20 år uppkopplade – vad elnätet har lärt oss

I maj 2006 skickade Gomeros första SIPP-enheter sina första mätvärden automatiskt och trådlöst. Uppdraget var smalt: att säkerställa spårbar och dokumenterad hantering av transformatorgropen. I dag används samma plattform av energibolag på tre kontinenter, och arbetet med att digitalisera underhållet av hela transformatorstationen är redan i gång. Det här är en 20-årig resa som speglar både en bransch i förändring och hur ett konkret problem kan bli startpunkten för något större.

Det började redan 2002 med ett tydligt och avgränsat problem. Under varje transformator i elnätet finns en grop som ska fånga upp olja vid läckage, men som också successivt fylls med regnvatten. Traditionellt sköttes tömningen manuellt, med en länspump och en visuell bedömning av om vattnet var tillräckligt rent att pumpa ut. Det innebar både miljörisker och en ineffektiv resursanvändning – och i grunden ett informationsproblem: ingen visste vad som faktiskt hände i gropen mellan besöken.

Det var just det problemet vi adresserade när de första uppkopplade enheterna gick i drift för 20 år sedan.

– När vi kopplade upp de första enheterna 2006 handlade det om att lösa ett konkret miljöproblem. Det vi inte förstod då var att vi egentligen hade börjat bygga något mycket större, en infrastruktur för hur energibranschen en dag skulle fatta beslut om underhåll. Den insikten har format allt vi gjort sedan dess.

Jan-Eric Nilsson, medgrundare på Gomero

Varje generation av SIPP speglar inte bara en teknisk uppdatering, utan också hur behoven hos energibolagen har förändrats över tid.

2002 - SIPP Mobil 1.0

Vad som var nytt: Kontinuerlig mätning av oljehalt och Bluetooth-överföring till handdator. Manuell tömning, men med digital mätning och dokumentation. Utvecklad på uppdrag av Vattenfall.

Behovet det mötte: Flytta beslutet om vattenkvalitet från ögat till ett instrument. Säkerställ att ingen olja når mark och vattendrag.

2006 - SIPP Mobil 2.0

Vad som var nytt: Första uppkopplingen mot molnet. Automatiserat dokumentationsflöde och styrning direkt i utrustningen, utan handdator. Utvecklat på uppdrag av Göteborg Energi, Fortum och Vattenfall.

Behovet det mötte: Sluta dokumentera manuellt. Låt utrustningen sköta flödet från mätning till rapport automatiskt och larma när något avviker.

2009 - SIPP Node 1.0

Vad som var nytt: Första stationära enheten, fast installerad i gropen. Automatisk tömning dygnet runt, med notifikationer och larm. Utvecklad tillsammans med åtta energibolag i Sverige, Norge och Tyskland.

Behovet det mötte: Säkerställ att tömningar sker tillräckligt ofta och vid rätt tidpunkt, utan att skicka ut en tekniker i onödan. Låt utrustningen sköta sig själv och rapportera när det faktiskt hänt något.

2016 - SIPP Node 2.0

Vad som var nytt: Ny IoT-plattform med fjärrhantering av installerade enheter. API-integration mot kundens egna system, byggd på erfarenheter från tusentals installationer.

Behovet det mötte: Data som inte stannar i en silo utan flödar dit organisationen redan jobbar, och enheter som kan hanteras på distans utan fältbesök.

Nu och framåt

Vad som är nytt: Ett sammanhängande flöde av data och beslutsstöd för hela stationen.

Behovet det möter: Förstå varje utrustnings faktiska tillstånd, innan något går fel.

Och resan fortsätter – nästa kapitel handlar om hela stationen, från transformatorhälsa och SF6-övervakning till elkvalitet och batterisystem.

Frågan vi löste 2006 var i grunden binär: är vattnet rent eller inte? Men när data började flöda in förändrades förutsättningarna. Energibolagen insåg att kontinuerlig information, även från ett enskilt processteg, gav helt andra möjligheter än återkommande manuella kontroller. Mönster blev synliga. Beslut kunde fattas i förväg. Dokumentation kunde ske automatiskt.

Intresset för att ställa fler frågor växte naturligt: Vad händer med transformatorn? Med oljan? Med temperaturen? Med gropen? Varje ny fråga innebar ett steg bort från schemalagda, reaktiva arbetsrutiner och ett steg mot ett mer faktabaserat underhåll.

Parallellt förändrades branschen. Det som 2006 kallades M2M vidareutvecklades till IoT. Molntjänster blev standard. Kraven på dokumentation och spårbarhet ökade. Samtidigt tillkom nya utmaningar i takt med energiomställningen: fler tillgångar att hantera, högre krav på driftsäkerhet och mindre underhållsresurser per enhet.

Trots allt som hänt är grundutmaningen densamma som den var 2006. Energibolagen behöver hålla sina nät i drift, till rimlig kostnad, med de resurser som finns. Det kräver att rätt information finns tillgänglig där besluten fattas om underhåll, reinvestering eller prioritering av insatser.

Det är fortfarande det vi hjälper till med. Verktygen är mer avancerade, plattformen är bredare och kunderna finns nu i Sverige, Norge, Finland, Tyskland, Australien och flera andra länder. Men kärnfrågan, hur gör vi data användbar för dem som ansvarar för elnätets funktion, är densamma.

Det finns en typ av kunskap som bara byggs upp över tid. Vi har sett hur digitaliseringsresor ser ut i praktiken: hur organisationer tar till sig ny teknik steg för steg, vad som fungerar och vad som inte gör det, och hur kraven förändras när nyttan blir tydlig.

Sedan 2006 har våra enheter dokumenterat tömningen av närmare 2 miljoner kubikmeter vatten – varje gång med full spårbarhet och utan onödiga fältinsatser.

Den erfarenheten är svår att köpa sig till, och den är precis vad vi tar med oss in i nästa 20 år.

Energiomställningen kommer att ställa helt nya krav på elnäten under de kommande decennierna: mer förnybar produktion, fler distribuerade resurser och äldre infrastruktur som behöver hålla längre. Det kräver inte bara bättre verktyg. Det kräver bättre förståelse för varje utrustnings faktiska tillstånd, i realtid.

Det är dit utvecklingen mot prediktivt underhåll pekar. Och det är där vi fortsätter vårt arbete tillsammans med våra kunder.

Vill du veta mer om hur vi arbetar med digitalt underhåll inom energisektorn? Hör gärna av dig.