MUUNTAMOAUTOMAATION VAIKUTUSTEN ARVIOINTI LUOTETTAVUUSLASKENNAN AVULLA

Transkriptio

1 OPINNÄYTETYÖ - AMMATTIKORKEAKOULUTUTKINTO TEKNIIKAN JA LIIKENTEEN ALA MUUNTAMOAUTOMAATION VAIKUTUSTEN ARVIOINTI LUOTETTAVUUSLASKENNAN AVULLA Opinnäytetyö T E K I J Ä : Tuomo Koistinen

2 SAVONIA-AMMATTIKORKEAKOULU OPINNÄYTETYÖ Tiivistelmä Koulutusala Tekniikan ja liikenteen ala Koulutusohjelma/Tutkinto-ohjelma Sähkötekniikan koulutusohjelma Työn tekijä Tuomo Koistinen Työn nimi Muuntamoautomaation vaikutusten arviointi luotettavuuslaskennan avulla Päiväys Sivumäärä/Liitteet 41/10 Ohjaajat Yliopettaja Juhani Rouvali, Lehtori Jari Ijäs Toimeksiantaja Marko Ukkonen Tiivistelmä Opinnäytetyöni tilaajana toimi Infratek Finland Oy Iisalmi. Infratek Finland Oy on energia-alan yhtiö, jonka viisi liiketoiminta-aluetta ovat tuotanto, siirto, sähköasemat, jakelu ja aluepalvelut. Infratek Finland Oy tarjoaa ratkaisuja niille, jotka tuottavat, muuttavat ja toimittavat sähköä paikalliset viranomaiset ympäri maailman mukaan luettuina. Opinnäytetyön tarkoituksena oli arvioida muuntamoautomaation vaikutusta luotettavuuslaskennan avulla. Luotettavuuslaskennan tavoitteena oli arvioida automaation vaikutusta kohdeverkon keskeytyskustannuksiin. Opinnäyteyössä selvitettiin kohdeverkon nykytilannetta, minkä perusteella pystyttiin luomaan luotettavuuslaskentaan tarvittava mallinnus kohdeverkosta. Kohdeverkko piti mallintaa tarkasti, sillä mitä tarkemmin verkko on mallinnettu luotettavuuslaskentaa silmällä pitäen, niin sitä tarkemmat tulokset saadaan. Sähköverkon laatuvaatimukset ja sähköntoimitusvarmuus ovat suurien muutosten alla, joten näiden aiheiden käsittely oli myös suuressa osassa työtä. Työssä käsiteltiin myös lyhyesti PowerFactory-ohjelmistoa ja sen tuomia mahdollisuuksia luotettavuuslaskentaan sen sijasta, että luotettavuuslaskenta tehtäisiin käsin. Toteutuksen apuna käytettiin mahdollisimman uutta englannin- ja suomenkielistä kirjallisuutta. Infratekin kontaktit ympäri Suomen olivat myös tärkeässä roolissa, jotta saatiin asiantuntijoiden näkemystä aiheeseen. Työn lopputulos on selvitystyö automaation vaikutuksesta asiakkaiden kokemiin keskeytyskustannuksiin ja siihen, miten suuri konkreettinen hyöty automaattisella vianrajauksella on keskijänniteverkossa. Avainsanat Luotettavuuslaskenta, Verkostoautomaatio, Muuntamoautomaatio

3 SAVONIA UNIVERSITY OF APPLIED SCIENCES THESIS Abstract Field of Study Technology, Communication and Transport Degree Programme Degree Programme in Electrical Engineering Author Tuomo Koistinen Title of Thesis Evaluation of the effects of transformer automation with reliability calculation Date 14 June 2019 Pages/Appendices 41/10 Supervisors Mr. Juhani Rouvali, Principal Lecturer and Mr. Jari Ijäs, Senior Lecturer Client Organisation Infratek Finland Oy Abstract This thesis was commissioned by Infratek Finland Oy Iisalmi. Infratek Finland Oy is an energy company with five main business areas: production, transmission, substations, distribution and regional services. Infratek Finland Oy offers solutions for those who produce, convert and deliver electricity including the local authorities around to the world. The purpose of this thesis was to evaluate the effect of transformer automation with reliability calculation. The main focus on reliability calculation is the impact of automation on the interruption costs in the target network. In the thesis, the current situation of the target network was investigated, on the basis of which the modeling needed for the reliability calculation could be created from the target network. The target network needed to be modeled precisely because the more accurately the network is modeled for reliability calculation, the more accurate the results are. The quality requirements of the electricity grid and the certainty of electricity supply are under great changes, so the handling of these topics was also a major part of the thesis. The thesis also briefly discussed the PowerFactory software and its potential for reliability calculation instead of manual calculation. The latest literature in English and Finnish was used as an aid in the implementation. Infratek s contacts around Finland played also an important role in getting the expert views on the thesis. The result of the thesis is the analysis of the impact of automation on the cost of interruption costs to customers and what is the extent of concrete benefits of automatic fault localization in the medium voltage network. Keywords Reliability Calculation, Distribution Automation, Transformer Automation

4 4 (51) SISÄLTÖ 1 JOHDANTO Opinnäytetyön tavoitteet Infratek Finland Oy VERKOSTOAUTOMAATIO KESKIJÄNNITTEELLÄ Automaatio laitteistossa Muuntamoautomaatio Kauko-ohjattavat kytkinlaitteet ja FLIR-ratkaisu Tiedonsiirto Käytönvalvontajärjestelmä Sähköaseman paikallisautomaatiojärjestelmä Tietojärjestelmät KOHDEVERKON NYKYTILANNE kv verkon rakenne Laitteisto ja automaatio Tiedonsiirtoyhteydet Verkon jakorajat ja varayhteydet Häiriötilanteet SÄHKÖN JAKELULLE JA LAADULLE ASETETTAVAT VAATIMUKSET SEKÄ SÄHKÖN JAKELUN KEHITTÄMISVELVOLLISUUS Toimitusvarmuus Sähkön laatutekijät Jännitekuopat Verkkotoiminnan haasteet ja vaatimukset Kunnossapito Kehittämisvelvollisuus sähkön jakelulle LUOTETTAVUUSLASKENTA Luotettavuuteen liittyviä käsitteitä Keskeytyksestä aiheutuva haitta Sähkökatkojen korvaus Sähkönjakeluverkon luotettavuuslaskenta Lähtötiedot... 24

5 5 (51) Kaavoja keskeytyksistä aiheutuvan haitan laskentaan Komponenttien vaikutus luotettavuuslaskennassa Järjestelmän kuvaus ja mallinnus Tekninen tausta PowerFactory-ohjelmiston käytölle luotettavuuslaskennassa Stokastinen malli KJ-VERKON LUOTETTAVUUSLASKENTA Järjestelmän kuvaus Laskenta nykytilanteessa Automaattinen vianrajaus Tulosten vertailu Luotettavuusindeksit Esimerkki luotettavuusindeksien laskemisesta PowerFactory-ohjelmiston käyttö luotettavuuslaskennassa Järjestelmän kuvaus ja mallinnus PF Automaattinen vianrajaus PowerFactory-ohjelmistolla AUTOMAATTISEN VIANRAJAUKSEN KANNATTAVUUS Paikallinen ja keskitetty vianrajaus automaattisesti Vikaindikaattorien sijoitus Takaisinmaksuaika YHTEENVETO LÄHTEET LIITE 1: LASKENTA JOHTOLÄHTÖ 1J3 JA 1J LIITE 1.1: LASKENTA NORMAALITILANNE 1J LIITE 1.2: LASKENTA NORMAALITILANNE 1J LIITE 2.1: LASKENTA AUTOMAATTINEN VIANRAJAUS 1J LIITE 2.2: LASKENTA AUTOMAATTINEN VIANRAJAUS 1J

6 6 (51) TERMIT JA NIIDEN MÄÄRITELMÄT FLIR AJK PJK SAIFI SAIDI CAIDI KAH SCADA FEA DSO HMI DA kv KJ LATENSSI INFRATEK Fault Location, Isolation and Restoration Aikajälleenkytkentä Pikajälleenkytkentä (System Average Interruption Frequency Index) Verkon keskeytysten keskimääräisen lukumäärän indeksi, kpl/asiakas (System Average Interruption Duration Index) Verkon keskeytysten keskimääräisen yhteenlasketun kestoajan indeksi h/asiakas (Customer Average Interruption Duration Index) Verkon asiakkaan keskeytysten keskipituuden indeksi tunteina keskeytystä kohti Keskeytyksistä aiheutuva haitta (Supervision Control and Data Acquisition) Yleisnimitys kaukokäyttöjärjestelmälle (Failure Effect Analysis) Vika-analyysi (Distribution system operator) Jakeluverkkoyhtiö (Human-Machine Interface) Käyttöliittymä (Distribution Automation) Jakeluverkko automaatio Kilovoltti Keskijännite Aikaviive tiedonsiirrolle lähettäjältä vastaanottajalle ja takaisin Infratek Finland Oy

7 7 (51) 1 JOHDANTO Energia-ala on kovien muutosten alla. Sähkönjakelulle ja sen toimitusvarmuudelle on määrätty kovia säännöksiä ja verkkoyhtiöt joutuvat vastaamaan näihin tiukkojen aikataulujen puitteissa. Automaatio on asia, joka on noussut uusien haasteiden rinnalla esiin. Automaatio mahdollistaa verkon laajan hallinnan ja pystyy vastaamaan tiukkoihin toimitusvarmuuskriteereihin. Automaation ymmärtäminen ja sen tuomat mahdollisuudet ovatkin asia, mihin tulevaisuudessa panostetaan. Verkkoyhtiöt joutuvat vastaamaan tavoitteisiin isoilla satsauksilla ja urakoitsijat ovat se ryhmä, joka mahdollistaa ja toteuttaa verkkoyhtiöiden tarvitsemat rakennus- sekä muutostyöt. Tästä syystä urakoitsijoilla on tärkeää olla tarvittavaa tietotaitoa verkon automaatioratkaisuista. 1.1 Opinnäytetyön tavoitteet Opinnäytetyön tavoitteena on tuottaa tilaajayhtiölle ja työn tekijälle tietoa muuntamoautomaation vaikutuksesta. Verkon toiminnalta vaaditaan hyvää toimintavarmuutta ja sitä pystytään tarkastelemaan luotettavuuslaskennan kautta. Työn pitäisi pystyä todistamaan, mikä vaikutus automaation lisäämisellä ja liittämisellä nykyiseen olemassa olevaan verkkoon on. Nykyinen infra pitää sisällään paljon laitteistoa, mitä pystytään hyödyntämään tulevaisuuden tarpeissa. Työssä lasketaan kohdeverkon asiakkaisiin vaikuttavia keskeytyskustannuksia. Luotettavuuslaskennan jälkeen pystytään arvioimaan minkälainen taloudellinen hyöty keskitetyllä automaattisella vianrajauksella olisi kohdeverkossa. 1.2 Infratek Finland Oy Infratek Finland Oy on työntekijän ja 3,2 miljardin liikevaihdolla toimiva energia-alan yhtiö. Infratekillä on viisi liiketoiminta-aluetta: Tuotanto, siirto, sähköasemat, jakelu ja aluepalvelut. Opinnäytetyö tehdään Infratekin Iisalmen toimipisteelle. Infratek tarjoaa ratkaisuja niille, jotka tuottavat, muuttavat ja toimittavat sähköä paikalliset viranomaiset ympäri maailman mukaan luettuina. Infratek auttaa energiantuottajia, sähköverkkojen omistajia ja sähkön kuluttajia tekemään työtään ja sopeutuu samalla jatkuvasti kehittyvään markkinatilanteeseen ja yhteiskuntaan. Iisalmen toimipiste on keskittynyt jakeluverkon urakointiin ja suurin osa töistä tehdään Savon Voima Verkko Oy:lle. Infratek Finland Oy toimii työni tilaajana tässä opinnäytetyössä. (Omexom, 2019)

