SANNA ALESTALO MIKKELIN KAUPUNGIN KESKIJÄNNITEVERKON KEHITTÄMISSUUNNITELMA Diplomityö

Transkriptio

1 SANNA ALESTALO MIKKELIN KAUPUNGIN KESKIJÄNNITEVERKON KEHITTÄMISSUUNNITELMA Diplomityö Tarkastaja: professori Pekka Verho Tarkastaja ja aihe hyväksytty Sähkötekniikan osastoneuvoksen kokouksessa 7. toukokuuta 2008

2 II TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma ALESTALO, SANNA: Mikkelin kaupungin keskijänniteverkon kehittämissuunnitelma Diplomityö, 64 sivua, 15 kuvaa, 16 taulukkoa Kesäkuu 2010 Pääaine: Sähkövoimatekniikka Tarkastaja: Professori Pekka Verho Avainsanat: Keskijänniteverkko, jakeluverkko, jakeluverkkojen suunnittelu Tämän diplomityön tarkoituksena oli tehdä ESE-Verkko Oy:lle keskijänniteverkon kehittämissuunnitelma. Suunnitelmaa varten tarkasteltiin verkon nykytilaa verkkotietojärjestelmän laskelmien pohjalta ja laadittiin suunnitelmat verkkotietojärjestelmää hyväksikäyttäen. ESE-Verkko Oy on kehittänyt verkkoaan aktiivisesti viime vuosien aikana ja pääosin verkko onkin hyvässä kunnossa. Alueelle on rakennettu 110 kv:n rengasverkko sekä kaksi uutta sähköasemaa. Mikkelin kaupunki on kehittyvä maakuntakeskus, jossa sähkönkulutuksen oletetaan kasvavan. Etenkin keskustan alueella, missä edelleen on vanhaa verkkoa, kulutuksen ennustetaan kasvavan voimakkaasti. Mikäli ennustettu kulutuksen kasvu toteutuu, joudutaan päämuuntajakapasiteettia lisäämään jonkin verran. Tähän on varauduttu siten, että kummallakin uudella sähköasemalla voidaan ottaa käyttöön myös toinen päämuuntaja. Mikkelin keskustan kaapeliverkkoa on uusittava kaapeleiden tullessa teknistaloudellisen elinikänsä päähän sekä siirtokapasiteetin loppuessa kulutuksen kasvun johdosta. ESEn ja Suur-Savon Sähkön yhdistymisen toteutuessa ja verkkoalueita yhdistettäessä ESE-Verkolle tulisi lisää verkostoa, joka pääasiassa olisi saneerauksen tarpeessa olevaa ilmajohtoverkkoa. Tämä aiheuttaa korotuspaineita siirtohintoihin ESE- Verkon alueella.

3 III ABSTRACT TAMPERE UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Master s Degree Programme in Electrical Energy Engineering ALESTALO, SANNA: Development Plan for the Medium Voltage Network of the city of Mikkeli Master of Science Thesis, 64 pages, 15 pictures, 16 tables. June 2010 Major: Power Engineering Examiner: Professor Pekka Verho Keywords: medium voltage network, distribution network, network design The aim of this thesis was to design a development plan for the medium voltage network of ESE-Verkko Oy. For the development plan the state of the distribution network was analyzed by using a network information system. ESE-Verkko has developed its network by investing in new power stations and 110 kv power lines. The city of Mikkeli is a burgeoning provincial center in which the usage of power is predicted to increase, especially in the centre of the city. Cables in that area are old and they are coming to the end of their life cycle. If the growth in power consumption comes off, ESE-Verkko has to increase transformer capacity. In both new power stations there is a place for another transformer. If the fusion between ESE and Suur-Savon Sähkö actualizes and network areas are rezoned, ESE-Verkko would get more distribution network that consists mostly of overhead lines. This would mean increasing costs and presumably increased distribution taxes.

4 IV ALKUSANAT Tämä työ on tehty ESE-Verkko Oy:n antamasta aiheesta. Kiitokset ESE-Verkolle mahdollisuudesta tutustua yritykseen ja tehdä tämä työ. Työn tarkastajana toiminutta professori Pekka Verhoa Tampereen teknilliseltä yliopistolta haluan kiittää neuvoista ja kannustavista kommenteista. ESE-Verkon puolesta työn ohjaajina ovat toimineet Pasi Luukkonen ja Risto Kosunen. Kiitokset myös heille. Haluan kiittää myös kotiväkeäni ja nykyisiä työkavereitani kannustavasta suhtautumisesta diplomityöni tekemistä kohtaan. Seinäjoella Sanna Alestalo

