DE69408331T2 - Verfahren und vorrichtung zur erkennung von erdschlussfehlern in einer einzigen phase - Google Patents

Description

Technisches Gebiet
• Zum Schutz von Kabeln und Freileitungen in Starkstromnetzen werden normalerweise sogenannte Distanzschutzeinrichtungen verwendet. Diese Schutzeinrichtungen basieren häufig auf dem Impedanzprinzip, das heißt, sie zeigen einen Fehler an, wenn der in einem Meßpunkt gemessene Quotient aus Spannung und Strom kleiner als ein vorgegebener Wert ist. Neben ihrer Fähigkeit, Fehler anzuzeigen und daraufhin eine Abschaltung einer fehlerhaften Phase oder fehlerhaften Phasen einzuleiten, haben diese Schutzeinrichtungen auch andere Eigenschaften, die die Schutzwirkung ausdehnen, wie zum Beispiel Richtungs- und Reichweiteneigenschaften. Ferner können sie für die Berechnung der Entfernung von einer Meßstation zu einem möglichen Fehler verwendet werden, und sie können auch die Größe des Fehlerwiderstandes berechnen.
Stand der Technik, Diskussion des Problems
• Wenn ein Fehler angezeigt wird, ist es wünschenswert, in der Lage zu sein, verschiedene Maßnahmen zu treffen, die von der Art des Fehlers abhängen, beispielsweise, ob es sich um einen einphasigen oder einen mehrphasigen Fehler handelt. Wenn bekannt ist, dap es sich um einen einphasigen Fehler handelt, wird normalerweise die fehlerhafte Phase abgeschaltet, und nach kurzer Zeit, beispielsweise nach einer halben Sekunde, wieder eingeschaltet. Der Grund für dieses Handeln besteht darin, daß ein einphasige* Fehler häufig von sehr kurzer Dauer ist. Daher bedeutet dieses Verfahren ein Minimum an Störungen für das Starkstromnetz.
• Wenn es nun tatsächlich um einen einphasigen Fehler handelt, ist es jedoch wegen des Nullstromsystems (phasengleiche Komponenten im Vektordiagramm) und anderer Stromeinspeisung in die nicht fehlerhaften Phasen möglich, daß die Schutzeinrichtungen für die anderen Phasen auch einen Fehler anzeigen, was zur Abschaltung aller Phasen führt. Dies führt folglich zu unnötig schweren Störungen im Starkstromnetz.
• Beim Studium auftretender Fehler hat es sich gezeigt, daß 75 bis 85 % aller Fehler in einem Starkstromnetz auf einphasige* Fehlern beruhen. Es wäre daher von großem Wert, in der Lage zu sein, in einer sehr schnellen Weise festzustellen, ob ein Fehler, der in einem Starkstromnetz auftritt, ein einphasiger Fehler ist oder nicht. Die vorliegende Erfindung schafft eine Möglichkeit, sobald ein Fehler aufgetreten ist, zu erkennen, ob es sich um einen einphasigen Fehler handelt. Dies bedeutet wiederum, daß unnötige Abschaltungen von mehr Phasen als der fehlerhaften Phase vermieden werden können.
• Um in der Lage zu sein, die Erfindung in ihren richtigen Zusammenhang zu setzen und den Wert der Erfindung aufzuzeigen, wird zunächst eine relativ detaillierte Beschreibung des Standes der Technik hinsichtlich der Verwendung von Distanzschutzeinrichtungen als Fehlerlokalisierer und der Probleme gegeben, die mit der gegenwärtigen Technik auf diesem Gebiet verbunden sind.
• Das grundlegende Kriterium für die Auslösung einer Abschaltung einer Starkstromübertragungsleitung, bei der eine auf dem Impedanzprinzip beruhende Distanz-Schutzeinrichtung verwendet wird, gründet sich auf der Überprüfung, ob das heißt, ob der absolute Wert der mit Hilfe der Phasenspannung UA und des Phasenstromes IA bestimmten Impedanz kleiner ist als ein vorgegebener Wert Zin. Diese Prüfung kann zweckmäßigerweise mit einem üblichen Unterimpedanzrelais vorgenommen werden, bei dem Zin auf einen kleineren Wert eingestellt ist als die normale Lastimpedanz.
