Tilaustutkimusraportti

Transkriptio

1 LAPPEENRANNAN TEKNILLINEN YLIOPISTO Tilaustutkimusraportti SÄHKÖNJAKELUVERKKOON SOVELTUVAT TOIMITUSVARMUUSKRITEERIT JA NIIDEN RAJA-ARVOT SEKÄ SÄHKÖNJAKELUN TOIMITUSVARMUUDELLE ASETETTAVIEN TOIMINNALLISTEN TAVOITTEIDEN KUSTANNUSVAIKUTUKSET Jarmo Partanen Jukka Lassila Tero Kaipia Mika Matikainen Pertti Järventausta Pekka Verho Antti Mäkinen Kimmo Kivikko Jouni Pylvänäinen Veli-Pekka Nurmi Lappeenrannan teknillinen yliopisto Lappeenrannan teknillinen yliopisto Lappeenrannan teknillinen yliopisto Suur-Savon Sähkö Oy Tampereen teknillinen yliopisto Tampereen teknillinen yliopisto Tampereen teknillinen yliopisto Tampereen teknillinen yliopisto Tampereen teknillinen yliopisto Tampereen teknillinen yliopisto Lappeenrannan teknillinen yliopisto Tampereen teknillinen yliopisto 2006

2 ALKULAUSE Tämä raportti sisältää tulokset kahdesta kauppa- ja teollisuusministeriön tilaamasta selvityksestä: Sähkönjakeluverkkoon soveltuvat toimitusvarmuuskriteerit ja niiden raja-arvot Sähkönjakelun toimitusvarmuudelle asetettavien toiminnallisten tavoitteiden kustannusvaikutuksia koskeva selvitys Hankkeiden toteutuksesta ovat vastanneet yhteistyössä Lappeenrannan teknillinen yliopisto (LTY) ja Tampereen teknillinen yliopisto (TTY). LTY:ssä tutkimukseeen on osallistunut professori Jarmo Partasen johdolla DI Jukka Lassila ja DI Tero Kaipia sekä DI Mika Matikainen Suur-Savon Sähkö Oy:stä. TTY:ssä tutkimukseen on osallistunut professori Pertti Järventaustan johdolla tutkimusryhmä, johon ovat kuuluneet professori Pekka Verho, TkL Antti Mäkinen, DI Kimmo Kivikko, DI Jouni Pylvänäinen sekä dosentti Veli-Pekka Nurmi. Selvitystöitä on valvonut ryhmä, johon ovat kuuluneet kauppa- ja teollisuusministeriöstä neuvotteleva virkamies Arto Rajala ja ylitarkastaja Juha Turkki sekä Energiamarkkinavirastosta ryhmäpäällikkö Ritva Hirvonen ja ylitarkastaja Markku Kinnunen. Haluamme kiittää kaikkia hankkeiden toteutukseen osallistuneita ja niiden onnistumista edesauttaneita henkilöitä. Tampereella ja Lappeenrannassa Jarmo Partanen Pertti Järventausta

3 1 SISÄLLYSLUETTELO: 1 Johdanto Sähkönjakelun käyttövarmuuden arviointi Keskeytyksistä aiheutuvan haitan arviointi Keskeytykset sosiologisesta näkökulmasta Käyttövarmuutta kuvaavat tunnusluvut Keskeytyksiä kuvaavat tunnusluvut Suomessa ja niiden tilastointi Keskeytystilastoinnin kehittäminen Lähtötiedot ja laskentametodiikka Investointikustannukset Häviökustannukset Keskeytyskustannukset Vikataajuus Verkon vianselvitysmalli Keskeytyskustannusten määrittäminen Kuoppakustannusten määrittäminen Luotettavuuslaskennan tulokset Vakiokorvaukset Korjaus- ja ylläpitokustannukset Rahoituskustannukset Suurhäiriötarkastelu Esimerkkialueet SSS Oy, Savonlinnan itäpuolinen alue, 7 sähköaseman alue Koillis-Satakunnan Sähkö Oy: koko verkko ja Virtain taajama Teknisiä vaihtoehtoja verkoston kehittämisessä Kevyet sähköasemat Kevyt 110 kv johto Kaapelointi Pienjännitekaapelien auraaminen Päällystetty avojohto (PAS) Tienvarteen rakentaminen V sähkönjakelu Pylväskatkaisijat...51

4 2 5.8 Kauko-ohjattavat erottimet Varayhteyksien rakentaminen Valvomoautomaatio Maasulkuvirran sammutus Varavoima Yhteistyö muiden organisaatioiden kanssa Kehitysvaihtoehtojen tarkastelu Suur-Savon Sähkö Oy Nykyverkko Optimoitu keskijänniteverkko Optimaalinen verkko Nykyverkon SAIFI:n puolittaminen Vuotuisen maksimi vikamäärän puolittaminen Täysin maakaapeloitu sähkönjakeluverkko Koillis-Satakunnan Sähkö Oy Nykyverkko Nykyverkon SAIFI:n puolittaminen Nykyverkon SAIDI:n puolittaminen Vuotuisen maksimi vikamäärän puolittaminen Vuotuisen maksimi vika-ajan puolittaminen KAH-arvojen mukaan optimointi Täysin kaapeloitu sähkönjakelu Suurhäiriöt Suur-Savon Sähkö Oy:n tarkastelualue Luokan I suurhäiriö Luokan II suurhäiriö Luokan III suurhäiriö Johtopäätöksiä SSS Oy:n verkkoalueen suurhäiriötarkastelusta Koillis-Satakunnan Sähkö Oy Suurhäiriö luokka I Suurhäiriö luokka II Suurhäiriö luokka III Suurhäiriöiden odotusarvot...90

5 3 8 Kustannuslaskelmat ja johtopäätökset kustannusvaikutuksista Suur-Savon Sähkö Oy Koillis-Satakunnan Sähkö Oy Koillis-Satakunnan Sähkön nykyverkon optimointi Koillis-Satakunnan Sähkön nykyverkon optimointi, 1 kv tekniikka alussa käytössä Koillis-Satakunnan/kaupunkiverkon tarkastelut Yhteenveto kustannusvaikutuksista Toimitusvarmuuskriteeristö Käyttövarmuus verkkoliiketoiminnan viranomaisvalvonnassa Ehdotus toimitusvarmuuskriteeristöstä Pitkät keskeytykset Lyhyet keskeytykset ja jännitekuopat Yhteenveto toimitusvarmuuskriteeristöstä Lähdeluettelo Liitteet: Liite 1 Liite 2 Liite 3 Liite 4 Verkostokomponenttien kustannustiedot SSS Oy:n tarkastelualueen tietoja KSAT Oy:n tarkastelualueen tietoja KSAT Oy:n verkon optimointi välivaiheineen

6 4 Lyhenteet ja merkinnät: ajk aikajälleenkytkentä AMKA pienjänniteriippukaapeli ar asiakasryhmä EMV Energiamarkkinavirasto JHA jälleenhankinta-arvo KAH keskeytyksestä aiheutunut haitta kj keskijännite (20 kv) KSAT Oy Koillis-Satakun Sähkö Oy LTY Lappeenrannan teknillinen yliopisto lkm lukumäärä mp muuntopiiri NKA nykykäyttöarvo OPEX operatiiviset kustannukset PAS päällystetty avojohto keskijännitteelle pj pienjännite (400 V ja 1000 V) pjk pikajälleenkytkentä SSS Oy Suur-Savon Sähkö Oy TTY Tampereen teknillinen yliopisto VTT Valtion teknillinen tutkimuskeskus WTA willing to accept WTP willing to pay k M E I K P p R r t S U energia kasvukerroin virta kustannus diskonttauskerroin teho korkokanta resistanssi kuormituksen kasvuprosentti, korkoprosentti aika näennäisteho jännite Alaindeksit 0 alkuhetki, ensimmäinen vuosi, tyhjäkäynti 2v kaksivaiheinen 3v kolmivaiheinen E, ener energia