5 V SISÄLLYS 1. JOHDANTO SÄHKÖNJAKELUVERKON KEHITTÄMINEN TALOUDELLISUUSLASKELMAT Häviöteho ja energia Uuden johdon mitoittaminen Johtojen saneeraaminen Loistehon kompensointi Investointikustannukset Luotettavuuslaskenta ja keskeytykset LASKENTAPARAMETRIEN MÄÄRITYS Korko Komponenttien pitoajat Kuormitusten ennustaminen Jännitteenalenema OIKOSULKUKESTOISUUS JA -SUOJAUS MAASULKU Maasulkusuojaus ENERGIAYHTIÖN TIETOJÄRJESTELMÄT Asiakastietojärjestelmä Käytönvalvonta- ja käytöntukijärjestelmät Verkkotietojärjestelmä ESEllä käytössä olevat järjestelmät KAAPELEIDEN VANHENEMINEN JA KUNNONVALVONTA SÄHKÖNJAKELUN RISKIT ETELÄ-SAVON ENERGIA OY ESE-VERKKO OY LASKENTAPARAMETRIT VERKON NYKYTILA Tehonjako Siekkilä Pursiala Mikkeli ja Suojalampi Harmaistensuo Oikosulkulaskennan tulokset Maasulkulaskennan tulokset MIKKELI VUONNA VIITOSKORTTELI SOKOS TORIPARKKI JA PIKKUTORI SIILO HÄNNINHAUTA SATAMA MUUT KEHITTYVÄT KOHTEET... 48

6 VI 4.8. MAAKUNNALLINEN ENERGIAYHTIÖ JÄRVI-SUOMEN ENERGIA OY ESE-VERKKO OY:N KESKIJÄNNITEVERKON KEHITYSSUUNNITELMA SUOJALAMPI TORI HÄNNINHAUTA TENHOLAHDENTIE VEHKASILTA VARAYHTEYKSIÄ ERI ASEMIEN JA LÄHTÖJEN VÄLILLE VANHOJEN KUPARIKAAPELEIDEN UUSIMINEN SUUNNITELMAN TEHONJAKO UUDEN MAAKUNNALLISEN ENERGIAYHTIÖN VAIKUTUKSIA KUSTANNUKSET YHTEENVETO... 60

7 VII Lyhenteet ja merkinnät ABB AHXAMK-W AJK APYAKMM ATJ CAIDI EMV ESE KAH kj KTJ KVJ MAIFI PAS PEX PJK SAIDI SAIFI SCADA VTJ Asea Brown Boveri keskijännitekaapeli aikajälleenkytkentä öljypaperieristeinen keskijännitekaapeli asiakastietojärjestelmä vikojen keskimääräinen kesto/asiakas/vika Energiamarkkinavirasto Etelä-Savon Energia Oy keskeytyksestä aiheutuva haitta keskijännite käytöntukijärjestelmä käytönvalvontajärjestelmä jälleenkytkentöjen keskimääräinen määrä/asiakas, a päällystettyavojohto ristisilloitettu polyeteeni pikajälleenkytkentä vikojen kokonaiskestoaika/asiakas, a vikojen keskimääräinen määrä/asiakas, a Supervisory Control And Data Acquisition verkkotietojärjestelmä cosφ κ ε tehokerroin diskonttauskerroin apukerroin alaindeksit A1 pienempi poikkipinta A2 suurempi poikkipinta d ero E energia f vika h, häv häviö h max maksimihäviöt i komponentti inv, I investointi

8 VIII j johto, sähkönkäyttäjä k kuormitus, oikosulku kesk keskeytys kn nimellinen kuormitus kun kunnossapito, ylläpito m muuntaja, maadoitus n nimellinen p pätöteho P teho q loisteho R rakentaminen TP kosketus v vaihe, vaihto, vika 0 tyhjäkäynti, ensimmäinen vuosi kv

9 1 1. JOHDANTO Tämän diplomityön tarkoituksena on tehdä kehityssuunnitelma ESE-Verkko Oy:n keskijänniteverkolle keskittyen etenkin Mikkelin keskustan alueeseen. Mikkelin keskustan sähkönkulutus on voimakkaasti kasvussa useiden kiinteistöjen perusparannusten ja laajennusten vuoksi. Sähköverkko keskustan alueella on melko vanhaa; suuri osa 20 kv:n kaapeleista on 50 mm 2 ja 70 mm 2 kuparikaapeleita, joita on asennettu 50-luvulta 70-luvun alkuun asti. Myös osa jakelumuuntamoista on saneerauksen tarpeessa. Kiinteistöjen saneeraamisen yhteydessä olisi hyvä aika saneerata myös muuntamot. Etenkin kiinteistömuuntamoiden saneeraaminen on järkevää ajoittaa muun remontin yhteyteen. ESE-Verkko Oy on Etelä-Savon Energia Oy:n (ESE) omistama tytäryhtiö, joka vastaa jakeluverkkoalueellaan tapahtuvasta sähkönjakelusta. ESE-Verkon jakelualue käsittää valtaosan vanhasta Mikkelin kaupungista. Mikkeli on nykyään pinta-alaltaan varsin suuri kaupunki, sillä se on laajentunut kuntaliitosten seurauksena, mutta ESE- Verkon jakeluverkko on keskittynyt melko pienelle alueelle. Keskijänniteverkko on pääosin city- ja taajamaverkkoa, vaikka koko verkon kaapelointiaste onkin vain noin 34 % muutamien pitkien avojohtolähtöjen laskiessa kaapelointiastetta. Tämän diplomityön rakenne on seuraavanlainen: Kappaleessa kaksi käydään läpi sähkönjakeluverkon kehittämisen perusperiaatteita. Kolmannessa kappaleessa esitellään Etelä-Savon Energiaa ja ESE-Verkkoa sekä analysoidaan jakeluverkon nykytilanne. Kappaleessa neljä pohditaan Mikkelin kaupungissa tapahtuvia muutoksia, jotka vaikuttavat sähkönkulutukseen ja -jakeluun. Kappaleessa viisi esitetään sähkönjakeluverkolle kehityssuunnitelma kustannusarvioineen.