• Wenn die Distanz-Schutzeinrichtung jedoch als Fehlerlokalisierer verwendet werden soll, ist eine erhebliche Erweiterung des grundlegenden Konzepts erforderlich, um die gewünschte Genauigkeit und Geschwindigkeit bei der Bewertung zu erzielen, wenn ein Fehler auf der Starkstromübertragungsleitung angezeigt wird.
• Die meisten Fehlerlokalisierer basieren auf der Messung der Reaktanz zwischen einer Kurzschlußstelle und dem Ende der Starkstromübertragungsleitung, an dem der Fehlerlokalisierer angeordnet ist. Die Genauigkeit der Entfernungsberechnung wird jedoch durch den Fehlerwiderstand beeinflußt. Der Grund hierfür besteht darin, daß der über den Fehlerwiderstand fließende Strom in der Phase etwas gegenüber der Phasenlage des Stromes verschoben ist, der am Ende der Starkstromübertragungsleitung gemessen wird. Dies bedeutet, dap der Fehlerwiderstand als eine scheinbare Impedanz interpretiert wird mit einer Wirkkomponente und einer Blindkomponente (reaktiven Komponente). Es ist diese Blindkomponente, welche die Ungenauigkeit oder den Fehler in der Entfernungsberechnung verursacht, da sie die gemessene Reaktanz beeinflupt.
• Die Prinzipien der Fehlerlokalisierung und der Berechnung des Fehlerwiderstandes im Zusammenhang mit dem Auftreten eines Fehlers auf einem geschützten Leitungsabschnitt sind aus einer Vielzahl von Publikationen bekannt, von denen einige unten beschrieben werden. Das Basismaterial besteht aus gemessenen Werten, die mit Hilfe von Meßwandlern für Spannung und Strom in einer Meßstation nahe der geschützten Leitung gewonnen werden. Diese. Meßwerte werden einem Modell des vorliegenden Netzes zugeführt, welches Modell in der Distanz- Schutzeinrichtung eingebaut ist. Die gegenwärtige Technik umfaßt Analog-Digitalwandlung und Filterung der gemessenen Werte, die dann über verschiedene Distanzschutzgleichungen für das Modell die Entfernung zur Fehlerstelle und die Größe des Fehlerwiderstandes bestimmen.
• Ein Fehlerlokalisierer wird beschrieben in einem Aufsatz mit dem Titel "An accurate fault locator with compensation for apparent reactance in the fault resistance resulting from remote-end infeed" veröffentlicht in IEEE Transaction on PAS, Band PAS-104, Nr. 2, Feb. 1985, Seite 424-436. Neben der Berücksichtigung der Impedanz Z&sub1; der Starkstromübertragungsleitung, berücksichtigt dieser Fehlerlokalisierer auch die Quellenimpedanzen der Starkstromübertragungsleitung, um in der Lage zu sein, das Netz und die Auswirkung der Einspeisung von Strom aus beiden Richtungen in die Fehlerstelle korrekt zu beschreiben. Gemäß diesem Verfahren werden Folgen von Einzelmeßwerten der Phasenströme IR, IS und IT, die an einer Meßstation A an einem Ende der Leitung gemessen und mit IA bezeichnet werden, gespeichert, um imstande zu sein, die Änderung der Phasenströme an der Meßstation zu bestimmen, wenn ein Fehler auftritt, das heißt, die Stromänderung IFA, die gleich dem gegenwärtigen Phasenstrom IA nach Eintritt eines Fehlers abzüglich des Phasenstromes vor Eintritt des Fehlers ist. Das oben beschriebene Verfahren zur Gewinnung eines Maßes für die Stromänderung IFA erfordert eine umfangreiche Speicherkapazität, und das Verfahren der Berechung ist relativ zeitaufwendig.