7 5 h, häv häviö hk huipunkäyttö inv investointi j johto k0 ensimmäisen vuoden kuormitushäviöteho KA keskiarvo kesk keskeytys kn nimellinen kuormitushäviöteho kun kunnossapito käyt käyttö max maksimi mp muuntopiiri n nimellinen, -taajuus p teho syv syvyysluokka (jännitekuoppa) t työkeskeytys tm työkeskeytysmäärä v vika V vanha/poistettava vm vikamäärä Käyttövarmuutta kuvaavat tunnusluvut SAIFI SAIDI CAIDI MAIFI (System Average Interruption Frequency Index), keskeytysten keskimääräinen lukumäärä tietyllä aikavälillä (System Average Interruption Duration Index), keskeytysten keskimääräinen yhteenlaskettu kestoaika tietyllä aikavälillä (Customer Average Interruption Duration Index), keskeytysten keskipituus tietyllä aikavälillä Jälleenkytkentöjen keskimääräinen määrä/asiakas,a (MAIFI, Momentary Average Interruption Frequency Index)

8 6 1 Johdanto Tässä raportissa esitetään yhteenveto kahdesta kauppa- ja teollisuusministeriön tilaamasta selvityksestä, jotka Lappeenrannan teknillinen yliopisto ja Tampereen teknillinen yliopisto ovat toteuttaneet yhteistyössä: Sähkönjakeluverkkoon soveltuvat toimitusvarmuuskriteerit ja niiden raja-arvot Sähkönjakelun toimitusvarmuudelle asetettavien toiminnallisten tavoitteiden kustannusvaikutuksia koskeva selvitys Tutkimushankkeiden tavoitteena on ollut selvittää: sähkönjakeluverkkoon soveltuvia toimitusvarmuuskriteerejä ja määritellä näille kriteereille raja-arvoja tai suuruusluokka käytettäville raja-arvoille vaihtoehtoisten toimitusvarmuustasojen edellyttämät kustannusvaikutukset sekä arvioida tätä suhteessa toimenpiteillä saavutettavaan hyötyyn Lappeenrannan ja Tampereen teknillisissä yliopistossa on toteutettu ja on parhaillaan käynnissä useita hankkeita ja väitöskirjatöitä, jotka eri tavoin liittyvät sähkönjakelun toimitusvarmuuden analysointiin ja toimitusvarmuuden kehittämiseen sekä aihepiiriin liittyvän valvontametodiikan ja ohjeistuksen kehittämiseen. Tässä selvitystyössä on hyödynnetty myös näissä muissa tutkimushankkeissa kehitettyjä menetelmiä ja tuloksia, mm. tutkimusryhmän toteuttaman hankkeen Sähköverkon kehittämisvelvoitteen arviointi käyttövarmuuden näkökulmasta aineistoa. Selvitystyöllä on vahva vuorovaikutus myös Energiamarkkinaviraston (EMV) johdolla käynnissä olevaan regulointimallin kehittämishankkeeseen, jossa määritetään metodiikka, jolla toimitusvarmuus olisi osa taloudellista valvontaa ja yhtiö-kohtaista tehokkuusarviointia. Metodiikka, joka sillä sektorilla valitaan, vaikuttaa olennaisesti mm. keskeytyskustannusten käsittelyyn. Selvitystyössä on tarkasteltu esimerkkiverkkojen vaihtoehtoisia kehittämistoimenpiteitä ja niillä saavutettavia sähkön toimitusvarmuuden tasoja sekä määritetty näihin liittyvät kustannukset. Toimitusvarmuutta kuvaavina vaihtoehtoisina tavoitetasoina on käytetty mm. asiakkaiden kokemien keskeytysten suurimpia sekä keskimääräisiä keskeytysaikoja ja -määriä. Verkon kehittämistoimenpiteinä on tarkasteltu erilaisia investointeja kuten esim. johtojen siirto tien varteen, päällystettyjen avojohtojen käyttö, 1 kv jännitetason hyödyntäminen, kaapelointi, varasyöttöyhteydet sekä kauko-ohjauksen lisääminen. Pahimpien häiriötilanteiden vaikutuksia arvioitaessa on huomioitu myös henkilöresurssien määrän vaikutus. Keskeisinä tuloksina esitetään mm. erilaisia sähkönjakelun toimitusvarmuuden tasoja sekä niihin liittyviä investointitarpeita, vaikutuksia sähkönjakelun kustannuksiin ja sähkön siirron hinnoitteluun sekä sähkönkäyttäjien kokemien pitkien ja lyhyiden keskeytysten määrään ja kestoon. Raportin lopussa on yhteenveto ja johtopäätökset sähkönjakelun toimitusvarmuuskriteeristön kehittämisen tueksi.

9 7 2 Sähkönjakelun käyttövarmuuden arviointi Sähkömarkkinalaki otti alun alkaen kantaa sähkön laatukysymyksiin hyvin yleisellä tasolla. Lain 9 :ssä todetaan, että verkonhaltijan tulee osaltaan turvata riittävän hyvälaatuisen sähkön saanti asiakkaille, mikä lain perustelujen mukaan tarkoittaa muun muassa sitä, että verkonhaltijan tulisi pitää verkon käyttövarmuus yleisesti hyväksyttävällä tasolla. Lain perusteluissa todetaan lisäksi, että sähkön laatu ja sähkökatkosten tiheys ja pituus riippuvat pääasiassa sähköverkoston rakenteesta ja kunnosta. Verkonhaltijan tulee huolehtia, että sähköverkosto on tältä osin riittävässä kunnossa myös haja-asutusalueilla. Tarkempia määräyksiä sähkön laadusta ja sallituista sähkökatkoksien pituuksista annettaisiin 26 :n nojalla annettavissa sähkönmyyntiehdoissa sekä sähkön laatustandardeissa, joihin myyntiehdoissa viitattaisiin. Hallituksen esityksen ( ) sähkömarkkinalain muuttamiseksi perusteluissa on todettu mm. että Sähkön osalta täydellinen laatu- tai toimitusvarmuus ei ole taloudellisesti järkevä tavoite. Siksi sähkönkäyttäjien on sopeuduttava toimituksessa ilmeneviin kohtuullisiin laatuhäiriöihin ja keskeytyksiin. Sähkön laadun katsottaisiin olevan virheellinen, jos se ei vastaa Suomessa noudatettavia standardeja. Nykyisin noudatettava standardi on SFS Standardin mukaisista laatuvaatimuksista voidaan liittymissopimuksessa, sähköverkkosopimuksessa poiketa parempaan tai huonompaan suuntaan, kun siihen on erityistä tarvetta. Ehdottoman rajan verkon kautta toimitettavan sähkön laatukysymyksissä asettavat sähköturvallisuutta koskevat säännökset ja määräykset. Verkkopalvelussa on virhe, jos sähkön laatu tai toimitustapa ei vastaa sitä, mitä on sovittu tai mitä voidaan katsoa sovitun Standardissa SFS-EN keskeytys määritellään tilanteeksi, jossa jännite on liittämiskohdassa alle 1 % sopimuksen mukaisesta jännitteestä. Keskeytykset voidaan luokitella: suunnitellut keskeytykset, joista sähkönkäyttäjille ilmoitetaan etukäteen, ja jotka johtuvat jakeluverkossa tehtävistä töistä, tai häiriökeskeytykset, jotka aiheutuvat pysyvistä tai ohimenevistä vioista, ja jotka enimmäkseen liittyvät ulkopuolisiin tapahtumiin, laitevikoihin tai häiriöihin. Häiriökeskeytykset ovat ei-ennustettavia, satunnaisia tapahtumia, jotka luokitellaan seuraavasti: Pitkät keskeytykset: Pitkällä vikakeskeytyksellä tarkoitetaan pysyvän vian aiheuttamaa yli 3 minuuttia kestävää keskeytystä. Indikatiivisina arvoina on esitetty, että normaaleissa käyttöolosuhteissa pitkien keskeytysten määrä vuodessa voi olla alle 10 tai jopa 50 alueesta riippuen. Lyhyet keskeytykset: Lyhyellä keskeytyksellä tarkoitetaan ohimenevän vian aiheuttamaa enintään 3 minuuttia kestävää keskeytystä. Indikatiivisina arvoina on esitetty, että