8 8 (51) 2 VERKOSTOAUTOMAATIO KESKIJÄNNITTEELLÄ Verkostoautomaatio lisää sähkönjakelun laatua ja jakeluverkon toimitusvarmuutta. Tuotteet lyhentävät jakelun keskeytysten kestoa, pienentävät huoltokustannuksia ja tekevät sähkönjakeluverkosta luotettavamman. Verkostoautomaatiolla sähkönjakelussa tarkoitetaan yleisesti jakelunverkoston hallintaa, käyttöä ja valvontaa ja sitä kutsutaankin yleisesti nimellä DA (Distribution Automation). Keskijänniteverkon automatisoinnin pääsyyt ovat säästö kustannuksissa nostamalla verkon luotettavuutta ja käyttöastetta. Automaation perustoimintoja ovat mm: ohjaukset, mittaukset, tietojen välitys ja hälytykset. Keskijänniteverkon automaatiolla on samat perustoiminnot- ja vaatimukset kuin muillakin verkon jännitetasoilla, mutta keskityn työssäni vain keskijännitepuolen automaatioon. Automaation lisääntyminen on mahdollistanut verkon ohjauksen, hallinnan sekä toimituksen kustannustehokkaasti. Keskijännitteen automaatio tarvitsee toimiakseen monta erillistä porrasta ja tätä ketjua kutsutaan nimellä DA-konsepti, joka on esitetty kuvassa 1. Integroidut tuotteet ja järjestelmät samassa automaatiojärjestelmässä mahdollistavat järjestelmän hyvän toiminnan. Da-konsepti siis mahdollistaa verkon ohjauksen, hallinnan ja energian siirron kustannustehokkaasti. (TTT-Käsikirja, 2007, s. 1) KUVA 1 DA-konseptin järjestelmähierarkia (TTT-Käsikirja, 2007, s. 1) Automaatio sähkönjakelussa on pitkään keskittynyt sähkölaitoksille, mutta on koko ajan lisääntymässä myös sähkönjakeluverkossa. Verkostoautomaation hyöty näkyy erityisesti sähköverkon vianselvityksessä ja onkin yksi tärkeimmistä syistä verkon automatisoinnin käyttöönotossa. Tämä pienentää keskimääräistä seisokkiaikaa kuluttajaa kohti keskijännitevikojen tapauksessa. Se vähentää kustannuksia, jotka johtuvat energian käyttämättömyydestä ja parantaa verkon luotettavuutta. Tämä tuo asiakkaiden kokonaistarjonnan korkeampaan laatuun. Perinteinen vian selvitystyö on sisältänyt käsikäyttöisten erottimien avaamista ja sulkemista kentällä, mutta nykyään käytönvalvonta pystyy suorittamaan tämän kaukokäyttöerottimien avulla. Kaukokäyttöerottimet mahdollistavat myös automaattisen jälleenkytkemisen ja vikapaikan rajauksen. Vikapaikan rajaus tosin vaatii kaukokäyttöerottimille asennettavia vikaindikaattoreita, mutta nämä pystytään asentamaan kaukokäyttöerottimen moottoriohjaimen yhteyteen. Automaattiseen vianrajaukseen tarvitaan myös, että SCADA sekä DMS keskustelevat keskenään.

9 9 (51) Verkostoautomaatio ei pidä sisällään pelkästään kaukokäyttöerottimia ja vian rajausta, vaan sillä pystytään seuraamaan verkon tilaa reaaliajassa. Sillä pystytään seuraamaan mm. virran ja jännitteen tilaa, jonka avulla pystytään ennakoimaan mahdollisesti syntyviä vikoja ja puuttumaan tilanteeseen ennen kuin varsinainen vika syntyy. Automaatio siis vapauttaa resursseja vikojen korjaukseen ja nopeuttaa vika-alueiden rajausta sekä nopeuttaa verkon kytkentätoimenpiteiden tekoa. (Partanen, Sähkönsiirtohinnat ja toimitusvarmuus, 2018); (Popovic;Glamocic;& Nimrihter, 2011) 2.1 Automaatio laitteistossa Verkostoautomaatiossa erotinasemien kaukokäyttö on tunnetuin toiminto, mutta lisääntyvä teknologia ja vaatimukset säänvarmasta verkosta on lisännyt teknologiaa myös keskijänniteverkon muillakin osaalueilla. Automaatiolla pyritään vastaamaan Sähkönjakelu toimitusvarmuuskriteeristö suosituksiin. Pahimmillaan keskeytykset voivat olla usean tunnin mittaisia ja automaatio mahdollistaa lyhentämään keskeytykset minuuttien pituisiksi. Taulukossa 1 on energiateollisuuden suositeltavat jakeluverkon toimitusvarmuuden tavoitetasot vuodelle TAULUKKO 1 Suositeltavat jakeluverkon toimitusvarmuuden tavoitetasot 2030 (Energiateollisuus, 2014) Muuntamoautomaatio Keskijännitteellä jakelumuuntajalla syötetään pienjänniteverkkoa ja sillä muunnetaan yleensä 20 kv tai 10 kv jännite 400 V käyttöjännitteeseen. Yleisesti käytössä on myös jakelumuuntajia missä muuntajakojeistoilla on mahdollisuus toimia sekä 10 kv sekä 20 kv verkossa ja tästä muuntamaan 400 V käyttöjännitteeseen. Muuntamoautomaatio pitää sisällään sähkönlaadun mittaukseen tarvittavia sensoreita, vikojen selvitykseen tarvittavia vikaindikaattoreita ja kaukokäyttöerottimia. Muuntamoautomaatio on siis tiivis paketti, jolla pystytään tarkastelemaan verkon sen hetkistä tilaa ja ennakoimaan vikatilanteita ja vaikuttamaan niihin ennekuin vika mahdollisesti syntyy. Muuntamot, joilla automaatiota on käytössä, sijoitetaan yleensä verkon solmupisteisiin, missä vikapaikat pystytään rajaamaan tehokkaasti. Muuntamoautomaatiossa, muuntamolle pystytään lisäämään ala-asema, johon sijoitetaan automaatioon vaadittavaa laitteistoa. Jos ala-aseman asennustyöt tehdään jo tehtaalla, ovat kustannukset huomattavasti pienemmät kuin kentällä jälkikäteen asentaessa. Lisäksi ongelmaa saattaa tuottaa muuntamo ja sen kojeiston yhteensopimattomuus jälkikäteen asennettavan laitteiston kanssa. (Singh;Singh;& Singh, 2019)

10 10 (51) Kauko-ohjattavat kytkinlaitteet ja FLIR-ratkaisu Kauko-ohjattavat kytkinlaitteet, pääasiassa erottimet ovat olleet jo pitkään käytössä jakeluverkon puolella. Kauko-ohjattavalla erottimella ohjaukseen kuluva aika on yleensä muutamia minuutteja verrattuna käsikäyttöiseen erottimeen, minkä ohjaukseen kuluu yleensä vähintään kymmeniä minuutteja, usein tunti ei riitä. Kauko-ohjattu erotinasema pitää sisällään erotinyksikön, ohjausvarren, moottoroidun jousen, ohjauselektroniikkaa, radio-osan ja antennin. Kauko-ohjattuja erottimia sijoitetaan tyypillisesti keskeisiin haaroituspisteisiin ja verkon jakorajoille luvulla kauko-ohjattuja erottimia on alettu hyödyntämään automaation puolella. Energiavirasto on tehnyt kyselyn, minkä mukaan automaattinen vikojen hallinta FLIR on laajasti tunnistettu tekniikka, mutta se on harvoilla käytössä. FLIR tarvitsee toimiakseen kauko-ohjattavan katkaisimen, reaaliaikaisen verkon topologian analysoinnin ja vianilmaisimen. Sähköyhtiö Nivos otti vuonna 2014 käyttöön FLIR-ratkaisun automaattiseen vian rajaukseen. Kuvassa 2 on Nivoksen luentomateriaalista otettu kuva FLIR:n vaikutuksesta keskeytyksistä aiheutuneisiin keskeytysaikoihin/asiakas. (Lakervi & Partanen, 2009, ss ) (Virtanen, 2018) (Harttunen, ei pvm) KUVA 2 Keskeytyksestä aiheutunut keskeytysaika/asiakas FLIR:n käyttöönoton jälkeen (Virtanen, 2018)

11 11 (51) 2.2 Tiedonsiirto Tiedonsiirron tarkoituksena on saada haluttu sanoma välitettyä lähettäjältä vastaanottajalle mahdollisimman nopeasti ja ilman virheitä. Automaation määrän kasvaessa on tietoliikenneverkkojen täytettävä tietyt vaatimukset mm: luotettavuus, latenssi, kaistanleveys ja turvallisuus. Verkkoyhtiöillä on käytössä omia verkkoja tietoliikenteen kuljettamiseen kuten oma radiotekniikkaan perustuva runkoverkko, johon ylä- ja alapään laitteistot kytkeytyvät. Valokuitu ja sen kasvava määrä mahdollistaa halutun sanoman välitykselle tulevaisuudessa vielä luotettavamman toiminnan. Tiedonsiirto on tärkeässä osassa, kun halutaan että kytkinlaitteiden ohjauskäskyt, tilatiedot, mittaustiedot ja hälytystiedot saadaan toimitettua kentältä ylöspäin. Tietoliikenne keskijännitteellä tapahtuu ala-asemien ja keskusasemien välillä. Ala-asemilla sensorien ja kytkinlaitteiden ohjaukseen tarvittava data muutetaan sellaiseen muotoon, että se pystytään lähettämään valvomolle. (TTT-Käsikirja, 2007, ss. 7-8) (Giron;Rodriguez;Gimenez;& Borroy, 2018, s. 1) 2.3 Käytönvalvontajärjestelmä Jotta verkostoautomaatiota voidaan hyödyntää tämän päivän ja tulevaisuuden haasteissa, tarvitsee se toimiakseen käytönvalvontajärjestelmän eli SCADA:n. Käytönvalvontajärjestelmän pitää soveltua energianhallintaan, automaattiseen mittarinluentaan, kaukokäyttöön, sähköasema- ja verkostoautomaatioon. Avoin hajautettu järjestelmärakenne mahdollistaa liitännät muihin järjestelmiin kuten käytöntukijärjestelmään, verkkokäskyohjelmistoon ja asiakastietojärjestelmään. Avoin rakenne mahdollistaa myös kaukokäytön tietokannan käytön muissa sovelluksissa. Sen kautta toteutettavissa on muiden tietokantojen hyödyntäminen kaukokäyttösovelluksissa ja liitännät eri toimittajien sovellusten välillä. Jos käytönvalvontajärjestelmä on kytketty toimistoverkkoon paikallisverkkoliitännällä, niin se mahdollistaa myös PC-ohjelmistojen ja kaukokäytön välisen tiedon välityksen. Järjestelmä vaatii toimiakseen valvomoon skaalattavat palvelin ja työasematietokoneet. Tietoliikennettä varten on hyvä olla käytössä oma kone, joka on varustettu omalla prosessorilla ja muistilla. Eli sen on hyvä olla oma itsenäinen yksikkö, johon voidaan liittää tulostuslaitteita sekä ala-asemia. Valvomossa käytettävien ohjelmistojen käyttöliittymät HMI:t (Human-Machine Interface) ovat täysgraafisia. Kuvassa 3 on esitetty SCADA ja siihen kytkeytyvät järjestelmät. KUVA 3 SCADAN perustoiminta (Inductive Automation, 2018)