• Da der durch den Fehlerwiderstand fließende Strom IF auch einen Stromanteil von einer einspeisenden Station am anderen Ende der Starkstromübertragungsleitung enthält, ist IF von IFA verschieden. Die Beziehung zwischen diesen Strömen kann mit Hilfe des Verteilungsfaktors des Netzes bestimmt werden. Die Gleichungen, die auf diesem Wege aufgestellt werden können, geben eine Möglichkeit, sowohl den Strom IF durch die Fehlerstelle als auch den Fehlerwiderstand und die Entfernung zum Fehler zu bestimmen. Dieses Verfahren zur Gewinnung des Stromes IF durch den Fehlerwiderstand ist jedoch nicht besonders geeignet, wenn große Anforderungen an schnelle Schutzfunktionen gestellt werden. Der Grund hierfür besteht unter anderem darin, daß sowohl die Ströme vor als auch nach dem Eintritt eines Fehlers eine Fourierfilterung unterworfen werden, um die Grundwellen der Ströme zu ermitteln, und das Berechnungsverfahren zur Lösung der aufgestellten Gleichungen für die Entfernung zum Fehler und so weiter relativ umfangreich ist. Messungen zu zwei verschiedenen Zeitpunkten machen es auch schwierig, einen gemeinsamen Phasenbezug zu erhalten, insbesondere im Falle von Abweichungen von der Nennfrequenz.
• Die schwedische Patentanmeldung SE 9201972-8 beschreibt ein Verfahren zur Bestimmung des Stromes IF in einer sehr schnellen Weise, welches auf dem Nullspannungsfreien Teil der Stromänderung beruht, die im Zusammenhang mit dem Fehler stattfindet. Das Verfahren der Wertbestimmung des Stromes IF basiert auf der Summe IFA1,2 der Änderungen der mitläufigen und gegenläufigen Komponenten an der Meßstation A. Es wird hier angenommen, daß IF gleich ist einer linearen Kombination der Summe von Stromeinzelmeßwerten für jede Phase zu zwei benachbarten Zeitpunkten t&sub1; und t&sub2;, und wobei jeder dieser Einzelmeßwerte mit seinem eigenen Koeffizienten multipliziert wird, der derart gewählt ist, daß der Strom IF in Phase mit den Änderungen des mitläufigen und gegenläufigen Systems ist. Die Gleichung für IF nimmt daher die folgende Form an:
• wobei IR1, IS1 und IT1 gleichzeitig im Zeitpunkt t&sub1; gemessene Stromeinzelmeßwerte in den Phasen R, S und T sind und die entsprechenden Werte IR2, IS2 und IT2 die im Zeitpunkt t&sub2; gleichzeitig gemessenen Stromeinzelmeßwerte sind. Ein Beispiel für diese Annahme und einer von vielen alternativen Methoden zur Gewinnung der Koeffizienten kR1, kR2, kS1 und so weiter sind in der oben genannten Patentschrift genannt.
• Die schwedische Patentanmeldung SE 9203071-7 beschreibt ein Fehlermodell eines Leitungsnetzes, welches ebenfalls die Nullsystemimpedanz (zero-seguence impedance) des Netzes berücksichtigt, indem auch der Summenstrom IN, auch Erdstrom genannt, das heißt
• wobei IR, IS und IT die jeweiligen Phasenströme und Io der Nullsystemstrom ist, in die Gleichungen aufgenommen wird, die zur Bestimmung der Fehlerparameter aufgestellt werden können.
