Utfört examensarbete undersöker vinkelfelet i mätkretsen för riktade jordfelsskydd och hur det påverkar dess felbortkoppling. Uppkomna vinkelfel i mätkretsen kan påverka det riktade jordfelsskyddet så att verklig felström och uppmätt felström inte stämmer överens, vilket kan leda till uteblivna eller obefogade felbortkopplingar. Vattenfall ställer krav på att vinkelfelet får uppgå till max ±2 grader för mätkretsen. Eftersom vinkelfelet i många fall har en hög påverkan på jordfelsskyddets noggrannhet undersöks vad Vattenfalls vinkelkrav egentligen innebär. Största orsaken till vinkelfelet uppstår oftast i strömtransformatorn och därför undersöks hur mycket två strömtransformatorer med olika klassificeringar som är vanliga i elnätet påverkar vinkelfelet i mätkretsen. Jordfel är det vanligast uppkomna felet i mellanspänningsnät och dess storlek beror till stor del på hur mycket kapacitivt bidrag som finns på linjerna samt värdet på nollpunktsresistorn. Det kapacitiva bidraget från linjen kompenseras centralt i fördelningsstationen och ibland lokalt ute på ledningen. Den högst tillåtna centralt kompenserade delen av en linje får vara 30 A, vid reservdrift av en linje kan denna del uppgå till 60 A. Vinkelfelet har en högre påverkan vid stora kapacitiva bidrag och vid låga värden på nollpunktsresistorn. I många fall sitter det flera riktade jordfelsskydd på samma linje där selektivitet alltid eftersträvas. Vinkelfelet kan ha en negativ påverkan på denna selektivitet. Genom beräkningar, simuleringar och provningar har ett antal slutsatser dragits. Vattenfalls vinkelkrav ger en otydlig bild angående tillåten påverkan på jordfelsskyddet. Med rätt val av strömtransformator påvisas att det troligtvis är möjligt att skärpa vinkelkravet. För att minska vinkelfelets påverkan kan den högst tillåtna centralt kompenserade delen minskas och/eller öka värdet på nollpunktsresistorn. En beloppsselektivitet på 1000 Ω kan inte alltid tillämpas då vissa fall kräver en beloppsselektivitet på 2000 Ω. Genom att sätta nollpunktsspänningen som utlösningsvillkor och nollpunktsströmmen som frigivningsvillkor kan enligt studien troligen ett noggrannare jordfelsskydd uppnås. / This bachelor's thesis examines the angular error in the measurement circuit for directional earth-fault protection and how this error affects the fault disconnection. Angular errors in the measurement circuit can affect the directional earth-fault protection in such a way that the real fault current and the measured fault current do not match. This can lead to missed or unwarranted fault disconnections. Vattenfall has a requirement which states that the angular error must not exceed ±2 degrees for the measurement circuit. Since the angular error in many cases has a high impact on the earth-fault accuracy, an investigation concerning what Vattenfalls angle requirement really means. The main cause of the angular error usually occurs in the current transformers and therefore two commonly used current transformers in the grid with different classifications and their impact on the angular error in the measurement circuit are examined. Ground fault is the most common fault which occurs in a distribution network, its size depends largely on the amount of capacitive current which the grid contributes with as well as the size of the neutral grounding resistor. The capacitive contribution of the grid compensates centrally in the distribution station and sometimes locally on the line. The maximum permitted centrally compensated part of a line is limited to 30 A, this central part can go up to 60 A in case the line needs to be fed from a second distribution station. The angular error has a higher impact if the capacitive contribution is high and for low values of the neutral grounding resistor. In many cases more than one earth-fault protection are found on the same line, in these cases selectivity is always pursued. The angular error may have a negative effect on the selectivity. By calculations, simulations and tests a number of conclusions can be drawn. Vattenfalls angle requirement gives an unclear picture concerning the permitted impact on the earthfault protection. Moreover selecting the correct current transformer demonstrates that the angular requirement can probably be sharpened. To reduce the influence of the angular error the maximum permitted centrally compensated part be reduced and/or the value of the neutral grounding resistor can be increased. A selectivity of 1000 Ω can not always be applied since certain cases require a selectivity of 2000 Ω. By setting the zero sequence voltage as the trigger condition and the zero sequence current as the realese condition, according to this study it may be possible to achieve a more accurate earth-fault protection.

