NIKLAS LÖF PIENJÄNNITEVERKON AUTOMAATIORATKAISUIDEN KEHITYSNÄKYMÄT. Diplomityö

Transkriptio

1 NIKLAS LÖF PIENJÄNNITEVERKON AUTOMAATIORATKAISUIDEN KEHITYSNÄKYMÄT Diplomityö Tarkastaja: professori Pertti Järventausta Tarkastaja ja aihe hyväksytty Tieto- ja sähkötekniikan tiedekuntaneuvoston kokouksessa 14. tammikuuta 2009

2 II TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma LÖF, NIKLAS: Pienjänniteverkon automaatioratkaisuiden kehitysnäkymät Diplomityö, 116 sivua, 3 liitesivua Marraskuu 2009 Pääaine: Sähköenergiajärjestelmät Tarkastaja: professori Pertti Järventausta Avainsanat: Pienjänniteverkko, automaatio, älykäs verkko, älykäs mittari, energiamittareiden etäluenta, AMR, hajautettu tuotanto Perinteisesti sähkönjakeluverkon automaatio on keskittynyt keskijänniteverkkoon, sillä pienjänniteverkon merkitys sähkönjakelun toimitusvarmuuteen joka on eräs keskeisimpiä sähkönjakeluverkon kehittämistä ohjaavia tekijöitä on ollut vähäinen. Sähkönjakeluverkko on kuitenkin vähitellen kehittymässä siihen suuntaan, että pienjänniteverkon rooli sähkönjakelussa kasvaa. Tässä työssä on käsitelty sekä pienjänniteverkon verkkotekniikan että pienjänniteverkon automaation nykytilaa ja kehitysnäkymiä. Työn tutkimusmenetelmiä olivat kirjallisuusselvitys ja sähköalan asiantuntijoiden haastattelut. Tämän työn päätavoitteena on tutkia pienjänniteverkon automaatioratkaisuja ja selvittää, millä tavoin niitä voidaan hyödyntää pienjänniteverkon hallinnassa. Työn aihepiirin laajuudesta johtuen työssä keskitytään automaatioratkaisuihin, jotka ovat realistisia jo nykyisen kaltaisessa pienjänniteverkossa. Monet nykyisistä pienjänniteverkon automaatioratkaisuista ovat paikallisia, eikä niitä siksi voida hyödyntää kokonaisvaltaisessa pienjänniteverkon hallinnassa. Niiden avulla voidaan kuitenkin parantaa jakelujännitteen laatua ja sähkönjakelun toimitusvarmuutta pienjänniteverkossa. Tässä työssä on esitelty paikallisia ratkaisuja pienjänniteverkon jännitteen säätöön, suojaukseen ja vianpaikannusmenetelmiin. Suurin painopiste työssä on kuitenkin muuntamoautomaatiossa ja uuden sukupolven AMR-teknologiassa (AMR, Automated Meter Reading), joita voidaan hyödyntää pienjänniteverkon hallinnassa. Tässä työssä tehty tutkimus osoittaa, että uuden sukupolven AMR-mittarit ovat pienjänniteverkon hallintaa tukevilta ominaisuuksiltaan muuntamoautomaatiota monipuolisemmat. Lisäksi useimmat muuntamoautomaation ominaisuuksista voidaan korvata AMR-mittareiden ominaisuuksilla. AMR-mittareita voidaan hyödyntää monipuolisesti pienjänniteverkon hallinnassa. Joidenkin ominaisuuksien käyttöönotto edellyttää kuitenkin vielä nykyisten verkonhallintajärjestelmien kehittämistä. Työssä tehtyä AMR-mittareiden pienjänniteverkon hallintaa tukevien ominaisuuksien kartoitusta voidaan hyödyntää monella tavalla. Verkkoyhtiöt voivat tämän työn tuloksien perusteella löytää etäluettaville energiamittareilleen laskutuksen tarkentumisen lisäksi muitakin hyötyjä. Työn tuloksia voidaan myös laajentaa jatkotutkimuksissa. Etenkin pienjänniteverkon hallinnan kehitystarpeita aktiivisen verkon näkökulmasta pitäisi tutkia enemmän.

3 III ABSTRACT TAMPERE UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Master s Degree Programme in Electrical Engineering LÖF, NIKLAS: Aspects on Development of Low Voltage Network Automation Master of Science Thesis, 116 pages, 3 Appendix pages November 2009 Major: Electrical Energy Systems Examiner: Professor Pertti Järventausta Keywords: Low voltage network, automation, smart grid, smart meter, automated meter reading, AMR, distributed generation Distribution automation has traditionally been focused on medium voltage network, because the importance of low voltage (LV) network to continuity of supply which is one of the most important drivers on development of distribution network is relatively small. However, distribution network is slowly developing towards a direction that increases the role of LV network in the power distribution. This thesis discusses aspects on development of LV network s grid and automation technology. The research methods used in the work have been literature survey and interviews of the specialists in network companies. The aim of this thesis is to research different automation solutions of LV network and find out how to utilise them in LV network management. Because of breath of the subject, this thesis concentrates on automation solutions that can be utilised in today s LV network. Nowadays most automation solutions in LV network are local solutions, which can not be utilised in comprehensive LV network management. Nevertheless, they can be used to improve voltage quality and the continuity of supply in LV network. This work presents local automation solutions of LV network for voltage control, protection and fault locating needs. However, the main focus in this thesis is in distribution substation automation and advanced automated meter reading (AMR) technology, which can be utilised in LV network management. The research done in this work confirms that advanced AMR-meters offer more versatile features to LV network management than distribution substation automation. Furthermore, most of the features of distribution substation automation can be replaced by features of AMR-meters. Advanced AMR-meters can be utilised in a comprehensive way in LV network s operation, planning and power quality monitoring. However, implementation of some features to LV network management still need changes to distribution network management systems. The survey about the features of AMR-meters conducted in this thesis has broad applications. In addition to accurate billing, network companies can use this information to find out other benefits of the features of AMR-meters. The results of this work can also be expanded in future research. In particular, the needs of the LV network management from the viewpoint of active distribution network should see more research.

4 IV ALKUSANAT Tämä työ on tehty Tampereen teknillisessä yliopistossa sähköenergiatekniikan laitoksella. Diplomityö on osa laajempaa tutkimusprojektia, Interaktiivinen asiakasliityntä ja sen hyödyntäminen sähköjärjestelmän hallinnassa ja energiatehokkuuteen kannustavissa palveluissa INCA (INteractive Customer gateway). Projektin toteutuksesta vastaavat yhteistyössä Tampereen teknillisen yliopiston, Lappeenrannan teknillisen yliopiston ja VTT:n tutkimusryhmät. Tutkimusprojektin päärahoittajana toimivan Tekesin lisäksi hankkeen rahoitukseen ovat osallistuneet Sähkötutkimuspooli, ABB Oy, Aidon Oy, Empower Oy, Enease Oy, Energiakolmio Oy, Ensto Electric Oy, Fingrid Oyj, Fortum Sähkönsiirto Oy, MX Electrix Oy, Nokia-Siemens Networks Oy, Oy Katternö Ab, PowerQ Oy, Tammerkosken Energia Oy ja TeliaSonera Oyj. Työn ohjaajina ovat toimineet professorit Pertti Järventausta ja Pekka Verho Tampereen teknillisestä yliopistosta, joita haluan kiittää ammattitaitoisesta työn ohjauksesta ja rakentavista kommenteista. Kiitos Pertille myös haastavasta ja mielenkiintoisesta diplomityön aiheesta sekä työni tarkastamisesta. Lisäksi haluan kiittää myös koko sähköenergiatekniikan laitoksen henkilökuntaa miellyttävästä työilmapiiristä sekä erityiskiitos niille työkavereille, jotka ovat diplomityöhöni liittyen antaneet vastauksia mieltäni askarruttaneisiin kysymyksiin. Kiitos myös kaikille niille verkkoyhtiöiden edustajille, joilla on riittänyt aikaa vastailla lukuisiin kysymyksiini. Erityiskiitokset ansaitsevat myös vanhempani, jotka ovat kasvattaneet minusta vastuuntuntoisen ja ahkeran nuoren miehen. Äidilleni haluan osoittaa suuret kiitokset kaikenlaisesta, niin taloudellisesta kuin myös henkisestä, tuesta opintojeni varrella. Kiitokset myös veljelleni ja kaikille ystävilleni, joiden seurassa olen voinut hetkeksi unohtaa huolet ja murheet, mitä opiskeluni ja diplomityöni tekeminen ovat minulle välillä aiheuttaneet. Suurimmat kiitokset kuuluvat rakkaalle avopuolisolleni Kaisalle, joka on jaksanut kannustaa minua välillä ikuisuusprojektilta tuntuneen diplomityöni kanssa. Kiitos myös kaikesta kärsivällisyydestäsi diplomityön tekemisen aikana. Sinä saat mahdottomankin tuntumaan mahdolliselta. Tampereella Niklas Löf Insinöörinkatu 68 B Tampere

