Differentialschutzgerät übertragen werden und die Ermittlung der Korrekturfunktion in dem rechnenden Differentialschutzgerät stattfindet. Hierdurch wird nämlich außer den Differentialschutzgeräten keine weitere Datenverarbeitungseinrichtung zur Ermittlung der Korrekturfunktion benötigt.
Um die Empfindlichkeit des Differentialschutzsystems noch weiter zu erhöhen, kann erfindungsgemäß vorgesehen sein, dass die Erfassung von Stromzeigermesswerten und die Ermittlung einer Korrekturfunktion für jede Phase des Leitungsabschnitts durchgeführt werden. Hierbei wird das Differentialschutzsystem nämlich dazu ertüchtigt, für jede Phase einzeln eine Kor- rekturfunktion zu bilden und demzufolge auch für jede Phase einzeln ein Auftreten eines hochohmigen Fehlers zu erkennen.
Außerdem kann gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens vorgesehen sein, dass die Erfassung von Stromzeigermesswerten und die Ermittlung einer Korrekturfunktion für die Summe der auf allen Phasen fließenden Ströme und/oder für einen gemessenen Erdstrom durchgeführt wird. Hierdurch können auch Messungenauigkeiten, die sich auf einen durch Summenbildung aus den einzelnen Phasenströmen berechneten oder einen explizit gemessenen Erdstrom beziehen, durch Abgleichen der Differentialschutzgeräte kompensiert werden.
Die oben genannte Aufgabe wird auch durch ein Differential - Schutzsystem mit jeweils einem Differentialschutzsystem an den Enden eines Leitungsabschnitts einer elektrischen Energieversorgungsleitung gelöst, wobei die Differentialschutzgeräte Datenverarbeitungseinrichtungen aufweisen, die zur Durchführung eines Verfahrens gemäß einer der oben beschriebenen Ausführungsformen eingerichtet sind.
Die Erfindung wird im Folgenden anhand von Ausführungsbeispielen näher dargestellt. Hierzu zeigen
Figur 1 eine schematische Darstellung eines Leitungsabschnitts mit einem Differentialschutzsystem;
Figur 2 eine schematische Darstellung eines Differential- schutzgerätes;
Figur 3 ein Zeigerdiagramm;
Figur 4 ein Verfahrensfließbild in schematischer Darstel- lung; und
Figur 5 einen in einem Differentialschutzsystem gemessenen Stromverlauf . In Figur 1 ist ein Differentialschutzsystem 10 gezeigt, das an einem Leitungsabschnitt 11 einer im Übrigen nicht näher dargestellten dreiphasigen elektrischen Energieversorgungs- leitung angeordnet ist. Obwohl der Leitungsabschnitt 11 in Figur 1 der Einfachheit halber als ein Leitungsabschnitt mit zwei Enden dargestellt ist, kann es sich dabei auch um einen Leitungsabschnitt mit drei oder mehr Enden handeln. Das im Folgenden beschriebene Verfahren ist auf einen Leitungsabschnitt mit mehr als zwei Enden entsprechend anzuwenden.
Der in Figur 1 gezeigte Leitungsabschnitt 11 umfasst als dreiphasiger Leitungsabschnitt einzelne Phasen IIa, IIb und llc. An einem ersten Ende 12 des Leitungsabschnitts 11 werden mittels im Einzelnen nicht näher dargestellter Primärstrom- wandler 13a, 13b und 13c in den Leiterphasen IIa, IIb und llc fließende Ströme gemessen und einem ersten Differential- schutzgerät 14a zugeführt. Entsprechend werden an einem zweiten Ende 15 des Leitungsabschnitts 11 über Primärstromwandler 16b und 16c in den einzelnen Phasen IIa, IIb und llc fließende Ströme erfasst und einem zweiten Differential- schutzgerät 14b zugeführt.
Im normalen Betrieb überwachen die Differentialschutzgeräte 14a und 14b den Leitungsabschnitt 11 auf möglicherweise auf- tretende Fehler, wie beispielsweise Kurzschlüsse. Hierzu übermitteln die Differentialschutzgeräte 14a und 14b über eine zwischen ihnen vorhandene Kommunikationsstrecke 17 die von ihnen erfassten Messwerte. Die Kommunikationsstrecke 17 kann sowohl kabelgebunden als auch drahtlos aufgebaut sein. Üblicherweise werden als Kommunikationsstrecke 17 Kupferleitungen oder Lichtwellenleiter eingesetzt. Die Differentialschutzgeräte 14a und 14b prüfen anhand der eigenen und den von dem anderen Ende empfangenen Messwerten durch Differenzbildung der jeweils zu demselben Zeitpunkt aufgenommenen Messwerte, ob ein Fehler auf dem Leitungsabschnitt 11 der Energieübertragungsleitung vorliegt .