12 12 (51) 2.4 Sähköaseman paikallisautomaatiojärjestelmä Sähköasemille kerätään tietoa sähköverkosta ja ne kerätään sähköasemien paikallis- ja kaukokäyttöjärjestelmille. Järjestelmä pitää sisällään ylemmän ja alemman tason. Ylempi taso on asemataso ja alempi taso johtolähtötaso. Lähtötaso kattaa lähtökohtaiset suojarele- ja ohjausyksiköt. Suojauksien ja kytkinten ohjauksien täytyy toimia itsenäisesti verkon häiriötilanteissa, laukaisten vikaantuneen verkonosan pois. 2.5 Tietojärjestelmät Tietojärjestelmät suorittavat jakelun hallintaa useilla järjestelmillä. Järjestelmät keräävät tietoa verkosta, käsittelevät, taltioivat sekä välittävät sitä. Jakeluverkon automaation tietojärjestelmät on kerrottu ABB:n TTT-käsikirjassa: Jakeluverkon hallintajärjestelmä Jakeluverkon hallintajärjestelmä (DMS, Distribution Management System) Verkostoautomaatio palvelee muita järjestelmiä tarjoten käytöntukipalveluja sähköverkon valvontaan ja suunnitteluun. Ne sisältävät kytkentätilan ylläpitoon, verkkotopologian hallintaan, vianhallintaan, raportointiin ja tilastointiin liittyviä tietoja. Nämä järjestelmät perustuvat tavallisesti käytönvalvonta- ja verkkotietojärjestelmien ylläpitämien tietojen hyväksikäyttöön. Verkkotietojärjestelmä (NIS, Network Information System) Sisältää verkon laskennalliseen käsittelyyn tarvittavat toiminnot ja tietokannat, jotka sisältävät teknillisiä tietoja sähköasemilta, keskijänniteverkosta, muuntamoilta ja pienjänniteverkosta aina asiakkaalle saakka. Verkkotietojärjestelmän pääasialliset toiminnot ovat verkon suunnittelu, ylläpito ja seurantalaskenta. Lisäksi järjestelmä sisältää mm. verkoston kunnossapidon ja rakentamisen suunnittelutoimintoja. Nykyisin verkkotietojärjestelmä perustuu usein paikkatiedon hallintaan ja graafisen käyttöliittymän avulla informaatio voidaan havainnollistaa karttapohjalla maastotietojärjestelmän (GIS, Geoprahical Information System) tapaan GIS-toiminnallisuudella. Johtolähtöautomaation (FA, Feeder Automation) päätehtävänä on rajoittaa verkostossa olevan vian vaikutusaluetta ja aikaa. Lisäksi järjestelmällä voidaan ehkäistä verkostossa olevia vikoja. Toiminnallisuuden hallintaan hyödynnetään jakeluverkostossa sijaitsevia toimilaitteita ja kaukokäytön päälaitteita. DMS:n käytöntukipalvelut täydentävät johtolähtöautomaation toimintoja. Asiakastietojärjestelmä (CIS, Customer Information System) sisältää sähkölaitoksen asiakkaiden perustiedot. Tätä järjestelmää voidaan pitää jopa sähkölaitoksen tärkeimpänä, koska laitoksen taloudenpito ja laskutus perustuvat tähän järjestelmään talletettuihin tietoihin. Näitä tietoja käytetään myös verkon kuormituksen arvioinnin pohjana.

13 13 (51) Sähkönjakelun energianhallintajärjestelmillä (DEM, Distribution Energy Management) Optimoidaan laitoksen energianhankintaa ja seurataan energiankäyttöä silloin, kun hankintalähteitä on useita ja optimointi monimutkaista. Verkkoyhtiön tapauksessa keskeisin toiminto on jakeluverkon energiataseiden muodostaminen alueellista taselaskentaa varten. (TTT-Käsikirja, 2007)

14 14 (51) 3 KOHDEVERKON NYKYTILANNE Tässä kappaleessa käydään läpi maaseudulla sijaitsevaa 20 kv verkon nykytilannetta. Kappaleessa käsitellään kohdeverkon 20 kv rakennetta, laitteistoa, häiriötilanteita ja nykyisen automaation määrää. Työssä keskitytään valtaosin maakaapeloidun verkon automaatioratkaisuihin, sillä lainsäädännön perusteella haja-asutusalueen sähkönjakelun toimitusvarmuutta joudutaan parantamaan ja tämä edellyttää maakaapeloinnin lisäämistä ja automaation lisäämistä tähän. Huomioon otetaan myös ilmalinjalla toteutetun verkon vaikutusta kohdeverkon maakaapeloituun osaan, sillä kohdeverkon sähköaseman muut lähdöt yksi maakaapeloitu lähtö pois lukien, ovat puhdasta ilmalinjaa kv verkon rakenne Kohdeverkko on toiminnaltaan tyypillinen keskijänniteverkko. Verkkoa syötetään sähköasemalta relesuojatuilla johtolähdöillä. Kohdeverkko pitää sisällään normaaleja jakeluverkkoon kuuluuvia komponentteja, kuten pylväs- ja puistomuuntamoita, kauko-ohjattuja erottimia ja katkaisijoita. Kohdeverkon rakenne on toteutettu silmukkaverkkona, mutta toimii säteittäisenä eli verkkoa syötetään yhdestä suunnasta, mutta pystytään häiriötilanteessa syöttämään erottimia ohjaamalla toiseltakin lähdöltä. Sähköasema sisältää yhden maaseutua ja taajamaa syöttävän päämuuntajan, mutta vikatilanteessa verkkoa on mahdollista syöttää muilta lähellä sijaitsevilta sähköasemilta. Ns. taajaman alueella sijaitsevaa maakaapeloitua osaa voidaan kutsua lähiseuduksi. Lähiseudun syöttö tulee sähköasemalta 1J3- lähdön kautta ja joka on toteutettu täysin ilmaeristeisillä puistomuuntamoilla ja keskijännitekaapelilla. 110 kv vikojen varalle on maakaapeliyhteys viereisiltä sähköasemilta. Suurin osa lähiseudun puistomuuntamoista sisältää kaukokäyttöiset kuormaerottimet. Suurin osa siirrettävästä datasta liikkuu langattomasti, sillä puistomuuntamoiden välille ei ole vedetty kuituyhteyttä, vaan kuituyhteys on käytössä sähköasemien välillä. Kuvassa 4 on esitetty kohdeverkon alue. Alhaalla keskellä on lähiseutu, eli maakaapeloitu osa verkosta, ja ympärillä ilmalinjalla toteutettua sähköverkkoa. KUVA 4 Kohdeverkon alue

15 15 (51) 3.2 Laitteisto ja automaatio Maakaapeliverkko pitää sisällään muuntamoilla sijaitsevia kaukokäyttöisiä erottimia, kaukokäyttöerottimet ovat karkealta tyypiltään kuormaerottimia. Kuormaerotin on katkaisijan ja erottimen välimuoto, koska sillä pystytään katkaisemaan suuria kuormitusvirtoja, sekä pystytään kytkemään pieniä oikosulkuvirtoja. Ilmalinjalla toteutettu verkko pitää sisällään kaukokäyttöerottimia, käsikäyttöisiä kuorma- ja linjaerottimia sekä ylijännitesuojia maakaapeliverkon liityntäpisteissä. Verkossa tapahtuvien vikojen varalta sähkölaitoksella on katkaisijoita, jotta vikaantunut verkonosa saadaan erotettua muusta verkosta. Katkaisijoiden ohjausta varten sähköasemalla on suojareleitä. Releet tarkkailevat sähköverkon tilaa. Verkon vikaantuessa ja asetteluarvojen ylityttyä, rele antaa laukaisusignaalin katkaisijalle tai hälytyksen valvomolle. Kohdeverkon nykyinen automaatioaste on rajoittunut kaukokäyttöerottimiin. Muuntamoista valtaosa on toteutettu Kuumic:n ala-asemilla, joissa ei ole älyä. Kahdella muuntamolla on ABB:n NAL-kojeistot, joissa on ABB:n REC615 ala-asemat, mutta virta-, jännite- ja tehomittauksia ei nykytilassa ole ollenkaan. 3.3 Tiedonsiirtoyhteydet Tiedonsiirtona on käytössä korkean käytettävyyden käytönvalvontaverkko, joka pitää sisällään radioja kuituyhteyden. Tiedonsiirron kokonaisketju sisältää radiolinkkiyhteyden, pakettiradioverkon ja kuituyhteyden. Radiolinkkiyhteyttä käytetään sähköaseman ja valvomon välisessä tiedonsiirrossa. Tämä mahdollistaa useiden puhe- tai datayhteyksien käytön. Pakettiradioverkkoa käytetään verkostoautomaatiossa ja ala-asemien välisessä viestinnässä. Pakettiradioverkko mahdollistaa ruuhkattoman tiedonsiirron, kun käytössä on useita ala-asemia. Kohdeverkko pitää sisällään suuren siirtokapasiteetin omaavan radiolinkkiverkon. Radiolinkkiverkon tiedonsiirtoyhteydet järjestetään eripuolelle verkkoa sijoitetuilla radiomastoilla. Kommunikointi eri laitteiden ja järjestelmien välillä vaatii tietoliikenneyhteyksien lisäksi yhteensopivat tiedonsiirtoprotokollat. 3.4 Verkon jakorajat ja varayhteydet Kohdeverkko eli ns. lähiseutu sisältää suurta kuormitusta ja siellä sijaitsevat alueen tärkeimmät toimijat. Verkon jakorajat on suunniteltu siten, että häiriötilanteessa lähiseudun sähkösaanti saadaan varmistettua. Vikatilanteessa lähiseudun varasyöttö voidaan saada viideltä eri lähdöltä. Varasyötöissä ongelma on se, että ne ovat kokonaisuudessaan ilmalinjoja ja varasyötön toimintavarmuus on varsinkin suurhäiriön aikaan huono. Mikäli lähiseudun johtolähtö vikaantuu, syötetään terveet verkonosat varasyöttöjen avulla niin täydellisesti kuin mahdollista. Jos varasyöttöjä ei saada, pyritään korjaustoimet johtolähdöille kohdistamaan siten, että korkeasti kuormitettu taajama-alue priorisoidaan etusijalle ja lisäksi huomioidaan muita sähkönjakelun kriittisiä kohteita. Lähiseudun syöttö voidaan toteuttaa käyttäen osittaista muuntamoautomaatiota, sillä kaikki lähiseudun varasyöttöyhteydet ovat kaukokäytön perässä ja vikatilanteissa verkkoa pystytään ohjaamaan käytönvalvonnasta.