5 V SISÄLLYS LYHENTEET JA MERKINNÄT... vii 1. JOHDANTO Työn tavoitteet ja rajaus Työn rakenne PIENJÄNNITEVERKKO Pienjänniteverkon rakenne ja komponentit Pienjänniteverkon suojaus ja sähköturvallisuus Pienjänniteverkon maadoitukset Ylivirtasuojaus Pienjänniteverkon viat ja vikatilanteiden hallinta Sähkön laatu pienjänniteverkossa Jakelujännitteen laatu Sähkön toimitusvarmuus Pienjänniteverkon yleiset saneerausstrategiat Kaapelointi ja muuntamoratkaisut Tienvarteen rakentaminen ja yhteiskäyttö V jakelujärjestelmä Sähkönjakelun toimintaympäristön muutosten vaikutukset Sähkön kulutuksen muutokset Verkkoliiketoiminnan viranomaisvalvonnan vaikutukset Ilmastonmuutoksen vaikutukset Sähkön laadun arvostus Ympäristökysymykset HAJAUTETUT ENERGIARESURSSIT PIENJÄNNITEVERKOSSA Hajautetut energiaresurssit Hajautetun sähköntuotannon verkostovaikutukset pienjänniteverkossa Hajautetun tuotannon vaikutukset pienjänniteverkon suojaukseen Hajautetun tuotannon vaikutukset jakelujännitteen laatuun Saarekekäyttö ja siihen liittyvät haasteet TEHOELEKTRONIIKKA PIENJÄNNITEVERKOSSA Pienjännitteinen tasasähköjärjestelmä Tasasähköjärjestelmän tekninen toteutus Tasasähköjärjestelmän suojaus ja sähköturvallisuus Pienjännitteisen tasasähkönjakelun hyödyntäminen sähkönjakeluverkossa Käyttökohteet nykyisessä passiivisessa sähkönjakeluverkossa Tasasähkön hyödyntäminen hajautettujen energiaresurssien yhteydessä ÄLYKÄS MITTAROINTI JA PIENJÄNNITEVERKON AUTOMAATIO AMR-teknologia... 53

6 Nykyisten etäluettavien energiamittareiden ominaisuuksia Kansalliset ja kansainväliset kehitysnäkymät Muuntamoautomaatio WIMO 6CP DISCOS-järjestelmä Muu pienjänniteverkon automaatio Jänniteboosteri Jakelumuuntajan jännitteensäätömenetelmien kehittäminen Korvaavia suojausratkaisuja sulakesuojaukselle Pienjänniteverkon vianpaikannusmenetelmien kehittäminen TIEDONSIIRTO Sähköverkkotiedonsiirto GSM/GPRS PIENJÄNNITEVERKON HALLINTA Älykkään mittaroinnin hyödyntäminen käyttötoiminnassa Pienjänniteverkon vikojen hallinta Pienjänniteverkon keskeytysten raportointi ja tilastointi Pienjänniteverkon hallintaa liittyviä pilottihankkeita Case Koillis-Satakunnan Sähkö Oy Case Helen Sähköverkko Oy Case Vattenfall Verkko Oy Älykkään mittaroinnin hyödyntäminen verkostosuunnittelussa Tuntimittausten hyödyntäminen tehonjakolaskennassa Jakelujännitteen laadun hallinta Ylikuormitettujen ja vikaherkkien verkon osien havaitseminen Jakelumuuntajien kuormituksen hallinta Pienjänniteverkon hallinnan kehitystarpeet aktiivisen verkon näkökulmasta JOHTOPÄÄTÖKSET Lähteet VI

7 VII LYHENTEET JA MERKINNÄT AC Alternative Current, vaihtojännite. ACB Air Circuit Breaker, kompaktikatkaisija. AMI Advanced Metering Infrastructure, älykäs mittarointi. AMKA Pienjänniteverkon ilmajohto, riippukierrekaapeli. AMR Automated Meter Reading, mittareiden etäluenta. ATJ Asiakastietojärjestelmä. BPL Broadband over Power Line, laajakaistainen sähköverkkotiedonsiirto. CCA Chrome, Copper, Arsenic, puupylväiden kyllästysaine. CHP Combined Heat & Power, sähkön ja lämmön yhteistuotanto. DC Direct Current, tasajännite. DER Distributed Energy Resources, hajautetut energiaresurssit. DG Distributed Generation, hajautettu sähköntuotanto. DLC Distribution Line Carrier, kantoaalto-ohjaus. DLMS/COSEM Device Language Message Specification / Companion Specification for Energy Metering, kansainvälinen avoin mittarinlukustandardi. DMS Distribution Management System, käytöntukijärjestelmä. DSM Demand Side Management, kysynnän jousto. EFU Electronic Fuse Unit, tehoelektroninen kytkinyksikkö. EMV Energiamarkkinavirasto. EQL Electricity Quality and Load, sähkön laatumittari. Flash-OFDM Fast Low-latency Access with Seamless Handoff Orthogonal Frequency Division Multiplexing, langaton laajakaistateknologia. gg Johdon ylikuormitus- ja oikosulkusuojaukseen tarkoitettu sulaketyyppi. GPRS General Packet Radio Service, pakettikytkentäinen langaton tiedonsiirtopalvelu. GSM Global System for Mobile communications, matkapuhelinjärjestelmä. ICT Information and Communication Technologies, tieto- ja tiedonsiirtotekniikka. IFPI Incipient Fault Passage Indicator, erityinen vianilmaisin. ILU Intelligent Link Unit, älykäs kuormankytkinyksikkö. IT Maasta erotettu järjestelmä. IUT Intelligent Universal Transformer, yhdysvaltalaisen tutkimuslaitos EPRI:n patentoima älykäs muuntaja. KAH Keskeytyksestä aiheutuva haitta. LoM Loss-of-Main, saarekekäytön estävä suojaus.

8 VIII M-bus Standardoitu mittausväylä. MCB Miniature Circuit Breaker, johdonsuojakatkaisija. MCCB Moulded Case Circuit Breaker, kompaktikatkaisija. MDMS Meter Data Management System, mittaritiedon hallintajärjestelmä. PEN Nelijohtimisessa pienjännitejakelujärjestelmässä käytetty yhdistetty nolla- ja suojajohdin. PLC Power Line Communication, sähköverkkotiedonsiirto. PQDB Power Quality Database, tietokanta sähkön laatusuureille. Pt100 Lämpötilan mittaukseen tarkoitettu vastusanturi. PWM Pulse Width Modulation, pulssileveysmodulaatio. RHD Resistive Harmonic Damping, resistiivinen harmonisten yliaaltojen vaimennusmenetelmä. ROCOF Rate of Change of Frequency, taajuuden muutosnopeuden mittaamiseen perustuva reletyyppi. SCADA Supervisory Control And Data Acquisition, käytönvalvontajärjestelmä. SMS Short Message Service, lyhytsanomapalvelu. TDR Time Domain Reflectometer, kaapelitutka. TETRA Terrestial Trunked Radio, suljettu digitaalinen radioverkko. THD Total Harmonic Distortion, kokonaissärö. TN Maadoitusjärjestelmä, jossa jakelumuuntajan toisio maadoitetaan nollajohtimen kautta. TOU Time-of-Use, käyttöajasta riippuva sähkön hinnoittelu. TRS Transient Recording System, transientti-ilmiöiden tallennusjärjestelmä. TT Maadoitusjärjestelmä, jossa sekä jakelumuuntajan toisio että jännitteelle alttiiden laitteiden rungot on maadoitettu. UPS Keskeytyksettömään sähkönjakeluun suunniteltu laitteisto. VKO Verkkokäskyohjaus. VPN Virtual Private Network, virtuaalinen yksityisverkko. VTJ Verkkotietojärjestelmä. WiMAX Worldwide Interoperability for Microwave Access, langaton laajakaistateknologia.

