ANTTI KOTO TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLISET RAJAPINNAT SÄHKÖNJAKELUVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA. Diplomityö

Transkriptio

1 ANTTI KOTO TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLISET RAJAPINNAT SÄHKÖNJAKELUVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA Diplomityö Tarkastaja: yliopistonlehtori Sami Repo Tarkastaja ja aihe hyväksytty Tieto- ja sähkötekniikan tiedekuntaneuvoston kokouksessa 7. lokakuuta 2009

2 II TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma KOTO, ANTTI: Tietojärjestelmien väliset rajapinnat sähkönjakeluverkon käyttötoiminnassa Diplomityö, 102 sivua, 2 liitesivua Toukokuu 2010 Pääaine: Sähköenergiajärjestelmät Tarkastaja: yliopistonlehtori Sami Repo Avainsanat: sähkönjakeluverkon käyttötoiminta, tietojärjestelmät, tiedonsiirron rajapinnat, tietojärjestelmien integrointi, CIM, ESB Sähkönjakeluyhtiöiden toiminta perustuu tietojärjestelmien laajamittaiseen hyödyntämiseen. Sähkönjakeluverkon käyttötoiminnassa tärkeimpiä tietojärjestelmiä ovat käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmät, joiden lisäksi tarvitaan tietoja verkko-, asiakas- ja mittaustietojärjestelmistä sekä energiamittausten luentajärjestelmästä. Eri tietojärjestelmissä ylläpidettävien tietojen hyödyntäminen edellyttää tietojärjestelmien välistä integraatiota ja hyvin määriteltyjä tiedonsiirron rajapintoja. Tämän diplomityön tavoitteena oli kartoittaa sähkönjakeluverkon käyttötoiminnassa nykyisin käytettyjä tietojärjestelmien välisiä rajapintoja ja niiden kehitystarpeita. Tutkimustapoina käytettiin kirjallisuusselvitystä, asiantuntijoiden haastatteluja sekä tiedonsiirron rajapintojen käytännön toteutusta ADINE-tutkimusprojektissa. Tehtyjen tarkastelujen pohjalta luotiin visio tulevaisuuden tietojärjestelmäympäristöstä ja tarkasteltiin sen tarjoamia etuja nykyisiin ratkaisuihin verrattuna. Nykyiset sähköverkkoyhtiöissä käytetyt rajapinnat ovat yhtiö- ja tuotekohtaisesti suoraan kahden tietojärjestelmän välille sovitettuja ratkaisuja. Käytetyt tiedonsiirtotekniikat vaihtelevat itse sovitetuista siirtotiedostoista suurten ohjelmistoyhtiöiden kehittämiin integrointialustoihin. Vakiintuneita tiedonsiirtotapoja ei käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmän välistä rajapintaa lukuun ottamatta ole. Avoimien standardirajapintojen puuttuessa tietojärjestelmien integrointiprojektit ovat usein työläitä ja kalliita. Tulevaisuudessa sähkönjakeluyhtiöiden tietojärjestelmät tulisi integroida erillisen palveluväylän (Enterprise Service Bus, ESB) kautta standardirajapintoja ja yhteistä tietomallia hyödyntäen. Standardirajapinnoiksi ja tietomalliksi sopisi kahdesta IECstandardista (IEC & IEC 61968) koostuva CIM (Common Information Model), joka on nykyisin vielä osittain kehitysasteella. Tiedonsiirron toteutustasolla tärkeimpiä tekniikoita ovat XML ja Web Services. Suurimpia standardirajapintojen käytöstä saatavia hyötyjä ovat rajapintojen kokonaismäärän väheneminen, uusien tietojärjestelmien ja liiketoimintojen käyttöönoton nopeutuminen sekä verkkoyhtiöiden ja palveluntarjoajien välisen kommunikoinnin selkeytyminen.

3 III ABSTRACT TAMPERE UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Master s Degree Programme in Electrical Engineering KOTO, ANTTI: Interfaces between information systems in distribution network operations Master of Science Thesis, 102 pages, 2 Appendix pages May 2010 Major: Electrical energy systems Examiner: University lector Sami Repo Keywords: Distribution network operations, information systems, data transfer interfaces, integration of information systems, CIM, ESB The operation of the distribution network companies is based on large-scale utilization of information systems. In distribution network operations, the most important information systems are the distribution management system (DMS) and the supervisory control and data acquisition (SCADA) system. In addition, also information from the network and customer information systems, the meter data management system and the meter reading system is needed. The utilization of the information maintained in different information systems requires system integration and well-defined data transfer interfaces. The main objectives of this thesis were to survey the interfaces between information systems used in distribution network operations and to find out their most essential development needs. The research methods included literature research, expert interviews and practical implementation of data transfer interfaces in the ADINE research project. Based on the executed studies a vision of the future information systems environment was created and the benefits it offers were evaluated. The interfaces between information systems used in distribution network companies are nowadays company and product specific solutions customized directly between two information systems. The data transfer techniques vary from self-customized file transfers to well-known integration platforms developed by major software companies. There are no established data transfer technologies except the data transfer interface between DMS and SCADA. As a consequence of the lack of open standard interfaces, the information system integration projects are often burdensome and expensive. In the future the information systems used in distribution network companies should be integrated via an enterprise service bus (ESB) using standard interfaces and standard information model. One candidate for the standard interfaces and information model is known as CIM (Common Information Model). The CIM consists of two IEC standards (IEC & IEC 61968) which are still partly under development. At the data transfer implementation level the most important technologies are XML and Web Services. The most significant benefits gained from the utilization of open standard interfaces are the reduction of the total amount of interfaces, the acceleration of the commissioning of new information systems and business functions and the clarification of the communication between network companies and service providers.

4 IV ALKUSANAT Tämä diplomityö on tehty Tampereen teknillisessä yliopistossa Sähköenergiatekniikan laitoksella. Työ liittyy EU:n kuudennen puiteohjelman ADINE-tutkimusprojektiin (Active Distribution Network), jossa kehitetään menetelmiä ja sovelluksia hajautettua tuotantoa sisältävien aktiivisten sähkönjakeluverkkojen hallintaan. Työn tarkastajana ja ohjaajana toimi yliopistonlehtori Sami Repo, jota haluan kiittää asiantuntevasta ohjauksesta sekä hyvistä kommenteista ja ideoista. Toisena lausunnon antajana työssäni toimi DI Matti Kärenlampi ABB Oy:stä. Hänelle haluan osoittaa kiitokset arvokkaista neuvoista ja avusta työni aikana. Kiitän myös muita projektiin osallistuneita sekä koko Tampereen teknillisen yliopiston Sähköenergiatekniikan laitosta kannustavasta ja viihtyisästä työilmapiiristä. Työ perustui olemassa olevaan kirjallisuuteen sekä sähköverkkoyhtiöissä työskenteleville asiantuntijoille tehtyihin henkilökohtaisiin haastatteluihin. Haastateltuja henkilöitä olivat Ville Maksimainen Vattenfall Verkko Oy:stä, Aimo Rinta-Opas Koillis- Satakunnan Sähkö Oy:stä, Petteri Koli, Antti Vähälä ja Marko Määttä Fortum Sähkönsiirto Oy:stä, Petri Sihvo ja Juha Järvensivu Tampereen Sähköverkko Oy:stä sekä Jari Martikainen Helen Sähköverkko Oy:stä. Kiitän kaikkia haastatteluihin osallistuneita mielenkiintoisista ja avartavista keskusteluista, jotka antoivat allekirjoittaneelle paljon ajankohtaista tietoa sähköverkkoyhtiöiden toiminnasta. Erityiset kiitokset haluan osoittaa vanhemmilleni ja veljelleni läpi elämäni jatkuneesta tuesta ja kannustuksesta. Kiitokset myös kaikille ystäville, tutuille ja sukulaisille, jotka olette monin eri tavoin mahdollistaneet opintojeni etenemisen ja valmistumisen. Tampereella Antti Koto

5 V SISÄLLYS 1 JOHDANTO TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA Sähkönjakeluverkon käyttötoiminta Sähkönjakelujärjestelmä Sähkönjakeluautomaatio Käyttötoiminnan tavoitteet Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmät Käytönvalvontajärjestelmä Käytöntukijärjestelmä Verkkotietojärjestelmä Asiakastietojärjestelmä Mittaustietojärjestelmä Energiamittausten luentajärjestelmä Muut tietojärjestelmät Sähköverkkoliiketoiminnan kehittyminen Sähkömarkkinoiden vapautuminen Ulkoistaminen ja ostopalvelut Älykäs sähköverkko TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO Tiedonsiirtotarpeet sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmissä XML ja tiedon rakenteistaminen Tiedonsiirtomenetelmät Siirtotiedostot Tietokantaliitynnät ja tietovarastointi Ohjelmointirajapinnat ja sovittimet Väliohjelmistot Tiedonsiirtostandardit valvomon tietojärjestelmissä ELCOM OPC TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI Tietojärjestelmät osana yritysarkkitehtuuria Tietojärjestelmien integroinnin terminologiaa Yritysjärjestelmien integrointi (EAI) Palvelukeskeinen arkkitehtuuri (SOA) Palveluväylä (ESB) Viestipohjainen integraatio palveluväylää käyttäen Web Services Java Message Service... 42

6 VI 4.4 CIM standardi sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmien integrointiin Standardin sisältö ja nykyinen tila Abstrakti tietomalli sähköverkkoalan tarpeisiin Rajapinnat sähkönjakeluyhtiöiden liiketoiminnoille Yhteensovitus IEC sähköasemastandardin kanssa Soveltuvuus suomalaisen sähkönjakeluverkon käyttötoimintaan RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA Energiamittausten luentajärjestelmät AMR-mittareiden ominaisuuksia Rajapinnat energiamittausten luentajärjestelmissä AMR-mittareiden hyödyntäminen sähköverkon käyttötoiminnassa Sähkön laadun seurantajärjestelmät Suojareleiden häiriötallenteet Erilliset sähkön laatua valvovat mittalaitteet Etäluettavat energiamittarit sähkön laadun valvonnassa RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ Yleisimmät tietojärjestelmätuotteet Verkkoyhtiöiden tietojärjestelmäkokonaisuuksia Vattenfall Verkko Oy Koillis-Satakunnan Sähkö Oy Fortum Distribution Finland Tampereen Sähköverkko Oy Helen Sähköverkko Oy Rajapintojen kehitystarpeet TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ Tietojärjestelmiltä vaadittavia ominaisuuksia Tavoiteltava järjestelmäkokonaisuus Saavutettavat edut Siirtyminen kohti uusia integrointiratkaisuja RAJAPINTOJEN TOTEUTUS TUTKIMUSPROJEKTISSA ADINE-projekti Hajautettu sähköntuotanto Jännitteensäätö sähkönjakeluverkossa Koordinoitu jännitteensäätö Laitteet ja ohjelmistot RTDS-simuloinnit Demonstraatio todellisessa sähkönjakeluverkossa Rajapinnat Siirtotiedostot OPC... 88

7 VII COM ODBC Toteutuksen arviointi YHTEENVETO LÄHTEET LIITE 1: HAASTATTELUKYSYMYKSET

8 VIII MERKINNÄT JA LYHENTEET ABB ADINE AM/FM/GIS AMI AMR API ASCII ATJ BPM CIM CIS COM DA DBMS DCOM DLMS/COSEM DMS EAI EDI EDIEL ELCOM EPRI ESB FTP GID GIS HTTP ICT IEC IRM ISO JDBC JMS KAH KTJ KVJ LAN Asea Brown Boweri Oy Active Distribution Network -projekti Automated Mapping / Facilities Management / Geographic Information System Advanced Metering Infrastructure Automatic Meter Reading Application Programming Interface American Standard Code for Information Interchange Asiakastietojärjestelmä Business Process Management Common Information Model Customer Information System Component Object Model Distribution Automation Database Management System Distributed Component Object Model Device Language Message System / Companion Specification for Energy Metering Distribution Management System Enterprise Application Integration Electronic Data Interchange Electronic Data Interchange for the Electricity Industry Electricity Utilities Communication Electric Power Research Institute Enterprise Service Bus File Transfer Protocol Generic Interface Definition Geographic Information System Hypertext Transfer Protocol Information and Communication Technologies International Electrotechnical Commission Interface Reference Model International Organization for Standardization Java Database Connectivity Java Message Service Keskeytyksen aiheuttama haitta Käytöntukijärjestelmä Käytönvalvontajärjestelmä Local Area Network

9 IX MDMS MEP MOM NIS NIST OASIS ODBC OLE OMG OPC OPC DA OPC UA OSI RDF RPC RTDS SCADA SG SOA SOAP SQL TCP/IP UDDI UML VTJ W3C WS WSDL WWW XML XSLT Meter Data Management System Message Exchange Pattern Message Oriented Middleware Network Information System National Institute of Standards and Technology Organization for the Advancement of Structured Information Standards Open Database Connectivity Object Linking and Embedding Object Management Group OLE for Process Control OPC Data Access OPC Unified Architecture Open Systems Interconnection Resource Description Framework Remote Procedure Call Real Time Digital Simulator Supervisory Control and Data Acquisition Smart Grid Service Oriented Architecture Simple Object Access Protocol Structured Query Language Transmission Control Protocol / Internet Protocol Universal Description, Discovery and Integration Unified Modeling Language Verkkotietojärjestelmä World Wide Web Consortium Web Services Web Services Description Language World Wide Web Extensible Markup Language Extensible Stylesheet Language Transformations

10 1 1 JOHDANTO Sähkönjakelu on merkittävä liiketoiminta-alue, jonka tärkeimpänä liiketoimintaprosessina on sähkön toimitus asiakkaille. Tätä tukevia toimintoja ovat esimerkiksi sähköverkon käyttötoiminta, rakentaminen, suunnittelu, mittaukset ja asiakkuudenhallinta. Toimintojen tukena käytetään useita erilaisia tietojärjestelmiä. Sähköverkkoyhtiön tärkeimpiä tietojärjestelmiä ovat käytönvalvontajärjestelmä, käytöntukijärjestelmä, verkkotietojärjestelmä, asiakastietojärjestelmä, mittaustietojärjestelmä sekä energiamittausten luentajärjestelmä. Järjestelmät voivat olla joko yhtiön omassa tai ulkopuolisen palveluntarjoajan hallinnassa. Monet tietojärjestelmien sisältämät sovellukset tarvitsevat toiminnoissaan tietoja myös muista tietojärjestelmistä. Tarvitaan siis tietojärjestelmien välistä tiedonsiirtoa ja hyvin määriteltyjä tiedonsiirron rajapintoja. Sähkömarkkinoiden vapautuminen on muuttanut sähköverkkoliiketoimintaa. Vuonna 1995 voimaan tullut sähkömarkkinalaki (386/1995) pakotti sähkölaitokset erottamaan sähkön tuotannon, myynnin ja jakelun toisistaan kirjanpidollisella tasolla. Vuonna 2004 voimaan astunut laki sähkömarkkinalain muuttamisesta (1172/2004) vei eriyttämisvaatimuksen vielä pidemmälle vaatien suurissa sähköyhtiöissä toimintojen eriyttämistä omiksi yhtiöikseen viimeistään vuoden 2007 alkuun mennessä. Suuriksi sähköyhtiöiksi laissa määritellään yhtiöt, joiden pienjänniteverkkoon toimittama vuotuinen sähköenergiamäärä on kolmen vuoden ajan ollut vähintään 200 GWh. Lainmuutosten seurauksena sähkön tuotannosta ja myynnistä on tullut vapaasti kilpailtua liiketoimintaa, mutta siirto ja jakelu ovat säilyttäneet asemansa luonnollisena monopolina. Monopoliasemassa toimivien verkkoyhtiöiden toimintaa valvoo Energiamarkkinavirasto. Toimintojen eriyttämisen lisäksi sähkömarkkinalaki velvoittaa sähkönjakeluyhtiöt tehostamaan toimintaansa ja tekemään taseselvityksen eli selvittämään sähkömarkkinoilla toimivien osapuolten väliset sähköntoimitukset oman verkkonsa osalta. Sähköverkkoyhtiöissä lainmuutokset ovat näkyneet toiminnan tehostamiseen tähtäävinä uusina toimintatapoina, kuten liiketoimintojen ulkoistamisena ja ostopalveluiden käytön yleistymisenä. Toimintaympäristön muutokset ovat asettaneet uusia vaatimuksia myös verkkoyhtiöiden tietojärjestelmille. Etäluettavien energiamittareiden käyttöönotto, liiketoimintojen ulkoistaminen sekä korostuneet vaatimukset sähkön laadulle ja asiakaspalvelulle ovat lisänneet tietojärjestelmiltä vaadittavien toimintojen määrää ja tiedonsiirtotarpeita. Tulevaisuudessa hajautetun sähköntuotannon lisääntyminen ja älykkäät sähköverkot tulevat entisestään kasvattamaan tietojärjestelmien kehitykseen kohdistuvia paineita. Verkkoyhtiöissä nykyisin käytössä olevat tietojärjestelmät on pääosin suunniteltu toimintaympäristöön, jossa sähkönjakeluverkko toimii passiivisena sähkönsiirron välineenä ja verkkoyhtiöt tuottavat suurimman osan toiminnoistaan omana työnään. Järjestelmien

11 1 JOHDANTO 2 soveltuminen uuteen toimintaympäristöön vaatii runsaasti kehitystyötä etenkin tiedonsiirron rajapintojen osalta. Tämän työn tavoitteena on ollut kartoittaa sähkönjakeluverkon käyttötoiminnassa nykyisin hyödynnettävien tietojärjestelmien välisiä rajapintoja ja niiden kehitystarpeita. Pääpaino on valvomon tietojärjestelmien välisissä rajapinnoissa, joista tarkastelun alla ovat erityisesti käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmiin liittyvät reaaliaikatiedonsiirron rajapinnat. Verkkotietojärjestelmän, asiakastietojärjestelmän ja mittaustietojärjestelmän rajapintoja käsitellään soveltuvilta osin sähköverkon käyttötoiminnan näkökulmasta. Lisäksi työssä tarkastellaan etäluettavien energiamittareiden ja sähkön laadun mittauksissa hyödynnettävien mittalaitteiden yleistymisen vaikutusta tietojärjestelmien välisiin rajapintoihin. Sähköasemat sekä sähköasemien ja valvomon välinen tiedonsiirto on rajattu työn ulkopuolelle. Työ tehtiin pääosin kirjallisuusselvityksenä käyttäen apuna alan asiantuntijoille tehtyjä haastatteluja. Työn teoriaosuudessa selvitettiin kirjallisuuslähteiden pohjalta sähkönjakeluverkon tietojärjestelmien kehitystä sekä tiedonsiirron rajapintoihin ja tietojärjestelmien integrointiin liittyvää tekniikkaa ja standardeja. Teoriaosuus alkaa luvusta 2, jossa käsitellään sähkönjakeluverkon käyttötoimintaa ja tietojärjestelmiä. Lisäksi luvussa käydään läpi sähköverkkoliiketoiminnassa tapahtuneita muutoksia ja niiden vaikutuksia tietojärjestelmäympäristöön. Luvussa 3 esitellään tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon käytettyjä menetelmiä ja standardeja. Teoriaosuuden päättää luku 4, jossa käsitellään tietojärjestelmien integrointia sekä yleisellä tasolla että sähköverkkoyhtiöiden näkökulmasta, keskittyen erityisesti tietojärjestelmien välisten rajapintojen standardointiin. Työn soveltavassa osiossa kartoitettiin nykyisiä tietojärjestelmien välisiä rajapintoja ja niiden kehitystarpeita käyttäen apuna sekä kirjallisuuslähteitä että alan asiantuntijoiden haastatteluja. Luku 5 käsittelee etäluettavien energiamittareiden ja sähkön laatua valvovien mittalaitteiden yleistymistä, jonka seurauksena verkosta saatava mittaustiedon määrä on moninkertaistunut. Tarve käsitellä entistä suurempia tietomääriä on asettanut uusia vaatimuksia tietojärjestelmien väliselle tiedonsiirrolle. Luku 6 sisältää asiantuntijoiden haastatteluihin ja aikaisemmin tehtyihin tutkimuksiin perustuvan selvityksen jakeluyhtiöiden tietojärjestelmistä sekä niiden välisten rajapintojen nykytilasta ja kehitystarpeista. Teoriaosuuden ja tehtyjen tarkastelujen perusteella muodostettiin luvussa 7 visio tulevaisuuden tietojärjestelmäympäristöstä ja sen tarjoamista eduista nykyisiin järjestelmäkokonaisuuksiin verrattuna. Työhön kuului lisäksi tiedonsiirron rajapintojen käytännön toteutus osana EU:n rahoittamaa ADINE-tutkimusprojektia. Projektissa kehitetään uusia menetelmiä ja sovelluksia hajautettua tuotantoa sisältävien aktiivisten sähkönjakeluverkkojen hallintaan. Luvussa 8 esitelty toteutus sisältää tarvittavat rajapinnat projektissa kehitetyn MAT- LAB-sovelluksen ja valvomon tietojärjestelmien välille. Tietojärjestelmien rajapintojen hyödyntäminen käytännössä antoi pohjaa työssä tehdyille teoreettisille tarkasteluille.

12 3 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA Sähkönjakeluverkon käyttötoiminta perustuu laajamittaiseen tietojärjestelmien hyödyntämiseen. Käyttötoiminnan kannalta tärkeimpiä tietojärjestelmiä ovat käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmä, jotka tarvitsevat sovelluksissaan tietoja myös verkko- ja asiakastietojärjestelmistä. Viime vuosina tapahtunut etäluettavien energiamittareiden yleistyminen on lisäksi lisännyt mittaustietojärjestelmän ja energiatietojen luentajärjestelmän merkitystä ja mahdollistanut myös pienjänniteverkon valvonnan. 2.1 Sähkönjakeluverkon käyttötoiminta Sähkönjakeluverkon käyttötoiminnalla tarkoitetaan verkon käytönaikaista valvontaa ja ohjausta. Käyttötoiminnan tärkeimpiä tehtäviä ovat käyttötoimintojen suunnittelu, verkon tilan jatkuva seuranta ja ohjaus, häiriötilanteiden hallinta sekä verkkokomponenttien kunnossapidon käytännön toteutus [Lak08]. Toimintaa ohjataan sähkönjakeluyhtiön valvomosta käyttäen apuna sähkönjakeluautomaation tarjoamia tietoteknisiä apuvälineitä sekä erilaisia kommunikaatiovälineitä, kuten puhelinta. Seuraavissa luvuissa käydään läpi sähkönjakeluverkon rakennetta ja käyttötoimintaa Sähkönjakelujärjestelmä Sähkönjakelujärjestelmä koostuu primääri- ja sekundäärijärjestelmistä. Primäärijärjestelmällä tarkoitetaan varsinaista sähkönjakeluverkkoa, joka koostuu alueverkosta, sähköasemista, keskijänniteverkosta, jakelumuuntamoista ja pienjänniteverkosta. Suomessa tyypillisesti käytettyjä jännitetasoja ovat alueverkon 110 kv, keskijänniteverkon 20 kv ja pienjänniteverkon 400 V. Jakeluverkon tärkeimpänä osana voidaan pitää keskijänniteverkkoa, josta noin 90 % sähkönkäyttäjien kokemista keskeytyksistä on peräisin. Keskijänniteverkko on rakenteeltaan silmukoitu, mutta sitä käytetään säteittäisenä. Silmukoinnilla parannetaan verkon käyttövarmuutta erilaisissa vika- ja huoltotilanteissa. Säteittäin käytettynä verkon suojaus on kuitenkin huomattavasti silmukoitua verkkoa yksinkertaisempaa. Pienjänniteverkot rakennetaan yleensä säteittäisinä. Maaseudulla verkko koostuu pääsääntöisesti keskijänniteverkon avojohdoista ja pienjännitteisistä ilmakaapeleista. Kaupungeissa ja taajamissa käytetään maakaapeleita. [Lak08] Sekundäärijärjestelmä koostuu sähkönjakeluprosessin hallintaan käytettävistä laitteista ja tietojärjestelmistä. Näitä ovat esimerkiksi sähköasemilla olevat suojareleet ja apujännitejärjestelmät, verkkoon asennetut vianilmaisimet ja laatumittarit, asiakkaiden

13 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 4 etäluettavat energiamittarit, valvomon käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmät sekä sähkönjakeluyhtiön muut tieto- ja tiedonsiirtojärjestelmät. Sähkönjakeluverkon vaatimusten mukainen suojaus ja kustannustehokas käyttötoiminta perustuvat näiden laitteiden ja järjestelmien laajamittaiseen hyödyntämiseen. Sekundäärijärjestelmistä käytetään yleisesti nimitystä sähkönjakeluautomaatio. [Lak08] Sähkönjakeluautomaatio Sähkönjakeluautomaatiolla (Distribution Automation, DA) tarkoitetaan sähkönjakeluverkon käyttötoiminnan automatisointia tietoteknisten apuvälineiden avulla. Nykyisten sähkönjakeluverkkojen tehokkuus, luotettavuus ja käytettävyys sekä sähkön laatu perustuvat pitkälti näiden apuvälineiden hyödyntämiseen. Tärkeimpiä apuvälineitä ovat sähköasemien suojareleet ja valvomon tietojärjestelmät sekä niiden väliseen kommunikointiin tarvittavat tiedonsiirtojärjestelmät. Sähkönjakeluautomaatio voidaan jakaa yhtiö-, valvomo-, sähköasema-, verkosto- ja asiakasautomaatioon kuvan 2.1 mukaisesti. Eri automaatiotoiminnoilla on erilaiset tiedonsiirron luotettavuus-, kapasiteetti- ja aikakriittisyysvaatimukset. Vaatimuksista riippuen eri toiminnoissa käytetään erilaisia tiedonsiirtotekniikoita. Automaatiotasojen välisessä kommunikaatiossa käytettäviä tiedonsiirtotekniikoita ovat esimerkiksi radiolinkkiyhteys, valokuitu, kiinteä kaapeli, radiopuhelinverkko, lanka- ja matkapuhelinverkot sekä sähköverkkotiedonsiirto. [Lak08] 110 / 20 kv Yhtiötason automaatio Muut tietojärjestelmät Tietokoneverkko Sähköasemaautomaatio Asiakastietojärjestelmä Valvomoautomaatio Verkkotietojärjestelmä Käytöntukijärjestelmä Käytönvalvontajärjestelmä Suojareleet Ala-asema Tietoliikennejärjestelmät Verkostoautomaatio Ala-asema Tiedonsiirto 20 / 0.4 kv Asiakasautomaatio Kuva 2.1. Sähkönjakeluautomaatioon eri tasot lähdettä [Lak08] mukaillen.

14 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 5 Jokaisella automaatiotasolla on omat toimintonsa ja tehtävänsä. Yhtiötason automaation keskeisiä tehtäviä ovat käyttötoiminnan suunnittelu, tietojärjestelmien välinen tiedonsiirto sekä yleinen käyttötoimintaan liittyvä tiedonhallinta. Valvomoautomaatio keskittyy verkon tilan seurantaan ja ohjaukseen sekä häiriötilanteiden hallintaan käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmän avulla. Sähköasema-automaatio sisältää suojareleiden toiminnan, virta- ja jännitemittauksia, kytkinlaitteiden ohjauksia ja käämikytkimellä suoritettavan jännitteensäädön. Sähköasemilla voi olla myös valmiudet paikallisen käytönvalvontajärjestelmän käyttöön. Verkostoautomaatioon kuuluu erottimien kaukoohjaukset, verkossa olevat virta- ja jännitemittaukset sekä vianilmaisimien tiedonsiirto. Asiakasautomaation toimintoja ovat tariffiohjaukset, energiatietojen kaukoluenta sekä kuormitusten kytkentä ja ohjaus. Sähköverkon käyttötoiminnan kannalta kaikki edellä mainitut sähkönjakeluautomaation tasot ja niiden väliset tiedonsiirtotekniikat ovat tärkeitä. Tässä työssä sähkönjakeluverkon käyttötoimintaa tarkastellaan yhtiö- ja valvomotason automaation näkökulmasta. [Lak08] Käyttötoiminnan tavoitteet Sähkönjakeluverkon käyttötoiminnan tavoitteena on sähkön laadun, turvallisuuden, asiakaspalvelun ja taloudellisuuden ylläpito lyhyellä aikavälillä (sekunneista muutamiin kuukausiin). Pitkällä aikavälillä toiminnan kustannustehokkuudesta vastaavat liiketoimintasuunnittelu ja verkon suunnittelun eri muodot. Käyttötoiminnassa erityisesti verkon turvallisuus ja käyttövarmuus korostuvat. Kokonaisuutena kysymyksessä on monipuolinen optimointiprosessi, jonka tavoitteena on kokonaiskustannusten minimointi teknisten reunaehtojen puitteissa. Sähköverkon suunnittelua ja käyttöä rajoittavia teknisiä reunaehtoja ovat johdinten terminen kestoisuus ja oikosulkukestoisuus, verkoissa sallittavat jännitteenalenemat, käyttövarmuusvaatimukset, vikavirtasuojauksen toimivuus sekä sähköturvallisuussäännösten täyttyminen. [Lak08] Sähkönjakeluverkon käyttötoiminnassa kokonaiskustannukset koostuvat tehohäviöiden ja keskeytysten aiheuttamista kustannuksista sekä työkustannuksista. Tehohäviöt syntyvät johtojen resistansseissa ja muuntajissa tyhjäkäynti- ja kuormitushäviöinä. Häviöitä voidaan pienentää verkostosuunnittelun keinoin kasvattamalla johtojen poikkipinta-alaa tai mitoittamalla muuntajat vastaamaan paremmin todellista tehontarvetta. Käyttötoiminnan keinoin häviöitä voidaan pienentää verkon kytkentätilaa optimoimalla sekä jännitteensäädön avulla verkon jännitetasoa nostamalla. Keskeytyksistä aiheutuvia kustannuksia voidaan tarkastella sekä sähköyhtiön että asiakkaan näkökulmasta. Sähköyhtiön näkökulmasta kustannuksia aiheutuu toimittamatta jäävästä sähköstä sekä keskeytyksen luonteesta riippuen joko kunnossapito- tai viankorjauskustannuksista. Asiakkaalle keskeytyksestä aiheutuvaa haittaa voidaan arvioida asiakasryhmä- ja keskeytystyyppikohtaisilla KAH-arvoilla (keskeytyksen aiheuttama haitta), joiden suuruuksia on selvitetty vuosina tehdyssä tutkimuksessa [Sil05]. Energiamarkkinaviraston valvontamallissaan käyttämät KAH-arvot ovat kyseiseen tutkimukseen perustuvia yksinkertaistettuja arvoja, jotka löytyvät lähteestä [EMV07]. Pitkistä, yli 12 tuntia kestävistä, keskeytyksistä verkkoyhtiö on velvoitettu maksamaan asiakkaalle vakiokorvaus

15 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 6 sähkömarkkinalain mukaisesti. Keskeytyskustannuksia voidaan pienentää parantamalla verkon käyttövarmuutta esimerkiksi verkon kaapelointiastetta nostamalla, uusia sähköasemia tai varayhteyksiä rakentamalla, ylijännitesuojausta parantamalla ja viankorjausprosessia sekä valvomoautomaatiota kehittämällä. [Lak08] 2.2 Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmät Tietojärjestelmällä tarkoitetaan yleisesti laitteista, ohjelmistoista, tietokannoista ja niiden välisistä vuorovaikutussuhteista koostuvaa järjestelmää, jonka tehtäviin kuuluu informaation keruu, käsittely, varastointi, analysointi sekä välitys. Myös järjestelmää käyttävät henkilöt voidaan nähdä osana tietojärjestelmää. Kuvassa 2.2 on esitetty sähkönjakeluverkon käyttötoiminnan kannalta oleellisten tietojärjestelmien ja verkkoyhtiön keskeisimpien liiketoimintojen välisiä yhteyksiä. Tietojärjestelmiä esittävien laatikoiden päällekkäiset reunat kuvaavat tärkeimpiä järjestelmien välisiä rajapintoja. Mittausten luentajärjestelmä Tuntimittaukset Mittaukset energiamittaus, taseselvitys Mittaustietojärjestelmä Asiakastietojärjestelmä Asiakkuudenhallinta laskutus, asiakaspalvelu Suunnittelu, rakentaminen ja kunnossapito Verkkotietojärjestelmä Käytöntukijärjestelmä Käyttötoiminta verkon valvonta ja ohjaus Mittaukset, tilatiedot ja ohjaukset Käytönvalvontajärjestelmä Kuva 2.2. Verkkoliiketoimintojen ja tietojärjestelmien välisiä yhteyksiä lähteitä [Toi04] ja [Vär07] mukaillen. Verkkoyhtiöllä voi olla käytössä myös erillisiä tietojärjestelmiä verkoston rakentamista, kunnossapitoa ja materiaalitietojen hallintaa varten. Sähkönjakeluyhtiöiden käyttämiä talouden, henkilöstönhallinnan ja toiminnanohjauksen tietojärjestelmiä ei tässä työssä käsitellä. Seuraavassa on esitetty lyhyet kuvaukset verkkoyhtiöiden operatiivisessa toiminnassa käyttämistä tietojärjestelmistä Käytönvalvontajärjestelmä Käytönvalvontajärjestelmä (KVJ) on sähkönjakeluverkon käyttötoiminnan tietojärjestelmä, jonka tehtävänä on sähkönjakeluprosessin reaaliaikainen ohjaus ja valvonta. Jär-

16 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 7 jestelmästä käytetään yleisesti nimitystä SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Järjestelmä kerää ja käsittelee verkosta ja sähköasemilta saatavaa ajantasaista tietoa sekä lähettää ohjauksia kauko-ohjattaville laitteille. Verkosta saatavien tapahtumatietojen avulla ylläpidetään käyttötoiminnan ja turvallisuuden kannalta tärkeää tietoa jakeluverkon kytkentätilasta. Reaaliaikaisuus ja monet järjestelmän vastuulla olevat kriittiset toiminnot asettavat järjestelmän toiminnalle erityisiä luotettavuusvaatimuksia. Järjestelmän tulee toimia etenkin silloin, kun verkkoyhtiön muut toiminnot ovat häiriintyneet esimerkiksi pitkän sähkökatkon seurauksena sekä tilanteissa, joissa jakeluverkossa on paljon yhtäaikaisia tapahtumia ja vikoja. [Lak08] Käytönvalvontajärjestelmän muodostavat keskusjärjestelmä sekä sähköasemilla ja jakeluverkossa sijaitsevat ala-asemat (Remote Terminal Unit, RTU). Keskusjärjestelmä koostuu järjestelmä- ja tietoliikennepalvelimista sekä operaattoreiden työasemista oheislaitteineen. Korkeista käyttövarmuusvaatimuksista johtuen keskusjärjestelmän palvelimet on usein kahdennettu, jolloin yksittäisen komponentin vikaantuminen ei estä järjestelmän käyttöä. Kahdennus voidaan toteuttaa joko kuuma- tai kylmävarmennuksena. Kuumavarmennetussa järjestelmässä yhden tietokoneen vioittuessa toinen tietokone ottaa välittömästi järjestelmän hallintaansa eikä toiminnassa tapahdu minkäänlaista keskeytystä. Kylmävarmennetussa järjestelmässä palvelimen vikaantuminen aiheuttaa lyhyen keskeytyksen siirryttäessä varajärjestelmään. Kylmävarmennuksen varajärjestelmänä voi toimia esimerkiksi työasema, johon on asennettu SCADA-palvelinohjelmisto. Järjestelmän käyttövarmuutta voidaan parantaa kahdennuksen lisäksi myös toimintoja hajauttamalla. Hajautettu järjestelmä koostuu erillisistä yhteen liitetyistä osajärjestelmistä, jotka voivat tarvittaessa toimia myös itsenäisesti. Hajauttaminen mahdollistaa tietoliikenneyksiköiden, SCADA-palvelimien ja työasemien sijoittamisen fyysisesti toisistaan erilleen paikkoihin, missä niitä saadaan parhaiten hyödynnettyä. [Net09] Käytönvalvontajärjestelmään kerättävät tiedot ovat luonteeltaan nopeasti muuttuvia mittaus- ja tilatietoja, joita ylläpidetään järjestelmän prosessitietokannassa. Tietojen muutosnopeuden vuoksi prosessitietokannassa säilytetään vain viimeisimpiä tietoja tietyltä ajanjaksolta. Tarvittaessa tietoja voidaan arkistoida erilliseen historiatietokantaan. Prosessitietokannalta vaaditaan erityisesti tehokkuutta ja luotettavuutta, jotta järjestelmän käyttäjillä ja muilla valvomon tietojärjestelmillä olisi käytettävissä mahdollisimman reaaliaikainen kuva sähkönjakeluverkon tilasta. Toisaalta tietokannan tulisi tarjota monipuoliset ja joustavat rajapinnat, jotta muiden tietokantaa käyttävien tietojärjestelmien liittäminen olisi mahdollista. Erityisen tärkeä on liityntä käytöntukijärjestelmään. [ABB07] Käytöntukijärjestelmä Käytöntukijärjestelmä (KTJ) toimii verkon käyttötoiminnasta vastaavan henkilökunnan päätöksenteon tukijärjestelmänä. Kansainvälisesti järjestelmä tunnetaan nimellä DMS (Distribution Management System). KTJ hyödyntää useiden eri tietojärjestelmien tietoja ja tarjoaa monipuolisia ja kehittyneitä käytöntukitoimintoja avustamaan verkon hallin-

17 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 8 nassa ja käyttötoimenpiteiden suorittamisessa. Älykkäät tukitoiminnot tehostavat verkon käyttötoimintaa ja parantavat käyttövarmuutta sekä asiakastyytyväisyyttä. [Lak08] Käytöntukijärjestelmän perusajatuksena on verkkotietojärjestelmän ja käytönvalvontajärjestelmän integrointi. Verkkotietojärjestelmästä saatavien tietojen perusteella luodaan staattinen verkkomalli, joka sisältää tarvittavat tiedot verkon komponenttien sijainnista, ominaisuuksista ja kytkeytymisestä. Lisäämällä staattiseen verkkomalliin käytönvalvontajärjestelmästä saatavia mittaus- ja tilatietoja, saadaan tuloksena dynaaminen verkkomalli, joka sisältää reaaliaikaiset tiedot verkon sähköteknisestä tilasta sekä kytkentätilasta. Dynaaminen verkkomalli esitetään graafisena verkkonäkymänä maantieteellisen karttapohjan päällä. Tavallisesti KTJ on toteutettu erillisenä järjestelmänä, mutta tarjolla on myös tuotteita, joissa samankaltainen toiminnallisuus on sisällytetty osaksi joko verkkotieto- tai käytönvalvontajärjestelmää. Suomessa KTJ on tyypillisesti liitetty osaksi verkkotietojärjestelmää. [Ver97] Käytöntukijärjestelmä on monipuolinen ohjelmisto, joka sisältää paljon erilaisia toimintoja sekä liityntöjä muihin tietojärjestelmiin. Sen rakenne voidaan jakaa viiteen tasoon, joita ovat käyttöliittymä, sovellukset, mallinnus- ja laskentamenetelmät, tietojärjestelmäliitynnät sekä tietolähteet ja muut järjestelmät. Ulkoisista tietolähteistä ja järjestelmistä saatavia tietoja käytetään lähtötietoina mallinnus- ja laskentamenetelmille, jotka jalostavat tietoa eri sovellusten tarpeisiin. Tärkeimpiä tietolähteitä ja muita järjestelmiä ovat käytönvalvonta-, verkkotieto- ja asiakastietojärjestelmä sekä karttapohjat ja kuormitusmallit. Myös mittaustietojärjestelmän ja energiamittausten luentajärjestelmän tarjoamien tietojen merkitys on viime vuosina kasvanut. Tietolähteiden hyödyntämiseksi tarvitaan monipuolisia tietojärjestelmäliityntöjä, kuten ohjelmointi- ja tietokantarajapintoja, siirtotiedostoja sekä erillisiä liityntäohjelmia. KTJ:n mallinnus- ja laskentamenetelmiin kuuluvat muun muassa tehonjako- ja vikavirtalaskenta, verkkomallin luonti, topologia-analyysi, keskeytyskustannusten mallinnus ja luotettavuuslaskenta sekä kuormitusten mallinnus, estimointi ja ennustaminen. [Ver97] Käytöntukijärjestelmän sovellukset voidaan jakaa kolmeen kategoriaan, joita ovat verkon tilaseuranta, vikatilanteiden hallinta ja käytön suunnittelu. Verkon tilaseuranta sisältää sovelluksia kytkentätilan hallintaan, sähköteknisen tilan seurantaan ja simulointiin sekä maastossa liikkuvan miehistön sijainnin seuraamiseen. Vikatilanteiden hallinnan pääsovelluksia ovat tapahtuma-analyysi, vikojen paikantaminen, erottaminen ja rajaaminen, sähkönjakelun palautuskytkentöjen suunnittelu, raportointi ja asiakaspalvelu. Käytön suunnittelua tukevat sovellukset avustavat henkilökuntaa sähköasematason kytkentöjen suunnittelussa, työkeskeytysten suunnittelussa, kytkentätilan optimoinnissa sekä jänniteoptimoinnissa. [Ver97] Käytöntukijärjestelmän tarjoamilla sovelluksilla on ollut merkittävä vaikutus sähkönjakeluverkon käyttötoiminnan tehostamisessa viimeisten reilun kymmenen vuoden aikana [Rau09] Verkkotietojärjestelmä Verkkotietojärjestelmä (VTJ) on sähkönjakeluyhtiön verkosto-omaisuuden hallintaan keskittyvä tietojärjestelmä. Sen tärkeimpiä toimintoja ovat verkkotietojen dokumentoin-