• Obwohl im Prinzip mit dem Zugang zu den Parametern des Netzes und den Phasenströmen IA und IF und IN es nun möglich ist, die Entfernung zum Fehler und den Fehlerwiderstand zu berechnen, bleibt jedoch ein praktisches Problem, nämlich schnell einen korrekten Wert des Phasenstromes unmittelbar vor dem Eintritt des Fehlers zu bekommen. Gemäß der oben genannten Druckschrift IEEE Transactionss on PAS, Band PAS- 104, Nr. 2, Feb. 1985, Seite 424-436, werden Einzelmeßwerte der Phasenströme kontinuierlich gespeichert, um in der Lage zu sein, die Stromänderungen beim Eintritt eines Fehlers zu bestimmen. Dies erfordert eine umfangreiche Datenkapazität. Um die Grundwelle der Phasenströme frei von Oberwellen und Gleichkomponenten zu erhalten, wird normalerweise auch eine Fourierverarbeitung vorgenommen, um die Amplitude und die Phase zu bestimmen.
• Es stehen auch andere Verfahren zur Amplitudenbestimmung der gemessenen Ströme zur Verfügung. Ein solches Verfahren sieht vor, den Spitzenwert mit Hilfe von zwei aufeinanderfolgenden Einzelmeßwerten pro Zyklus zu bestimmen. Ein solches Verfahren wird unter anderem beschrieben in der Druckschrift "High-speed distance relaying using a digital computer, Part 1 - System Description", IEEE Trans on Power Apparatus and Systems, Band - 91, Nr. 3, Mai/Juni 1972, Seiten 1235-1243 von G.B.Gilchrest, G.D.Rockefeller und E.A.Udren. Die auf diese Weise unter normalen Bedingungen, das heißt, vor dem Eintritt einer mögliche Sättigung, gewonnenen Spitzenwerte sind relevante Meßwerte, die den Fourieramplituden entsprechen. Wenn bei Sättigung oder unter anderen Bedingungen Oberwellen, Gleichkomponenten usw. auftreten, sind die mittels dieser Methode bestimmten Spitzenwerte jedoch beeinflußt.
• Offensichtlich wird die Genauigkeit während der Fehlerbestimmung verbessert, wenn sowohl der Fehlerstrom IF als auch der Erdschlußstrom IN gemäß dem oben gesagten berücksichtigt werden. Dies gilt im Prinzip sowohl für einphasige als auch für mehrphasige Fehler. Die Bedingungen im Falle eines einphasige* Fehlers sind jedoch komplexer wegen des Spannungsfalles im Erdschlußkreis und wegen eines normalerweise größeren Fehlerwiderstandes. Die Notwendigkeit einer genauen Berechnung ist daher im Falle eines einphasige* Fehleres größer. Durch Erlangung einer schnellen Information darüber, daß ein Fehler ein einphasige* Fehler ist, ist es daher möglich zu entscheiden, ob das genauere Berechnungsverfahren für die Gewinnung des Abstandes zum Fehler und so weiter notwendig ist. Wenn ein festgestellter Fehler kein einphasige* Fehler ist, das heißt, wenn es sich um einen mehrphasigen Fehler handelt, kann ein einfacheres Verfahren angewendet werden, welches zur Berechung der Entfernung zum Fehler und so weiter auf den Phasenströmen beruht.
• Auf der Grundlage der obigen Überlegungen und dessen, was in der Einleitung des Standes der Technik bezüglich einphasiger Fehler festgestellt wurde, wird klar, daß es von großem Wert ist, in der Lage zu sein, nach der Feststellung eines Fehlers schnell zu bestimmen, ob es sich um einen einphasigen oder einen mehrphasigen Fehler handelt. Ein Verfahren und eine Anordnung gemäß der Erfindung ermöglichen eine solche schnelle Erkennung.
Zusammenfassung der Erfindung
• Wie sich aus der obigen Diskussion der Probleme ergibt, bezieht sich die Erfindung auf ein Verfahren und eine Anordnung zur Identifizierung von einphasigen Fehlern, das heißt auf ein Verfahren und eine Anordnung, welche, wenn ein Fehler auftritt, der als mehrphasiger Fehler interpretiert werden kann, aber tatsächlich ein einphasiger Fehler ist, un zweideutig zu bestimmen vermögen, daß es ein einphasiger Fehler ist.