9 1 1. JOHDANTO Suomen maaseudun laajamittainen sähköistäminen käynnistyi toisen maailmansodan jälkeen. Sähkönjakeluverkon kiivain rakentaminen ajoittui ja 1960-luvuille ja suurin osa tänä päivänä käytössä olevasta ilmajohtoverkosta on peräisin noilta ajoilta. Näiden ilmajohtoverkkojen pylvästyksen tekninen käyttöikä on päättymässä, minkä vuoksi on syntymässä pakkoinvestoinnin kaltainen tarve haja-asutusalueiden jakeluverkkojen laajamittaiselle saneeraukselle. Taajamaverkoissa sen sijaan verkon ikääntymisestä aiheutuva verkon laajamittainen saneeraustarve ajoittuu myöhemmäksi. Toisaalta suurissa kasvukeskuksissa kuormitukset kasvavat jatkuvasti, minkä vuoksi jakeluverkko uusiutuu niillä alueilla nopeasti jo pelkästään kasvun seurauksena. Suomessa suurin osa sekä keski- että pienjänniteverkkoa on haja-asutusalueen ilmajohtoverkkoa, minkä vuoksi merkittävä osa jakeluverkkoa on tulossa käyttöikänsä päähän. Samaan aikaan sähkönjakelun toimintaympäristön muutokset tuovat verkkoyhtiölle jatkuvasti uusia haasteita. Eräs keskeisimmistä sähkönjakeluverkkojen uudistamista ja kehittämistä ohjaavista tekijöistä on sähkön laatu. Sähkönjakelun luotettavuudesta ja sähkön häiriöttömyydestä on tullut nyky-yhteiskunnan toimivuuden kannalta entistä tärkeämpää. Samalla kuitenkin esimerkiksi sääolosuhteista johtuvien keskeytysten määrä on kasvanut ilmaston ääri-ilmiöiden lisääntymisen myötä. Pahiten näistä aiheutuvat ongelmat koskettavat haja-asutusalueita, joissa johdot kulkevat pääosin metsissä ja siirtoetäisyydet voivat olla pitkiä. Myös jakelujännitteen laadusta ollaan entistä enemmän huolissaan, sillä sähkönkäyttäjillä on yhä enemmän käytössään herkkiä sähkölaitteita, jotka voivat rikkoutua jakelujännitteen heikon laadun seurauksena. Toimintaympäristön muutokset yhdessä nopeasti kehittyvän teknologian kanssa asettavat paineita kehittää sekä keski- että pienjänniteverkkoa. Nykyisen kaltainen sähkönjakeluverkko ei pysty vastaamaan näihin kaikkiin haasteisiin ja sen vuoksi jakeluverkon on uusiuduttava. Osittain näistä syistä johtuen Euroopan Unionissa perustettiin vuonna 2005 SmartGrids-teknologiayhteisö (SmartGrids European Technology Platform) pohtimaan sähköverkkojen kehityksen tulevaisuudennäkymiä. SmartGrids-teknologiayhteisö julkaisi vuonna 2006 SmartGrid-vision tulevaisuuden älykkäistä energiaverkoista, jonka tavoitteena on kohdata tulevaisuuden mahdollisuudet ja haasteet. Tulevaisuuden sähköjärjestelmän on mukauduttava teknologioiden muutoksiin ja samalla täytettävä toimintaympäristön asettamat vaatimukset. SmartGridvision mukaan kasvavan sähkön kulutuksen vuoksi erityisesti järjestelmien energiatehokkuuteen on kiinnitettävä suurta huomiota. Sähkömarkkinoiden avautumisen

10 aiheuttamista muutoksista johtuen uusien teknologioiden on oltava luotettavia ja kustannustehokkaita sekä tukea kestävää kehitystä. (EUR 22040) Nykyinen sähköjärjestelmä perustuu keskitettyyn sähkönjakeluun. Sähköenergia tuotetaan keskitetysti suurissa voimalaitoksissa kaukana kulutuksesta. Voimalaitoksista sähköenergia siirretään kantaverkon kautta sähkönjakeluverkkoon, josta sähkön loppukäyttäjä saa tarvitsemansa sähköenergian tavallisesti pienjänniteverkosta tai joissain tapauksissa suoraan keskijänniteverkosta. Teho syötetään lähes poikkeuksetta säteittäisesti yhteen suuntaan sähköasemilta kulutuspisteisiin. Nykyinen sähkönjakeluverkko saataisiin kuitenkin tehokkaampaan käyttöön tuomalla energiantuotanto lähemmäksi sähkön kulutusta. Sen vuoksi hajautetun tuotannon (DG, Distributed Generation) roolin uskotaan tulevaisuudessa kasvavan merkittävästi sekä pienjännite- että keskijänniteverkossa. (EUR 22040) Hajautetun tuotannon yleistymistä onkin viime aikoina helpotettu useilla niitä tukevilla energiapoliittisilla päätöksillä ympäri maailman. Hajautetun tuotannon lisääntyessä koko sähkönjakelujärjestelmä muuttuu vähitellen passiivisesta aktiiviseksi verkoksi, jossa teho ei enää virtaa vain yhteen suuntaan. Aktiivisen verkon myötä myös muiden hajautettujen energiaresurssien (DER, Distributed Energy Resources), kuten energiavarastojen ja ohjattavien kuormien, määrä lisääntyy koko sähkönjakeluverkossa. (Hatziargyriou 2008) Lisäksi tehoelektroniikan määrän verkossa voidaan ennustaa lisääntyvän hajautettujen energiaresurssien myötä, sillä tehoelektroniikkaa tarvitaan niiden liittämiseksi joustavasti nykyisen kaltaiseen jakeluverkkoon. Sähkönjakeluverkosta on siis tulossa väistämättä monimutkaisempi ja sen vuoksi siltä vaaditaan myös entistä parempaa ohjattavuutta ja säädettävyyttä. Lisäksi jakeluverkon on kyettävä itsenäisesti palautumaan mahdollisimman nopeasti normaaliin tilaan jakeluverkon häiriöiden jälkeen eli tulevaisuuden verkon on oltava myös itsestäänparantuva. (EUR 22040; LaPlace et al. 2009) Sähkönjakeluverkon on näiden haasteiden edessä muututtava entistä älykkäämmäksi. SmartGrids-visiossa älykkäiden energiaverkkojen eräinä keskeisimpinä osina on nähty tieto- ja tiedonsiirtotekniikka eli ICT (Information and Communication Technologies), sekä älykäs mittarointi ja automaatio. Erityisen tärkeäksi on koettu älykäs mittarointi (AMI, Advanced Metering Infrastructure). AMI on nähty tärkeäksi paikallisen hajautetun tuotannon (DG, Distributed Generation) verkkoon liittämisen ja sen hallinnan, kuorman ohjauksen ja kysynnän jouston (DSM, Demand Side Management) sekä aktiivisen verkon hallinnan kehittämisessä. (EUR 22040) Automaation rooli on puolestaan merkittävä takaamaan sähkönkäyttäjille mahdollisimman luotettava sähkönjakelu ja häiriötön sähkö. Jakeluverkon muuttuminen älykkäämmäksi tarkoittaa suuria muutoksia etenkin pienjänniteverkossa, jossa automaatioaste on tähän asti ollut hyvin alhainen tai paikoin jopa täysin olematon. Nämä muutokset ovat väistämättömiä, mikäli hajautettu tuotanto lisääntyy pienjänniteverkossa, kuten on ennustettu. Siksi pienjänniteverkon rooli sähkönjakelussa on tulevaisuudessa merkittävästi aikaisempaa tärkeämpi. 2