10 2 2. SÄHKÖNJAKELUVERKON KEHITTÄMINEN Yhteiskunnan eri toiminnot ovat entistä riippuvaisempia luotettavasta sähkönsaannista, ja ihmiset odottavat lähes keskeytyksetöntä sähköntoimitusta. Palvelun luotettavuuden parantumisesta ei silti olla välttämättä valmiita maksamaan nykyistä enempää. Sähkömarkkinalaissa todetaan, että verkonhaltijan tulee ylläpitää, käyttää ja kehittää sähköverkkoaan sekä yhteyksiä toisiin verkkoihin asiakkaiden kohtuullisten tarpeiden mukaisesti ja turvata osaltaan riittävän hyvälaatuisen sähkön saanti asiakkaille (verkon kehittämisvelvollisuus). [1] Sähkönjakeluverkkojen tulee olla turvallisia ja niiden on täytettävä tietyt tekniset reunaehdot. Suunnittelun lähtökohtana on rakentaa nämä reunaehdot täyttävä edullisin riittävän luotettava verkko. Verkon mitoituksen reunaehtoja ovat terminen kestoisuus, oikosulkukestoisuus, mekaaninen kestoisuus sekä jännitteenalenema, jonka on pysyttävä tarpeeksi alhaisena Taloudellisuuslaskelmat Sähkönjakeluverkkojen suunnittelussa yleinen periaate on, että valitaan tekniset reunaehdot täyttävistä vaihtoehdoista se, joka on kokonaiskustannuksiltaan edullisin. Suunnittelun yhteydessä tulisikin määrittää eri verkkokomponenttien ja koko jakelujärjestelmän kokonaiskustannukset niiden eliniän ajalta. Verkon ja komponenttien kustannukset voidaan jakaa investointi-, häviö-, keskeytys- ja ylläpitokustannuksiin. Suunnittelun tavoitteena voidaan pitää näistä kustannuksista muodostuvien kokonaiskustannusten nykyarvon minimointia seuraavan yhtälön mukaisesti. [2] min min T 0 ( K ( t) + K ( t) + K ( t) + K ( t) ) T [ Kinv ( t) + K häv ( t) + K kesk ( t) + K kun ( t) ] t= 1 inv häv kesk kun dt (1) missä K inv = investointikustannukset ajanhetkellä t K häv = häviökustannukset ajanhetkellä t = keskeytyskustannukset ajanhetkellä t K kesk

11 3 K kun T = ylläpitokustannukset ajanhetkellä t = suunnitteluajanjakson pituus Häviöteho ja energia Johtojen ja muuntajien tehohäviöillä on suuri merkitys sähkönjakelun taloudellisuuteen. Johdolla syntyvä häviöteho on verrannollinen kuormitusvirran neliöön ja se voidaan laskea kaavalla P h 2 = 3 R I (2) missä R = johtimen resistanssi I = kuormitusvirta Muuntajassa esiintyy tyhjäkäynti- ja kuormitushäviöitä. Muuntajan kilpiarvoissa ilmoitetaan yleensä nimellisteho S n, nimelliskuormitushäviöt P kn ja tyhjäkäyntihäviöt P 0. Tyhjäkäyntihäviöt eivät juurikaan riipu muuntajan kuormituksesta. Muuntajan tyhjäkäyntihäviöt voidaan laskea yhtälöllä (3) ja kuormitushäviöt yhtälöllä (4). U = (3) P0 P0 n U n 2 P k = S S n 2 P kn (4) Häviökustannukset Johdolla ensimmäisenä vuonna syntyvät häviökustannukset saadaan kaavasta K h0 2 0 = ( H P + H E th ) 2 2 U P ( cosϕ) R j (5) jossa H P = häviötehon hinta H E = häviöenergian hinta t h = häviöiden huipunkäyttöaika P 0 = johdolla siirrettävä teho U = pääjännite cos φ = kuormituksen tehokerroin R j = johdon resistanssi