16 16 (51) 3.5 Häiriötilanteet Lähiseudun jakeluverkko on toteutettu maakaapeloinnilla ja lähiseudulla häiriöitä ei juuri esiinny, mutta vikatilanteita aiheuttavat sähköaseman muut lähdöt. Näiden pois putoaminen verkosta aiheuttaa jännitekuoppia, jotka vaikuttavat myös lähtöön 1J3. Ympäröivään ilmajohtoverkkoon syntyy tyypillisiä ilmajohtoverkon vikoja mm. puiden aiheuttamia vikoja ja ilmastollisia häiriöitä (ukkoset ja lumikuormat). Mikäli lähiseudun lähtö vikaantuu, syötetään terveet verkonosat varasyöttöjen avulla niin täydellisesti kuin mahdollista. Jos jostain syystä varasyöttöyhteyksiä ei ole käytössä, niin korjaustoimet priorisoidaan siten, että korkeasti kuormitettu taajama-alue on prioriteetti yksi, mutta lisäksi on huomioitava muitakin sähkönjakelun kriittisiä kohteita.

17 17 (51) 4 SÄHKÖN JAKELULLE JA LAADULLE ASETETTAVAT VAATIMUKSET SEKÄ SÄHKÖN JAKELUN KEHIT- TÄMISVELVOLLISUUS 4.1 Toimitusvarmuus Sähköverkkojen pitää pystyä siirtämään voimalaitoksissa tuotettu sähkö hyvällä toimitusvarmuudella. Mitä pienemmillä häiriöillä sähkö siirtyy verkkojen kautta, niin sitä parempi toimitusvarmuus on. Kuvassa 5 on onnettomuustutkintakeskuksen sivuilta otettu kuva sähköverkkoyhtiöiden pisimmistä asiakkaisiin kohdistuneista sähkökatkoista. (Energiamarkkinavirasto, 2013); (Lakervi & Partanen, 2009) (Partanen, Sähkönsiirtohinnat ja toimitusvarmuus, 2018) KUVA 5 Pisimmät yhtäjaksoiset yksittäistä asiakasta koskeneet sähkökatkot niillä sähköverkkoyhtiöillä, joiden verkossa katkoksia esiintyi vuonna (N=30) (Onnettomuustutkintakeskus) Sähkön toimitusvarmuus on sähkönkäyttäjien kannalta tärkeimpiä laatutekijöitä. Jos jännite liittymiskohdassa alittaa 1 % nimellisestä puhutaan toimituksen keskeytyksestä. Keskeytykset jaetaan yleensä suunniteltuihin työkeskeytyksiin ja häiriökeskeytyksiin. Verkkoyhtiö yleensä ilmoittaa työkeskeytyksistä, mutta häiriökeskeytykset aiheutuvat ennalta arvaamattomista syistä. Ennalta arvaamattomia syitä on mm. sään aiheuttamat häiriöt tai komponenttien vikaantuminen. Häiriökeskeytykset on jaettu kahteen ryhmään, yli 3 minuuttia kestäviin, sekä enintään 3 minuuttia kestäviin. Enintään 3 minuutin viat poistuvat yleensä pikajälleenkytkennällä kun taas yli 3 minuutin keskeytykset johtuvat taas yleensä pysyvästä viasta. Verkkoyhtiöt keräävät näistä keskeytyksistä tilastotietoa ja näihin tilastoihin perustuu keskeytyksien seuranta. Tilastotietojen perusteella lasketaan tunnusluvut halutulle käyttövarmuutta kuvaavalle kohteelle. Tunnuslukujen avulla pystytään tarkastelemaan tietyn alueen käyttövarmuutta ja toiminnan laatua. Jakeluverkon haltijalla on myös vaatimus toimittaa toiminnan laadusta tietoa Sähkömarkkinakeskukselle. Sähkömarkkinakeskus velvoittaa jakeluverkkoyhtiöltä tiedon T-

18 18 (51) SAIFI:sta sekä T-SAIDI:sta. T-SAIFI kuvaa verkon muuntopiirin keskeytysten keskimääräistä lukumäärää ja T-SAIDI verkon muuntopiirin keskeytysten keskimääräistä yhteenlaskettua kestoaikaa. (ABB:n TTT-käsikirja , 2007) 4.2 Sähkön laatutekijät Verkkoyhtiön pitää pystyä varmistamaan sähkönlaatu. Huonolaatuinen sähkö aiheuttaa verkossa ongelmia ja heijastuu suoraan asiakkaisiin. Mitä parempi laatu sähköllä on, niin sitä parempi on hyötykin. Verkkoyhtiön kehittämisvelvollisuuksiin kuuluu sähkömarkkinalain velvoittama hyvälaatuisen sähkön toimittaminen asiakkaille. Verkkoyhtiöt joutuvat tarkastelemaan standardia SFS-EN ja omia tavotteitaan. Verkkoyhtiöt käyttävät laadun tarkkailussa apuna asiakaspalvelua ja selvittävät asiakkailta säännöllisin väliajoin mm. miten sähkönjakelun häiriöt vaikuttavat. Kuvassa 6 on esitetty mitä sähkön toimituksen laatu pitää sisällään. (Ruotsalainen, 2012); (Lakervi & Partanen, 2009); KUVA 6 Laadun ja toimituksen osatekijät (Ruotsalainen, 2012) Jännitekuopat Nopeassa jännitteenmuutoksessa tehollisarvo muuttuu nopeasti tasolta toisella välillä ±10 Un. Normaalitilanteessa jännitteen muutoksen suuruus ei ylitä 5 % nimellisjännitteestä. Jännitteen laskiessa alle 90 % nimellisjännitteestä on tilanteena jännitekuoppa. Jännitekuopissa jännite alenee äkillisesti välille 1-90 % Un ja palautuu lyhyen ajan päästä takaisin normaalille tasolle. Jännitekuoppa kestää yleensä 0,01 s-3 min. Jännitekuoppia syntyy yleensä verkossa tai asiakkaan asennuksissa tapahtuvista vioista, mutta myös suurten kuormien kytkeminen voi aiheuttaa hetkellisesti kuopan. Keskijänniteverkon yksivaiheinen vika saattaa aiheuttaa jännitekuoppia viereisille terveille johtolähdöille. Keskijänniteverkon rakenne ja kuormitus vaikuttavat vuosittaiseen esiintymistiheyteen. Standardi määrittelee, että jännitekuopille annetaan ainoastaan indikatiiviset arvot, joita ei voida pitää virheen rajana sähkömarkkinalaissa. Jännitekuoppien arviointi tulee tehdä standardin EN mukaisesti. (Energiateollisuus, 2014, ss )

19 19 (51) Verkkotoiminnan haasteet ja vaatimukset 2010-luvulla verkkotoiminnalle on tullut paljon uusia haasteita. Sähköverkkojen investointitarve on kasvanut, sähköriippuvuus kasvaa koko ajan ja sääntely on lisääntynyt sekä eurooppalaistunut. Sähkömarkkinalaki toteaa toimitusvarmuusvaatimuksista, että jakeluverkko on suunniteltava ja rakennettava, sekä ylläpidettävä siten että yksittäisen keskeytyksen maksimikesto lumi-kuorma- ja myrskytilanteissa on taajamissa 6 tuntia ja haja-asutusalueilla 36 tuntia. Tämä tuo paljon haasteita verkon rakentamiseen. Verkkoyhtiön pitää täyttää vastuualueellaan sähkölain kohdan 119 vaatimukset jakeluverkon toimintavarmuutta koskevassa siirtymäsäännöksessä. Kohdassa 119 sanotaan, että verkkoyhtiön vastuualueella on 50 prosenttia jakeluverkon kaikista käyttäjistä oltava vaatimuksen piirissä mennessä pois lukien vapaa-ajan asunnot ja vähintään 75 prosenttia vaatimuksen piirissä on oltava 100 % asiakkaista. 75 %:n ja 100 %:n vaatimuksille verkkoyhtiöt voivat hakea siirtymäajan jatkoa vuoteen 2028 ja 2036, mutta se voi tapahtua vain erittäin perustelluista syistä mennessä 11 yhtiötä oli hakenut siirtymäajan jatkoa ja tuohon päivään mennessä Energiavirasto oli hyväksynyt pidemmän siirtymäajan viidelle ja lyhyemmän kahdelle verkkoyhtiölle. Varsinkin haja-asutusalueilla toimivilla verkkoyhtiöillä tiukat vaatimukset aiheuttavat resurssien suhteen ongelmia, sillä jakeluverkon pituus suhteessa asiakkaiden määrään on valtava. (Partanen, Sähkönsiirtohinnat ja toimitusvarmuus, 2018, ss ) Kunnossapito Kunnossapito verkon ylläpidossa on yhtä tärkeätä kuin uuden verkon rakentaminenkin. Nykyinen sähköverkko on rakennettu pääosin ja 1970-luvulla ja on uusimisiässä. Tämän rinnalla uudempaa verkkoa joudutaan kuitenkin kunnostamaan. Keskijänniteverkon kunnossapidossa ilmalinjoille tehdään jatkuvasti raivaustyötä, jotta puiden latvat tai oksat eivät yllä sähköverkkoon. Ilmalinjan, sekä maakaapeliverkon komponenteillekin tehdään säännöllistä huoltotyötä, missä tarkastetaan mm. erottimien ja katkaisijoiden toimintaa. Kunnossapitotyö vie uuden verkon rakentamiselta resursseja ja aiheuttaa näin ollen jatkuvia haasteita, kun lainsäädäntö velvoittaa lisäämään häiriövarman verkon määrää. (Elenia, ei pvm) 4.3 Kehittämisvelvollisuus sähkön jakelulle Jakeluverkkoyhtiöiden olisi mukautettava verkko- ja liiketoimintaa uusiin teknologioihin ja ratkaisuihin keski- ja pienjänniteverkoille. Kysynnän hallinta, maakaapeliverkon kompensointi ja hajautettujen generaattoreiden käytön lisääntyminen ovat nousseet viime vuosien tärkeimpiin huolenaiheisiin sähkönjakelussa. Tähän vastauksena verkonhaltijat ovat varustaneet jakeluverkkoaan tieto- ja viestintäteknologialla verkon tehokkuuden, luotettavuuden, turvallisuuden ja palvelun laadun parantamiseksi. On tärkeä huomata, että järjestelmän luotettavuus ei ole sama kuin sähkön laatu. Luotettavuus liittyy jatkuviin ja hetkellisiin syöttökatkoksiin, että siihen sisältyy lisäksi nopeita häiriöitä, kuten jännitteen vaihteluja, epänormaaleja aaltomuotoja ja harmonisia vääristymiä. Toissijaisen sähköaseman (SS) automatisointi on tarpeen, jotta voidaan helpottaa verkon integrointia ja hajautetun tuotannon, paikallisen tallennuksen ja hallittavien kuormien hallintaa, jotta voidaan varmistaa ja jopa parantaa tehon