11 Työn tavoitteet ja rajaus Tämä diplomityö on luonteeltaan kirjallisuusselvitys, jota on täydennetty sähköalan asiantuntijoiden haastatteluista saaduilla näkemyksillä. Tässä työssä on käsitelty sekä pienjänniteverkon verkkotekniikan että pienjänniteverkon automaation nykytilaa ja kehitysnäkymiä. Työssä käsiteltäviä asioita tarkastellaan pääosin suomalaisen sähkönjakelujärjestelmän näkökulmasta. Siksi mahdolliset pienjänniteverkon rakenneja automaatioratkaisut on valittu työhön siten, että ne ovat teknisesti toteutettavissa eurooppalaisessa kolmivaiheisessa nelijohtimisessa pienjännitejakelujärjestelmässä. Tämän vuoksi pohjoisamerikkalaiseen pienjännitejakelujärjestelmään suunniteltuja ratkaisuja käsitellään vain, mikäli se on nähty asiayhteyden kannalta tarpeelliseksi. Tämän työn päätavoitteena on tutkia pienjänniteverkon automaatioratkaisuja ja kartoittaa, millä tavoin niitä voitaisiin hyödyntää pienjänniteverkon hallinnassa. Työn aihepiirin laajuudesta johtuen työ on rajattu automaatioratkaisuihin, jotka ovat realistisia jo nykyisen kaltaisessa pienjänniteverkossa. Sen vuoksi tulevaisuuden ratkaisuihin, kuten sähköauton verkkoliitynnän vaatimaan automaatioon ei tämän työn puitteissa perehdytä. Suurin painopiste työssä on muuntamoautomaatiossa ja uuden sukupolven AMR-teknologiassa Työn rakenne Tässä työssä pienjänniteverkon kehitystä käsitellään sekä primääriverkon näkökulmasta (luvut yhdestä neljään) että automaatioratkaisuiden näkökulmasta (luvusta viisi eteenpäin). Luvussa kaksi kuvataan nykyisen pienjänniteverkon rakennetta ja toimintaa sekä sähkön laatuun liittyviä asioita. Lisäksi luvussa käsitellään pienjänniteverkon yleisiä kehitynäkymiä pääosin primääriverkon näkökulmasta. Kolmannessa luvussa keskitytään hajautettuihin energiaresursseihin sekä erityisesti hajautetun tuotannon sähkönjakeluverkolle asettamiin haasteisiin. Luvussa neljä on käsitelty tehoelektroniikkaa ja etenkin tasasähkönjakelun hyödyntämistä pienjänniteverkossa. Viidennessä luvussa perehdytään älykkääseen mittarointiin ja muihin pienjänniteverkon automaatioratkaisuihin. Luvussa kuusi käsitellään lyhyesti älykkäiden mittareiden tiedonsiirtoratkaisuja ja erityisesti tiedonsiirtoa pienjänniteverkossa. Luku seitsemän havainnollistaa älykkään mittaroinnin hyödyntämistä pienjänniteverkon hallinnassa sekä nykyisen passiivisen että tulevaisuuden aktiivisen pienjänniteverkon näkökulmasta. Kahdeksannessa luvussa on esitetty työn johtopäätökset.

12 4 2. PIENJÄNNITEVERKKO Sähkönjakelujärjestelmän tehtävä on siirtää siirtoverkon syöttämä ja jakeluverkkoon liitettyjen voimalaitosten tuottama sähkö loppukäyttäjille. Suomen sähkönjakelujärjestelmä rakentuu alueverkoista (110 kv ja 45 kv), sähköasemista (110/20 kv, 45/20 kv), keskijänniteverkoista (20 kv), jakelumuuntamoista (20/0,4 kv; 20/1 kv) ja pienjänniteverkoista (1 kv; 0,4 kv). Jakelujärjestelmässä on noin 850 sähköasemaa ja jakelumuuntamoa. Keskijänniteverkon kokonaispituus on noin km ja pienjänniteverkon noin km. (Energiamarkkinavirasto 2007) Euroopassa eri maiden sähkönjakelujärjestelmät ovat rakenteeltaan hyvin samankaltaisia, joskin jakeluverkon jännitetasot voivat poiketa toisistaan eri jänniteportaissa. Eurooppalaisen sähköjärjestelmän lisäksi toinen yleisesti käytetty malli maailmalla on pohjoisamerikkalainen sähkönjakelujärjestelmä. (Short 2004) Jakelujärjestelmän primäärikomponenttien lisäksi järjestelmään kuuluu paljon sekundäärilaitteita ja -järjestelmiä. Näitä ovat sähköasemien suojareleet ja apujännitejärjestelmät, käyttökeskusten käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmät, tiedonsiirtojärjestelmät sekä useat muut tietojärjestelmät. (Lakervi & Partanen 2009) Sekundäärilaitteet ja -järjestelmät ovat myös vähitellen tulossa osaksi pienjännitejakelujärjestelmää energiamittareiden etäluennan ja muuntamoautomaation sekä muun pienjänniteverkon automaation yleistymisen myötä Pienjänniteverkon rakenne ja komponentit Pienjänniteverkkoa syötetään jakelumuuntamolta, jossa keskijännite muunnetaan pienjännitteeksi. Haja-asutusalueilla jakelumuuntamot rakennetaan pylväsmuuntamoiksi niiden pienestä tehon tarpeesta johtuen. Taajamissa pienjänniteverkkojen tehontarpeet ovat kuitenkin huomattavasti suuremmat kuin haja-asutusalueilla, jolloin jo pelkästään jakelumuuntamolle asennettavan jakelumuuntajan koko voi estää pylväsmuuntamon käytön. Joissakin verkkoyhtiöissä kaikki uudet muuntamot rakennetaan nykyään puistomuuntamoina haja-asutusaluetta myöten. Suomessa pylväsmuuntamoiden osuus sähkönjakeluverkossa käytettävistä jakelumuuntamoista on yli 80 % (Energiateollisuus). Euroopassa pienjänniteverkko on rakennettu yleisesti kolmivaiheisena nelijohtimisena järjestelmänä. Neljäs johdin on nollajohdin, joka toimii virran paluujohtimena. Pienjänniteverkkoon kytkettyjä kuormia voidaan syöttää yksivaihesena tai kolmivaiheisena. Suomessa sähkönkäyttäjiä syötetään pienjänniteverkossa useimmiten kolmivaiheisena niiden suuresta tehontarpeesta johtuen, mutta toisaalta kaikista pienitehoisimpia sähkönkäyttäjiä saatetaan syöttää toisinaan myös yksivaiheisesti.