Hierzu prüft jedes Differentialschutzgerät 14a bzw. 14b, ob die Differenz aus den eigenen und den empfangenden Messwerten eine Auslöseschwelle überschreitet und gibt für den Fall einer Überschreitung ein Trip-Signal (Auslösesignal) T an einen ihm jeweils zugeordneten Leistungsschalter 18a bzw. 18b ab. Wenn die Messwerte für jede Phase einzeln erfasst und übertragen werden, lässt sich auf diese Weise auch die feh- lerbehaftete Phase eindeutig feststellen. Durch das Trip-Signal T wird der jeweilige Leistungsschalter 18a bzw. 18b zum Öffnen seiner der jeweiligen fehlerbehafteten Phase zugeordneten Schaltkontakte veranlasst, um so die fehlerbehaftete Phase aus der elektrischen Energieübertragungsleitung abzu- trennen.
In Figur 1 ist beispielhaft ein Kurzschluss 19 zwischen der Phase 11c des Leitungsabschnittes 11 und der Erde eingezeichnet; die Leistungsschalter 18a und 18b haben ihre zu der be- troffenen Phase 11c gehörenden Schaltkontakte jeweils geöffnet, um die Phase 11c aus der elektrischen Energieübertragungsleitung zu isolieren.
Bei modernen digitalen Differentialschutzgeräten werden die durch die Primärstromwandler 13a, 13b, 13c bzw. 16a, 16b, 16c erfassten Strommesswerte in Stromzeigermesswerte umgewandelt, die eine Aussage über Amplitude und Phasenlage des an dem jeweiligen Ende 12 bzw. 15 fließenden Stromes ermöglichen. Hierzu werden die Stromzeigermesswerte üblicherweise in der komplexen Darstellung notiert. Für das Ende 12 des Leitungsabschnitts 11 werden folgende Zeigermesswerte erfasst: / .p-JωtOΛl
1 OAl e
I0A2 .e-Jat™ , und
1OAi e
wobei I0Ai die Amplitude der Phase IIa, I0A2 die Amplitude der Phase IIb und I0A3 die Amplitude der Phase 11c jeweils am Ende 12 des Leitungsabschnitts bedeutet. Entsprechend stellt ωt0Ai den Phasenwinkel des Stromes in Phase IIa, ωt0A2 den Phasenwinkel des Stromes in Phase IIb und ωt0A2 den Phasenwinkel des Stromes in Phase 11c dar. In entsprechender Weise lassen sich für das zweite Ende 15 des Leitungsabschnitts 11 die erfass- ten Stromzeiger wie folgt notieren:
Figure imgf000013_0001
LK7-e-Jύ"°B\ und
Figure imgf000013_0002
wobei der Index „B" jeweils das zweite Ende 15 angibt.
Die Übertragung der Stromzeigermesswerte und der Vergleich in den jeweiligen Differentialschutzgeräten 14a bzw. 14b erfolgt ebenfalls in der Zeigernotierung. Um jeweils die zu demselben Zeitpunkt aufgenommenen Stromzeigermesswerte miteinander zu vergleichen, wird den Stromzeigermesswerten in dem jeweils erfassenden Differentialschutzgerät 14a bzw. 14b ein Zeitstempel zugeordnet, der den Zeitpunkt ihrer Erfassung angibt. Durch die Vergabe eines Zeitstempels sinken auch die Anforderungen an die zwischen den Differentialschutzgeräten 14a und 14b vorhandene Kommunikationsstrecke 17, da sich ohne die Notwendigkeit einer Echtzeitdatenübertragung alle gleichzeitig erfassten Stromzeigermesswerte anhand ihrer Zeitstempel einander zuordnen lassen. Figur 2 zeigt beispielhaft das Differentialschutzgerät 14a in detaillierter Darstellung. Der Übersichtlichkeit halber ist das Differentialschutzgerät 14a gemäß Figur 2 lediglich über den Primärwandler 13a mit der Phase IIa am Ende 12 des Leitungsabschnittes 11 verbunden. Die Messwerterfassung bezüglich der übrigen Phasen IIb und 11c ist in Figur 2 nicht gezeigt; sie erfolgt aber in entsprechender Weise.
