EU vill genom att använda energin effektivare sänka sina energikostnader och minska sitt beroende av externa leverantörer av olja och gas vilket leder till att miljön skyddas. Av den anledningen krävs att energieffektiviteten ökas från produktion till den slutgiltiga konsumtionen inom EU. Jämtkraft är miljöcertifierat enligt ISO 14001 och arbetar därför årligen mot uppsatta miljömål. Detta examensarbete har studerat ett av dessa mål, möjligheten att minska överföringsförluster i ett av Jämtkrafts mellanspänningsnät. Området som examensarbetet baseras på är fördelningsstation Nälden FS23. Denna studie har undersökt möjligheterna att minska överföringsförluster i sex utgående linjer, från fördelningsstation till kunderna. Denna studie visar att det finns potential att minska överföringsförluster genom att öka spänningen i nätet. En direkt åtgärd och en långsiktig åtgärd har presenterats med olika potential. Den direkta åtgärden gör det möjligt att minska de årliga överföringsförlusterna med 6 MWh och det långsiktiga alternativet gör det möjligt att minska de årliga överföringsförlusterna i det studerade området med 14 MWh. / EU wants to reduce their energy costs and reduce its dependence on external suppliers of oil and gas by using energy more efficiently which leads to protection of the environment. For that reason it is crucial that energy efficiency is increased from production to final consumption in the EU. Jämtkraft is environmentally certified according to ISO 14001 and are therefore working yearly on environmental goals. This degree project has studied one of those goals, the opportunity to reduce transmission losses in one of Jämtkrafts medium voltage electricity grid. The area which this degree project is based on is the distribution station Nälden FS23. This study has examined the possibilities of decreasing transmission losses in six outgoing lines, from distribution station to customers. This study shows that there is potential to reduce transmission losses by increasing the voltage in the grid. A direct action as well as a long-term action was presented with different potential. A direct action makes it possible to reduce yearly transmission losses by 6 MWh and the long-term alternative makes it possible to reduce the yearly transmission losses in the studied area by 14 MWh

Dagens IT-samhälle bygger på många viktiga funktioner som kräver en säker elförsörjning. Snö och blåst har historiskt sett orsakat många och långa avbrott hos elanvändare runt om i landet vilket har lett till nya lagar kring ersättning vid elavbrott. Det har inneburit att flera elnätsbolag valt att på mellanspänningsnätet byta ledningar i luft till markkabel.    Målet med detta arbete var att ta fram samband mellan antalet avbrott och hur stor del av ledningen som går genom skog, samt se om det finns variationer mellan nätområden och vilka felorsaker som tas hänsyn till. Därefter skulle medelavbrottstiden för luftledning och markkabel beräknas och jämföras. Detta gjordes med hjälp av felstatistiken på Ellevios mellanspänningsnät under 2018 - 2020 samt information om linjernas uppbyggnad. I statistiken gick det inte att urskilja var på linjen felet inträffat.    Sambanden visar att träd på ledning tillsammans med vegetation är de felorsaker som påverkas mest av att luftledningen går i skog. För övriga väderrelaterade felorsaker finns inget samband utan antalet avbrott ligger konstant kring 1-3 avbrott per 100 km luftledning och år. Beräkningarna visar att den omfattande kablifieringen har resulterat i klart lägre kundavbrottstid. Att gå från luftledning enbart i skog till markkabel sänker i snitt kundavbrottstiden med 92 %, 41 till 3 timmar, per 100 km ledning och år. Det innebär en genomsnittlig SAIDI-minskning på 0,8 minuter. Västkusten är det område där kablifiering skulle medföra störst sänkning av kundavbrottstiden. Att välja trädsäkra ledningsgator istället för ledning enbart i skog skulle innebära en minskning av kundavbrottstiden med 74 %.    