10 8 normaaleissa käyttöolosuhteissa lyhyiden keskeytysten esiintymismäärä vaihtelee vuosittain muutamasta kymmenestä useisiin satoihin. Lyhyistä keskeytyksistä noin 70 % voi olla kestoltaan alle yhden sekunnin. Jännitekuopat: Jännitekuoppien esiintymistiheydelle tai kestoajalle ei ole asetettu vaatimuksia. Standardissa on kuitenkin esitetty määrittelytapa jännitekuopille. Jännitekuoppa syntyy, kun jakelujännite alenee äkillisesti 1 90 %:iin nimellisjännitteestä ja palautuu lyhyen ajan kuluttua. Indikatiivisina arvoina on esitetty, että normaaleissa käyttöolosuhteissa jännitekuoppien odotettavissa oleva määrä vuoden aikana voi olla muutamista kymmenistä tuhanteen. Suurin osa jännitekuopista on kestoltaan alle 1 s ja niiden suuruus on alle 60 % jännitteenalenemana. Joillakin alueilla jännitekuoppia suuruudeltaan % jännitteenalenemana voi asiakkaan asennuksissa tapahtuvien kuormitusten kytkentöjen johdosta tapahtua hyvinkin usein. Luokitusta voitaisiin laajentaa erottelemaan myös hyvin pitkät keskeytykset, joissa keskeytysajan rajana voisi olla esimerkiksi 12 h. Vuonna 2003 sähkömarkkinalakia täydennettiin vakiokorvausmenettelyllä, jossa korvauksen määrä riippuu keskeytyksen ajasta ja sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta. Korvaus vuotuisesta verkkopalvelumaksusta on: 1) 10 %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 12 h, mutta vähemmän kuin 24 h; 2) 25 %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 24 h, mutta vähemmän kuin 72 h; 3) 50 %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 72 h, mutta vähemmän kuin 120 h; sekä 4) 100 %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 120 h. Vakiokorvauksen enimmäismäärä verkkopalvelun keskeytymisen johdosta on kuitenkin 700 sähkönkäyttäjää kohti. Sähkönjakeluverkkojen suunnittelussa ja käytössä jakelujännitteeseen, käyttövarmuuteen ja turvallisuuteen liittyvien sekä ympäristön asettamien vaatimusten lisäksi myös taloudellisuustavoitteilla on huomattava merkitys. Sähköverkon teknistaloudellinen suunnittelutehtävä voidaan formuloida seuraavasti: Optimoi: F = K + K + K + K, (1) inv käyt kun kesk missä K inv = investointikustannukset K käyt = käyttökustannukset K kun = kunnossapitokustannukset K kesk = keskeytyskustannukset Reunaehtojen: terminen kestoisuus, oikosulkukestoisuus, jännitteen laatu, turvallisuus ja käyttövarmuus (hyväksyttävät keskeytysmäärät ja ajat) puitteissa. Erilaisia verkoston kehittämisvaihtoehtoja esim. käyttövarmuuden parantamiseksi voidaan siis vertailla tarkastelemalla kokonaiskustannuksia reunaehtojen puitteissa. Tavoit-

11 9 teena on kokonaiskustannusten optimointi tarkasteluajanjakson aikana. Toistaiseksi suurhäiriöiden aiheuttamia kustannuksia tai teknisiä reunaehtoja ei ole optimointitehtävässä huomioitu. Jos käyttövarmuuteen liittyville teknisille reunaehdoille asetetaan liian tiukkoja vaatimuksia, seurauksena voi olla kansantaloudellisesti katsottuna turhan kalliita verkostoratkaisuja, jotka kasvattavat tarpeettomasti siirtohintoja. Kansantaloudellisesti järkevän tavoitetason määrittelyssä pitää huomioida myös mahdolliset muutokset ilmasto-olosuhteissa, jotka mitä ilmeisimmin muuttuvat sähkön jakelun kannalta ongelmallisemmiksi. Jos taas käyttövarmuus ei olisi suunnittelutehtävässä lainkaan teknisenä reunaehtona tai kustannuskomponenttina, niin se saattaisi johtaa verkon käyttövarmuuden heikkenemiseen optimoitaessa verkkoliiketoiminnan taloudellista tulosta. Tulevaisuudessa verkkoyhtiöiden toimintaympäristön muuttuminen edellyttää yhtiöiltä entistä tarkempaa tietoisuutta asiakkaiden kokemista keskeytyksistä, niiden aiheuttamista kustannuksista ja niiden vaikutuksista yhtiön talouteen niin yhtiöiden valvonnan kuin suunnittelu- ja käyttötoiminnan näkökulmasta. Kuva 2-1 esittää keskeytystietojen käyttöä verkkoyhtiöiden toiminnassa. Asiakas Kyselytutkimus KAH-arvot Yhtiöiden valvonta Keskeytyskustannusten rajakustannukset Tunnusluvut Vikataajuudet Keskeytysja vikatilastointi Verkostosuunnitteluvaihtoehdot Kuva 2-1 Keskeytystietojen käyttö verkkoyhtiöiden toiminnassa. Keskeytyksistä asiakkaalle aiheutuvaan haittaan vaikuttaa toisaalta pitkien keskeytyksien keskeytysajat ja kokonaismäärä sekä lyhyiden keskeytysten lukumäärä. Noin 90 % sähkönkäyttäjän kokemista keskeytyksistä aiheutuu keskijänniteverkon keskeytyksistä. Loppuosa eli alle 10 % keskeytyksistä aiheutuu pääosin pienjänniteverkon vioista. Pienjänniteverkon vikojen kokonaislukumäärä on kuitenkin merkittävä ja verkkoyhtiön näkökulmasta ne aiheuttavat myös paljon suoria verkkoyhtiölle kohdistuvia kustannuksia. Keskijännitteisen avojohtoverkon vioista suurin osa, noin 90 %, on lyhytkestoisia ohimeneviä vikoja, joiden selvittämiseen käytetään pika- ja aikajälleenkytkentöjä. Pikajälleenkytkennät (pjk) selvittävät tyypillisesti noin 75 % vioista. Osa niistä vioista, jotka eivät häviä pjk:n avulla, poistuvat aikajälleenkytkennällä (ajk). Ajk selvittää noin 15 % vioista. Yleensä alle 10 % vioista on luonteeltaan pysyviä [Ano 03]. Pjk ja ajk ovat verkon suojaustoimintoja, joiden tarkoituksena on välttää pidempi keskeytys. Pjk-toimintoja ei luonnollisesti kannata vähentää sillä kustannuksella, että pidempien keskeytysten määrä