12 4 Investointi- ja häviökustannukset saadaan yhteismitallisiksi diskonttaamalla koko pitoajan häviökustannukset rakentamisajankohtaan. Kertomalla ensimmäisen vuoden häviökustannukset K h0 diskonttauskertoimella κ, saadaan koko pitoajan häviökustannusten nykyarvo. Kokonaiskustannukset voidaan laskea kaavalla K= K R+ κ (6) k 0 missä K R = rakentamiskustannukset k 0 =ensimmäisen vuoden häviökustannukset κ =diskonttauskerroin Tehon kasvaessa tasaisesti koko pitoajan t saadaan diskonttauskerroin κ seuraavasti: κ = ε ε t 1 ε 1 (7) Yhtälössä (7) esiintyvä apukerroin ε määritetään 2 r ε = (8) p missä r = tehon vuosittainen kasvuprosentti p = korkoprosentti Usein suunniteltavana on esimerkiksi uusi asuntoalue, jolloin teho kasvaa aluksi ja alueen valmistuttua pysyy kutakuinkin samana. Tällöin diskonttauskerroin voidaan laskea kaavalla (9). Jos teho kasvaa ajan t vuosittain r %, minkä jälkeen kasvu pysähtyy ja teho pysyy samana tarkasteluajan T loppuun asti, saadaan diskonttauskerroin kaavasta κ = ε 1 t' 1 ε ε β 1 2t' 1 t' α + 1 ε ε T t 2 2 ' 1 1 (9) ( 1+ r /100) 2 2 β ε 1 = = (10) α 1+ p /100

13 5 1 1 ε 2= = (11) α 1+ p /100 Muuntajan kuormitushäviökustannukset saadaan seuraavasti K k ( H P + H E th ) Pk =κ (12) Muuntajan tyhjäkäyntihäviökustannukset voidaan laskea kaavalla K ( H P + H E t) 0 = κ (13) 0 P missä t = tyhjäkäyntiaika vuodessa (8760 h) κ = ε 2 ε ε t Häviösähkön hinta Sähkömarkkinalaissa velvoitetaan verkonhaltijoita hankkimaan sähköverkkonsa häviöenergia avointen, syrjimättömien ja markkinapohjaisten menettelyjen mukaisesti [1]. Energiamarkkinavirasto (EMV) valvoo siirtohintojen kohtuullisuutta, joten verkkoyhtiöt eivät voi kerätä ylimääräistä tuottoa liian korkeiden siirtomaksujen muodossa. Siirtohintojen hinnoittelun tulisi perustua toiminnan kustannuksiin. Häviösähkön hintaa voidaan arvioida sähkön yleisen hintakehityksen perusteella. Pohjoismaisen sähköpörssin Nord Poolin vuosittaista keskihintaa käyttämällä saadaan jonkinlainen arvio sähkön hinnan kehityksestä. Tulevaisuudessa sähkön hinta tullee todennäköisesti nousemaan, koska kulutus kasvaa jatkuvasti. Vaikkakin vuonna 2009 sähkönkulutus on kääntynyt laskuun, teollisuusjohtajat uskovat TSN Gallupin tekemän tutkimuksen mukaan sähkönkulutuksen kuitenkin kasvavan myös tulevaisuudessa [3]. Sähkönkulutuksen ennustaminen on vaikeaa ja vuonna 2009 työ- ja elinkeinoministeriö arvioi sähkönkulutuksen kasvun hidastuvan [4]. Myös Pohjoismaisten sähkömarkkinoiden yhdistyminen Keski-Euroopan sähkömarkkinoiden kanssa saattaa aiheuttaa hinnannousua Pohjoismaissa.

14 6 Nord Poolin Suomen aluehinta ,57 51,02 EUR/MWh ,28 35,3 27,68 30,53 30,01 36, Kuva 1. Nord Poolin Suomen aluehinnan vuosittaiset keskihinnat vuosina Kuvassa 1 on esitetty Pohjoismaisen sähköpörssi Nord Poolin Suomen aluehintojen vuosittaiset keskiarvot ajanjaksolta [5]. Keskiarvoksi saadaan 35,92 /MWh. Nord Poolin vuosien 2010, 2011 ja 2012 forwardien hinnat ovat olleen noin 40 /MWh tasolla. Häviöenergian hintana tässä työssä käytetään 50 /MWh. Häviötehon hinta saadaan kertomalla häviöenergian hinta häviöiden huipunkäyttöajalla. H P = H t (14) E Energiahäviöt Energiahäviöitä laskettaessa ensin täytyy selvittää johdolla tai muuntajassa syntyvä häviöteho haluttuna hetkenä. Syntyvät energiahäviöt voidaan laskea häviötehon integraalina. W h T = P ( t) dt 0 h P max t (15) h h Häviöenergian määrittäminen häviötehon integraalina on työlästä, joten käsinlaskennassa riittävään tarkkuuteen päästään käyttämällä huippuhäviötehon P hmax ja häviöiden huipunkäyttöajan t h tuloa. Huipunkäyttöaika riippuu kuormituksen ajallisesta käyttäytymisestä. Keskijännitejohtojen häviöiden huipunkäyttöajat ovat yleensä luokkaa tuntia vuodessa. ESE-Verkon johtolähtöjen häviöiden huipunkäyttöajat