Felfrekvensen på individuella linjer varierar kraftigt och i resultatet är standardavvikelsen ibland är större än gruppens medelvärde. Resultaten ovan har därför ingen statistiskt signifikans. Om man i framtiden skulle rapportera var på linjen felet inträffar och på det sättet kunna koppla felet till luftledning, hängkabel eller markkabel samt skog eller inte skog skulle det gissningsvis gå att dra statistiskt signifikanta slutsatser. / Today’s society has high demands on the electricity grid and its reliability, which leads to major problems in an event of power failure. Historically snow and wind has caused long and extensive power outages. Sweden has also imposed laws regarding economic compensation for long outages which together with the causes mentioned above has made multiple distribution network operators to change power lines to underground cable.     The purpose was to analyze relations between the number of outages and the terrain the power lines go through.  This was done for different error causes and grid areas. Thereafter the total interruption time was compared for power lines and underground cables. This was done on Ellevio’s grid based on outage statistics and information about the grid structure during the period 2018 – 2020.   These tendencies shows that the error causes that  depends most on the amount of forest around the power lines are trees that fall on the wire and vegetation. For other weather related error causes such as thunder and wind no relationships were found, the numbers of outages were constant at 1 – 3 per 100 km power line and year. The calculations shows that the change to underground cables leads to decreased total interruption time. By changing power lines in forest to underground cables the total interruption time can be decreased by 92 %, from 41 to 3 hours per 100 km line and year. The grid area with the largest potential to decrease the total interruption time is Västkusten.   The incidence of outages varies greatly between individual lines and the results shows a large standard deviation within the groups created. Therefore the results above show no statistically significance. If the outage statistics begins reporting where on the line the error takes place, for example on power lines in the forest or on arable land, it would hopefully be possible to get statistically significant results.

Kristinehamns Energi har under en längre tid haft problem med en förhöjd nollpunktsspänning i sitt distributionsnät. Nollpunktsspänningen varierar en hel del och verkar enligt uppgift vara väderberoende, något vi kan bekräfta då det mättes upp mycket låga nivåer efter en torrperiod i våras. Studien syftar till att ta upp möjliga orsaker till en förhöjd nollpunktsspänning. Teorin tas upp för hur strömmar fördelar sig vid jordfel och vid olika former av jordningar. De speciella förhållandena i det stort kablifierade nätet med dess höga kapacitans gås också igenom. Målsättningen är att hitta anledningen till Kristinehamns energis höga nollpunktsspänning och i så fall även att ge förslag på åtgärder för avhjälpande av felet. Vi vill också ge ökad förståelse för problemet samt beskriva hur ett distributionsnät i allmänhet är uppbyggt och därigenom hitta vägar framåt för det fortsatta arbetet. Den befintliga nollpunktsspänningen i nätet beror på en osymmetri mellan faserna och denna osymmetri är något som är naturligt förekommande i distributionsnätet. Detta eftersom det inte är realistiskt att de tre faserna belastas helt lika. Förhöjd nollpunktsspänning beror i de allra flesta fall på ett begynnande jordfel. Det konstateras genom ett antal mätningar, efter omkopplingar i nätet, att felet kan avgränsas till ett område runt stationen i Kroksvik och att nivån på nollpunktsspänningen är belastningsberoende. I Kroksvik kan de båda inkommande kablarna från Stensta uteslutas från fel liksom det utgående facket mot Båtbyggaren. För att komma vidare i utredningen bör de tre övriga linjerna från stationen Kroksvik undersökas. Där är kabeln mot Mathall mest intressant då den vid mätning visar sammanfallande kurvor mellan förbrukning och nollpunktsspänning. Det finns också möjlighet att göra omkopplingar i nätet för att utföra dessa undersökningar utan att störa driften.