Sedan en tid tillbaka låter E.ON Energidistribution AB utföra primärprov i syfte att säkerställa funktionen hos riktade jordfelsskydd för högspänningsledningar i elnät. Proven utförs på ett sätt som motsvarar ett verkligt jordfel och görs rutinmässigt i samband med förändringar som kan påverka skyddens funktion. Vid utförandet av proven registreras värden för nollföljdsspänning och jordfelsström. Värden för nollföljdsspänning och jordfelsström är grundläggande inställningsparametrar till riktade jordfelsskydd, dessa beräknas utifrån elnätets egenskaper av samma nätägare med en viss beräkningsmodell. E.ON önskar kartlägga skillnaderna mellan värden som beräknas och värden som kan uppstå vid jordfel i syfte att synliggöra eventuella svagheter i den beräkningsmodell som används så att dessa kan åtgärdas. E.ON:s beräknade värden för nollföljdsspänning och jordfelsström har i den här rapporten jämförts med motsvarande värden som mätts upp vid primärprov. De uppmätta värdena kan antas motsvara värden som kan uppstå vid jordfel. Med den modell som E.ON använder för beräkning visar det sig då att nollföljdsspänningen ofta beräknas till värden som är högre än vad som mäts upp, knappt 10 % högre. Jordfelsströmmen beräknas däremot oftast till värden som är lägre än vad som mäts upp, cirka 10 % lägre. För att söka förklaring på vad avvikelserna mellan beräknade och uppmätta värden kan bero på samt försöka minska dessa har studier av tre parametrars inverkan på beräkningar genomförts, aktiva förluster i lokal och central kompensering samt ledningars serienollföljdsimpedans har undersökts. Utöver att klargöra hur beräknade värden för nollföljdsspänning och jordfelsström påverkas då dessa parametrar varieras görs ett par andra iakttagelser i studierna. En av dessa är att det beräkningsvärde för aktiva förluster i lokala kompenseringar som är vanligen använt av E.ON förmodligen är lite för högt. En annan iakttagelse är att om ledningars serienollföljdsimpedanser försummas så beräknas jordfelsströmmen vid stumt jordfel till ej försumbart lägre värden. I allmänhet tar E.ON ingen hänsyn till ledningars serienollföljdsimpedans vid beräkningar av nollföljdsspänning och jordfelsström. Vissa avvikelser mellan beräknade och uppmätta värden antas kunna förklaras av att det finns en skillnad mellan skattad och verklig nollföljdsimpedans per fördelningsstation. I övrigt konstateras att ingen generell förändring av någon enskild av de tre parametrarna som undersöktsi studierna påverkar så att alla avvikelser minskar. Eventuellt skulle kombinationen av att generellt sänka beräkningsinställningen för aktiva förluster i lokala kompenseringar tillsammans med att hänsyn börjar tas till ledningars serienollföljdsimpedans kunna påverka de allra flesta avvikelser att bli mindre. Ett förslag om att prova den idén tillsammans med andra uppslag till fortsatta utredningar lämnas som ett alternativ till ett framtida förhållningssätt av vad den här rapporten visar. Två andra alternativ presenteras också.

Det omfattande vädersäkrandet och därmed nedgrävning av kabel i mellanspänningsnätet leder till förändrade nätegenskaper. Rapporten undersöker problematiken som uppstår för detektering av jordfel och vad man bör tänka på vid jordfelsinställningar i stora kabelnät. Det stora kapacitiva strömbidraget från kabel kontra luftledning medför ett större behov av utlokaliserad kompensering för att förhindra onödiga spänningsfall samt fasvridning av den kapacitiva strömmen i ledningarna. Fasvridningen av den kapacitiva strömmen i ledningarna ger upphov till ytterligare aktiva strömkomponenter vilket försvårar hanteringen av jordfel. Felströmmen som uppkommer vid ett jordfel får inte vara för stor för att möta kraven om spänningssättning av utsatt del. I ett stort kabelnät kan inte längre serieimpedansen i nollföljd ignoreras, till skillnad från ett luftledningsnät, och kommer därför att ha en inverkan på den nollföljdsspänning som används för detektering av fel. Rapporten visar på hur nollföljdsspänningen inte är densamma i hela nätet, något som antas när man använder sig av den äldre beräkningsmodellen. Då man ställer in jordfelsskydden behöver man ta hänsyn till alla nätets komponenters nollföljdsstorheter så att man får en väl representerad nollföljdsimpedans, eftersom denna bestämmer storleken på nollföljdsspänningen och nollföljdsströmmen. De felaktiga antagandena riskerar att leda till felinställda jordfelsskydd varpå detektering av fel riskeras.