13 5 Kolmivaiheisen nelijohtimisen pienjännitejakelujärjestelmän käyttöä Suomessa voidaan suuren tehon tarpeen lisäksi perustella myös verrattain pitkillä siirtoetäisyyksillä pienjänniteverkossa etenkin haja-asutusalueilla. Yksivaiheista pienjännitejakelujärjestelmää ei voida pitää soveliaana Suomen kaltaiseen harvaan asuttuun maahan muun muassa sen vuoksi, että pitkillä siirtoetäisyyksillä häviöt muodostuisivat liian suureksi. Lähteessä (Kuisma 2008) verkkotietojärjestelmällä suoritettujen laskentojen mukaan pienjännitejohtojen häviöt käsittävät 36 % ja jakelumuuntajien kokonaishäviöt (tyhjäkäynti- ja kuormitushäviöt) 44 % kaikista sähkönjakeluverkon häviöistä. Näiden laskentojen perusteella pienjänniteverkon ja jakelumuuntajien häviöiden osuus on siis yhteensä jopa 80 % sähkönjakeluverkon kokonaishäviöistä. Suomessa haja-asutusalueen ja taajaman pienjänniteverkot poikkeavat rakenteeltaan suuresti toisistaan, koska näiden alueiden kuormitustiheydet ovat täysin erilaiset. Hajaasutusalueen pienjänniteverkko on rakennettu säteittäiseksi, sillä sähkönkäyttäjiä yhdellä muuntopiirillä on tyypillisesti vain muutamia. Taajamassa yhdellä muuntopiirillä voi olla jopa satoja sähkönkäyttäjiä, minkä vuoksi eri muuntopiirien välillä käytetään varayhteyksiä, jotka on toteutettu rakentamalla muuntopiirit yhteen. Muuntopiirit muodostavat tällöin keskenään rengasverkon, josta lähtee useita säteittäishaaroja. Kuvassa 2.1. on esitetty tyypillinen pienjänniteverkon rakenne a) hajaasutusalueella ja b) taajamassa. Kuva 2.1. Pienjänniteverkon rakenne Suomessa a) haja-asutusalueella b) taajamassa. Vaikka taajaman pienjänniteverkko onkin rakenteeltaan rengasverkko, käytetään sitä säteittäisesti, koska se helpottaa muun muassa suojauksen toteutusta vikavirtojen kulkiessa vain yhteen suuntaan. Taajaman pienjänniteverkossa säteittäinen käyttö on toteutettu muodostamalla renkaaseen jakorajat muuntopiirien väliin siten, että kukin muuntopiiri toimii normaalitilanteessa itsenäisesti. Jakoraja voi sijaita joko muuntamon pääkeskuksella tai muuntopiirit yhdistävällä jakokaapilla, joilla muuntopiirit yhdistävän varokkeen sulakkeet on otettu irti. Muuntamon tai keskijännitejohtolähdön vika- tai

14 6 huoltotilanteissa voidaan varasyöttö toisesta muuntopiiristä ottaa käyttöön laittamalla jakorajana toimivan varokkeen sulakkeet paikalleen. (Virtanen 2009) Haja-asutusalueilla suurin osa pienjänniteverkkoa on ilmajohtoverkkoa. Sähköistämisen alkuaikoina keskijänniteverkon ohella myös pienjänniteverkko rakennettiin avojohtoverkkona, jota pienjänniteverkoissa on vielä tänäkin päivänä jäljellä. Avojohtojen osuus pienjänniteverkoissa on kuitenkin vähentynyt koko ajan sen jälkeen, kun 1960-luvun alussa kehitettiin riippukierrekaapeli AMKA. Sen käyttö yleistyi hyvin nopeasti avojohtoa paremman käyttövarmuuden ansiosta. Nykyään käyttövarmuusvaatimusten tultua entisestä tiukemmiksi ja samalla maakaapelien auraustekniikoiden kehityttyä kustannustehokkaammiksi on maakaapelointi yleistynyt haja-asutusalueiden pienjänniteverkoissa (Antila & Pylvänäinen 2009). Taajamissa pienjänniteverkko rakennetaan lähes poikkeuksetta maakaapelina. Ilmajohtoverkoista poiketen maakaapeliverkoissa tarvitaan jakokaappeja kaapelien haaroittamiseksi ja liittämiseksi toisiinsa. Jakokaappeja syöttävää ja jakelumuuntamolta lähtevää maakaapelia kutsutaan runkokaapeliksi. Jakokaapeilta lähteviä liittymiä syöttäviä maakaapeleita kutsutaan liittymiskaapeleiksi. Jakokaappien välille on rakennettu myös usein varayhteyksiä, jolloin vikatilanteessa syöttö voidaan ohjata toista reittiä. Kuvassa 2.2. on havainnollistettu eri johdinlajien suhteellisia osuuksia Suomen pienjänniteverkossa vuonna Kuva 2.2. Eri johtolajien prosentuaaliset osuuksia Suomen pienjänniteverkoissa vuonna 2004 (Energiateollisuus) Vaikka AMKA onkin edellä esitetyn tilaston mukaan yleisin johdinlaji pienjänniteverkossa, verkon rakentamisessa sen käyttäminen ei ole enää niin yleistä. Esimerkiksi Vattenfall Verkko Oy:n säävarman verkon strategiaan kuuluu rakentaa jatkossa kaikki sekä uuden että vanhan verkon uudistukset maakaapelina aina, kun maasto sen sallii. Uudet tekniset ratkaisut tarjoavat ratkaisuja maakaapelointiin myös kallioisissa maastoissa. (Vattenfall 2009) Vattenfallin ohella myös useat muut suomalaiset verkkoyhtiöt ovat lähteneet kehittämään säävarmaa verkkoa ja etenkin pienjänniteverkko rakennetaan nykyään useissa tapauksissa maakaapelina.

15 7 Suomalaista pienjännitejakeluverkkoa käytetään tavallisesti 0,4 kv jännitetasolla. Suomen liityttyä EU:n jäseneksi vuonna 1995 määräykset muuttuivat siten, että ne sallivat suuremman jännitetason käytön pienjänniteverkossa. Suomessa ryhdyttiin muiden EU-maiden tapaan soveltamaan pienjännitedirektiiviä 73/23/ETY, mikä nosti pienjännitteen rajan 1 kv:iin. Ensimmäisenä Suomessa 1 kv jakelujännitteen otti käyttöön Suur-Savon Sähkö Oy vuonna 2001, jonka jälkeen se on rakentanut lukuisia 1 kv:n pienjännitemuuntopiirejä. Suomessa 1 kv:n pienjännitejakelujärjestelmä toimii kolmivaiheisena muun sähkönjakelujärjestelmän tavoin. Se on kehitetty erityisesti haja-asutusalueen jakeluverkkoja varten ja se toimii välijärjestelmänä nykyisten 20 kv keskijänniteverkon ja 0,4 kv pienjänniteverkon välissä. Se mahdollistaa aiempaa laajempien pienjännitemuuntopiirien rakentamisen perinteistä 0,4 kv järjestelmää paremman tehonsiirtokykynsä myötä. (Partanen et al. 2005) 1 kv jakelujärjestelmän komponentteina on mahdollista käyttää perinteisen 0,4 kv komponentteja, mikäli ne ovat koestettu 1 kv vaatimusten mukaisesti. Tämä mahdollistaa esimerkiksi tavanomaisten pienjännitekomponenttien, kuten AMKA:n ja maakaapelin käytön 1 kv jännitteellä. 1 kv järjestelmässä nykyiset 20/0,4 kv jakelumuuntajat korvataan 20/1 kv muuntajilla tai 20/1/0,4 kv kolmikäämimuuntajia paikoissa, joissa on tarvetta myös 0,4 kv jännitteelle. (Lohjala 2005) 1 kv jännite muutetaan 0,4 kv jännitteeksi mahdollisimman lähellä kulutuspistettä. Kuvassa 2.3. on esitetty perinteisen kaksiportaisen (20/0,4 kv) ja yksinkertaisen kolmijänniteportaisen (20/1/0,4 kv) sähkönjakeluverkon rakenne. Kuva 2.3. Sähkönjakelujärjestelmät: a) Perinteinen kaksiportainen sähkönjakelujärjestelmä ja b) kolmijänniteportainen sähkönjakelujärjestelmä.