12 10 lisääntyy ja keskeytysajat pitenevät. Oikosulkuilmiön sisältävät viat aiheuttavat lisäksi jännitekuoppia syöttävään verkkoon ja sitä kautta kuopan syvyydestä ja kestosta riippuen pikajälleenkytkentään verrattavissa olevia haittoja kaikille kyseisen sähköaseman syöttämille asiakkaille. 2.1 Keskeytyksistä aiheutuvan haitan arviointi Keskeytymättömän sähkönjakelun merkitys korostuu yleisesti, mistä indikaationa on asiakkaille keskeytyksistä aiheutuvan haitan, eli ns. KAH -arvojen, kaksi-kolminkertaistuminen viimeisen 10 vuoden aikana uusimman tutkimuksen mukaan [Sil 06]. Tässä ei kuitenkaan voida suoraan tehdä sitä johtopäätöstä, että sama kehitys jatkuu sellaisenaan, vaan eri asiakasryhmillä ja/tai yksittäisillä asiakkailla haitan arvostus kehittyy eri tavoin. Uusimmassa tutkimuksessa oli nähtävissä, että suuri osa asiakkaista koki keskeytyksistä aiheutuvan haitan hyvin pieneksi tai haittaa ei välttämättä nähty lainkaan. Itse asiassa asiakasvaatimukset ovat differentoitumassa. On asiakkaita, joille käyttövarmuudella ei ole suurta merkitystä ja näin ollen he eivät ole myöskään valmiita maksamaan siitä, vaan nykytaso tai jopa huonompi laatu riittäisi. Toisille asiakkaille käyttövarmuuden merkitys korostuu, mikä aiheuttaa sähkömarkkinalain mukaisessa asiakkaiden tasapuolisessa kohtelussa ongelmia verkkoratkaisuja mietittäessä. Tämän seurauksena tasapuolisuuden vaatimuksesta voidaan joutua luopumaan tai kehitys johtaa siihen, että tarvittava käyttövarmuus tuotetaan paikallisilla asiakaskohtaisilla ratkaisuilla. Uusimmassa tutkimuksessa oli myös nähtävissä, että asiakkaat, jotka kokevat sähkönjakelun keskeytyksistä olevan suurta haittaa ovat jo jossain määrin varautuneet keskeytyksiin, esim. varavoimakoneiden avulla. Odottamattomien ja suunniteltujen keskeytysten sähkönkäyttäjille aiheuttaman haitan arviointi on monitahoinen tehtävä. Osalle sähkönkäyttäjiä haitta on mittavissa oleva suure, esim. tuotannon keskeytys tai hukattu työaika. Osalle sähkönkäyttäjiä haitta on vaikeasti mitattavissa. Esim. kotitalouksille keskeytyksestä aiheutuva haitta on enemmänkin välillistä (kotirutiinien ajoituksen muuttuminen, yms.) kuin suoraan rahassa mittavaa haittaa. Jälleenkytkentöihin liittyvien lyhyiden keskeytysten taloudellinen arvostaminen on ongelmallista. Keskeytyksistä aiheutuva haitta voi vaihdella suuresti samallakin sähkönkäyttäjällä tehtävän työn sekä vuorokauden- ja vuodenajan mukaan. Keskeytyksistä aiheutuvaa haittaa arvioittaessa voidaan huomioida myös keskeytyksen kokeneen asiakkaan tyyppi: eri asiakasryhmille aiheutuva haitta on erilainen ja riippuu osin myös keskeytysajan pituudesta ja keskeytysajankohdasta. Eri tutkimuksissa on saatu hyvinkin paljon toisistaan poikkeavia arvoja haittakustannuksille ja keskeytysten aikajakauma on erilainen eri tutkimuksissa. Viimeisimmän tutkimuksen mukaan asiakkaille keskeytyksistä aiheutuva haitta on keskimäärin 2-3 kertaistunut viimeisen 10 vuoden aikana [Sil 06]. Kuvassa (Kuva 2-2) on esitetty eri vuosikymmenillä tehtyjen tutkimusten KAH arvoja asiakasryhmittäin.

13 /kw STYV 1978 R10 vtt vtt (WTP/WTA) tkk/tty (en. pain.) 5 0 Kotitalous Maatalous Teollisuus Palvelu Julkinen Kuva 2-2 KAH arvot suomalaisissa tutkimuksissa Oman vaikeutensa KAH-arvojen päivittämiseen ja vertailuun tuovat eri tutkimuksissa käytetyt erilaiset tutkimusmenetelmät ja erilaiset tulosten käsittelyssä käytetyt menetelmät. Vastaajilta voidaan kysyä suoraan keskeytysten heille aiheuttamia kustannuksia, heidän haluaan maksaa luotettavammasta sähkönjakelusta, heidän haluamiaan korvauksia nykyistä useammista keskeytyksistä tai heidän tekemiään toimenpiteitä keskeytyshaittojen lieventämiseksi. Tyypillisesti tutkimuksissa on käytetty suoraa kustannusten arviointia, mutta erityisesti koti- ja maatalouden kohdalla myös muita menetelmiä on sovellettu. Kysymyksenasettelulla ja valmiiden vastausvaihtoehtojen antamisella voidaan myös ohjata vastaajan antaman haitan arvoa. Toisaalta, samanlaisesta vastausaineistostakin voidaan saada hieman toisistaan poikkeavia tuloksia eri menetelmillä. Esimerkiksi keskiarvo voidaan laskea suoraan vastaajien ilmoittamista /kw-arvoista tai energiapainotettuna keskiarvona. Energiapainotettu laskentatapa antaa yleensä hieman pienemmät KAH-arvot kuin suora keskiarvo. Lisäksi laskennassa voidaan käyttää suodatusta eli jättää aineistosta osa suurimmista ja pienimmistä arvoista pois, ja suodatuskin voidaan tehdä useiden eri periaatteiden mukaan. Uusimmassa KAH-tutkimuksessa kysyttiin viideltä asiakasryhmältä (kotitalous, maatalous, teollisuus, julkinen kulutus sekä palvelu) keskeytyshaittoja suoralla kustannusten arvioinnilla sekä koti- ja maataloudelta lisäksi WTP (willing to pay) ja WTA (willing to accept) menetelmillä. KAH-tutkimuksen arvoista on muokattu luotettavuuslaskennan lähtötietoina tarvittavat asiakasryhmäkohtaiset A [ /kw]- ja B [ /kwh] parametrit. Taulukossa (Taulukko 2 1) on esitetty yhteenveto tutkimuksen KAH-arvoista.

14 12 Taulukko 2 1 Yhteenveto KAH-parametreista. Odottamaton Suunniteltu PJK AJK A B A B A A Koti Omakoti Maa Teollisuus Julkinen Palvelu Koti (WTP) Omakoti (WTP) Maa (WTP) Koti (WTA) Maa (WTA) Koti (ka) Omakoti (ka) Maa (ka) Jatkotarkasteluihin on tämän taulukon arvoista valittu korostettuna olevat arvot (Teollisuus, Julkinen, Palvelu, Omakoti (ka), Maa (ka)). Kotitalouden ja maatalouden osalta on päädytty käyttämään WTP-arvon ja suoran kustannusten arvioinnin keskiarvoa, jota on sovellettu myös esim. Norjassa. Kotitalouden osalta on lisäksi käytetty omakotitalossa asuville vastaajille määritettyjä arvoja, koska tässä on oletettu, että omakotitalossa asuville asiakkaille aiheutuu enemmän keskeytyksiä kuin esim. kerrostalossa asuville. Perinteisissä luotettavuuslaskentatarkasteluissa on käytetty huipputehoilla normeerattuja KAH-arvoja, mutta keskeytyskustannusten laskenta on tehty keskitehoilla. Tässä on oletettu, että keskeytysten haitallisin mahdollinen ajankohta ajoittuu huipputehon aikaan ja keskeytyshaitat ovat suoraan verrannolliset asiakkaan tehon käyttöön. Lisäksi tällä likimääräisellä laskentatavalla on haluttu kompensoida sitä, että keskeytysajankohdan vaikutus on jätetty huomioimatta laskennassa. Luonnollisesti asiakkaalle keskeytyksistä aiheutuva haitta on erilainen kesällä ja talvella, tai työaikaan ja työajan ulkopuolella. Uudesta KAH-tutkimuksesta saatu aineisto mahdollistaa kuitenkin laskentatavan tarkentamisen. Luotettavuuslaskennassa käytetään edelleen asiakasryhmittäin ajankohdasta riippumattomia KAH-parametreja, mutta ajankohdan vaikutus on huomioitu laskemalla kertoimet, jotka kuvaavat KAH-parametrien riippuvuutta keskeytysajankohdasta. Teollisuudelle, julkiselle ja palvelulle kerroin laskettiin painottamalla työajan ja ei-työajan KAH-arvoja ko. ajankohtia vastaavien viikkotyöaikojen suhteessa. Koti- ja maataloudelle kerroin laskettiin talven, kevään, kesän ja syksyn KAH-arvoista painottamalla ko. vuodenajan kestolla, ts. kyseisten ajankohtien KAH-arvojen keskiarvona. Määritetyt kertoimet eri asiakasryhmille näkyvät alla olevasta taulukosta (Taulukko 2 2).