Über den Primärstromwandler 13a, bei dem es sich beispielsweise um einen Ringkernstromwandler handeln kann, wird der in der Phase IIa an dem Ende 12 fließende Strom erfasst . Hierbei wird ein entsprechend der Wandlerübersetzung des Primärstromwandlers 13a verringerter Messstrom Il in einem Messkreis 20 des Primärstromwandlers 13a erzeugt und dem Differential - schutzgerät 14a über Verbindungsleitungen des Messkreises 20 zugeführt. Das Differentialschutzgerät 14a weist zur galvanischen Entkopplung einen internen Stromwandler 21 auf, mit dem der in dem Messkreis 20 fließende Strom Il in einen nochmals geringeren Strom 12 gewandelt wird.
Der Strom 12 wird einer Messwerterfassungsemπchtung 22 des Differentialschutzgerätes 14a zugeführt. Die Messwerterfas- sungseinrichtung 22 weist einen Analog/Digital-Wandler 23 auf, mittels dessen sie den empfangenden Strom 12 in digitale Stromzeigermesswerte umwandelt. Zusätzlich kann die Messwerterfassungseinrichtung 22 auch eine weitere Messwertvorverar- beitung, wie beispielsweise eine (analoge oder digitale) Filterung durchführen.
Das Differentialschutzgerät 14a weist außerdem einen internen Zeitgeber 24 auf, der über ein externes Zeitsignal mit den internen Zeitgebern anderer Differentialschutzgeräte - insbesondere des Differentialschutzgerätes 14b - synchronisiert ist. Bei dem externen Zeitsignal kann es sich beispielsweise um ein Zeitsignal handeln, das aus einem mittels einer Antenne 27 empfangenen GPS-Signal abgeleitet wird. Ein anderes Beispiel eines externen Zeitgebers ist ein Zeittakt eines so- genannten „Real-Time-Ethernet Netzwerkes"; in diesem Falle ist anstelle der Antenne 27 eine entsprechende Ethernet- schnittstelle vorgesehen, über die das Gerät auch in dem Netzwerk kommunizieren kann.
Der interne Zeitgeber 24 übergibt ein Zeitsignal an die Mess- werterfassungseinrichtung 22, die jedem erfassten Stromzei- germesswert einen ZeitStempel zuordnet, der denjenigen Zeitpunkt angibt, zu dem der Stromzeigermesswert erfasst worden ist.
Der jeweilige Stromzeigermesswert wird inklusive seines Zeitstempels einer Datenverarbeitungseinrichtung 25 des Differentialschutzgerätes 14a zugeführt. Die Datenverarbeitungseinrichtung 25a ist mit einer Kommunikationseinrichtung 26 ver- bunden, die wiederum mit der Kommunikationsstrecke 17 in Verbindung steht, um die in dem Differentialschutzgerät 14a erfassten Stromzeigerir.esswerte inklusive ihrer Zeitstempei über die Kommunikationsstrecke 17 zu übertragen bzw. mit dem Differentialschutzgerät 14b erfasste Stromzeigermesswerte zu empfangen.
In der Datenverarbeitungseinrichtung 25 wird in bereits beschriebener Weise durch einen Vergleich der in dem ersten Differentialschutzgerät 14a erfassten Stromzeigermesswerte mit denjenigen, die von dem zweiten Differentialschutzgerät
14b übertragen worden sind, eine Entscheidung darüber getroffen, ob auf der Phase IIa des Leitungsabschnittes 11 ein Kurzschluss vorliegt. Gegebenenfalls wird ein Trip-Signal T erzeugt und an den in Figur 2 nicht dargestellten Leistungsschalter 18a abgegeben.