• Zu der Erfindung gehört die Berechnung der Erdfehlerströme IFR, FS, FT durch die Fehlerstelle mit Hilfe der nach der Feststellung eines Fehlers gemessenen Phasenströme IR,S,T, das heißt mit Strömen, die sowohl die augenblicklichen Lastströme als auch die Fehlerströme enthalten, wobei die Berechnung vorzugsweise nach dem in der SE 9201972-8 beschriebenen Verfahren erfolgt, und des Erdstromes IN, der gemäß der obigen Gleichung (3) für jede Phase bestimmt wird, eines Hilfsstromes gemäß wobei IBR auf der Grundlage von IR, IFR und IN gewonnen wird und das entsprechende für die Phasen S und T gilt.
• Wenn der in einem Starkstromnetz entdeckte Fehler ein einphasiger Fehler ist, ist der Amplitudenwert des Hilfsstromes für die fehlerhaft Phase praktisch konstant, ändert sich aber sehr deutlich für die nicht fehlerhaften Phasen. Auf diese Weise erhält man durch die Erfindung eine einfache und unzweideutige Methode zur Bestimmung, ob es sich um einen einphasigen Fehler handelt, während gleichzeitig die fehlerhafte Phase identifiziert wird.
• Durch geeignete Wahl der Koeffizienten a und b stellt der Hilfsstrom auch ein Maß für den gegenwärtigen Laststrom in der fehlerhaften Phase dar, das heißt, im allgemeinen auch den entsprechenden Wert des Laststromes vor dem Eintritt des Fehlers in dieser Phase. Unter geeigneter Wahl wird verstanden, daß der Koeffizient b zwischen 0,3 und 0,4 liegen sollte, das heißt
• 0,3 < b < 0,4
• und a = 2b.
• Um die gewünschte Schnelligkeit bei der Entscheidung, ob es sich um einen einphasigen Fehler handelt, zu erreichen, wird nach Wegfilterung von Störungen mit hohem Frequenzinhalt eine Amplitudenschätzung des Hilfsstromes in einer bekannten Weise vorgenommen, beispielsweise gemßß dem Verfahren, welches beschrieben wird in der Druckschrift IEEE Trans on Power Apparatus and Systems, Band 91, Nr. 3, Mai/Juni 1972, Seite 1235-1243. Wenn nun zwei aufeinanderfolgende amplitudengeschätzte Werte des Hilfsstromes einer Phase voneinander in geringerem Umfange abweichen als ein im voraus bestimmter niedriger Wert, während gleichzeitig eine beträchtliche Differenz zwischen zwei aufeinanderfolgdenden amplitudengeschätzten Werten der anderen Phasen vorliegt, so bedeutet dies, daß ein einphasige* Fehler identifiziert wurde, und zwar in der Phase, für die die Amplitudenänderung sehr klein ist.
• Da die Amplitude der im Hilfsstrom enthaltenen Ströme IA, IF und IN nahe dem Zeitpunkt des Eintritts des Fehlers bestimmt werden kann, werden auch Probleme im Zusammenhang mit einer Phasendrift vermieden.
Beschreibung der bevorzugten Ausführungsbeispielen
• Eine Anordnung zur Durchführung des Verfahrens gemäß der Erfindung geht aus der beigefügten Figur hervor. Dabei wird angenommen, daß ein kontinuierlicher Zugang zu allen Phasenströmen IR, IS, IT besteht.
• Wenn ein Fehler festgestellt wurde, ist es mit der obigen Gleichung (2) möglich, über die vorhandenen Phasenströme den Strom IF der verschiedenen Phasen durch die Fehlerstelle, das heißt IFR, IFS und IFT zu berechnen. Diese Berechnung erfolgt in einem Erdschlußfehlerberechner 1.
• Wenn das Starkstromnetz einen geerdeten neutralen Punkt hat, dann wird beim Auftreten eines Erdschlußstromes ein Erdschlußstrom IN gemäß Gleichung (3) auftreten. Dies kann dann durch Addition der Phasenströme in einem Erdschlußstromberechner 2 berechnet werden, an dessen Ausgang der Erdschlußstrom IN auftritt.