Detta arbete sammanfattar och redovisar ett arbetssätt för att bedöma vilken spänningshöjning som uppstår i tre radiella mellanspänningsnät på grund av den nettoeffekt som avges från solcellsanläggningar i de sammankopplade lågspänningsnäten. Hur anläggningarna är placerade antas vara efter hur abonnenterna är fördelade i mellanspänningsnäten. Spänningshöjningen som sker i mellanspänningsnäten är viktig att veta om då den kan medföra att marginalen till acceptabel spänningsnivå minskar i svaga punkter i näten vilket leder till ökad risk för att gränsvärden till långsamma spänningsvariationer och överspänning kan överskridas i abonnenters anslutningar till elnäten. Metoden bygger på ett iterativt tillvägagångssätt där nätens olika punkter undersöks och den som påverkas mest blir gränssättande för nätet. Resultaten påvisade skillnader mellan olika nät beroende på ledningsresistanser och antal abonnenter samt hur dessa är fördelade och hur nettoflöden av aktiv effekt ser ut i näten tillsammans med spänningshöjningen i var nod fram till slutpunkten. Med hjälp av dessa nettoflöden kunde riktlinjer tas fram och användas som rekommendationer för vilka storlekar på anläggningar som kan komma att begränsa mellanspänningsnäten. / This work summarizes and presents a method for assessing the voltage increase that occurs in three radial medium voltage networks due to the net power emitted from photovoltaic systems in the interconnected low voltage networks. How the production is located is assumed to be according to how the users are distributed in the medium voltage networks. The voltage increase that occurs in the medium voltage networks is important to know as it can lead to a decrease of the margin to acceptable voltage levels in weak points in the networks. The method is based on an iterative approach where the various points of the network are examined and the one that affects the most becomes the boundary for the network. Results showed differences between networks depending on line-resistances and number of users and how these are distributed and how net flows of active power cause the voltage increase in each node up to the end point. With the help of these net flows, guidelines could be drawn up and create recommendations size of photovoltaic systems that may limit the medium-voltage networks.

I samband med att mellanspänningsnätet kablifieras ökar också kraven vad gäller fellokalisering. För att hålla avbrottstiderna i nätet korta är effektiv felsökning erforderlig. Detta arbete syftar till att kartlägga och redogöra för begränsande faktorer som finns vid fellokalisering med fokus på pulsekometoden. Uppdraget utförs tillsammans med Vattenfall Eldistribution AB. Det har uppdagats problem gällande fellokalisering på mellanspänningskablar med pulsekometoden. Ett flertal faktorer bidrar till denna problematik. Resultatet från studien visar att kabelkonstruktionen är en betydande del i det som begränsar pulsekometodens användningsområden och funktionalitet. Rapporten redogör för grundläggande information kring konstruktion och typer av mellanspänningskablar. Kartläggningen uppvisar hur vattenträd påverkar en kabel negativt. Allmänt redogörs för vad som orsakar vattenträd samt vilka avhjälpande åtgärder som vidtas; trippelextrudering samt mantel- och isolationsprovning. Vidare beskrivs olika feltyper, kabeltyper, kabelgenerationer samt instrument- och metodtyper som alla är påverkande faktorer vid fellokalisering. Dokumentering är i högsta grad väsentligt för en lyckad felsökningsprocedur, vilket klarläggs i rapporten. Utöver dokumentation redogörs för hur kabelns kondition kan påverka felsökningsresultatet. Ett antal mätmetoder och mätinstrument finns till förfogande vid felsökning och provning. Alla har sina egna för- respektive nackdelar. De har även tillhörande användningsområden. Pulsekometerns grundfunktion studeras och förklaras. De övriga mätmetoderna, som används vid fellokalisering och provning, redogörs för endast generellt / As the medium voltage network cables in Sweden is buried down in the earth, the demand of fault localization expertise increases. To keep downtimes in the network short, the importance of effective fault localization is necessary. This work is aimed to map and visualize limiting factors within fault localization with focus on the TDR - Time Domain Reflectometry. This work is a collaboration with Vattenfall Eldistribution AB. Problems with fault localization on medium voltage cables with the TDR have been detected. A multiple factors are contributing to this problem. The results of this study show that the cable construction is a significant part in which extent the TDR can be used. The report are also accounting for basic information about construction and types. The mapping also illustrates water treeing and how it affects cables in a negative way. Visualization of what causes water treeing and several actions such as triple extrusion, jacket testing and insulation testing is included in the essay. Further