Mid Sweden University

Rapporten undersöker hur val av systemjordning påverkar kortslutningsströmmar i mindre elkraftsanläggningar med frekvensomriktare eller Power Conversion Systems (PCS), med fokus på alternativen resistansjordning och isolerad nollpunkt (Ti-jordning). Syftet är att belysa hur PCS-enheters dynamiska beteende och inbyggda skydd, samverkar med jordningssystemet för att ge en säker och driftsäker anläggning.

Metodmässigt har studien utgått från en fallstudie av en batteripark på 4MW ansluten via PCS till en Dy-transformator, där felströmmar vid enfas- och tvåfasjordfel beräknats genom per‐unit‐modellering och symmetriska komponenter. Beräkningar har genomförts i MATLAB, med impedansdata från enlinjeschema och kabellistor.

Resultaten visar att Ti-jordning i praktiken ger nästan obefintliga jordfelströmmar vid enfasfel, vilket möjliggör fortsatt drift vid den feltypen men kräver känslig mätutrustning för fellokalisering. Vid tvåfasfel uppträder felströmmarna likartat oavsett jordningsmetod, påverkade av frekvensomriktarens skyddsystem och anläggningens kabelimpedanser. För resistansjordning framträder ett starkt omvänt samband mellan jordresistansen och felström, där små värden på jordresistansen begränsar strömmen effektivt.

Slutsatsen är att isolerad nollpunkt sammantaget är att föredra för anläggningar med frekvensomriktare och, i samverkan med dess egenskaper, ger en hög driftskontinuitet och lägre materialpåfrestning, medan resistansjordning underlättar snabb och okomplicerad felavkänning. För framtida arbete rekommenderas experimentell validering med en verklig PCS-utrustning och transformator.

The report examines how the choice of grounding system affects fault currents in smaller power installations using frequency converters or Power Conversion Systems (PCS), focusing on the options of resistance grounding and isolated neutral (Ti-grounding). Its aim is to highlight how the dynamic behavior and built-in protections of PCS units interact with the grounding system to ensure a safe and reliable installation.

Methodologically, the study is based on a case study of a battery park of 4MW connected via PCS to a Dy transformer. Single-phase and two-phase ground-fault currents were calculated using per-unit modeling and symmetrical components. All computations were carried out in MATLAB, employing impedance data from a single-line diagram and cable schedules.

The results show that Ti-grounding effectively yields virtually zero ground-fault current in single-phase faults, allowing continued operation under that fault condition but requiring sensitive measurement equipment for fault localization. In two-phase faults, the fault currents behave similarly regardless of grounding method, being influenced primarily by the inverter’s protection settings and the installation’s cable impedances. Under resistance grounding, a strong inverse relationship emerges between grounding resistance and fault current, with low resistance values effectively limiting the current.

In conclusion, isolated neutral (Ti-grounding) is overall preferable for installations with frequency converters, as it leverages the PCS’s characteristics to deliver high operational continuity and reduced mechanical stress, whereas resistance grounding facilitates rapid and uncomplicated fault detection. Future work should include experimental validation using an actual PCS setup and transformer.