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.

Den 5 mars 2015 inträffade ett elfel i högspänningssidan av hjälpkraften mellan Häggvik och Arlanda C. Ett isolationsfel uppstod på denna sträcka, exakt mellan Upplands Väsby och Skavstaby och pågick under 18 s utan att skyddsutrustningen kopplade bort den felaktiga delen. Konsekvenserna blev att 22 st. kraftaggregat i Arlandas signalanläggning blev utslagna vilket orsakade totalstopp för tågtrafiken förbi Arlanda C. Problemet som detta examensarbete lade fokus på är varför skyddsutrustningarna inte kopplade bort elfelet snabbt och hur skyddsutrustningar samarbetar med varandra för att kunna utlösas selektivt. Trafikverkets övervakningssystem GELD (Gemensam Eldriftsystem) visade vilka skyddsutrustningar som var inblandade under felförloppet samt de viktigaste händelserna vid respektive tidpunkt och typ av fel. Genom att analysera data från GELD konstaterades orsaken till varför skyddsutrustningarna (jordfelsskyddet i Häggvik) inte reagerade i tid. För att säkerställa att inställningsvärdena för jordfelsbrytaren i Häggvik (SKBY:N) är korrekta, gjordes en teoretisk beräkning av dessa värdena. Resultatet blev att isolationsfelet orsakade intermittenta jordfel som medförde att jordfelsbrytarna (HGL:N) och (SKBY:N) i Häggvik inte kunde lösa ut i tid (inom 2 s) De intermittenta jordfelen har även gett överspänningar (transienter) som överbelastade de friska faserna och orsakade ytterligare jordfel på andra ställen. Analysen av händelserna visade att jordfelsbrytarna (HGL:N) och (SKBY:N) i Häggvik är felriktade, d.v.s. de löste ut oselektivt. Som åtgärd för att undvika upprepning av detta elfel bör nya kabelavslut på samtliga faser installeras. För att korrigera jordfelsbrytarnas funktion och säkerställa selektiv utlösning bör ett primärriktningsprov utföras av Trafikverket. En förebyggande åtgärd är att lokalisera det andra jordfelet som initierades efter det första intermittenta jordfelet. / Relayprotection, Earthfault protection, Arcing grounds, GELD

Kortslutningar och jordfel förekommer dagligen i elnätet, därför är personsäkerhet och skydd av utrustning avgörande vid utformning av skyddssystem. Medan dagens samhälle blir mer och mer beroende av elektricitet så ökar även kraven på driftsäkerhet, vilket ställer högre krav på felbortkopplingen. Skellefteå Krafts målsättning är därför att upprätthålla en hög leveranssäkerhet genom att minimera antalet avbrott som sker varje år. För att koppla bort fel i nätet används reläskydd. Korrekt inställda reläskydd är därför en förutsättning för ett väl fungerande elnät. Genom att koordinera reläskyddens inställningar kan en snabb bortkoppling och isolering av felbehäftad del säkerställas. Målet med rapporten är att utforma ett förslag på en strategi för reläskyddsinställningar i Skellefteå Kraft Elnäts fördelningsstationer (30/10 kV). Arbetet är uppdelat i en teoretisk och en praktisk del. Den teoretiska delen behandlar generell strategi och filosofi för reläskyddsinställningar. I den praktiska delen konfigureras reläskydd i en av Skellefteå Krafts fördelningsstationer, utifrån den framtagna strategin.  I rapporten redogörs för de olika delar som påverkar reläskyddsinställningar, bland annat: kortslutningsströmmar, faktorer som påverkar reläer, skyddsfilosofi, jordningsmetod och reservdriftsläggning. Beräkningar har dels gjorts i nätberäkningsprogram för uppskattning av kortslutningsströmmar, dels manuellt vid beräkning av jordslutningsström. Arbetet utgår från de krav och rekommendationer som anges i ELSÄK-FS 2008:1 och SS-EN 61936–1.  Resultatet påvisar bland annat att transient överräckning och återgångsförhållande är mer framträdande när det gäller äldre elektromekaniska strömreläer, än modernare numeriska reläer. Dessutom uppmärksammas att jordfelsskyddens känslighetsinställningar bör väljas utifrån ledningstyp, då bortkoppling ska initieras för övergångsresistanser upp till 3000 ohm i nät med oisolerad luftledning och 5000 ohm i nät med belagd luftledning. Därför uppdaterades inställningarna för samtliga jordfelsskydd som skyddar utgående ledningar i undersökt 30/10 kV-station.