information about fault types, cable types, cable generations, instrument types and method types is given. All of them are affecting factors within the area of fault localization. Documentation is highly important for a successful fault localization procedure, which is clarified in the report. Besides documentation the cable condition and the influence on it affecting the result of fault localization is stated. A number of measuring methods and instruments are available to use when fault localization and testing are occurring. Every instrument has their own advantages and disadvantages. They also have their own respective area of usage. The basic principle of TDR is studied and explained accordingly. The other measuring methods, which are used in fault localization and testing, are shown more generally

Detta examensarbete har utförts hos Vattenfall Eldistribution på avdelningen Kontroll och Skydd med målsättningen att utforma och utvärdera en nätmodell avsedd för jordslutningssimuleringar i PSCAD. Ombyggnationen från luftledningar till markkablar har medfört att kapacitansen i distributionsnätet ökat, vilket ställer högre krav på jordfelsutrustning och på nätanalyser för att kunna försäkra att en säkerställd frånkoppling kan ske enligt de myndighetskrav som föreligger. Syftet med arbetet har varit att undersöka hur en nätmodell bör utformas för analys av stationära in-svängningsförlopp och utvärdera hur stor noggrannhet som kan förväntas gentemot verkliga jordfelsprov vid felresistanser på främst 3 kΩ och 5 kΩ. Nätmodellen har ut-formats efter ett verkligt impedansjordat mellanspänningsnät med π-länkar i PSCAD och utifrån de nätuppgifter som förekommer i Vattenfalls näthanteringsprogram Netbas. Simuleringsresultaten har jämförts mot resultat från det verkliga nätets jord-felsprover vid olika inställningar på den centrala kompenseringsutrustningen som är placerad mellan den matande transformatorns nollpunkt och jord. Jordslutningssimuleringarna visar, trots antaganden och en viss osäkerhet omkring de verkliga nollföljdskomponenterna, godtyckliga simuleringsresultat vid avstämt och snedavstämt nät motsvarande ± 30 A gentemot ledningarnas kapacitiva strömmar vid en felresistans på 3 kΩ. Jordslutningssimuleringarnas händelseförlopp överensstäm-mer överlag väl mot det verkliga nätet samtidigt som jordslutningar vid 5 kΩ medför en större procentuell avvikelse. Särskilt framträdande avvikelser kunde urskiljas vid analys av fasvinkeln mellan nollföljdsspänning och nollföljdsström. En analys av nätmodellens resultat och troliga orsaker till uppkomna simulerings-avvikelser gentemot det verkliga nätet indikerar på att nätmodellens tillförlitlighet bör kunna optimeras ytterligare om noggrannare hänsyn tas gällande nollföljdsimpedanser, dc-komponenter och de toleranser som förekommer i det verkliga nätets avstäm-ningsutrustning och mätkretsar. / This thesis has been carried out at Vattenfall Eldistribution at the department Control and Protection with the objective to design and evaluate a network model for ground fault simulations in PSCAD. The reconversion from overhead lines to underground cables has led to increased capacitances in the distribution network and this places greater demands on the feeder protection unit and network analyzes in order to assure that faulted feeders are disconnected according to regulatory requirements. The aim of this work has been to determine how a network model could be designed for analysis of stationary signal characteristics and evaluate how great accuracy the power system model have compared to real earth fault test results. Earth fault simulations are performed with fault resistances of 3 kΩ and 5 kΩ. The power system model have been created to emulate a real impedance grounded network according to the π-model in PSCAD based on system information from Vattenfalls network management program Netbas. Results from the simulations have been compared against results obtained from real earth faults from the physical network with different settings on the central compensation equipment placed between the transformers neutral and ground. Simulations show, despite assumptions and some uncertainty about the actual zero sequence components similar results when fault resistance was 3 kΩ, both when compensation coil are fully tuned and out of tune ± 30 A corresponding to the feeder capacitance. The overall signal sequence conform quite well to the real network but at the same time simulations with 5 kΩ obtains greater deviations when results are represented in percentage. Particularly prominent abnormalities could be identified in the phase angle between zero sequence voltage and zero sequence current. An analysis of deviations from the simulations in the digital network model against the real system indicates that the model probably could be further optimized if zero sequence impedances, dc components, and tolerances that occur in the real systems reactive compensation equipment and measuring circuits are taken into account.