16 8 Pienjänniteverkot voidaan yleisesti jakaa käytettävän jännitetason ja taajuuden perusteella kahteen eri päätyyppiin: eurooppalaiseen ja pohjoisamerikkalaiseen. Euroopassa kolmivaiheisten pienjännitejakelujärjestelmien jännitetasoiksi on standardoitu 220/380 V, 230/400 V ja 240/416 V sekä jakelujännitteen taajuudeksi 50 Hz (EN 50160). Vastaavasti Pohjois-Amerikassa pienjännitejakelujärjestelmien jännitetasoksi on standardoitu 120/240 V ja taajuudeksi 60 Hz. (Short 2004) Pohjois-Amerikassa pienjänniteverkkoa syötetään yksivaiheisilla muuntajilla, minkä vuoksi myös itse pienjännitejakelujärjestelmä on yksivaiheinen. Yksivaiheisuuden ohella pohjoisamerikkalaisen pienjännitejakelujärjestelmän alhainen jännitetaso rajoittaa merkittävästi pienjännitejohtohaarojen pituuksia, jotka jännitteen aleneman vuoksi eivät käytännössä ole tavallisesti yli 100 metriä pidempiä. Tämän vuoksi jakelumuuntajat sijoitetaan mahdollisimman lähelle sähkönkäyttäjiä. Suurien sähkönkuluttajien tarvitsema kolmivaiheinen jännite saadaan aikaan kolmen yksivaihemuuntajan yhdistelmästä. (Short 2004) Vastaavasti eurooppalaisessa kolmivaiheisessa 0,4 kv pienjännitejakelujärjestelmässä jakelumuuntamot voivat tyypillisesti sijaita jopa kilometrin päässä kulutuspisteistä. Pienjänniteverkkoa käytetään pääosin säteittäisesti sekä Euroopassa että Pohjois- Amerikassa. Kuitenkin sekä Pohjois-Amerikan että Euroopan suurkaupungeissa pienjänniteverkkoa käytetään usein silmukoidusti ja sen syöttäminen tapahtuu usealta jakelumuuntamolta. (Kumpulainen et al. 2006) Tämän kaltainen verkkomuoto on ollut käytössä myös Suomen kaupungeissa, mutta myöhemmin sen käytöstä luovuttiin ja siirryttiin nykyiseen säteittäiseen käyttöön. Viimeisiä edellä esitetyn kaltaisia silmukkaverkkoja purettiin Suomessa 1980-luvun puolivälissä. (Lakervi & Simola 1993) Pohjois-Amerikassa jakelujärjestelmästä, jossa pienjänniteverkkoa syötetään usealta jakelumuuntamolta, käytetään nimeä Network. Network-jakelujärjestelmää on käytetty Pohjois-Amerikan suurkaupungeissa jo lähes sadan vuoden ajan. Networkjakelujärjestelmät olivat pitkään Grid Network-tyyppisiä, kunnes 1950-luvulla kehitettiin Spot Network vastaamaan suurkaupunkien pienjänniteverkkojen kasvaneisiin kuormituksiin. Grid Network:ssa jakelumuuntajat syöttävät pienjänniteverkkoa, jossa on useita kuormia tietyllä alueella. Spot Network:ssa jakelumuuntajat sen sijaan syöttää tyypillisesti yhtä suurta kuormaa, kuten jotain hyvin suurta rakennusta. Spot Network voi olla käytössä myös hyvin korkeaa sähkönjakelun käyttövarmuutta vaativissa rakennuksissa, kuten sairaaloissa. Jännitetasona Spot Network:ssa käytetään 277/480 V ja Grid Network:ssa standardien mukaista 120/240 V jännitetasoa. Molemmat Networkjakelujärjestelmän tyypit ovat yhä käytössä useissa Pohjois-Amerikan suurkaupungeissa. (Fanning 2003; Short 2004) Network-jakelujärjestelmän tyyppien Grid ja Spot rakenne on esitetty kuvassa 2.4.

17 9 Kuva 2.4. Pohjois-Amerikassa käytettävät Network-jakelujärjestelmätyypit: a) Grid Network ja b) Spot Network (Short 2004). Molemmissa järjestelmissä pienjänniteverkko on vahvasti silmukoitu ja sitä syötetään vähintään kahdella eri keskijännitelähdöllä jakelumuuntajien kautta. Tällöin minkä tahansa yksittäisen keskijänniteverkon komponentin vaurioituminen tai huolto ei aiheuta sähkönjakelun keskeytymistä pienjänniteverkossa. Toisaalta, koska pienjänniteverkko saa syöttönsä usealta muuntajalta, on varmistettava, ettei se jää syöttämään virtaa vikaantuneeseen muuntajaan tai keskijänniteverkon osaan. Tämän estämiseksi järjestelmässä käytetään jakelumuuntamon alajännitepuolella niin sanottua Network Protector:ia, joka on releistyksen ohjaama katkaisija. Network Protector:n releistyksen havaitessa vikavirran syötön pienjänniteverkosta yläjännitepuolelle erottaa se jakelumuuntajan pienjänniteverkosta automaattisesti. Se osaa myös palauttaa syötön automaattisesti. (Fanning 2003; Short 2004) Network-jakelujärjestelmän silmukoidulla käytöllä saavutetaan säteittäistä käyttöä pienemmät energiahäviöt ja jännitteen alenema. Lisäksi verkolle voidaan turvata korkea käyttövarmuus. Usealta jakelumuuntamolta syötetty silmukoitu pienjänniteverkko on kuitenkin kallis ratkaisu ja samalla se tekee pienjänniteverkon suojauksesta haastavamman, sillä tehon suunta ei enää aina ole vain yhteen suuntaan ja oikosulkuvirrat ovat verrattain suuria. (Short 2004; Kumpulainen et al. 2006)

18 Pienjänniteverkon suojaus ja sähköturvallisuus Ihmisten ja laitteiden sallitut minimietäisyydet pienjännitteisistä osista ovat pienemmät kuin suurjännitteisistä. Lisäksi pienjännitelaitteet ovat hyvin yleisiä, minkä seurauksena ihmiset sekä esimerkiksi palolle herkät rakenteet ja laitteet joutuvat väistämättä usein lähelle pienjännitejohtoa tai -laitetta. Näistä syistä johtuen pienjänniteverkon suojaukselle on asetettu tiukat vaatimukset. Pienjänniteverkko on tapaturmatilastojen valossa pahin vaarallisten kosketusjännitteiden aiheuttaja. Esimerkiksi Suomessa yli 60 % kuolemaan johtaneista sähkötapaturmista on aiheutunut pienjännitteellä. Sen vuoksi standardien mukaisista pienjännitelaitteiden perussuojauksesta (kosketusuojaus) ja vikasuojauksesta (kosketusjännitesuojaus) huolehtiminen on erityisen tärkeää. (Lakervi & Partanen 2009) Toimivan vikasuojauksen edellytyksenä ovat asianmukaiset pienjänniteverkon ylivirtasuojaus ja maadoitukset. Pienjänniteverkon suojaus voidaan toteuttaa monella tavalla. Tässä alaluvussa käsitellään pääpiirteissään pienjänniteverkon suojaus Suomessa käytettävässä TN-Cjärjestelmässä, mutta myös joitain näkökulmia muiden maiden suojauskäytännöistä otetaan esille. Sähköturvallisuuslain 410/ mukaan sähkönjakeluverkkojen on oltava sähköteknisesti ja mekaanisesti sellaisessa kunnossa, ettei niistä aiheudu vaaraa kenenkään hengelle, terveydelle tai omaisuudelle. Vaaratilanteet pitää pystyä poistamaan suojausten avulla poikkeuksellisissa käyttötilanteissa, joita ovat erilaiset viat (maasulut, oikosulut, johdinkatkeamat) ja ylikuormitukset Pienjänniteverkon maadoitukset Pienjänniteverkon maadoitusten tehtävänä on toimia ennen kaikkea vaarallisten kosketusjännitteiden potentiaalintasaajana. Pienjänniteverkolle standardoituja maadoitusjärjestelmiä on kolmea päätyyppiä: TN-, TT- ja IT-järjestelmä. TNjärjestelmä voidaan lisäksi toteuttaa TN-C-, TN-S- ja TN-C-S-järjestelmänä. Kustakin maadoitusjärjestelmästä käytettävä lyhenne kuvaa jakelumuuntajan toision sekä jännitteelle alttiiden laitteiden runkojen maadoitustapoja. Esimerkiksi IT-järjestelmässä jakelumuuntajan toisiokäämiä ei maadoiteta eikä pienjänniteverkossa käytetä lainkaan nollajohdinta. Tällaisessa maasta erotetussa järjestelmässä kaikkien kuormituskojeiden rungot pitää maadoittaa. (Lacroix & Calvas 1995a) Kuvassa 2.5. on esitetty pienjänniteverkon standardoidut maadoitusjärjestelmät. Kuva 2.5. Standardoidut maadoitusjärjestelmät pienjänniteverkossa (Uudelleen piirretty lähteestä Lacroix & Calvas 1995a)