18 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 9 ti ja ylläpito, verkostolaskenta ja -suunnittelu, tilastointi ja raportointi sekä verkkokarttojen piirto. Tarvittaessa järjestelmään voidaan sisällyttää myös kunnossapidon, rakentamisen ja käytöntuen toimintoja. [Lak08] VTJ on paikkatietoon perustuva tietokantapohjainen järjestelmä, joka koostuu verkkotietokannasta, tietokannan hallintajärjestelmästä (Database Management System, DBMS) sekä tietokantaa hyödyntävistä sovelluksista. Verkkotietokanta sisältää tiedot verkon komponenttien ja johtojen sijainnista, teknisistä ja muista ominaisuuksista sekä keskinäisestä kytkeytymisestä. Järjestelmän graafisessa käyttöliittymässä verkon komponentit ja rakenne esitetään maantieteellisen karttapohjan päällä. Karttapohjat ja sijaintitiedot muodostavat paikkatietoon pohjautuvien järjestelmien perustan. Verkkotietojärjestelmästä käytetään maailmanlaajuisesti nimitystä AM/FM/GIS (Automated Mapping / Facilities Management / Geographic Information System) tai pelkkää paikkatietojärjestelmään viittaavaa lyhennettä GIS. Suomessa järjestelmästä käytetään myös lyhennettä NIS (Network Information System). [Lak08] Verkkotietojärjestelmiin sisällytettyjen toimintojen ja sovellusten määrä vaihtelee tuotekohtaisesti. Yksinkertaisimmillaan järjestelmää käytetään ainoastaan verkkotietojen dokumentointiin ja ylläpitoon, joka onkin järjestelmän tärkein tehtävä. Suomalaisen näkökulman mukaan myös verkostolaskenta ja -suunnittelu kuuluvat järjestelmän perustoimintoihin. Lisäksi järjestelmään voidaan sisällyttää toimintoja myös kunnossapitoa, rakentamista ja käytöntukea varten. [Vär07] Verkostolaskenta voidaan jakaa olemassa olevan verkon laskennaksi eli seurantalaskennaksi ja suunnitellun verkon laskennaksi. Seurantalaskennalla tarkoitetaan verkon tehonjako- ja vikavirtalaskentaa, jonka tarkoituksena on verkon toimivuuden ja teknisten reunaehtojen tarkistaminen. Seurantalaskennan tulosten perusteella voidaan suunnitella verkossa tarvittavia korjaustoimenpiteitä ja kehitystarpeita. Tuloksia voidaan hyödyntää myös verkon kytkentätilan optimoinnissa. Nykyisin myös luotettavuuslaskennan voidaan katsoa kuuluvan osaksi seurantalaskentaa. Luotettavuuslaskennassa analysoidaan verkon käyttövarmuutta yksittäisten komponenttien luotettavuustietojen, ympäristötietojen ja erilaisten vianselvitysmallien avulla. [Vär07] Sähkönjakeluverkkojen suunnittelu muodostuu useista eri tehtävistä, joita ovat esimerkiksi yleis-, verkosto- ja rakennesuunnittelu. Kaikkien suunnittelutehtävien yhteisenä tavoitteena on luoda mahdollisimman taloudellinen sähköenergian jakelujärjestelmä. Perustana järjestelmän suunnittelulle on sen koko elinkaaren aikaiset kustannukset sekä lakimääräiset sähkön laatu- ja turvallisuusvaatimukset. Nykyaikaiset verkkotietojärjestelmät tarjoavat monipuolisia suunnittelutoimintoja, joiden avulla lähes kaikki sähkönjakeluverkkojen suunnittelutehtävät on mahdollista toteuttaa. Suunnittelutoimintoja ovat esimerkiksi erilaisilla kuormitus-, kytkentä- ja laskentaparametreilla tapahtuvat verkosto- ja kustannuslaskelmat sekä simuloinnit. [Vär07] Verkkotietojärjestelmällä on paljon integrointitarpeita, joista tärkeimpiä ovat liitynnät käytöntuki- ja asiakastietojärjestelmään. Monesti VTJ on integroitava yhteen myös kunnossapito-, mittaustieto-, materiaalitieto- ja käytönvalvontajärjestelmän kanssa. Omaisuuden hallintaa pidetään nykyisin sähköverkkoyhtiöiden ydinliiketoimintona ja

19 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 10 verkkotietojärjestelmä on tästä syystä yksi verkkoyhtiöiden keskeisimmistä tietojärjestelmistä. [Lak08] Asiakastietojärjestelmä Asiakastietojärjestelmä (ATJ) on asiakkuudenhallinnan (Customer Relationship Management, CRM) tietojärjestelmä, jonka tehtäviä ovat laskutus, asiakaspalvelu, neuvonta, sopimusten hallinta ja markkinointi. Järjestelmästä käytetään kansainvälisesti lyhennettä CIS (Customer Information System). ATJ on tietokantapohjainen järjestelmä. Asiakastietokanta sisältää tiedot verkkoyhtiön asiakkaista ja sähkönkäyttöpaikoista. Asiakastietoja ovat kuluttajaryhmä ja sähkönkulutustiedot sekä mittari-, tariffi- ja laskutustiedot. Käyttöpaikkatieto sitoo toisiinsa asiakas- ja verkkotiedon. Asiakkaiden käyttöpaikka-, kuluttajaryhmä- ja vuosienergiatietoja tarvitaan verkkotietojärjestelmässä verkostolaskennan lähtötietoina. Tietojen avulla voidaan laskea arviot asiakkaiden sähkönkulutuksesta erikseen vuoden jokaiselle tunnille ja estimoida niiden avulla verkon kuormitusta eri ajanhetkillä. [Toi04] Sähköverkkoliiketoiminnan monopoliasemasta johtuen asiakastietojärjestelmä on aikaisemmin toiminut lähinnä laskutusjärjestelmänä. Monopoliliiketoiminnalle tyypilliseen tapaan pääpaino on ollut pakollisten tehtävien hoitamisessa ja toisarvoisina pidetyt tehtävät on jätetty huomioimatta. Sähkömarkkinoiden vapauduttua tilanne on muuttunut. Vaikka verkkoyhtiöt ovatkin säilyttäneet monopoliasemansa, on monia niiden toimintoja ulkoistettu ja toiminnasta on tullut läpinäkyvämpää. Muutosten seurauksena asiakaskeskeisyyden merkitys on korostunut ja asiakastietojärjestelmiin on kehitetty uusia asiakkuudenhallinnan toimintoja, kuten markkinoinnin suunnittelua ja eri käyttötilanteiden aikaista asiakaspalvelua muun muassa puhelin- ja WWW-palveluina (World Wide Web). Laadukkaalla asiakaspalvelulla voidaan parantaa yhtiön imagoa ja luoda pohjaa uusille liiketoiminnoille. Hyvästä imagosta on hyötyä myös verkkoyhtiön yhteistyökumppaneille, jotka toimivat normaalisti kilpailluilla markkinoilla. [Try06] Mittaustietojärjestelmä Etäluettavien energiamittareiden yleistyminen on moninkertaistanut verkosta saatavan mittaustiedon määrän. Aikaisemmin pienasiakkaiden sähkönkulutustiedot kerättiin usein suoraan asiakastietojärjestelmään kerran vuodessa. Nykyisten tuntimittauksiin kykenevien energiamittareiden mittaustietojen hallintaan perinteinen asiakastietojärjestelmä ei enää riitä. Tarvitaan erillisiä järjestelmiä mittaustiedon hallintaan ja energiamittausten luentaan. Samalla myös tietojärjestelmien välisten rajapintojen merkitys ja eri tietojärjestelmien vastuulla olevien tietojen määrittely korostuvat. Päällekkäisiä toimintoja ja samojen tietojen ylläpitoa useassa eri tietojärjestelmässä tulisi aina välttää. [Kär06] Mittaustietojärjestelmän toimintoja ovat mittaustietojen keruu, varastointi ja käsittely sekä mittaritiedon hallinta. Toiminnot voidaan hajauttaa erillisiin järjestelmiin tai ne voivat muodostaa yhdessä mittaustietojärjestelmän. On myös mahdollista, että edellä mainitut toiminnot ovat osa laajempaa energianhallintajärjestelmää (EHJ), joka niiden

20 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 11 lisäksi sisältää toimintoja myös sähköntuotannon ja sähkökaupan simulointiin, suunnitteluun ja optimointiin. [Toi04] Termillä EMS (Energy Management System) tarkoitetaan yleisesti sähköntuotannon ja siirtoverkkojen käyttötoiminnan tueksi kehitettyjä järjestelmiä eikä sitä tule sekoittaa jakeluverkon mittaustiedon hallintaan käytettäviin energianhallintajärjestelmiin. Siirtoverkkotasolla puhutaankin usein SCADA/EMSjärjestelmistä. [Koh97] Jakeluverkkoyhtiön mittaustietojärjestelmään viittaavia englanninkielisiä termejä ovat EDM (Energy Data Management) ja MDMS (Meter Data Management System). Sähkömarkkinoiden vapautuminen ja etäluettavien energiamittareiden yleistyminen ovat muuttaneet mittaustietojärjestelmän toimintaa. Verkko- ja myyntiliiketoimintojen eriyttämisen seurauksena verkkoyhtiön tehtäviin tuli merkittävimpänä uutena toimintona taseselvitys. Taseselvitys tarkoittaa verkkoyhtiön tuntitasolla tekemää selvitystä omalla toimialueellaan tapahtuvista sähköntoimituksista. Lähtötiedot taseselvitykseen saadaan asiakkaiden tuntienergiamittauksista, taseselvityksen kuormituskäyristä sekä osapuolten välisistä kiinteistä toimituksista. Taseselvitys ja sen toimittaminen muille sähkömarkkinoiden osapuolille voidaan sisällyttää osaksi mittaustietojärjestelmää tai se voi muodostaa oman erillisen järjestelmänsä. Usein taseselvitystä ostetaan myös erillisenä palveluna. Mittaustietojärjestelmä voi lisäksi sisältää toimintoja mittaustietojen yhtenäistämiseen ja tarkistamiseen, sähkön laadun valvontaan sekä kuormitusten ohjaukseen. [Toi04] Mittaustietojärjestelmä koostuu mittaustietokannasta, tietojen hallinnan työkaluista sekä rajapinnoista ja tietoliikenneyhteyksistä muihin järjestelmiin. Tärkeimpiä yhteyksiä ovat liitynnät energiamittausten luentajärjestelmään ja asiakastietojärjestelmään. Mikäli mittaustietojärjestelmällä tehdään myös taseselvitystä, tarvitaan tiedonsiirtoa varten yhteydet myös muiden sähkömarkkinaosapuolten järjestelmiin. Pohjoismaissa sähkömarkkinaosapuolten väliseen tiedonvaihtoon käytetään EDIEL-standardin (EDI for the Electricity Industry) mukaisia sanomia. EDI (Electronic Data Interchange) tarkoittaa sähköistä, määrämuotoista ja automaattista tiedonsiirtoa järjestelmien välillä. Mittaustietojärjestelmän tietoja voidaan tulevaisuudessa hyödyntää myös käytöntukijärjestelmässä pienjänniteverkon vikojen havainnointiin ja verkkotietojärjestelmässä nykyistä tarkempien laskenta- ja mitoitusmenetelmien lähtötietoina. [Toi04] Energiamittausten luentajärjestelmä Etäluettavien energiamittareiden yleistyminen on automatisoinut mittaustietojen keruuta. Perinteisesti asiakkaan sähkömittari on käyty lukemassa manuaalisesti paikanpäällä kerran vuodessa tai asiakas on ilmoittanut lukeman itse postitse, Internetissä, tekstiviestillä tai puhelimella. Tällä tavoin kerätyt mittaustiedot on talletettu suoraan joko asiakastai mittaustietojärjestelmään. Uusien AMR-mittareiden (Automatic Meter Reading) yleistyminen on moninkertaistanut verkosta saatavan mittaustiedon määrän ja mahdollistanut uusien energiamittaukseen liittyvien liiketoimintojen synnyn. Energiamittausten luentajärjestelmä on yksi toimintaympäristön muutosten seurauksena syntyneistä tuot-

21 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 12 teista. Energiamittausten luentaa voidaan ostaa myös erillisenä kokonaisvaltaisena palveluna. [Kär06] Energiamittausten luentajärjestelmä koostuu mittareista, päätelaitteista ja keskittimistä. Mittaustiedot luetaan mittaustietojärjestelmään joko suoraan mittareihin liitetyistä päätelaitteista tai useamman mittarin liikennettä hallitsevan keskittimen kautta. Suoraan mittareilta tapahtuvaan mittaustietojen luentaan käytetään yleisimmin GPRSmatkapuhelinverkkoa (General Packet Radio Service). Mittarin ja keskittimen väliseen tiedonsiirtoon käytettyjä menetelmiä ovat esimerkiksi sähköverkkotiedonsiirto (Power Line Communication, PLC), paikallisverkot (Local Area Network, LAN) ja radioverkko. Keskittimiltä tietoa siirretään eteenpäin GPRS-verkon tai laajakaistayhteyksien kautta. Tiedonsiirtotavasta riippumatta mittareiden on oltava yhteensopivia luentaan käytettävän tiedonsiirtoprotokollan kanssa. Nykyisin käytettävät protokollat ovat usein valmistajakohtaisia, mistä seuraa laiteriippuvuus yhteen järjestelmätoimittajaan. Jos käytetään useiden valmistajien mittareita, on useimmille niistä oltava oma lukujärjestelmänsä. [Kär06] Etäluettavat energiamittarit mahdollistavat energiatietojen luennan lisäksi monien muiden verkkoyhtiön toimintojen ja sovellusten kehittämisen. Tyypillisiä AMR-mittarin sisältämiä toimintoja ovat tuntienergiamittaus, jännitteen laadun mittaus ja rekisteröinti, keskeytysten rekisteröinti, hälytykset, sähkön kytkentä ja katkaisu sekä kuormanohjaus. Tuntienergiamittaukset mahdollistavat siirtymisen arviointi- ja korjauslaskutuksesta todelliseen sähkönkulutukseen perustuvaan laskutukseen sekä uusien entistä tarkempien kuormitusmallien kehittämisen. Jännitteen laadun ja käyttövarmuuden mittausta ja rekisteröintiä voidaan hyödyntää muun muassa asiakaspalvelussa ja vakiokorvauskäsittelyssä. Hälytysten avulla voidaan kehittää uusia sovelluksia pienjänniteverkon vikojen havainnointiin. Lisäksi kaukoluenta mahdollistaa kysynnänjouston, tariffien ohjauksen ja sähkön varastamisen tunnistamisen, alentaa mittarien luennasta aiheutuvia kustannuksia sekä parantaa toiminnan joustavuutta sähkösopimusten solmimis- ja purkamistilanteissa sekä muuttotapahtumissa. [Lak08] Muut tietojärjestelmät Verkkoyhtiöillä voi edellä esiteltyjen tietojärjestelmien lisäksi olla käytössä myös monia muita järjestelmiä ja erillisiä sovelluksia verkon operatiivisen toiminnan tueksi. Kullakin yhtiöllä käytössä oleva järjestelmäkokonaisuus riippuu täysin verkkoyhtiökohtaisista tarpeista ja toimintatavoista. Pienissä verkkoyhtiöissä toissijaisina pidettyjä tehtäviä hallitaan usein myös omatekoisten sovellusten ja tiedostojen, kuten Microsoft Excel -taulukoiden, avulla. Yleisimpiä edellä esiteltyjen tietojärjestelmien lisäksi käytössä olevia järjestelmiä ovat kunnossapitojärjestelmä, rakentamisen tietojärjestelmä ja materiaalitietojärjestelmä. Myös sähkön laatua valvovat tietojärjestelmät ovat yleistymässä. [Toi05] Kunnossapidon tavoitteena on pitää verkoston eri komponentit toimintakuntoisina siten, että pitkällä aikavälillä verkoston kokonaiskustannukset minimoituvat. Toimintastrategia voi olla joko vikoja ehkäisevä tai rikkoutuneita komponentteja korjaava. Eh-

22 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 13 käisevä kunnossapito voidaan edelleen jakaa aikaperusteiseen ja kuntoperusteiseen kunnossapitoon. Strategia valitaan komponenttikohtaisesti, jolloin kunnonhallinnan käytössä olevia rajallisia resursseja saadaan suunnattua järkevästi. Sähkönjakeluprosessin kannalta kriittisiä kohteiden kuntoa voidaan seurata jatkuvasti, kun taas vähemmän tärkeitä komponentteja korjataan ainoastaan niiden vikaantuessa. [Lak08] Kunnossapitojärjestelmä voi olla joko oma erillinen kokonaisuutensa tai nykyisin yhä useammin kokoelma verkkotietojärjestelmään sulautettuja sovelluksia. Järjestelmää käytetään verkostokomponenttien kunto- ja historiatietojen ylläpitoon sekä kunnossapitosuunnitelmien ja -töiden hallintaan. Komponenttien ominaisuus-, rakenne-, ja kuntotietojen keräämiseen käytetään usein maastotallentimia tai -tietokoneita. Kannettavat laitteet mahdollistavat GPS-paikannuksen (Global Positioning System) hyödyntämisen komponenttien sijaintitietojen keräämisessä ja oikean kohteen löytämisessä. Myös tietojen syöttäminen helpottuu, kun maastossa kerätyt tiedot voidaan siirtää toimistossa maastolaitteesta suoraan kunnossapitojärjestelmään. Tietojärjestelmän kehittyneisyydestä ja valitusta kunnonhallinnan strategiasta riippuu, miten kerätyt kuntotiedot jalostetaan toiminnallisiksi päätöksiksi. Järjestelmän toimintaa voidaan tehostaa kehittämällä eri komponenteille tarkempia ikääntymismalleja, kuntoluokitustaulukoita ja kunnossapidon mittausmenetelmiä sekä toimintaohjeita kuntotarkastuksen tekemiseen. [Toi05] Rakentamisen tietojärjestelmää käytetään sähköverkon rakennusprojektien suunnitteluun ja toteutukseen. Järjestelmä voi olla joko oma itsenäinen kokonaisuutensa tai osa verkkotietojärjestelmää. Rakentamisen tietojärjestelmän avulla voidaan verkkotietojärjestelmällä tehdyt verkostosuunnitelmat muuntaa joustavasti rakennusprojekteiksi, jotka voidaan edelleen pilkkoa pienemmiksi osakokonaisuuksiksi ja hankkeiksi. Eri osaprojekteille voidaan tehdä kustannuslaskelmia, joita voidaan myöhemmin projektin edetessä tarkentaa. Rakentamisen tietojärjestelmä integroidaan verkkotietojärjestelmän lisäksi usein yhteen myös toiminnanohjausjärjestelmän ja materiaalitietojärjestelmän kanssa. Tällöin rakentamisen aikatauluja ja rakennusprojekteihin liittyviä materiaalivirtoja ja työresursseja voidaan hallita keskitetysti toiminnanohjausjärjestelmästä. Verkoston rakentaminen on monissa verkkoyhtiöissä ulkoistettu omaksi yhtiökseen. Tällä tavoin rakentaminen on saatu pois sähkömarkkinalain verkkoliiketoiminnalle asettaman sääntelyn piiristä. Ulkoistamisen seurauksena tietojärjestelmien välinen integraatio on käynyt haasteellisemmaksi. [Tek09] Materiaalitietojärjestelmän tehtävänä on ohjata verkkoyhtiön materiaalitoimintoja, kuten hankintaa ja varastointia. Materiaalitietojärjestelmä sisältää tiedot yhtiön käyttämistä komponenteista ja niiden varastotilanteesta sekä varaosien sijainnista. Varaosien sijaintitietojen ja sijoittelun suunnittelun avulla voidaan lyhentää vikatilanteissa korjaustoimenpiteisiin kuluvaa aikaa ja vähentää ylimääräisiä materiaalivirtoja. Komponenttien hankintaa voidaan tarvittaessa automatisoida komponenttien tarpeen ja varastomäärien perusteella. Verkkoyhtiöillä ei yleensä ole mittavia varaosavarastoja, vaan toiminta perustuu sopimuksiin palveluntuottajien ja tavarantoimittajien kanssa [Lak08]. Materiaalitietojärjestelmällä on usein rajapintoja muihin järjestelmiin, kuten verkkotietojärjestelmään sekä kunnossapidon ja rakentamisen tietojärjestelmiin. Rajapintojen avulla mate-

23 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 14 riaalitietoja voidaan käyttää esimerkiksi projektien kustannuslaskentaan ja materiaalilistojen muodostamiseen. [Vär07] 2.3 Sähköverkkoliiketoiminnan kehittyminen Sähköverkkoliiketoiminta on kokenut suuria muutoksia viimeisten 15 vuoden aikana. Liiketoimintaympäristön kehitykseen ovat vaikuttaneet ennen kaikkea lainsäädäntö sekä tieto- ja tietoliikennetekniikan nopea kehittyminen. Suurimpana lainsäädännöllisenä muutoksena on ollut vuonna 1995 voimaan tullut sähkömarkkinalaki (386/1995), joka avasi Suomen sähkömarkkinat kilpailulle. Lain seurauksena verkkoyhtiöt ovat uudistaneet toimintatapojaan ja pyrkineet tehostamaan toimintaansa ulkoistamisen ja ostopalveluiden avulla. Tieto- ja tietoliikennetekniikan kehitys on puolestaan lisännyt sähkönjakeluprosessista saatavan tiedon määrää ja mahdollistanut verkkoyhtiöiden toiminnan tehostamisen. Muita verkkoliiketoimintaan viime vuosina vaikuttaneita tekijöitä ovat olleet 2000-luvun alun myrskyt ja niistä aiheutuneet laajat sähkökatkot, yhteiskunnan jatkuvasti kasvava riippuvuus häiriöttömästä sähkönsaannista sekä etäluettavien energiamittareiden yleistyminen. Liiketoimintaympäristössä tapahtuneista muutoksista huolimatta varsinaisen sähkönjakeluverkon toimintaperiaatteet ovat pysyneet lähes muuttumattomina viimeisten 50 vuoden ajan: sähköä on tuotettu keskitetysti ja siirretty jakeluverkossa yhteen suuntaan sähköasemilta asiakkaille. Tulevaisuudessa myös jakeluverkon rooli on muuttumassa. Perinteisistä passiivisista jakeluverkoista tulee älykkäitä sähköverkkoja, joissa asiakkaiden rooli kasvaa ja verkon rajallisia resursseja voidaan käyttää entistä tehokkaammin hyödyksi. Sähköverkkoliiketoiminnassa tapahtuneiden muutosten seurauksena tietojärjestelmien ja erityisesti tiedonsiirron rajapintojen merkitys on jatkuvasti kasvanut. Toivosen vuonna 2004 tekemän tutkimuksen [Toi04] mukaan tärkeimpänä tietojärjestelmien käyttöön liittyvänä tekijänä on järjestelmien välinen integroitavuus ja suurimpana ongelmana rajapintojen yhteensopimattomuus. Viime vuosina tapahtunut etäluettavien energiamittareiden ja sähkön laatua mittaavien laatuvahtien yleistyminen on entisestään kasvattanut tietojärjestelmien välisten rajapintojen merkitystä. Saman kehityssuunnan voidaan olettaa jatkuvan myös tulevaisuudessa. Sähköverkosta saatavan tiedon määrä tulee kasvamaan ja sähkönjakeluverkon hallinta muuttuu entistä monimutkaisemmaksi. Tämä käy ilmi esimerkiksi vuonna 2007 julkaistusta raportista [Pek07], jossa Suomen koko sähköverkkoalan tärkeimpänä kehityskohteena pidettiin verkostoautomaatiota ja ICTtekniikoita (Information and Communication Technologies) Sähkömarkkinoiden vapautuminen Vuonna 1995 voimaan tullut sähkömarkkinalaki (386/1995) käynnisti Suomen sähkömarkkinoiden vapautumisen. Aikaisemmin Suomen sähköliiketoiminta oli keskittynyt sähkölaitoksiin, jotka vastasivat omalla alueellaan sekä sähkön tuotannosta, myynnistä että jakelusta mahdollisimman varmasti ja edullisesti. Uuden sähkömarkkinalain päällimmäisenä tavoitteena oli eriyttää sähkön tuotanto ja myynti luonnollisessa monopo-

24 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 15 liasemassa olevasta verkkoliiketoiminnasta ja taata tällä tavoin sekä sähkön myyjien että asiakkaiden mahdollisimman tasapuolinen kohtelu. Samalla pyrittiin vähentämään ja ennaltaehkäisemään monopolitoiminnalle tyypillisiä ongelmia, kuten korkeaa hintatasoa ja toiminnan tehottomuutta. Lain vaatimaksi toimintojen eriyttämiseksi riitti sähkön tuotannon, myynnin ja jakelun eriyttäminen toisistaan kirjanpidollisella tasolla. Sähköverkonhaltijoille laki asetti lisäksi siirto-, liittämis- ja verkon kehittämisvelvoitteen sekä vaatimuksen toiminnan tehostamisesta ja taseselvityksen tekemisestä. Pitkällä tähtäimellä tavoitteena ovat yhtenäiset yhteiseurooppalaiset sähkömarkkinat. [Bis05] Vuoden 1995 jälkeen Suomen sähkömarkkinoiden vapautuminen on edennyt askel kerrallaan sähkömarkkinalakiin tehtyjen muutosten ja lisäysten myötä. Kotitalousasiakkaiden osalta markkinoiden lopullisen vapautumisen voidaan sanoa tapahtuneen vuonna 1998, jolloin käyttöön otettiin tyyppikuormituskäyräjärjestelmä eikä sähköntoimittajan vaihtaminen edellyttänyt enää kalliin tunneittain rekisteröivän sähkömittarin hankkimista. Vakiokorvauskäytäntö yli 12 tuntia kestävistä keskeytyksistä tuli voimaan vuonna Verkkoyhtiöiden kannalta merkittävin sähkömarkkinalain muutos tapahtui vuonna 2004, kun laki sähkömarkkinalain muuttamisesta (1172/2004) astui voimaan. Lainmuutos oli seurausta vuonna 2003 voimaan tulleesta uudesta EU:n sähkömarkkinadirektiivistä (2003/54/EY), joka pakotti sähköyhtiöt eriyttämään sähkön tuotannon, myynnin ja jakelun toisistaan omiksi yhtiöikseen vuoden 2007 alkuun mennessä. Viimeisin Suomen lainsäädännössä tapahtunut muutos on voimaan astunut sähkömarkkinaasetus (65/2009), jolla pyritään tehostamaan sähkömarkkinoiden toimintaa ja energiatehokkuutta. Asetuksen tavoitteena on saada tuntimittaukseen kykenevät energiamittarit kattamaan vähintään 80 % Suomen käyttöpaikoista jokaisella jakeluverkkoalueella vuoteen 2014 mennessä. [ET09] Sähkömarkkinalaille asetetut tavoitteet on osittain saavutettu. Sähköyhtiöiden toiminnot on onnistuneesti eriytetty omiksi yhtiöikseen ja kuluttajien kohtelu on aiempaa tasapuolisempaa. Monopolitoiminnalle tyypilliset ongelmat eivät ole sen sijaan vähentyneet. Sähkön kuluttajahinnat eivät ole tavoitteiden mukaisesti laskeneet vaan päinvastoin nousseet [EMV09]. Osittain hintojen nousu selittyy sähkön markkinahinnan nousulla, mutta samalla myös sähkön siirtohintoja on nostettu. Siirtohintojen nousua voidaan osittain selittää kasvaneilla luotettavuusvaatimuksilla ja niiden edellyttämillä investoinneilla. Tavoite verkkoyhtiöiden toimintojen tehostamisesta on hintojen nousun perusteella jäänyt kuitenkin täyttymättä. Sähköverkkoyhtiöiden tiedonhallinnan ja tietojärjestelmien kannalta toimintojen eriyttäminen on monimutkaistanut tilannetta. Aikaisemmin yhden yhtiön käytössä olleita järjestelmiä ja niiden sisältämiä tietoja on nykyisin pystyttävä hyödyntämään useassa eri yhtiössä. Tämä on luonut uusia haasteita eri käyttäjien tarpeiden ja oikeuksien sekä tietojärjestelmien välisten rajapintojen määrittelylle Ulkoistaminen ja ostopalvelut Ulkoistamisella tarkoitetaan aikaisemmin itse tehdyn toiminnon ostamista ulkopuoliselta organisaatiolta. Syynä tietyn toiminnon ulkoistamiseen on näkemys, jonka mu-

25 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 16 kaan joku toinen yritys pystyy toteuttamaan saman toiminnon laadukkaammin, tehokkaammin tai taloudellisemmin. Pyrkimyksenä on siis oman liiketoiminnan kehittäminen ja tehostaminen. Ulkoistamisen kannattavuus perustuu palveluntarjoajien suurempina toimijoina tai alan erityisosaajina saavuttamaan kilpailuetuun. Ulkoistaminen antaa yritykselle mahdollisuuden keskittyä entistä voimakkaammin omiin ydinliiketoimintoihinsa, joita sähköverkkoyhtiön tapauksessa ovat omaisuuden hallinta ja erilaiset suunnittelutehtävät. Hyötyjen toteutuminen edellyttää myös yrityksen omien liiketoimintaprosessien uudelleensuunnittelua. [Ami09] Ostopalvelulla tarkoitetaan palvelua, joka ostetaan ulkopuoliselta organisaatiolta. Ostopalvelun käyttö voi olla seurausta ulkoistamisesta, mutta kyseessä voi olla myös täysin uudenlainen palvelu, jonka sisältämää toimintaa yritys ei ole aikaisemmin omana työnään tehnyt. Täysin uudenlaisten palveluiden syntyminen liittyy usein liiketoimintaympäristössä tapahtuneisiin merkittäviin muutoksiin, kuten uusiin viranomaisvaatimuksiin ja lakeihin. Suurimpana haasteena ostopalveluiden yleistymiselle on tietojärjestelmien soveltuvuus uudenlaiseen toimintaympäristöön. [Ami09] Sähkömarkkinalakiin sisältyy vaatimus verkkoyhtiöiden toiminnan tehostamisesta. Yksi tapa tehostaa yhtiön toimintaa on ulkoistaa sellaisia toimintoja, joista on mahdollista saada kustannussäästöjä. Sähköverkkoliiketoiminnassa tällaisia usein ulkoistettuja toimintoja ovat verkon rakentaminen ja kunnossapito sekä mittaustoiminta. Myös sähkömarkkinalain vaatimaa taseselvitystä ostetaan usein palveluna. Joissakin sähköverkkoyhtiöiden ydinliiketoimintaan läheisesti liittyvissä toiminnoissa, kuten verkon käyttötoiminnassa ja asiakkuuden hallinnassa, ostopalveluiden käyttö ei sen sijaan ole yleistynyt. Sähköverkkoyhtiöissä mahdollisia ulkoistettavia toimintoja ja niihin liittyviä tietojärjestelmiä ja tiedonsiirtotarpeita on esitetty kuvassa 2.3. Ulkoistettavissa olevat toiminnot näkyvät kuvassa harmaalla pohjalla. Sähkön myynti on sähkömarkkinalain mukaisesti eriytetty omaksi yhtiökseen. Tulevaisuudessa ostopalveluiden käytön odotetaan lisääntyvän. [Ami09] Ulkoistamisella saatavia kustannussäästöjä voi syntyä monesta eri syystä. Tyypillisiä syitä ovat resurssien ja työvoiman mitoittamisessa, osaamisessa tai laadussa saavutettavat parannukset. Esimerkiksi verkon rakentaminen ja kunnossapito ovat toimintoja, joissa esiintyy paljon ajallista ja kausittaista vaihtelua. Tällöin palveluntarjoajalla on suurempana toimijana paremmat mahdollisuudet vastata volyymin vaihtelusta johtuviin resurssi- ja joustavuusongelmiin. Mittaustoiminnassa ja taseselvityksessä on puolestaan usein edullisempaa tehdä yhteistyötä palveluntarjoajien kanssa kuin hankkia toimintojen vaatimaa erityisosaamista ja järjestelmiä vain omaan käyttöön. Myös verkon käyttötoiminnassa ulkoistamisella voidaan saavuttaa kustannussäästöjä. Käyttötoimintaa palveluna ostavissa verkkoyhtiöissä toimintavastuu on tyypillisesti jaettu verkko- ja palveluyhtiön kesken siten, että virka-aikana verkon valvonnasta vastaa verkkoyhtiön oma henkilökunta ja muina aikoina palveluntarjoaja. Tällainen toimintamalli vaatii kehittyneitä tiedonhallinnan ratkaisuja. Suomessa käyttötoimintaa tarjoaa palveluna Empower Oy. [Ami09]

26 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 17 ATJ = Asiakastietojärjestelmä KTJ = Käytöntukijärjestelmä KVJ = Käytönvalvontajärjestelmä VTJ = Verkkotietojärjestelmä Asiakkuuden hallinta asiakastiedot, asiakaspalvelu, laskutus, markkinointi Asiakas energiamittaus, laadunseuranta, raportointipalvelut asiakkaalle ym. Mittaustoiminta Taloushallinto asiakastietokanta ATJ mittaustietokanta Taseselvitys Yleissuunnittelu Kohdesuunnittelu energiatiedot Rakentaminen VTJ verkkotietokanta Kunnossapito Verkkoyhtiö omaisuuden hallinta KTJ KVJ Verkon käyttö prosessitietokanta Sähkön myynti ennustaminen, riskienhallinta Kuva 2.3. Sähköverkkoyhtiöiden liiketoimintojen ja tietojärjestelmien tiedonsiirtotarpeita palvelumarkkinoilla. [Toi06] Ulkoistamiseen liittyy monia riskitekijöitä, jotka voivat toteutuessaan vaikeuttaa yhtiön toimintaa sekä kasvattaa kustannuksia. Mikäli ulkoistettava toiminto on hyvin tiiviisti sidoksissa yhtiön ydinliiketoimintaan, voi ulkoistaminen aiheuttaa toimintaan tarpeetonta viivettä sekä kommunikaatio-ongelmia. Kustannusten kasvu on puolestaan yleistä tapauksissa, joissa ulkoistamisella tavoitellaan kustannussäästöjä sellaisen toiminnon kohdalla, jossa niitä ei ole juurikaan mahdollista saavuttaa. Tällöin omaan organisaatioon jäävät piilokustannukset kasvattavat toiminnosta aiheutuvia kokonaiskustannuksia. Muita merkittäviä ulkoistamisen riskitekijöitä ovat kilpailun puuttuminen markkinoilta, henkilöstön muutosvastarinta ja osaamisen muutostarve, organisaation oman tietotaidon väheneminen sekä tietojärjestelmien soveltumattomuus uuteen toimintaympäristöön. Riskien välttämiseksi palveluita käyttäviltä yrityksiltä vaaditaan tarkkaa oman organisaation kustannusrakenteen tuntemista sekä korkeatasoista osaamista sopimusten tekemisestä ja sopimustekniikkaan liittyvästä juridiikasta. [Par05] Ulkoistaja ja palveluntarjoaja voivat tehdä yhteistyötä monella eri tasolla. Palvelusopimuksen sisältö ja palvelun taso määritellään aina erikseen toiminto- ja tapauskohtaisesti. Yleisesti tunnettuja palvelutasoja ovat sovellusvuokrauspalvelu (Application Service Provisioning, ASP) ja liiketoimintapalvelu (Business Service Provisioning, BSP). ASP:llä tarkoitetaan sovellusten hankkimista tietoverkon yli toimivana palveluna. Perinteiseen sovellusten hankintaan verrattuna ASP:llä saavutettavia etuja ovat matalammat tietotekniikkakustannukset, parempi sopeutumiskyky liiketoiminnassa tapahtuviin muu-

27 2 TIETOJÄRJESTELMÄT SÄHKÖVERKON KÄYTTÖTOIMINNASSA 18 toksiin, uusien sovellusten nopeampi käyttöönotto, parempi tietoturva sekä vähäisempi oman tietotekniikkaosaamisen tarve. Lisätietoa erityisesti sähköverkkoalalle soveltuvista ASP-palveluista löytyy Trygg n vuonna 2003 valmistuneesta diplomityöstä [Try03]. BSP:llä tarkoitetaan informaatioteknologian mahdollistamia liiketoimintapalveluita, joissa palveluntarjoaja hoitaa osan asiakasyrityksen liiketoimintaprosesseista. Ulkoistaja ja palveluntarjoajat toimivat tällöin läheisessä yhteistyössä muodostaen verkoston, jossa eri toimijoiden tietopääoma on kaikkien verkoston jäsenten hyödynnettävissä. BSPpalvelut nojautuvat voimakkaasti ASP-pohjaiseen tietotekniikkaan. [Yli02] Älykäs sähköverkko Sähkönjakeluverkon rooli on muuttumassa. Perinteisesti jakeluverkko on toiminut passiivisena sähköenergian siirron välineenä, jossa energiaa siirretään yhteen suuntaan: sähköasemilta kuluttajille. Sähkön tuotanto on keskittynyt suuriin siirtoverkkoon liitettyihin tuotantolaitoksiin eikä jakeluverkkoon liitettävää hajautettua tuotantoa ole juurikaan ollut. Nyt pääosin ja 1970-luvuilla rakennetut jakeluverkot ovat monilta osin tulossa elinkaarensa päähän ja samalla yhteiskunta on muuttunut entistä riippuvaisemmaksi häiriöttömästä sähkön saannista. Lisäksi hajautetun tuotannon yleistyminen sekä pyrkimykset energiatehokkuuden parantamiseen ja sähkömarkkinoiden kehittämiseen aiheuttavat muutoksia jakeluverkon käyttötapaan ja hallintaan. Toimintaympäristössä tapahtuneilla muutoksilla on suuri vaikutus jakeluverkon uudelleenrakentamiseen eikä verkkoa tulla rakentamaan samanlaiseksi kuin mitä se on ollut. Passiiviset sähkönjakeluverkot ovat muuttumassa aktiivisiksi sähköverkoiksi, joissa kuluttajat voivat toimia myös sähkön tuottajina ja sähköenergiaa voi siirtyä eri suuntiin. Tulevaisuuden aktiivista sähköverkkoa kutsutaan usein älykkääksi sähköverkoksi (Smart Grid, SG). [Kum06] Älykäs sähköverkko muodostaa asiakaslähtöisen markkinapaikan hajautetulle tuotannolle ja erilaisille asiakasrajapinnan toiminnoille, kuten kysynnän joustolle ja energiatehokkuutta tukeville palveluille. Sähköverkosta itsessään tulee kustannustehokas ja hyvän käyttövarmuuden tarjoava verkko, joka mahdollistaa aktiivisten resurssien liittämisen osaksi sähkönjakelujärjestelmää ja takaa hyvän sähkön laadun. Verkkoon liitettäviä aktiivisia resursseja ovat esimerkiksi hajautettu tuotanto, ohjattavat kuormat, ladattavat sähköautot ja energiavarastot. Oleellisen osan älykkäästä sähköverkosta muodostavat etäluettavat energiamittarit, jotka toimivat tärkeimpänä verkkoyhtiön ja asiakkaan välisenä rajapintana. Asiakasrajapinnan kehittyminen mahdollistaa myös uudentyyppisten liiketoimintojen synnyn. Mahdollisia uusia toimintoja ovat esimerkiksi markkinapohjainen kuorman ja hajautetun tuotannon ohjaus sekä sähkön laadun hallinta. [EC06] Sähköverkkoyhtiöiden tiedonhallinta käy sähköverkon kehittyessä yhä haasteellisemmaksi. Sähköverkon turvallisuuden ja luotettavuuden takaamiseksi tarvitaan uusia sovelluksia ja tietojärjestelmiä, kuten koordinoitua jännitteensäätöä ja sähkön laadun valvontaa. Asiakkaiden ja sähköyhtiöiden välinen tiedonsiirto muuttuu sovellusten väliseksi automatisoiduksi kommunikoinniksi, jossa tietoa siirretään molempiin suuntiin. Tiedonsiirtotarpeiden kasvaessa myös tietojärjestelmien välisten rajapintojen määrittely ja tietoturvaan liittyvät näkökohdat korostuvat. [EC06]

28 19 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmät hyödyntävät toiminnoissaan useita muissa tietojärjestelmissä ylläpidettäviä tietoja. Tiedonsiirron toteuttaminen edellyttää toiminto- ja tietojärjestelmäkohtaisten tiedonsiirtotarpeiden (luku 3.1) määrittelyä sekä erilaisten tiedonsiirtomenetelmien (luku 3.3) ja -standardien (luku 3.4) tuntemista. Tärkeässä roolissa ovat myös tietojen esittämiseen käytetyt tietoformaatit, joista merkittävimpänä olevaa XML:ää (Extensible Markup Language) käsitellään luvussa Tiedonsiirtotarpeet sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmissä Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmät saavat tietoja monista lähteistä. Osa järjestelmistä on suoraan yhteydessä sähkönjakeluprosessissa käytettäviin kenttälaitteisiin, jotka tuottavat jatkuvasti uutta mittaus- ja tilatietoa. Osa on puolestaan sovitettu toimimaan yhdessä muiden sähköenergia-alan toimijoiden ja viranomaisten kanssa. Ulkoisten tietolähteiden lisäksi tietojärjestelmät tarvitsevat tietoja myös muista verkkoyhtiön tietojärjestelmistä. Tyypillisiä tietojärjestelmien välisiä tiedonsiirtotarpeita on esitetty kuvassa 3.1. verkkotiedot Verkkotietojärjestelmä energia- ja käyttöpaikkatiedot tuntisarjat ja laatutiedot keskeytystilastot tuntisarjat ja laatutiedot Asiakastietojärjestelmä Käytöntukijärjestelmä energiamittaukset Mittaustietojärjestelmä tila- ja mittaustiedot hälytykset tuntisarjat ja laatutiedot ohjaukset Käytönvalvontajärjestelmä kyselyt ja ohjaukset Mittausten luentajärjestelmä Kuva 3.1. Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmien välisiä tiedonsiirtotarpeita.