15 13 Taulukko 2 2 Ajankohdan vaikutuksen huomioivat kertoimet. Ryhmä Kerroin Työaika / vko Ei-työaika / vko Kotitalous Maatalous Teollisuus Julkinen Palvelu Jälleenkytkentöjen osalta mallinnukseen ja jälleenkytkennöistä aiheutuvien keskeytyskustannusten käyttöön valvonnassa liittyy ongelmia. Lyhyiden keskeytysten haitat asiakkaille ovat viime vuosina tietoteknisten laitteiden yleistyttyä korostuneet ja mediassakin aiheesta on keskusteltu, mutta toisaalta jälleenkytkennät ovat osa sähköverkon suojausta ja niiden tarkoitus on välttää pidempi keskeytys. Näin ollen jälleenkytkennöistä ei tulisi rangaista yhtiöitä siten, että se johtaa pitkien keskeytysten lisääntymiseen, mutta valvonnalla tulisi olla toisaalta ohjausvaikutus verkon asianmukaiseen kunnossapitoon ja jälleenkytkennöistä aiheutuvien haittojen vähentämiseen. Maantieteelliset ja ilmastolliset olosuhteet poikkeavat eri verkkoyhtiöissä huomattavasti eri puolilla Suomea ja eri vuosina ilmastolliset olosuhteet (mm. ukkonen) vaihtelevat huomattavasti. Usein jälleenkytkennät ajoittuvat lyhyelle ajalle esim. ukonilman yhteydessä, jolloin useasta lähes peräkkäisestä jälleenkytkennästä aiheutuva haitta jäänee pienemmäksi kuin harvemmin yksittäin toistuvista jälleenkytkennöistä. Toisaalta, suuri osa jälleenkytkennöistä aiheutuu esimerkiksi yöllä, jolloin niiden vaikutuksia ei välttämättä huomata lainkaan. Näin ollen jälleenkytkentöjen kumulatiivinen lukumäärä esim. yhden kuukauden aikana saattaa antaa väärän kuvan asiakkaille jälleenkytkennöistä aiheutuneesta haitasta. Jälleenkytkentöjen ajankohtien ja kasautumisen vaikutuksia on arvioitu kolmen verkkoyhtiön jälleenkytkentäaineistolla. Yhtiöt edustavat pääasiassa maaseutujakelua, jossa on mukana myös yksittäisiä suurehkojakin taajamia. Jälleenkytkentöjen kasauman vaikutusta on arvioitu 1 tunnin ja 15 minuutin aikaikkunalla, jonka sisällä tapahtuneet jälleenkytkennät on tulkittu yhdeksi tapahtumaksi. AJK:ta ja PJK:ta on tarkasteltu erikseen eli esimerkiksi PJK:ta ja sitä seuraavaa AJK:ta ei ole tulkittu yhdeksi tapahtumaksi. Pitkiksi keskeytyksiksi päätyneitä tapahtumasarjoja ei ole suodatettu aineistosta pois. Seuraavat taulukot (Taulukko 2 3 ja Taulukko 2 4) esittävät tarkastelujen tulokset. Taulukko 2 3 aamu vastaa kellonaikoja , päivä , ilta ja yö Vastaavasti talvi vastaa kuukausia joulukuu-helmikuu, kevät maaliskuu-toukokuu, kesä kesäkuu-elokuu ja syksy syyskuu-marraskuu. Taulukko 2 3 Jälleenkytkentöjen jakautuminen eri ajankohtiin. Osuus jälleenkytkennöistä Aamu Päivä Ilta Yö Talvi Kevät Kesä Syksy AJK 14.5 % 19.6 % 30.1 % 35.8 % 46.1 % 4.2 % 15.1 % 34.6 % PJK 6.3 % 20.6 % 38.2 % 34.9 % 8.2 % 11.6 % 61.8 % 18.4 % Taulukko 2 4 Jälleenkytkentöjen kasautumistarkastelu. Kaikki, lkm Vähennys 15 min, lkm Vähennys 1 h, lkm AJK % % 738 PJK % % 1259

16 14 Näiden tarkastelujen pohjalta on päädytty pienentämään PJK:n KAH-parametria 39 % ja AJK:n KAH-parametria 30 % perustuen jälleenkytkentöjen kasautumiseen. Lisäksi tässä yhteydessä on huomioitu edellä kuvattu huipputeho / keskiteho näkökulma. KAH-tutkimuksessa vastaajien huipputehoja ei tiedetty, vaan se laskettiin vastaajan todellisen vuosienergian ja asiakasryhmäkohtaisen arvioidun huipunkäyttöajan perusteella. Huipunkäyttöaikana (ts. vuosienergian ja huipputehon suhde) käytettiin maataloudelle 3100 h ja muille ryhmille 3000 h, joita oli käytetty myös VTT:n vuoden 1994 selvityksessä. Tarkennettaessa keskeytyskustannusten laskentaa siten, että laskenta tehdään keskitehoihin perustuen, täytyy maatalouden KAH-parametrit kertoa luvulla 8760 / 3100 = 2,83 ja muiden ryhmien KAH-arvot luvulla 3000 / 8760 = 2,92. Yhteenveto tarkennetun laskennan parametreista on taulukossa (Taulukko 2 5). Taulukko 2 5 KAH-parametrit tarkennetussa keskeytyskustannusten laskennassa. Keski/huipputehkerroikerroin A B A B A A PJK- AJK- Odottamaton Suunniteltu PJK AJK Ajankohta Kotitalous (ka) Maatalous (ka) Teollisuus Julkinen Palvelu Keskeytysten aiheuttamaan haittaan ja haitan arvostukseen vaikuttavat osaltaan myös koettujen keskeytysten määrä ja kesto. Jos keskeytyksiä ei ole koettu tai niitä koetaan hyvin harvoin, voi olla vaikeaa määritellä niiden aiheuttamia haittoja. Toisaalta, jos keskeytyksiä tapahtuu melko usein, niihin on ehkä osattu jo paremmin varautua. 2.2 Keskeytykset sosiologisesta näkökulmasta Sähkönjakelun keskeytyksiä on tarkasteltu sosiologisesta näkökulmasta viitteessä [Sil 06b]. Tutkimuksessa on haastateltu muutamia sähkönjakelun ammattilaisia ja sähkönkäyttäjiä sekä tehty laajempi kyselytutkimus (N=115). Ammattilaiset korostavat sääolosuhteiden aiheuttamia keskeytyksiä ja sitä, että niitä ei voi välttää. Asiantuntijat myös peräänkuuluttavat sähkön käyttäjiltä varautumista katkoihin. Haastatellut sähkönkäyttäjät kuitenkin näyttävät vähättelevän sähkökatkoja ja ovat kohtuullisen hyvin varautuneita katkoihin. Sähkökatkojen yleinen vähättely tuli esiin myös kyselytutkimuksessa, vaikka siinä oli kaupunkilaisten lisäksi myös maaseutujakeluyhtiön asiakkaita, jotka mitä ilmaisimmin ovat kokeneet pitkiäkin keskeytyksiä. Kyselytutkimuksessa kysyttiin erilaisten sähköriippuvien toimintojen osalta, kuinka pitkään ne saisivat olla käyttämättömissä ilman, että siitä aiheutuisi kohtuutonta epämiellyttävyyttä, epäkäytännöllisyyttä tai turvattomuutta. Vastausten keskiarvo eli keskimääräinen sietoisuus näyttäisi olevan yllättävän korkea. Vakavimmiksi toiminnoiksi vastausten perusteella tulivat jääkaappi ja pakastin, joiden keskiarvo oli 1 vuorokausi. WC:n käyttämättömyyttä ja lämmityksen puuttumista siedettäisiin peräti yli kaksi vuorokautta, mikä vaikuttaa varsin pitkältä ajalta. Ilman vettä voitaisiin olla lähes kolme vuorokautta, ilman ruoanvalmistusta yli neljä vuorokautta ja ilman matkapuhelimen lataamista lähes viikon. Tämänkaltainen sähkökatkojen sietäminen