19 11 Yleisimmin käytössä olevat pienjänniteverkon maadoitusjärjestelmät ovat TN- ja TT-järjestelmät. Maasta erotettu IT-järjestelmä sen sijaan on harvinainen, joskin se on yleisesti käytössä esimerkiksi Norjassa. TN-järjestelmä on Suomen lisäksi yleinen anglosaksisissa maissa ja Pohjois-Amerikassa. Muissa maissa käytetään pääosin TTjärjestelmää. TN-järjestelmissä jakelumuuntaja on tavallisesti maadoitettu tähtipisteestään, mutta pohjoisamerikkalaisessa järjestelmässä jakelumuuntajan toisiokäämi maadoitetaan keskipisteestään. (Lacroix & Calvas 1995b) Pohjoisamerikkalaisessa järjestelmässä käytetään yksivaiheisia jakelumuuntajia, minkä vuoksi niitä ei voida maadoittaa tähtipisteestään. Pienjänniteverkko on Suomessa toteutettu TN-C-järjestelmänä. Järjestelmässä pienjänniteverkko käyttömaadoitetaan ja siinä käytetään yhdistettyä nolla- ja suojajohdinta eli PEN-johdinta, johon kaikkien jännitteelle alttiiden laitteiden suojamaadoitukset on yhdistetty. Käyttömaadoittamalla pienjänniteverkko luodaan vikavirralle hyvin johtava kulkutie, jolloin sen suuruus on sulakesuojauksen toiminnan kannalta tarpeeksi suuri myös maasulkuvioissa. (Lacroix & Calvas 1995a; Lakervi & Partanen 2009) Suomessa 0,4 kv pienjänniteverkon maadoitukset on toteutettava standardissa SFS annettujen ohjeiden mukaisesti. Standardin mukaan pienjännitejakeluverkon PENjohdin on maadoitettava verkon syöttöpisteessä (muuntaja tai generaattori) tai korkeintaan 200 m päässä siitä ja jokaisen yli 200 m pituisen johdon tai johtohaaran loppupäässä tai enintään 200 m etäisyydellä siitä. PEN-johdin suositellaan maadoitettavaksi myös siellä, missä johdon tai siihen liitettyjen laitteiden lähellä on käytettävissä sopiva maadoituselektrodi. Lisäksi maadoitus suositellaan tehtäväksi aina kaapelijakokaapeissa. Maadoituselektrodien maadoitusimpedanssin on oltava pienempi kuin 100 maadoituolosuhteiden sen salliessa. Huonojen maadoitusolosuhteiden vallitessa on maadoitus tehtävä jokaiselle johtohaaralle erikseen. Yli 200 metrin johtohaara voidaan tosin jättää ilman erillistä maadoitusta, mikäli kaikkien liittymien maadoitus on tehty asianmukaisesti. (SFS 600; RJ 19:06) Suomen heikoista maadoitusolosuhteista johtuen 1 kv pienjännitejakeluverkkoa ei voida toteuttaa käyttömaadoitettuna, sillä sen on todettu olevan suuri turvallisuusriski kaksoisvikatilanteissa. Kaksoisvialla tarkoitetaan tilannetta, jossa nollajohto on poikki ja samanaikaisesti syntyy syöttösuunnasta päin katsoen yksivaiheinen oikosulku nollajohtimen katkokohdan jälkeen. Kaksoisvian seurauksena kosketusjännitteet ylittävät moninkertaisesti standardeissa sallitut arvot koko pienjänniteverkossa. Siksi Suomessa on päädytty käyttämään 1 kv jakeluverkkoa maasta erotettuna keskijänniteverkon tapaan. (Lohjala 2005) Ylivirtasuojaus Pienjännitejakeluverkossa ei yleensä ole käytetty yhtä tehokkaita ja kalliita suojalaitteita (katkaisijat, releet) kuin keskijänniteverkossa, sillä niiden käyttöä pienjänniteverkossa ei ole pidetty taloudellisesti kannattavana. (Lakervi & Partanen 2009) Sen vuoksi

20 12 pienjänniteverkon ylivirtasuojaus on Suomessa ja useissa muissa maissa toteutettu yleensä sulakkeiden avulla. Sulakkeilla suojataan pienjänniteverkossa jokainen jakelumuuntamoilta lähtevä pienjännitejohtolähtö. Välisulakkeita käytetään yleisesti maakaapeliverkon jakokaapeilla ja ilmajohtoverkoissa pitkillä pienjännitejohtohaaroilla. Sulakesuojausta ei kuitenkaan voida käyttää maasta erotetussa 1 kv pienjännitejakelujärjestelmässä. Maasta erotetussa järjestelmässä maasulkuvikojen vikavirrat jäävät usein sulakesuojauksen toimivuuden kannalta liian pieniksi. Tavallista suuremmasta pienjänniteestä johtuen 1 kv järjestelmässä voi tällöin esiintyä vaarallisia kosketusjännitteitä. 1 kv järjestelmän suojauksen toteutukselta vaaditaan lisäksi keskijänniteverkon tapaan vian kaikkinapaista poiskytkentää, minkä vuoksi se on suojattu katkaisijoin. Katkaisijat sisältävät oikosulkusuojauksen, johon voidaan myös yhdistää maasulkusuojauksen laukaisu. (Lohjala 2005) Seuraavassa käsitellään lyhyesti 0,4 kv pienjänniteverkon sulakesuojauksen toiminnalle asetettuja vaatimuksia Suomessa. Samat vaatimukset koskevat myös muita pienjänniteverkossa käytettäviä suojauslaitteita, kuten 1 kv pienjänniteverkossa käytettäviä katkaisijoita. Niiden on sulakkeiden tapaan suoriuduttava seuraavista samanaikaisista tehtävistä (SA2:08): ylikuormitussuojaus oikosulkusuojaus vikasuojaus eli kosketusjännitesuojaus (automaattinen poiskytkentä) mahdollisesti myös vikapaikan selektiivinen erottaminen. Ylikuormitus-, oikosulku- ja vikasuojaus liittyvät toisiinsa, mikä on huomioitava sulaketta mitoittaessa. Sulake täytyy mitoittaa kestämään kuormitusvirta, mutta toisaalta sen on myös toimittava tarpeeksi nopeasti pienimmän yksivaiheisen oikosulun tapahtuessa verkon loppupäässä. Jälkimmäinen vaatimus tunnetaan myös ensimmäisenä nollausehtona, jossa suojauksen nopean toiminnan vaatimuksen lisäksi asetetaan vaatimus, ettei nollajohtimen jännite maahan nähden saa oikosulun aikana nousta yli 75 V missään osassa järjestelmää. Tarkempi vaatimus suojauksen nopeudelle asetetaan standardissa SFS 6000, jonka mukaan syötön automaattinen poiskytkennän on tapahduttava yleensä viiden sekunnin kuluessa, jotta vaarallisia kosketusjänniteitä ei pääse syntymään. Jos nämä edellä esitetyt keskenään ristiriitaiset vaatimukset eivät täyty, joudutaan johdolla käyttämään välisulakkeita tai pienjänniteverkkoa on vahvistettava. Vian selektiivinen erottaminen on mahdollista toteuttaa asettamalla johtohaaralle välisulakkeita ja porrastaa ne siten, ettei johtohaaran lopussa sattuva vika näy häiriönä johdon alkupäässä. Tällaisen sulakeporrastuksen ylläpito on kuitenkin vaativaa ja käyttövarmuuden lisääntyminen on todellisuudessa vähäistä, minkä vuoksi tällaista porrastusta ei suositella käytettäväksi. Vikasuojauksen vaatimuksista ja oikosulkuvirran alenemisesta johtuen pitkillä ja huomattavan kuorman omaavilla kaapeliyhteyksillä joudutaan kuitenkin asentamaan välisulakkeita. (SA2:08)