29 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 20 Tietojärjestelmien välinen tiedonsiirto on erityisen tärkeää sähkönjakeluverkon käyttötoiminnassa, jossa päätöksenteon tueksi tarvitaan mahdollisimman kattavat tiedot verkon tilasta ja käytössä olevista resursseista. Verkon käytön kannalta tärkeimmät tiedot saadaan kenttälaitteiden kanssa kommunikoivasta käytönvalvontajärjestelmästä. Käytönvalvontajärjestelmään tyypillisesti tuotavia tietoja ovat sähköasemien suojareleiltä saatavat johtolähtöjen virta- ja jännitemittaustiedot ja kytkinlaitteiden tilatiedot sekä muilta verkon ala-asemilta, kuten erotinasemilta ja vianilmaisimilta, saatavat mittaus- ja tilatiedot. Verkosta saatavat mittaus- ja tilatiedot siirretään reaaliaikaisesti käytönvalvontajärjestelmästä käytöntukijärjestelmään, jossa ne yhdessä muista tietojärjestelmistä saatavien tietojen kanssa toimivat kehittyneiden laskenta- ja mallinnusmenetelmien lähtötietoina. Muita käytöntukijärjestelmään tuotavia tietoja ovat verkko- ja asiakastiedot, kuormitusmallit, taustakartat sekä säätiedot. Lisäksi käytöntukijärjestelmään voidaan tuoda tiedot pienjänniteverkon hälytyksistä, jotka saadaan etäluettavilta energiamittareilta mittausten luentajärjestelmän kautta. [Lak08] Käyttötoiminnan lisäksi myös muissa verkkoyhtiön toiminnoissa hyödynnetään useiden tietojärjestelmien tietoja. Esimerkiksi asiakkuudenhallinnassa käytettyyn asiakastietojärjestelmään tuodaan tilasto- ja mittaustietoja käytöntuki- ja mittaustietojärjestelmistä. Verkkotietojärjestelmällä tehtävissä suunnittelu- ja kunnossapitotehtävissä hyödynnetään puolestaan asiakas- ja mittaustietojärjestelmistä saatavia käyttöpaikka- ja mittaustietoja. Oleellista verkkoyhtiöiden tiedonsiirtotarpeiden kartoittamisessa on huomata tiedonsiirtotarpeiden erilaiset aika-, kapasiteetti- ja luotettavuusvaatimukset. Käyttötoiminnassa mittaus- ja tilatietojen siirron sekä kytkinlaitteiden ohjausten on tapahduttava lähes reaaliaikaisesti ja hyvin luotettavasti. Suunnittelu- ja asiakkuudenhallintatehtävissä riittää sen sijaan kerran päivässä tai kerran kuukaudessa eräajona suoritettava tiedonsiirto, jota voidaan tarpeen vaatiessa lykätä myös myöhemmin suoritettavaksi. Vaatimusten erilaisuudesta johtuen myös tiedonsiirtoon soveltuvat toteutustekniikat vaihtelevat. 3.2 XML ja tiedon rakenteistaminen Tiedon esitystavat vaihtelevat tietojärjestelmä- ja tuotekohtaisesti. Eroja voi esiintyä muun muassa tietojen tarkkuudessa, käytetyssä terminologiassa sekä tietoformaatissa. Tämä monimuotoisuus yhdessä tietojärjestelmissä tapahtuvien muutosten kanssa tekee tietojärjestelmien välisestä integraatiosta usein työlästä ja kallista. Tiedonsiirtotarpeiden kasvaessa ongelman osittaiseksi ratkaisuksi on muodostunut rakenteisten tietotyyppien käyttö. Tiedon rakenteistamisella tarkoitetaan tiedon rakenneosien merkitsemistä siten, että tieto on merkintöjen perusteella tunnistettavissa. Tietojen merkitsemiseen käytetyt tunnisteet eli tagit muodostavat hierarkkisen rakenteen, jossa elementit voivat sisältää toisia elementtejä. Tunnisteet kuvaavat sisältämäänsä tietoa eli ne ovat niin sanottua metatietoa. Rakenteinen tieto on hyvin säilyvää ja omaa hyvän uudelleenkäytettävyyden, sillä sitä ei ole sidottu mihinkään yksittäiseen laitteistoon, käyttöjärjestelmään tai oh-

30 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 21 jelmointikieleen. Esimerkki tunnisteiden avulla rakenteistetusta tiedosta on esitetty kuvassa 3.2. Kuvaan on piirretty myös tietorakennetta kuvaava rakennepuu. [Tui01] <henkilö> <nimi> <etunimi>nikola</etunimi> <sukunimi>tesla</sukunimi> </nimi> <ammatti>keksijä</ammatti> </henkilö> etunimi nimi henkilö sukunimi ammatti Kuva 3.2. Esimerkki rakenteistetusta tiedon esitystavasta. Yleisin rakenteisten dokumenttien merkintäkieli on W3C:n (World Wide Web Consortium) vuonna 1998 standardiksi hyväksymä XML. Alun perin XML kehitettiin tarjoamaan sekä koneellisesti että ihmisen helposti luettavissa oleva merkintäkieli tiedon laajamittaiseen jakamiseen Internetissä. Alustariippumattomana ja ilmaisena standardina XML:n käyttö on sittemmin levinnyt lukuisille eri sovellusalueille. Tietojärjestelmien integroinnissa XML:ää pidetään nykyisin tärkeimpänä yksittäisenä standardina [Gol05]. XML on nimensä mukaisesti laajennettavissa oleva kieli, mikä tarkoittaa sitä, että käyttäjät voivat itse määritellä XML-dokumenttien sisältämät tunnisteet ja niiden hierarkkisen rakenteen. Laajennettavuus tekee XML:stä hyvin joustavan ja eri tarpeisiin mukautuvan. Esimerkiksi kuvassa 3.2 esitetty tietorakenne on XML-määrittelyn mukainen eli sen merkkaus on virheetöntä, siinä on vähintään yksi elementti ja tasan yksi juurielementti, ja sen alku- ja lopputunnisteet menevät hierarkkisen rakenteen mukaisesti aidosti sisäkkäin. Rakenteeltaan XML-spesifikaation mukaista XML-dokumenttia kutsutaan hyvin muodostetuksi (well formed). [Har02] XML ei itsessään sisällä valmiiksi määriteltyjä tunnisteita tai semanttisia sääntöjä. Keinon XML-dokumenttien semantiikan määrittämiseen ja tunnisteiden tarkastamiseen tarjoavat erilaiset määrittelydokumentit, kuten DTD (Document Type Definition) ja XML-skeema (XML Schema). XML-skeema määrittelee XML-dokumentissa sallitut elementit ja attribuutit, niiden hierarkkisen rakenteen sekä sallitut arvot. Määrittelydokumenttien avulla sovellukset voivat tarkastaa XML-dokumenttien virheettömyyden. Määrittelydokumenttia vastaavaa XML-dokumenttia sanotaan validiksi. XMLdokumentteja käsittelevissä sovelluksissa voidaan määrittelydokumenttien lisäksi tarvita myös monia muita XML-teknologiaperheeseen kuuluvia tekniikoita, kuten XSLTmuunnoskieltä (Extensible Stylesheet Language Transformations). Sähköverkkoalalla tarpeellisia XML-tekniikoita ovat muun muassa nimiavaruudet (namespace), RDF (Resource Description Framework) ja RDF-skeema (RDF Schema). Nimiavaruuksien avulla yhdessä XML-dokumentissa voidaan hyödyntää useita XML-skeemoja. RDF tarjoaa puolestaan keinon linkittää XML-dokumentin elementtejä toisiinsa ilman, että elementit sijaitsevat tietorakenteessa sisäkkäin. Tätä hyödynnetään esimerkiksi sähköverkon topo-

31 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 22 logian kuvauksessa. RDF-skeema on määrittelydokumentti, joka määrittelee millä tavalla elementtien tulee linkittyä toisiinsa. [McM07] XML:ää ei pidä käyttää aina ja kaikkialla. XML:ää pidetään monesti niin ylivertaisena ja kaikkiin ongelmiin ratkaisun tuovana tekniikkana, että sovelluskohtaiset tarpeet ja niihin XML:ää paremmin soveltuvat vaihtoehdot voivat jäädä kokonaan huomioimatta. Ensinnäkään XML ei ole ohjelmointikieli, tiedonsiirtoprotokolla eikä tietokanta [Har02]. Kyseessä on yksinkertaisesti avoin rakenteellinen merkintäkieli, jota voidaan soveltaa tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon eri sovellusalueilla. Toinen huomionarvoinen tosiasia on se, että XML ei valmiiksi määrittele eri sovellusalueilla käytettäviä tunnisteita ja tietorakenteita. XML:stä tietojärjestelmien integroinnissa saatavat hyödyt voidaan helposti menettää, mikäli tietojärjestelmien välillä tarvitaan useita eri XMLformaattien välisiä muunnoksia. Sallitut tunnisteet ja elementtien väliset yhteydet tulisi aina määritellä sovellusaluekohtaisten määrittelydokumenttien avulla. Kolmas näkökohta koskee XML:n tehokkuutta. XML-dokumenteissa tunnisteet vievät suuren osan dokumentin koosta, jolloin tietyissä tehokkuutta ja reaaliaikaisuutta vaativissa sovelluksissa rakenteettomat tietoformaatit voivat tarjota XML:ää paremman ratkaisun. Rakenteettomissa tietoformaateissa tietoalkioiden paikat, pituus ja sallitut arvot ovat etukäteen määriteltyjä ja sovellusten tiedossa, jolloin dokumentteja ei tarvitse erikseen jäsentää. XML-dokumentin prosessointi kestää tyypillisesti noin 5-10 kertaa rakenteettoman tietoformaatin prosessointia pidempään. [Man08] 3.3 Tiedonsiirtomenetelmät Tietojärjestelmät voivat kommunikoida keskenään monilla eri menetelmillä. Tässä työssä erilaiset tiedonsiirtomenetelmät on jaettu neljään ryhmään, joita ovat siirtotiedostot, tietokantaliitynnät, ohjelmointirajapinnat sekä väliohjelmistot. Jaottelu ei ole kaikilta osin yksiselitteinen, sillä esimerkiksi tietokantaliitynnöillä voi olla ohjelmointirajapintojen ja väliohjelmistojen piirteitä ja väliohjelmistot ovat osittain myös ohjelmointirajapintoja. Pohjimmiltaan kaikista neljästä menetelmästä on kuitenkin löydettävissä omat ominaispiirteensä, jotka erottavat ne muista tiedonsiirtomenetelmistä. Sähkönjakeluyhtiöissä käytettyjä tiedonsiirtomenetelmiä esitellään luvussa 6. Seuraavissa kappaleissa käydään läpi edellä mainitut tiedonsiirtomenetelmät, esitellään niiden yleisimpiä toteutustekniikoita sekä listataan kunkin menetelmän hyviä ja huonoja puolia. Tarkastelu pyritään pitämään yleisellä tasolla, jolloin tietoverkkojen rakenteet ja OSI-mallin (Open Systems Interconnection) mukaiset tiedonsiirtoprotokollat jäävät vähemmälle huomiolle. Yleisimpiä tiedonsiirtomenetelmissä hyödynnettäviä alemman tason tekniikoita ovat Ethernet-pohjaiset verkkoratkaisut ja TCP/IPprotokollaperhe (Transmission Control Protocol / Internet Protocol). Hyvä teos tietoverkkotekniikasta löytyy lähteestä [Kur08].

32 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO Siirtotiedostot Siirtotiedostojen käyttö on vanhin ja yksinkertaisin tietojärjestelmien välinen tiedonsiirtotapa. Tiedostoja voidaan säilyttää esimerkiksi jaetulla verkkolevyllä, johon kaikilla tiedostoja käyttävillä tietojärjestelmillä on suora pääsy. Organisaatioiden välisessä tiedonsiirrossa tiedostoja voidaan siirtää tietoverkon yli esimerkiksi FTP-protokollan (File Transfer Protocol) avulla. Kaksi- tai useampisuuntaisessa tiedonsiirrossa käytetään eri suuntiin siirrettäville tiedoille tavallisesti omia erillisiä tiedostoja. [Man08] Tiedostot voivat olla joko binääri- tai tekstimuotoisia. Tekstimuotoiset tiedostot voidaan edelleen jakaa sisällöltään rakenteellisiin (hierarchical) ja rakenteettomiin (flat) tietomuotoihin. Tunnetuin rakenteellista tietomuotoa hyödyntävä tiedostoformaatti on luvussa 3.2 esitelty XML. Uudelleenkäytettävyydeltään ja joustavuudeltaan rakenteelliset tekstitiedostot ovat ylivertaisia binäärimuotoisiin ja rakenteettomiin siirtotiedostoihin verrattuna. Tehokkuudessa binääriset ja rakenteettomat siirtotiedostot vievät sen sijaan voiton. Rakenteettoman tietomuodon omaavissa tiedostoissa tietoalkioiden pituus ja järjestys voi olla ennalta määrätty tai ne voidaan osoittaa erillisillä tiedostoon lisättävillä parametreilla. Tietoalkioiden välissä voidaan lisäksi käyttää erilaisia erotinmerkkejä. Tiedonsiirron nopeuden kannalta tehokkain tapa on käyttää ennalta määrätyn pituisia tietoalkioita, joiden järjestys on ennalta sovittu ja joiden välissä ei käytetä erotinmerkkejä. Binäärisiä siirtotiedostoja voidaan käyttää tiedonsiirtoon sovelluksissa, jotka toimivat samassa laite- ja käyttöjärjestelmäympäristössä. [Man08] Siirtotiedostot soveltuvat hyvin pieniin järjestelmäkokonaisuuksiin, joissa tietoa siirretään kahden tietojärjestelmän välillä. Niitä on helppo muokata ja tekstitiedostoja käytettäessä niitä voidaan käsitellä eri ympäristöissä toimivilla tietojärjestelmillä. Suurimpia ongelmia siirtotiedostojen käytössä ovat ylläpito- ja suorituskykyongelmat suurissa tietojärjestelmäkokonaisuuksissa. Lisäksi tietoturvallisuus on otettava aina huomioon, sillä esimerkiksi FTP-protokolla ei sellaisenaan tarjoa luotettavaa ja salattua tiedonsiirtoa. [Man08] Tietokantaliitynnät ja tietovarastointi Tietokanta on tietotekniikassa käytetty nimitys tietovarastolle, joka sisältää loogisesti yhtenäisen kokoelman toisiinsa liittyvää tietoa. Tietokantapohjaiset järjestelmät koostuvat tietokannasta, tietokannan hallintajärjestelmästä (DBMS) ja sovellusohjelmista. Fyysisesti tietokannan sisältämät tiedot on talletettu kiintolevyllä oleviin tiedostoihin, joita tietokannan hallintajärjestelmä käsittelee. Sovellusohjelmat pääsevät käsiksi tietoihin tietokannan hallintajärjestelmän tarjoamien rajapintojen kautta. Hyvin suunnitellussa tietokannassa tieto on talletettu ainoastaan yhteen paikkaan ja se on nopeasti saatavilla. [Con02] Tietokannat luokitellaan yleisesti niiden toteuttaman tietomallin mukaan. Nykyään yleisin tietokantatyyppi on IBM:n tutkija Edgar F. Coddin vuonna 1970 julkaisemaan relaatiomalliin perustuva relaatiotietokanta. Tunnetuimpia relaatiotietokantatuotteita ovat Oracle, Microsoftin SQL Server ja Access, IBM:n DB2 sekä avoimeen lähdekoo-

33 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 24 din perustuvat MySQL ja Ingres. Sähköverkon käyttötoiminnan tietojärjestelmissä tavallisimmin käytettyjä tietokantatuotteita ovat Oracle sekä Microsoftin SQL Server ja Access [Toi04]. Yksi keskeisimpiä relaatiotietokantojen etuja aikaisempiin ratkaisuihin verrattuna on parantunut tietoriippumattomuus (data independence). Tietoriippumattomuuden ansioista tietokannan rakennetta voidaan muuttaa ilman muutoksia tietokantaa käsitteleviin komentoihin. [Hov04] Relaatiotietokantojen teoreettisena perustana oleva relaatiomalli voidaan jakaa kolmeen osaan, joita ovat rakenne, käsittely ja eheyssäännöt. Rakenteeltaan relaatiotietokannat koostuvat tauluista (table), jotka koostuvat edelleen sarakkeista (column) ja riveistä (row). Taulussa käytetyt tietotyypit ja tietoalkioiden pituus määräytyvät sarakekohtaisesti. Lisäksi jokaisessa taulussa on yksi sarake, joka sisältää rivikohtaisen tunnisteen eli perusavaimen (primary key), jonka on oltava uniikki eli kahdella tai useammalla rivillä ei saa olla samaa arvoa. Kaikki tiedot relaatiotietokannoissa tallentuvat tauluihin ja vain tauluihin. Taulujen lisäksi tietokantaan perustetaan indeksejä (index), joiden päätarkoituksena on nopeuttaa hakuja relaatiokannan tauluista. Relaatiotietokannoissa tietojen käsittely tapahtuu joukko-opillisesti. Yksi taulu muodostuu joukosta rivejä. Tähän joukkoon voidaan kohdistaa joukko-operaatioita, kuten hae kaikki suojareleet (valinta), niistä valmistusvuosi ja valmistaja (projektio). Relaatiotietokannan kaikkia sarakkeita voidaan käyttää hakuperusteena. Eheyssääntöjen tarkoituksena on taata tietokannan säilyminen eheänä. Tietokanta on eheä, kun sen tiedot ovat oikein, ristiriidattomia ja vastaavat reaalimaailmaa. [Hov04] Relaatiotietokantojen käsittelyyn käytetään tavallisesti SQL-kyselykieltä (Structured Query Language), joka on lähes kaikkien tietokantatoteutusten taustalla. Ensimmäinen SQL-standardi ilmestyi vuonna 1986 (SQL-86) ja viimeisin standardi on vuodelta 2008 (SQL:2008). Standardoinnista vastaavat yhdessä yhdysvaltalainen ANSI (American National Standards Institute) ja maailmanlaajuisesti toimiva ISO (International Organization for Standardization). SQL on erikoistarkoitukseen kehitetty kieli, joka soveltuu ainoastaan tietokantojen hallintaan, ei sovellusohjelmointiin. Monimutkaisempia kontrollirakenteita varten SQL-kielen kehittänyt IBM on määritellyt upotetun (embedded) SQL:n, jonka avulla SQL-kieltä voidaan käyttää ohjelmointikielistä käsin. Upotetussa SQL:ssä SQL-lauseita kirjoitetaan ohjelmointikielen sekaan. Upotetun SQL:n käyttö on nykyisin huomattavasti vähentynyt lähinnä erilaisten ohjelmointirajapintojen (Application Programming Interface, API), kuten ODBC:n (Open Database Connectivity) ja JDBC:n (Java Database Connectivity), käytön yleistyttyä. Kielenä SQL on suhteellisen helppo ja nopea oppia. [Hov04] Standardoinnista huolimatta eri SQL-tietokantatuotteissa on omia rakenteita ja laajennuksia, jotka vaikeuttavat SQL-koodin siirrettävyyttä. Ratkaisuna siirrettävyysongelmiin Microsoft on kehittänyt eri tietokantatuotteille yhteisen Windows-ympäristössä toimivan ODBC-rajapinnan, jonka ensimmäinen versio julkaistiin vuonna Tietokantaa käyttävät ohjelmat voivat kytkeytyä tietokantaan ODBC-ajurin kautta välittämättä siitä mikä tietokantatuote on käytössä. Kaikki yleisimmät tietokantavalmistajat tarjoavat ODBC-ajurin tuotteidensa mukana. Toinen yleisesti käytetty tietokantojen oh-

34 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 25 jelmointirajapinta on Sun Microsystemsin kehittämä JDBC, jota lähes kaikki keskeiset tietokantatoimittajat tukevat. ODBC:n ja JDBC:n lisäksi eri tietokantojen toimittajat tarjoavat tuotteidensa mukana myös omia toimittajakohtaisia rajapintojaan. Esimerkiksi Oraclen tietokannoissa voidaan käyttää Oraclen omaa OCI-rajapintaa (Oracle Call Interface). Lisäksi Microsoft on ODBC:n jälkeen kehittänyt useita tietokantojen rajapintamäärittelyitä, kuten OLE DB:n, ADO:n ja ADO.NET:n, jotka tukevat SQL:ää käyttävien relaatiotietokantojen lisäksi myös muita tietokantatyyppejä, kuten olio- ja XMLpohjaisia tietokantoja. [Hov04] Yksi tapa hyödyntää tietokantoja on käyttää niin sanottua tietovarastointiperiaatetta (data warehousing). Tietovarastoinnilla tarkoitetaan useista eri tietolähteistä saatavan tiedon poimintaa, muokkausta ja lataamista yhteen suureen tietokantaan. Tietovarastosta tietoja voidaan edelleen siirtää pienempiin paikallisvarastoihin (data marts), joiden käsittely on suurta tietovarastoa helpompaa ja nopeampaa. Tietovarastoja rakennetaan, koska tietojärjestelmien käyttämät operatiiviset järjestelmät eivät useinkaan sovi tietojen analysointiin ja raportointiin, eri järjestelmien tiedot eivät ole yhteensopivia, tallessa ei ole riittävästi historiatietoja, eikä suorituskyky riitä samanaikaiseen raportointiin ja kyselyihin. Erillinen operatiivisten tietokantojen tietoja yhdistelevä tietovarasto suunnitellaan sen sijaan helpoksi ja nopeaksi kysellä. Tavallisesti tietovarastoinnilla pyritään parantamaan päätöksentekoa liiketoiminnassa, mutta tarvittaessa sitä voidaan soveltaa myös tietojärjestelmien integrointiin. Tietojärjestelmien välisen tiedonsiirron toteuttaminen yhteisen tietovaraston kautta edellyttää yhteisen tietomallin käyttöä. Tietovarastoinnin periaate on esitetty kuvassa 3.3. [Ylä04] Tapahtumankäsittely lisäyksiä, päivitystä, poistoja, kyselyjä Raportit, kyselyt, analyysit tietoja vain luetaan Poiminta, muokkaus ja lataus Tietojärjestelmien operatiiviset tietokannat Tietovarasto Kuva 3.3. Tietovarastoinnin periaate. [Hov04]

35 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 26 Tietokantojen käytöllä on runsaasti etuja verrattuna tiedostopohjaisiin järjestelmiin. Edut tulevat esiin erityisesti suuria tietomääriä käsiteltäessä. Tietomäärien kasvaessa tietokannat ovat huomattavasti tavallisia tiedostopohjaisia järjestelmiä tehokkaampia ja ylläpidoltaan helpompia. Muita tietokannoista saatavia etuja ovat monistumisen hallinta ja yhdenmukaisuus, tiedon jakaminen ja oikeellisuuden hallinta, paremmat suojausmekanismit ja ylläpidon helpottuminen. Lisäksi palveluiden keskittäminen helpottuu. Tietokantojen käyttöön liittyy myös joitakin haittapuolia, joiden vuoksi niitäkään ei kannata käyttää aina ja kaikkialla. Tällaisia voivat olla esimerkiksi monimutkaisuus, suuri koko, investointihinta ja hallintajärjestelmän käyttökustannukset sekä suorituskykyongelmat reaaliaikaisuutta vaativissa järjestelmissä. [Con02] Toisaalta vuonna 2003 julkaistussa tutkimuksessa [Wan03] ADO- ja JDBC-rajapinnoilla toimivaa tietokantaa hyödynnettiin onnistuneesti reaaliaikaiseen tiedonsiirtoon sähköyhtiön tietojärjestelmissä Ohjelmointirajapinnat ja sovittimet Yksi tapa tietojen siirtämiseen tietojärjestelmien välillä on käyttää sovelluskohtaisia ohjelmointirajapintoja (API). Ohjelmointirajapinnat ovat sovelluksiin ohjelmakooditasolla rakennettuja rajapintoja, joiden avulla sovellukset voivat olla suorassa viestipohjaisessa vuorovaikutuksessa käyttöjärjestelmän ja muiden sovellusten kanssa. Ohjelmointirajapintoja käyttävien sovellusten on tarkalleen tiedettävä mitä metodeja rajapintaan on toteutettu ja kuinka niitä tulee käyttää. Sen sijaan rajapintaa käyttävän sovelluksen ei tarvitse tietää, kuinka tietyn metodin tarjoama toiminnallisuus on toteutettu. Tällainen korkeammalla abstraktiotasolla toimiminen helpottaa eri sovellusten ja käyttöjärjestelmien tarjoamien palveluiden käyttöä. [Gol05] Ohjelmointirajapinnat voivat olla yleisiä, esimerkiksi tietyn ohjelmointikielen standardikirjastoja, tai erityisiä tietylle sovellusalueelle rakennettuja rajapintoja. Lisäksi rajapinnat voivat olla joko ohjelmointikielestä riippuvia tai yleisiä, useilla eri ohjelmointikielillä käytettävissä olevia. Ohjelmointirajapinnan muuttaminen vaatii muutoksia kaikissa sitä käyttävissä sovelluksissa. Tämä tekee sovellusten integroinnista kallista ja hidasta tapauksissa, joissa rajapintoja ei ole standardoitu. Sovelluskohtaiset rajapinnat eivät siis ole joustavia. [Gol05] Sovittimet (adapter) ovat yleistettyjä sovellus- ja integrointiratkaisukohtaisia rajapintoja. Sovittimia tarvitaan tapauksissa, joissa tietojärjestelmien välillä ei ole olemassa yhteistä tiedonsiirtotapaa tai tietojärjestelmien käyttämät tietoformaatit poikkeavat toisistaan. Tarve sovittimen käytölle voi syntyä esimerkiksi tilanteessa, jossa tietoa pitäisi siirtää sellaisten tietojärjestelmien välillä, joista toinen käyttää tiedonsiirtoon viestipohjaisia ohjelmointirajapintoja ja toinen tekstipohjaisia siirtotiedostoja. Sovittimen tehtävänä on tällöin tulkita tietoa ja tehdä tarvittavia tietomuunnoksia siten, että tietojärjestelmät voivat kommunikoida keskenään ilman tietojärjestelmiin tehtäviä muutoksia. Yksinkertaisimmillaan sovitin on pelkkä kääre (wrapper), joka paketoi olemassa olevan sovelluksen erillisen ohjelmointirajapinnan alle ja ohjaa tähän rajapintaan kohdistetut palvelukutsut alla olevan sovelluksen metodeille. [Gol05]

36 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 27 Erillisiä integrointialustoja käytettäessä sovittimet voivat olla joko ohuita (thin) tai paksuja (thick). Ohuet sovittimet ovat integrointialustan sisältämiä sovittimia, jotka mahdollistavat tietojärjestelmien ja integrointialustan välisen sovelluskohtaisten tiedonsiirtotapojen käytön. Paksut sovittimet ovat puolestaan itse tietojärjestelmiin asennettavia sovittimia, jolloin kaikki integrointialustan kautta muihin tietojärjestelmiin tapahtuva tiedonsiirto tapahtuu yhteistä integrointialustan määräämää tiedonsiirtotapaa käyttäen. Ohuiden sovittimien käyttöönotto on usein paksuja sovittimia halvempaa, mutta järjestelmäkokonaisuuden ylläpidettävyyden kannalta paksut sovittimet tarjoavat kestävämmän ratkaisun. Sovitintyypistä riippumatta sovittimien käyttö hajauttaa tietojenkäsittelyä ja lisää järjestelmien skaalautuvuutta. [Man08] Väliohjelmistot Väliohjelmistot (middleware) mahdollistavat tietoverkon yli tapahtuvan viestipohjaisen tiedonsiirron. Kyseessä ei ole valmis ratkaisu, vaan ennemminkin työkalu, joka mahdollistaa tietojärjestelmien integroinnin. Väliohjelmisto helpottaa ohjelmistokehittäjien ja tietojärjestelmien ylläpitäjien työtä piilottamalla erilaisista laitteista, käyttöjärjestelmistä ja tiedonsiirtoverkoista johtuvan monimutkaisuuden yhtenäisen rajapinnan alle. Väliohjelmistot siis mahdollistavat ohjelmoinnin korkeammalla abstraktiotasolla. On olemassa monia erilaisia väliohjelmistotyyppejä ja -tuotteita, joilla kaikilla on omat hyvät ja huonot puolensa. Väliohjelmistot voivat tarjota tiedonsiirron lisäksi myös monia muita toimintoja, kuten tietomuunnoksia, tietoliikenteen valvontaa ja tietoturvaominaisuuksia. Erilaisia kirjallisuudessa esitettyjä väliohjelmistotyyppejä ovat esimerkiksi etäproseduurikutsut, viesti-, olio-, tapahtuma- ja tietokantakeskeiset väliohjelmistot, sovelluspalvelimet sekä viestin välittäjät (message broker). [Lin99] Etäproseduurikutsut (Remote Procedure Call, RPC) edustavat vanhinta väliohjelmistotyyppiä [Bir84]. Ne ovat myös kaikista väliohjelmistotyypeistä helpoimpia ymmärtää ja käyttää. RPC tarjoaa sovelluskehittäjille mahdollisuuden tehdä funktiokutsu yhdestä sovelluksesta siten, että varsinainen funktion suoritus tapahtuu toisessa sovelluksessa, jota ajetaan eri tietokoneella. Kyse on siis kahden eri sovelluksen, asiakkaan ja palvelimen, välisestä kommunikaatiosta. RPC:tä käytettäessä asiakkaan on aina tiedettävä palvelimen osoite ja liikennöintiin käytettävä portti. Etäproseduurikutsut käyttävät synkronista tiedonsiirtotapaa ja ovat muihin väliohjelmistotyyppeihin verrattuna tehottomia ja huonosti skaalautuvia. Yksi tunnetuimmista RPC-tekniikoista on Open Software Foundationin 1990-luvun alussa kehittämä DCE (Distributed Computing Environment). Myös monet muut myöhemmin kehitetyt väliohjelmistotekniikat, kuten oliokeskeiset hajautettuihin objekteihin perustuvat Java RMI (Remote Method Invication), Microsoftin DCOM (Distributed Component Object Model) ja Object Management Groupin CORBA (Common Object Request Broker Architecture), hyödyntävät etäproseduurikutsuja ja ovat siten alttiita samoille suorituskykyyn ja skaalautuvuuteen liittyville ongelmille. Integroitavien järjestelmien määrän kasvaessa etäproseduurikutsujen ja perinteisten hajautettuihin objekteihin perustuvien väliohjelmistojen käyttö johtaa nopeasti vaikeasti ylläpidettävään ja joustamattomaan järjestelmäkokonaisuuteen. [Lin99]

37 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 28 Viestikeskeiset väliohjelmistot (Message Oriented Middleware, MOM) luotiin ratkaisemaan RPC:ssä esiintyneitä ongelmia. MOM-ratkaisut perustuvat asynkroniseen tiedonsiirtotapaan, jossa väliohjelmistoon liitetyt sovellukset eivät viestin lähetettyään pysäytä suoritustaan ja jää odottamaan vastausta vaan jatkavat omaa suoritustaan muiden sovellusten toiminnasta riippumatta. MOM-konseptissa ohjelmat lähettävät viestejä väliohjelmistolle eivätkä suoraan toisilleen. Väliohjelmisto tallettaa saapuneet viestit jonoon (queue), josta viestit lähetetään edelleen eteenpäin halutuille ohjelmille. MOM tarjoaa mekanismeja myös viestien perillemenon varmistamiseen ja virhetilanteista toipumiseen. RPC:hen verrattuna MOM tarjoaa tehokkaamman ja paremmin skaalautuvan ratkaisun ohjelmien väliseen tiedonsiirtoon. Viestin välittäjät ovat perinteisiä MOMratkaisuja kehittyneempiä väliohjelmistoja, jotka sisältävät asynkronisen viestinvälityksen lisäksi toimintoja muun muassa tieto- ja skeemamuunnosten tekemiseen. Tunnettuja viestikeskeisiä väliohjelmistotuotteita ovat esimerkiksi Microsoftin MSMQ (Microsoft Message Queue) sekä IBM:n WebSphere MQ. [Lin99] Uusinta väliohjelmistojen kehitystasoa edustavat niin sanotut hajautetut komponenttiarkkitehtuurit, kuten EJB (Enterprise JavaBeans). Hajautettuihin komponenttiarkkitehtuureihin on otettu ominaisuuksia oliokeskeisten väliohjelmistojen lisäksi myös transaktiomonitoreista, jotka tarjoavat tehokasta ja automaattista suoritin- ja muistiresurssien hallintaa sekä täydentävät käyttöjärjestelmän tarjoamia palveluja. Muita nykyisin merkittäviä väliohjelmistotekniikoita ovat.net Remoting, Java Message Service (JMS) ja Web Services (WS). Lisätietoa väliohjelmistoista löytyy lähteestä [Tan07]. 3.4 Tiedonsiirtostandardit valvomon tietojärjestelmissä Suomalaisissa sähköverkkoyhtiöissä tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon käytetyt tekniikat ovat suurelta osin yhtiö- ja tietojärjestelmätuotekohtaisia ratkaisuja. Poikkeuksen tekevät valvomon tietojärjestelmät, joiden välisessä tiedonsiirrossa käytetyt tekniikat ovat nykyisin vakiintuneet muutamaan yleisesti käytettyyn spesifikaatioon. Valvomon tietojärjestelmissä nykyisin käytössä olevia tiedonsiirtostandardeja ovat ELCOM- 90 (Electricity Utilities Communication) ja OPC (OLE for Process Control), joiden lisäksi ABB:n valmistamissa tietojärjestelmätuotteissa tiedonsiirtoon voidaan käyttää ABB:n kehittämää SCIL API -ohjelmointirajapintaa. Tiedonsiirtostandardien käyttämät OSI-mallin mukaiset tiedonsiirtoprotokollat on esitetty kuvassa 3.4 [Eri97; IPC10]. Yleisimpiä matalan tason protokolla ovat Ethernet ja TCP/IP, mutta myös muita vaihtoehtoja on olemassa. Ethernetin ja IP:n tilalla voidaan käyttää esimerkiksi pakettikytkentäistä X.25 -tiedonsiirtoverkkoa, joka on kuitenkin Ethernetiä monimutkaisempana tekniikkana jäänyt marginaaliasemaan. TCP:n tilalla voidaan puolestaan käyttää UDP:tä (User Datagram Protocol), joka ei TCP:n tavoin varmista pakettien perillemenoa ja voi näin ollen tarjota nopeampaa tiedonsiirtoa. Ylempien tasojen protokollissa suuntauksena on alustariippumattomuutta tarjoavien Web-pohjaisten protokollien, kuten SOAP:n (Simple Object Access Protocol), XML:n ja (Hypertext Transfer Protocol) käyttö.