17 15 on vahvasti ristiriidassa lehtien yleisönosastoilta välittyvään sietoisuuteen. Tosin on muistettava että yleisönosasto edustaa ääripäätä ja edellä kuvatut arviot keskiarvoa. Ilmeistä onkin, että katkojen sietäminen on vahvasti polarisoitunut. Polarisoitumista ilmentää myös yhden haastatellun alhainen sietoisuus. Sähköyhtiön mukaan hänen kokemat keskeytykset johtuvat maaseutujakelusta, mitä hän ei kuitenkaan ollut valmis hyväksymään, koska koki asuvansa kaupunkimaisesti. Hänen näkemyksensä mukaan sähkölaitoksenkin on seurattava kehitystä ja kehityksen olisi kuljettava kohti katkotonta sähkönjakelua, jossa ei oltaisi voimattomia hankalien sääolosuhteiden edessä. Kyseessä oli yksi yhdeksästä haastatellusta, joten mitä ilmeisimmin hänen kaltaisiaan on varsin runsaasti, mitä indikoivat myös runsaat yleisönosastokirjoitukset sähkökatkojen jälkeen. Mitä ilmeisimmin tämän kaltainen ajattelutapa lisääntyy tulevaisuudessa. Haastateltujen sähkönjakelun asiantuntijoiden yleinen lähtökohta on se, että sään aiheuttamien katkojen edessä ollaan voimattomia. Tämä lienee vallitseva käsitys, mutta ajattelutavan muutostakin on havaittavissa. Vattenfall Verkko Oy:n julkistama tavoite kehittää säävarma verkko on mielenkiintoinen avaus tähän suuntaan. Tavoitteena on poistaa lyhyet katkot kokonaan ja rajoittaa keskeytyksen pituus maksimissaan kuuteen tuntiin, mikä on tavoitteena haastava tehtävä. 2.3 Käyttövarmuutta kuvaavat tunnusluvut Verkon sähköntoimitusvarmuutta koko jakelualueella kuvataan kansainvälisesti usein seuraavilla IEEE standardin mukaisilla tunnusluvuilla: SAIFI (System Average Interruption Frequency Index), keskeytysten keskimääräinen lukumäärä tietyllä aikavälillä SAIDI (System Average Interruption Duration Index), keskeytysten keskimääräinen yhteenlaskettu kestoaika tietyllä aikavälillä CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index), keskeytysten keskipituus tietyllä aikavälillä Jälleenkytkentöjen keskimääräinen määrä/asiakas,a (MAIFI, Momentary Average Interruption Frequency Index) Nämä tunnusluvut ovat käytössä laajalti ympäri maailman. Yhdysvalloissa tehdyn tutkimuksen mukaan 82 % yhtiöistä käyttää SAIDI-, 78 % CAIDI- ja 77 % SAIFI- tunnuslukua [Bie 97]. Viittauksia SAIFI-, SAIDI- ja CAIDI lukuihin löytyy Yhdysvaltojen lisäksi mm. Uudesta-Seelannista, Kaukoidästä ja myös monista Euroopan maista. SAIFI, SAIDI ja CAIDI tunnusluvut voidaan laskea seuraavien yhtälöiden avulla (yhtälöt (2) (4)). SAIFI = j N n S j (2)

18 16 missä n j asiakkaan j kokemien keskeytysten määrä N S kaikkien asiakkaiden lukumäärä SAIDI = i N j S t ij (3) missä t ij asiakkaalle j keskeytyksestä i aiheutunut sähkötön aika N S kaikkien asiakkaiden lukumäärä CAIDI tij i j = j n j = SAIDI SAIFI (4) missä t ij asiakkaalle j keskeytyksestä i aiheutunut sähkötön aika n j asiakkaan j kokemien keskeytysten määrä tietyllä aikavälillä Ekvivalenttisina suureina SAIFI:lle käytetään yleisesti myös CI (Customer interruptions per year) ja SAIDI:lle CML (Customer minutes lost per year) [Mal 01]. Vaihtoehtoisesti voidaan laskea em. tunnuslukuja likimääräisesti kuvaavat muuntopiiritason tietoihin perustuvat tunnusluvut. Tällöin tunnuslukujen laskentaa varten keskeytystiedot tilastoidaan yleensä keskijänniteverkossa muuntopiiritasolla, eikä todellisiin asiakaskohtaisiin tietoihin perustuen. Muuntopiiritason muuntopiireillä painotetuista tunnusluvuista käytetään vastaavasti merkintöjä T-SAIFI, T-SAIDI ja T-CAIDI, joissa ei ole mukana pienjänniteverkon keskeytyksiä. Näitä tunnuslukuja ei ole kuitenkaan määritelty standardissa IEEE EMV:n keräämät KTMp 1637/95:een perustuvat tunnusluvut Keskeytysten vuotuinen lukumäärä kuluttajalla ja Kuluttajan vuotuinen keskeytysaika vastaavat T-SAIFI ja T- SAIDI tunnuslukuja. Muuntopiiritason keskeytystunnusluvut lasketaan seuraavien yhtälöiden avulla (yhtälöt (5) (7)): T SAIFI = n i= 1 mpk mp i (5) missä n keskeytysten lukumäärä mpk i niiden muuntopiirien lukumäärä, joihin keskeytys i on vaikuttanut mp muuntopiirien kokonaislukumäärä jakelualueella T SAIDI = n mpkij hij = 1 j= 1 (6) mp i x

19 17 missä n keskeytysten lukumäärä x kunkin keskeytyksen i yhteydessä esiintyvien erilaisten kestoaikojen määrä (keskeytyksen i aikana esiintyvät keskeytysajat) mpk ij h ij mp niiden muuntopiirien lukumäärä, jossa keskeytyksen kesto on ollut h ij keskeytyksen kestoaika muuntopiireillä muuntopiirien kokonaislukumäärä jakelualueella T CAIDI = n i= 1 n i= 1 mph mpk i i (7) missä mph i keskeytyksen i vaikutusalueella olleiden muuntopiirien yhteenlaskettu keskeytysaika mpk i niiden muuntopiirien lukumäärä, joihin keskeytys i on vaikuttanut Standardi IEEE määrittelee myös muita sähköntoimitusvarmuutta kuvaavia tunnuslukuja kuin edellä mainitut Suomessakin käytössä olevat tunnusluvut. Standardin esipuheessa mainitaan, että sen sisältämiä tunnuslukuja voidaan käyttää eri puolilla käytössä olevien tunnuslukujen yhdenmukaistamiseksi, tunnuslukuihin vaikuttavien tekijöiden tunnistamiseen sekä johdonmukaisen keskeytysten tilastoinnin ja raportoinnin suorittamiseen. Seuraavien tunnuslukujen, jotka on kuvattu tarkemmin lähteessä [Jär 05], käyttö ei ole kansainvälisesti yhtä yleistä kuin SAIFI, SAIDI ja CAIDI lukujen, mutta varsinkin Yhdysvalloissa ko. lukuja kuitenkin käytetään: CTAIDI: Customer total average interruption duration index CAIFI: Customer average interruption frequency index ASAI: Average system availability index ASIFI: Average system interruption frequency index ASIDI: Average system interruption duration index CEMI n : Customers experiencing multiple interruptions Näiden lisäksi standardi määrittelee myös tunnuslukuja esimerkiksi lyhytaikaisten keskeytysten raportointiin (MAIFI, momentary average interruption frequency index; MAIFI E, momentary average interruption event frequency index; CEMSMI n, customers experiencing multiple sustained interruptions and momentary interruptions events). Erilaisten käyttövarmuutta kuvaavien tunnuslukujen kansainvälistä vertailua vaikeuttaa käytössä olevien lukujen laajan kirjon lisäksi niiden laskentamenetelmien erilaisuus. Vaikka tunnusluvuilla eri puolilla maailmaa olisikin standardin mukainen nimitys, niiden laskennassa käytetyt menetelmät ja painotukset voivat poiketa toisistaan. Lisäksi erityisesti lyhyiden keskeytysten huomiointi aiheuttaa eroja tunnuslukuihin. SFS-EN standardin mukaisen lyhyiden ja pitkien keskeytysten välisen 3 minuutin rajan lisäksi käytössä on ainakin 1, 5 ja 10 minuutin rajat.

