Kantaverkkoyhtiö Fingridillä on kunnianhimoinen tavoite: kantaverkon kriittisimmät laitteet saatetaan ennakoivan ja reaaliaikaista tietoa keräävän digitaalisen kunnonvalvonnan piiriin vuoden 2025 loppuun mennessä. Tähän saakka kunnonvalvonta ja huollot ovat perustuneet määrävälein, 8–10 vuoden syklillä, tehtäviin tarkastuksiin ja huoltoihin.

Ennakoiva kunnonvalvonta tukee Fingridin tavoitetta taata suomalaisille häiriötön sähkönsyöttö kaikissa olosuhteissa. Fingridin verkon käyttövarmuus on 99,99993 prosenttia.

”Tavoittelemme tällä hankkeella parempaa riskienhallintaa, kun tiedämme, missä kunnossa sähköasemien laitteet ovat”, Fingridin digitaalisten järjestelmien kehittämisestä vastaava päällikkö Hannu Hätönen sanoo.

Melkoinen laitekanta valvottavana

Kantaverkon suurimmat, noin 400 tonnia painavat, muuntajat ovat olleet jo vuosikymmeniä ennakoivan kunnonvalvonnan piirissä. Niiden sisuksissa olevan öljyn kaasupitoisuutta mitataan antureilla. Jos kaasupitoisuudessa tapahtuu muutoksia, muuntaja mennään tarkastamaan. Näiden laitteiden kunnossapito on ollut varsin helppoa, sillä laitteita on alle sata.

Nyt käynnissä oleva kunnonvalvonnan digitointihanke kattaa 123:n sähköaseman noin 20 000 erilaista laitetta kuten katkaisijoita, erottimia sekä mitta-, virta- ja jännitemuuntajia. Kullekin laitetyypille on kehitetty oma mittausmenetelmä, anturit sekä analytiikkaohjelmisto. Järjestelmät ovat toistaiseksi erillisiä, ja niillä on omat käyttöliittymänsä, mutta jatkokehityksen tavoitteena on liittää kaikki laitteet yhden käyttöliittymän alle, josta Fingridin asiantuntijat näkevät kunkin sähköaseman tilanteen yhdellä silmäyksellä.

Digitaalinen kunnonvalvonta on ollut Fingridin pitkäaikainen tavoite, joka realisoitui tuotekehityshankkeeksi noin viisi vuotta sitten. Aluksi Fingrid etsi innovaatiokilpailulla kumppaneita kehitystyöhön ja saikin useita innovatiivisia start up -yrityksiä mukaan kehittämään digitaalisen kunnonvalvonnan sovelluksia.

Radiotaajuiset häiriöt paljastavat läpilyönnit

Viime vuonna otettiin käyttöön radiotaajuisia häiriöitä (radio frequency interference, RFI) havainnoiva sovellus, joka paljastaa laitteissa tapahtuvia osittaispurkauksia eli tilanteita, joissa erittäin pieni sähkövirta niin sanotusti lyö läpi laitteen sisällä.

Järjestelmän anturit mittaavat sähköasemalla yli 300 megahertsin taajuusalueiden signaalimuutoksia. Sovellus perustuu havaintoon, että radiotaajuisen säteilyn muutokset ennakoivat muun muassa virtamuuntajien, läpivientien ja kaapelinpäätteiden sisäisten eristeiden vikaantumista. Tähän mennessä on anturoitu 10 sähköasemaa.

Tutkittavat laitteet tuottavat RFI-säteilyä, jonka taajuus muuttuu, kun niissä tapahtuu osittaispurkaus. Pienikin purkaus aiheuttaa RFI-säteilyn muutoksen, jonka havaitseminen vaatii siihen erikoistuneen anturin.

RFI-säteilyn muutokset on liki mahdotonta paikantaa etävalvonnalla sähköaseman tiettyyn laitteeseen. Jokaisella sähköasemalla onkin useita antureita, jotta niiden erilaisesta signaalista voidaan päätellä se sähköaseman alue, jossa vikaantuva laite on.

Salolainen elektroniikka-alan asiantuntijayritys Sulaon on kehittänyt ja valmistanut anturit. Niiden suunnittelussa on pitänyt huomioida mittausteknisten haasteiden lisäksi myös vaihtelevat sääolosuhteet.