20 20 (51) laatua. Sähkön nopea palautuminen seisokkitilanteen jälkeen on keskeinen tekijä verkon luotettavuudessa. Siksi verkostoautomaatio mahdollistaa itsensä korjaavan järjestelmän kehittämisen, joka pystyy palauttamaan palvelun mahdollisimman nopeasti ja tehokkaasti. Taloudellisten tappioiden vähentäminen luotettavuusongelmien vuoksi on kiinnittänyt sähköalan toimijoiden kiinnostuksen. Tämä tilanne yhdessä energiateollisuuden muuttuvan sääntelyn kanssa on motivoinut luotettavuuteen perustuvien verokantojen tai rangaistusten määrittelyä sähkönjakeluyhtiöille. Nykyisten maailmanlaajuisten sääntelymallien mukaan, motivaatio järjestelmän luotettavuuden parantamiseen on suuri, koska luotettavuudella on suora vaikutus verkonhaltijoiden tuloihin. Kuvassa 7 esitetty miten sähkönjakeluverkkojen strateginen kehittämisprosessi etenee. (Giron;Rodriguez;Gimenez;& Borroy, 2018, s. 1) Sähkölain luvun 6 kohdassa 52 sanotaan, että Kehittämissuunnitelman tulee sisältää kahden kalenterivuoden jaksoihin jaoteltuina yksityiskohtaiset toimenpiteet, jotka parantavat järjestelmällisesti ja pitkäjänteisesti jakeluverkon luotettavuutta ja varmuutta ja jotka toteuttamalla jakeluverkko täyttää 51 ja 119 :ssä säädetyt vaatimukset. Kehittämissuunnitelmassa on verkon käyttäjien kohtuullisten tarpeiden mukaisesti kiinnitettävä huomiota sellaisten sähkönkäyttöpaikkojen sähkönsaannin varmistamiseen, joihin on sijoitettuna yhteiskunnan johtamisen tai turvallisuuden, väestön toimeentulon taikka elinkeinoelämän toimintakyvyn varmistamisen kannalta tärkeitä toimintoja ja palveluita. Kehittämissuunnitelmaan sisältyvien sähköjohtojen sijoittelussa on mahdollisuuksien mukaan hyödynnettävä yhteisiä reittejä muiden yhdyskuntateknisten verkkojen kanssa. (Sähkömarkkinalaki, 2013) KUVA 7 Sähkönjakeluverkkojen strateginen kehittämisprosessi (Lappeenrannan teknillinen yliopisto, 2017)

21 21 (51) 5 LUOTETTAVUUSLASKENTA Tässä kappaleessa tarkastellaan luotettavuuslaskentaa yleisesti jakeluverkossa. Luotettavuudella tarkoitetaan laitteen tai järjestelmän todennäköisyyttä toteuttaa riittävästi sille asetettu tarkoitus asetetussa ajassa, vallitsevissa olosuhteissa. (Rämä, 2008) 5.1 Luotettavuuteen liittyviä käsitteitä Erkki Lakervin & Jarmo Partasen Sähkönjakelutekniikan teoksessa määritellään luotettavuuteen liittyviä käsitteitä seuraavalla tavalla. Käyttövarmuus Tarkoittaa tarkasteltavan kohteen kykyä suorittaa vaadittu toiminto vaaditulla ajanhetkellä tai aikavälillä tietyissä olosuhteissa. Kohteena voi olla sähkönjakeluverkko tai sen komponentti. Vika Tarkoittaa, että komponentti on joutunut tilaan, jossa se ei kykene oikein suorittamaan siltä vaadittua toimintaa. Tavoitteena on, että turvallisuuden tai järjestelmän luotettavuuden kannalta tärkeät viat aikaansaavat suojauksen toimimisen. Tavallisimmin releistetty katkaisija tekee vikapaikan jännitteettömäksi. Kytkentäaika on aika, joka tarvitaan vioittuneen komponentin erottamiseksi järjestelmästä vian syntymisen jälkeen sekä kytkettävissä ja kunnossa olevan verkon palauttamiseksi jakelun piiriin. Korjausaika on aika, joka kuluu vikaantumisesta siihen, kun vioittunut komponentti otetaan takaisin käyttöön vian syntymisen jälkeen. Korjausaika siis sisältää kytkentäajan ja varsinaisiin korjaustöihin kuuluvan ajan. Vikataajuus ilmaisee, montako vikaa ajanjakson alussa toimivassa laitteessa keskimäärin esiintyy ajanjakson aikana. (Lakervi & Partanen, 2009, ss ) 5.2 Keskeytyksestä aiheutuva haitta Sähkönjakeluverkkoon liittyy paljon erilaisia asiakkaita ja sähkönjakelun keskeytysten rahallisen arvon määritteleminen on tätä kautta vaikeaa. Silti erilaisille asiakkaille pyritään määrittelemään keskeytyksestä aiheutuva haitta (KAH) ilmaisemaan sähkön loppukäyttäjälle sähkön toimituksen keskeytymisestä aiheutuvaa kustannusta. Energiavirasto tai muu taho ei varsinaisesti sääntele minkälaisia KAHarvoja verkkoyhtiöt määrittelevät asiakkaille, mutta yleiset suuntaviivat näille arvoille jokaisella on. Verkkoyhtiöt kartoittavatkin kyselyillä sähkönkäyttäjiltään, että millä tavalla sähkön keskeytykset vaikuttavat normaaliin arkeen ja minkälaista vahinkoa keskeytykset voivat aiheuttaa. Verkkoyhtiöillä on käytössä erilaisia KAH-arvoja, jotka poikkeavat todennäköisesti paljon toisistaan, sillä ei voida väittää, että mm. maaseudulla ja kaupungissa sijaitsevat palvelut kokisivat samanlaisen haitan toimittamatta jääneestä sähköstä.

22 22 (51) KAH-arvoista onkin tehty paljon tutkimuksia, että mikä olisi oikea tapa määritellä, mikä on keskeytyksestä aiheutuva haitta kullekin asiakkaalle. Taulukossa 2 on esitetty vuoden 2006 tehdyn tutkimuksen mukaiset KAH-arvot, mistä näkee hyvin pääsuuntaviivat jokaiselle asiakasryhmälle ja paljonko keskeytyksestä aiheutuvan haitan rahallinen arvo voisi olla kullekin asiakasryhmälle. TAULUKKO 2 Vuonna 2006 tehdyn tutkimuksen mukaiset KAH-arvot (Lakervi & Partanen, 2009, s. 48) Sähkökatkojen korvaus Sähköverkossa esiintyy väkisinkin katkoksia, sillä verkko on alttiina luonnon- ja muista ilmiöistä johtuviin keskeytyksiin. Asiakas voikin saada hyvitystä suurista katkoksista. Sähkömarkkinalaissa kohdassa 97 sanotaan, että sähköntoimitus on virheellinen, jos sähkönjakelu tai sähköntoimitus on yhtäjaksoisesti tai toistuvasti keskeytynyt eikä keskeytystä voida pitää keskeytyksen syy ja olosuhteet huomioon ottaen vähäisenä. (Sähkömarkkinalaki, 2013) (Kilpailu- ja kuluttajavirasto, 2014) TAULUKKO 3 Hinnanalennus ja vakiokorvaus (Kilpailu- ja kuluttajavirasto, 2014) Kuluttajalla on taulukon 3 mukaisesti oikeus vakiokorvaukseen, mikäli sähkö ovat poikki vähintään 12 tuntia. Korvaus määräytyy suhteessa katkoksen pituuteen ja siihen vaikuttaa myös kuluttajan vuotuinen sähkön siirtopalvelumaksu. Jos sähköntoimitus on keskeytynyt kokonaan, on hinnanalennuksen määrä vähintään kahta viikkoa vastaava osuus vuotuisesta verkko- eli siirtopalvelumaksusta. Kuluttajalla on myös oikeus 200 prosentin vuotuiseen korvaukseen, jos sähkökatkoksia on vuoden aikana useita. Maksettava summa voi kuitenkin olla maksimissaan 2000 euroa. Keskeytys katsotaan alkaneeksi silloin kun verkkoyhtiö saa tiedon keskeytyksestä, joko oman järjestelmän kautta tai kuluttajan ilmoituksesta. Verkkoyhtiö voi saada vapautuksen korvausvastuusta suurhäiriön aikana, jos resurssit eivät yksinkertaisesti riitä vikojen korjaukseen tai että työturvallisuus olisi vaarannettuna. Kuluttajalla on oikeus hakea korvausta myös silloin, kun sähkökatkos kestää alle 12 tuntia tai jos lyhytaikaisia ja

23 23 (51) usein toistuvia katkoksia on paljon. Kuluttajan on tässä tapauksessa esitettävä kirjallinen vaatimus alueen sähkönjakelusta vastaavalle sähköyhtiölle. (Kilpailu- ja kuluttajavirasto, 2014) 5.3 Sähkönjakeluverkon luotettavuuslaskenta Sähkönjakelun keskeytyskustannusten arviointiin käytetään erityisesti tähän tarpeeseen kehitettyä luotettavuuslaskentamallia. Tämän avulla pystytään määrittämään rahallinen arvo keskeytyskustannuksille. Maakaapeliverkko, varayhteydet, kauko- ja automaattiohjatut kytkinlaitteet vähentävät todistetusti vikoja sekä niiden kytkentäaikoja, mutta näiden kannattavuus pitää pystyä selvittämään ja sitä selvitetään keskeytyskustannusten odotusarvolla. Luotettavuuden neljä perusosaa ovat todennäköisyys, riittävä suorituskyky, aika ja vallitsevat olosuhteet. Verkkoyhtiöt käyttävät luotettavuuslaskentaa keskijänniteverkon käyttövarmuuden tarkasteluun. Tunnuslukuja tarvitaan siihen, että jakeluverkon luotettavuutta pystytään kuvaamaan ja laskemaan. Tunnuslukuja voivat olla mm. keskeytystaajuudet, keskeytysajat ja keskeytyskustannukset. Luotettavuuslaskentaa voidaan käsitellä vyöhykkeinä. Keskijänniteverkossa vyöhykkeet rajataan erottimilla ja katkaisijoilla. Maakaapeliverkossa erottimet ja katkaisijat sijaitsevat puistomuuntamoilla ja ilmalinjoilla käytetään pylväissä olevia käsi- tai kauko-ohjaus erottimia. Kun vyöhykkeet on rajattu, voidaan laskenta toteuttaa jokaiselle vyöhykkeelle. Laskennassa käytetään kuormitustietoja, jotka saadaan jakelumuuntamoilta, sekä asiakasryhmittäin painotettuja keskeytyskustannusparametrejä. Laskennassa käytetään apuna parametrejä, jotka saadaan vyöhykkeiden keskitehosta. Keskiteho muutetaan laskennassa käytettäväksi tehoksi kertoimien avulla. (DMS600NE, 1998); (Rouvali, 2019); (Benbow & Broome, 2013); (Lakervi & Partanen, 2009, ss ) KUVA 8 Luotettavuusanalyysin lohkokaavio (Rämä, 2008)