• Die Berechnung des Hilfsstromes der verschiedenen Phasen, also IBR, IBS und IBT gemäß Gleichung (4) erfolgt dann in den Hilfsstromberechnern 3, 4 und 5. Dem Hilfsstromberechner zur Berechnung des Hilfsstromes für die Phase R, also IBR, wird der Phasenstrom IR der Erdschlußstrom für die Phase R, also IFR, multipliziert mit dem Koeffizienten a, und der Erdschlußstrom IN, multipliziert mit dem Koeffizienten b, zugeführt. In entsprechender Weise werden der Phasenstrom, der Erdschlußstrom und der Strom durch die Fehlerstelle für die Phasen S und T Hilfsstromberechnern 4 und 5 zugeführt.
• Um in der Lage zu sein, Störungen mit hohem Frequenzinhalt zu eliminieren, und um auch in der Lage zu sein, ein Maß für die Hilfsströme schnell zu bekommen, findet in den Hilfsstromberechnern 3,4 und 5 auch eine Filterung und eine Amplitudenschätzung der berechneten Werte statt.
• Durch Vergleich von zwei aufeinanderfolgenden Werten der Hilfströme für jede Phase, die in der oben beschriebenen Weise gewonnen werden, kann bestimmt werden, ob eine Änderung &Delta;IB im Zusammenhang mit dem Auftreten eines Fehlers stattgefunden hat. Für die Phase R erhält man&Delta;IBR mit Hilfe einer Zeitverzögerungeinheit 6 und eines Summierers 7. Der entsprechende Vergleich für die Phasen S und T erfolgt mit Hilfe einer Zeitverzögerungseinheit 9 und eines Summierers 10 und mit Hilfe einer Zeitverzögerungseinheit 12 und eines Summierers 13, wodurch ein Maß für&Delta;IBS und &Delta;IBT gewonnen wird.
• Die Änderungen für jede Phase, die in der oben genannten Weise gewonnen wurden, werden in einem Vergleichsglied 8, 11, 14 für jede Phase mit einem vorgegebenen Grenzwert &alpha; verglichen. Wenn nun &Delta;IBR kleiner ist als Grenzwert &alpha;, beispielsweise 10% des Nennstromes IN des Starkstromnetzes, erhält man ein Signal RJ. Gemäß dem was zuvor festgestellt wurde, bedeutet dies, dap zur gleichen Zeit &Delta;IBS und &Delta;IBT dann bedeutend größer sein müssen als &alpha;, was sich in dem Vergleichsglied für die Phase S und dem Vergleichsglied für die Phase 1 ergibt, die dies durch die Lieferung des Signals SN beziehungsweise TN anzeigen. Generell gilt somit die Regel, dap wenn die &Delta;IB-Werte kleiner als &alpha; sind, man RJ, SJ oder TJ erhält, während dann, wenn &Delta;IB-Werte größer als &alpha; sind, man RN, SN und TN erhält.
• Mit Zugang zu diesen Signalen bestehen nun Möglichkeiten, einen einphasigen Erdschlußfehler in einer Phase festzustellen. Ein einphasiger Erdschlußfehler in der Phase R wird über das UND-Glied 15 identifiziert, wenn die Vergleichsglieder 8,11 und 14 nun die Signale RJ, SN und IN liefern. In gleicher Weise wird ein einphasiger Erdschlußfehler in der Phase S über das UND-Glied 16 identifiziert, wenn die Vergleichsglieder SJ, RN und TN liefern, und ein einphasiger Erdschlußfehler in der Phase T wird über ein UND-Glied 17 identifiziert, wenn die Vergleichsglieder die Signale TJ, RN und SN liefern.
• Das oben unter Bezug auf die beigefügte Zeichnung beschriebene Ausführungsbeispiel kann in vielfacher Weise im Rahmen der Erfindung abgeändert werden, beispielsweise mit diskreten Komponenten in einem hybriden Aufbau, mit gemischter analoger und digitaler Technik, in einer mehr oder weniger integrierten Weise, in Gestalt von Software oder in jeder anderen entsprechenden Weise.