”Suunnittelussa on täytynyt huomioida säälle alttiina olevien sähköasemien rankat olosuhteet, mikä asettaa meille omat laatuvaatimuksensa anturilaitteistojen valmistuksessa", kertoo Sulaonin toimitusjohtaja Jarkko Tuomi.

Kun Hätönen vertaa Fingridin ennakoivan huollon järjestelmää esimerkiksi prosessiteollisuuteen, hän löytää keskeisen eron.

”Prosessiteollisuudessa ennakoivaa kunnossapitoa tehdään keräämällä pitkän ajan dataa ja vertaamalla reaaliaikaista dataa kerättyyn dataan ja siinä oleviin toleransseihin. Meidän 50 000 laitteesta vikaantuu yksi harvemmin kuin kerran vuodessa. Vikoihin liittyvää dataa on vähän.”

Yksikin vika on liikaa

Fingridillä oli maaliskuun alussa tapaus, jossa järjestelmä ilmoitti mahdollisesta viasta. Kun asiantuntijat menivät sähköasemalle ja mittasivat sen laitteet, vikaantuva laite löydettiin ja se ehdittiin vaihtaa ennen kuin vikaantuminen olisi aiheuttanut vakavamman häiriön. Laitetta ei olisi määräaikaistarkastuksessa iän puolesta tarkastettu ja vaihdettu.

Sähköaseman mittamuuntajan laitevika voi olla pahimmillaan hyvin vakava tilanne. Se ei merkitse pelkästään sähkökatkoa, vaan riskinä on laitteen räjähdys, joka voi vaurioittaa sekä muuta laitteistoa että olla työturvallisuusriski sähköasemalla työskenteleville.

Hätönen kertoo vakavista vaaratilanteista, jolloin sähköasemalla on räjähtänyt ja siellä on lentänyt räjähtäneiden laitteiden palasia. Henkilövahingoilta on onneksi säästytty.

”Yhden laitteen räjähdys kriittisellä sähköasemalla voi johtaa siihen, että koko Etelä-Suomi jäisi ilman sähköä. Jos voimme estää yhdenkin ison onnettomuuden, on järjestelmä maksanut itsensä takaisin”, Hätönen sanoo.

Järjestelmä maksaa noin 20 000–30 000 euroa per sähköasema eli kokonaisuutena 2,5–3,8 miljoonaa euroa. Lopullista summaa on vaikea sanoa, koska kehitystyö jatkuu ja uusia innovaatioita voi vielä syntyä.

Vaikka summa tuntuu suurelta, ei se ole sitä verrattuna alan suurten järjestelmätoimittajien laitteiden hinnoitteluun. Tämä oli yksi syy, miksi Fingrid lähti kehittämään järjestelmää innovatiivisten kotimaisten start up -yritysten kanssa. Tuloksena on Fingridin käyttöön sopiva ja veronmaksajien euroja säästävä järjestelmä.

Ongelmana häiriöiden erottaminen vikasignaaleista

Yksi iso ongelma, jonka kanssa tuotekehitys on paininut, on sähköaseman ulkopuolisten RFI-signaalien aiheuttamat häiriöt. Niitä voi tulla muun maussa matkapuhelinliikenteestä tai auringon purkauksista.

Häiriöitä poissuljetaan sillä, että jokaisella sähköasemalla on useita antureita. Jos kaikki anturit ilmoittavat samanlaisesta RFI-signaalista, on kyseessä todennäköisesti ulkopuolinen häiriölähde. Jos häiriösignaalin havaitsee vain yksi anturi tai yksi havaitsee sen selkeästi voimakkaampana kuin muut, on kyse todennäköisesti sähköasemalla olevasta viasta.

Poissulkeva mittaamisen tapa on vaatinut antureiden tarkkaa kalibrointia niin, että ne havaitsevat RFI-signaalit sovellukseen sopivalla herkkyydellä. Anturidatasta saatujen raporttien ymmärtäminen ja kyky tulkita niitä ovat Fingridin kunnossapitoasiantuntijoiden syvintä osaamista.

Kun RFI-mittauksia on nyt tehty vuoden verran, on niistä saatu runsaasti kokemuksia. Järjestelmä on helppo ja huokea asentaa, koska langattomia antureita ei tarvitse asentaa jokaiseen laitteeseen.