Bei der Erfassung des in der Phase IIa fließenden Stromes ge- hen in die resultierenden Stromzeigermesswerte Ungenauigkei- ten des gesamten Messsystems, also des Primärstromwandlers 13a, des geräteinternen Stromwandlers 21, des Analog/Digital- Wandlers 23 und ggf. zusätzlicher Filter und Vorverarbeitungseinheiten der Messwerterfassungseinrichtung 22, ein. Der Hauptanteil der Ungenauigkeiten ist üblicherweise dem Primärstromwandler 13a zuzuschreiben, der typischerweise eine Messgenauigkeit von etwa 3% des gemessenen Stromes aufweist. Da die Messsysteme der Differentialschutzgeräte 14a und 14b nicht absolut identisch sind, weisen sie folglich unter- schiedliche Ungenauigkeiten bei der Messung auf, die einen
Vergleich der Stromzeigermesswerte, insbesondere bei kleinen fließenden Strömen, erschweren. Dies wird insbesondere dann sichtbar, wenn auf der Phase IIa des Leitungsabschnittes ein hochohmiger Fehler, z.B. ein Erdkurzschluss mit schlechter Leitfähigkeit des beteiligten Erdreiches, vorliegen sollte, bei dem der fließende Strom so gering ist, dass er üblicherweise im Bereich der durch die Ungenauigkeit des jeweiligen Messsystems hervorgerufenen Schwankungen liegt. Es lässt sich folglich aufgrund der unterschiedlichen Abweichungen, die die Messsysteme der Differentialschutzgeräte 14a und 14b erzeugen, keine eindeutige Entscheidung darüber treffen, ob ein hochohmiger Fehler auf der Phase IIa vorliegt oder ob die Stromzeigermesswerte lediglich durch die Ungenauigkeiten der Messsysteme verfälscht sind.
Figur 3 erläutert diese Problematik. Hierzu ist in Figur 3 ein Diagramm zur Anzeige komplexer Stromzeiger dargestellt, wobei beispielhaft zwei Stromzeigermesswerte 31 und 32 gezeigt sind. Die Stromzeigermesswerte 31 und 32 sind zu dem- selben Zeitpunkt, jedoch an unterschiedlichen Enden, an derselben Phase (beispielsweise der Phase IIa) des Leitungsabschnittes 11 erfasst worden. So ist beispielsweise der Strotn- zeigermesswert 31 mit dem Differentialschutzgerät 14a am ers- ten Ende 12 des Leitungsabschnittes 11 erfasst worden, während der Stromzeigermesswert 32 zu demselben Zeitpunkt mit dem Differentialschutzgerät 14b an dem zweiten Ende 15 des Leitungsabschnittes 11 erfasst worden ist. Obwohl beide Stromzeiger eigentlich denselben in dem Leitungsabschnitt fließenden Primärstrom angeben, ergeben sich bezüglich Amplitude und Phasenlage der beiden Stromzeiger 31 und 32 ein Differenzzeiger 33, der in Figur 3 in gestrichelter Darstellung angezeigt ist. Dieser Differenzzeiger 33 ist lediglich durch die Ungenauigkeiten der beiden verwendeten Messsysteme, nicht aber durch einen tatsächlich aufgetretenen Fehler auf dem Leitungsabschnitt 11 hervorgerufen.
Um eine ungewollte Abschaltung des Leitungsabschnittes 11 zu vermeiden, müsste folglich die Ansprechschwelle oberhalb die- ses Differenzzeigers 33 liegen. Hierdurch würde die Empfindlichkeit des Differentialschutzsystems, insbesondere bei kleinen fließenden Strömen, wie sie bei hochohmigen Fehlern üblich sind, stark eingeschränkt.
Im Folgenden soll daher anhand von Figur 4 ein Verfahren erläutert werden, wie die Empfindlichkeit des Differential - Schutzsystems derart erhöht werden kann, dass auch hochohmige Fehler sicher erkannt werden können. Hierzu werden die Differentialschutzgeräte 14a und 14b des Differentialschutzsystems 10 während einer sogenannten Lernphase derart eingestellt, dass nach der Lernphase ihre Empfindlichkeit deutlich gesteigert ist. Während der Lernphase, die beispielsweise mehrere Tage bis mehrere Wochen dauern kann, wird vorausgesetzt, dass kein (hoch- oder niederohmiger) Fehler auf dem Leitungsabschnitt 11 der elektrischen Energieversorgungsleitung auftritt. Sollte dennoch ein Fehler aufgetreten sein, so müssen die zu diesem Zeitpunkt durchgeführten Berechnungen zur Erhöhung der Empfindlichkeit verworfen werden. Niederohmige Fehler während der Lernphase werden von den DifferentialSchutzgeräten ohnehin erkannt, weil sie keine erhöhten Empfindlichkeit erfor- dern. Hochohmige Fehler werden durch genauere Beobachtung der Leitungen erkannt, da ein Riss einer Energieübertragungsleitung optisch gut sichtbar ist.