Sundsvall elnät har länge jobbat med att vädersäkra sitt elnät genom att gräva ner sitt mellanspänningsnät och det finns i dagsläget inga riktlinjer för hur mellanspänningskablar skall inspekteras. Målet med denna rapport var att utveckla en metod för hur Sundsvall elnät skulle kunna bedöma skicket på sina mellanspänningskablar, utreda vilka referensvärden borde användas, samt utforma rekommendationer för hur mätningarna borde tolkas i förhållande till möjligheten att fortsätta att ha kablarna i drift. För att möta målen genomfördes en litteraturstudie där olika diagnostikmetoder undersöks, referensvärden togs fram. Kablarnas åldringsmekanismer undersöktes samt konsekvenser av dåliga kablar förklaras. Utöver detta så utfördes ett antal mätningar i fält med tillgängliga mätmetoder. Rapporten visar på att det finns många tillgängliga mätmetoder för kabeldiagnostik men att få metoder har erkända referensvärden för bedömning. Rapporten påvisar att en kombination av mätningar med tangens med VLF, mätning av partiella urladdningar samt resistansmätning av kabelskärm/följeledare kan vara en bra metod bedöma skicket på mellanspänningskablar. / Sundsvall elnät has been working to weatherproof their grid by placing their medium voltage grid underground and to this date there are no regulations with regards to how to inspect underground cables. The aim of this survey was to develop a method for Sundsvall elnät on how to assess the condition of their medium voltage cables, investigate which reference values should be used, and to formulate recommendations on how measurements should be interpreted with regards to how long the cable can remain in service. To meet the aim of the survey a literature study was conducted where different methods for cable diagnostics, reference values, ageing mechanisms for medium voltage cables and consequences of bad cables was investigated. Furthermore some measurements are performed in field environment with available equipment. The report shows that there are many available methods for diagnostics of medium voltage cables but few methods that have recognized reference values. The report also shows that a combination of measurements containing tangens  with VLF, measurement of partial discharges and a resistance measurement of the cable screen and ground line could be a useful method for assessing the condition of medium voltage cables.

Vid Karlsborgsverken finns en vilja att byta ut en del av en större mängd äldre reläskydd inom bruket för att kunna integrera mot ett nätövervakningssystem. Detta med syftet att inhämta mer information om det egna mellanspänningsnätet. Sedan tidigare har man övervakning på endast ett av brukets flertalet mellanspänningsställverk. Arbetets målsättning var att se hur nätövervakning på mellanspänningsnätet inom industrin kan leda till ökad kännedom om det egna nätet, vilket då kan användas för förbättrad leveranssäkerhet och drift av anläggningen. För examensarbetet har studier av brukets elanläggning tillsammans med mätdata från elnätsföretaget samt de tillgängliga mätvärdena från nätövervakningssystemet använts. I rapporten presenteras ett förslag till strategi för utbyte av reläskydden för att uppnå olika nivåer av funktionalitet för brukets mellanspänningsnät. Från resultatet rekommenderas att införa mätnivåerna 1A tillsammans med 1B för att kunna övervaka de viktigaste effektflödena inom mellanspänningsnätet. På längre sikt bör man även byta ut de reläskydd som krävs för att uppnå mätnivå 2 och 3 som ger realtidsövervakning av förbrukningen på samtliga skenor. Utifrån mätdata från nuvarande nätövervakningssystem presenteras hur den inhämtade informationen kan användas för uppskattningar samt möjliga reservmatningar. Mätvärden tillhandahållna av elnätsföretaget användes för att visa hur en minskning av brukets kondensatorbatteri skulle vara effektiviserande genom en minskad överskridning av reaktiv effekt. Tillsammans med integrering av mätning och styrning via nätövervakningssystemet skulle den reaktiva effektexporten kunna minskas ytterligare. Mätningen ger även möjlighet att förbättra styrningen av turbingeneratorn för övergång till ödrift vilket även skulle höja leveranssäkerheten. / At