Claims (3)

1. Verfahren, um nach Feststellung eines Fehlers einphasige Erdschlußfehler zu identifizieren in einem Starkstromnetz mit dem Nennstrom In, wobei, über die Phasenströme IR, S, T des Starkstromnetzes, die Erdfehlerströme IFR, FS, FT für jede Phase sowie der entsprechende Erdstrom IN berechnet werden können, dadurch gekennzeichnet, daß für jede Phase ein Hilfsstrom IBR, BS, BT bestimmt wird durch Berechnung gemäß

wobei a und b vorbestimmte Koeffizienten sind und wobei die Berechnung des Hilfsstromes auf einer Amplitudenschätzung der berechneten Werte beruht, und, wenn zwei aufeinanderfolgende amplitudengeschätzte berechnete Werte des Hilfsstromes für eine Phase nach Feststellung eines Fehlers voneinander um weniger abweichen als ein vorbestimmter Grenzwert &alpha;, dies dahin interpretiert wird, daß ein einphasiger Fehler in dieser Phase des Starkstromnetzes aufgetreten ist.

2. Verfahren zur Identifizierung einphasiger Erdschlußfehler in einen Starkstromnetz, nachdem ein Fehler festgestellt wurde, nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß

a = 2b und 0,3 < b < 0,4

und daß der Grenzwert &alpha; < 0,1 In.

3. Anordnung zur Durchführung des Verfahrens nach Anspruch 1 zur Identifizierung von Erdschlußfehlern, nachdem ein Fehler festgestellt wurde, wobei unter bestehendem Zugang zu allen Phasenströmen IR, S, T, die Erdfehlerströme IFR, FS, FT mit Hilfe eines Erdschlußfehler-Rechners (1) bestimmt werden und ein Erdstrom IN mit Hilfe eines Erdstromrechners (2) berechnet wird, wobei die Anordnung dadurch gekennzeichnet, daß sie enthält:

- Hilfsstromberechner (3,4,5) zur Bestimmung und Amplitudenschätzung eines Hilfsstromes für jede Phase gemäß

wobei a und b vorbestimmte Koeffizienten sind,

- Einheiten zur Bestimmung der Differenz zwischen zwei aufeinanderfolgenden bestimmten amplitudengeschätzten Werten des Hilfsstromes, welche Einheiten für jede Phase aus einer Zeitverzögerungseinheit (6,9,12) und einem Summierungsglied (7,10,13) bestehen,

- ein Vergleichsglied (8,11,14) für jede Phase, welches die ermittelte Differenz für jede Phase mit einem vorgegebenen Grenzwert &alpha; vergleicht,

und, wenn die Differenz kleiner als der Grenzwert ist, das Vergleichsglied für die Phase R ein Signal RJ liefert, das Vergleichsglied für die Phase S ein Signal SJ liefert, das Vergleichsglied für die Phase T ein Signal TJ liefert,

und, wenn die Differenz größer als der Grenzwert ist, das Vergleichsglied für die Phase R ein Signal RN liefert, das Vergleichsglied für die Phase S ein Signal SN liefert, das Vergleichsglied für die Phase 1 ein Signal IN liefert,

- und über ein UND-Glied (15,16,17) für jede Phase ein einphasiger Erdffehler identifiziert wird

in der Phase R, wenn die Vergleichsglieder die Signale RJ, SN und TN liefern

in der Phase S, wenn die Vergleichsglieder die Signale SJ, RN und TN liefern

in der Phase 1, wenn die Vergleichsglieder die Signale TJ, RN und SN liefern.