Väl inställda reläskydd för ställverk är en nödvändighet för en personoch driftsäker anläggning. Rapportens mål är att undersöka om oriktade skydd med enbart signalering är tillräckligt för att skydda anläggningen som undersöks, och om riktade skydd har fördelen att förbättra felutpekning, minska risken för felaktig funktion eller minska funktionstiden. Anläggningen som undersökts är ett 6,3 kV industrinät med resistansjordning. I rapporten kontrolleras isolationsvärden och strömtoleranser för utrustningen, som sedan jämförs med beräknade spänningar och strömmar vid enfasiga jordfel. Rapporten beskriver också kort riktade skydd och dess funktioner i förhållande till frågeställningen om den eventuella fördelen med riktade skydd. Resultatet blev att överspänningar på grund av jordfel inte är något problem, men felströmmen genom nollpunktsmotståndet är för stor för enbart signalering. Vid stumma jordfel klarar nollpunktsmotståndet av att hantera felströmmen i 30 sekunder, varefter värmeutvecklingen resulterar i att nollpunktmotståndet kopplas bort och anläggningen blir isolerad från nollpunkten. Riktade skydd behövs enligt studien inte i en anläggning som denna. Detta är baserat på att kabelsträckorna är för korta för att orsaka kapacitiva strömmar tillräckligt stora för att felaktig funktion ska uppstå i oriktade skydd, och att nätstrukturen inte genererar strömmar i oväntade riktningar. Rapportens resultat visar att oriktade skydd är tillräckligt men att funktionen bör ställas om till bortkoppling av felande krets. / Well-adjusted relay protection for electrical substations is a necessity for personal safety and reliable operation. The aim of the report is to investigate whether non-directional protection with signaling alone is sufficient to protect the facility being investigated, and if directional protection has the advantage of improving fault detection, reducing the risk of unnecessary operation or reducing the function time. The facility under investigation is a 6.3 kV industrial network with resistance grounding. The report checks the insulation values and current tolerances for the equipment, which are then compared with calculated voltages and currents at single-phase earth faults. The report also briefly describes directional protection and its functions in relation to the issue of the potential benefit of directional protection. The result was that overvoltages due to earth faults are not a problem, but the fault current through the neutral point resistance is too large for signaling alone. In the case of earth faults with very low fault impedance, the neutral point resistance can handle the fault current for 30 seconds. After which the heat development results in the neutral point resistance being disconnected and the facility being isolated from the neutral point. According to the study, targeted protection is not needed in a facility like this. This is based on the fact that the cable paths are too short to cause capacitive currents large enough to cause unnecessary operation in non-directional protection, and that the network structure does not generate currents in unexpected directions. The result of the report shows that non-directional protection is sufficient, but that the operation function should be changed to tripping of faulty circuits