Karlsborg's production unit there is a will to exchange a part of the plant’s older protection relays to be able to integrate with a grid supervision system. Were the purpose of the exchange being to collect and store more information about the plant’s medium voltage grid. Currently only one of the many substations in the medium voltage grid have a supervision system installed. The goal of the study was to see how supervision of the medium voltage grid of an industry could lead to more knowledge about the operation of the grid, which could be used for increased efficiency and reliability of the plant. To perform the study the plant’s electrical installation and measurement data from DSO and own grid supervision system was used. A strategy suggestion for the exchange of protection relays is presented in the essay with multiple stages for different levels of functionality for supervision of the medium voltage grid. From the results the implementation of measurement stages 1A and 1B is recommended for the ability to supervise the main power flows in the medium voltage grid. In the future it should be aimed to fulfill stages 2 and 3, as they give monitoring of all busbars. Measurements from the current supervision system is used to present possible ways for load estimates. Measurements from the DSO is used to predict that a decrease of the capacitor bank size would be an efficient way to minimize the exceed of reactive power. Implementation of measurements thru the supervision system together with switching of the bank, the export of reactive power can be decreased further. Which together with integration of measurements to a supervision system increases control and also gives the ability to improve the islanding function of the turbine generator which increases reliability.

The power distribution system is the final link to transfer the electrical energy to the individual customers. It is distributed in a complex technical grid but is associated with the majority of all outages occurring. Improving its reliability is an efficient way to reduce the effects of outages. A common way of improving the reliability is by designing loop structures containing two connected feeders separated by a section point. The location of the section point will decide how the system structure is connected and its level of reliability. By finding the optimal location, an improved reliability may be accomplished. This Master’s thesis has developed a method of finding optimized section points locations in a primary distribution system in order to improve its reliability. A case study has been conducted in a part of Mälarenergi Elnät’s distribution system with the objective of developing an algorithm in MATLAB able to generate the optimal section points in the area. An analytical technique together with a method called Failure Modes and Effect Analysis (FMEA) as preparatory step, was used to simulate the impact of outages in various components based on historical data and literature reviews. Quantifying the impact was made by calculating the System Average Interruption Duration Index (SAIDI) and the Expected Cost (ECOST) which represented the reliability from a customer- and a socio-economic perspective. Using an optimization routine based on a Greedy algorithm an improvement of the reliability was made possible. The result of the case study showed a possible improvement of 28% on SAIDI and 41% on ECOST if optimizing the location of section points. It also indicated that loop structures containing mostly industry-, trade- and service-sectors may improve ECOST considerably by having a relocated section point. The analysis concluded that based on the considerable improvement the case study showed, a distribution system could be highly benefitted by optimizing the location of section points. The created algorithm may provide a helpful tool well representative for such a process in a cost-effective way. Applying it into a full size system was considered being possible but it would first require some additional improvements of reliability inputs and to resolve some fundamental issues like rated current in lines and geographical distances to substations.