38 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 29 Sähkönjakeluverkon valvomon sovellukset 7. Sovelluskerros 6. Esitystapakerros ELCOM-90 OPC DA COM / DCOM OPC XML-DA SOAP, XML 5. Istuntokerros - RPC HTTP 4. Kuljetuskerros - TCP UDP / TCP UDP / TCP 3. Verkkokerros X.25 IP IP IP 2. Siirtokerros 1. Fyysinen kerros Ethernet / Token Ring / X.25 / ATM / Kuva 3.4. ELCOM-90 ja OPC DA -spesifikaatioiden hyödyntämät protokollat. Suomessa valvomon tietojärjestelmien välistä tiedonsiirtoliityntää on kehitetty 1990-luvun puolivälissä Tampereen teknillisellä korkeakoululla [Pit97]. Kehitystyön keskeisimpänä tuloksena oli siirtyminen siirtotiedostojen käytöstä TCP/IP-pohjaisiin Windows socket -viesteihin. Tutkimustyön tuloksia on hyödynnetty muun muassa Versoft Oy:n (nykyisin osana ABB:tä) tietojärjestelmätuotteissa ELCOM-90 ELCOM-90 on vuonna 1990 Norjassa kehitetty spesifikaatio sähköverkkoyhtiön valvomoiden väliseen tiedonsiirtoon. Spesifikaatio on ilmaiseksi saatavilla lähteessä [SIN10]. Ensimmäinen ELCOM-määrittely julkaistiin vuonna Spesifikaation alkuperäisenä tarkoituksena oli tarjota määrittely sähköyhtiöiden käyttökeskusten väliseen tiedonsiirtoon lähinnä eri käytönvalvontajärjestelmien välille. Nykyisin ELCOM on pohjoismaissa laajasti käytössä myös käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmien välisenä tiedonsiirtotekniikkana. OSI-mallissa ELCOM määritellään kuvan 3.4 mukaisesti sovelluskerroksen protokollana, jonka hyödyntämiä alemman tason protokollia voivat olla esimerkiksi X.25 tai TCP/IP. IEC (International Electrotechnical Commission) on tehnyt ELCOM-90:n pohjalta standardin (IEC /TASE.1), joka kuitenkin eroaa alkuperäisestä ELCOM-90-spesifikaatiosta OSI-mallin alemman tason protokollien osalta. [Eri97] Tiedonsiirtoon ELCOM tarjoaa neljä erilaista tapaa, joita ovat aloitteellinen tiedonsiirto, spontaani tiedonsiirto, jaksollinen tiedonsiirto sekä spontaanin ja jaksollisen tiedonsiirron yhdistelmä. Aloitteellisessa tiedonsiirrossa tietojen pyytäminen tapahtuu erikseen esimerkiksi operaattorin toimesta. Aloitteellista tiedonsiirtoa käytetään tyypillisesti haettaessa staattisia tietoja sellaisista tietojärjestelmistä, jotka eivät ole suoraan yhteydessä sähkönjakeluprosessiin. Spontaanissa tiedonsiirrossa tiedot siirtyvät heti, kun

39 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 30 niissä tapahtuu muutos. Tyypillisesti spontaania tiedonsiirtoa käytetään katkaisijoiden tilatiedoissa tapahtuneiden muutosten ilmoittamiseen. Jaksollisessa tiedonsiirrossa tietoja luetaan sykleissä erikseen määritellyin aikavälein. Spesifikaatio mahdollistaa myös sellaisen jaksollisen tiedonsiirron, jossa siirretään vain muuttuneita tietoja. Tämä on käyttökelpoinen ominaisuus tiedonsiirtokapasiteetiltaan rajoittuneita tiedonsiirtomedioita käytettäessä. Jaksollista tiedonsiirtoa sekä spontaanin ja jaksollisen tiedonsiirron yhdistelmää käytetään tavallisesti käytönvalvontajärjestelmän prosessitietokannassa olevien mittaus- ja tilatietojen siirtoon. [Eri97] Maailmanlaajuisesti valvomoiden väliseen tiedonsiirtoon on kehitetty kaksi standardia: ELCOM ja ICCP (Inter-Control Center Communications Protocol). ICCP on Yhdysvalloissa 1990-luvun alussa kehitetty standardi, jonka IEC on standardoinut nimellä IEC /TASE.2. ELCOM- ja ICCP-standardit eroavat toisistaan muun muassa käytettyjen tietomallien, käyttötapojen, turvallisuuden, joustavuuden ja siirrettävyyden osalta. ELCOM käyttää tietojen mallintamiseen funktiokeskeistä tiedon esitystapaa, jossa samaa tyyppiä olevat tietoalkiot on koottu omiin ryhmiinsä. Tuettuja tietotyyppejä ovat analogiset mittausarvot, tilatiedot, digitaaliset arvot, binäärikomennot, analogiset ja digitaaliset asetusarvot sekä tekstimuotoiset viestit. ICCP käyttää sen sijaan oliokeskeisiä tietorakenteita, jotka mahdollistavat edellä lueteltujen tietotyyppien lisäksi myös monimutkaisempien tietorakenteiden käytön. Turvallisuusominaisuuksiltaan ja joustavuudeltaan ICCP tarjoaa kehittyneempiä ratkaisuja kuin ELCOM. Käytettävyydeltään ja siirrettävyydeltään ELCOM on sen sijaan valmiiden API-rajapintamäärittelyidensä ansiosta ICCP:tä parempi. [Eri97] OPC OPC on kokoelma tiedonsiirron de facto -standardeja. De facto -standardilla tarkoitetaan spesifikaatiota, joka on otettu markkinoilla laajasti käyttöön, mutta jota ei ole julkaistu virallisen standardointiorganisaation toimesta. Alun perin OPC on lähtöisin prosessiautomaatioalan tarpeesta ohjata eri toimittajien valmistamia toimilaitteita siten, että jokaiselle laitteelle ei tarvitse tehdä erillisiä laitekohtaisia ajureita. Alkuperäisen tavoitteen mukaisesti OPC tarjoaa yhtenäisen rajapinnan, jonka avulla eri valmistajien kehittämät laitteet ja sovellukset voivat kommunikoida keskenään. OPC:n kehityksestä vastaa vuonna 1994 perustettu OPC Foundation, jonka jäseniä ovat lähes kaikki maailman suurimmat automaatioalan yritykset sekä Microsoft. Kaikki OPC-spesifikaatiot ovat ilmaiseksi saatavilla lähteessä [OPC10]. Ensimmäiset OPC-spesifikaatiot julkaistiin vuosina Näihin ensimmäisen sukupolven OPC-spesifikaatioihin kuuluvat reaaliaikatiedonsiirtoon soveltuva OPC Data Access (OPC DA), tapahtuma- ja hälytystietojen välitykseen soveltuva OPC Alarms & Events (OPC A&E) sekä historiatietojen siirtoon soveltuva OPC Historical Data Access (OPC HDA). Lisäksi vuonna 2000 julkaistiin OPC-spesifikaatiot eräajosovelluksille (OPC Batch) ja OPC:n tietoturvan parantamiseksi (OPC Security). Nykyisin merkittävimmäksi spesifikaatioksi on muodostunut OPC DA, josta on vuonna 1996 julkaistun 1.0-version lisäksi kehitetty myös versiot 2.05a (2002) ja 3.0 (2003). Erityisen

40 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 31 suuren suosion on saavuttanut versio 2.05a, jota käytetään automaatioalan lisäksi myös monilla muilla sovellusalueilla. Sähköverkkoalalla OPC DA 2.05a -spesifikaatioita käytetään esimerkiksi ABB:n käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmissä [ABB08]. ABB:n tietojärjestelmät tukevat myös OPC A&E -spesifikaatiota. [OPC10] Ensimmäisen sukupolven OPC-spesifikaatiot perustuvat asiakas/palvelinarkkitehtuuriin ja hyödyntävät tiedonsiirrossa Microsoftin COM (Component Object Model) ja DCOM -tekniikoita. Kukin asiakas (client) voi olla yhteydessä useaan palvelimeen (server) ja kukin palvelin voi samanaikaisesti palvella useita asiakkaita. OPC DA -palvelimen tietorakenne koostuu kuvan 3.5 mukaisesti OPC-ryhmistä (group), jotka sisältävät OPC-alkiota (item). Ohjelmistoteknisesti palvelimet, asiakkaat ja ryhmät ovat COM-komponentteja, joita käsitellään OPC:n määrittelemien rajapintojen kautta. Ryhmät voivat olla joko paikallisia, jolloin niihin pääsee käsiksi vain yksi asiakassovellus, tai julkisia, jolloin ne ovat yhteisiä useammalle sovellukselle. Alkioiden sisältämiä tietoja ovat muuttujan arvo (value), tiedon laatu (quality) sekä aikaleima (time stamp). Lisäksi alkiot voivat sisältää lukuisia muita OPC DA -spesifikaatioissa määriteltyjä tai sovelluskohtaisesti lisättyjä tietoja. Alkiot eivät tavallisesti ole primäärisiä tietolähteitä vaan ne toimivat liityntöinä esimerkiksi fyysisissä laitteissa oleviin muuttujiin tai tietokantojen alkioihin. Asiakassovellukset käsittelevät OPC-alkioita aina OPC-ryhmien kautta. [Iwa06] ASIAKASSOVELLUS ASIAKASSOVELLUS COM / DCOM PALVELIN RYHMÄ ALKIO PALVELIN RYHMÄ ALKIO ALKIO ALKIO FYYSINEN LAITE MUUTTUJA TIETOKANTA ALKIO MUUTTUJA ALKIO Kuva 3.5. OPC DA:n asiakas/palvelin-arkkitehtuuri ja tietorakenne. Tiedonsiirto OPC DA -palvelimen ja -asiakkaan välillä voidaan toteuttaa pyyntö/vastaus -menetelmällä (request/reply) joko synkronisesti tai asynkronisesti. Synkronisessa tiedonsiirrossa asiakassovellus pysäyttää viestin lähetettyään oman suorituksensa ja jää odottamaan palvelimelta tulevaa vastausta. Asynkronisessa tiedonsiirrossa asiakassovellus jatkaa viestin lähettämisen jälkeen omaa suoritustaan ja palvelimelta tuleva vastaus käsitellään erikseen sitten kun se saadaan. Asynkronisuus mahdollistaa

41 3 TIETOJÄRJESTELMIEN VÄLINEN TIEDONSIIRTO 32 myös julkaise/tilaa -tyyppisen (publish/subscribe) tiedonsiirron, jossa asiakassovellukset tilaavat palvelimelta haluamansa ryhmät ja palvelin lähettää asiakassovelluksille ryhmiin kuuluvien alkioiden tietoja aina kun niissä tapahtuu riittävän suuri muutos. Julkaise/tilaa -tyyppisessä tiedonsiirrossa ryhmille määritellään päivitystaajuus, joka määrää sen kuinka usein palvelin käy läpi ryhmien sisältämien alkioiden tiedot. [Iwa06] Haittapuolena ensimmäisen sukupolven OPC-spesifikaatioissa on niiden vahva riippuvuus Microsoftin COM ja DCOM -tekniikoista. DCOM on COM-tekniikan laajennus, joka mahdollistaa COM-komponenttien käytön tietoverkon yli. Tietoturvamielessä DCOM on ongelmallinen tekniikka, sillä toimiakseen se vaatii Windowsin tietoturvaasetusten muokkausta yhtenäisiksi kaikkien kommunikointiin osallistuvien tietokoneiden osalta. Lisäksi DCOM käyttää tiedonsiirrossa useita arvottuja porttinumeroita, mikä vaikeuttaa tiedonsiirtoa palomuurien yli. Kolmantena heikkoutena on COM-tekniikan vahva riippuvuus Windows-ympäristöstä, joka käytännössä estää ensimmäisen sukupolven OPC-spesifikaatioiden käytön muissa ympäristöissä. Nykyisin Microsoft on lopettanut COM ja DCOM -tekniikoiden kehittämisen. Korvaaviksi tekniikoiksi ovat tulleet.net ja siihen liittyvät tekniikat. [OPC10] Ratkaisuna COM-tekniikasta johtuviin ongelmiin OPC Foundation on kehittänyt uudempia OPC-spesifikaatioita, jotka perustuvat COM-tekniikan sijaan alustariippumattomiin XML- ja Web Services -tekniikoihin. Uudemmille alustariippumattomille OPCspesifikaatioille ei nykyisistä sähköverkkoyhtiöiden käyttämistä tietojärjestelmistä löydy tukea. Ensimmäinen alustariippumaton OPC-spesifikaatio julkaistiin vuonna 2003 nimellä OPC XML-DA. Toiminnallisuudeltaan OPC XML-DA vastaa aiemmin kehitettyjä OPC DA -spesifikaatioita. Ero OPC DA- ja OPC XML-DA -spesifikaatioiden välillä löytyy niiden tiedonsiirtoon käyttämistä protokollista, jotka on esitetty kuvassa 3.4. Toinen alustariippumattomuutta tarjoava OPC-spesifikaatio on ensimmäisen sukupolven OPC-tekniikoiden toiminnallisuuden yhteen kokoava OPC Unified Access (OPC UA). OPC UA sisältää 12 osaa, joista ensimmäiset 11 on julkaistu vuosina Aikaisempiin spesifikaatioihin verrattuna OPC UA on ensimmäinen, joka kokoaa kaiken OPC-toiminnallisuuden yhteen rajapintaan. Joustavuutta vaativassa tiedonsiirrossa OPC UA hyödyntää HTTP-protokollaa ja XML-muotoisia viestejä. Kovaa reaaliaikaisuutta vaativissa sovelluksissa voidaan puolestaan hyödyntää tehokkaampaa UA TCP - protokollaa ja binäärimuotoisia viestejä. OPC UA:lle on saatavissa valmiita sovelluskehitysrunkoja C/C++, Java ja.net ohjelmointiympäristöissä, joista kattavin tuki löytyy.net-ympäristölle. Sovelluskehitysrungoissa OPC UA -spesifikaation määrittämät perustoiminnot on valmiiksi toteutettu, jolloin sovellusten kehittäjät voivat keskittyä korkeamman tason toiminnallisuuksien kehittämiseen. OPC UA:ta ollaan standardoimassa myös IEC:n toimesta (IEC 62541). Lisätietoa OPC UA:sta löytyy lähteestä [Mah09]. [OPC10]

42 33 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI Nykyaikaisen tiedonhallinnan keskeiseksi ongelmaksi on muodostunut erityyppisten tietolähteiden ja tietojärjestelmien integrointi. Tämä pätee myös sähköverkkoalalla. Sähköverkkoyhtiöiden käyttämät tietojärjestelmät ja sovellukset on tyypillisesti hankittu eri aikakausina ja ne käyttävät tiedonsiirtoon erilaisia tekniikoita. Tiedonsiirtotekniikat eivät läheskään aina ole keskenään yhteensopivia eivätkä eri tietojärjestelmätoimittajilta hankitut järjestelmät käytä tietojen esittämiseen samaa tietomallia. Lisäksi osa tietojärjestelmistä on suunniteltu palvelemaan yksinomaan tiettyä käyttötarkoitusta, eikä niissä ole otettu huomioon myöhemmin mahdollisesti ilmeneviä tiedonsiirtotarpeita. Sähköverkkoalalla tyypillisenä integrointitapana on ollut rajapintojen sovittaminen suoraan kahden tietojärjestelmän välille. Tällaisesta integrointitavasta seuraa kuvassa 4.1 esitetty järjestelmärakenne, jossa erilaisten rajapintojen määrä kasvaa helposti hyvin suureksi. Yllä luetellut tekijät yhdessä käytetyn integrointitavan kanssa ovat johtaneet tilanteeseen, jossa tietojärjestelmien integrointiprojektit ja ylläpito ovat tyypillisesti hyvin työläitä ja kalliita. [Bec00] tieto- järjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä Kuva 4.1. Pisteestä pisteeseen -tyyppinen (point-to-point) integrointitapa. Nykyisin sähköverkkoyhtiöissä käytetyt tietojärjestelmät ovat laajoja kokonaisuuksia, jotka sisältävät useita toimintoja. Tietojärjestelmät toimivat keskitetysti ja ne tarvitsevat toiminnoissaan tietoja useista eri tietolähteistä. Tällaisia järjestelmiä integroitaessa tavoitteena on järjestelmäkokonaisuus, jossa samaa tietoa ei ylläpidetä monessa paikassa, ei ole päällekkäisiä toimintoja, ja tietojärjestelmien päivittäminen, vaihtaminen ja lisääminen onnistuvat helposti ja nopeasti. Yksittäisten tietojen muokkaaminen tai lisääminen tulisi pystyä tekemään vain kerran ja vain yhteen paikkaan, josta tiedot olisivat kaikkien niitä tarvitsevien järjestelmien käytettävissä. Mikäli käytetyt tietojärjestel-

43 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 34 mät toimivat hajautetusti, tarvitaan järjestelmien välisen integroinnin lisäksi tietojärjestelmien sisäistä tiedon monistamista (replication). Hajautetuissa järjestelmissä tietojen ylläpito on huomattavasti keskitettyä järjestelmää monimutkaisempaa [Tan07]. Tietojärjestelmien integrointia ei voi ostaa valmiina tuotteena, eikä integraatioon liittyviin ongelmiin ole olemassa yhtä yksittäistä kaiken ratkaisevaa tekniikkaa. Hyvä integrointiratkaisu tukee monia erilaisia tiedonsiirtotapoja pysyen samalla rakenteeltaan selkeänä ja ylläpidettävyyden kannalta riittävän yksinkertaisena. Tärkeimpänä tietojärjestelmien integroinnin osa-alueena on hyödynnettävien standardien valinta. Standardit takaavat järjestelmien yhteensopivuuden ja toimittajariippumattomuuden ja niitä voidaan hyödyntää muun muassa kommunikaatioprotokollissa, ohjelmistorajapinnoissa, tiedonsiirtoformaateissa, tietomalleissa ja prosessimalleissa. Tärkeimpiä tietojärjestelmien integroinnissa yleisesti käytettyjä standardeja ovat tiedonsiirtoformaattina käytetty XML ja ohjelmistorajapintojen toteutukseen soveltuva Web Services. [Gol05] Tulevaisuuden sähköverkkojen kannalta merkittävimpiä standardeja on listattu Yhdysvalloissa tehdyssä tutkimuksessa [NIST10]. Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmien integroinnin kannalta merkittävimpiä listalle päässeitä standardeja ovat tietomalli- ja rajanpintastandardit IEC 61970, IEC 61968, MultiSpeak ja IEC 61850, joita käsitellään luvussa 4.4, sekä tiedonsiirtostandardit ICCP ja OPC UA, joita käsiteltiin luvussa 3.4. Tietojärjestelmien integrointi ei ole pelkkää teknisellä tasolla tapahtuvaa sovellusten liittämistä toisiinsa vaan se sisältää tekijöitä myös monilla muilla tasoilla. Integroinnin tasoja ja niiden sisältämiä tekijöitä käsitellään luvussa 4.1. Tietojärjestelmien integrointiin liittyy myös monenlaisia termejä ja periaatteita, joita käydään läpi luvussa 4.2. Eri sovellusalueilla on eri aikakausina käytetty monenlaisia integrointimenetelmiä. Sähköverkkoalalle nykyisin parhaiten soveltuvana menetelmänä pidetään palveluväylän avulla standardirajapintojen kautta tapahtuvaa viestipohjaista integraatiota, jonka periaatteellinen rakenne näkyy kuvassa 4.2 [Bec00; EPRI08; EPRI09]. Luku 4.3 käsittelee tätä integrointitapaa ja sen toteutusvaihtoehtoja. Lopuksi luvussa 4.4 käydään läpi sähkönjakeluyhtiöiden tietojärjestelmien integrointiin kehitettävää kahdesta IEC-standardista (IEC ja IEC 61968) koostuvaa standardia, joka tunnetaan yleisesti nimellä CIM (Common Information Model). standardirajapinta standardirajapinta standardirajapinta palveluväylä standardirajapinta standardirajapinta standardirajapinta Kuva 4.2. Tietojärjestelmien integrointi palveluväylän kautta standardirajapintoja hyödyntäen. tietojärjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä tietojärjestelmä

44 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI Tietojärjestelmät osana yritysarkkitehtuuria Aertsin et al. [Aer04] mukaan yritysarkkitehtuuri voidaan jakaa kolmeen osaan, joita ovat liiketoiminta, tietojärjestelmät sekä tietotekninen infrastruktuuri. Tietojärjestelmien osalta arkkitehtuuri voidaan edelleen jakaa sovellus- ja informaatioarkkitehtuuriin. Yritysarkkitehtuurin eri osat ovat jatkuvasti vuorovaikutuksessa keskenään ja niiden kehitys on kulkenut käsi kädessä jo 1960-luvulta lähtien. Tietotekniset kehitysaskeleet ovat mahdollistaneet uusien liiketoimintamallien käyttöönoton ja vastaavasti uudet näkemykset liiketoiminnan kehittämisestä ovat johtaneet uusiin tietoteknisiin ratkaisuihin. Tietoteknisen infrastruktuurin osalta kehitys on edennyt suurista keskustietokoneista erillisiin liiketoimintokohtaisesti käytettyihin tietokoneisiin ja edelleen tietoverkkojen ja kaksitasoisen asiakas/palvelin -arkkitehtuurin kautta hajautettuihin monitasoisiin järjestelmiin. Tietojärjestelmien kehitys on monilta osin seurannut tietoteknisen infrastruktuurin kehitystä. Funktionaalisesti toimivista ohjelmista on siirrytty oliokeskeisiin monitasoisiin järjestelmiin, jotka voidaan tarvittaessa hajauttaa. Monitasoisissa tietojärjestelmissä käyttöliittymät, sovellukset ja tietokannat on eriytetty toisistaan. Myös liiketoimintamallit ovat muuttuneet. Paikallisista funktiokeskeisistä liiketoiminnoista on siirrytty lisäarvoa tuottaviin liiketoimintaprosesseihin ja useista palveluista koostuviin toimitusketjuihin. [Aer04] Tietojärjestelmiä integroitaessa on kaikki yritysarkkitehtuurin tasot otettava huomioon. Tietojärjestelmät ja niiden integrointi palvelevat aina liiketoiminnan tarpeita. Integrointiprojektit tulisikin aina aloittaa liiketoimintaprosessien arvioinnilla. Mikäli yhtiön nykyinen tietojärjestelmäkokonaisuus rajoittaa liiketoimintaprosessien suorittamista halutulla tavalla, tulisi integrointiprojektin ensimmäisenä tehtävänä olla tavoiteltavien liiketoimintaprosessien määrittely. Uuden tietojärjestelmäkokonaisuuden tulisi tukea näin määriteltyjä liiketoimintaprosesseja ja mahdollistaa myös prosessien muuttaminen ilman, että tietojärjestelmien integrointitavassa tarvitsee tehdä muutoksia. Käytännössä tämä edellyttää tietojärjestelmien löyhää integraatiota (loose coupling) ja palvelukeskeistä arkkitehtuuria (Service Oriented Architecture, SOA). Löyhällä integraatiolla tarkoitetaan tietojärjestelmien liittämistä toisiinsa siten, että ne ovat mahdollisimman vähän riippuvaisia toisistaan. Palvelukeskeisessä arkkitehtuurissa tietojärjestelmien toiminnot toteutetaan palveluina, joita myös muut tietojärjestelmät voivat hyödyntää. Palvelukeskeistä arkkitehtuuria käsitellään tarkemmin luvussa [Gol05] Vaikka integrointia tehdään tietojärjestelmätasolla, tulisi sitä aina ajatella koko yrityksen näkökulmasta [Bec00]. Tällöin integrointiin liittyvät riskit pienenevät ja integrointiprojektin onnistumismahdollisuudet paranevat. Yrityksen liiketoiminnan ja tiedonhallinnan tasot voidaan määritellä myös toimialakohtaisesti. Sähköenergia-alalle yhden tällaisen määrittelyn on laatinut Yhdysvaltain energiaministeriön perustama The GridWise Architecture Council (GWAC), jonka tavoitteena on kehittää sähköenergia-alan toimijoiden välistä kommunikointia ja parantaa eri tietojärjestelmien ja teknologioiden välistä yhteentoimivuutta. Määrittelyn rakenne on esitetty kuvassa 4.3. Rakenteessa olevat kahdeksan tasoa on jaettu kolmeen pääkate-

45 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 36 goriaan, joita ovat organisaatiotaso, informaatiotaso ja tekninen taso. Jokainen taso on riippuvainen sen alapuolella olevista tasoista. Yhteentoimivuuden kannalta erityisen tärkeitä ovat eri tasojen väliset rajapinnat [NIST10]. Tietojärjestelmien voidaan ajatella toimivan määrittelyn tasoilla : Talous-/sääntelypolitiikka Sääntelyn määrittämät poliittiset ja taloudelliset tavoitteet Organisaatiotaso (pragmatiikka) Informaatiotaso (semantiikka) 7: Liiketoiminnan tavoitteet 6: Liiketoimintaproseduurit 5: Liiketoimintakonteksti 4: Semanttinen ymmärrys Eri liiketoimintojen strategiset ja taktiset tavoitteet Liiketoimintaprosessien ja menettelytapojen yhteensovitus Semantiikan soveltaminen liiketoimintaprosesseihin Tietorakenteiden sisältöjen käsitteellinen ymmärtäminen 3: Syntaktinen yhteentoimivuus Tiedonsiirrossa käytettyjen viestien tietorakenteiden ymmärtäminen Tekninen taso (syntaksi) 2: Verkkotason yhteentoimivuus 1: Perustason liitettävyys Viestien välitys erilaisissa tiedonsiirtoverkoissa Fyysiset ja loogiset tiedonsiirtoyhteydet Kuva 4.3. Tietojärjestelmien käyttöön pohjautuvan liiketoiminnan yhteentoimivuuden tasot. [GWAC08] Organisaatiotaso pitää sisällään talous- ja sääntelypolitiikan, liiketoiminnan tavoitteet sekä liiketoimintaproseduurit. Ylimmällä tasolla olevasta talous- ja sääntelypolitiikasta vastaa Suomessa Energiamarkkinavirasto, jonka asettama valvontamalli määrää taloudelliset rajat sähköverkkoyhtiöiden liiketoiminnalle. Toiminnalliset rajat ja vaatimukset sähköverkkoyhtiöille on määritelty sähkömarkkinalaissa. Näiden rajojen puitteissa verkkoyhtiöt asettavat toiminnalleen omia tavoitteitaan ja toteuttavat omaa toimintastrategiaansa. Tavoitteiden saavuttaminen vaatii tavallisesti useiden liiketoimintaprosessien onnistunutta suorittamista sekä yhteistyötä eri liiketoimintaprosessien välillä. Lisäksi yksittäisiin liiketoimintaprosesseihin liittyvät osapuolet ja erilaiset menettelytavat on sovitettava toimimaan yhdessä. [GWAC08] Informaatiotasolle kuuluu informaation hyödyntäminen eri liiketoimintaprosesseissa sekä tiedon käsitteellinen ymmärtäminen eli niin sanottu semanttinen ymmärrys. Semantiikka antaa tiedolle merkityksen ja mahdollistaa tiedon hyödyntämisen. Tietojärjestelmissä semanttinen ymmärrys saavutetaan hyödyntämällä toimialakohtaista tietomallia, joka määrittelee toimialalla käytettävän terminologian, termien merkityksen sekä termien keskinäiset suhteet. Tällaista tietylle toimialalla kehitettyä terminologian määrittelyä kutsutaan yleisesti ontologiaksi. Tyypillisesti tietomallit esitetään oliokeskeisinä

46 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 37 malleina, jotka koostuvat luokista, ominaisuuksista ja yhteyksistä. Tietomallit voivat olla hyvin laajoja, jolloin eri liiketoiminnoissa tulee usein vastaan tarve hyödyntää tietomallia vain osittain. Tällaisia tietyssä kontekstissa käytettäviä tietomallin osia kutsutaan profiileiksi, ja niiden määrittely kuuluu kuvan 4.3 mallissa liiketoimintakontekstitasolle. [GWAC08] Sähköverkkoalalla tiedon semanttiseen ymmärtämiseen liittyviä standardeja pidetään kaikkein kriittisimpinä tekijöinä tulevaisuuden älykkäiden sähköverkkojen yhteentoimivuuden kannalta [NIST10]. Tärkeimpiä tällaisia standardeja ovat IEC 61970:n ja IEC 61968:n muodostama CIM sekä sähköasema-automaation tarpeisiin kehitetty IEC [Mic09]. Tekninen taso koostuu tietojärjestelmien välisestä syntaktisesta yhteentoimivuudesta, verkkotason yhteentoimivuudesta sekä perustason liitettävyydestä. Syntaktisella yhteentoimivuudella tarkoitetaan tiedonsiirrossa käytettyjen viestien ja tiedostojen merkistöjen, tietorakenteiden ja viestinvaihtomallien (Message Exchange Pattern, MEP) ymmärtämistä. Tiedonsiirrossa voidaan käyttää esimerkiksi ASCII-merkistöä (American Standard Code for Information Interchange), XML-muotoisia tietorakenteita ja asynkronista julkaise/tilaa-viestinvaihtomallia. OSI-mallissa syntaktinen yhteentoimivuus kattaa sovellus- ja esitystapakerrokset. Verkkotason yhteentoimivuus mahdollistaa tietoverkkojen yli tapahtuvan tiedonsiirron. OSI-mallissa verkkotason yhteentoimivuuteen kuuluu verkko-, kuljetus- ja istuntokerrokset. Yleisiä verkkotason yhteentoimivuuden protokollia ovat esimerkiksi verkkokerroksen IP, kuljetuskerroksen TCP ja UDP (User Datagram Protocol) sekä istuntokerroksen FTP ja HTTP. Perustason liitettävyyteen kuuluu tiedonsiirtoon käytetyn median ja siinä käytettävien OSI-mallin fyysisen kerroksen ja siirtokerroksen protokollien määrittely. Fyysisenä tiedonsiirtoyhteytenä voi olla esimerkiksi valokuitu tai parikaapeli. Fyysisen kerroksen ja siirtokerroksen protokollana voidaan käyttää esimerkiksi Ethernetiä. [GWAC08] 4.2 Tietojärjestelmien integroinnin terminologiaa Tietojärjestelmien integrointi on laaja aihealue, johon liittyy sekä ohjelmistoteknisiä, tietoliikenneteknisiä että sovellusaluekohtaisia tekijöitä. Kokonaisuuden hallitsemiseksi alalle on muodostunut oma terminologiansa ja tietyt parhaina käytäntöinä pidetyt toimintatavat. Tärkeimpiä termejä ovat yritysjärjestelmien integrointi (Enterprise Application Integration, EAI), palvelukeskeinen arkkitehtuuri (SOA) ja palveluväylä (Enterprise Service Bus, ESB), jotka esitellään omina alalukuinaan. Muita usein vastaan tulevia termejä ovat liiketoimintaprosessien hallinta (Business Process Management, BPM) ja yritysten välinen integraatio (Business-to-Business Integration, B2Bi). Liiketoimintaprosessien hallinnalla (BPM) tarkoitetaan toimenpiteitä, joiden avulla useista toiminnoista koostuvia liiketoimintaprosesseja voidaan valvoa, ohjata ja optimoida. Liiketoimintaprosessien optimointi edellyttää prosessien seuraamista ja tehokkuuden mittaamista (Business Activity Monitoring, BAM). Tyypillinen BPM-ratkaisu sisältää useita komponentteja, kuten prosessien mallinnustyökalun, sääntökokoelman, prosessien suoritusmoottorin, valvontatyökalun sekä liitynnät niihin tietojärjestelmiin ja

47 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 38 sovelluksiin, joissa prosessin käyttämät toiminnot on toteutettu. Prosessien mallintamiseen käytetään yleisimmin graafista BPMN-mallinnuskieltä (Business Process Modeling Notation). Prosessien käyttämien toimintojen kutsumiseen käytetään yleisimmin BPEL-orkestrointikieltä (Business Process Execution Language), joka on yksi OASISstandardointijärjestön (Organization for the Advancement of Structured Information Standards) ylläpitämistä Web Services -tekniikoista. BPM-työkalut tarjoavat yhden keinon yrityksen toiminnan tehostamiseen. [Man08] Yritysten välinen integraatio (B2Bi) tarkoittaa eri organisaatioiden välistä integraatiota. Sähköverkkoalalla tällaisia integrointitarpeita on tyypillisesti verkkoyhtiön ja erilaisten palveluntarjoajien sekä muiden sähkömarkkinaosapuolten välillä. Tällöin kommunikointiin käytettävät tietoliikenneverkot, tiedonsiirtomenetelmät ja tietoformaatit on sovitettava yhteen kaikkien kommunikointiin osallistuvien osapuolten kesken. Sähköverkkoalalla esimerkkinä tällaisesta yhteisesti sovitusta tiedonsiirtotavasta on taseselvityksessä sähkömarkkinaosapuolten väliseen tiedonsiirtoon käytetty EDIEL-tekniikka Yritysjärjestelmien integrointi (EAI) Yritysjärjestelmien integroinnilla tarkoitetaan toimintatapojen, työkalujen ja palveluiden kokoelmaa, jonka avulla eri toimintaympäristöissä toimivat sovellukset voivat kommunikoida keskenään. Integroitavat sovellukset voivat sijaita joko yhdessä organisaatiossa tai ne voivat olla useiden eri organisaatioiden hallinnassa. Ongelmana on tällöin sovellusten käyttämien eri laite-, käyttöjärjestelmä-, tietoverkko- ja tietokantaympäristöjen sekä ohjelmointikielien runsaus. EAI:lla ei tarkoiteta yksittäisten tietojärjestelmien sisäistä tiedonsiirtoa eikä samassa toimintaympäristössä toimivien samaa tiedonsiirtotekniikkaa hyödyntävien tietojärjestelmien integrointia. [Man08] Nykyisin markkinoilla on useita EAI-tuotteita. Tyypillisesti tuotteet koostuvat useista moduuleista, jotka tarjoavat ratkaisuja tiettyihin yksittäisiin integroinnissa esiintyviin ongelmiin. EAI-tuotteet sisältävät toimintoja ja työkaluja muun muassa viestinvälitykseen, sovittimien kehitykseen, tietomuunnoksiin, reititykseen, liiketoimintaprosessien mallinnukseen ja automatisointiin, tietoturvan hallintaan, käyttöliittymien konfigurointiin, tietojen tarkastukseen ja tietoliikenteen valvontaan. Tavallisesti EAI-työkalut toteuttavat viestinvälitysarkkitehtuurin (hub and spoke), jossa reititys, tietomuunnokset ja kaikki muut toiminnot tapahtuvat keskitetysti keskittimessä [Gol05]. Tarvittaessa EAIratkaisussa voidaan käyttää myös älykkäitä sovittimia, jolloin tietomuunnokset tapahtuvat keskittimen sijaan sovelluksissa ja integrointiratkaisun joustavuus paranee. Joskus EAI-tuotteita kutsutaan integrointialustoiksi (integration platform). Integrointialustoista puhuttaessa painopiste on teknisen tason yhteentoimivuudessa, kun taas EAI-tuotteissa lähdetään liikkeelle liiketoimintaprosessien hallinnasta. Tunnettuja EAI-tuotteita ovat esimerkiksi IBM:n WebSphere, Microsoftin BizTalk ja SAP:n Netweaver PI. [EPRI08]

48 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI Palvelukeskeinen arkkitehtuuri (SOA) Palvelukeskeinen arkkitehtuuri on suunnittelutapa, jonka mukaan tietojärjestelmät tulisi integroida löyhiä kytkentöjä ja avoimia standardirajapintoja käyttäen. Suunnittelutavan keskeisenä tavoitteena on lisätä liiketoimintaprosessien ja tietojärjestelmien välistä integraatiota, ja siten parantaa liiketoimintaprosessien automatisointia ja liiketoiminnan joustavuutta. Palvelukeskeisessä arkkitehtuurissa tietojärjestelmien toiminnot on toteutettu itsenäisinä palveluina, jotka ovat kaikkien niitä tarvitsevien sovellusten ja liiketoimintojen löydettävissä (discoverability) ja käytettävissä. Palveluiden rajapinnat voidaan ymmärtää palvelun käyttäjien ja palveluntarjoajien välisinä sopimuksina, jotka määrittelevät millä tavalla palveluita tulee käyttää ja millaista toiminnallisuutta palveluntarjoajat lupaavat. Palveluita voidaan käyttää erilaisista ympäristöistä ja erilaisten tietoverkkojen, kuten Internetin, yli. Lisäksi palveluita tarjoavat tietojärjestelmät voivat olla eri organisaatioiden omistamia ja hallinnoimia. Liiketoimintaprosessit kootaan useista palveluista, joita ketjutetaan halutun toiminnallisuuden saavuttamiseksi. Tällaista palveluiden yhdistelyä kutsutaan orkestroinniksi (orchestration). Sopivan kokoisten palveluiden määrittely vaatii kokemusta sekä ohjelmistotekniikasta että ymmärrystä liiketoiminnan vaatimuksista. Suunnittelussa voidaan käyttää apuna alan kirjallisuudesta löytyviä suunnittelumalleja (design patterns). [Erl05] SOA ei ole uusi konsepti. Toimintojen tarjoaminen palveluina ja abstraktiotason nostaminen erillisiä rajapintoja käyttämällä ovat kuuluneet ohjelmistotekniikassa parhaisiin käytäntöihin jo yli kolmen vuosikymmenen ajan. Suurin syy palvelukeskeisen arkkitehtuurin nykyiseen suosioon löytyy avoimista Web Services -standardeista. Aiemmin yhtä yhtenäistä universaalia standardia ei ollut olemassa ja arkkitehtuurin toteutustavaksi oli valittava jokin muiden tekniikoiden kanssa yhteensopimaton ratkaisu, kuten DCOM, CORBA tai J2EE (Java 2 Platform Enterprise Edition). Laajasti hyväksytyt Web Services -standardit mahdollistavat palvelukeskeinen arkkitehtuurin täysimittaisen käyttöönoton. Web Services -tekniikat perustuvat yleisiin Web-teknologioihin, kuten ja XML:ään, ja ne toimivat siten kaikissa ympäristöissä. Tarkempi kuvaus Web Services -tekniikoista esitetään luvussa [Gol05] Palveluväylä (ESB) Palveluväylä tarjoaa keinon palvelukeskeisen arkkitehtuurin toteuttamiseen käytännössä. Kyseessä on konkreettinen sovellusratkaisu, jonka kautta tietojärjestelmät voivat kommunikoida keskenään. Suurimpana erona perinteisten EAI-tuotteiden ja ESB:n välillä on ESB-ratkaisuiden hajautettu rakenne ja ESB-ratkaisuiden puhdas pohjautuminen Web-teknologioihin, kuten XML:ään. Integrointipalvelut, kuten reititys ja tietomuunnokset, liitetään palveluväylään erikseen muiden sovellusten tapaan. Tämä mahdollistaa yksittäisissä integrointipalveluissa tapahtuvat muutokset ilman, että palveluväylää käyttävissä sovelluksissa tarvitsee tehdä muutoksia. Hajautettu rakenne tukee integrointiprojektin inkrementaalista toteutusta, sillä palveluväylään voidaan projektin alussa toteuttaa ainoastaan välttämättömimmät palvelut. Myöhemmin projektin edetessä palveluita voi-

49 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 40 daan ottaa lisää käyttöön. ESB on erittäin joustava ja skaalautuva, mutta tämän vuoksi usein EAI-tuotteita monimutkaisempi ratkaisu. Hinnan ja käyttöönoton puolesta ESB on tavallisesti EAI-tuotteita halvempi ja helpompi toteuttaa nopeana paikallisena ratkaisuna. [Gol05] Palveluväylän soveltuvuutta tietojärjestelmien integrointiin on tutkittu muun muassa Mellerin diplomityössä [Mel09], jossa palveluväylää pidettiin suoraan tietojärjestelmien välille rakennettavia rajapintoja monimutkaisempana ja hitaammin käyttöönotettavana, mutta helpommin hallittavana ja laajennettavissa olevana tekniikkana. Palveluväylän tavallisesti tarjoamia integrointipalveluita ovat viestinvälitys, sovittimien kehitys, tietomuunnokset, reititys, liiketoimintaprosessien mallinnus ja automatisointi sekä tietoturvan hallinta [EPRI08]. Näiden lisäksi palveluväylään voidaan liittää myös monia muita integrointipalveluita, kuten reaaliaikaista liiketoiminta-aktiviteettien monitorointia ja älykästä sisältöpohjaista reititystä. Toimiakseen tehokkaana integrointivälineenä palveluväylän tulee tukea useita erilaisia viestinvaihtomalleja, väliohjelmistotekniikoita ja tiedonsiirtoprotokollia. Viestinvälityksessä keskeisimpänä komponenttina on viestikeskeinen väliohjelmisto (MOM), jota käsiteltiin luvussa Palveluväylää käytettäessä pyrkimyksenä tulee olla mahdollisimman yksinkertainen ja helposti ylläpidettävä kokonaisuus, joka ei kuitenkaan rajoita tietojärjestelmien välistä tiedonvaihtoa. Teoriassa tähän päästään rajaamalla käytettävät teknologiat tiettyihin parhaina pidettyihin vaihtoehtoihin, mutta käytännön integrointiprojekteissa tästä joudutaan lähes aina jonkin verran joustamaan ja käyttämään lisäksi myös muita tekniikoita. [Cha04] Palveluväylän sisäiseksi komponenttimalliksi on tarjolla kaksi eri lähtökohdista kehitettyä ratkaisua. Java-ympäristössä toimiva Java Business Integration (JBI) tarjoaa standardoidun komponenttien toteutustavan, joka on hyödyllinen erityisesti väliohjelmistojen kehittäjille. Alustariippumaton Service Component Architecture (SCA) määrittää puolestaan sen, miten palveluista koostuvia sovelluksia tulee toteuttaa ja koota, ja on siten hyödyllinen sovelluskehittäjille. Molempia tekniikoita voidaan käyttää myös samassa ESB-toteutuksessa, sillä tekniikoissa ei ole merkittävästi päällekkäisyyksiä. ESBtuotteita tarjoavia yrityksiä ovat esimerkiksi IBM, Software AG, TIBCO ja Vitria [EP- RI08]. 4.3 Viestipohjainen integraatio palveluväylää käyttäen Viestipohjaisessa integraatiossa sovellukset kommunikoivat keskenään erilaisia viestinvaihtomalleja käyttäen. Viestinvaihtomalleja ovat esimerkiksi synkroninen ja asynkroninen pyyntö/vastaus -menetelmä sekä asynkroninen julkaise/tilaa -menetelmä. Paras järjestelmäkokonaisuuden joustavuus saavutetaan palveluväylän kautta tapahtuvalla asynkronisella tiedonsiirrolla. Palveluväylä voi hyödyntää useita viestinvälitystekniikoita, jotka voivat edelleen tukea useita erilaisia viestinvaihtomalleja. [Gol05] EPRI on julkaissut mallitoteutukset [EPRI09] viestipohjaiselle palveluväylää hyödyntävälle integraatiolle kahdella eri viestinvälitystekniikalla. Mallitoteutuksissa käytettyjä tekniikoita ovat Web Services ja Java Message Service (JMS). Viestinvaihtomallei-

50 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 41 na käytetään molemmilla tekniikoilla synkronista pyyntö/vastaus -menetelmää, jonka lisäksi JMS-toteutuksena esitellään asynkroniset pyyntö/vastaus ja julkaise/tilaa - menetelmät. Kaikki kolme viestinvaihtomallia on mahdollista toteuttaa sekä Web Services että JMS-tekniikoilla. Sähköverkkoalan näkökulmasta EPRI:n julkaisun tekee mielenkiintoiseksi viestirakenteissa käytetty IEC standardi, joka on osa luvussa 4.5 esiteltävää sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmien integrointiin tarkoitettua CIMstandardia. Mallitoteutuksen tarkoituksena on kuvata IEC standardin mukaisten viestirakenteiden toteutus tarkkuudella, joka mahdollistaa mallin pohjalta tehtyjen sovellusten yhteentoimivuuden. Kyseessä on siis EPRI:n näkemyksen mukainen ohje siitä, kuinka IEC standardia tulisi soveltaa palveluväylän kautta tapahtuvassa tiedonsiirrossa. Viestinvälitykseen käytettyjä Web Services ja Java Message Service - tekniikoita esitellään seuraavaksi omissa alaluvuissaan Web Services Web Services on joukko W3C:n ja OASIS-standardoimisjärjestön ylläpitämiä tekniikoita. Tärkeimpiä Web Services -tekniikoita ovat rajapintojen kuvaukseen käytetty WSDL (Web Service Description Language), viestinvälitykseen käytetty SOAP ja palvelurekistereissä käytetty UDDI (Universal Description, Discovery and Integration). Kaikki edellä mainitut tekniikat pohjautuvat XML:ään ja ovat täysin alusta- ja protokollariippumattomia. Web Services -tekniikat mahdollistavat kuvassa 4.4 esitetyn palvelukeskeisen arkkitehtuurin perusrakenteen toteutuksen. [Pap08] Asiakas 3. palvelun etsiminen (UDDI) Palvelurekisteri (UDDI) 3. palvelun kuvaus (WSDL) 4. palvelun kutsuminen (SOAP) 2. palvelun julkaiseminen (UDDI) 1. palvelun kuvaaminen (WSDL) Palveluntarjoaja Kuva 4.4. Palvelukeskeinen arkkitehtuuri Web Services -tekniikoilla toteutettuna. [Man08] Kuvan 4.4 rakenteessa palveluntarjoaja luo tarjoamastaan palvelusta kuvauksen WSDL-kielellä ja välittää tiedon tarjoamastaan palvelusta UDDI-pohjaiseen palvelurekisteriin. Asiakkaat voivat etsiä palveluita palvelurekisteristä erilaisilla hakukriteereillä.