20 18 Edellä kuvattujen standardin IEEE mukaisten tunnuslukujen lisäksi käytössä on monia kansallisia tunnuslukuja. Esimerkiksi Espanjassa käytetään SAIDI:a ja SAIFI:a vastaavia muuntajien tehoilla painotettuja tunnuslukuja [Riv 99]. Edellä esitettyjä tunnuslukuja voidaan tarkastella käyttötarkoituksesta riippuen esim. absoluuttisina lukuina, jakaumina tai erilaisina trendeinä. Myös toimittamatta jääneen energian määriä sekä keskeytyskustannuksia voidaan tilastoida. 2.4 Keskeytyksiä kuvaavat tunnusluvut Suomessa ja niiden tilastointi Keskeytystilastoinnille on viime aikoina asetettu tai ollaan asettamassa uusia haasteita niin viranomaisen kuin sähköverkkoalan omien toimien johdosta. Energiamarkkinaviraston uusien tunnuslukujen kerääminen edellyttää keskeytysten tilastoimista muuntopiirikohtaisesti ja lisäksi muuntopiireistä tarvitaan asiakasmäärä- ja vuosienergiatiedot. Senerin keskeytystilastointityöryhmä on päättänyt muuttaa alan itsensä suosittelemaa keskeytysten tilastointikäytäntöä sellaiseksi, että sen avulla voidaan vastata myös kehittyvän viranomaisvalvonnan vaatimuksiin. Uudessa tilastointiohjeessa, joka valmistui loppuvuonna 2004, ehdotetaan, että keskeytystilastointi suoritetaan muuntopiirikohtaisesti ja tiedot Senerin keskeytystilastoa varten kerätään keskeytysosa-alueittain rivitietoina [Ano 04]. Tämä mahdollistaa jatkossa esimerkiksi keskeytysten jaottelun ajankohdan mukaan tai suurhäiriöiden perkaamisen tilastoista. Tällöin myös samalla tilastolla on mahdollista kerätä sekä EMV:n että Senerin tarvitsemat tunnusluvut ja voidaan välttyä päällekkäisyyksiltä. Tampereen ja Lappeenrannan teknillisten yliopistojen yhteistyönä toteutetun Sähkön laatu jakeluverkkotoiminnan arvioinnissa projektin tulosten pohjalta EMV on päivätyssä kirjeessään ehdottanut vuodelta 2003 kerättäväksi seuraavia muuntopiirien vuosienergioilla painotettuja tunnuslukuja [Jär 03]: Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen jakeluverkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen jakeluverkon odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä Asiakkaan keskimääräinen jakeluverkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen jakeluverkon suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen jakeluverkon aikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä Asiakkaan keskimääräinen vuotuinen jakeluverkon pikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä Kaikkien keskeytysten vuotuinen muuntopiirikerroilla painotettu keskeytysaika asiakkaalla o sama kuin aiemmin kerätty tunnusluku Kuluttajan vuotuinen keskeytysaika t, h/v

21 19 o odottamattomat ja suunnitellut keskeytykset sekä aikajälleenkytkennät Kaikkien keskeytysten vuotuinen muuntopiirikerroilla painotettu lukumäärä asiakkaalla o sama kuin aiemmin kerätty tunnusluku Kaikkien keskeytysten vuotuinen lukumäärä kuluttajalla, kpl/v o odottamattomat ja suunnitellut keskeytykset sekä aikajälleenkytkennät Pienjänniteverkon kaikkien odottamattomien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä Keskijänniteverkon kaikkien odottamattomien keskeytysten yhteenlaskettu vuotuinen lukumäärä Tunnuslukuja laskettaessa tarkastelu suoritetaan muuntopiiritasolla, ja keskeytyksiin otetaan mukaan vain omasta verkosta aiheutuneet keskeytykset. Vuoden 2003 alusta kerättäviksi ehdotettujen tunnuslukujen kerääminen edellyttää keskeytystilastoinnin toteuttamista muuntopiirikohtaisesti tai ainakin siten, että keskeytysajat ja määrät ovat tarvittaessa määritettävissä jälkikäteen myös muuntopiirikohtaisesti. Verkkoyhtiön tulee tarvittaessa kyetä esittämään myös muuntopiirikohtaiset tunnusluvut. Muuntopiireittäin pitää tällöin olla saatavilla: muuntopiirin vuosienergia ja asiakasmäärä (jatkossa asiakasryhmäkohtaisesti jaoteltuna) odottamattomien keskeytysten yhteenlaskettu keskeytysaika ja lukumäärä suunniteltujen keskeytysten yhteenlaskettu keskeytysaika ja lukumäärä aikajälleenkytkennöistä (onnistuneista) aiheutuva keskeytysmäärä pikajälleenkytkennöistä (onnistuneista) aiheutuva keskeytysmäärä 2.5 Keskeytystilastoinnin kehittäminen Sener ry:n keskeytystilastointityöryhmä sai loppuvuonna 2004 valmiiksi uuden tilastoinnin mukaisen ohjeen, jonka pohjalta pyrittiin tilastoimaan jo vuoden 2005 keskeytykset [Ano 04]. Tilastointi suoritetaan muuntopiiritasolla, mutta siinä huomioidaan myös muuntamoiden todelliset asiakasmäärät ja energiat. Nykyisellään tarkasti tilastoiduiksi tulevat lähinnä keskijänniteverkon keskeytykset. Pienjänniteverkon osalta ainakin keskeytysajat ovat vain arvioita. Vakiokorvauskäytännön käyttöönotto syyskuussa 2003 on kuitenkin luonut tarpeen tietää myös pienjänniteverkon keskeytyksistä tarkat alkamis- ja päättymisajat sekä kestot asiakaskohtaisesti. Asiakkaalla on mahdollisuus saada korvausta pitkistä keskeytyksistä vakiokorvausten muodossa. Asiakaskohtainen keskeytysten rekisteröinti helpottaa vakiokorvauksiin oikeutettujen asiakkaiden selvitystä. Aivan viime aikoina on tullut julkisuuteen useampiakin päätöksiä mm. Graninge Kainuu Oy ja Vattenfall Verkko Oy, joissa verkkoyhtiö asentaa kaikille asiakkailleen kaukoluettavan energiamittarin. Mittavista investoinneista saatavan lisäarvon kasvattamiseksi olisikin tässä yhteydessä hyvä huomioida, että myös asiakaskohtainen sähkön laadun mittaus tai vähintäänkin keskeytysten rekisteröinti olisi jatkossa mukana energiamittauksessa. Hyvin suuri asennettavien mittalaitteiden määrä mahdollistaa

22 20 taas edullisten, mutta uusilla ominaisuuksilla varustettujen energiamittareiden kehittymisen. Sähkön laatua rekisteröivien mittalaitteiden yleistyminen verkossa parantaa myös keskeytystilastoinnin luotettavuutta, jonka varmistamiseksi voisi tulla harkittavaksi edellyttää esim. vähintään yhden rekisteröivän mittalaitteen asentaminen jokaiseen keskijänniteverkon johtolähtöön tai pienjännitemuuntopiiriin. Kuva 2-3 esittää asiakkaiden keskimääräisen odottamattomien vikojen aiheuttaman keskeytysajan (h/a) kehittymistä vuosina Kuva 2-4 esittää vastaavasti vikataajuuksien kehittymistä. Kuvista nähdään, että keskeytysajoissa ja vikataajuuksissa on ollut selvästi laskevat trendit runsaan 20 vuoden ajan sekä maaseutu- että taajamayhtiöiden osalta. Viiden viime vuoden ajan tasoissa näkyy vakiintumista tai jopa lievää nousua. Yksittäiset piikit ovat aiheutuneet lähinnä suurmyrskyistä (v Manta, v Pyry ja Janika), mikä osaltaan kuvastaa myös Suomen sähkönjakelun haavoittuvuutta poikkeuksellisten sääolosuhteiden vallitessa. Kuvissa (Kuva 2-3 ja Kuva 2-4) esitettyjen lukuarvojen osalta on syytä todeta, että luvut on laskettu aikaisemmin noudatetun mp-tunteihin ja mp-kertoihin perustuvan tilastointitavan pohjalta, jolloin asiakastunteihin ja asiakasmääriin tai energiapainotettuihin tunnuslukuihin pohjautuvan tilastoinnin perusteella laskettavat keskimääräiset lukuarvot olisivat todennäköisesti alhaisempia. Kuva 2-3 Asiakkaiden keskimääräinen häiriökeskeytysaika (h/a) vuosina [Ano 03].