Gemäß Figur 4 werden in einem ersten Schritt der Lernphase 40 mit den den Differentialschutzgeräten 14a und 14b Stromzei- germesswerte erfasst . Eines der Differentialschutzgeräte 14a bzw. 14b wird zum ausgewählten Differentialschutzgerät bestimmt, das im Folgenden die während der Lernphase ausgeführten Funktionen steuert. Beispielsweise soll das Differential- schutzgerät 14a zum ausgewählten Differentialschutzgerät zur Steuerung der Lernhase bestimmt werden.
Im Folgenden überprüft das ausgewählte Differentialschutzgerät 14a die erfassten Stromzeigermesswerte darauf, ob hin- sichtlich der Amplitude bestimmte unterschiedliche Stromschwellen erreicht sind. Ist eine solche Stromschwelle erreicht, so gibt das ausgewählte Differentialschutzgerät 14a ein Startsignal ab, das alle Schutzgeräte, also sowohl das ausgewählte Differentialschutzgerät 14a als auch das andere Differentialschutzgerät 14b, zum Speichern der erfassten
Stromzeigermesswerte inklusive der zugehörigen Zeitstempel über eine bestimmte Zeitdauer, beispielsweise eine Sekunde lang, veranlasst . Diese Vorgehensweise wird im Zusammenhang mit Figur 5 näher erläutert. In Figur 5 ist ein beispielhafter Verlauf 50 der Amplitude des Stromes in einer Phase an dem Leitungsende 12 dargestellt. Die Amplitude dieses Stromes wird mit dem ausge- wählten Differentialschutzgerät 14a erfasst und auf das Erreichen bestimmter Stromschwellen (in Figur 5 gestrichelt bzw. punktiert eingezeichnet) überprüft. Solche Stromschwellen können beispielsweise einen Bereich von 0 bis dem 1,3 -fachen des Nennstromes IN, für den der Leitungsabschnitt 11 vorgesehen ist, in Schritten von 0,1-IN abdecken. So wird beispielsweise zu einem ersten Zeitpunkt ti die Stromschwelle von 0,3-IN erreicht. Zum Zeitpunkt ti wird daraufhin ein erstes Startsignal Si erzeugt, das beide Differentialschutzgeräte 14a und 14b zum Speichern der mit ihnen erfassten Strom- zeigermesswerte über eine Zeitdauer von beispielsweise einer Sekunde veranlasst. Hierzu muss das Startsignal sowohl intern dem ausgewählten Differentialschutzgerät 14a als auch über die Kommunikationsstrecke dem anderen Differentialschutzgerät 14b zur Verfügung gestellt werden. Es kommt jedoch nicht dar- auf an, dass beide Differentialschutzgeräte gleichzeitig mit der Speicherung der erfassten Stromzeigermesswerte beginnen; es reicht vollkommen aus, wenn einige der erfassten Stromzeigermesswerte gleichzeitig erfasst werden (z.B. über eine Dauer von 3 Perioden der Nennfrequenz) .
Im weiteren Verlauf der Amplitude des überwachten Stromes wird zu einem Zeitpunkt t2 eine Stromschwelle von 0,1-IN erreicht und es wird ein zweites Startsignal S2 erzeugt, das beide Differentialschutzgeräte 14a und 14b zum Speichern ih- rer jeweils erfassten Stromzeigermesswerte über die vorgegebene Zeitdauer veranlasst . Entsprechendes erfolgt bei den Zeitpunkten t3, t4, und t5/ bei denen hinsichtlich der Strom- schwellen 0,8-IN, 0,7-IN und 0,6-IN Startsignale S3, S4 und S5 erzeugt werden.
Nach einer ausreichend langen Lernphase ist durch den steti- gen Lastwechsel auf dem Leitungsabschnitt 11 der Energieübertragungsleitung auf diese Weise in beiden Differentialschutzgeräten 14a und 14b zu jeder Stromschwelle ein jeweiliger Datensatz mit zeitgestempelten Stromzeigermesswerten aufgenommen und gespeichert worden.
In Figur 4 ist die Aufnahme von Stromzeigermesswerten zu den jeweiligen Stromschwellen durch die Schritte 41a bis 41n beispielhaft angedeutet .