Reliability requirements for power systems have been constantly increasing, as customers of electric power desire high power availability. In order to improve continuity of supply in medium voltage (MV) networks, utilities in many countries in Europe, North/South America and Oceania use resonant earthing and allow the operation of the network during a single phasetoearth fault for periods from several seconds up to several hours, since the earthfault current at the fault point in such systems is considerably reduced and is unlikely to damage equipment or create hazardous voltages for people or livestock. Due to the neutral potential displacement during the phasetoearth fault, the healthy phases can rise up to 1.73 times the nominal values in the entire network, overstressing insulation and increasing the probability of a second fault from another phasetoearth fault somewhere in the network. The situation of two simultaneously active phasetoearth faults on different phases at different locations in a network is commonly called a crosscountry or doubleearth fault. The current through the earth then becomes many times higher than in case of a single phasetoearth fault in a resonantearthed network. Few studies about CrossCountry faults in MV systems have been done so far, particularly with real fault data and simulations. This thesis has as main objectives to: improve understanding of how crosscountry faults behave in resonantearthed systems; show how the double fault situation can be analytically calculated; and study what difficulties these faults can pose to traditional distance protection. This is done by: analyzing recordings of real faults, obtained from utilities in Scandinavia; modelling the fault situations analytically; simulating such systems with real system data; and examining in particular how faultedphase selection and distance protection behave during these faults. The developed mathematical model was compared with a simple simulated system. The results showed that the modelling produces accurate results. Analysis of the real faults showed that crosscountry faults cannot be equated directly to more traditional singlephase or doublephase faults on particular feeders, since voltages and currents can behave in atypical manners. Finally, during the comprehensive simulations of such network, limitations of traditional distance protection were identified. Phasetophase loops can face difficulties in properly detecting crosscountry faults even when one of the two simultaneous faults is relatively close to the measuring point. Phasetoearth loops can only be reliable when faults are solid or with very low resistance and in conditions where zero sequence current is present, while for multiple infeeds can also face difficulties. / Kraven på elkraftsystemets pålitlighet ökar hela tiden, då kundernas krav på tillgänglighet hela tiden stiger. Som ett led i att förbättra leveranssäkerheten på mellanspänningsnivån har ett flertal elnätsbolag i Europa, Nord och Sydamerika samt Oceanien börjat använda spoljordning. Genom detta kan jordfel under drift tillåtas, på allt ifrån sekundbasis till timmar. På detta sätt undviks driftavbrott vid jordfel. Spoljordning gör att jordfelsströmmen reduceras vilket minimerar risken för person, djur och egendomsskador. Under ett enfasigt jordfel höjs spänningen i de två opåverkade faserna till maximalt 1.73 gånger den nominella spänningen, detta i hela det aktuella nätet. Spänningshöjningen riskerar att ge skador på isolaringen, vilket gör att risken för uppkomsten av ett andra jordfel någonstans i samma nätavsnitt ökar. Att två enfasiga jordfel på olika platser inträffar samtidigt i samma nät, kallas dubbelt jordfel, på engelska crosscountry fault. Strömmen genom jord i ett spoljordat nät blir i detta fallet mycket högre än för ett enfasigt jordfel. Än så länge har bara ett fåtal studier med verkliga data och simuleringar gällande dubbla jordfel på mellanspänningsnivå utförts. Detta examensarbete syftar till att: förbättra förståelsen för hur dubbla jordfel uppkommer i spoljordade nät; beskriva hur dubbla jordfel kan beräknas analytiskt; och visa på vilka svårigheter dubbla jordfel kan ge för distansskydd. Detta görs genom: att analysera verkliga fel uppkomna i Skandinavien; analytisk modellering av dessa situationer; simulering med data från verkliga elnät; undersökning av hur felbehäftade delar och dess distansskydd beter sig vid fel. Den utvecklade matematiska modelleringsmetoden är jämförd med ett enkelt system som var simulerat, och resultaten av jämförelsen visar att modellen ger ett överensstämmande och noggrant resultat. Analysen av verkliga fel visar att dubbla jordfel inte direkt kan likställas med traditionella enfas- eller tvåfasfel för ett och samma utgående fack, då spänning och strömmar kan ha olika beteende. Avslutningsvis kunde begränsningar hos traditionella distansskydd upptäckas, tack var en omfattande simulering av nyss nämnda elnät. Fas- fas slingan kan se svårigheter att detektera dubbla fel även när ett av dessa två är nära till mätpunkten. Fas- jord slingan är endast pålitlig när felresistansen är försumbar, eller i fall där felresistansen är låg, samt i fall när nollföljdsströmmen är närvarande. Flera felströmsinmatningar kan likaså ställa till svårigheter.