24 24 (51) Kuvassa 8 on esitetty normaali tilanne, miten luotettavuuslaskentaa lähdetään toteuttamaan. Aluksi pitää tietää, mitä ja miksi jotain verkon osaa halutaan ruveta tutkimaan luotettavuuden näkökulmasta. Seuraavaksi on tärkeää kuvata verkon osa mahdollisimman tarkasti, sillä mitä tarkemmin verkon osa saadaan mallinnettua, niin sitä tarkempia ovat laskelmatkin. Analysoitavien toimintojen määrittelyllä määritetään esim. kytkinlaitteiden toiminta-ajat sillä, mitä pitempiä ovat kytkimien ohjaukseen kuluvat ajat sitä suurempia ovat keskeytyskustannuksetkin. 5.4 Lähtötiedot Verkkoyhtiöllä on yleensä kaksi vaihtoehtoa luotettavuuden lisäämiseksi: Ensimmäinen on määrittelemätön määrä verkkoautomaatiolaitteiden asennuksia ja sen jälkeen luotettavuuden muutoksen tarkistaminen. Toinen vaihtoehto on laskea luotettavuus simuloimalla verkkoautomaatiolaitteen vaikutuksia mallinnettuun DSO-verkkoon ja siten asentaa tarvittavat laitteet verkkoon. On selvää, että ensimmäinen vaihtoehto voi johtaa epätaloudellisiin tuloksiin, toinen antaa mahdollisuuden arvioida, onko verkkoautomaattisten laitteiden asentamiseen tarvittavat taloudelliset ponnistelut kannattavia ennen kuin todellisen laitteiston asennus tapahtuu. (Giron;Rodriguez;Gimenez;& Borroy, 2018, s. 1) Kaavoja keskeytyksistä aiheutuvan haitan laskentaan Keskijänniteverkkoon kohdistuva vika on suurin syy, miksi asiakkaalle kohdistuu keskeytyksiä. Kun tarkastellaan keskijännitelähdön keskeytyksiä, voidaan laskea asiakkaiden kokemien keskeytysten määrä, kesto ja keskeytyskustannukset. Alla on esitetty kaavoja Erkki Lakervin ja Jarmo Partasen Sähkönjakelutekniikan kirjasta, millä pystytään tarkastelemaan säteittäisenä käytettävää keskijännitelähtöä. Kaavoissa alaindeksi j kuvaa sähkönkäyttäjää ja alaindeksi i verkkokomponenttia. (Lakervi & Partanen, 2009, s. 46) f j = i I f i (1) Keskeytystaajuuden voi laskea kaavalla 1, mikä kuvaa keskeytysten kokonaismäärää laskettavassa pisteessä. Kaavassa f i : llä kuvataan Kj-lähtöön kuuluvien komponenttien vikataajuutta. U j = i I f i t ij (2) Kaavalla 2 lasketaan jokaiselle sähkönkäyttäjälle j keskimääräinen vuotuinen keskeytysaika U j. Laskennassa on mukana verkkokomponenttien vikataajuus, sekä se kuinka pitkän keskeytyksen t ij vika aiheuttaa asiakkaalle. t j = U j f j (3) Kaavojen 1 ja 2 avulla pystytään laskemaan kaavan 3 mukaisesti asiakkaan keskimääräinen keskeytysaika/vika t j

25 25 (51) E j = f j t j P j (4) Kaavalla 4 lasketaan toimittamatta jäänyt energia E j. Kaavassa P j on käyttäjän keskimääräinen keskeytysteho. K j = i I f i [a j + b j (t ij )t ij ] P j (5) Kaavalla 5 lasketaan kunkin sähkönkäyttäjän keskeytyskustannus K j. Sähkönkäyttäjään vaikuttava keskeytykseen vaikuttaa verkkokomponenttien aiheuttama vikojen määrä ja kesto. Keskeytyshaittaan vaikuttaa myös vikojen määrä, kesto sekä mikä on sähkönkäyttäjän teho ja tyyppi. Kaavassa a j on sähkönkäyttäjän keskeytystehon haitta-arvo ja b j on sähkönkäyttäjän keskeytysenergian haitta-arvo. Keskeytystehona käytetään yleensä vuotuista keskitehoa. (Lakervi & Partanen, 2009, ss ) 5.5 Komponenttien vaikutus luotettavuuslaskennassa Komponenttien vaikutus luotettavuuslaskennassa vaikuttaa vahvasti vikataajuuteen, vian korjausaikaan ja vian erotukseen- ja palautusaikaan. Sähkönkäyttäjien kokemien vuotuisten keskeytyksien arvioiminen on vaikea työ. Käyttäjiä sijaitsee säävarman verkon alueella sekä sen ulkopuolella. Ilmajohtoverkossa vian rajaus on yleisesti hitaampi työ, sillä ilmajohtoverkoissa on vähemmän käytössä paikallista automaatiota (kaukokäyttöerottimia), kun taas uutta maakaapeliverkkoa rakentaessa puistomuuntamot sisältävät lähes poikkeuksetta vianrajaukseen sopivia kaukokäyttöerottimia. Ilmajohtoverkon komponentit ovat myös enemmän sään armoilla, joten niiden huoltotyö on suurempi kuin maakaapeliverkossa, jossa komponentit sijaitsevat suljetussa tilassa. Voidaan sanoa, että maakaapeloidun verkon komponentit ovat vähemmän vikaherkkiä kuin ilmajohtoverkossa, mutta vian sattuessa ilmajohtoverkon viat ovat helpommin korjattavissa kuin maakaapeliverkon viat. Tähän vaikuttaa se, että ilmajohtoverkon vikoihin on helpompi päästä käsiksi ja ne ovat yleensä silmällä havaittavissa. Maakaapeliverkon komponenttiin syntyvä vika tulee yleensä muuntamolle ja muuntamon rakenteen vuoksi se on vaikeampi paikallistaa ja suljetun rakenteen vuoksi vaikeampi korjata. (Lakervi & Partanen, 2009, ss ); 5.6 Järjestelmän kuvaus ja mallinnus Järjestelmän kuvauksessa pyritään asettamaan tarkasteltavalle kohteelle mahdollisimman tarkat lähtötiedot. Lähtötietoina käytetään yleensä tarkasteltavan kohteen verkkotietoja, komponenttien tietoja ja mahdollisia ympäristön aiheuttamia olosuhteita. Kuvaukseen on tärkeää ottaa myös huomioon tarkasteltavaan kohteeseen vaikuttavat muut järjestelmät ja kuvata myös ne. Verkkotietojen ja komponenttien kuvauksessa otetaan myös huomioon millä tavalla niiden pitäisi toimia normaalitilanteessa, sekä mitä pitäisi tapahtua vikatilanteessa. Normaalitilanteessa voidaan selvittää mm. haarojen- ja järjestelmien kuormia. Vikatilanteissa kuvaukseen olisi myös hyvä selvittää, mikä on mahdollisen vian sattuessa sen paikallistamisen ja korjauksen aika. Mitä tarkemmat lähtötiedot ovat, niin sitä tarkempi

26 26 (51) on järjestelmän kuvaus ja luotettavuuslaskennan lopputulos. (Rämä, 2008, s. 14) (DIgSILENT, 2018, s. 420) Järjestelmän kuvaus mahdollistaa sen, että sitä pystytään simuloimaan. Simuloinnilla tarkastellaan järjestelmän toimintaa sekä normaalitilanteessa että vikatilanteessa. Vikatilanteeseen pyritään määrittämään ne tilanteet, joiden mahdollinen esiintymistodennäköisyys halutaan laskea. Kun järjestelmä ollaan määritelty sellaiseksi, miten sen halutaan toimivan, voidaan siitä suorittaa vika-analyysi. Vikaanalyysistä saadaan tieto, mitkä järjestelmän osat ovat vikaherkkiä ja millä tavalla ne vaikuttavat verkon toimintaan ja normaalitilan palautumiseen. (Rämä, 2008, s. 14) Järjestelmän kuvauksen ja vika-analyysin jälkeen luodaan kohteelle luotettavuusmalli. Luotettavuusmalliin apuna käytetään tilastoitua tietoa, jota saadaan käyttökokemuksesta, mitä verkkoyhtiöt keräävät. Tilastotietona voi olla komponenttien korjausaika, vikataajuus ja keskeytyksistä aiheutuva haitta. Luotettavuustilastojen pohjalta voidaan suorittaa numeerinen luotettavuuslaskenta. (Rämä, 2008, s. 14) 5.7 Tekninen tausta PowerFactory-ohjelmiston käytölle luotettavuuslaskennassa Luotettavuuden arviointimenettelyssä otetaan huomioon verkon topologia, suojausjärjestelmät, rajoitukset sekä stokastiset vika- ja korjausmallit luotettavuusindeksien tuottamiseksi. Vikamallit kuvaavat, kuinka järjestelmän osat voivat epäonnistua, kuinka usein ne saattavat epäonnistua ja kuinka kauan niiden korjaaminen kestää, kun ne epäonnistuvat. Kuormitusmallit voivat koostua muutamasta mahdollisesta kuormitusvaatimuksesta, tai ne voivat perustua käyttäjän määrittelemiin kuormitusennusteiseen ja kasvusuunnitelmiin. Yhden tai useamman samanaikaisen vian ja tietyn kuormitustilan yhdistelmää kutsutaan järjestelmän tilaksi. PowerFactory:n järjestelmän tilan kehittämismoottori käyttää vikamalleja ja kuormitusmalleja rakentamaan luettelon asiaankuuluvista järjestelmän tiloista. Seuraavaksi FEA-moduuli analysoi viallisen järjestelmän tilat simuloimalla järjestelmän reaktioita näihin vikoihin. FEA vie sähkönsyöttöjärjestelmän useiden virhetilojen läpi. Virhetilat voivat sisältää tilanteita kuten: vianerotus avaamalla erotuskytkimet, vian poistaminen suojavarokkeita tai sulakkeita laukaisemalla, sähkön palautus sulkemalla normaalisti avoimet kytkimet, ylikuormituksen lievittäminen kuorman siirrosta ja kuorman irtoamisesta, sekä jännitteen rajoittaminen kuormitusta vähentämällä. FEA:n tavoitteena on määrittää, johtavatko järjestelmän viat keskeytyksiin ja jos johtaa, mikä osa järjestelmästä on vioittunut ja kuinka pitkäksi aikaa. FEA:n tulokset yhdistetään järjestelmän tilantuotantomoduulin antamiin tietoihin luotaessa luotettavuustilastot sisältäen indeksejä kuten SAIFI, SAIDI ja CAIFI. Järjestelmän tilatieto kertoo tilanteen odotetun esiintymistiheyden ja keston. Kuitenkaan näiden järjestelmätilojen kestoa ei pidä sekoittaa keskeytysaikaan. Esimerkiksi järjestelmän tila linjan katkeamisesta on voinut johtua oikosulusta kyseisellä linjalla ja kesto voi olla sama kuin kuin kyseisen linjan korjaamiseen tarvittava aika. Jos linja on kuitenkin yksi kahdesta rinnakkaisesta linjasta, on mahdollista, että mitään kuormitusta ei keskeytetä, koska rinnakkainen linja pystyy toimittamaan täyden kuormitusvirran. Vaikka jakelu keskeytyy katkeamalla, teho voidaan palauttaa verkon uudelleenkonfiguroinnilla, vianerottelu ja takaisinsyöttökytkimen sulkemisella. Keskeytys kestää siten saman ajan