51 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 42 Palvelurekisteristä vastauksena saatava WSDL-muotoinen palvelun kuvaus sisältää kaiken tarvittavan tiedon siitä miten palveluun otetaan yhteyttä, mitä operaatioita palvelu tarjoaa ja mitä parametreja operaatiot edellyttävät. Mikäli asiakkaalla on jo valmiina tiedot haluamastaan palvelusta, voi asiakas käyttää palvelua suoraan ilman palvelurekisteriä. Asiakkaat voivat muodostaa myös omia palveluitaan yhdistelemällä muiden tarjoamia palveluita uudeksi korkeamman tason palveluksi ja julkaisemalla näin kehittämiään ylemmän hierarkiatason palveluita palvelurekisterissä. Varsinainen kommunikointi asiakkaan ja palveluntarjoajan välillä tapahtuu SOAP-protokollalla, joka edelleen hyödyntää tiedonsiirtoon muita protokollia, kuten HTTP-protokollaa. SOAP voi käyttää tiedonsiirtoon myös luvussa esiteltävää JMS-tekniikkaa. Palveluväylää käytettäessä asiakas lähettää palvelukutsun palveluväylälle, joka kuvassa 4.4 sijoittuisi asiakkaan, palveluntarjoajan ja palvelurekisterin väliin väyläksi, jonka kautta tiedonsiirto tapahtuisi. [Pap08] Web Services -tekniikoiden ansiosta palvelut voivat sijaita missä tahansa ja niitä voidaan käyttää mistä tahansa. Olemassa oleville sovelluksille voidaan kehittää Web Service -rajapinnat, jonka jälkeen sovelluksia voidaan käyttää toisten sovellusten tai WWW-selaimen kautta. Tämä mahdollistaa liiketoimintapalveluiden ja uusien toimintojen käyttöönoton ja integroinnin käyttämällä olemassa olevia sovelluksia. Todellisena Web Services -tekniikoista saatavana hyötynä ovat SOA-ratkaisut, jotka perustuvat ensimmäiseen universaaliin ja yleisesti hyväksyttyyn sovellusten integroinnissa käytettyyn rajapintastandardiin. Kaikkia tietojärjestelmien integrointiin liittyviä ongelmia Web Services -tekniikat eivät ratkaise, vaan niiden lisäksi tarvitaan myös monia muita apuvälineitä muun muassa tietomuunnoksia ja älykästä reititystä varten. [Gol05] Java Message Service Java Message Service tarjoaa rajapinnan kahden tai useamman sovelluksen väliseen viestipohjaiseen tiedonsiirtoon. Toimiakseen JMS vaatii Java-ympäristön. Javaympäristö itsessään on saatavilla useille eri alustoille, joten siinä mielessä JMS on alustariippumaton. Täysin alustariippumattomiin Web Services -tekniikoihin verrattuna JMS:n siirrettävyys ei kuitenkaan ole yhtä hyvä. Toisin kuin Web Services -tekniikoilla, JMS:llä viestien välitys tapahtuu aina väliohjelmiston kautta valmiita rajapintoja käyttäen. JMS:n yleisiä rajapintoja ovat ConnectionFactory, Connection, Destination, Session, MessageProducer ja MessageConsumer. Näitä rajapintoja käytetään yhteyden luomiseen ja hallintaan sekä viestien luontiin, lähetykseen ja vastaanottoon. JMS on sisällytetty myös osaksi Java Enterprise Edition -sovelluskehitysympäristöä (Java EE). [Sun02] Kommunikointiin JMS tarjoaa kaksi eri vaihtoehtoa: pisteestä pisteeseen tapahtuvan tiedonsiirron sekä julkaise/tilaa -menetelmän. Kummallekin menetelmälle on tarjolla omat versionsa yleisistä JMS-rajapinnoista. Pisteestä pisteeseen -tyyppisessä tiedonsiirrossa viestit sijoitetaan väliohjelmiston jonoihin, joista asiakassovellukset niitä noutavat. Jokaiselle asiakkaalle on järjestelmässä oma jononsa. Julkaise/tilaa -menetelmällä yksi lähettäjä voi lähettää viestejä useille asiakkaille. Asioita, joihin JMS-määrittely ei ota kantaa eikä sisällä valmiita ratkaisuja ovat kuorman tasaus, virheensietokyky, virhe-

52 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 43 tapauksista ilmoittaminen, ohjelmointirajapinta JMS-tuotteiden hallintaan, tiedonsiirron turvallisuus, tiedonsiirtoprotokolla sekä viestityyppien määrittely. [Sun02] 4.4 CIM standardi sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmien integrointiin Robinsonin ja Zhoun [Rob04] mukaan sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmät tulisi integroida yleisen tietomallin kautta nykyisten suoraan tietojärjestelmien välille räätälöitävien sovittimien sijaan. Myös kaikkien tietojärjestelmärajapintojen tulisi hyödyntää yleistä tietomallia. Tästä saatavia hyötyjä olisivat tietojärjestelmien nopeampi käyttöönotto ja sopeutuminen muutostilanteisiin, pienemmät järjestelmäkokonaisuuden ylläpitokustannukset sekä pienempi riski liiketoimintaprosessien rikkoutumiselle. Common Information Model (CIM) on yleinen abstrakti tietomalli sähköverkkoalan tietojen mallintamiseen. Abstraktilla tietomallilla tarkoitetaan mallia, jota ei ole sidottu mihinkään tiettyyn toteutusteknologiaan. CIM on saanut alkunsa Yhdysvalloissa EPRI:n (Electric Power Research Institute) vuonna 1993 käynnistämästä CCAPI-projektista (Control Center Application Programming Interface), jonka tavoitteena oli parantaa siirtoverkkoyhtiöiden käyttämien energianhallintajärjestelmien yhteensopivuutta. Nykyisin CIM:n ylläpidosta ja kehityksestä vastaa IEC. Tietomalli koostuu standardeista IEC ja IEC , joista ensimmäinen sisältää semanttisen mallin sähköverkon komponenttien ja niiden välisten suhteiden mallintamiseen, ja toinen laajentaa mallia sähkönjakelualalla tarvittavilla tiedoilla, kuten omaisuuden hallinnalla (asset management), töiden aikataulutuksella (work scheduling) ja asiakkaiden laskutuksella (customer billing). IEC kehitettiin alun perin siirtoverkkoyhtiöiden tiedonsiirtotarpeisiin ja Yhdysvalloissa se on myös laajasti käytössä. IEC laajentaa CIM:n sovellusaluetta jakeluverkkojen puolelle. Standardit IEC ja IEC sisältävät lisäksi monia muita CIM:iin läheisesti liittyviä osia, kuten rajapintamäärittelyitä ja tiedonsiirtotapoja verkkoyhtiöiden eri liiketoiminnoille. CIM on tarkoitettu sekä sähkömarkkinaosapuolten väliseen että sähköverkkoyhtiöiden sisäiseen tiedonsiirtoon. [McM07] Standardin sisältö ja nykyinen tila Standardi IEC sisältää yleisiä sääntöjä (osa 1), sanaston (osa 2), abstraktin tietomallin (osat 3xx), abstraktit määrittelyt siirtoverkkoyhtiöiden käyttämien tietojärjestelmien rajapinnoille (osat 4xx) sekä rajapintojen teknologiakohtaiset toteutusmallit (osat 5xx). Standardin tärkeimmät osat ja niiden kehityksen tila on esitetty taulukossa 4.1. Standardin tärkeimpänä yksittäisenä osana on abstraktin tietomallin ydin (osa 301). Standardin osissa IEC xx määriteltyjä rajapintoja kutsutaan nimellä Generic Interface Definition (GID). Vaikka rajapintamäärittelyitä ei ole sidottu mihinkään yksittäiseen tiedonsiirtotekniikkaan, perustuvat useimmat nykyiset GID-toteutukset asiakas/palvelin-mallilla toimiviin OPC-spesifikaatioihin [EPRI08].

53 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 44 Taulukko 4.1. Standardin IEC tärkeimmät osat ja niiden nykyinen tila. [IEC10] Osa Nimi Tila IEC Guidelines and general requirements 12/2005 IEC Glossary 7/2004 IEC Common Information Model (CIM) base (2nd edition) 4/2009 IEC Common Information Model (CIM) financial, energy scheduling and reservations luonnos IEC Component interface specification (CIS) framework 9/2005 IEC Common services 6/2008 IEC Generic data access 6/2008 IEC High speed data access (HSDA) 8/2007 IEC Generic eventing and subscription (GES) 8/2007 IEC Time series data access (TSDA) 8/2007 IEC CIM network applications model exchange specification luonnos IEC CIM based graphics exchange 6/2008 IEC Solved power system state interface (7/2011) IEC Common information model resource description framework (CIM RDF) schema 3/2006 IEC Web services profile for abstract services (5/2011) IEC CIM XML model exchange format luonnos Standardi IEC sisältää yleisen arkkitehtuurikuvauksen (osa 1), sanaston (osa 2), rajapintamäärittelyt sähkönjakeluverkon liiketoiminnoille (osat 3-10), laajennuksen IEC :ssä määriteltyyn tietomalliin (osa 11), käyttötapausesimerkkejä (osa 12) sekä teknologiasidotun toteutusmallin tiedonsiirtoon (osa 13). Standardin osaksi 14 on ehdotettu IEC 61968:n ja Yhdysvalloissa käytetyn MultiSpeak-rajapintaspesifikaation yhdenmukaistamista. Standardin osat ja niiden nykyinen tila on esitetty taulukossa 4.2. Taulukko 4.2. Standardin IEC tärkeimmät osat ja niiden nykyinen tila. [IEC10] Osa Nimi Tila IEC Interface architecture and general requirements 10/2003 IEC Glossary 11/2003 IEC Interface for network operations 3/2004 IEC Interfaces for records and asset management 7/2007 IEC Interfaces for operational planning and optimization puuttuu IEC Interfaces for maintenance and construction puuttuu IEC Interfaces for network extension planning puuttuu IEC Interfaces for customer support (9/2011) IEC Interfaces for meter reading and control 9/2009 IEC Interfaces for systems external to, but supportive of, distribution management puuttuu IEC Common Information Model (CIM) extensions for distribution (7/2010) IEC Use case examples luonnos IEC CIM RDF model exchange format for distribution 6/2008 IEC Harmonization of IEC and MultiSpeak ehdotus Abstrakti tietomalli sähköverkkoalan tarpeisiin CIM on määritelty ja ylläpidetty UML-mallinnuskielen (Unified Modeling Language) mukaisina luokkakaavioina. UML on Object Management Groupin (OMG) vuonna 1997 standardoima olioperusteinen graafinen mallinnuskieli, jota käytetään erityisesti ohjelmistotekniikassa järjestelmien määrittelyyn, visualisointiin ja dokumentointiin. Se tarjoaa keinon kuvata sovelluksien ja muiden järjestelmien rakennetta sekä toiminnallisuutta kaavioina, joita sekä sovellusten käyttäjät että ohjelmoijat ymmärtävät. UML 2.0 määrittelee 13 erilaista kaaviotyyppiä, joista tärkeimpänä pidetään luokkakaaviota. Hyvä teos UML:n perusteista löytyy lähteestä [Fow04].

54 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 45 Standardissa IEC määritelty CIM:n ydin koostuu useista paketeista, joista kukin sisältää oman luokkakaavionsa. Standardin IEC versio 15 sisältää 17 pakettia, joita ovat Domain, Core, OperationalLimits, Topology, Wires, Generation, GenerationDynamics, Production, LoadModel, Outage, Protection, Equivalents, Meas, SCADA, ControlArea, Contingency ja StateVariables. Sähköverkon mallinnusta varten riittää tavallisesti Wires, Meas, Topology, Core ja Domain -paketit, eikä muita korkeamman tason paketteja tarvita. Wires-paketti sisältää kuvaukset yleisimmistä sähköverkon komponenteista. Meas-pakettiin kuuluu mittauksiin liittyvät komponentit. Topology-paketti kattaa komponenttien välisen kytkeytymisen. Core-paketti sisältää sähköverkon mallinnuksessa käytettyjä peruskomponentteja ja Domain-paketti puolestaan yleisiä muiden pakettien käyttämiä tietotyyppejä. Standardin IEC versio 10 laajentaa tietomallia yhdeksällä jakeluverkkoyhtiöissä tarpeellisella lisäpaketilla, joita ovat Common, WiresExt, Assets, AssetModels, Work, Customers, Metering, LoadControl ja PaymentMetering. Kokonaisuutena CIM:n määrittämä tietomalli on hyvin laaja, eikä sitä ole tässä työssä tarpeen käydä yksityiskohtaisesti läpi. Monissa sovelluksissa ja liiketoimintakonteksteissa tietomallista on tarpeen hyödyntää vain tiettyä pientä osaa. Tällaisia tietomallista lohkaistuja osia kutsutaan profiileiksi (profile). Tietomalli on ilmaiseksi saatavilla CIM Users Groupin (CIMug) WWW-sivuilta [CIM10]. CIM Users Group on sähköverkkoalan toimijoista koostuva voittoa tavoittelematon organisaatio, jonka tehtävänä edesauttaa CIM:n kehitystä ja käyttöönottoa. Esimerkki CIM:n mukaisesti mallinnetusta sähköverkon osasta on esitetty kuvassa 4.5. Kuvassa on vasemmalla puolella osa sähköverkkoa sähköteknisin piirrosmerkein kuvattuna, ja oikealla puolella vastaava verkko CIM:n mukaisesti mallinnettuna. CIM määrittää mallinnuksessa käytettävän terminologian, komponenttien sisältämät tiedot sekä niiden keskinäisen kytkeytymisen. Komponenttien keskinäiseen kytkeytymiseen CIM käyttää solmuja (ConnectivityNode), joihin komponentit liittyvät terminaalien (Terminal) kautta. Myös mittaukset liitetään terminaaleihin. Kuva 4.5. Esimerkki CIM-standardin mukaisesta verkon mallinnuksesta. [McM07]

55 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 46 CIM on tarkoitettu maailmanlaajuiseksi standardiksi. Tällöin on selvää, että standardiin ei voida sisällyttää kaikkia eri verkkoyhtiöiden toiminnassaan tarvitsemia tietoja, vaan malliin on pystyttävä tekemään omia laajennuksia (extension). Jakeluverkkoyhtiöissä tehdyt CIM:iin perustuvat integrointiprojektit ovat lisäksi osoittaneet, että CIM ei ole jakeluverkkojen osalta vielä riittävän kehittynyt standardi, vaan siihen on käytännön projekteissa tehtävä mittavia omia laajennuksia [Nie09]. Lisäksi itse CIM kehittyy jatkuvasti. Uusien CIM-versioiden on täten oltava yhteensopivia vanhoihin versioihin tehtyjen laajennusten kanssa. Yhdessä kaikki edellä mainitut seikat johtavat tilanteeseen, jossa laajennuksia on pystyttävä tekemään helposti, käytännöllisellä menetelmällä ja yleisesti saatavilla olevilla työkaluilla ja tekniikoilla. Yksi tällainen menetelmä on esitetty lähteessä [Nie09] Rajapinnat sähkönjakeluyhtiöiden liiketoiminnoille Tietomallin lisäksi standardit IEC ja IEC sisältävät rajapintamäärittelyitä sekä siirtoverkko- että jakeluverkkoyhtiöiden tarpeisiin. Jakeluverkkoyhtiössä käytettävät rajapinnat on määritelty liiketoiminnoittain standardin IEC osissa Liiketoiminnot on jaettu sähkönverkon hallinnassa tarvittaviin toimintoihin, joista kullekin on oma rajapintamäärittelynsä, sekä toimintoihin, joita tarvitaan sähkönjakeluyhtiöissä, mutta jotka eivät liity suoraan sähköverkon hallintaan. Sähköverkon hallinnan kannalta toissijaisten liiketoimintojen rajapinnat määritellään standardin osassa 10. Periaatekuva standardissa määritellyistä rajapinnoista on esitetty kuvassa 4.6. Kuvassa liiketoiminnot on esitetty vihreinä ja violetteina laatikoina, rajapinnat keltaisina laatikoina ja integrointiarkkitehtuurina toimiva väliohjelmisto vaaleansinisenä palkkina. Standardin IEC rajapintamäärittelyt tunnetaan yleisesti nimellä Interface Reference Model (IRM). Kuva 4.6. Standardissa IEC määritetyt rajapinnat sähkönjakeluyhtiöiden liiketoiminnoille. [När06]

56 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 47 IEC standardin mukaan sähkönjakeluverkon hallinnassa tarpeellisia liiketoimintoja ovat käyttötoiminta, omaisuuden hallinta, käytön suunnittelu ja optimointi, kunnossapito ja rakentaminen, verkostosuunnittelu, asiakaspalvelu sekä mittarinluenta ja ohjaus. Standardi on vielä osittain keskeneräinen (taulukko 4.2), eikä kaikkia rajapintamäärittelyitä ole nykyisin saatavilla. Valmiita rajapintamäärittelyitä ovat käyttötoiminta, omaisuuden hallinta sekä mittarinluenta ja ohjaus. Kukin liiketoiminto on standardissa edelleen pilkottu useisiin aliliiketoimintoihin, jotka edelleen koostuvat yksittäisistä komponenteista. Esimerkiksi käyttötoiminnan sisältämiä aliliiketoimintoja ovat verkon valvonta, verkon ohjaus, vianhallinta, tapahtumien analysointi, tilastointi ja raportointi, reaaliaikainen verkostolaskenta sekä operaattoriharjoittelu. Aliliiketoimintojen sisältämiä komponentteja ovat esimerkiksi reaaliaikaisen verkostolaskennan tapauksessa kuormitusten estimointi, energiakaupan analysointi, tehonjaon ja jänniteprofiilin laskenta, vikavirtojen analysointi sekä mukautuvat releasetukset. Standardissa IEC määritetyt rajapinnat on tarkoitettu yksinomaan tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon. Tietojärjestelmien sisäinen tiedonsiirto ja rakenne eivät kuulu standardin sovellusalueeseen. Standardi on suunniteltu sovellettavaksi sellaisessa tietojärjestelmäympäristössä, jossa tietojärjestelmät voivat toimia eri laite- ja käyttöjärjestelmäympäristöissä, eri ohjelmointikielillä ja eri protokollilla. Tiedonsiirrossa IEC hyödyntää löyhiä kytkentöjä ja väliohjelmiston kautta tapahtuvaa viestipohjaista tiedonsiirtoa. Väliohjelmistoksi sopii esimerkiksi Web Services -tekniikoita hyödyntävä palveluväylä. Standardi määrittää rajapinnat abstraktilla tasolla, eikä ota kantaa siihen, millä tekniikalla rajapinnat tulisi toteuttaa. [IEC03] IEC 61968:n mukaiset tiedonsiirtoon käytetyt viestit sisältävät verbin (verb), substantiivin (noun) ja hyötykuorman (payload). Verbi kertoo sen, mitä viestillä halutaan tehdä. Standardissa määriteltyjä verbejä ovat pyynnöissä (request) käytetyt GET, CREATE, UPDATE, CANCEL, CLOSE ja DELETE, vastauksissa (reply) käytetty REPLY sekä tapahtumissa (event) käytetyt CREATED, UPDATED, CANCELED, CLOSED ja DELETED. Viestin substantiiviosa kertoo sen, mitä tietoa halutaan siirtää. Käytettyjä substantiiveja ovat esimerkiksi NetworkDataSet, LoadDataSet, OutageReport ja MeterReading. Substantiiveihin liitetään viittaus hyötykuormaan, joka sisältää varsinaisen siirrettävän tiedon. IEC määrittää myös yleisen viestirakenteen, jonka mukaan viestit koostuvat otsikosta (header), pyynnöstä, vastauksesta ja hyötykuormasta. Viestin ainoana pakollisena osana on otsikko, joka sisältää verbin ja substantiivin. Pyyntö- ja vastausosat sisältävät pyyntö- ja vastausviesteihin liittyviä muita parametreja ja lisätietoja. Perusviestityyppejä on neljä erilaista: pyyntö-, vastaus-, tapahtuma- ja virheviestit. Varsinaisissa rajapintamäärittelyissä määritellään kussakin liiketoiminnossa hyödynnettävät abstraktit viestirakenteet sekä niissä käytettävät verbit, substantiivit ja hyötykuormat. [EPRI09] Yleisimpänä viestien toteutustekniikkana käytetään XML:ää ja siihen liittyviä tekniikoita. Tällöin kuhunkin viestin substantiiviosaan liittyy tavallisesti oma XMLskeema, joka määrittää hyötykuorman XML-dokumentilta (CIM XML) vaadittavan rakenteen. Rakenteeltaan XML-skeema vastaa tavallisesti CIM-tietomallin mukaista liike-

57 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 48 toimintakontekstiin sidottua profiilia. Hyötykuorman ei ole pakko olla XML-muodossa vaan se voi olla myös mikä tahansa muu tiedosto, kuten Excel-taulukko tai PDFtiedosto (Portable Document Format). Verkkoyhtiöiden välillä tapahtuvaan verkkomallien siirtoon käytetään tavallisesti XML-teknologiaperheeseen kuuluvia RDF-tiedostoja (CIM RDF XML). Esimerkkejä CIM XML ja CIM RDF XML -muotoisista viesteistä ja tiedostoista löytyy lähteistä [McM07] ja [EPRI09]. IEC ei ole ainut sähkönjakeluverkon tarpeisiin kehitetty rajapintamäärittely. Toinen varsinkin Yhdysvalloissa laajasti käytetty spesifikaatio on National Rural Electric Cooperation Associationin (NRECA) kehittämä MultiSpeak, jonka ensimmäinen 1.1 versio julkaistiin vuonna MultiSpeakin uusin 3.0 versio on vuodelta 2005 ja se sisältää määrittelyt tiedon semantiikalle, viestirakenteille sekä liiketoimintojen rajapinnoille. MultiSpeakin määrittämät sähkönjakeluyhtiöiden liiketoiminnot on esitetty kuvassa 4.7. [McN08] Kuva 4.7. MultiSpeakissa määritetyt sähkönjakeluyhtiöiden liiketoiminnot. [NRECA10] Vaikka sekä MultiSpeak että IEC keskittyvät tiedonsiirron rajapintoihin sähkönjakeluyhtiöissä, on niiden välillä myös merkittäviä eroja, joiden vuoksi määrittelyjen suora yhdistäminen ei ole mahdollista. IEC käyttää tietomallina CIM:iä, kun taas MultiSpeak määrittelee jakeluverkkoyhtiöissä tarvittaville tiedoille oman semantiikkansa. Merkittävimpänä määritelmien välisenä erona on se, että IEC 61968:ssä rajapintamäärittelyt ovat abstrakteja eikä tiedonsiirtoon käytettäviä tekniikoita ole standardissa määritelty, kun taas MultiSpeak tiedonsiirtotekniikoiksi on kiinnitetty hyödyntävä SOAP, TCP/IP-socketit ja siirtotiedostot. IEC 61968:ssä joustavuus on tärkeämpää

58 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI 49 kuin helposti saavutettava yhteentoimivuus. MultiSpeakissa samojen ominaisuuksien painotus on päinvastainen. MultiSpeak on lisäksi suunnattu ainoastaan Yhdysvaltojen markkinoille, kun taas IEC on tarkoitettu maailmanlaajuiseen käyttöön. IEC ja NRECA tekevät yhteistyötä kehitteillä olevan MultiSpeak 4.0 ja IEC osien 3-10 yhteensovittamiseksi. Tämän työn tuloksia kootaan IEC:n toimesta standardiin IEC [McN08] Yhteensovitus IEC sähköasemastandardin kanssa Tulevaisuuden sähköverkoissa standardit ovat edellytys yhteentoimivuudelle. NIST:n tekemässä kehitysraportissa [NIST10] on listattu 75 tulevaisuuden sähköverkkojen kannalta tärkeimpänä pidettyä standardia. Listatuista standardeista kansainvälisesti merkittävimpiä ovat IEC 61970:n ja IEC 61968:n muodostama CIM sekä nykyisinkin jo laajasti käytössä oleva sähköasemastandardi IEC Sekä CIM että IEC sisältävät sähkönjakeluyhtiöiden tarpeisiin soveltuvan abstraktin tietomallin sähköverkon mallintamiseen. Vaikka IEC on alun perin suunniteltu vain sähköasemien sisäiseksi tiedonsiirtostandardiksi, ollaan sille nykyisin etsimässä sovellusmahdollisuuksia myös hajautettujen resurssien, sähköasemien ja valvomon välisenä tiedonsiirtostandardina. Tästä syystä IEC 61850:n ja CIM:n sisältämät tietomallit tulisi NIST:n [NIST10] mukaan yhdistää yhdeksi yhteiseksi sähkönjakelualalla käytettäväksi tietomalliksi. Eri standardien yhteensovittaminen muodostaa yhden sähköverkkoalan suurimmista tulevaisuuden haasteista. [NIST10] IEC on globaali standardi älykkäiden sähköasemalaitteiden (Intelligent Electronic Device, IED) yhteensopivuudelle. IEC 61850:ssa tietomalli ja tiedonsiirron protokollat on eriytetty toisistaan. Tämä mahdollistaa toisen osa-alueen päivityksen tai vaihtamisen ilman, että toiseen on tarvetta tehdä muutoksia. Standardi mahdollistaa myös omien tietomallilaajennusten tekemisen. Tiedonsiirtoprotokolliksi standardi määrittelee MMS:n (Manufacturing Message Spesification), TCP/IP:n ja Ethernetin. Lisäksi IEC sisältää standardoidun kielen (Substation Configuration Description Language, SCL) sähköasemalaitteiden konfigurointiin ja ylläpitoon. Laitteiden ja niihin sisällytettyjen sovellusten tarjoamiin palveluihin ja funktioihin standardi ei ota kantaa. [Van07] CIM:n ja IEC 61850:n yhteensovittaminen on käynnistetty Yhdysvalloissa EPRI:n toimesta. EPRI:n yhteistyökumppaneina projektissa toimivat Xtensible Solutions ja SISCO. Projektin tavoitteina on mahdollistaa sähköasemalaitteiden konfigurointi yhdestä paikasta yhden kerran tehtynä sekä mahdollistaa reaaliaikaisten tietojen siirto IEC standardia tukevista sähköasemalaitteista CIM:iä tukeviin sähkönjakeluyhtiön tietojärjestelmiin. Tietomallien yhdistäminen on toteutettu yhdistämällä CIM:n UMLmuotoinen tietomalli ja IEC XML-skeemat yhdeksi yhteiseksi UML-muotoiseksi tietomalliksi. Projektissa tähän mennessä saavutettujen tulosten pohjalta EPRI on esittänyt IEC:lle muutoksia CIM:n tietomalliin sekä IEC 61850:n SCL-kieleen. [Sax09]

59 4 TIETOJÄRJESTELMIEN INTEGROINTI Soveltuvuus suomalaisen sähkönjakeluverkon käyttötoimintaan Eri maissa sähkönjakeluyhtiöt käyttävät erilaisia tietojärjestelmätuotteita ja tietojärjestelmäkokonaisuuksia. Esimerkiksi käytöntukijärjestelmä voi olla integroituna osaksi verkkotieto- tai käytönvalvontajärjestelmää, tai se voi olla kokonaan oma erillinen järjestelmänsä. Lisäksi tietojärjestelmien sisältämä toiminnallisuus voi vaihdella. Esimerkiksi Yhdysvalloissa puhutaan erikseen käytöntukijärjestelmästä (DMS), keskeytysten hallintajärjestelmästä (Outage Management System, OMS) ja työvoiman hallintajärjestelmästä (Mobile Workforce Management System), kun Suomessa kaikkien yllä mainittujen järjestelmien sisältämä toiminnallisuus on tavallisesti koottu yhteen käytöntukijärjestelmään. Standardirajapinnoista saatava hyöty on sitä suurempi, mitä enemmän yhtiöllä on käytössä olevia tietojärjestelmiä ja niiden välisiä tiedonsiirtotarpeita. Standardissa IEC on määritelty rajapinnat sähkönjakeluyhtiöiden liiketoiminnoille, ei tietojärjestelmille. Tällöin eri liiketoimintojen vaatima toiminnallisuus voi olla toteutettuna missä tietojärjestelmissä tahansa, eikä tietojärjestelmärakennetta tarvitse standardin käyttöönottamiseksi muuttaa. Käyttöönottoon riittää yhden rajapintasovittimen kehitys kullekin tietojärjestelmälle. Tietojärjestelmät voivat toteuttaa yhden tai useampia IEC standardissa määritellyistä liiketoimintojen, aliliiketoimintojen tai komponenttien rajapinnoista. Suomalaisten sähkönjakeluverkkojen käyttötoiminnassa töitä tehdään kahdella tietojärjestelmällä, joista varsinkin käytöntukijärjestelmään liittyy useita tiedonsiirtotarpeita muiden tietojärjestelmien kanssa. Yhteisen tietomallin ja standardirajapintojen käyttöönotto helpottaisi näiden tiedonsiirtoyhteyksien ylläpitoa. Lisäksi uusien yksittäisten käyttötoimintaa tukevien sovellusten käyttöönotto helpottuisi. Käyttötoiminnassa tällaisia uusia erillisiä sovelluksia voisivat olla esimerkiksi automaattinen vianerotus ja sähkönjakelun palautus, työryhmien paikannus sekä hajautetun tuotannon huomioiva koordinoitu jännitteensäätö. Nykyisin uudet toiminnot toteutetaan osaksi olemassa olevia tietojärjestelmiä yhteistyössä tietojärjestelmätoimittajien kanssa. Standardirajapinnat lisäisivät tietojärjestelmätoimittajien välistä kilpailua ja parantaisivat sähkönjakeluyhtiöiden tietojärjestelmien yhteentoimivuutta. Suomessa käytettyihin käytöntukijärjestelmiin (ABB:n DMS 600 ja Teklan Xpower DMS) CIM-tuki on kehitteillä. ABB:n DMS 600 -järjestelmään sisäisen verkkomallin muuntamista CIM-muotoon on kehitetty Rasin diplomityössä [Ras09]. Tekla on puolestaan mukana IEC standardin kehityksestä vastaavassa IEC:n teknisen komitean 57 työryhmässä 14 (IEC TC57 WG14).

60 51 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA Sähköverkosta tehtävien mittausten määrä, tarkkuus ja reaaliaikaisuus ovat lisääntyneet huomattavasti viimeisten kymmenen vuoden aikana. Teknologista kehitystä on tapahtunut niin sähköasemien suojareleiden, sähköasemille ja jakelumuuntamoille sijoitettavien laatu- ja kunnonvalvontamittareiden kuin myös asiakkaiden liityntäpisteisiin asennettavien energiamittareiden osalta. Nykyaikaisten mittalaitteiden monipuoliset toiminnot tarjoavat mahdollisuuden mittaustiedon hyödyntämisen kehittämiseen sekä verkkoyhtiöiden toiminnan tehostamiseen. Mittaustietomäärän kasvaessa haasteeksi muodostuvat mittaustiedon hallinta sekä tiedon analysointimenetelmien kehittäminen. Ratkaisevassa roolissa ovat mittaustietojen keräämisessä ja hallinnassa käytetyt tietojärjestelmät sekä tiedonsiirtomenetelmät. [Ant06] 5.1 Energiamittausten luentajärjestelmät Etäluettavat sähköenergiamittarit ovat viime vuosina yleistyneet maailmanlaajuisesti. Etäluettavia energiamittareita kutsutaan yleisesti AMR-mittareiksi ja niihin liittyvää infrastruktuuria älykkääksi mittaroinniksi (Advanced Metering Infrastructure, AMI). Älykkääseen mittarointiin kuuluu AMR-mittareiden lisäksi mittareiden luentaan käytettävät tiedonsiirtoratkaisut sekä mittaus- ja mittaritiedon hallintaan käytetyt tietojärjestelmät. Hyvä yleiskuva älykkään mittaroinnin infrastruktuurista on esitetty lähteessä [Gil08], jonka mukaan AMI koostuu viidestä tasosta: kotiautomaatiosta, alueellisesta mittarinluennasta, tiedonsiirrosta verkkoyhtiön ja alueellisesti mittarinluentaan käytettyjen keskittimien välillä, verkkoyhtiötason tietojärjestelmistä sekä yhteyksistä muihin sähkömarkkinaosapuoliin. Infrastruktuurin eri tasoilla tiedonsiirtoon käytetään erilaisia tiedonsiirtotekniikoita ja rajapintoja. Tämän työn kannalta tärkeimmässä roolissa ovat sähköverkkoyhtiön tietojärjestelmien välille soveltuvat tiedonsiirtomenetelmät ja rajapinnat, joita ovat esimerkiksi XML-, OPC- ja Web Services -tekniikat sekä IEC rajapintastandardi AMR-mittareiden ominaisuuksia Tyypillisiä modernien AMR-mittareiden toimintoja ovat tuntienergiamittaus, jännitteen laadun mittaus ja rekisteröinti, keskeytysten rekisteröinti, hälytykset, sähkön kytkentä ja katkaisu, kuormanohjaus sekä mittalaiteohjelmiston etäpäivitys. Lisäksi mittarit voivat sisältää ominaisuuksia muun muassa sähkön tuotannon rekisteröintiin, tiedonsiirtoon

61 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA 52 paikallisten kotiautomaatiojärjestelmien ja muiden mittalaitteiden, kuten kaukolämpöja vesimittareiden, kanssa sekä mittareiden itsediagnostiikkaan. Mittareiden luentaan käytettävien etäluentajärjestelmien ominaisuuksiin kuuluu tiedonsiirto mittalaitteiden ja luentajärjestelmän välillä, tietojen varastointi ja hallinta sekä tiedonsiirto luentajärjestelmän ja ylemmän tason tietojärjestelmien välillä. [Kär06] AMR-mittareiden tyypillisesti sisältämiä osia ovat vaihevirtojen ja vaihejännitteiden mittauspiirit ja A/D-muuntimet (Analog/Digital), prosessori perusmittaustoimintoja varten, prosessori tietojen jatkokäsittelyä ja tiedonsiirtoa varten, muistia ohjelmistojen, parametrien ja mittaustietojen säilöntää varten, ohjelmallisesti ohjattava pääkytkin ja tehorajoitin, modeemi tai tietoliikenneliitäntä etätiedonsiirtoa varten, tietoliikenneliitäntä paikallista tiedonsiirtoa varten sekä digitaalituloja ja mahdollinen väyläliitäntä muita mittareita ja hälytyksiä varten [Kär06]. Rakenteeltaan mittarit ovat tavallisesti modulaarisia, itsenäisistä komponenteista kasattuja laitteita, joihin voidaan vaihtaa tai liittää kokonaan uusia osia helposti erillisinä moduuleina. Toisaalta mittalaitteiden käyttöönotossa suurimmat kustannukset syntyvät työkustannuksista. Tästä syystä hankittavien mittareiden laitteiston tulisi kattaa kaikki mittareiden elinaikana todennäköisesti eteen tulevat tarpeet siten, että mittalaitteisiin ei tarvitsisi asennuksen jälkeen tehdä laitteistopäivityksiä. Ohjelmistot mittareihin voidaan päivittää etätyönä tiedonsiirtoyhteyden yli Rajapinnat energiamittausten luentajärjestelmissä Energiamittausten luentajärjestelmissä tarvitaan tiedonsiirtorajapintoja sekä mittareiden lukemiseen, että tietojen välittämiseen ylemmän tason tietojärjestelmille. Mittareiden lukemiseen on tarjolla joitakin hyvin tunnettuja standardoituja tiedonsiirtotapoja, kuten Euroopassa yleisesti käytetty, standardiin IEC koottu DLMS/COSEM (Device Language Message System / Companion Specification for Energy Metering) sekä Yhdysvalloissa sovellettu ANSI C12. Vaikka useimmat Euroopassa käytetyt AMR-mittarit ja luentajärjestelmät tukevat DLMS/COSEM -standardia, ei se nykyisin vielä takaa täydellistä yhteentoimivuutta eri valmistajien tuotteiden välillä. Monet mittarinvalmistajat ovat lisänneet mittareihinsa esimerkiksi sähkön laadun valvontaan liittyviä toimintoja, joiden toteuttaminen vaatii standardoidun DLMS/COSEM:n lisäksi erillisten toimittajakohtaisten laajennusten käyttöä. Näiden ominaisuuksien käyttö vaatii mittareilta ja luentajärjestelmiltä yhteentoimivuutta, johon pelkkä DLMS/COSEM-standardin noudattaminen ei riitä. [Kär06] Kaikki mittareiden toimittajat eivät tue mittarinluentaan kehitettyjä standardeja. Esimerkiksi yksi maailman suurimmista älykkään mittaroinnin järjestelmiä toimittavista yrityksistä, yhdysvaltalainen Echelon Corporation, käyttää mittarinluentaan omia Lon- Works-protokollan päälle kehittämiään Utility Meter ja Utility Data Logger Register nimisiä LonMark-profiileja. Echelonin oman näkemyksen mukaan LonWorks on avoin ja julkinen, pientä korvausta vastaan käytettävissä oleva protokolla. Muiden mittarinvalmistajien näkemyksen mukaan protokolla, jota ylläpitää yksi itsekin mittarointialalla toimiva yritys, ei ole aidosti avoin. Echelonin AMR-mittareita ja luentajärjestelmiä käytetään paljon esimerkiksi Italiassa, Ruotsissa ja Hollannissa. [Kär06]

62 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA 53 Etäluentajärjestelmän ja ylemmän tason tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon tarjolla olevia rajapintoja ovat esimerkiksi sähkömarkkinaosapuolten välillä käytetty EDIEL, Norjassa kehitetty ja laajasti käytetty ODEL v.2 (Object oriented Data model for Electricity supply) sekä CIM:iin pohjautuva IEC Suomalaisissa sähkönjakeluyhtiöissä näistä käytetään ainoastaan EDIEL-tiedonsiirtoa, ja sitäkin vain sähkömarkkinaosapuolten väliseen kommunikointiin. Etäluentajärjestelmän ja muiden tietojärjestelmien välinen tiedonsiirto perustuu nykyisin tyypillisesti järjestelmätoimittajien kanssa yhteistyössä sovitettuihin XML-viesteihin ja siirtotiedostoihin. Suomalaisissa sähkönjakeluyhtiöissä käytettyjä energiamittausten luentajärjestelmiä ovat muun muassa Aidonin Gateware, Landis+Gyrin AIM, Iskraemecon SEP2W ja Kamstrupin EMS10. Lisäksi useat yritykset, kuten TeliaSonera, Empower ja Mitox, tarjoavat mittarinluentaa erillisenä palveluna. Luentajärjestelmien toimittajat tarjoavat myös omia AMR-mittareitansa, joita edellä mainittujen järjestelmätoimittajien tapauksessa ovat esimerkiksi Aidonin 5530, Landis+Gyrin E350, Iskraemecon MT375 ja Kamstrupin 382. Eri mittalaitteiden ja luentajärjestelmien ominaisuudet eroavat toisistaan, ja käytännössä luentajärjestelmä ja mittalaitteet hankitaan yhteentoimivuuden takaamiseksi usein samalta toimittajalta. Esimerkiksi luentajärjestelmien välisistä eroista sopii lyhyt katsaus Aidonin Gateware- ja Landis+Gyrin AIM-luentajärjestelmiin. Aidonin Gateware-luentajärjestelmä käyttää ylemmän tason tietojärjestelmien kanssa suoritettavaan tiedonsiirtoon Aidonin Linkware-järjestelmän tarjoamia rajapintoja, jotka voivat hyödyntää tiedonsiirrossa XML-tekniikoita, OPC-tiedonsiirtoa, GS2-määrittelyä (nykyisin ODEL v.2) sekä EDIEL-tekniikkaa [Oks07]. AMR-mittareiden kanssa järjestelmä kommunikoi TCP/IPpohjaisilla protokollilla ja GSM/GPRS-tietoliikenneyhteyksillä. Tiedonsiirto voi tapahtua joko luentajärjestelmän pyynnöstä tai AMR-mittarin omasta aloitteesta. Landis+Gyrin AIM-luentajärjestelmä perustuu Oraclen tietokantaan ja Java-ympäristöön. Muiden tietojärjestelmien kanssa suoritettavaan tiedonsiirtoon AIM hyödyntää Landis+Gyrin AIMIA-työkalua (AIM Integration Adapter), jonka tukemia tiedonsiirtotapoja ovat muun muassa GS2-määrittely, XML-siirtotiedostot sekä Web Services - rajapinnat [Oks07]. AMR-mittareiden kanssa AIM kommunikoi tyypillisesti Lon- Works-rajapinnan kautta. Yhtenäisiä Pohjoismaisia tai kansallisia vaatimuksia mittarinluennassa käytettäville protokollille ei ole. Tämä on johtanut tilanteeseen, jossa verkkoyhtiöt ovat riippuvaisia järjestelmätoimittajien tuesta, ja jossa käytössä voi olla useita rinnakkaisia, keskenään yhteensopimattomia järjestelmiä. Tämä kasvattaa liiketoiminnan kustannuksia ja hidastaa toimintojen kehittämistä. [Kär06] Tulevaisuudessa mittarinluennassa pitäisi päästä tilanteeseen, jossa mittarinluentaan käytettäisiin yhtä yleisesti hyväksyttyä standardia, kuten DLMS/COSEM:ia, ja jossa myös etäluentajärjestelmän muille tietojärjestelmille tarjoamat palvelut noudattaisivat yhtä yleisesti hyväksyttyä rajapintastandardia, kuten IEC :ää.