21 13 Maakaapeliverkoissa runkokaapelia suojaavan sulakkeen koko määräytyy yleensä kaapelin poikkipinnan sekä hätäkuormitettavuuden mukaan ja liittymiskaapeleissa lisäksi ylikuormituskestoisuuden mukaan. Sulakekokoa on pienennettävä, mikäli vikasuojauksen automaattinen poiskytkentä ei toteudu. Ilmajohtoverkossa sulake mitoitetaan usein suoraan vikasuojauksen automaattisen poiskytkennän vaatimuksista, jonka jälkeen mitoitus tarkastetaan ylikuormitus- ja oikosulkusuojauksen kannalta. (SA2:08) Suomessa pienjänniteverkon ylivirtasuojaus on toteutettu yleisesti gg-tyypin sulakkein, joissa on yhdistetty ylikuormitus- ja oikosulkusuojaus. Jotta ylivirtasuojaukselle asetettu vaatimus syötön automaattisesta poiskytkennästä viidessä sekunnissa täyttyy, on sulakkeen havaitseman oikosulkuvirran oltava riittävän suuri. Tämän vaatimuksen täyttämiseksi pienimmän oikosulkuvirran on nimellisvirtaan verrattuna oltava vähintään taulukossa 2.1. esitetyn suuruinen. (SA2:08) Useissa verkkoyhtiöissä on lisäksi käytössä standardien suosittelema 250 A:n minimivaatimus yksivaiheiselle oikosulkuvirralle, jonka avulla suojauksesta saadaan riittävän nopea kaikissa vikatilanteissa ja samalla pienjänniteverkon jännitejäykkyys on hyvä (Lakervi & Partanen 2009). Käytännössä oikosulkuvirtojen ollessa liian pieniä voi sulakesuojaus toimia liian hitaasti, jolloin sille asetettu viiden sekunnin poiskytkentävaatimus ei enää välttämättä täyty. Taulukko 2.1. Suojauksen toiminnan kannalta pienimmät oikosulkuvirrat pienjänniteverkossa (SA2:08). Sulakekoko Pienin oikosulkuvirta gg-tyypin sulake I n 63 A 2,5* I n gg-tyypin sulake I n > 63 A 3,0* I n 2.3. Pienjänniteverkon viat ja vikatilanteiden hallinta Pienjänniteverkon vikatilanteet voidaan vian seurausten perusteella jakaa yleisesti vikakeskeytykseen johtaviin ja sähköturvallisuutta vaarantaviin vikoihin. Käytännössä vikakeskeytykseen johtavia vikoja ovat kaikki pääosin sulakepaloista aiheutuvat vaiheviat, joiden seurauksena yksi tai useampi vaihe on jännitteetön. Sähkönkäyttäjä kokee kaikki sulakepalot vähintään osittaisena sähkönjakelun keskeytymisenä. Lisäksi sulakkeiden vaihdosta aiheutuu aina vähintään lyhyt keskeytys kaikissa vaiheissa, myös silloin kun vain yksi sulake on palanut, sillä yleisimmin käytetyissä varokekytkimissä on yhteinen teline kaikille sulakkeille. (Rentto 2009) Sähköturvallisuutta vaarantavia vikoja ovat kaikki nollaviat, jotka ovat kaikista vakavimpia vikoja. Nollajohtimen katketessa paluuvirta joutuu etsimään uuden reitin, jolloin sähkölaitteet voivat altistua yli- tai alijännitteille, joiden seurauksena laitteet voivat rikkoutua. Nollavian seuraukset voivat olla myös hengenvaaralliset, sillä pahimmassa tapauksessa sähkölaitteiden metalliset ulkokuoret muuttuvat jännitteellisiksi. Myös nollavioista seuraa sähkönjakelun keskeytyminen, koska jännite kytketään pois mahdollisimman nopeasti, kun nollavika on havaittu. (Rentto 2009)

22 14 Useimmat pienjänniteverkon vioista ovat vaihevikoja. Esimerkiksi Vattenfall Verkko Oy:n pienjänniteverkossa yksi- ja kaksivaiheiset viat käsittävät yhteensä 76 %, kolmivaiheiset viat 20 % ja nollaviat 4 % kaikista pienjänniteverkon vioista (Keränen 2009). Verkkoyhtiöstä riippuen vioiksi voidaan lisäksi laskea myös tapahtumat, joista ei aiheudu välitöntä keskeytystä tai sähköturvallisuuden vaarantumista, mutta vaativat välittömiä korjaustoimenpiteitä. Näitä ovat esimerkiksi AMKA:n päälle kaatuneet puut. Pienjänniteverkon vikaantumisalttiutta voidaan yleisesti kuvata verkon eri osissa vikataajuuden avulla, jonka voi esittää vikojen lukumääränä tiettyä johtopituutta kohti tietyllä aikavälillä. Taulukosta 2.2. nähdään viiden vuoden ajalta kerätyn tilaston mukaisia keskimääräisiä vikataajuuksia Koillis-Satakunnan Sähkö Oy:n pienjänniteverkossa, jonka metsäisyysaste on 74 % ja kaapelointiaste noin 9 %. Luvut käsittävät kaikki korjaustoimenpiteitä vaatineet viat pienjänniteverkossa. (Ranta 2008) Taulukko 2.2. Keskimääräisiä vikataajuuksia Koillis-Satakunnan Sähkö Oy:n pienjänniteverkossa (Ranta 2008). Verkkotyyppi vikaa/100 km,a AMKA 4,5 Avojohto 20,4 Maakaapeli 3,6 Maakaapeli (ilman kaivuvikoja) 2,2 Kuten taulukosta 2.2 voidaan huomata, vikojen määrään vaikuttaa oleellisesti verkkotyyppi. Avojohdolla tapahtuu selkeästi eniten vikoja, sillä avojohtoverkot ovat vanhoja ja sen vuoksi myös mekaanisesti heikkoja. Lisäksi ne ovat johdon päälle kaatuneiden puiden suhteen hyvin haavoittuvaisia, koska niistä seuraa lähes poikkeuksetta vikakeskeytys. AMKA-verkossa puu saattaa sen sijaan olla pitkäänkin riippukierrekaapelin päällä ennen kuin puu hankaa sen eristeen rikki ja aiheuttaa vikakeskeytyksen. Johdon päälle kaatuneet puut ovatkin yksi yleisimpiä vian aiheuttajia ilmajohtoverkossa. Lähteen (Ranta 2008) mukaan johdolle jo kaatuneet tai kaatumassa olevat puut aiheuttavat vuodesta riippuen % kaikista Koillis-Satakunnan Sähkö Oy:n korjaustoimenpiteitä vaativista vioista. Ilmajohdon päälle kaatuneet puut voivat siis olla merkittävä kustannuserä verkkoyhtiön viankorjauskustannuksista. Varmin verkkotyyppi kaatuneita puita vastaan on maakaapeliverkko, mutta kuten taulukosta 2.2 nähdään, ei maakaapeliverkon vikataajuus ole kovin paljon pienempi kuin AMKA-verkossa. Eräs suurimmista syistä tähän on varomattomasta maankaivusta aiheutuvien vikojen suuri osuus kaikista maakaapeliverkon vioista. Vian syy voi maakaapeliverkossa löytyä usein myös irronneista kaapelipäätteistä tai -jatkoksista (Antila & Pylvänäinen 2009). Vikojen määrät eivät siis välttämättä vähene kovin paljon kaapeloimalla, mutta koska puiden kaatumisista aiheutuvista vioista päästään eroon, kaapeloinnin etu tulee esiin etenkin suurhäiriöissä. Suurhäiriössä ilmajohtoverkossa tapahtuu yleensä paljon vikoja samaan aikaan, joista selviäminen voi pahimmassa tapauksessa viedä useita päiviä. Vikojen suuresta määrästä johtuen vaatii se yleensä