27 27 (51) kuin palautus eikä korjauksen kestoaikaa. Kuvassa 9 on DIgSILENT:n luotettavuuden arviointikäytäntöä kuvaava kuvaaja. (DIgSILENT, 2018, ss ) KUVA 9 Luotettavuuden arviointikäytäntö (DIgSILENT, 2018, s. 921) 5.8 Stokastinen malli Stokastinen luotettavuusmalli on tilastollinen esitys vikojen määrästä ja korjauksen kestoajasta sähköjärjestelmän komponentille. Esimerkiksi linjalle saattaa tulla keskeytys oikosulun takia. Keskeytyksen jälkeen korjaus voi alkaa ja linja saadaan käyttöön onnistuneen korjauksen jälkeen. Jos kaksi tilaa linjasta A on määritelty käytössä ja korjauksen alla, niin linjan tilaa seuraamalla saadaan ajallisesti ketju keskeytyksiä ja korjauksia, jotka on selitetty kuvassa 10. (DIgSILENT, 2018, s. 923) KUVA 10 Stokastisen mallin havainne kuva (DIgSILENT, 2019, s. 923)

28 28 (51) 6 KJ-VERKON LUOTETTAVUUSLASKENTA Tässä kappaleessa lasketaan kahden erillisen lähdön luotettavuutta keskeytyskustannusten kautta. Kohdeverkon alueella on maakaapeloitu verkko lähdön 1J3 perässä ja ilmalinjalla toteutettu verkko lähdön 1J1 perässä. Työn aiheena on muuntamoautomaation vaikutusten arviointi luotettavuuslaskennan avulla, joten lähtö 1J3 on työn pääkohteena. Lähtö 1J1 toimii tässä työssä vertailtavana verkkona. 6.1 Järjestelmän kuvaus Laskennan kohteena toimii satunnainen verkon osa, missä sähköasemalta on useita johtolähtöjä. Lasken työssäni maakaapeloidun lähdön 1J3, sekä ilmalinjalla toteutetun lähdön 1J1 ja vertailen näiden laskentojen eroja tuloksissa. Maakaapeloitu lähtö sisältää 13 puistomuuntamoa ja 6,6 km KJ-maakaapelia. Asukkaita lähdön perässä on Puistomuuntamot on varustettu kauko-ohjatuilla kuormaerottimilla, joten jokaisen erottimen kytkentätoimet pystytään toteuttamaan käytönvalvonnasta käsin. Lähdön vikaantuessa varasyöttö yhteytenä voidaan käyttää viittä kiinteästi lähtöön liittyvää reittiä. Kolme erillistä johtolähtöä on kiinteästi yhteydessä verkkoon. Lähdöt, jotka toimivat varasyöttönä, ovat ilmalinjalla toteutettuja, mutta varasyötön ohjaus toimii 1J3 lähdön kaukokäyttöerottimien avulla, joten varayhteyksien käsikäyttöiset pylväserottimet ovat normaalitilanteessa kiinni. Kuvassa 11 on esitetty lähtö 1J3. Kuvassa on esitetty varasyöttöyhteytenä toimivat lähdöt 1J1, 1J2 ja 1J4, sekä erottimien asennot normaalitilanteessa: punaisella erottimet kiinni ja vihreällä erottimet auki. KUVA 11 Maakaapeloitu lähtö 1J3 (Vihreällä merkitty auki olevat erottimet normaalitilanteessa)

29 29 (51) Ilmalinjalla toteutettu lähtö 1J1 on jaettu 11 vyöhykkeeseen, joka sisältää 83,854 km KJ-ilmalinjaa ja jonka huipputeho on 1062 kw. Asiakkaita 1J1 lähdöllä on 485. Lähtö 1J1 pitää sisällään käsi- ja kaukoohjattuja pylväserottimia. Varasyöttö lähdölle on toteutettu kahdelta kiinteästi liittyvältä johtolähdöltä 1J3 ja 1J9. Varasyöttöyhteydet on toteutettu kaukokäyttöerottimilla, jotka ovat normaalitilanteessa auki. Kuvassa 12 on esitetty lähtö 1J1 ja varasyöttöyhteydet 1J3 ja 1J9. KUVA 12 Ilmalinja lähtö 1J1 (Vihreällä merkitty auki olevat erottimet normaalitilanteessa) Laskenta nykytilanteessa Laskennoissa tarkastellaan keskeytysten rahallisesti aiheuttamaa haittaa kuluttajille. Kuten aikaisemmin työssä on kerrottu, niin luotettavuutta voidaan tarkastella erilaisista näkökulmista ja tämän työn laskentaan valikoitui sähkön kuluttajiin vaikuttava haitta. Laskenta toteutetaan käyttämällä vyöhykkeitä. Vyöhyke on erottimien välinen raja. Keskeytyskustannukset lasketaan kaavalla 5 joka muuttuu laskennassa muotoon. K j = i I f i [a j + b j (t ij )t ij ] P j => K V = P f h(t) Kaavassa K V on keskeytyskustannus suhteessa johdon pituuteen. P on johtovälille vaikuttava teho pätötehona. f on johdon vikataajuus ja h(t) keskeytyskustannusten määrä. Laskennoissa olen käyttänyt kotitalousasiakkaita koskevia KAH-arvoja. Taajama-alueella voi kuitenkin yleisesti olla toiminnassa myös palveluja ja teollisuutta. Näiden KAH-arvot ovat suuremmat kuin kotitalousasiakkailla, joten keskeytyskustannukset voivat todellisuudessa olla laskettua suuremmat. Taulukkoon 4 on merkitty laskennoissa mukana olevien verkkojen 1J1 ja 1J3 vuoden 2018 pysyvien vikojen, pikajälleenkytkentöjen ja aikajälleenkytkentöjen määrät.

30 30 (51) TAULUKKO 4 Vikamäärät kohdeverkossa Johtolähdölle vaikuttava vikataajuus saadaan johtolähdöllle vaikuttavasta vikamäärästä sekä koko johtolähdön pituudesta. Laskut on esitetty liitteessä 1.1. Keskeytyskustannuksia laskiessa ei oteta huomioon johtolähtöjen PJK:ta eikä AJK:ta. Liitteen 1.1 mukaisesti 1J3 lähdön vikataajuus on 0,606 vikaa/km,a ja 1J1 lähdölle 0,0954 vikaa/km,a. Ilmalinjalla toteutetun lähdön johtopituus on huomattavasti suurempi ja tästä syystä vikataajuus kilometriä kohden on paljon pienempi kuin 1J3-lähdöllä Automaattinen vianrajaus Jos kohdeverkon kohdat, joissa on käytössä kaukokäyttöiset erottimet, pystyttäisiin varustamaan laitteistolla, mikä mahdollistaisi keskitetyn automaattisen vianerotuksen, vianrajaukseen kuluva aika putoaisi näissä kohdissa 15 minuutista muutamiin sekunteihin. Alla esitetyissä tuloksissa on keskeytyskustannusten arvo ( /vuosi) samoilla vyöhykkeillä kuin normaalitilanteessa, mutta pisteissä, joissa kytkentämuutoksiin on vaikuttanut kaukokäyttöinen erotin, on käytetty 15 minuutin kytkentäajan sijasta 10 sekunnin kytkentäaikaa.

31 31 (51) 6.2 Tulosten vertailu TAULUKKO 5 Luotettavuuslaskennan tulokset lähtö 1J3 nykytilanne Taulukossa 5 on esitetty 1J3-lähdön tulokset nykytilanteessa ja laskut ovat esitetty liitteessä 1.1. Koska johtolähdöllä 1J3 jokainen muuntamo on varustettu kaukokäyttöerottimella, laskennoissa on voitu käyttää samaa h(t):n arvoa. Keskeytysajaksi määritettiin 15 min, joka on mahdollinen käytönvalvojan käyttämä aika kytkentätilan muutoksiin. Johtopituudeltaan vyöhyke 2 oli pisin ja sen keskeytyskustannus onkin isoin koko 1J3-lähdöllä. TAULUKKO 6 Luotettavuuslaskennan tulokset lähtö 1J1 nykytilanne Taulukossa 6 on esitetty 1J1-lähdön tulokset nykytilanteessa ja laskut on esitetty liitteessä 2.1. Verrattuna 1J3-lähtöön 1J1-lähdöllä oli otettava enemmän huomioon, miten tietyn vyöhykkeen vikaantuminen vaikutti muihin vyöhykkeisiin, sillä lähtö ei sisältänyt pelkästään kaukokäyttö erottimia. Tästä syystä kytkentäaikojen eroja oli paljon lähdön eri pisteissä. Vyöhykkeen 7 keskeytyskustannus oli rahallisesti suurin. Tähän vaikutti suoraan se, että vikaa ei saada rajattua kaukokäyttöisillä erottimilla ja sen johtopituus oli suurin.

32 32 (51) TAULUKKO 7 Luotettavuuslaskennan tulokset lähtö 1J3 automaattisella vianrajauksella TAULUKKO 8 Luotettavuuslaskennan tulokset lähtö 1J1 automaattisella vianrajauksella Automaattisen keskitetyn vianrajauksen tuottaman säästön näkee suoraan vyöhykkeiden pienempinä keskeytyskustannuksina. Normaalitilanteessa 1J3-lähdön vyöhykkeellä 2 ja 1J1-lähdön vyöhykkeellä 7 on keskeytyskustannuksen arvo tippunut 1J3-lähdön 8278,7 eurosta 2135,9 euroon ja 1J1-lähdön ,9 eurosta ,1 euroon. Automaatiolla toimivan vianrajauksen tulokset vyöhykekohtaisesti on esitetty taulukoissa 7 ja 8. Kuvissa 13 ja 14 on esitetty pylväsdiagrammina kokonaisero nykyisessä tilanteessa ja automaatiolla toteutetussa tilanteessa. Pystydiagramilla keskeytyskustannusten määrä vuodessa.