63 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA AMR-mittareiden hyödyntäminen sähköverkon käyttötoiminnassa Energiamittausten etäluennalla tavoitellaan ensisijaisesti kustannussäästöjä, joita saavutetaan manuaalisen työn vähenemisellä, sähkövarkauksien havaitsemisella sekä monipuolisella mittareilta saatavan tiedon hyödyntämisellä. Suurimpana ajurina etäluettavien mittareiden käyttöönotossa on ollut manuaalisesti tehtävän mittarinluennan loppumisesta saatavat säästöt sekä kustannus- ja imagohyödyt, jotka saadaan siirtymisellä arviolaskutuksesta todelliseen kulutukseen perustuvaan laskutukseen. Nämä tekijät eivät kuitenkaan yksistään riitä kattamaan etäluettavien energiamittareiden käyttöönotosta aiheutuvia kustannuksia, vaan niiden lisäksi mittaustietoa on pystyttävä hyödyntämään myös verkkoyhtiöiden muissa toiminnoissa. Yksi tapa hyödyntää mittareilta saatavia tietoja, on integroida mittareiden luentaan käytettävä tietojärjestelmä yhteen käytöntukijärjestelmän kanssa. Tämä mahdollistaa sähköverkon valvonnan laajentamisen pienjänniteverkon puolelle. Jakeluverkkoyhtiöiden kannalta kyseessä on erittäin suuri muutos, sillä aiemmin tieto pienjänniteverkossa tapahtuneista vioista on saatu ainoastaan asiakkaiden ilmoituksista. Modernien AMRmittareiden tarjoamien mittaus- ja hälytystoimintojen avulla sähkönjakeluyhtiön valvomoon saadaan tiedot pienjänniteverkon yksi- ja kaksivaiheisista vaihevioista, nollajohdinvioista, jännite-epäsymmetriasta sekä epänormaalista jännitetasosta. Lisäksi AMRmittarit voivat ilmoittaa mittarin kannen avaamisesta, mittarin itsediagnostiikan havaitsemista ongelmista, kiertosuunnan vaihtumisesta sekä asiakkaan liittymäkokoonsa nähden ottamasta liian suuresta virrasta. Kolmivaiheisista pienjännitevioista hälytyksiä ei tule, koska keskijänniteverkon vioissa tällainen toiminnallisuus aiheuttaisi kaikkien sähkökatkon piirissä olevien AMR-mittareiden yhtäaikaisen hälytyksen. Etäluentajärjestelmän ja käytöntukijärjestelmän välisen integroinnin hyödyntämistä pienjänniteverkon vikojen valvonnassa on tutkittu Keräsen diplomityössä [Ker09]. Työssä esitelty toiminnallisuus on nykyisin otettu Vattenfall Verkko Oy:ssä käyttöön [Ant10]. Vianhallintaprosessin lisäksi AMR-mittareita voidaan hyödyntää käyttötoiminnan tietojärjestelmissä keskijänniteverkon tilaestimoinnin tarkentamiseen [Mut08]. Tilaestimointia on mahdollista tarkentaa erityisesti jakelumuuntamoille ja keskijänniteverkkoon sijoitettujen AMR-mittareiden avulla. Pienjänniteasiakkaiden AMR-mittareiden merkitys tilaestimoinnin kehittämisen kannalta on vähäinen. AMR-mittareilta saatavien tuntimittaustietojen avulla on mahdollista tarkentaa myös kuormien mallintamiseen käytettyjä kuormituskäyriä. Lisäksi AMR-mittareita voidaan hyödyntää käytöntukijärjestelmällä tehdyssä jännitteensäädössä varmistamaan jännitetasojen säilyminen sallitulla alueella [Ulu08]. 5.2 Sähkön laadun seurantajärjestelmät Sähkön laatuun kiinnitetään nykyisin yhä enemmän huomiota. Erityisesti jännitetason vaihteluille ja sähkönjakelun keskeytyksille herkkien elektroniikkalaitteiden yleistyminen sekä pitkälle automatisoidut teollisuusprosessit asettavat sähkön laadulle jatkuvasti

64 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA 55 kiristyviä vaatimuksia. Sähkön laadun arviointiin kuuluu sekä jännitteen laadun että verkon käyttövarmuuden arviointi. Jännitteen laatua arvioidaan jakelujännitteen ominaisuuksille standardissa SFS-EN asetettujen raja-arvojen perusteella. Verkon käyttövarmuuden arvioinnissa tarkastellaan keskeytysten lukumäärää sekä niiden keskimääräistä kestoaikaa. Sähkön laatu on yksi sähköverkkoyhtiölle sallitun taloudellisen tuoton laskentaan vaikuttavista tekijöistä. Erityisesti verkon käyttövarmuudella on suuri merkitys verkkoyhtiölle sallittuun tuottoon. Jännitteen laadulle standardissa SFS-EN50160 asetetut vaatimukset ovat yleensä helposti saavutettavissa, ja monissa verkkoyhtiöissä yhtiön omat jännitteen laadulle asettamat vaatimukset ovatkin standardin vaatimaa minimitasoa korkeammalla. [Vil01] Perinteisesti sähkön laatua on mitattu lähinnä asiakkaiden tekemien reklamaatioiden seurauksena erillisten siirrettävien laatumittareiden tai häiriöanalysaattoreiden avulla. Jatkuvaan sähkön laadun seurantaan siirrettävät mittalaitteet ovat kuitenkin liian kallis ratkaisu. Kehityssuuntana onkin uusien sähkön laadun mittaamiseen liittyvien ominaisuuksien integrointi jo olemassa oleviin kiinteästi asennettaviin mittalaitteisiin, kuten suojareleisiin ja energiamittareihin. Tämä mahdollistaa sähkön laadun jatkuvan reaaliaikaisen seurannan ja laatutietojen arkistoinnin. Reaaliaikaisessa sähkön laadun valvonnassa tietojärjestelmät ja tiedonsiirtoyhteydet ovat erityisen tärkeässä asemassa. [Ant06] Sähkön laadun seurantaan soveltuvia tietojärjestelmäsovelluksia on kartoitettu Antilan diplomityössä [Ant03]. Standardin SFS-EN mukainen sähkön laadun arviointi edellyttää valvontaan käytettävältä mittalaitteelta kykyä mitata taajuutta, jännitetasoa, välkyntää, jännitteen harmonisia yliaaltoja, jännite-epäsymmetriaa ja signaalijännitteitä. Jännitemittausten tulisi tapahtua kolmivaiheisesti ja kaikille mitattaville suureille pitäisi olla tallennuskapasiteettia viikon kestävää mittausjaksoa varten. Käytännössä kaikki sähkön laadun mittaukseen käytetyt mittalaitteet eivät kykene mittaamaan edellä mainittuja suureita standardin vaatimusten mukaisesti. Usein kuitenkin riittää, että ne mittaavat suureita jollakin tavalla. Lisäksi mittalaitteelle on eduksi, jos se pystyy mittaamaan myös niitä sähkön laatua määritteleviä suureita, joille standardissa ei ole asetettu vaatimuksia. [Vil01] Suojareleiden häiriötallenteet Yksi keskeinen osa sähkön laatua ovat häiriöt. Tavallisesti sähköverkossa tapahtuvissa häiriötilanteissa vian havaitseva suojarele laukaisee oman katkaisijansa auki ja lähettää automaattisesti tiedon katkaisijan tilatiedon muutoksesta sähköverkon valvomoon. Lisäksi valvomoon lähetetään vianpaikannuksessa tarvittavat vianaikaiset virta- ja jännitetiedot. Lähetettävä tietopaketti on tiedonsiirtoyhteyksien rajoituksista johtuen normaalisti hyvin pieni. Mikäli häiriöstä olisi saatavilla tarkempaa tietoa, antaisi se sähköverkon käyttöhenkilökunnalle paremman käsityksen häiriön alkuperästä, luonteesta ja tyypistä. Näitä tietoja voitaisiin hyödyntää esimerkiksi viankorjauksessa, verkon kunnossapidossa, verkostosuunnittelussa, käyttötoiminnassa sekä investointipäätöksien teossa. Yksi tapa kerätä tarkempaa tietoa sähköverkon häiriöstä on hyödyntää suojareleiden häiriötallenteita. [Ant06]

65 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA 56 Häiriötallennin-ominaisuudella tarkoitetaan suojareleen havaitseman häiriön tallentamista suojareleen muistiin. Tallenne mahdollistaa jälkikäteen tehtävän tarkastelun sähköverkon käyttäytymisestä häiriötilanteessa. Tyypillisesti häiriötallenne koostuu suurella näytteenottotaajuudella kerätyistä vikaa edeltävistä ja vianaikaisista analogisista jännite- ja virtamittauksista sekä digitaalisten sisään- ja ulostulojen tilatiedoista. Mittausten perusteella voidaan laskennallisesti määrittää monia häiriötilanteisiin liittyviä kiinnostavia suureita, kuten symmetria, yliaaltopitoisuudet ja tehotiedot. Häiriötallennin-ominaisuus kuuluu nykyaikaisten suojareleiden perusominaisuuksiin ja se löytyy lähes kaikista uusista sähköasemille asennettavista suojareleistä. Yleistymisestään huolimatta häiriötallenteiden keräämistä ja hyödyntämistä ei verkkoyhtiöissä ole vielä juurikaan otettu käyttöön. Käyttöönottoa hidastavat häiriötallenteiden automaattisten keräysjärjestelmien ja analysointimenetelmien kehitystarpeet sekä tietotaidon puute. Manuaalisesti tehtynä tallenteiden lataamisesta ja analysoinnista aiheutuvat kustannukset ovat liian suuria toiminnosta saataviin hyötyihin nähden. [Ant06] Suurimpana ongelmana häiriötallenteiden automaattisessa keräämisessä on tiedonsiirto suojareleeltä korkeamman tason tietojärjestelmiin. Syinä tiedonsiirto-ongelmiin ovat muun muassa riittämätön tiedonsiirtokapasiteetti, tiedonsiirtoyhteyden kriittisyys sekä tiedonsiirtoprotokollan yhteensopimattomuus. Häiriötallenteet tulisi pystyä siirtämään suojareleeltä ylemmän tason tietojärjestelmään Internetin kautta TCP/IPtiedonsiirron avulla. Tiedonsiirtoyhteyden tulisi olla sekundäärinen, normaalisti sähköasemien varayhteytenä toimiva yhteys (huoltoväylä), jota primäärisen tiedonsiirtoyhteyden toimiessa voitaisiin käyttää sekundääristen tietojen, kuten häiriötallenteiden, siirtoon. Jotta häiriötallenteita voitaisiin hyödyntää tehokkaasti verkon käyttötoiminnan tukena, tulisi niiden olla lähes reaaliaikaisesti käyttökelpoiseksi informaatioksi analysoituina operaattoreiden käytettävissä. [Ant06] Häiriötallenteiden kerääminen voitaisiin hoitaa erillisellä tietojärjestelmällä tai se voitaisiin sisällyttää osaksi nykyistä käytönvalvontajärjestelmää. Häiriötallenteiden luennassa käytettäväksi tietoformaatiksi sopisi esimerkiksi IEEE:n (Institute of Electrical and Electronics Engineers) kehittämä COMTRADE (Common Format for Transient Data Exchange) tai PQDIF (Power Quality Data Interchange Format). Ensimmäinen versio COMTRADE:sta julkaistiin vuonna 1991, ja nykyisin käytössä oleva versio (IEEE C ) on vuodelta Suurin osa häiriötallennin-ominaisuuden sisältävistä suojareleistä tukee COMTRADE-standardia ja sille löytyy maailmalta myös valmiita analysointisovelluksia. PQDIF on COMTRADE:n tavoin IEEE:n sähkön laatutietojen siirtoon kehittämä standardi (IEEE ), jonka ensimmäinen versio on vuodelta 1995 ja viimeisin versio vuodelta PQDIF-standardi on edelleen jatkokehityksen kohteena Erilliset sähkön laatua valvovat mittalaitteet Sähkönlaadun valvontaan on olemassa monenlaisia yksinomaan laatumittausten tekemiseen suunniteltuja mittalaitteita. Mittalaitteet voivat olla joko siirrettäviä, hyvinkin yksityiskohtaisiin sähkön laadun mittauksiin kykeneviä laitteita, tai kiinteästi asennettavia,

66 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA 57 kustannuksiltaan huomattavasti halvempia, sähköverkon jatkuva-aikaiseen seurantaan tarkoitettuja laitteita. Suomessa käytettyjä kiinteästi asennettavia sähkön laatutietoja mittaavia mittalaitteita ovat esimerkiksi MX Electrix Oy:n valmistama eql Laatuvahti sekä VAMP Oy:n valmistama WIMO 6CP10. eql Laatuvahti sisältää ominaisuuksia monipuolisten energiamittausten sekä sähkön laatusuureiden mittaamiseen. Seurattavia suureita ovat pätö- ja loistehot, epäsymmetriat, harmoniset yliaallot, kokonaissäröt, jännitetasot, jännitekuopat, jännitekatkot sekä välkyntä. Tehosuureet voidaan mitata joko yksi tai kolmivaiheisesti. Mittalaitetta voidaan käyttää mittausten tekemiseen sekä keski- että pienjänniteverkossa. Sähköasemille ja jakelumuuntamoille laite soveltuu kiinteästi asennettuna. Pienjänniteasiakkaiden kulutuspisteissä laitetta voidaan käyttää siirrettävänä sähkön laadun mittarina tarpeiden mukaan. Mittalaitteen luentaan käytetään MX Electixin kehittämää eql Transmit -sovellusta ja luettujen tietojen analysointiin PowerQ Oy:n kehittämää PQNetsovellusta. [Ele10] VAMP Oy:n valmistama WIMO 6CP10 on jakelumuuntamoille kiinteästi asennettava sähkön laatusuureita mittaava laite. Mitattaviin suureisiin kuuluvat muun muassa pätö- ja loistehot, vaihevirrat ja -jännitteet, pätö- ja loisenergiat, harmoniset yliaallot sekä jännitekuopat ja -katkot. Lisäksi laitteella voidaan valvoa esimerkiksi jakelumuuntajan öljyn määrää, lämpötilaa sekä muuntamon ilmastointia. Laitteen tukemia tiedonsiirtotekniikoita ovat GSM, GPRS, ModbusTCP, Profibus, IEC , IEC , SPA, TCP/IP, DNP 3.0, IEC ja OPC. [VAMP10] Sekä MX Electrixin eql Laatuvahti että VAMP Oy:n WIMO 6CP10 mahdollistavat sähkön laatutietojen seurannan lisäksi keskijänniteverkon automaation laajentamisen jakelumuuntamoille. Jakelumuuntamoiden automaatioasteen nostoa on tutkittu esimerkiksi Koillis-Satakunnan Sähkö Oy:ssä [Rin09] sekä Helen Sähköverkko Oy:ssä [Hyv09] tehdyissä tutkimusprojekteissa. Koillis-Satakunnan Sähkössä järjestelmä on perustunut eql Laatuvahteihin ja laatutietojen analysointiin käytettävään PQNettietojärjestelmään. Helen Sähköverkossa käytössä ovat olleet WIMO 6CP10 - mittalaitteet ja tiedonsiirtoon käytettyinä ala-asemayksikköinä Netcontrolin GW325- kommunikaatioyksiköt. Molemmissa tutkimusprojekteista on saatu hyviä tuloksia ja kummassakin yhtiössä tulevaisuuden tavoitteeksi on asetettu mittalaitteiden asentaminen kaikille jakelumuuntamoille Etäluettavat energiamittarit sähkön laadun valvonnassa Sähkön laadun valvonnassa voidaan hyödyntää suojareleiden ja erillisten sähkön laatumittareiden lisäksi myös kulutuspisteisiin asennettuja etäluettavia energiamittareita. AMR-mittareiden sisältämiä sähkön laadun valvontaan soveltuvia ominaisuuksia on selvitetty muun muassa Rannan insinöörityössä [Ran09], jossa on tarkasteltu kirjallisuuslähteiden ja käytännön kokemusten pohjalta yhteensä seitsemää eri mittarityyppiä. Tarkasteltuja mittareita ovat Iskraemecon MT372 ja MT831, Kamstrupin 351 ja 382, Aidonin 5550 sekä Landis+Gyrin E700 ja E120GiME. Selvityksen johtopäätöksenä todetaan AMR-mittareiden laadunvalvontaominaisuuksien olevan erillisiin sähkön laadun

67 5 RAJAPINNAT ENERGIA- JA LAATUMITTAUSTEN LUENNASSA 58 mittalaitteisiin verrattuna melko vaatimattomia. Samalla erot eri AMR-mittareiden tarjoamissa ominaisuuksissa todetaan suuriksi. Toisaalta on kuitenkin muistettava, että AMR-mittareiden käyttöönotto tapahtuu verkkoyhtiöissä joka tapauksessa, joten niiden mahdollinen hyödyntäminen sähkön laadun valvonnassa olisi verkkoyhtiön kannalta pelkästään positiivinen asia. Tarkastelluista mittareista kattavimmat sähkön laadun mittausominaisuudet olivat Iskraemecon MT372-mallissa, jota Suomessa käyttää esimerkiksi Vattenfall. MT372- mittari sisältää toiminnot verkkotaajuuden, jakelujännitteen suuruuden, jännitetasojen vaihteluiden, epäsymmetrian, jännitekuoppien ja lyhyiden keskeytysten mittaamiseen. Nopeiden jännitemuutosten havainnointiin MT372 ei Pikkaraisen diplomityössään [Pik10] tekemien mittausten perusteella pysty. Ainoina MT372:sta puuttuvina ominaisuuksina muihin vertailussa mukana olleisiin AMR-mittareihin verrattuna olivat pitkät keskeytykset ja harmoniset yliaaltojännitteet. Toimintoja nopeiden jännitemuutosten, välkynnän, signaalijännitteiden, epäharmonisten yliaaltojännitteiden, käyttötaajuisten yliaaltojännitteiden sekä transienttiylijännitteiden havaitsemiseksi ei löytynyt yhdestäkään AMR-mittarista. [Ran09] Pikkaraisen diplomityössä [Pik10] on esitetty menetelmä, jonka avulla nykyisiä AMR-mittareita voitaisiin pienellä kehitystyöllä hyödyntää myös nopeiden jännitemuutosten havainnoinnissa.

68 59 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ Suomessa toimii 89 paikallista sähkönjakeluyhtiötä (kuva 6.1), joista jokaisella on käytössään omanlaisensa tietojärjestelmäkokonaisuus. Erot yhtiöiden tietojärjestelmäkokonaisuuksien välillä syntyvät monella tasolla. Ensinnäkin käsitykset tarpeellisiksi nähdyistä tietojärjestelmistä vaihtelevat. Käyttötoiminnan tietojärjestelmistä käytönvalvontajärjestelmä on Suomessa laajasti käytössä, mutta käytöntukijärjestelmää ei kaikissa yhtiöissä ole. Toisena merkittävänä tekijänä ovat yhtiöiden valitsemat tietojärjestelmien toimittajat. Eri toimittajien tietojärjestelmätuotteet, kuten verkkotietojärjestelmät, poikkeavat toisistaan sekä toiminnoiltaan että rajapinnoiltaan. Kolmantena tekijänä on tietojärjestelmien integrointi ja siihen käytetyt menetelmät. Vaikka kaksi verkkoyhtiöitä olisi hankkinut tietojärjestelmien puolesta täysin identtiset järjestelmät, riippuvat järjestelmien välille rakennetut tiedonsiirtoliitännät täysin yhtiöiden omista tarpeista ja toimintavoista. Muita verkkoyhtiöiden tietojärjestelmäkokonaisuuksien välisiä eroja aiheuttavia tekijöitä ovat muun muassa ostopalveluiden käyttö ja konsernin tarjoamat palvelut. Kuva 6.1. Sähköverkkoyhtiöt asiakasmäärän mukaan ryhmiteltyinä. [EMV08] Verkkoyhtiöiden ja erilaisten tietojärjestelmäkokonaisuuksien suuri määrä tekee tietojärjestelmien välisten rajapintojen ja niiden kehitystarpeiden selvittämisestä haastavaa. Tavoitteen saavuttamiseksi työssä tutustuttiin aikaisemmin tehtyihin sähköyhtiöiden tietojärjestelmäkartoituksiin sekä tehtiin henkilökohtaisia haastatteluja viidessä eri verkkoyhtiössä. Tehdyissä tarkasteluissa pääpaino asetettiin yleisimmin käytettyihin tietojärjestelmätuotteisiin ja suuriin nykyaikaisia tietojärjestelmiä käyttäviin verkkoyhtiöihin. Saadut tulokset on esitetty yleisimmin käytettyjen tietojärjestelmien osalta lu-

69 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 60 vussa 6.1, haastateltujen verkkoyhtiöiden tietojärjestelmäkokonaisuuksien osalta luvussa 6.2 ja tietojärjestelmien välisten rajapintojen kehitystarpeiden osalta luvussa Yleisimmät tietojärjestelmätuotteet Viimeisin suomalaisten sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmistä tehty kattava kartoitus on Toivosen vuonna 2004 diplomityönään [Toi04] tekemä kyselytutkimus. Tutkimus on julkaistu myös osana laajempaa Tampereen teknillisen yliopiston ja Vaasan yliopiston yhteistyönä tekemää tutkimusraporttia [Toi05]. Kyselyssä kartoitettiin muun muassa verkkoyhtiöiden käytössä olevia tietojärjestelmiä sekä niiden käyttöä, integrointia, hankintaa ja käyttöönottoa. Kyselyyn vastasi 28 yhtiötä, mikä vastaa 31 % Suomen jakeluverkonhaltijoista. Yhteenlasketulta asiakasmäärältään kyselyyn vastanneet yhtiöt edustavat 56 % osuutta Suomen koko asiakasmäärästä. Vastauksia kyselyyn tuli sekä suurilta että pieniltä verkkoyhtiöiltä. Yhteenveto kyselyn tuloksina saaduista sähköverkkoyhtiöiden yleisimmistä tietojärjestelmätuotteista on koottu taulukkoon 6.1. Taulukossa esitetyt tietojärjestelmätuotteet ja toimittajat on päivitetty vastaamaan nykyisin tarjolla olevia tuotteita ja olemassa olevia yrityksiä. Vanhat nimet näkyvät taulukossa suluissa. Muita Toivosen diplomityön [Toi04] lisäksi tehtyjä sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmäkartoituksia ovat käyttötoiminnan tietojärjestelmiä käsittelevä Kohtalan diplomityö [Koh97] sekä verkkotietojärjestelmiin keskittynyt Väreen diplomityö [Vär07]. Taulukko 6.1. Sähköverkkoyhtiöiden yleisimmät tietojärjestelmätuotteet. [Toi05] Käytönvalvontajärjestelmät 27 yhtiötä Markkinaosuus (%) ABB Oy, MicroSCADA Pro (MicroSCADA) 61 Netcontrol, Netcon 3000 (Nematic) 25 Siemens, SINAUT Spectrum 7 Käytöntukijärjestelmät 17 yhtiötä ABB Oy, DMS 600 WS (Opera) 82 Tekla Oyj, Xpower DMS 18 Verkkotietojärjestelmät 27 yhtiötä ABB Oy, DMS 600 NE (Integra) 37 Tekla Oyj, Xpower 33 Tieto Oyj (TietoEnator Oyj), PowerGrid 19 Asiakastietojärjestelmät 28 yhtiötä Tieto Oyj (TietoEnator Oyj), Forum 46 Logica (WM-Data Utilities Oyj), Kolibri (APM) 25 CCC Group, Ellarex 14 Mittaustietojen hallinta ja taseselvitys 28 yhtiötä Process Vision Oy, Generis (EHTO) 32 ostopalvelu, esimerkiksi Empower Oy:ltä 29 muut järjestelmät 39 Mittausten luentajärjestelmät 28 yhtiötä Landis+Gyr Oy (Enermet Oy), AIM (Avalon) 69 ostopalvelu, esimerkiksi Empower Oy:ltä 24 muut järjestelmät 7

70 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 61 Käytönvalvontajärjestelmää käytetään lähes kaikissa verkkoyhtiöissä. Yleisin käytönvalvontajärjestelmä on ABB:n MicroSCADA, joka on nykyisin päivittynyt uudempaan MicroSCADA Pro versioon. Tiedonsiirto MicroSCADA Pron ja käytöntukijärjestelmän välillä voidaan toteuttaa joko OPC- tai SCIL API -rajapinnan avulla [ABB08]. SCIL on ABB:n käytönvalvontajärjestelmiä varten kehittämä ohjelmointikieli. Toiseksi yleisin käytönvalvontajärjestelmä on Netcontrol Oy:n valmistama Nematic, jonka nykyisin tarjolla oleva versio on nimeltään Netcon Tiedonsiirto Netcon 3000 järjestelmästä käytöntukijärjestelmään tapahtuu ELCOM-90-rajapinnan kautta. Sekä ABB:n MicroSCADA Pro että Netcontrolin Netcon 3000 toimivat Windows-ympäristössä. Joissakin suomalaisissa sähköverkkoyhtiöissä käytetään myös UNIX-ympäristössä toimivaa Siemens SINAUT Spectrum -käytönvalvontajärjestelmää. [Toi04] Käytöntukijärjestelmiä on ollut tarjolla noin 15 vuoden ajan ja niiden merkitys sähköverkon käyttötoiminnan tehostamisessa on osoittautunut merkittäväksi [Ver97]. Vuonna 1997 tehdyssä tutkimuksessa [Koh97] käytöntukijärjestelmän olivat ottaneet käyttöön yli puolet kyselyyn vastanneista 34 verkkoyhtiöstä. Vuonna 2004 tehdyssä tutkimuksessa [Toi04] käytöntukijärjestelmä oli käytössä 61 % kyselyyn vastanneista verkkoyhtiöistä, joista yli puolet oli hankkinut järjestelmän vuosien välisenä aikana. Käytöntukijärjestelmien käyttöönotto on ollut siis varsin nopeaa. Tämän perusteella käytöntukijärjestelmien käytön voidaan olettaa edelleen lisääntyneen vuonna 2004 tehdyn tutkimuksen jälkeen. Suomessa käytöntukijärjestelmien markkinoista kilpailee kaksi järjestelmätoimittajaa: ABB Oy ja Tekla Oyj. Yleisin järjestelmä on ABB:n Opera, josta nykyisin saatavilla oleva versio tunnetaan nimellä DMS 600. Toinen Suomessa käytetty järjestelmä on Teklan Xpower DMS. [Toi04] Molemmat järjestelmät toimivat Windows-ympäristössä. ABB:n DMS 600 on käytössä erityisesti pienissä ja keskikokoisissa verkkoyhtiöissä. Suurissa verkkoyhtiöissä Teklan Xpower DMS on yleisempi. Kumpikin järjestelmä on integroitu läheisesti yhteen toimittajien omien verkkotietojärjestelmien (ABB:n Integra ja Teklan Xpower) kanssa. Rajapinnoiltaan ABB:n DMS 600 tarjoaa OPC- ja SCIL API -tiedonsiirtoa käytönvalvontajärjestelmän kanssa [ABB08], kun taas Teklan Xpower DMS käyttää ELCOM-90-standardia. Molemmat järjestelmät mahdollistavat lisäksi tiedonsiirtoliitynnät muihin järjestelmiin siirtotiedostojen, tietokantaliityntöjen ja Microsoftin COM-rajapinnan kautta. Verkkotietojärjestelmä on käytönvalvontajärjestelmän tavoin käytössä lähes kaikissa verkkoyhtiöissä. Yleisimmät verkkotietojärjestelmät ovat ABB:n Integra (37 %), Teklan Xpower (33 %) ja Tieto Oyj:n (entinen TietoEnator Oyj) PowerGrid (19 %) [Toi04]. Kaikki kolme järjestelmää toimivat Windows-ympäristössä. ABB:n ja Teklan verkkotietojärjestelmiä käyttävissä verkkoyhtiöissä käytöntukijärjestelmä on yleensä hankittu samalta toimittajalta, jolloin järjestelmien välillä on valmis toimittajan kehittämä ja testaama rajapinta. Tieto Oyj:ltä ei käytöntukijärjestelmää ole saatavissa, joten PowerGridjärjestelmää käyttävissä verkkoyhtiöissä tiedonsiirto verkko- ja käytöntukijärjestelmien välillä on toteutettu erikseen tapauskohtaisesti. Käytöntukijärjestelmien tapaan myös verkkotietojärjestelmissä ABB:n tuotteet hallitsevat markkinoita erityisesti pienissä ja keskikokoisissa yhtiöissä [Vär07]. Isommissa yhtiöissä Teklan Xpower ja Tieto Oyj:n

71 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 62 PowerGrid ovat yleisempiä. Suurissa yhtiöissä verkkotietojärjestelmää käytetään suunnittelun lisäksi usein myös sähköverkon kunnossapitoon. Rakentamiseen ja materiaalitietojen hallintaan käytetään verkkotietojärjestelmän sijaan yleensä muita erillisiä järjestelmiä, joista yleisin on Tieto Oyj:n Efekto (alun perin Teklan kehittämä). [Toi04] Asiakastietojärjestelmää käytetään pääasiassa laskutukseen ja asiakaspalveluun ja sellainen löytyy kaikista verkkoyhtiöistä. Yleisin asiakastietojärjestelmä on Tieto Oyj:n Forum (alun perin Teklan kehittämä), jota käyttää 46 % verkkoyhtiöistä [Toi04]. Muita yleisesti käytettyjä järjestelmiä ovat Logican (entinen WM-Data Utilities Oyj) APM ja CCC Groupin Ellarex. Logican nykyisin markkinoima asiakastietojärjestelmä tunnetaan nimellä Kolibri. Monissa yhtiöissä asiakastietojärjestelmää on käytetty aiemmin myös mittaustietojen hallintaan, mutta nykyisin tilanne on etäluettavien energiamittareiden yleistymisen myötä muuttunut. Vuonna 2004 yleisimpänä mittaustietojen hallinnan ja taseselvityksen tietojärjestelmänä oli Process Vision Oy:n EHTO, jonka seuraaja tunnetaan nimellä Generis. Generis tarjoaa hyvän skaalautuvuuden ja mahdollistaa siten myös AMR-mittareiden tarjoamien suurien tietomäärien käsittelyn [Pro10]. Joissakin verkkoyhtiöissä Generis vastaa myös perinteisen asiakastietojärjestelmän tehtävistä. Mittaustietojärjestelmien ja mittausten luentajärjestelmien kehitys on ollut viime vuosina nopeaa, eikä vuonna 2004 tehdyn tutkimuksen tulokset anna oikeaa kuvaa nykyisestä tilanteesta. Monissa verkkoyhtiöissä AMR-projektit ovat parhaillaan käynnissä tai lähivuosina alkamassa, joten tilanne tulee muuttumaan myös jatkossa. 6.2 Verkkoyhtiöiden tietojärjestelmäkokonaisuuksia Tietojärjestelmien välisten tiedonsiirron rajapintojen ja niiden kehitystarpeiden selvittämiseksi tehtiin haastatteluja viidessä valikoidussa verkkoyhtiössä, joista yksi koostuu edelleen kahdesta erillisestä yhtiöstä. Valintaperusteena käytettiin yhtiöiden tietojärjestelmäkokonaisuuksien nykyaikaisuutta sekä erilaisuutta toisiinsa verrattuna. Valittuihin verkkoyhtiöihin kuului asiakasmäärällä mitattuna viisi Suomen suurinta yhtiötä ja yksi keskikokoinen yhtiö. Haastatellut verkkoyhtiöt ja niiden toiminnan laajuutta kuvaavat tunnusluvut on esitetty taulukossa 6.1. Fortumin osalta taulukossa esitetyt tunnusluvut on saatu laskemalla Fortum Sähkönsiirto Oy:n ja Fortum Espoo Distribution Oy:n luvut yhteen. Taulukko 6.1. Sähköverkkoyhtiöiden toiminnan tunnuslukuja vuodelta [EMV08] Yhtiö Asiakkaita Loppukäyttäjille toimitettu sähköteho (GWh) Verkoston kokonaispituus (km) Fortum Distribution Finland Helen Sähköverkko Oy Koillis-Satakunnan Sähkö Oy Tampereen Sähköverkko Oy Vattenfall Verkko Oy

72 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 63 Haastatteluihin osallistui yhteensä kahdeksan sähkönjakeluverkkojen käyttötoiminnan ja tietojärjestelmien asiantuntijaa. Jokaisessa verkkoyhtiössä haastatteluun varattiin kaksi tuntia aikaa. Haastattelujen pohjana käytetyt kysymykset ovat liitteessä 1. Seuraavissa alaluvuissa esitetyt yhtiökohtaiset tietojärjestelmät ja niiden väliset tiedonsiirron rajapinnat on pyritty esittämään mahdollisimman yleisellä tasolla. Kuvauksiin on otettu mukaan vain verkon käyttötoiminnan kannalta kaikkein oleellisimmat tietojärjestelmät ja rajapinnat. Tarkempi kuvaus yhden verkkoyhtiön tietojärjestelmäkokonaisuudesta on nähtävissä Forsströmin diplomityössä [For07], jossa on selvitetty sähköverkkoyhtiön tietojärjestelmien kehittämistarpeita Vantaan Energia Sähköverkot Oy:ssä Vattenfall Verkko Oy Vattenfall Verkko Oy on Suomen toiseksi suurin jakeluverkkoyhtiö. Yhtiö omistaa sähkönjakeluverkkoja Hämeessä, Pirkanmaalla, Keski-Suomessa ja Pohjanmaalla. Jakeluverkkoalueensa yhtiö on hankkinut yritysostoilla vuosina Verkkoalueiden hankkimisen jälkeen alueellisia sähköverkkoja ja niiden hallintaan käytettyjä tietojärjestelmiä on kehitetty Vattenfallin strategian mukaisesti. Viimeisten 10 vuoden aikana Vattenfall Verkko Oy on ottanut käyttöön uudet verkkotieto-, käytönvalvonta-, asiakastieto-, viestintä- ja energiamittausten etäluentajärjestelmät. Yhtiön nykyisin käyttämä tietojärjestelmäkokonaisuus on esitetty kuvassa 6.2. Katkoviivalla kuvatut tietojärjestelmät ja rajapinnat ovat suunnittelu- tai käyttöönottovaiheessa. [Mak09] WWW-palvelut Asiakaspalvelun viestintäjärjestelmä MERLIN (Merlin) Verkkotietojärjestelmä Xpower (Tekla) SAP XIliityntä Käytöntukijärjestelmä Xpower DMS (Tekla) ELCOM-90- rajapinta siirtotiedostot Asiakastietojärjestelmä SAP IS-U (SAP AG) Mittaustietojärjestelmä EnergyIP (emeter) Käytönvalvontajärjestelmä Netcon 3000 (Netcontrol) Mittausten luentajärjestelmä AMR-palvelu (TeliaSonera) Kuva 6.2. Vattenfall Verkko Oy:n käyttötoimintaan liittyvät tietojärjestelmät. [Mak09] Verkko- ja käytöntukijärjestelmänä käytetty Xpower on otettu käyttöön kaikilla Vattenfallin verkkoalueilla vuosina Käytönvalvontajärjestelmä Netcon 3000 on otettu käyttöön vuosina Nykyisin kumpaakin tietojärjestelmää käytetään keskitetysti Tampereen toimipisteestä, mutta myös alueellinen käyttömahdollisuus on

73 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 64 yhä olemassa. Yhtiön vuonna 2009 käynnistämä projekti käytönvalvontajärjestelmän ja ala-asemien välisten tiedonsiirtoyhteyksien uusimiseksi tulee poistamaan nykyisin varalla olevat viisi alueellista käyttökeskusta vuoden 2011 loppuun mennessä. Etäluettavien energiamittareiden osalta Vattenfall Verkko Oy on ensimmäinen verkkoyhtiö maailmassa, joka on ottanut käyttöön etäluettavat energiamittarit pienjänniteverkon valvonnassa. TeliaSoneran vuosina toimittama ja palveluna tarjoama AMRjärjestelmä on integroitu yhteen Xpower DMS -käytöntukijärjestelmän kanssa, jolloin energiamittareiden havaitsemat pienjänniteverkon viat voidaan tuoda hälytyksinä käytöntukijärjestelmään ja vastaavasti mittareita voidaan ohjata ja niiden tilaa voidaan kysellä käytöntukijärjestelmästä. AMR-palvelun ja Xpower DMS:n välinen rajapinta on sovitettu yhteistyössä järjestelmätoimittajien kanssa. [Ant10] Vattenfall Verkko Oy:n tietojärjestelmäkokonaisuudessa keskeisimpänä tietojärjestelmänä on Teklan toimittama verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmä Xpower. Muista verkon operatiivisissa toiminnoissa käytetyistä tietojärjestelmistä on rakennettu tiedonsiirtoyhteydet Xpoweriin, jolloin Xpower toimii tiedonsiirtomielessä ikään kuin tietoliikenteen keskittimenä. Xpowerin ja muiden tietojärjestelmien väliset rajapinnat ovat erillisiä tietojärjestelmäkohtaisesti sovitettuja kahden tietojärjestelmän välisiä rajapintoja, mutta niiden kautta myös muut tietojärjestelmät voivat kommunikoida keskenään ilman erillistä suoraan tietojärjestelmien välille rakennettua rajapintaa. Tällainen integrointitapa vähentää tietojärjestelmien välillä tarvittavien rajapintojen kokonaismäärää. Haittapuolena on voimakas riippuvuus yhdestä tietojärjestelmätuotteesta ja sitoutuminen yhteen järjestelmätoimittajaan. [Mak09] Tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon käytettyjä tekniikoita ovat siirtotiedostot, SAP XI -liityntä (SAP Exchange Infrastructure) sekä käyttötoiminnan tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon käytetty ELCOM-90-standardi. SAP XI on SAP AG:n sovellusten väliseen tiedonsiirtoon kehittämä viestipohjainen integrointialusta, joka hyödyntää tiedonsiirrossa XML-, HTTP- ja Web Services -tekniikoita. Integrointialusta tukee sekä asynkronista että synkronista tiedonsiirtoa ja mahdollistaa eri ympäristöissä toimivien sovellusten keskinäisen kommunikoinnin. Tarkempi kuvaus SAP XI:stä löytyy lähteestä [SAP10]. Vattenfall Verkon tietojärjestelmissä SAP XI:tä käytetään siirtämään energiaja käyttöpaikkatietoja asiakastietojärjestelmästä verkkotietojärjestelmään sekä siirtämään urakoitsijoille toimitettavia työtilauksia verkkotietojärjestelmästä asiakastietojärjestelmään, josta ne toimitetaan edelleen automaattisesti urakoitsijoille. Asiakastietojärjestelmänä käytetty SAP IS-U toimii siis myös yhtiön työn- ja toiminnanohjausjärjestelmänä. Urakoitsijoilla on suora pääsy tiettyihin Xpowerin toimintoihin erillisen portaalin kautta. Portaalin avulla urakoitsijat voivat esimerkiksi tuoda verkkotietojärjestelmään omia suunnitteludokumenttejaan. Siirtotiedostoja yhtiössä käytetään käyttöönottovaiheessa olevan emeter EnergyIP -mittaustietojärjestelmän ja Xpowerin väliseen etäluettavien energiamittareiden tuntimittaus- ja laatutietojen siirtoon. Tuntimittaustietojen siirto mahdollistaa mittareiden historiatietojen katsomisen Xpowerista sekä verkon reaalikulutukseen perustuvan nykyistä tarkemman laskennan. [Mak09]