Durch Vergleichen der jeweils gleichzeitig mit den Differentialschutzgeräten 14a und 14b erfassten Stromzeigermesswerte können im Schritt 42 jeweils von der Amplitude des Stromes, die dem jeweiligen Schwellenwert bei der Bildung der Startsignale entspricht, abhängige Korrekturfaktoren ermittelt werden, die einen Amplituden- und einen Phasenunterschied zwischen den jeweiligen Stromzeigermesswerten der Differenti- alschutzgeräte 14a bzw. 14b ausgleichen. Mit diesen Korrekturfaktoren wird sozusagen für unterschiedliche Amplituden des gemessenen Stromes der durch die Ungenauigkeit der beiden verwendeten Messsysteme in den Differentialschutzgeräten 14a und 14b erzeugte Differenzzeiger 33 (vgl. Figur 3) ausgeglichen. Die Korrekturwerte sind amplitudenabhängig, da beispielsweise die Primärwandler bei geringen Amplituden des Primärstromes eine hohe Phasenabweichung erzeugen, während bei großen Amplituden des Primärstromes eine hohe Amplitudenabweichung durch die Ungenauigkeiten der Primärstromwandler erzeugt wird. Daher müssen die Korrekturwerte für verschiedene Amplituden bzw. Schwellenwerte gemäß Figur 5 des von dem ausgewählten Differentialschutzgerät 14a gemessenen Stromes erzeugt werden.
Zur Bestimmung der Korrekturwerte werden die jeweiligen Stromzeigermesswerte der beiden Differentialschutzgeräte 14a und 14b derart miteinander verglichen, dass aus den jeweiligen Datensätzen, die zu einer ausgewählten Amplitude zeitgestempelte Stromzeigermesswerte über die bestimmte Zeitdauer umfassen, jeweils solche Zeitfenster ausgewählt werden, in denen die Stromzeigermesswerte relativ konstant bleiben.
Hierdurch sollen Verfälschungen der Korrekturwerte durch vergleichsweise kurze Schwankungen der Stromzeigermesswerte, beispielsweise hervorgerufen durch Schalthandlungen, vermieden werden. Die benötigten Zeitfenster weisen eine Dauer von mindestens einer Periode der Grundschwingung (z.B. 50 oder 60Hz) des in dem Leitungsabschnitt fließenden Stromes auf; mit steigender Zeitfensterlänge steigt die Genauigkeit der Berechnung, jedoch auch die zur Berechnung aufzuwendende Rechendauer. Vorzugsweise werden Zeitfenster mit einer Dauer von 3 Perioden der GrundSchwingung verwendet.
Die Zeitfenster zeichnen sich außerdem dadurch aus, dass sie für jedes Differentialschutzgerät 14a und 14b jeweils ausschließlich zu denselben Zeitpunkten erfasste Stromzeiger- paare enthalten. Bezüglich dieser Messfenster wird eine digitale Fourier-Transformation, vorzugsweise eine sogenannte „Fast-Fourier-Transformation" (FFT) durchgeführt, mittels der sich ein den Unterschied zwischen beiden Stromzeigermesswert- verläufen hinsichtlich Amplituden- und Phasenlage ausglei- chender Korrekturfaktor jeweils bestimmen lässt.
Sind auf diese Weise Korrekturfaktoren über den gewünschten Amplitudenbereich, also beispielsweise von 0 bis 1,3-IN bestimmt worden, so kann in einem weiteren Schritt 43 (Figur 4) durch Interpolation zwischen den einzelnen Korrekturwerten eine den Amplitudenbereich stufenlos abdeckende Korrekturfunktion gebildet werden.
Die Bildung der Korrekturwerte und der Korrekturfunktion kann beispielsweise in einer externen Datenverarbeitungseinrichtung, beispielsweise einem Laptop, durchgeführt werden, auf den die jeweiligen Stromzeigermesswerte zu den unterschiedlichen Amplituden des Stromverlaufes übertragen worden sind. Es kann jedoch auch vorgesehen sein, dass die Berechnung der Korrekturfaktoren und der Korrekturfunktion in einem zum „rechnenden Differentialschutzgerät" bestimmten Differential- schutzgerät, beispielsweise dem ausgewählten Differential- schutzgerät 14a, stattfindet. Hierzu werden alle aufgenomme- nen zeitgestempelten Stromzeigermesswerte an das rechnende Differentialschutzgerät übertragen. In letztgenanntem Fall wird zusätzlich zu den Differentialschutzgeräten 14a und 14b kein weiteres Gerät benötigt.