23 21 Kuva 2-4 Sähköyhtiöiden keskijänniteverkkojen keskimääräiset vikataajuudet (kpl/100 km) vuosina [Ano 03].

24 22 3 Lähtötiedot ja laskentametodiikka Tässä luvussa on esitelty tarkastelujen vaatima laskentametodiikka ja laskentaparametrit. Tutkimuksen aikana käytetään kahta eri suunnittelulaskentatapaa. SSS Oy:n esimerkkialue suunnitellaan hyödyntäen perinteistä teknistaloudellista optimointia. Koillis- Satakunnan Sähkö Oy:n esimerkkikohdetta tarkastellaan TTY:llä kehitetyllä luotettavuuslaskentaohjelmistolla. Menetelmät johtavat erilaisiin lähestymistapoihin etenkin luotettavuuslaskennan osalta. Tällä hetkellä käytössä oleva luotettavuuslaskentaohjelmisto ei optimoi pienjänniteverkkoa kuten on mahdollista perinteisessä suunnittelutyössä. Toisaalta perinteisessä suunnittelussa ei voida helposti simuloida verkon käyttövarmuutta luotettavuuslaskentaohjelmiston tavoin, joka pystyy huomioimaan verkon jokaisen komponentin vaikutuksen käyttövarmuuteen. Jakeluverkon käyttövarmuutta tarkastellaan kahdesta näkökulmasta. Verkkoratkaisuiden suunnittelun yhteydessä tarkastellaan tilastollisia pitkän aikavälin käyttövarmuustekijöitä. Tämän lisäksi tarkastellaan erikseen suurhäiriötilanteita, niiden kustannuksia ja niihin varautumisen vaikutuksia verkkorakenteeseen. Jakeluverkon kokonaisvuosikustannukset muodostuvat verkostokomponenttien hankintahinnan vuosikustannuksien pääomakustannuksista sekä verkon käytössä syntyvistä käyttö- ja kunnossapitokustannuksista sekä häviökustannuksista. Verkkorakentamisessa työkustannukset ovat merkittävässä roolissa. Työkustannukset lasketaan yleensä osaksi verkkorakentamisen investointikustannuksia yhdessä koneiden, toimitilojen, raakaainekustannusten kanssa. Sähkönjakeluverkon kustannukset jaetaan mitoituslaskelmien yhteydessä seuraavan kustannusjaottelun mukaisesti: 1) Investointikustannukset 2) Häviökustannukset 3) Keskeytyskustannukset 4) Korjaus- ja ylläpitokustannukset 5) Rahoituskustannukset Nämä kustannuslajit tehdään talouslaskennan keinoin vertailukelpoisiksi, jolloin eri ratkaisuiden voidaan vertailla edullisuutta verkon koko käyttöajalta. Sähköjakeluverkkojen kiinteistä vuosikustannuksista pääosa muodostuu verkon muuntajien, johtojen ja muiden komponenttien pääomakustannuksista. Pääomakustannukset jakautuvat rahoituskuluihin (korko/tuotto-odotus) sekä investointien poistojen aiheuttamiin kustannuksiin (vuosikuoletukset). Verkon investointikustannuksiin sisältyy työ-, materiaali- ja kuljetuskustannukset ym. välittömästi verkon rakentamiseen liittyvät kustannukset. Investointi- ja rahoituskustannuksilla on hyvin suuri painoarvo verkon kokonaiskustannuksissa. Pääomakustannusten lisäksi kiinteisiin kustannuksiin luetaan kuuluvaksi kiinteät verkon hoito- ja kunnossapitokustannukset. Pääomakustannusten rinnalla toisen suuren kustannuserän jakeluverkon vuosikustannuksiin muodostavat käyttöajalta syntyvät käyttökustannukset, jotka muodostuvat pääasiassa häviö-, keskeytys-, viankorjaus- ja kunnossapitokustannuksista.

25 23 Paikalliset olosuhdetekijät vaikuttavat sähköverkon kustannuksiin. Verkostosuunnittelun lähtökohtana on kuormituksen suuruus ja sijoittuminen. Tämän jälkeen verkon topologiaan vaikuttavat maankäyttö ja tavoiteltava verkon käyttövarmuustaso sekä ympäristötekijät. Verkon arvoon vaikuttavat edellä mainittujen asioiden kautta yhtiökohtaiset suunnitteluperusteet. Ympäristöolosuhteisiin ei verkkorakentaja voi aktiivisesti vaikuttaa. Ympäristöolosuhteisiin voidaan myös katsoa kuuluvaksi maankäyttöön kuuluvat rajoitteet, kuten kaavoitus. Ympäristöolosuhteet aiheuttavat verkkorakentamiseen kustannuksia esimerkiksi johtoaluekorvausten muodossa. Verkon käyttöaikana ympäristövaikutukset näkyvät pääasiassa verkon kunnossapito- ja keskeytyskustannuksissa. Pääomakustannuksiin vaikuttavat yleisen korkotason lisäksi verkon pitoaika ja olemassa olevan verkon ikä saneerausvaiheessa. Jos olemassa oleva verkko joudutaan uusimaan ennen laskennallisen pitoajan loppua jää yhtiön taseeseen edelleen poistot vanhasta käytöstä poistetusta verkosta uuden verkon investointikustannusten lisäksi. Tämän vuoksi verkkorakentamisen eräs tärkeimpiä määritettäviä tekijöitä on saneerauksen oikea ajoitus. Korkotasoksi kaikissa esitetyissä laskelmissa on valittu 5 % ja verkon pitoajaksi 40 a. Keskeytyskustannuksilla tarkoitetaan laskennallisia asiakkaalle keskeytyksestä aiheutuneen haitan aiheuttamia (KAH) kustannuksia. KAH-kustannukset eivät ole suoraan verkkoyhtiön tulokseen vaikuttavia menoja kuten muut em. verkon kustannuslajit. Yhtiöille realisoituvia keskeytyskustannuksia ovat sen sijaan asiakkaalle maksettavat vakiokorvaukset, joita maksetaan jos keskeytyksen pituus on yli 12 h. Normaalin käyttötilanteen viankorjauskustannuksia ei ole tässä raportissa käsitelty osana keskeytyskustannuksia, vaan ne on ajateltu kuuluvaksi verkon kunnossapitokustannuksiin. 3.1 Investointikustannukset Sähkönjakeluverkon investointikustannukset muodostuvat rakenteiden tarvike- ja työkustannuksista. Rakentamisessa työkustannukset muodostavat noin puolet investoinnin kokonaiskustannuksista. Investointikustannuksiin sisältyy materiaalin ja rakentamisen lisäksi myös sähkötekninen sekä rakenteellinen suunnittelu sekä suunnittelusta aiheutuvat kustannukset. Investointikustannuksia laskettaessa käytetään Energiamarkkinaviraston verkostokomponenttien indeksikorjattuja yksikköhintoja vuodelle Tekniset tiedot on haettu kansallisista verkostosuosituksista (KA2:2003; SA5:94; SA2:92). Verkostokomponenttien tiedot on esitetty taulukoituna liitteessä 1. Näissä tietolähteissä mainitsemattomien komponenttien tiedot on saatu pääasiassa SSS Oy:ltä. Investointikustannukset määräytyvät kussakin tilanteessa verkkotyypin ja -rakenteen mukaan. Verkostokomponenttien yksikköhinnoissa on huomioitu maankäyttökustannukset, jolloin niitä ei ole tarpeen erikseen erotella laskennassa.