15 7 vaihtelevat verkkotietojärjestelmän laskelmien mukaan välillä h/a. Kaikkien lähtöjen häviöiden huipunkäyttöaikojen keskiarvoksi saadaan noin 1700 h/a. [2] Uuden johdon mitoittaminen Keskeinen kysymys uutta johtoa mitoitettaessa on oikean poikkipinnan valinta: On löydettävä sopiva poikkipinta, jolla päästään taloudellisimpaan lopputulokseen. Johdon poikkipinta vaikuttaa rakentamiskustannuksiin ja häviökustannuksiin. Tarkasteluajan häviökustannukset saadaan vertailukelpoisiksi rakentamiskustannusten kanssa diskonttaamalla ne rakentamisajankohtaan. Tämä tehdään kertomalla ensimmäisen vuoden häviökustannukset yhtälön (7) mukaisella kertoimella. Mitoitettaessa uutta johtoa on ratkaistava rajateho, jota suuremmilla tehoilla suuremman ja investointikustannuksiltaan kalliimman poikkipinnan käyttö on edullisempaa häviökustannuksissa saavutettavan säästön takia. K K > K K (16) ha1 ha2 IA2 IA1 missä K ha1 = pienempi poikkipintaisen johtimen häviökustannukset K ha2 = suurempi poikkipintaisen johtimen häviökustannukset K IA1 = pienempi poikkipintaisen johtimen investointikustannukset K IA2 = suurempi poikkipintaisen johtimen investointikustannukset Epäyhtälön (15) avulla voidaan johtaa lauseke rajateholle, jonka suuruinen johdon näennäistehon täytyy ensimmäisenä vuonna olla, jotta suuremman poikkipinnan käyttö olisi taloudellista. S U k κ c IA2 h k ( r r ) A1 IA1 A2 (17) missä k IA1, k IA2 = johdin poikkipintojen A 1 ja A 2 investointikustannukset /km r A1, r A2 = johdinpoikkipintojen A 1 ja A 2 resistanssit Ω/km c h = häviöiden hinta /kw, a κ = häviöiden kapitalisointikerroin

16 8 Teho [MVA] tehonkasvu [%] Kuva 2. Rajatehot poikkipinnoiltaan erikokoisille AHXAMK-W kaapeleille. Kuvassa 2 on esitetty rajatehot poikkipinnoiltaan erikokoisille AHXAMK-W kaapeleille tehonkasvun funktiona. Rajakäyrien sijaintiin vaikuttavat johtojen rakentamiskustannukset, häviösähkön hinnoittelu ja laskentakorkokanta. Kuvan 2 kaaviossa laskentakorkona on käytetty 5 %, häviötehon hintana 85 /kw,a ja rakentamiskustannuksina 120 mm 2 kaapelille 47 /m, 185 mm 2 50,5 /m ja 240 mm 2 59 /m. Rajatehokuvaaja kertoo kuinka suuri siirrettävän tehon tulisi ensimmäisenä vuonna olla, että jonkun tietyn poikkipinnan valinta olisi taloudellisesti kannattavaa. Esimerkiksi tehonkasvun ollessa 2 % siirrettävän tehon tulisi ensimmäisenä vuonna olla vähintään 2,2 MVA, että olisi kannattavaa valita 185 mm 2 :n kaapeli 120 mm 2 :n kaapelin sijaan. Jotta investointi suurempaan poikkipintaan ei olisi kannattamaton, tulee tehon kasvaa vähintään laskelmissa esitetyn kasvuprosentin verran. Mahdollinen väärä johdinvalinta ei kuitenkaan aiheuta suuria lisäkustannuksia, ellei väärän valinnan seurauksena jouduta lähivuosina vaihtamaan johdinta suurempaan. Mikäli muut reunaehdot sallivat, kannattaa kaapeleita kuormittaa termiseen rajatehoon asti. Avojohtojen taloudellinen rajateho on taas yleensä pienempi kuin terminen rajateho. Avojohdoilla jännitteenalenema on usein rajoittavampi tekijä kuin terminen kestoisuus. [2] Johtojen saneeraaminen Suomen jakeluverkko on rakennettu pääosin ja 1970 luvuilla, joten se alkaa olla teknistaloudellisen käyttöikänsä lopussa. Verkossa saattaa olla myös oikosulkukestottomia tai häviöiltään suuria johto-osuuksia, minkä vuoksi saneerauksia

17 9 tarvitaan. Johtoa uusittaessa on syytä pohtia rakennetaanko uusi johto samanlaisena ja samalle paikalle kuin vanha johto vai onko syytä tehdä erilaisia ratkaisuja. Esimerkiksi linjan tien varteen siirtoa tai johtimen vaihtamista PAS-johdoksi kannattaa harkita saneerauksen yhteydessä. Johtimen vaihto häviökustannuksiin perustuen on kannattavaa silloin kun voimassa on epäyhtälö k h 1 kh 2 > a Kv (18) missä k h1 = nykyisen johdon seuraavan vuoden häviökustannukset k h2 = poikkipintasarjassa seuraavan suuremman johdon seuraavan vuoden häviökustannukset a = annuiteettikerroin K v = johdinvaihdon kustannukset annuiteettikerroin saadaan p a = 100 (19) 1 1 t p missä p = korkoprosentti t = investoinnin tarkasteluaika vuosina Mikäli johdinvaihto seuraavaan poikkipintaan osoittautuu kannattavaksi, on syytä tarkastaa olisiko vaihto tätäkin suurempaan poikkipintaan vielä kannattavampaa. Johtimen vaihdon kustannukset ovat tyypillisesti noin 50 % uuden johdon rakennuskustannuksista. Korvattavia johtimia saatetaan käyttää verkossa toisessa paikassa uudelleen tai ne hävitetään metalliromuna. Metalliromua kierrättävät ja jalostavat yritykset ostavat sähköyhtiöiltä vanhoja kaapeleita sekä muuta metalliromua. Loistehon siirto kasvattaa häviöitä ja aiheuttaa turhia kustannuksia. Verkot mitoitetaan näennäistehon perusteella, joten mitä alhaisempi tehokerroin cos φ on, sitä pienemmällä pätötehon arvolla tulee valittavaksi suurempi johdinpoikkipinta. [2] Loistehon kompensointi Loistehon siirtäminen kuormittaa johtimia ja varaa osan siirtokapasiteetista, siksi loisteho kannattaakin tuottaa mahdollisimman lähellä sen kulutusta. Kun loisteho tuotetaan lähellä kulutusta, sekä jännitteenalenema että häviöt pysyvät pienempinä.