74 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 65 Käyttötoiminnan tietojärjestelmien väliseen tiedonsiirtoon käytetyn ELCOM-90- standardin ominaisuudet eivät riitä vastaamaan yhtiön tulevaisuuden tarpeisiin. Vattenfallissa käynnissä oleva projekti käytönvalvontajärjestelmän ja ala-asemien tiedonsiirtoyhteyksien uusimiseksi tulee kasvattamaan käyttötoiminnan tietojärjestelmien välisiä tiedonsiirtotarpeita, jolloin ELCOM-90:n tilalle tarvitaan uusi tehokkaampi ja monipuolisempi tiedonsiirtotapa. Esimerkiksi suojareleiltä haettavien häiriötallenteiden siirtäminen käytönvalvontajärjestelmästä käytöntukijärjestelmään vaatii nykyistä tiedonsiirtotapaa kehittyneemmän ratkaisun. Lisäksi suunnitelmissa on mahdollistaa verkon käyttötoiminnasta vastaavan henkilöstön työskentely vain yhtä käyttöliittymää (Xpower) hyödyntäen. Käyttötoiminnan tietojärjestelmien integroinnin kehittäminen on tärkeää myös verkkotietojen ylläpidon helpottamiseksi. Nykyisessä järjestelmäkokonaisuudessa tiettyjä verkkotietoja on ylläpidettävä sekä verkkotieto- että käytönvalvontajärjestelmässä. Muita yhtiön tulevaisuuden suunnitelmia ja kehityskohteita ovat verkkoyhtiön ja urakoitsijoiden välisten rajapintojen yhdenmukaistaminen, työryhmien paikantaminen ja hallinta, automaattinen vianerotus ja sähkönjakelun palautuminen, KAH-arvoihin perustuva keskeytyskustannusten minimointi sekä erilaisten online-palveluiden kehittäminen asiakkaiden tarpeisiin. [Mak09] Koillis-Satakunnan Sähkö Oy Koillis-Satakunnan Sähkö Oy on suomalaisittain keskikokoinen sähkönjakeluyhtiö, jonka keskustoimipaikka sijaitsee Virroilla. Yhtiön sähköverkon käyttötoiminnassa hyödyntämät tietojärjestelmät on esitetty kuvassa 6.3. Käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmät ovat ABB:n toimittamia ja niiden väliseen tiedonsiirtoon käytetään OPCrajapintaa. Käytönvalvontajärjestelmä sisältää OPC-palvelimen, joka tarjoaa mittaus-, tila-, tapahtuma- ja hälytystietoja käytöntukijärjestelmään sisällytetylle OPCasiakasohjelmalle. OPC-rajapinta mahdollistaa myös sähköverkon ohjauksen käytöntukijärjestelmästä käsin, mutta henkilökunnan omista tottumuksista johtuen ohjausten tekemiseen käytetään nykyisin yhä käytönvalvontajärjestelmän käyttöliittymää. [Rin09] Koillis-Satakunnan Sähkössä OPC-rajapintaa hyödynnetään myös Aidonin toimittaman etäluettavien energiamittareiden luentajärjestelmän ja käytöntukijärjestelmän välisessä tiedonsiirrossa. Aidonin etäluentajärjestelmästä käytöntukijärjestelmään voidaan tuoda hälytystiedot pienjänniteverkossa tapahtuvista 1- ja 2-vaiheisista vioista, nollajohtimen katkeamisesta, keskijännitejohtimen katkeamisesta, kiertosuunnan vaihtumisesta ja ylijännitteestä. Lisäksi kehitteillä on virtavahtitoiminto, joka valvoo asiakkaiden liityntäpisteiden virtoja. Aiemmin hankitut Landis+Gyrin AMR-mittarit ja niiden luentajärjestelmä AIM eivät mahdollista pienjänniteverkon hälytyksiä eikä niissä ole Aidonin mittareista löytyvää katkaisutoimintoa. Molemmat mittausten luentajärjestelmät hakevat tuntimitatut energiatiedot AMR-mittareilta kerran vuorokaudessa ja siirtävät kerätyt tiedot eteenpäin asiakas- ja mittaustietojärjestelmä Kolibriin Microsoft BizTalk -liitynnän kautta. [Rin09] Asiakastietojen- ja mittaustietojen hallintaan yhtiössä käytetään Logican toimittamaa Kolibri-järjestelmää. Energia- ja käyttöpaikkatietojen siirto asiakas- ja mittaustieto-

75 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 66 järjestelmästä verkkotietojärjestelmään on toteutettu Microsoft BizTalk-liitynnän avulla. BizTalk on Microsoftin kehittämä integrointialusta eri tiedonsiirtotavoilla kommunikoivien sovellusten integrointiin. Tarkempi kuvaus BizTalkista on saatavilla lähteestä [Mic08]. Asiakas- ja käyttöpaikkatietojen siirtoon käytetään BizTalkin siirtotiedostoja. Kehitystarpeena asiakas- ja verkkotietojärjestelmän välillä on tiedonsiirron nopeuttaminen reaaliaikaiseksi. Suunnitelmissa on myös lisätä asiakas- ja mittaustietojärjestelmään toiminto, jolla järjestelmään voidaan avata näkymä käytöntukijärjestelmässä olevasta reaaliaikaisesta verkon tilasta. [Rin09] Verkkotietojärjestelmä Integra (ABB) Käytöntukijärjestelmä DMS 600 (ABB) Microsoft BizTalkliityntä Asiakastietojärjestelmä & Mittaustietojärjestelmä Kolibri (Logica) WWW-palvelut Sähkön laadun tietojärjestelmä PQNet (PowerQ) OPCrajapinta OPCrajapinta Microsoft BizTalkliityntä Käytönvalvontajärjestelmä MicroSCADA Pro (ABB) Mittausten luentajärjestelmä Gateware (Aidon) Mittausten luentajärjestelmä AIM (Landis+Gyr) Kuva 6.3. Koillis-Satakunnan Sähkö Oy:n käyttötoiminnan tietojärjestelmät. [Rin09] Yhtiössä on käytössä erillinen tietojärjestelmä sähkön laadun valvontaan. Laatutietojärjestelmä on nimeltään PQNet ja sen on toimittanut PowerQ Oy. Sähkön laadun seurantaan käytetään MX Electrixin mittalaitteita. Laatutietoa on kerätty mittalaitteilla jo noin 10 vuoden ajan kaikilta sähköasemilta ja keskijännitelähtöjen hänniltä. Tulevaisuudessa mittalaitteet on tarkoitus asentaa jokaiselle muuntamolle. Suunnitelmiin kuuluu myös sähkön laadun tietojärjestelmästä saatavien tietojen siirto asiakas- ja mittaustietojärjestelmään, josta niitä voitaisiin edelleen tarjota asiakkaille WWW-palveluna. Kehitystarpeena nähdään myös muut WWW-palvelut, kuten asiakaskohtaisten energiankulutustietojen tarjoaminen ja omien liittymäkohtaisten asetusten tekeminen. Asiakasja mittaustietojärjestelmä Kolibriin tällaiset palvelut ovat kehitteillä. [Rin09] Verkon kunnossapitoon yhtiössä käytetään verkkotietojärjestelmää sekä erillistä MS Access -tietokantaa. Erillistä materiaalitietojärjestelmää tai työnohjausjärjestelmää ei ole käytössä. Yhtiön tulevaisuuden suunnitelmiin kuuluu GPS-paikannukseen kykenevien tietokoneiden sijoittaminen verkon kunnossapitotöitä tekevien työryhmien autoihin sekä tarvittaessa erillisen työnohjausjärjestelmän hankinta. Näiden avulla päästäisiin

76 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 67 eroon paperikarttojen käytöstä ja vähennettäisiin manuaalisen työn tarvetta. Työryhmien paikannus helpottaisi myös käyttötoiminnan operaattoreiden työtä. [Rin09] Fortum Distribution Finland Fortum Oyj:n sähköverkkoliiketoiminta on Suomessa jaettu kahteen yhtiöön, joita ovat Fortum Sähkönsiirto Oy ja Fortum Espoo Distribution Oy. Fortum Sähkönsiirto Oy:n hallussa olevat jakeluverkkoalueet voidaan jakaa neljään pääasiassa maaseutuverkosta koostuvaan verkkoalueeseen, jotka sijaitsevat Etelä-, Lounais-, Länsi- ja Pohjois- Suomessa. Fortum Espoo Distribution Oy omistaa jakeluverkot Espoossa, Kauniaisissa, Kirkkonummella ja Joensuussa. Asiakasmäärällä mitattuna Fortum Sähkönsiirto Oy on Suomen suurin ja Fortum Espoo Distribution Oy Suomen neljänneksi suurin sähköverkkoyhtiö. [For10] Fortum on hankkinut nykyiset hallussaan olevat verkkoalueet yrityskaupoilla vuosina Jokaisella ostetulla verkkoyhtiöllä on aikaisemmin ollut käytössään omat yhtiökohtaiset toimintatapansa ja tietojärjestelmänsä, joita on yrityskauppojen jälkeen pyritty yhtenäistämään Fortumin tapojen ja järjestelmien kanssa. Enimmillään samanaikaisessa käytössä on ollut neljä erilaista käytönvalvontajärjestelmää sekä kolme erilaista verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmää [Vep09]. Nykyisin kaikilla verkkoalueilla on käytössä samat verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmät ja projekti käytönvalvontajärjestelmien yhtenäistämiseksi on loppusuoralla. Verkko- ja käytöntukijärjestelmiä käytetään nykyisin alueittain paikallisesti, mutta suunnitelmissa on mahdollistaa myös järjestelmien keskitetty käyttö Espoon toimipisteestä käsin. Käytönvalvontajärjestelmän osalta neljästä erilaisesta järjestelmästä ollaan siirtymässä yhteen järjestelmään, jota voidaan käyttää sekä paikallisesti eri alueilla että keskitetysti Espoon toimipisteestä. Tällä hetkellä kaikilla alueilla Joensuuta lukuun ottamatta on käytössä Siemensin toimittama SINAUT Spectrum -käytönvalvontajärjestelmä. Joensuussa käytetään yhä Netcontrolin toimittamaa Netcon käytönvalvontajärjestelmää. Fortumin käyttämät tietojärjestelmät ja niiden väliset rajapinnat on esitetty kuvassa 6.3. [Kol10] Fortumissa verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmät on hankittu eri toimittajilta, jolloin niiden välillä ei ole valmista rajapintaa. Verkkotietojen siirtäminen verkkotietojärjestelmästä käytöntukijärjestelmään on toteutettu eräajona ajettavan siirtotiedoston avulla. Käytetty siirtotiedosto sisältää kaikki verkkotiedot ja sen muodostaminen verkkotietojärjestelmän tietokannasta voi nykyisellään kestää useita tunteja. Tiedonsiirron nopeuttaminen ja vain verkkotietoihin tehtyjen muutosten siirtäminen nähtiinkin tiedonsiirtotavan oleellisimpina kehitystarpeina. Lisäksi kaivattiin keinoa varmistaa verkkotietojen virheettömyys ennen niiden siirtoa käytöntukijärjestelmään. Virheitä verkkotietoihin voivat aiheuttaa esimerkiksi maastotallentimilla tehtävät verkkotietojen päivitykset, joiden seurauksena verkkomalliin voi syntyä katkoksia, joita oikeassa verkossa ei ole. [Kol10] Toisena merkittävänä kehitystarpeena nähtiin käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmän välisen rajapinnan yksinkertaistaminen. Nykyisessä ratkaisussa järjestelmien välillä ei ole yhtä yhteistä tiedonsiirron protokollaa, vaan niiden väliin tarvitaan sovittime-

77 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 68 na toimiva ylimääräinen käytönvalvontajärjestelmä. Tietojärjestelmien yhteensopimattomuudesta johtuvat ylimääräiset protokollamuunnokset lisäävät ylläpitäjien työtä aina uusia tietoja lisättäessä ja muutoksia tehtäessä. Tällaisia muutoksia tapahtuu päivittäin ja osa niistä vaatii myös järjestelmien uudelleenkäynnistyksen. Tulevaisuuden suunnitelmiin kuuluu myös uusien vaihtoehtojen etsiminen ominaisuuksiltaan rajoittuneelle ELCOM-90-standardille. [Kol10] Verkkotietojärjestelmä PowerGrid (Tieto) Asiakastietojärjestelmä Forum (Tieto) WWW-palvelut Asiakaspalvelun tietojärjestelmä CaCe (Tieto) Mittaustietojärjestelmä XMLviestit XMLviestit siirtotiedostot eräajona Käytöntukijärjestelmä DMS 600 (ABB) SCIL APIrajapinta MicroSCADA Pro (ABB) ELCOM-90- rajapinta Mittausten luentajärjestelmä AMR-palvelu (Telvent) Käytönvalvontajärjestelmä SINAUT Spectrum (Siemens) Kuva 6.4. Fortum Distribution Finlandin käyttötoiminnan tietojärjestelmät. [Kol10] Etäluettavien energiamittareiden ja niihin liittyvien tietojärjestelmien hankinta ja asennus on Fortumissa käynnissä. Mittaustietojen luentajärjestelmän toimittajana on espanjalainen Telvent. Liitynnät luentajärjestelmän ja yhtiön muiden tietojärjestelmien välillä on suunniteltu tehtävän erillisen mittaustietojärjestelmän tai -tietokannan kautta. Suunnitelmissa on mittareilta saatavien tuntitietojen siirtäminen asiakastietojärjestelmään ja hälytyksien ohjaaminen käytöntukijärjestelmään. Lisäksi tuntitietoja voitaisiin käyttää verkkotietojärjestelmässä nykyistä tarkempien mitoitusmenetelmien lähtötietoina. Etäluettavat energiamittarit mahdollistavat myös uudenlaisten asiakaspalveluiden tuottamisen, kuten asiakkaiden energiankulutustietojen seuraamisen WWW-palveluna. Nykyisin käytössä olevia asiakaspalvelun järjestelmiä ovat vikapäivystystietoja Internetissä tarjoava WWW-palvelu sekä asiakaspalvelun tietojärjestelmä CaCe (Customer Care Center), jonne viedään käytöntukijärjestelmästä tiedot keskijännitevioista ja työkeskeytyksistä, ja josta käytöntukijärjestelmään tuodaan tiedot asiakkaiden ilmoittamista pienjännitevioista. [Kol10]

78 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 69 Tulevaisuudessa yhtenä mahdollisena tiedonhallinnan ratkaisuna nähtiin tietojen kopioiminen eri tietojärjestelmien operatiivisista tietokannoista yhteen avoimeen tietovarastoon (data warehouse), josta kaikki tietojärjestelmät voisivat hakea tarvitsemansa tiedot. Käytännössä ratkaisu edellyttäisi eri tietojärjestelmien tunteman yleisesti hyväksytyn tietomallin käyttöönottoa. Käyttötoiminnan tietojärjestelmien osalta ratkaisussa olisi otettava huomioon myös tiedonsiirrolle asetettavat reaaliaikavaatimukset. [Kol10] Tampereen Sähköverkko Oy Tampereen Sähköverkko Oy:n tietojärjestelmärakenne on esitetty kuvassa 6.5. Verkkotieto- ja käytöntukijärjestelminä yhtiö käyttää Teklan Xpoweria ja Xpower DMS:ää. Käytönvalvontajärjestelmänä on ABB:n toimittama MicroSCADA Pro, josta verkon mittaus- ja tilatietoja sekä vianpaikannuksessa tarvittavia vikatietoja siirretään käytöntukijärjestelmään SCIL API -rajapinnan kautta. Päivittäisessä työssään verkon käyttötoiminnasta vastaava henkilökunta käyttää sekä käytöntuki- että käytönvalvontajärjestelmää. Verkon tilanseuranta ja vianpaikannus tehdään käytöntukijärjestelmällä ja verkon ala-asemien ohjaukset tehdään käytönvalvontajärjestelmällä. Tietojärjestelmien välinen rajapinta mahdollistaisi ohjausten tekemisen myös käytöntukijärjestelmällä, mutta tällaisen toiminnallisuuden käyttöönottoa ei ole nähty tarpeelliseksi. [Sih10] Verkkotietojärjestelmä Xpower (Tekla) Käytöntukijärjestelmä Xpower DMS (Tekla) siirtotiedostot eräajona Asiakastietojärjestelmä & Mittaustietojärjestelmä Generis (Process Vision) WWW-palvelut Sähkön laadun tietojärjestelmä PQNet (PowerQ) SCIL APIrajapinta Käytönvalvontajärjestelmä MicroSCADA Pro (ABB) Mittausten luentajärjestelmä AMR-palvelu (TeliaSonera) Mittausten luentajärjestelmä AIM (Landis+Gyr) Kuva 6.5. Tampereen Sähköverkko Oy:n käyttötoiminnan tietojärjestelmät. [Sih10] Asiakas- ja mittaustietojärjestelmänä yhtiö käyttää Process Visionin toimittamaa Generis-järjestelmää. Asiakastietojärjestelmästä siirretään energia- ja käyttöpaikkatietoja verkkotietojärjestelmään siirtotiedostona, joka luodaan ja luetaan kerran kuukaudessa suoritettavana eräajona. Kehitystarpeena nähtiin tiedonsiirtotaajuuden kasvattaminen kerran viikossa tapahtuvaksi. Reaaliaikaista energia- ja käyttöpaikkatietojen siirtoa ei

79 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 70 sen sijaan pidetty tarpeellisena. Verkko- ja asiakastietojärjestelmän välillä siirretään tietoja myös toiseen suuntaan. Siirtotiedostojen avulla verkkotietojärjestelmästä asiakastietojärjestelmään siirrettäviä tietoja ovat liityntäpisteiden koordinaatti- ja tunnustiedot. Asiakas- ja mittaustietojärjestelmään tuodaan tietoja myös energiamittausten luentajärjestelmistä, joita ovat Landis+Gyrin toimittama AIM sekä TeliaSoneralta tilattu kulutusmittauspalvelu. Molemmista järjestelmistä asiakas- ja mittaustietojärjestelmään siirretään asiakkaiden kuukauden ajalta kumuloituneet kulutustiedot. Asiakastietojärjestelmään tuotavat kulutustiedot mahdollistavat siirtymisen arviolaskutuksesta todelliseen kulutukseen perustuvaan laskutukseen. [Sih10] Tärkeimpinä kehityskohteina yhtiössä pidettiin työnohjaus- ja taloustietojärjestelmien parempaa integrointia ja uusia asiakkaille tarjottavia WWW-palveluita. Työtilausten tekeminen suoraan verkkotietojärjestelmästä ja työtilauksiin liittyvän laskutuksen automatisointi vähentäisivät merkittävästi manuaalisen työn määrää. Uudet WWW-palvelut parantaisivat puolestaan asiakaspalvelua ja mahdollistaisivat verkkoyhtiön toimintojen nykyistä paremman automatisoinnin. Esimerkkejä uusista WWW-palveluista voisivat olla asiakkaille tarjottavat kulutus-, keskeytys- ja laatutiedot sekä liittymäsopimuksien tekoon ja liittymän käyttöönottoon liittyvät palvelut. Energiamittausten etäluennan osalta yhtiön tulevaisuuden suunnitelmiin kuuluu pienjänniteverkon vikatilanteista saatavien hälytysten tuonti mittausten luentajärjestelmästä käytöntukijärjestelmään sekä tuntimitattujen energiatietojen tuonti mittausten luentajärjestelmästä asiakas- ja mittaustietojärjestelmän kautta verkkotietojärjestelmään. Verkkotietojärjestelmässä tuntimitattuja energiatietoja voitaisiin hyödyntää esimerkiksi asiakaskohtaisten kuormituskäyrien luontiin keskijänniteasiakkaille. Pienjänniteverkosta tulevien hälytysten lisäksi käytöntukijärjestelmässä ollaan ottamassa käyttöön työryhmien paikannusta. [Sih10] Helen Sähköverkko Oy Osa Helen Sähköverkko Oy:n tietojärjestelmäkokonaisuudesta on esitetty kuvassa 6.6. Rakenteeltaan tietojärjestelmäkokonaisuus edustaa tyypillistä suurissa suomalaisissa sähkönjakeluyhtiössä käytettyä rakennetta. Sähköverkon käyttötoiminnasta vastaava henkilökunta käyttää työssään sekä käytöntuki- että käytönvalvontajärjestelmää. Käytönvalvontajärjestelmästä käytöntukijärjestelmään tuotavia tietoja ovat verkosta saatavat mittaus- ja tilatiedot. Tiedonsiirtoon käytetään ELCOM-standardia. Sähköverkon ohjaukset tehdään käytönvalvontajärjestelmästä. Käytöntukijärjestelmä saa tarvitsemansa verkko- ja asiakastiedot verkkotietojärjestelmästä. Verkkotietojärjestelmään asiakastiedot tuodaan asiakastietojärjestelmästä kerran kuussa tehtävänä eräajona. Sähköverkon vikatilanteissa sähkönjakeluverkon sähköttä olevat alueet ja asiakasmäärät esitetään yhtiön Internet-sivuilla WWW-palveluna, joka saa tarvitsemansa tiedot käytöntukijärjestelmästä. Sähköverkon komponenttien kunnossapitoon yhtiössä käytetään verkkotietojärjestelmää sekä sähköasemien osalta erillistä kunnossapitojärjestelmää. [Mar10] Energiamittausten etäluentajärjestelmä on Helen Sähköverkko Oy:ssä otettu käyttöön. Luentajärjestelmän ja verkonkäytön tietojärjestelmien välille on kehitetty rajapintoja, joiden avulla tuntimitattuja energiatietoja voidaan siirtää mittaustietojärjestelmästä

80 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 71 verkkotietojärjestelmään. Asiakastietojärjestelmään luentajärjestelmästä tuodaan asiakkaiden todelliset kulutustiedot kuukauden ajanjaksolta. Tulevaisuuden suunnitelmiin kuuluu pienjänniteverkon hälytystietojen siirto mittausten etäluentajärjestelmästä käytöntukijärjestelmään. Käyttöönotettujen etäluettavien energiamittareiden lisäksi yhtiössä on käynnissä projekti jakelumuuntamoiden automaatioasteen nostamiseksi. Muuntamoille asennetaan muun muassa sähkön laatua, keskijänniteverkon maa- ja oikosulkuja sekä erottimien tilatietoja valvovat mittalaitteet, joista tietoja tuodaan käytönvalvontajärjestelmään ja sähkön laadun tietojärjestelmään. Järjestelmä mahdollistaa jakelumuuntamoilla olevien erottimien kauko-ohjauksen käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmästä käsin. [Mar10] Tarkempi kuvaus muuntamoautomaatioprojektista löytyy lähteestä [Hyv09]. Verkkotietojärjestelmä ELCOMrajapinta siirtotiedostot eräajona WWW-palvelut Käytöntukijärjestelmä Käytönvalvontajärjestelmä Asiakastietojärjestelmä Sähkön laadun tietojärjestelmä Mittaustietojärjestelmä Mittausten luentajärjestelmä Kuva 6.6. Helen Sähköverkko Oy:n käyttötoiminnan tietojärjestelmärakenne. [Mar10] Yhtenä kehityskohteena Helen Sähköverkko Oy:n tietojärjestelmissä nähtiin verkon rakennus- ja kunnossapitotöitä tekevien urakoitsijoiden ja verkkoyhtiön välisen kommunikaation automatisointi. Tiedonsiirtoa verkkoyhtiön ja urakoitsijoiden välillä voitaisiin automatisoida ottamalla käyttöön erillinen työn- ja toiminnanohjausjärjestelmä, jonka kautta verkkotietojärjestelmässä tehdyt työtilaukset lähetettäisiin urakointia tekevien yritysten tietojärjestelmiin. Urakoitsijoilta työnohjausjärjestelmään tulisi puolestaan tiedot tehdyistä töistä, jolloin myös töiden laskutus voitaisiin automatisoida. [Mar10] Tietojärjestelmien integrointiprojekteja suunniteltaessa erityisen tärkeänä pidettiin integroinnista aiheutuvien kustannusten vertaamista integroinnista saatavaan hyötyyn. Mikäli tietojärjestelmien integroinnille ei löydy taloudellisesti kannattavia perusteita, ei integrointia välttämättä kannata tehdä. Pitkällä tähtäimellä visiona nähtiin tietojärjestelmäkokonaisuus, jossa käyttöliittymät olisi erotettu perinteisistä tietojärjestelmistä ja verkon komponenttien mallintamiseen käytettäisiin standardoitua tietomallia, kuten

81 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 72 esimerkiksi CIM:iä. Perinteiset tietojärjestelmät jäisivät tällöin käyttäjiltä näkymättömiin ja päivittäisessä työssä käytettäisiin toimintokohtaisia käyttöliittymiä, jotka olisi optimoitu vastaamaan kunkin toiminnon tarpeita. [Mar10] 6.3 Rajapintojen kehitystarpeet Rajapintojen kehitystarpeita voidaan tarkastella tietojärjestelmien välisen yhteentoimivuuden eri tasoilla, joita ovat organisaatiotaso, informaatiotaso ja tekninen taso. Tarkemmat kuvaukset yhteentoimivuuden tasoista on esitetty luvussa 4.1. Suurimmat rajapintojen kehitystarpeet havaittiin informaatiotason semanttisessa yhteentoimivuudessa. Semantiikalla tarkoitetaan tiedonsiirrossa käytettyjen tietorakenteiden sisällön käsitteellistä ymmärtämistä. Tärkeimmässä roolissa ovat tällöin tiedonsiirrossa käytetyt tietomallit, joista esimerkkinä voidaan mainita luvussa 4.5 esitelty CIM. Suomalaisissa sähkönjakeluyhtiöissä käytetyt tietomallit riippuvat käytetyistä tietojärjestelmätuotteista ja niiden toimittajien tekemistä ratkaisuista. Yleistä tietomallistandardia ei suomalaisissa sähkönjakeluyhtiöissä ole käytössä. Suurimpana tiedonsiirron rajapintojen kehitystarpeena onkin yleistä tietomallia hyödyntävien standardirajapintojen kehittäminen ja käyttöönotto. Standardirajapinnat vähentäisivät tietojärjestelmien välillä tarvittavien rajapintojen kokonaismäärää, helpottaisivat ja nopeuttaisivat uusien tietojärjestelmien ja toimintojen käyttöönottoa sekä selkeyttäisivät verkkoyhtiöiden ja palveluntarjoajien välistä kommunikointia. Sähkönjakeluyhtiöt hyödyntävät tietojärjestelmien välisessä tiedonsiirrossa useita tekniikoita. Tyypillisesti käytettyjä toteutustekniikoita ovat OPC- tai ELCOM-90- rajapinta käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmän välillä, siirtotiedostopohjainen liityntä asiakas- ja verkkotietojärjestelmän välillä sekä XML-viestit käytöntukijärjestelmän ja vikapäivystyksen WWW-palvelun välillä. Verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmät on useimmiten hankittu samalta toimittajalta, jolloin niiden välinen tiedonsiirtoyhteys on valmiiksi toteutettu järjestelmätoimittajan toimesta. Tiedonsiirto etäluettavien energiamittareiden luentajärjestelmästä ja mittaustietojärjestelmästä muihin verkkoyhtiön tietojärjestelmiin on puolestaan hyvin tapauskohtaista ja monissa yhtiöissä vielä suunnitteluvaiheessa. Käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmän väliset tiedonsiirron tekniikat ovat vakiintuneet järjestelmätoimittajakohtaisesti. ABB:n järjestelmissä käytetään OPC- ja SCIL API -rajapintoja, kun taas Teklan, Netcontrolin ja Siemensin järjestelmissä käytetään ELCOM-90-rajapintaa. Verkkoyhtiöissä tehtyjen haastattelujen perusteella EL- COM-90 tarjoaa luotettavan rajapinnan perinteisten tila- ja mittaustietojen siirtoon. Monimutkaisten tietorakenteiden siirtoon ELCOM-90 ei sen sijaan sovellu, ja sen vuoksi sille ollaan suurissa verkkoyhtiöissä etsimässä uusia vaihtoehtoja. Yksi tällainen vaihtoehto voisi olla OPC, jonka heikkoutena on aiemmin pidetty vahvaa riippuvuutta Microsoftin COM-tekniikasta. Uusimmissa OPC-standardeissa, kuten OPC UA:ssa, tästä alustariippuvuudesta on päästy eroon. OPC:n hyvänä puolena voidaan pitää sen yleisyyttä prosessiautomaatioalalla, jossa tiedonsiirron reaaliaikavaatimukset on aina otetta-

82 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 73 va huomioon. Reaaliaikaisuus on huomioitava myös käytöntuki- ja käytönvalvontajärjestelmien välisessä tiedonsiirrossa, vaikka tiedonsiirrolle ei tällöin kovia reaaliaikavaatimuksia asetetakkaan. Toinen valvomon tietojärjestelmien väliseen rajapintaan liittyvä kehitystarve liittyy verkkotietojen siirtoon. Kaikissa haastatelluissa yhtiöissä verkkotietoja ylläpidettiin sähköasematietojen osalta sekä verkkotieto- että käytönvalvontajärjestelmässä. Tiedoissa tapahtuvat muutokset on tällöin manuaalisesti päivitettävä kahteen paikkaan, mikä suuremman työmäärän lisäksi kasvattaa tietojen päivityksessä tapahtuvien virheiden todennäköisyyttä. Verkkotietojärjestelmässä tehtävät verkkotietojen päivitykset tulisikin siirtää automaattisesti käytönvalvontajärjestelmään. Asiakas- ja verkkotietojärjestelmän väliseen tiedonsiirtoon käytetään yleisimmin kerran kuukaudessa eräajona suoritettavia siirtotiedostoja. Yhtiöissä, joissa asiakas- ja mittaustietoja hallitaan yhdellä tietojärjestelmällä, kehitystarpeena nähtiin asiakas- ja verkkotietojärjestelmien välisen tiedonsiirron tiedonsiirtotaajuuden kasvattaminen. Taustalla olevana ajatuksena on tällöin etäluettavista energiamittareista saatavien tuntimitattujen energiatietojen siirto verkkotietojärjestelmään. Yhtiökohtaisista tarpeista riippuen tavoitteena voi olla siirtyminen esimerkiksi kerran viikossa tapahtuvaan tiedonsiirtoon tai jopa reaaliaikaiseen aina tiedoissa tapahtuvien muutosten yhteydessä tapahtuvaan tiedonsiirtoon. Reaaliaikainen tuntimitattujen energiatietojen siirto verkkotietojärjestelmään mahdollistaisi huomattavasti nykyistä tarkemman verkon laskennan ja mitoituksen. Erillistä mittaustietojärjestelmää käytettäessä energiatiedot tulisi siirtää verkkotietojärjestelmään suoraan mittaustietojärjestelmästä. Tiedonsiirtotekniikkana energiatietojen siirrossa voitaisiin käyttää palveluväylän kautta kulkevia XML-viestejä. Uusien WWW-palveluiden tarjoaminen asiakkaille nähtiin tärkeänä kehityskohteena kaikissa haastatelluissa verkkoyhtiöissä. Suurimmissa verkkoyhtiöissä nykyisin tarjolla olevia WWW-palveluita ovat vikatilanteiden reaaliaikainen seuranta, sähkösopimuksen ja muuttoilmoituksen tekeminen, mittarilukeman ilmoitus sekä oman kulutushistorian katselu. Uusina palveluina verkkoyhtiöissä kaivataan asiakaskohtaisten keskeytystilastojen, sähkön laadun sekä tuntimitattujen energiatietojen katselua. Palveluiden tarvitsemat tiedot saadaan käytöntuki-, asiakastieto- ja mittaustietojärjestelmistä. Tiedonsiirtoon voidaan käyttää XML-viestejä. Verkkoyhtiöt käyttävät useiden palveluntarjoajien palveluja. Yhtenä haastatteluissa usein mainittuna rajapintojen kehitystarpeena nähtiin verkkoyhtiön ja verkon rakennusta sekä kunnossapitotöitä tekevien urakoitsijoiden välinen tiedonsiirto. Standardoitu verkkoyhtiön ja urakoitsijoiden välinen tiedonsiirtorajapinta helpottaisi merkittävästi verkkoyhtiön tietojärjestelmien ylläpitoa. Suomessa nykyisin tarjolla olevana rajapintamäärittelynä on energiayhtiöiden ja HeadPower Oy:n yhdessä kehittämä EVORA-rajapinta (Energiaverkkoalan ohjelmistorajapinnat), jossa sähköenergia-alan toimijoiden välisessä tiedonsiirrossa käytetyt siirtotiedostot on määritelty ASCII- ja XML-muodossa [Hea10]. Lisäksi Tietoyhteiskunnan kehittämiskeskus Ry (TIEKE) on aloittanut tietojärjestelmien yhteensopivuus -hankkeen verkkoyhtiöiden ja palveluntarjoajien välisten tiedonsiirron rajapintojen standardoimiseksi [Lin09]. Hankkeen on määrä valmistua vuoden 2010 puoliväliin mennessä.

83 6 RAJAPINNAT NYKYISISSÄ SÄHKÖNJAKELUYHTIÖISSÄ 74 Käyttötoiminnan kannalta merkittävänä pidemmän tähtäimen kehitystarpeena haastatteluissa pidettiin siirtymistä kahden tietojärjestelmän käytöstä yhteen käyttöliittymään. Nykyisin vianpaikannusta ja kytkentäsuunnittelua tehdään käytöntukijärjestelmällä, mutta verkkolaitteiden ohjaukset tehdään käytönvalvontajärjestelmästä. Käyttötoiminnan kannalta molempia järjestelmiä pidettiin yhtä kriittisinä, joten erot järjestelmien tärkeydessä eivät ole syynä nykyiseen toimintatapaan. Myöskään nykyisin käytetyt tiedonsiirron rajapinnat eivät ole esteenä yhteen käyttöliittymään siirtymiselle. Syyksi kahden erillisen järjestelmän käytölle haastatteluissa mainittiin henkilökunnan omat tottumukset. Mikäli käyttötoiminnassa siirryttäisiin yhteen käyttöliittymään, selkeyttäisi se sähköverkon käyttötoiminnasta vastaavan henkilökunnan työtä. Käytönvalvontajärjestelmän rooliksi jäisi tällöin toimiminen pelkkänä sähköverkon ja käytöntukijärjestelmän välisenä tiedonsiirtojärjestelmänä.