33 /vuosi /vuosi 33 (51) 1J Nykyinen Kytkentätilanne Automaattinen KUVA 13 Keskeytyskustannuksen kokonaisero pylväsdiagrammina lähdöllä 1J3 1J Nykyinen Kytkentätilanne Automaattinen KUVA 14 Keskeytyskustannuksen kokonaisero pylväsdiagrammina lähdöllä 1J1 6.3 Luotettavuusindeksit Luotettavuusindeksit toimivat arvokkaina työkaluina arvioitaessa verkkoyhtiöiden suorituskykyä, joten keskeytyskustannusten lisäksi käytössä on kansainvälisesti käytössä oleva standardi IEEE 1366, jolla kuvataan sähköntoimitusvarmuutta koko verkkoyhtiön jakelualueella. Tätä varten Kanadassa on kehitetty tunnusluvut SAIFI, CAIDI ja SAIDI, joilla kuvataan luotettavuutta asiakkaan näkökulmasta. Käytössä on myös todella paljon enemmän erilaisia luotettavuusindeksejä, joiden esiintuomista en näe tarpeellisena, sillä niiden käyttö on todella paljon vähäisempää. (Lakervi & Partanen, 2009, s. 45)

34 34 (51) ABB:n TTT-käsikirjassa sähkönlaatua kuvaavat tunnusluvut ovat kuvattu alla esitetyllä tavalla. Jakelukohtaiset tunnusluvut tulevat kaavoilla: SAIFI = Verkon keskeytysten keskimääräisen lukumäärän indeksi kpl/asiakas SAIFI = n j N S (6) n j kaavassa asiakkailla olleiden keskeytysten kokonaislukumäärä. N S kaikkien asiakkaiden lukumäärä. SAIDI = Verkon keskeytysten keskimääräisen yhteenlaskettuun kestoajan indeksi h/asiakas SAIDI = i j t ij N s (7) Kaavassa t ij on asiakkaan j sähkötön aika keskeytyksen i johdosta. i keskeytyksien lukumäärä valitulla ajanjaksolla ja j asiakkaiden lukumäärä. CAIDI = Verkon asiakkaan keskeytysten keskipituuden indeksi h/keskeytys CAIDI = t ij i j j n j (8) Kaavassa n j :llä kuvataan keskeytysten määrää Esimerkki luotettavuusindeksien laskemisesta Laskettaessa SAIFI:a voidaan siinä käyttää aikaisemmin käytössä ollutta vikataajuutta. Tässä erotuksena se, että vikataajuus lasketaan jokaista asiakasta koskevaksi, sillä jokainen asiakas kokee saman verran vikoja vuodessa. Keskeytyskustannuksia laskettaessa laskettiin johtopituuteen verrattua vikataajuutta. SAIDIA:n laskettaessa ei lasketa enää erikseen vyöhykkeiden kokemia keskeytysaikoja vaan siihen tarvitaan jokaisen vyöhykkeen asiakasmäärä, joihin suhteutetaan keskeytysaika. Kun saadaan laskettua SAIFI ja SAIDI, pystytään nämä jakamalla laskemaan CAIDI. Asiakaskeskeisissä indekseissä käytetään molempien johtolähtöjen asiakasmäärää ja vikamäärää, jotta saadaan molemmat johtolähdöt samalle indeksille. SAIDI:a laskiessa olen ottanut lähdölle 1J3 vika-ajaksi kytkimien käyttöön menevän ajan 0,25 h ja 1J1 lähdölle pisimmän kytkentään menevän ajan 2 h. Jos asiakaskeskeiset indeksit haluttaisiin laskea tarkasti, pitäisi laskennassa ottaa käyttöön jokaiselle asiakkaalle erikseen vaikuttava kytkentäaika, mutta työn pääpaino ei ole indeksien laskeminen, joten indeksien laskenta otettiin huomioon laskentaesimerkkinä. Indeksien laskut on esitetty liitteessä 3.1. Asiakaskeskeisiksi indekseiksi saatiin taulukon 9 mukaiset tulokset.

35 35 (51) TAULUKKO 9 Asiakaskeskeiset indeksit lähtö 1J3 ja 1J1 6.4 PowerFactory-ohjelmiston käyttö luotettavuuslaskennassa PowerFactory on sähköjärjestelmän analysointiohjelmistosovellus, jota käytetään tuotanto-, siirto-, jakelu- ja teollisuusjärjestelmien analysointiin. Se kattaa kaikki toiminnot vakio-ominaisuuksista erittäin pitkälle kehitettyihin ja edistyksellisiin sovelluksiin, mukaan lukien tuulivoima, hajautettu tuotanto, reaaliaikainen simulointi ja suorituskyvyn valvonta järjestelmän testaukseen ja valvontaan. PowerFactory on helppokäyttöinen, täysin Windows-yhteensopiva ja yhdistää luotettavat ja joustavat järjestelmämallinnusominaisuudet uusimpien algoritmien ja ainutlaatuisen tietokantakonseptin avulla. Power- Factory soveltuu myös skriptien ja rajapintojen joustavuuden vuoksi erinomaisesti automatisoituihin ja integroituihin ratkaisuihin. Luotettavuuslaskeminen PowerFactory ohjelmistolla onnistuu, mutta PowerFactory tarvitsee luotettavuuslaskennan toteuttamiseksi todella tarkan mallinnuksen verkosta. (DIgSILENT, 2019) Järjestelmän kuvaus ja mallinnus PF 4 PowerFactoryn alkutilanteessa luodaan kohdeverkko. Kohdeverkon mallinnukseen on hyvä saada tarkasti tieto, minkälainen se on ja mitä se pitää sisällään. Kohdeverkon mallinnukseen asetetaan mm. jokaisen kaapelin tyyppi, pituus ja kaapelityyppikohtaiset oikosulkuvirrat sekä resistanssit. Muuntamoita tai erottimia luodessa pitää tietää komponenttien tyypit, niiden toiminta-ajat sekä vikataajuudet luotettavuuslaskentaa varten. Verkko tarvitsee toimiakseen myös sähköaseman, joten sähköaseman puolella releet piti asetella toimimaan vikatilanteessa oikein. Kuvassa 15 esitetty lähdön 1J3 mallinnus PowerFactoryllä. KUVA 15 Verkon mallinnus PowerFactory-ohjelmistolla

36 36 (51) 6.5 Automaattinen vianrajaus PowerFactory-ohjelmistolla PowerFactory-ohjelmistolla pystytään tarkastelemaan, miten tiettyyn pisteeseen luotu oikosulku vaikuttaa verkossa. Kuvassa 16 on esitetty verkon haluttuun pisteeseen syntyvä oikosulku, josta järjestelmä on lähettänyt tiedon sähköaseman lähdön releelle ja siitä käytönvalvontaan. Käytönvalvonnasta ollaan pystytty jatkotoimena avaamaan lähimpien muuntamoiden kuormaerottimet ja saatu rajattua alue ja palautettua sähkö terveeseen verkkoon. Verkon arvoja muuttamalla tilanne saadaan toimimaan myös automaattisella keskistetyllä vianrajauksella. KUVA 16 Kaapelille syntyvä oikosulku PowerFactory-ohjelmistolla

37 37 (51) 7 AUTOMAATTISEN VIANRAJAUKSEN KANNATTAVUUS Tässä kappaleessa käsittelen miten paikallinen ja keskitetty automaattinen vianrajaus pystytään toteuttamaan kohdeverkossa ja onko se miten kannattavaa luotettavuuslaskennan tulosten perusteella. 7.1 Paikallinen ja keskitetty vianrajaus automaattisesti Karkealla tasolla maakaapeliverkossa vikaindikointiin ja erotukseen soveltuva peruslaitteisto kustantaa noin 5000 /muuntamo mikäli käytettäisiin yhteytenä radiotekniikkaa. Vikaindikointi eli virtasensorit jokaiselle muuntamon johtolähdölle maksaisi noin 600. Jotta maakaapeloidussa rengaslähdöillä toteutetussa verkossa voidaan automaattinen vianerotus toteuttaa paikallisesti, vaaditaan sähköasemalle keskusyksikkö, joka ohjaa kenttälaitteiden toimintaa. Tallaisen keskusyksikön kustannus on noin Automaattinen vianrajaus paikallisesti vaatii verkon koosta riippuen jonkin verran konfigurointityötä. Jos vianrajaus toimisi keskitetyn järjestelmän kautta FLIR-ominaisuudella, tarvitaan verkkoyhtiöltä SCADA- ja DMS-järjestelmän yhteensovittamista. Tässä tilanteessa järjestelmä suunnittelee tarvittavat erotus- ja palautussekvenssit vian tultua ja toteuttaa ne automaattisesti. Tällaisessa tilanteessa paikallista konfigurointia ei tarvita, sillä järjestelmä osaa huomioida dynaamisen kytkentätilanteen. 7.2 Vikaindikaattorien sijoitus Vikaindikaattorit on järkevä sijoittaa verkon solmupisteisiin, sekä kohtiin missä kuormitus on suurinta. Maakaapeloitu lähtö 1J3 on suhteellisen lyhyt ja toimii säteittäisenä, joten jokaiselle muuntamon johtolähdölle ei ole järkevää sijoittaa vikaindikaattoreita. Kuvassa 17 on esitetty kohdeverkon muuntamoiden johtolähdöt, joihin olisi hyvä sijoittaa vikaindikaattorit. Johtolähdöt on esitetty kuvassa sinisellä. Laitteiston ylimalkainen lisääminen ei lisää merkittävästi luotettavuutta, mutta lisää merkittävästi investointien kustannuksia, joten laitteiston järkevä sijoittaminen on tärkeää. (Popovic;Glamocic;& Nimrihter, 2011) KUVA 17 Lähtö 1J3, sinisellä vikaindikaattoreilla varustetut lähdöt

38 38 (51) 7.3 Takaisinmaksuaika Jos lähdölle 1J3, joka sisältää 13 puistomuuntamoa hankittaisiin jokaiselle muuntamolle 5000 arvoinen peruslaitteisto, sähköasemalle 4000 arvoinen keskusyksikkö ja kuvan 26 mukaisesti 8 kertaa 600 /lähtö maksavat vikaindikaattorit, tulisi pelkkä laitteisto maksamaan Jos oletetaan työn hinnan olevan 30 % laitteiston hinnasta, koko laitteisto asennuksikseen tulisi maksamaan Kuten luotettavuuslaskennassa todennettiin, johtopituuteen suhteutettuna vuotuinen säästö automaattisella vianrajauksella on Jos lasketaan nettonykyarvomenetelmällä, mikä on vuotuinen takaisinmaksuaika 5 % diskonttaus korolla, saadaan kuvan 18 mukainen tilanne. Käytin nettonykyarvomenetelmä laskemiseen Excelissä olevaa NPV kaavaa, mihin arvoiksi asetettiin investoinnin kokonaishinta, vuotuinen säästö ja diskonttaus korko. Nettonykyarvomenetelmässä pyritään määrittämään investoinnin nettonykyarvo diskonttaamalla investoinnin tuottamat rahavirrat sekä mahdollinen positiivinen jälleenmyyntiarvo nykyhetkeen. Tätä tarvitaan, sillä nykyraha on tulevaisuuden rahaa arvokkaampaa. Kun laskennassa on laskettu yhteen nettotulot ja diskontattu nykyhetkeen, vähennetään siitä investoinnin hankintameno. Diskonttauskorko on siis investoinnin tuottovaatimus. Tällä tavalla laskettaessa on tosin huomioitava, että on käytetty vain vuoden 2018 vikatilastoja, jolloin lähdöllä 1J3 on ollut neljä pysyvää vikaa. Vuotuinen vikamäärä voi vaihdella paljonkin ja sen takia laskelmat ovat suuntaa antavia. Kuvan 18 mukaisesti laitteisto olisi maksanut itsensä takaisin 5 vuodessa. Tietenkin laitteiston huoltoon ja kunnossapitoon voi mennä rahaa, mutta sitä ei ole tässä otettu huomioon. (Rahoittaja, 2019) KUVA 18 Automaattisen vianrajauksen laitteiston ja asennuksen takaisinmaksuaika