18 10 Loistehoa voidaan tuottaa kondensaattoreilla. Loistehoa kuluttavia laitteita ovat esimerkiksi moottorit, purkauslamput ja muuntajat. Kuormituksen loistehon tarpeen P ilmaisee tehokerroin cos ϕ=. [6] S Keskitetystä kompensoinnista puhutaan silloin kun kompensointikondensaattori on sijoitettu sähköasemalle (kytketty 20 kv:n kiskoon). Kompensointi sähköasemilla vähentää loistehon ottoa kantaverkosta ja pienentää päämuuntajan häviöitä. Hajautetussa kompensoinnissa kondensaattorit on sijoitettu keskijänniteverkkoon johtolähtöjen varsille. Hajautetulla kompensoinnilla saavutettavia etuja ovat loistehon oston pieneneminen, johtojen siirtokyvyn paraneminen, jännitteenalenemien pieneneminen sekä edeltävän verkon häviöiden pienentyminen. Hyödyntämällä kondensaattoreita voidaan joskus avojohtoverkossa korvata tai siirtää muita kalliimpia verkkoinvestointeja. Verkkoyhtiöt ohjaavat asiakkaitaan kompensoimaan itse kuluttamaansa loistehoa tehotariffien loistehomaksuilla. Yleensä asiakas saa osan kuluttamastaan loistehosta ilmaiseksi ja loppuosasta veloitetaan hinnaston mukainen hinta. Ilmaisosuuden määrä vaihtelee verkkoyhtiöittäin ollen kuitenkin usealla yhtiöllä 20 % saman kuukauden pätötehohuipusta. Myös sähkönmyyntiyhtiöillä saattaa olla tariffeja, joissa on loistehomaksu. Loistehomaksu on yleensä suurempi kuin pätötehomaksu. [2] Investointikustannukset Jakeluverkon investointikustannukset muodostuvat materiaali- ja työkustannuksista. Myös suunnittelusta aiheutuvat kustannukset voidaan lukea investointikustannuksiin. Investointikustannukset määräytyvät verkkotyypin ja -rakenteen mukaan. Esimerkiksi avo- tai PAS-johtoja käytettäessä investointikustannuksiin sisältyy tarvikkeet, rakentaminen ja suunnittelu, johon kuuluu maastosuunnittelu. Maakaapeliverkon rakentamiskustannuksista suuren osan muodostavat kaapeliojan kaivutyöt. Kaapelin sijainnilla on huomattavan suuri merkitys sen kustannuksiin. Haja-asutusalueella kaapeliojan kaivukustannukset ovat vielä suhteellisen edulliset kun taas kaupunkialueella kaivaminen on yleensä kallista. [2] Verkkoyhtiöiden tulisi kirjata toimintojaan yhtenevien periaatteiden mukaan investoinneiksi ja kuluiksi, jotta yhtiöt olisivat tasavertaisessa asemassa tehokkuustarkastelussa. Tehokkuus on yksi osa-alue, joka vaikuttaa verkkoyhtiön sallittuun tuottoon. [7]