Detta examensarbete har utförts genom ÅF Industry i Trollhättan. Syftet med arbetet är att jämföra två elektriska fördelningssystem i medicinska utrymmen. I sjukhusmiljöer är tillgängligheten av elförsörjning av största vikt. Spänningsbortfall för livsuppehållande utrustning kan få förödande konsekvenser för berörd patient. Svensk standard förespråkar TN-S-system gentemot den europeiska standarden som anser att IT-system är mest lämpligt i dessa utrymmen. Genom att belysa dessa två systems för- och nackdelar kan ett samlat underlag sammanställas som senare används som beslutsunderlag för framtida kunder. Examensarbetet exemplifieras på Östra sjukhuset där befintligt IT-system skall uppgraderas.Skillnaden mellan dessa två fördelningssystem är deras förbindelse med jordpotential. TN-S-system har direkt förbindelse med jord jämfört med IT-system som är helt eller delvis isolerat från jord. Jordfel i TN-S-system kan generera höga felströmmar vilket kan jämföras med IT-system där minimal felström uppstår vid isolationsfel. IT-system och dess isolationsövervakningssystem kan dock anses som mer komplext jämfört med TN-S som är ett vanligare och mer vedertaget fördelningssystem i Sverige.Rapporten konstaterar att IT-system har en stor fördel gentemot TN-S-system. Anledningen är att eventuella jordfelsströmmar i TN-S-system kan bli så pass höga att säkring eller jordfelsbrytare riskerar frånkoppla fördelningssystemet. Denna problematik existerar inte i IT-system då endast små felströmmar uppstår vid isolationsfel. Rekommendationen är att bestycka dessa utrymmen med IT-system med tillhörande isolationsövervakning. Denna tekniska lösning medför tillfredsställande person- och patientsäkerhet med avseende mot elsäkerheten. / This bachelor thesis has been carried out at AF Industry. The purpose of the thesis is to compare two electric distribution systems for medical areas. In medical areas the availability of electric power always has to be maintained. Power failure of life supporting equipment will generate major risks to the patient in question. Swedish standard promotes TN-S-systems compared to the European standard that promotes IT-systems for medical areas. By comparing the advantage and disadvantage of these two systems there can be a complete report compiled, which purpose is to be used to support decision making for future customers. This bachelor thesis will be exemplified in Östra sjukhuset where existing IT-systems will be upgraded.The basic difference between these two electric power systems is their connection to earth. TN-S-systems has direct connection to earth compared to IT-systems that has none or partially connection with earth. Earth fault in TN-systems can generate major current compared to IT-systems where isolations fault generates minimal current. However IT-systems and their isolation monitoring systems might appear as a more complex system compared to TN-S which is a more accepted system in Sweden.The report states that IT-systems has major advantage against TN-systems. The reason is that potential earth fault currents in TN-S-systems might end up disconnecting the fuse or residual current breaker of affected distribution system. This issue doesn't exist in IT-systems where minor fault current is generated from isolation fault. Therefore the recommendation is to equip these medical areas with IT-systems and the associated insulation monitoring systems. This technical solution provides adequate safety for both personal and patients regarding to electrical safety.

In some electrical facilities for underground mining, IT-system grounding is used for processes of high priority. This report explains why such systems are used in these kinds of environments, what happens when single-line-ground faults occur and how does the fault protection and monitoring devices handle those faults in accordance to current regulations and standards.An IT-system imply that the neutral point of a transformer is completely or partially connected to earth and exposed conductive parts are bolted directly to ground.IT-coupled networks have been implemented in some mining industries to prevent long and unnecessary down time of production. This is achieved by allowing a single-line-ground fault without interfering with the operation. According to current regulations and standards a single-line-ground fault is allowed on the term that continuously monitoring the insulation of the system, alarm in presence of a fault and remedy as soon as possible.During a single-line-ground fault the artificial neutral point of the system will be displaced relative earth and different amounts depending on the resistance in the fault location. When a bolted single-line-ground fault occur, the faulty line will adopt earth-potential. Between a healthy line and earth, the potential difference reaches line-line voltage and even more than that, depending on the fault-resistance. This entails a higher requirement of the insulation level of the equipment installed in an IT-system. The fault current that emerges in an IT-system depends especially of the capacitive connection between the line conductors and earth, but it is reduced by the resistance in the fault location.In the existing electrical system of the underground mine, insulation-monitoring-devices where installed. These where setup with two alarm limits, one for alarming and the second for release of the circuit breaker feeding the main busbar, if the fault remains for longer than two hours.The insulation monitoring in the existing electrical system, where supplemented with residual-current-monitoring, setup to alarm for residual currents exceeding 60 mA. One presumption the residual-current-monitoring devices requires to be able to detect a fault, is that the upstream installed cable network is widespread enough, that the capacitive connection causes a big enough current to flow.In this report the characteristics of an IT-network were verified with calculations. Simple calculations of the minimum cable length were also made, when using residual-current-monitoring.The conclusion for the existing electrical system in the underground mine, is that the IT-system network of it, is installed in accordance with current regulations and standards in Sweden.

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.