Myös katkaisijoita ja erottimia tarkkaillaan

Digitaalista kunnonvalvontaa on kehitetty myös katkaisijoihin ja erottimiin.

Katkaisijoiden tehtävänä on katkaista vikavirta esimerkiksi myrskyjen aikana, kun puu kaatuu sähkölinjalle ja virtapiikit voivat olla hetkellisesti satoja ampeereja. Tällöin sähkö katkaistaan releen ohjaamana erittäin nopeasti.

Erotin puolestaan katkaisee sähkölinjan näkyvällä fyysisellä erotusvälillä esimerkiksi silloin, kun sähköasemalla tehdään huoltotöitä.

Katkaisijoiden ja erottimien toimintaa testataan automaattisesti ja määrävälein kokeilla, joissa anturit mittaavat laitteiden kääntymisnopeutta ja kääntymiskulmaa sekä kääntymismoottorin käytettyä virran määrää.

”Kun meillä on paljon samanlaisia laitteita, voimme verrata niiden toimintaa toisiinsa. Saamme dataa, miten katkaisijat ja erottimet toimivat eri olosuhteissa”, Hätönen kertoo.

Katkaisijoiden ja erottimien ennakoivaan huoltoon on kehitetty myös sovellusta, joka mittaa niiden toiminnasta syntyvää ääntä. Tämä testaus perustuu kokeneiden asiantuntijoiden tietoon siitä, että vikaantuessaan laitteista syntyvä ääni on erilainen kuin ehjien laitteiden. Tässä sovelluksessa käytetään mikrofonia, jonka keräämän äänen taajuutta analysoidaan.

Katkaisijoiden ja erottimien sovelluksia on asennettu samoille asemille kuin RFI-sovelluksia, mutta ne eivät ole vielä operatiivisessa käytössä. Ääneen perustuva analyysi on toistaiseksi tuotekehitysasteella.

Lämpökamerasovellusta kehitetään parhaillaan kokonaisten sähköasemien kunnonvalvontaan. Niitä asennetaan muutamia per sähköasema. Lämpökamera havaitsee, jos jokin laite alkaa lämmetä.

Analyysi vaatii ammattitaitoa

Fingridin asiantuntijat tulkitsevat ennakoivan huollon sovellusten tuloksia. Järjestelmät eivät tuota hälytyksiä operatiiviseen valvomoon. Syykin on selvä: sähköaseman laitteet vikaantuvat yleensä hitaasti.

Kantaverkon reaaliaikainen valvomo ja kunnossapidon valvonta ovat Fingridissä erikseen. Kantaverkkoa valvotaan 24/7. Kunnossapidon asiantuntijat tarkastavat antureiden tuottaman ja palvelun analysoiman datan muutaman kerran viikossa.

Järjestelmä tuottaa raportteja kustakin sähköasemasta. Jos niissä havaitaan poikkeamia, tarkastellaan sen aseman tietoja tarkemmin.

”Muutamissa tapauksissa olemme saaneet järjestelmästä niin hälyttäviä tietoja, että ne ovat vaatineet välittömän tarkastuksen.”

Hätönen korostaa, että sähköasemalaitteiden poikkeava toiminta vaatii aina tilanteen analysointia, mutta toisaalta sähkönsaannin turvaaminen vaatii hyvin harvoin nopeita toimenpiteitä. Tähän ennakoiva kunnossapito juuri tähtääkin: syntyvien vikojen ajoissa havaitsemiseen ja niiden ennaltaehkäisyyn.

Hankkeen suurimmat haasteet ovat liittyneet tavoitteiden tarkentamiseen. Ylätason tavoite on ollut kirkas, mutta laitekohtaisten yksityiskohtien tarkentaminen on vaatinut aikaa ja pohdintaa. Aikaa on vienyt muun muassa se, kun on löydetty sellainen mittausmenetelmä, joka tuottaa luotettavaa tietoa vikaantumisen etenemisestä.

Myös jatkuvasti etenevät kenttäkokeet ovat vaatineet aikaa ja kärsivällisyyttä.

”Projektissa on tarvittu tietoa, toimivatko ne kenttäolosuhteissa. Ne asennetaan, testataan, tulokset analysoidaan, asennetaan uudestaan ja jälleen testataan. Laitteiden ja ohjelmistojen rinnakkainen testaaminen asettaa omat vaatimuksensa”, Hätönen kuvaa.