Mit der Berechnung der Korrekturfunktion im Schritt 43 gemäß Figur 4 ist die Lernphase des Differentialschutzsystems abgeschlossen. Im Folgenden müssen die Differentialschutzgeräte 14a bzw. 14b derart eingestellt werden, dass die Differen- tialschutzfunktion, also der Vergleich der jeweiligen Strom- zeigermesswerte, erst nach einer Umrechnung entweder der
Stromzeigermesswerte des ersten oder des zweiten Differentialschutzgerätes mit der Korrekturfunktion durchgeführt wird, je nachdem für welche der Stromzeigermesswerte die Korrekturfunktion entwickelt worden ist. Beispielsweise kann hierzu das erste Differentialschutzgerät 14a seine Stromzeigermesswerte unverändert belassen, während das zweite Differentialschutzgerät 14b auf seine Stromzeigermesswerte die amplitudenabhängige Korrekturfunktion anwendet und auf diese Weise korrigierte Stromzeigermesswerte erzeugt, die für den Differentialschutzvergleich verwendet werden. Folglich überträgt das zweite Differentialschutzgerät 14b in diesem Beispiel nur die korrigierten Stromzeigermesswerte an das erste Differentialschutzgerät 14a, während das erste Differential- schutzgerät 14a seine unveränderten Stromzeigermesswerte an das zweite Differentialschutzgerät 14b überträgt.
Alternativ ist es auch möglich, eine Korrektur der Stromzeigermesswerte erst nach der Übertragung durchzuführen, so dass beispielsweise das zweite Differentialschutzgerät 14b seine unveränderten Stromzeigermesswerte an das erste Differentialschutzgerät 14a übertragen würde und erst in dem ersten Differentialschutzgerät 14a eine Korrektur der empfangenden Stromzeigermesswerte mittels der Korrekturfunktion durchge- führt wird.
Wichtig ist hierbei lediglich, dass in jedem Fall entweder die Stromzeigermesswerte des ersten oder des zweiten Differentialschutzgerätes unter Verwendung der Korrekturfunktion korrigiert werden und die Differentialschutzfunktion mit solchermaßen korrigierten Stromzeigermesswerten durchgeführt wird.
Auf die beschriebene Weise werden sozusagen die gemessenen Stromzeigermesswerte auf ein Referenzgerät, in diesem Fall das ausgewählte Differentialschutzgerät 14a angepasst, so dass unabhängig von der jeweiligen Verfälschung der Stromzeigermesswerte durch die Ungenauigkeiten des jeweiligen Messsystems bei einer Differenzbildung unter Verwendung der jeweiligen korrigierten Stromzeigermesswerte korrekte Werte er- halten werden, weil die Ungenauigkeiten durch die Korrektur herausfallen. Durch den solchermaßen durchgeführten Abgleich der beiden Messsysteme aufeinander wird die Empfindlichkeit des Differentialschutzsystems solchermaßen gesteigert, dass eine Erfassung auch hochohmiger Fehler mit geringen fließen- den Strömen möglich ist, da nunmehr die Ungenauigkeiten der jeweiligen Messsysteme auch bei geringen Strömen nur noch eine vernachlässigbare Rolle spielen.
Die Ansprechschwelle in den jeweiligen Differentialschutzgeräten, ab der ein Trip-Signal erzeugt wird, kann folglich deutlich niedriger angesetzt werden, so dass auch hochohmige Fehler mit niedrigen fließenden Fehlerströmen, die demzufolge auch nur zu einer geringen Differenz zwischen den jeweiligen Stromzeigermesswerten führt, erfasst und abgeschaltet werden können, ohne die Selektivität des Differentialschutzes negativ zu beeinflussen.