19 Luotettavuuslaskenta ja keskeytykset Sähkönjakelun luotettavuudella tarkoitetaan kykyä siirtää luotettavasti sähköä tuottajalta kuluttajalle. Sähkönjakelun luotettavuuteen vaikuttavat sähkön tuotanto sekä siirto- ja jakeluverkot. Siirtoverkon toimivuudesta vastaa Suomessa kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj. Jakeluverkkonsa luotettavuudesta ja toimivuudesta vastaa kukin jakeluverkonyhtiö, joita Suomessa on noin 90. [8] Keskeytykset Sähköntoimituksen keskeytyksellä tarkoitetaan tilannetta, jossa jännite on liittymiskohdassa alle 1 % nimellisestä. Keskeytykset voidaan jakaa suunniteltuihin työkeskeytyksiin ja odottamattomiin häiriökeskeytyksiin. Häiriökeskeytysten aiheuttajia ovat yleensä ukkonen, myrskyt, puut, laiteviat, maankaivuu tai eläimet. Sähkönkäyttäjien kokemista häiriökeskeytyksistä noin 90 % johtuu jakeluverkossa ilmenevistä vioista ja merkittävä osa näistä vioista esiintyy keskijänniteverkossa. Suuri osa keskijänniteverkon vioista saadaan selvitettyä jälleenkytkentöjen avulla. Pikajälleenkytkentä (PJK) aiheuttaa alle sekunnin mittaisen keskeytyksen. Aikajälleenkytkennässä (AJK) keskeytys kestää yli sekunnin mutta alle kolme minuuttia. Myös jännitekuopat voivat aiheuttaa lyhyeen keskeytykseen verrattavissa olevia haittoja. Standardeissa ei ole määritelty raja-arvoja keskeytysten määrille, mutta standardissa SFS-EN on annettu indikatiivisia arvoja. [9] Häiriökeskeytykset luokitellaan ja niiden määrästä annetaan indikatiivisia arvoja seuraavasti: Pitkä keskeytys: Pysyvän vian aiheuttama yli 3 minuuttia kestävä keskeytys sähkönjakelussa. Normaaleissa käyttöolosuhteissa pitkiä keskeytyksiä voi olla vuoden aikana alle 10 tai jopa 50 alueesta riippuen. Lyhyt keskeytys: Ohimenevän vian aiheuttama alle 3 minuuttia kestävä jännitekatkos. Lyhyitä keskeytyksiä voi vuosittain esiintyä muutamasta kymmenestä useisiin satoihin ja näistä noin 70 % voi olla kestoltaan alle yhden sekunnin. Jännitekuoppa: Jakelujännite alenee äkillisesti 1 90%:iin nimellisjännitteestä ja palautuu lyhyen ajan kuluttua. Normaaleissa käyttöolosuhteissa jännitekuoppien odotettavissa oleva määrä vuoden aikana voi olla muutamista kymmenistä tuhanteen. Suurin osa jännitekuopista on kestoltaan alle sekunnin ja suuruus on alle 60 % jännitteenalenemana. [10] Sähkönkäyttäjien kokemien keskeytysten määrä ja kesto riippuvat toisaalta jakeluverkon laitteiden ja johtojen vikaantumisista ja toisaalta verkon muodosta, automaatiosta, suojauksesta sekä käyttö- ja korjaustoiminnan järjestelyistä. Normaalisti

20 12 maaseudulla noin 35 % vioista on luonteeltaan pysyviä. Jälleenkytkentöjä ei käytetä maakaapeliverkossa, joten kaupunkialueella, jossa kaapelointiaste on suurempi, pidempiä keskeytyksiä on noin 60 % häiriökeskeytyksistä. Keskeytyksistä aiheutuu kustannuksia niin verkkoyhtiölle kuin asiakkaillekin, joten myös taloudellisesta näkökulmasta sähköntoimituksen luotettavuus on tärkeässä asemassa. Keskeytysten torjumisessa on järkevintä tavoitella tasoa, jolla sekä verkkopalvelumaksut että keskeytyksistä asiakkaille aiheutuvat kustannukset ovat mahdollisimman alhaiset. Jakeluverkonhaltijan vastuulla on rakentaa ja ylläpitää kokonaistaloudellisesti edullista verkkoa. Energiamarkkinavirasto valvoo verkkoyhtiöiden suurinta sallittua tuottoa, jonka laskentaan valvontakaudella vaikuttaa muun muassa sähkön laatu. Sähkön laadun eräs osatekijä on verkon käyttövarmuus eli luotettavuus. Sääntelymallissa tarkastellaan verkkoyhtiön keskeytysten lukumäärää sekä keskeytysten keskimääräistä kesto-aikaa. Parempi luotettavuus ja näin ollen parempi sähkön laatu kasvattaa verkkoyhtiön sallitun tuoton määrää. Tarkasteltaessa säteittäisesti käytettävää keskijännitelähtöä voidaan kyseiseen lähtöön kytketyn asiakkaan keskeytysten määrä, kesto ja kustannukset laskea seuraavien yhtälöiden avulla. [2, 10] Keskeytystaajuus f = (24) j f i i I Vuotuinen keskeytysaika U = f t (25) j i I i ij Keskeytyksen keskipituus U j t j= (26) f j Toimittamatta jäänyt energia E j = f t P (27) j j j Keskeytyskustannukset K j = i I f i [ a j + b j ( tij ) tij] Pj (28)