84 75 7 TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ Sähkönjakeluverkkojen käyttötavat ovat muuttumassa. Tulevaisuuden sähköverkossa verkosta saatavien mittausten määrä kasvaa ja verkkoon tulevat aktiiviset resurssit, kuten hajautettu tuotanto, sähköautot ja ohjattavat kuormitukset, vaativat tuekseen entistä älykkäämpiä tietojärjestelmiä ja ohjaustoimintoja. Verkkoyhtiöiden kannalta tämä tarkoittaa uusia tiedonsiirtotarpeita sekä kokonaan uusien sovellusten ja tietojärjestelmien käyttöönottoa. Tulevaisuuden toimintaympäristössä tietojärjestelmien ja tiedonsiirtoyhteyksien kustannustehokas ylläpito vaatii uusien integrointimenetelmien ja standardien käyttöönottoa. Tässä luvussa esitetään näkemys siitä, millainen tulevaisuuden tietojärjestelmäympäristö voisi olla ja mitä etuja sillä saavutettaisiin nykyisiin ratkaisuihin verrattuna. Näkemys perustuu työn muissa luvuissa tehtyihin tarkasteluihin nykyisin käytetyistä tietojärjestelmistä, tiedonsiirtotekniikoista, integrointimenetelmistä sekä kehitteillä olevista standardeista. Näkemyksen muodostamisessa merkittävässä roolissa olivat myös verkkoyhtiöissä työskenteleville asiantuntijoille tehdyt haastattelut ja niissä ilmi tulleet ajatukset siitä, miten sähkönjakeluverkkojen tiedonhallintaa tulisi kehittää. 7.1 Tietojärjestelmiltä vaadittavia ominaisuuksia Nykyiset suomalaisissa sähkönjakeluyhtiöissä käytetyt tietojärjestelmät ovat tyypillisesti laajoja, useita eri toimintoja sisältäviä kokonaisuuksia. Järjestelmät ovat kaupallisia suljetun lähdekoodin järjestelmiä, joihin muutosten tekeminen vaatii tiivistä yhteistyötä järjestelmätoimittajien kanssa. Järjestelmät on suunniteltu toimimaan itsenäisinä, yhden liiketoimintokokonaisuuden tarpeisiin riittävinä kokonaisuuksina. Erillisten, samalla liiketoimintoalueella toimivien sovellusten käyttöönotto on tällöin vaikeaa, sillä tietojärjestelmiä ei ole suunniteltu toimintaympäristöön, jossa kaikkien niiden sisältämien tietojen ja toimintojen tarvitsisi olla helposti muiden sovellusten käytettävissä. Tiedonsiirtoon nykyiset tietojärjestelmät käyttävät monia erilaisia tekniikoita, jotka eivät aina ole keskenään suoraan yhteensopivia. Suurimpana syynä tietojärjestelmien integroinnissa esiintyviin haasteisiin ja korkeisiin integrointikustannuksiin on yleisen semanttisen tason tietomallin puuttuminen. Nykyisin tietojärjestelmien välinen tiedonsiirto vaatii erillisten tietomuunnoksia tekevien sovittimien rakentamista kaikkien tietoja vaihtavien tietojärjestelmien välille. Tällainen integrointitapa johtaa väistämättä vaikeasti ylläpidettävään järjestelmäkokonaisuuteen. Tulevaisuuden tietojärjestelmäkokonaisuudelta vaaditaan paitsi nykyistä edistyneempiä integrointiratkaisuja, myös entistä mo-

85 7 TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ 76 nipuolisempia ja kehittyneempiä tietojärjestelmäominaisuuksia, kuten avoimuutta, laajennettavuutta, modulaarisuutta, skaalautuvuutta, riittävää suorituskykyä, hyvää käytettävyyttä sekä luotettavaa tietoturvaa. Käytännössä yleisen tietomallin käyttöönotto on yksi tärkeimmistä tekijöistä näiden ominaisuuksien saavuttamiseksi. Avoimuudella tarkoitetaan tietojärjestelmien sisältämien tietojen ja toimintojen avointa jakamista muiden niitä tarvitsevien järjestelmien käyttöön. Tähän päästään kattavilla hyvin määritellyillä rajapinnoilla, joiden dokumentaatio on kaikkien järjestelmää hyödyntävien osapuolten saatavilla. Tietokantapohjaisissa järjestelmissä, kuten useissa sähköverkkoyhtiöiden nykyisin käyttämissä tietojärjestelmissä, myös tietokantojen eriyttäminen muusta tietojärjestelmästä tukee avointa tiedon jakamista. Avoimen lähdekoodin järjestelmissä lisäksi itse järjestelmän koodi on ilmaiseksi saatavilla ja muokattavissa. Kaupallisilta järjestelmiltä lähdekoodin avoimuutta ei kuitenkaan voida vaatia. Tärkeimpänä avoimeen järjestelmärakenteeseen johtavana suunnitteluperiaatteena on palvelukeskeisen arkkitehtuurin käyttö. Laajennettavuudella tarkoitetaan uusien toimintojen ja sovellusten lisäämistä osaksi olemassa olevaa järjestelmäkokonaisuutta. Laajennuksia tulee pystyä tekemään helposti sekä osaksi olemassa olevia tietojärjestelmiä, että uusina erillisinä sovelluksina. Laajennettavuus liittyy läheisesti olio-ohjelmoinnin ja modulaarisen ohjelmistorakenteen periaatteisiin. Modulaarisuudella tarkoitetaan tietojärjestelmien rakentamista erillisistä itsenäisistä ohjelmakomponenteista, jotka tarjoavat hyvää uudelleenkäytettävyyttä ja järjestelmäkokonaisuuden muokattavuutta. Skaalautuvuutta tarvitaan tiedonsiirtotarpeiden kasvaessa. Esimerkiksi etäluettavat energiamittarit ovat moninkertaistaneet verkkoyhtiöiden verkosta saatavan tiedon määrän. Tietojärjestelmien on pystyttävä käsittelemään jatkuvasti kasvavia tietomääriä ja oltava valmiina sopeutumaan käsiteltävien tietojen määrässä tapahtuviin muutoksiin. Skaalautuvuudella voidaan ymmärtää myös tietojärjestelmän tai palvelun kykyä palvella useita yhtäaikaisia käyttäjiä. Skaalautuvuuteen liittyy läheisesti tietojärjestelmien riittävän suorituskyvyn takaaminen. Järjestelmien käytettävyyteen liittyvä kehitystarve kohdistuu erityisesti käyttöliittymien ja sovellusten toisistaan erottamiseen. Kussakin verkkoyhtiön liiketoiminnossa henkilökunnalla tulisi olla käytettävissään yksi liiketoiminnon tarpeisiin sovitettu käyttöliittymä, jota ei olisi sidottu yksittäisiin tietojärjestelmiin tai sovelluksiin, vaan joka voisi hyödyntää useiden eri tietojärjestelmien ja sovellusten palveluja. Tällä tavoin kaikki yksittäisen liiketoiminnon hoitamiseksi tarvittavat tiedot ja toiminnot olisivat yhdestä paikasta käytettävissä. Käyttöliittymät tulisi rakentaa siten, että niitä voitaisiin käyttää erilaisissa laite- ja käyttöjärjestelmäympäristöissä sekä tarvittaessa myös Internetin yli. Erittäin tärkeänä tietojärjestelmien ominaisuutena on luotettavasta tietoturvasta huolehtiminen. Tietoturvayhtiö McAfeen Center for Strategic and International Studies (CSIS) -tutkimuskeskuksella teettämän tutkimuksen [CSIS09] mukaan eri valtioiden kriittiset järjestelmät, kuten sähkö-, energia- ja vesihuolto, ovat jatkuvasti hyökkäyksen kohteena. Tutkimuksessa haastateltiin kuuttasataa kriittisistä järjestelmistä vastaavaa

86 7 TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ 77 tietoturva- ja IT-alan ammattilaista 14 maassa (ei Suomessa). 29 prosenttia tutkimukseen osallistuneista organisaatioista ilmoitti olevansa massiivisten palvelunestohyökkäysten kohteena useita kertoja kuukaudessa. Joka viidettä organisaatioita oli myös uhkailtu tai kiristetty hyökkäyksillä. 80 prosenttia kyselyyn vastanneista ilmoitti tietojärjestelmiensä olevan liitettynä Internetiin ja samalla yli puolet heistä myönsi, että kyseessä on ratkaisematon tietoturvaongelma. Suomalaisissa sähköverkkoyhtiöissä käytettyjen käytönvalvontajärjestelmien tietoturvaa ja tunkeutumisenestoa on selvitetty Ekmanin insinöörityössä [Ekm09]. Ekmanin mukaan sähköverkkoyhtiöiden nykyisessä toimintaympäristössä tietomurroilta voidaan välttyä suunnitelmallisella palomuurisegmentoinnilla, henkilöstön tietoturvakoulutuksella sekä huolellisella arkkitehtuurisuunnittelulla. 7.2 Tavoiteltava järjestelmäkokonaisuus Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmät tulisi integroida standardirajapintojen ja palveluväylän kautta siten, että kokonaisuus toteuttaa palvelukeskeisen arkkitehtuurin. Palveluväylän ja standardirajapintojen käyttöönotto vaatii käytännössä myös yleisesti hyväksytyn tietomallin, kuten luvussa 4.4 esitellyn CIM:n, käyttöönottoa. Rajapintojen toteutustekniikkana voitaisiin soveltaa esimerkiksi luvussa 4.3 esiteltyjä Web Services - tekniikoita tai JMS:ää, jolloin tiedonsiirto pohjautuisi asynkronisiin pyyntö/vastaus ja julkaise/tilaa -viestinvaihtomalleihin sekä XML-viesteihin ja -siirtotiedostoihin. Rajapintastandardiksi sopisi luvussa esitelty IEC Lisäksi tietojärjestelmien käyttöliittymät, sovellukset ja tietokannat tulisi erottaa toisistaan. Periaatekuva tavoiteltavasta järjestelmäkokonaisuudesta näkyy kuvassa 7.1. Käyttöliittymät Sovellukset VTJ ATJ MTJ KTJ muut sovellukset palveluväylä tietomalli Integrointiarkkitehtuuri palvelurekisteri Tietolähteet verkkotietokanta asiakastietokanta mittaustietokanta prosessitietokanta KVJ MTL KVJ = käytönvalvontajärjestelmä KTJ = käytöntukijärjestelmä = standardirajapinta VTJ = verkkotietojärjestelmä ATJ = asiakastietojärjestelmä MTJ = mittaustietojärjestelmä MTL = mittausten luentajärjestelmä Kuva 7.1. Tavoiteltava järjestelmäkokonaisuus.

87 7 TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ 78 Integrointiratkaisuna käytettävään palveluväylään voidaan liittää monenlaisia integrointipalveluja, joita on käyty läpi luvussa Integrointipalvelut liitetään palveluväylään rajapintojen kautta aivan kuten muutkin palveluväylään liitettävät tietojärjestelmät ja sovellukset. Integrointipalvelut eivät siis ole valmiiksi palvelunväylän sisäänrakennettuja komponentteja. Tämä helpottaa myöhemmin mahdollisesti tarpeellista integrointipalveluiden vaihtoa uusiin kehittyneempiin ratkaisuihin. Sähköverkkoyhtiöiden tietojärjestelmäympäristössä tarpeellisia integrointipalveluita ovat ainakin viestinvälitys, sovittimien kehitys, tietomuunnokset, älykäs sisältöpohjainen reititys, liiketoimintaprosessien mallinnus ja automatisointi, tietoturvan hallinta, tietojen tarkastus sekä tietoliikenteen valvonta. Lisäksi palveluväylään tulee liittää säilö, jossa ylläpidetään tietojärjestelmien välisessä tietoliikenteessä hyödynnettävää tietomallia, profiileita ja tietomalliin tehtyjä laajennuksia, sekä palvelurekisteri, jonka avulla palveluväylään liitetyt tietojärjestelmät voivat tarjota omia palveluitaan ja löytää muita järjestelmäkokonaisuuteen liitettyjä palveluita. Kuvan 7.1 järjestelmäkokonaisuudessa tietojärjestelmät on kuvattu nykyisin käytettyinä tietojärjestelminä kuitenkin sillä erotuksella, että niiden käyttöliittymät, sovellukset ja tietokannat on eriytetty toisistaan. Käyttöliittymien ja sovellusten eriyttäminen mahdollistaisi erilaisten liiketoiminto- ja käyttäjäryhmäkohtaisten käyttöliittymien rakentamisen. Sähköverkon käyttötoiminnassa tämä mahdollistaisi siirtymisen yhteen käyttöliittymään nykyisten kahden tietojärjestelmiin sidotun käyttöliittymän sijaan. Toisaalta myös yhdestä tietojärjestelmästä voitaisiin luoda erilaisia näkymiä eri käyttäjäryhmien tarpeisiin. Esimerkiksi verkkotietojärjestelmästä voitaisiin tarjota erilainen käyttöliittymä verkostosuunnittelijoille ja verkon rakennuspalveluita tarjoaville urakoitsijoille. Tietokantojen eriyttäminen niitä käyttävistä sovelluksista tukisi puolestaan tiedon avointa jakamista tietojärjestelmien välillä. Kuvan 7.1 järjestelmäkokonaisuudessa nykyisten käytönvalvonta- ja mittausten luentajärjestelmien rooliksi jäisi toimiminen yksinkertaisina palveluita tarjoavina tiedonsiirtojärjestelminä ylemmän tason tietojärjestelmien ja sähköverkon ala-asemien välillä. Nykyinen pisteestä pisteeseen -integrointitapa suosii laajojen, mielellään samalta toimittajalta hankittujen tietojärjestelmien käyttöä. Standardirajapintojen käyttöönotto mahdollistaisi tietojärjestelmien pilkkomisen pienempiin toimintokohtaisiin sovelluksiin. Tällöin esimerkiksi käytöntukijärjestelmän sisältämät toiminnot voitaisiin hankkia erillisinä sovelluksina niiltä toimittajilta, jotka tarjoavat vaaditun toiminnallisuuden kaikkein edullisimmin. Erillisiä käyttötoiminnan sovelluksia voisivat olla esimerkiksi verkon valvonta, verkon ohjaus, vikatilanteiden hallinta, suoritettujen käyttötoimintojen analysointi ja tilastointi, reaaliaikainen verkostolaskenta, verkon käytön simulointi ja operaattoriharjoittelu sekä kunnossapitotöiden- ja kytkentöjen suunnittelu. Staattiset tiedot sovelluksiin saataisiin asiakas-, verkko- ja mittaustietokannoista sekä muiden sovelluksien tarjoamien palveluiden kautta. Dynaamiset tiedot saataisiin käytönvalvontajärjestelmän ylläpitämästä prosessitietokannasta sekä mittausten luentajärjestelmästä. Tietojärjestelmien pilkkominen pienempiin osiin helpottaisi uusien tietojärjestelmätoimittajien ja -tuotteiden pääsyä markkinoille ja lisäisi tietojärjestelmätoimittajien välistä kil-

88 7 TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ 79 pailua. Hajautetuilla järjestelmillä vältettäisiin myös keskitetyille järjestelmille tyypilliset skaalautuvuuteen liittyvät ongelmat. Avoin järjestelmäarkkitehtuuri helpottaisi lisäksi kokonaan uusien tietojärjestelmien ja sovellusten käyttöönottoa. 7.3 Saavutettavat edut Suurimpia palvelukeskeisen arkkitehtuurin, standardirajapintojen ja yhteisen tietomallin käyttöönotosta saatavia hyötyjä ovat rajapintojen kokonaismäärän väheneminen, uusien tietojärjestelmien ja liiketoimintojen käyttöönoton nopeutuminen sekä verkkoyhtiöiden ja palveluntarjoajien välisen kommunikoinnin selkeytyminen. Kaikki edellä mainitut tekijät pienentävät tietojärjestelmäkokonaisuuden ylläpitokustannuksia sekä parantavat yrityksen kykyä reagoida liiketoimintaympäristössä ja -prosesseissa tapahtuviin muutoksiin. Muita uudesta järjestelmärakenteesta saatavia hyötyjä ovat tietojen syöttäminen vain kerran ja vain yhteen paikkaan, reaaliaikaisempi tiedonhallinta, turhan manuaalisen työn poistuminen sekä nykyistä parempi järjestelmien ominaisuuksien hyödyntämisaste. Yleinen tietomalli ja standardirajapinnat yhdistettynä Web-pohjaisiin tiedonsiirtotekniikoihin tukevat vahvasti myös toimintojen ulkoistamista ja sovellusvuokrauspalveluiden käyttöä. Nykyisin sähköverkkoalalla uusien tietojärjestelmien käyttöönottokustannuksista vain murto-osa aiheutuu tietojärjestelmien hankinta- ja investointikuluista. Suurimpana kustannustekijänä on tyypillisesti tietojärjestelmän integroinnista aiheutuvat työkustannukset, joiden lisäksi kuluja syntyy myös oman henkilökunnan koulutuksesta sekä järjestelmän testauksesta ja ylläpidosta. Lambertin ja Robinsonin [Lam06] mukaan yli puolet tietojärjestelmien integroinnin kustannuksista johtuu eri tietojärjestelmissä esiintyvistä semanttisen tason eroavaisuuksista. Ideaalitilanteessa semanttiset tason eroavaisuudet poistuvat yleisen tietomallin käyttöönotolla kokonaan. Lisäksi standardirajapintojen käyttöönotolla tietojärjestelmien välinen yhteentoimivuus saadaan huomattavasti nykyistä tilannetta paremmalle tasolle, mikä pienentää tietojärjestelmien integroinnista aiheutuvia työkustannuksia merkittävästi. Monissa tapauksissa kehittyneemmän integrointitavan käyttöönotolla saavutetut kustannussäästöt jakaantuvat yrityksessä useille eri osastoille, eikä niiden suora määrittäminen ole helppoa. Lisäksi kustannussäästöt syntyvät usein vasta pitkällä aikavälillä. Nämä seikat tekevät uuden integrointitavan käyttöönoton ja kannattavuuden perustelemisesta vaikeaa. Tämä korostuu varsinkin perinteisiin teknologisiin ratkaisuihin nojaavilla aloilla, kuten sähköverkkoalalla. Vojdanin [Voj03] mukaan yhteisen integrointialustan käyttöönotolla voidaan pienentää tietojärjestelmien käyttöönottokustannuksia yhdellä kolmasosalla sekä tietojärjestelmien ylläpitokustannuksia kahdella kolmasosalla. Esimerkkinä kustannussäästöistä Vojdani esittää Scottish Power -sähköyhtiössä vuonna 1995 aloitetun 7 miljoonaa puntaa maksaneen integrointiprojektin, jolla saavutettiin viiden vuoden aikana 30 miljoonan punnan säästöt. Nykyisin tarjolla olevat integrointiratkaisut ja sähköverkkoalalle suunnatut standardit antavat integrointiprojekteille selvästi vuotta 1995 paremmat lähtökohdat ja suuremman mahdollisuuden onnistua.

89 7 TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ 80 Sähköverkon käyttötoimintaa tekevän henkilökunnan kannalta merkittävin muutos uuteen tietojärjestelmärakenteeseen siirryttäessä olisi yhteen käyttöliittymään siirtyminen. Nykyisin verkkoyhtiöiden operaattorit ovat tottuneet kahden tietojärjestelmän rinnakkaiseen käyttöön. Tulevaisuudessa toimintojen määrä valvomon tietojärjestelmissä tulee kuitenkin kasvamaan ja mahdollisesti tarvitaan myös kokonaan uusia tietojärjestelmiä. Siirtyminen yhteen käyttöliittymään on täten tulevaisuudessa odotettavissa, ja sillä voitaisiin parantaa tietojärjestelmien käytettävyyttä jo nykyisessä tilanteessa. Se, millä tiedonsiirtotekniikoilla ja integrointiratkaisuilla tietojärjestelmät on liitetty yhteen, ei ole suoraa vaikutusta käyttötoimintaa tekevän henkilökunnan työtehtäviin. Käyttötoimintaa tekevän henkilökunnan kannalta pääasia on, että tarvittavat tiedot ovat tavalla tai toisella saatavilla. Välillisesti nykyisin käytetty pisteestä pisteeseen -integrointitapa näkyy käyttötoiminnassa uusien toimintojen hitaampana käyttöönottona sekä suurempana manuaalisen työn tarpeena. Koko verkkoyhtiön kannalta tietojärjestelmien ylläpitokustannusten minimointi ja toiminnan tehostaminen ovat ensiarvoisen tärkeitä tavoitteita. Standardirajapintojen ja yhteisen tietomalliin käyttöön liittyy myös tiettyjä haasteita. Haasteita on sekä liiketoimintatasolla, järjestelmäarkkitehtuuritasolla että muutoksesta johtuen. Liiketoimintatasolla uuden tekniikan käyttöönottoon liittyy aina kustannusriski, joka voi toteutua tekniikan osoittautuessa odotettua vaikeammin yrityksen tarpeisiin soveltuvaksi tai jopa kokonaan toimimattomaksi. Lisäksi siirtyminen tietojärjestelmien toimittajien omista suljetuista ratkaisusta yleisiin avoimiin standardeihin pienentää tietojärjestelmien toimittajien integrointiprojekteista saamia tuloja. Tällä voi olla suuri vaikutus tietojärjestelmätuotteiden hinnoitteluun. Järjestelmäarkkitehtuuritasolla uuden integrointitavan käyttöönotto edellyttää pitkälle vaikuttavien päätösten tekemistä esimerkiksi käytettävien tiedonsiirtotekniikoiden ja integrointipalveluiden osalta. Järjestelmärakenteen muutoksesta aiheutuvia haasteita ovat muun muassa henkilöstön koulutustarve ja muutosvastarinta. [Lam06] 7.4 Siirtyminen kohti uusia integrointiratkaisuja Tietojärjestelmien integrointiprojektit ovat koko yrityksen toimintaan vaikuttavia hankkeita, joissa tulisi aina olla mukana sekä teknisen puolen osaajia että yrityksen liiketoimintaprosessien suunnittelusta vastuussa olevia henkilöitä. Päävastuu tietojärjestelmien välisestä integroinnista tulisi olla sähköverkkoyhtiön omalla henkilökunnalla, sillä tietojärjestelmätoimittajien tarjoamat ratkaisut johtavat helposti suljettuihin toimittajakohtaisiin ratkaisuihin [Rob04]. Myös yrityksen johdon sitoutuminen ja aktiivinen osallistuminen integrointiprojekteihin parantaa yleensä merkittävästi projektien lopputulosta. Tyypillisiä syitä integrointiprojektien käynnistämiseksi ovat liiketoiminnan tehokkuuden ja kilpailukyvyn kehittäminen, asiakastyytyväisyyden parantaminen, yritysostot ja - fuusiot sekä uusien lakien asettamat vaatimukset. [Gol05] Tietojärjestelmien integrointiin käytettävät integrointialustat ja palveluväylät ovat laajoja, tyypillisesti melko monimutkaisia järjestelmiä. Tästä syystä integrointiprojek-

90 7 TULEVAISUUDEN TIETOJÄRJESTELMÄYMPÄRISTÖ 81 teissa tulisi alusta alkaen käyttää myös ulkopuolisten asiantuntijoiden apua. Useimmat menestykselliset integrointiprojektit on tehty tiiviissä yhteistyössä kokeneiden järjestelmäintegrointiin erikoistuneiden asiantuntijoiden kanssa, jotka ovat osallistuneet sekä arkkitehtuurin suunnitteluun, integrointiratkaisun asentamiseen, sovellusten sovittamiseen että koko järjestelmän testaukseen. Ilman aiempaa kokemusta tapahtuneet yritykset integroida useita tietojärjestelmiä yhdellä kertaa ovat yksi tavallisimmista epäonnistuneisiin integrointiprojekteihin johtaneista tekijöistä. [Voj03] Tässä diplomityössä tavoiteltavana järjestelmäkokonaisuutena pidettyyn palvelukeskeiseen arkkitehtuurin siirtymisen tulisi tapahtua inkrementaalisesti siten, että liikkeelle lähdetään pienestä toteutuksesta, jota vähitellen kasvatetaan kattamaan laajemmin yrityksen eri liiketoimintoja. Tällä tavoin kokemukset karttuvat vähitellen ja muutokseen liittyviä riskejä saadaan paremmin hallittua. Vaikka pilottiprojekteista saadaan harvoin tuottoa sijoitukselle, voidaan niiden avulla päätellä laajemman SOA-käyttöönoton yritykselle tarjoamia hyötyjä [Sii08]. Pieniä kokeiluluontoisiakin SOA-projekteja tulisi alusta asti ohjata organisaation tavoitteiden ja strategian asettamista lähtökohdista. Tämä helpottaa myöhemmin tehtävää eri integrointiratkaisuiden yhdistämistä. Yksittäisiä teknologiakokeilujen lähtökohdista tehtyjä ad hoc -tyyppisiä integrointiratkaisuja tulisi aina pyrkiä välttämään, sillä ne johtavat lopulta usein jopa alkuperäistä kokonaisuutta monimutkaisempaan ja vaikeammin hallittavaan kokonaisuuteen. Ad hoc -ratkaisuilla tarkoitetaan erikseen tapauskohtaisesti räätälöityjä ratkaisuja.

91 82 8 RAJAPINTOJEN TOTEUTUS TUTKIMUSPROJEKTISSA Tässä luvussa esitellään tiedonsiirron rajapintojen hyödyntämistä käytännössä. Rajapintoja käytetään ADINE-projektissa kehitetyn koordinoidun jännitteensäätöalgoritmin testaukseen ja demonstrointiin. Testaus suoritettiin Tampereen teknillisen yliopiston sähköenergiatekniikan laitoksella käyttäen apuna RTDS-reaaliaikasimulaattoria (Real Time Digital Simulator). RTDS-simuloinneissa tiedonsiirto toteutettiin OPC-rajapinnan ja siirtotiedostojen avulla. Koordinoitua jännitteensäätöä demonstroidaan Koillis- Satakunnan Sähkö Oy:n todellisessa sähkönjakeluverkossa kevään 2010 aikana. Demonstraatiossa hyödynnettäviä rajapintoja ovat OPC, ODBC ja COM. 8.1 ADINE-projekti ADINE-projekti on EU:n kuudennen puiteohjelman demonstraatioprojekti, jossa kehitetään älykäs sähkönjakeluverkkojen hallintamenetelmä ja sitä tukevat sovellukset. Kolmivuotinen projekti käynnistyi ja siihen osallistuu yrityksiä ja yliopistoja Suomesta, Ruotsista ja Saksasta. Projektin tavoitteena on kehittää uusia ratkaisuja sähkönjakeluverkkoon liitettävän hajautetun sähköntuotannon aiheuttamiin haasteisiin. Yritysjäseninä mukana ovat ABB Sähkönjakeluautomaatio (Suomi), Areva T&D Oy (Suomi ja Saksa) ja Compower (Ruotsi). Yliopistoista mukana ovat Tampereen teknillinen yliopisto sekä Lundin teknillinen yliopisto (Ruotsi) Hajautettu sähköntuotanto Hajautettu sähköntuotanto (Distributed Generation, DG) on yleistymässä. Keskitettyyn tuotantoon verrattuna tuotantoyksiköt ovat kooltaan pienempiä ja sijaitsevat maantieteellisesti laajemmalla alueella. Tällaisten tuotantoyksiköiden liittäminen Suomen kantaverkkoon ei ole teknisesti eikä taloudellisesti järkevää. Ratkaisuna on tuotannon liittäminen jakeluverkkoon. Hajautetulla tuotannolla saavutettavia etuja ovat esimerkiksi päästöjen väheneminen, parempi kokonaishyötysuhde, monipuolisempi sähköntuotantomuotojen jakauma sekä helpompi sijoituspaikan valinta. Merkittävä osa hajautetusta sähköntuotannosta hyödyntää uusiutuvia energiamuotoja, kuten aurinko-, tuuli- tai vesivoimaa. Suomessa myös yhdistetty sähkön ja lämmön tuotanto (Combined Heat and Power, CHP) on merkittävä hajautetun tuotannon muoto. [Lak08]

92 8 RAJAPINTOJEN TOTEUTUS TUTKIMUSPROJEKTISSA 83 Uusiutuvien energiamuotojen käyttö on maailmanlaajuisesti voimakkaassa kasvussa. Euroopassa erityisesti tuulivoiman osuus kaikesta sähköntuotannosta on viimeisten kymmenen vuoden aikana lisääntynyt merkittävästi. Vuosien 2000 ja 2008 välisenä aikana Euroopan yhteenlaskettu tuulivoimakapasiteetti kasvoi yli kuusinkertaiseksi ollen vuoden 2008 lopussa suuruudeltaan noin 66 GW [EWEA08]. Suomessa kasvu ei tukijärjestelmän puutteesta johtuen ole ollut yhtä nopeaa. Tavoitteekseen Suomi on asettanut tuulivoimakapasiteetin noston vuoden 2008 alun noin 120 MW:n tasosta noin 2000 MW:iin vuoteen 2020 mennessä [TEM08]. Tavoitteen saavuttaminen edellyttää esimerkiksi vuonna 2009 ehdotetun tuulivoiman tukijärjestelmän [TEM09] kaltaisen mallin pikaista käyttöönottoa. Valtaosan Suomeen tavoitellusta tuulivoimakapasiteetista on suunniteltu sijoittuvan siirtoverkkoon liitettäviin suuriin tuulipuistoihin, mutta myös jakeluverkkoon liitettävän hajautetun tuulivoiman odotetaan yleistyvän. Perinteisesti jakeluverkkoa on käytetty säteittäisenä verkkona, joissa tehoa siirtyy vain yhteen suuntaan: sähköasemalta kuluttajille. Tuotannon liittäminen jakeluverkkoon voi aiheuttaa uusia ongelmia verkon stabiilisuudelle, suojaukselle ja jännitteensäädölle. Ongelmien välttämiseksi ja hajautetun tuotannon verkkoon liittämisen helpottamiseksi ollaan jakeluverkoille kehittämässä uusia aktiivisen verkon hallintamenetelmiä (Active Network Management, ANM). ADINE on yksi tällaisten menetelmien kehittämiseen tähtäävä projekti. Projektissa etsitään uusia ratkaisuja hajautettua tuotantoa sisältävän jakeluverkon suojaukseen, jännitteensäätöön ja sähkön laadun parantamiseen. Tässä diplomityössä toteutetut tiedonsiirron rajapinnat liittyvät ADINE-projektissa kehitettyyn uuteen sähkönjakeluverkon jännitteensäätömenetelmään Jännitteensäätö sähkönjakeluverkossa Perinteisesti sähkönjakeluverkon jännitteensäätö on toteutettu ainoastaan sähköaseman päämuuntajan käämikytkintä ohjaamalla. Jakeluverkkoon kytketyn hajautetun tuotannon määrää on rajoitettu eikä sen tarjoamia mahdollisuuksia ole käytetty jännitteensäädössä hyödyksi. Hajautetusta tuotannosta johtuvaa jännitteen nousua on hallittu passiivisilla menetelmillä, kuten kasvattamalla johdinpaksuutta tai liittämällä tuotantoa korkeamman jännitetason verkkoon. Nämä menetelmät voivat jatkossa tulla kuitenkin liian kalliiksi. [ADINE08] Sähkönjakeluverkon jännitettä voidaan säätää esimerkiksi sähköasemien käämikytkimillä, generaattoreilla, loistehon kompensaattoreilla sekä kuormia ohjaamalla. Säätö voidaan toteuttaa joko paikallisena säätönä tai koordinoidusti. Paikallissäädössä kukin laite toimii vain omien mittaustensa pohjalta eikä säätöön osallistuvien laitteiden välillä ole kommunikaatiota. Koordinoidussa säädössä säätöön osallistuvien laitteiden ohjaus tapahtuu keskitetysti sähköverkkoyhtiön valvomosta käsin. Tällöin käytettävissä ovat kaikki valvomon tietojärjestelmistä saatavilla olevat tiedot. Koordinoitu säätö tekee verkosta älykkäämmän ja mahdollistaa jakeluverkon käyttötoiminnan paremman optimoinnin. [ADINE08] ADINE-projektissa kehitetty uusi koordinoitu jännitteensäätöalgoritmi ohjaa käämikytkimen lisäksi myös hajautettua tuotantoa. Tällöin jännitteen nousua voidaan rajoit-

93 8 RAJAPINTOJEN TOTEUTUS TUTKIMUSPROJEKTISSA 84 taa joko ohjaamalla käämikytkintä tai säätämällä hajautetun tuotannon verkosta ottamaa loistehoa. Kehitetty algoritmi mahdollistaa yhden verkkoon liitetyn tuotantoyksikön ohjauksen. Tällä tavoin algoritmi on saatu pidettyä suhteellisen yksinkertaisena, mutta silti projektin tavoitteiden kannalta riittävän havainnollisena. Todellisuudessa tuotantoyksiköitä ja muita jännitteensäätöön osallistuvia laitteita voi olla verkossa huomattavasti enemmän. [ADINE08] Koordinoitu jännitteensäätö ADINE-projektissa kehitetty koordinoidun jännitteensäädön algoritmi on toteutettu MATLAB-ohjelmana. Numeeriseen laskentaan tarkoitettu MATLAB on valittu toteutuksen alustaksi monipuolisten ohjelmointi- ja laskentaominaisuuksiensa ansiosta. Lisäksi MATLAB tukee useita tiedonsiirron rajapintoja, joita tarvitaan jännitteensäätöohjelman ja sähkönjakeluverkon tietojärjestelmien välisessä kommunikaatiossa. Kaupallisena tuotteena koordinoitu jännitteensäätö olisi järkevintä toteuttaa joko uutena käytöntukijärjestelmän toimintona tai kokonaan erillisenä sovelluksena. Jännitteensäätöalgoritmissa on kaksi toimintamoodia. Toimintamoodista riippuen ensisijaisesti säädettävänä suureena on joko sähköaseman käämikytkimen asento tai generaattorin kuluttama loisteho. Mikäli jännite verkossa ajautuu valittujen rajojen ulkopuolelle, ohjelma ehdottaa valitun toimintamoodin mukaisia ohjaustoimenpiteitä tilanteen korjaamiseksi. Säätö voidaan tarvittaessa myös automatisoida. Koordinoitu jännitteensäätöalgoritmi on kuvattu tarkemmin lähteessä [ADINE08]. Jännitteensäätöalgoritmin verkosta tarvitsemia tietoja ovat verkon maksimi- ja minimijännitteet, sähköaseman jännite, jännite generaattorin liityntäpisteessä sekä generaattorin pätöteho. Verkon maksimi- ja minimijännitteet algoritmi saa Mutasen diplomityössään [Mut08] kehittämältä tilaestimointiohjelmalta, joka on toteutettu MAT- LAB:lla. Tilaestimointi tarvitsee lähtötietoina staattiset verkkotiedot sekä mahdollisimman tarkat dynaamiset verkkotiedot. Tarvittavia dynaamisia tietoja ovat verkon kytkentätila, kuormitustiedot, sähköaseman jännite, sähköaseman lähtöjen pätö- ja loistehot sekä generaattorin pätö- ja loisteho. Tietojen pohjalta tilaestimointi laskee parhaan arvion verkon tehonjaolle ja verkossa vallitseville maksimi- ja minimijännitteille. Jännitteensäätöalgoritmin ja tilaestimoinnin tarvitsemat tiedot haetaan käytönvalvontajärjestelmästä OPC-rajapinnan kautta. 8.2 Laitteet ja ohjelmistot ADINE-projektissa kehitettyä koordinoitua jännitteensäätöalgoritmia testattiin RTDSsimuloinneilla ja myöhemmin sitä tullaan demonstroimaan myös todellisessa sähkönjakeluverkossa. Itse algoritmi toimii sekä RTDS-simuloinneissa että todellisessa verkossa tehtävässä demonstraatiossa samalla tavalla. Merkittävin algoritmin toimintaan vaikuttava järjestelmien välinen ero liittyy verkon kuormitustietoihin. RTDS-simuloinneissa verkon kuormitustiedot tiedettiin tarkasti, kun taas todellisen verkon demonstraatiossa joudutaan tyytymään kuormituskäyrien pohjalta tehtyihin arvioihin. Kuormitustietojen

94 8 RAJAPINTOJEN TOTEUTUS TUTKIMUSPROJEKTISSA 85 arvioiminen aiheuttaa epätarkkuutta tilaestimoinnin antamiin tuloksiin ja vaikeuttaa jännitteensäädön optimointia. Tulevaisuudessa todellisessa sähkönjakeluverkossa olevien kuormitusten suuruudet voidaan mahdollisesti selvittää tarkemmin etäluettavien energiamittareiden avulla. Rajapintojen kannalta merkittävin järjestelmien välinen ero liittyy RTDSsimulointien ja demonstroinnin erilaisiin tavoitteisiin. RTDS-simulointien ensisijaisena tavoitteena oli varmistaa jännitteensäätöalgoritmin oikea ja luotettava toiminta. Lisäksi RTDS-simuloinneissa päästiin testaamaan tilaestimointia, OPC-rajapintaa sekä tiettyjä algoritmin toimintoja, joita todellisessa sähkönjakeluverkossa tehtävässä demonstraatiossa ei voida testata. Demonstraatiossa päällimmäisenä tavoitteena on uudesta jännitteensäätöalgoritmista saatavien hyötyjen havainnollistaminen. Tämä edellyttää ohjelmien ja OPC-tiedonsiirron virheetöntä toimintaa, mutta myös eri menetelmillä saatujen tulosten vertailua. Luotettavien johtopäätösten tekemiseksi MATLAB:lla toteutetun tilaestimoinnin laskemia tuloksia on syytä verrata käytössä olevan käytöntukijärjestelmän tilaestimoinnin tuloksiin. Tilaestimointiohjelmien vertailu vaatii ohjelmien mahdollisimman samanaikaista suorittamista ja saatujen tulosten tallentamista. Tästä syystä todellisen verkon demonstraatiossa käytetään myös COM- ja ODBC-rajapintoja RTDS-simuloinnit RTDS-reaaliaikasimulaattori on sähköverkon ilmiöiden mallintamiseen tarkoitettu simulointijärjestelmä. RTDS:n merkittävin etu muihin kaupallisiin laskentaohjelmiin verrattuna on laskennan reaaliaikaisuus. Reaaliaikaisuuden ansiosta järjestelmään voidaan liittää todellisia sähköverkon laitteita, kuten suojareleitä. Haittapuolena on suuri laskentatehon tarve, joka rajoittaa sähköverkosta luotavan mallin laajuutta. Järjestelmällä voidaan testata uusia sovelluksia ja laitteita ennen niiden käyttöönottoa todellisessa sähköverkossa. RTDS:llä voidaan simuloida myös esimerkiksi vaarallisia vikatilanteita, joita todellisessa verkossa ei pystytä testaamaan. RTDS:ää käytetään tuotekehitykseen ja tutkimustoimintaan useissa yrityksissä ja yliopistoissa ympäri maailmaa. [RTDS10] RTDS-laitteisto koostuu useista erilaisista ja eri käyttöön soveltuvista prosessori- ja I/O-korteista. Laitteisto on modulaarinen eli kortteja voidaan poistaa tai lisätä tarpeen mukaan. Järjestelmän laskentateho riippuu prosessorikorttien tyypistä ja määrästä. Tampereen teknillisellä yliopistolla simulointien aikaan (kesällä 2009) käytössä olleessa RTDS-laitteistossa riitti laskentatehoa 54 yksivaiheisen (tai 18 kolmivaiheisen) solmupisteen mallintamiseen. Tästä syystä koordinoidun jännitteensäädön simuloinneissa käytettiin huomattavasti todellista demonstraatiota yksinkertaisempaa verkkomallia. Simuloinneissa käytetyssä verkkomallissa kuormituspisteitä oli yhteensä 7, kun todellisessa verkossa tehtävässä demonstraatiossa niitä on 157. Kummassakin tapauksessa tarkasteltava sähköverkko koostuu yhdestä sähköasemasta ja kahdesta johtolähdöstä, joista toisen johtolähdön loppuun on liitetty yksi nimellisteholtaan 1 MW:n sähköntuotantoyksikkö. RTDS-laitteisto on liitetty työasemana toimivaan tietokoneeseen erillisen WIFkortin (Workstation InterFace card) avulla. Tietoliikenne työaseman ja RTDS-laitteiston

95 8 RAJAPINTOJEN TOTEUTUS TUTKIMUSPROJEKTISSA 86 välillä on toteutettu Ethernet-lähiverkolla ja TCP/IP-protokollalla. RTDS:n käyttöliittymänä toimi työasemaan asennettu RSCAD-ohjelmisto. Simuloitu verkkomalli luotiin graafisella RSCAD Draft-suunnittelutyökalulla, jonka jälkeen verkkomalli ladattiin RTDS:ään ja simulointi suoritettiin RSCAD Runtime-työkalulla. Suoritetut simulointisekvenssit kirjoitettiin RSCAD Runtimen skriptikielellä. [RTDS10] Koordinoidun jännitteensäätöalgoritmin testauksessa käytetty simulointiympäristö on esitetty kuvassa 8.1. Ympäristö koostuu RTDS-kaapista ja kahdesta lähiverkkoon kytketystä tietokoneesta. Molemmissa tietokoneissa käyttöjärjestelmänä on Windows XP. Toinen tietokone toimii RTDS-työasemana ja siinä ajetaan RSCAD-ohjelmistoa. Toinen tietokone toimii sähkönjakeluyhtiön valvomona. Valvomotietokoneeseen on asennettu ABB:n MicroSCADA Pro SYS käytönvalvontajärjestelmä, ABB:n MicroSCADA Pro DMS käytöntuki- ja verkkotietojärjestelmä sekä OPC Toolbox 2:lla varustettu MATLAB 7.7. Sähköverkon simulointi Tilaestimointi Koordinoitu jännitteensäätö RSCAD siirtotiedostot MATLAB OPC SCADA OPC MATLAB mittaukset ohjaukset mittaukset ohjaukset RTDS RTDS-työasema Kuva 8.1. Koordinoidun jännitteensäädön testauksen RTDS-simulointiympäristö. Tiedonsiirto RSCAD:n ja koordinoidun jännitteensäädön välillä toteutettiin siirtotiedostoilla ja OPC:llä. Tämän diplomityön kannalta keskeisimmässä roolissa oli koordinoitua jännitteensäätöä suorittavan MATLAB-ohjelman ja SCADA:n välinen OPCrajapinta. SCADA ja OPC haluttiin ottaa jo simulointiympäristössä mukaan, koska niitä käytetään myös todellisessa valvomoympäristössä. Näin päästiin testaamaan OPCtiedonsiirron toimivuutta ennen todellisessa verkossa tehtävää demonstraatiota. Käytetyssä SCADA:ssa on sisäänrakennettu OPC-palvelin, joka tarjoaa rajapinnassaan kaikki verkosta saatavat mittausarvot ja verkon ohjaukseen käytettävät parametrit. OPCasiakasohjelma toteutettiin MATLAB:n OPC Toolboxilla. RSCAD:n ja SCADA:n välissä olevan MATLAB:n roolina oli toimiminen kahden eri tiedonsiirtotapaa hyödyntävän tietojärjestelmän välisenä sovittimena ja sitä käytettiin ainoastaan tiedon välittämiseen.

96 8 RAJAPINTOJEN TOTEUTUS TUTKIMUSPROJEKTISSA Demonstraatio todellisessa sähkönjakeluverkossa Todellisen sähköverkon demonstraatiossa MATLAB:n ja SCADA:n välinen OPCrajapinta pysyy mittauspisteiden määrittelyjä lukuun ottamatta ennallaan. Muutoksena simuloinnin ja demonstraation välillä on OPC-rajapinnan käyttö lähiverkon yli. RTDSsimuloinneissa MATLAB ja SCADA sijaitsivat samalla tietokoneella, jolloin OPCrajapinta hyödynsi tiedonsiirrossa COM-tekniikkaa. Demonstraatiossa laiteympäristö on erilainen ja OPC käyttää lähiverkon yli tapahtuvaan tiedonsiirtoon DCOM-tekniikkaa, josta aiheutuu omat luvussa läpikäydyt haasteensa. Demonstraatiossa tarvittavat tietojärjestelmät ja niiden väliset rajapinnat on esitetty kuvassa 8.2. OPC-rajapinnan lisäksi demonstraatiossa käytetään myös COM- ja ODBC-rajapintoja, joiden avulla käytöntukijärjestelmän sisältämän tilaestimoinnin tuloksia päästään vertaamaan MAT- LAB:lla toteutetun tilaestimoinnin tuloksiin. DMS COM & ODBC Tilaestimointi Koordinoitu jännitteensäätö SCADA OPC MATLAB mittaukset ohjaukset mittaukset ohjaukset sähköverkko valvomo-pc Kuva 8.2. Koordinoidun jännitteensäädön demonstraatioympäristö. 8.3 Rajapinnat Koordinoidun jännitteensäädön RTDS-simuloinneissa ja demonstraatiossa hyödynnetään yhteensä neljää erilaista tiedonsiirron rajapintaa. Käytettyjä rajapintoja olivat siirtotiedostot, OPC, COM ja ODBC. Kunkin rajapinnan toteutus esitellään seuraavaksi omana alalukunaan Siirtotiedostot Siirtotiedostoja käytettiin RTDS-simuloinneissa. Syynä siirtotiedostojen hyödyntämiseen olivat RSCAD:n rajoittuneet tiedonsiirtorajapinnat sekä pyrkimys tiedonsiirron yksinkertaiseen toteutukseen. Tiedostot olivat rakenteettomia tekstitiedostoja, jotka sisälsivät välilyönneillä eroteltuja lukuarvoja ennalta sovitussa järjestyksessä. Tiedonsiirto-