Das beschriebene Verfahren wird vorteilhafterweise für jede Phase des Leitungsabschnitts separat durchgeführt, um nach dem Abgleich der Differentialschutzgeräte ein phasenselektives Differentialschutzsystem zu erhalten. Außerdem ist es von Vorteil, wenn das Verfahren für einen aus den einzelnen Phasenströmen durch Summenbildung berechneten oder einen explizit mit einem Erdstromwandler gemessenen Erdstrom durchge- führt wird.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Erhöhen der Empfindlichkeit eines je ein Differentialschutzgerät (14a, 14b) an den Enden eines Lei- tungsabschnitts (11) einer elektrischen Energieübertragungs- leitung umfassenden Differentialschutzsystems (10) , bei dem folgende Schritte durchgeführt werden:
- Erfassen von Stromzeigermesswerten, die den in dem Leitungsabschnitt (11) fließenden Strom angeben, mit den Diffe- rentialschutzgeräten (14a, 14b) an den Enden (12,15) des Leitungsabschnitts (11) während einer Lernphase;
- Ermitteln einer Korrekturfunktion aus den Stromzeigermesswerten, wobei die Korrekturfunktion einen von der Amplitude der Stromzeigermesswerte eines ausgewählten Differential- schutzgerätes (z.B. 14a) abhängigen Korrekturfaktor angibt, der einen Amplituden- und einen Phasenunterschied zwischen den Stromzeigermesswerten der Differentialschutzgeräte (14a, 14b) ausgleicht; und
- Einstellen des Differentialschutzsystems (10) derart, dass die nach der Lernphase erfassten Stromzeigermesswerte zumindest eines der Differentialschutzgeräte (z.B. 14b) unter Verwendung der Korrekturfunktion korrigiert werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- zum Erzeugen der Korrekturfunktion zumindest zwei Korrekturfaktoren verwendet werden, die aus den Stromzeigermesswerten der Differentialschutzgeräte (14a, 14b) bei unterschiedlichen Amplituden der Stromzeigermesswerte des ausgewählten Differentialschutzgerätes (z.B. 14a) bestimmt worden sind.
3. Verfahren nach Anspruch 2 , d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass - zum Bestimmen der Korrekturfaktoren das ausgewählte Differentialschutzgerät (z.B. 14a) jeweils ein Startsignal (Si ... S5) erzeugt, wenn die Amplitude seiner erfassten Stromzeiger- messwerte unterschiedliche Stromschwellenwerte annimmt, wobei das Startsignal (Si ... S5) die Differentialschutzgeräte (14a, 14b) zum Speichern der jeweils erfassten Stromzeigermesswerte über eine vorgegebene Zeitdauer veranlasst; und
- durch Vergleich jeweils zeitlich zueinander gehörender Stromzeigermesswerte der Differentialschutzgeräte (14a, 14b) jeweils der Korrekturfaktor berechnet wird, der einen Amplituden- und einen Phasenunterschied zwischen den Stromzeiger- messwerten der Differentialschutzgeräte (14a, 14b) bei der durch den jeweiligen Stromschwellenwert angegebenen Amplitude ausgleicht .
4. Verfahren nach Anspruch 2 oder 3 , d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die Korrekturfunktion durch Interpolieren aus den Korrekturfaktoren bestimmt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 4, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- den zum Bestimmen der Korrekturfaktoren verwendeten Strom- zeigermesswerten in den Differentialschutzgeräten (14a, 14b) jeweils ein Zeitstempel zugeordnet wird, der denjenigen Zeitpunkt angibt, zu dem der jeweilige Stromzeigermesswert er- fasst worden ist .
6. Verfahren nach Anspruch 5, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- zur Erzeugung der Zeitstempel die Differentialschutzgeräte (14a, 14b) jeweils interne Zeitgeber (24) aufweisen, die über einen externen Zeittakt miteinander synchronisiert werden.
7. Verfahren nach Anspruch 6 , d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- als externer Zeittakt ein aus einem GPS-Signal abgeleitetes Zeitsignal verwendet wird.
8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die erfassten Stromzeigermesswerte von den Differential - schutzgeräten (14a, 14b) an eine externe Datenverarbeitungs- einrichtung übertragen werden; und
- die Ermittlung der Korrekturfunktion in der externen Datenverarbeitungseinrichtung stattfindet .
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die erfassten Stromzeigermesswerte zu einem rechnenden Dif- ferentialschutzgerät (z.B. 14a) übertragen werden; und
- die Ermittlung der Korrekturfunktion in dem rechnenden Dif- ferentialschutzgerät (z.B. 14a) stattfindet.
10. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die Erfassung von Stromzeigermesswerten und die Ermittlung einer Korrekturfunktion für jede Phase (IIa, IIb, llc) des Leitungsabschnitts (11) durchgeführt werden.
11. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- die Erfassung von Stromzeigermesswerten und die Ermittlung einer Korrekturfunktion für die Summe der auf allen Phasen
(IIa, IIb, llc) fließenden Ströme und/oder für einen gemessenen Erdstrom durchgeführt wird.
12. Differentialschutzsystem (10) mit je einem Differentialschutzgerät (14a, 14b) an den Enden (12,15) eines Leitungsabschnitts (11) einer Energieübertragungsleitung, wobei die Differentialschutzgeräte (14a, 14b) Datenverarbeitungseinrichtungen (25) aufweisen, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 10 eingerichtet sind.
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