21 13 Yhtälöissä alaindeksi i kuvaa verkkokomponenttia ja alaindeksi j sähkönkäyttäjää. f = vikataajuus t = vian aiheuttama keskeytysaika P = keskimääräinen keskeytysteho a = keskeytystehon haitta-arvo b = keskeytysenergian haitta-arvo Keskeytyksestä aihetutunut haitta Asiakkaalle keskeytyksestä aiheutuvaa haittaa (KAH) kuvataan niin sanotulla KAHarvoilla, jotka ilmaisevat kuluttajien halukkuutta maksaa keskeytyksettömästä sähkönjakelusta tai vaihtoehtoisesti sitä korvausta, johon kuluttaja katsoo olevansa oikeutettu sähkönjakelussa tapahtuneiden keskeytysten johdosta. Sähkönkäyttäjän kokema keskeytyshaitta riippuu vikojen määrästä ja kestosta sekä käyttäjän tehosta ja tyypistä. KAH-arvoja selvittäneissä tutkimuksissa sähkönkäyttäjät on jaoteltu eri ryhmiin. Näitä ryhmiä ovat kotitaloudet, loma-asunnot, maataloudet, palvelut, julkinen sektori ja pk-teollisuus. Joidenkin ryhmien osalta haitan aiheuttamaa kustannusta pystytään arvioimaan esimerkiksi menetettynä tuotantona tai työaikana. Kotitalouksille aiheutunut haitta on yleensä välillistä eikä sen mittaaminen rahassa ole aivan yksiselitteistä. Asiakkaiden vaatimukset ovat selvästi differentoitumassa; Osalle asiakkaista riittäisi nykyinen tai jopa heikompi käyttövarmuuden taso, kun taas joillekin käyttövarmuudella on erittäin suuri merkitys. Myös samalla asiakkaalla keskeytyksen aiheuttama haitta saattaa vaihdella huomattavasti vuorokauden- ja vuodenajan tai tehtävän työn mukaan. Eri tutkimuksissa on saatu paljonkin toisistaan poikkeavia tuloksia KAH-arvoille. Taulukossa 1. on esitetty vuonna 2006 tehdyn KAH-tutkimuksen arvot viidelle eri asiakas ryhmälle. [2, 10, 11] Taulukko 1. KAH-arvot Asiakasryhmä Vikakeskeytys Työkeskeytys PJK AJK /kw /kwh /kw /kwh /kw /kw Kotitalous 0,36 4,29 0,19 2,21 0,11 0,48 Maatalous 0,45 9,38 0,23 4,80 0,20 0,62 Julkinen 1,89 15,08 1,33 7,35 1,49 2,34 Palvelu 2,65 29,89 0,22 22,82 1,31 2,44 Teollisuus 3,52 24,45 1,38 11,47 2,19 2,87 Sähkömarkkinalaissa on määritelty pitkistä keskeytyksistä asiakkaille aiheutuvien haittojen vakiokorvaukset, jotka riippuvat asiakkaan verkkopalvelumaksun suuruudesta.

22 14 Korvauksia maksetaan yli 12 tuntia kestävistä keskeytyksistä. Vakiokorvauksen määrä on sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta: - 10 %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 12 tuntia mutta vähemmän kuin 24 tuntia - 25 %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 24 tuntia mutta vähemmän kuin 72 tuntia - 50 %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 72 tuntia mutta vähemmän kuin 120 tuntia %, kun keskeytysaika on ollut vähintään 120 tuntia. Vakiokorvauksen enimmäismäärä verkkopalvelun keskeytymisen johdosta on kuitenkin 700 euroa sähkönkäyttäjää kohti. Vakiokorvauksen enimmäismäärää voidaan tarkistaa valtioneuvoston asetuksella rahanarvon muutosta vastaavasti. [1] Luotettavuuslaskentaa hyödynnetään kun optimoidaan verkoston kokonaiskustannuksia yhtälön (1) mukaisesti. Luotettavuuslaskennalla pyritään määrittelemään arvioita asiakkaiden keskeytysmäärille ja keskeytyksistä aiheutuneelle haitalle. Tulokset ovat aina keskiarvoja, koska esimerkiksi lähtötietona käytettävät johtojen vikataajuudet ovat keskiarvoja. Todelliset vikamäärät selviävät jälkikäteen tehdyistä vikatilastoista. Luotettavuuslaskentaa voidaan kuitenkin käyttää apuna verkoston kehittämisessä. Luotettavuusanalyysia tehtäessä määritellään ja rajataan tarkasteltava kohde. Kohde voi olla yksittäinen komponentti tai kokonainen jakeluverkko. Jakeluverkon luotettavuutta tarkasteltaessa lähtötietoina voivat olla esimerkiksi verkkotiedot, komponenttien tekniset tiedot ja ympäristö- ja kuormitusolosuhteet. Lisäksi on määriteltävä järjestelmän toiminta normaali- ja poikkeusolosuhteissa. Luotettavuusmallissa käytettävien luotettavuustietojen kuten komponenttien vikataajuuksien, korjausaikojen sekä KAH-arvojen määritykseen käytetään yleensä tilastoitujen käyttökokemusten perusteella saatuja tietoja. Sähkönjakelun luotettavuuteen liittyy monia käsitteitä, joita käytetään luotettavuusanalyysia tehtäessä. Alla on määritelty eräitä keskeisiä käsitteitä. [2, 12] Käyttövarmuudella tarkoitetaan tarkasteltavan kohteen kykyä suorittaa vaadittu toiminto vaaditulla ajanhetkellä tai aikavälillä tietyissä olosuhteissa. Vika on järjestelmän tai sen osan tila, jossa se ei kykene suorittamaan sille asetettua tehtävää. Kytkentäaika on aika, joka tarvitaan vioittuneen komponentin erottamiseen järjestelmästä vian jälkeen ja kunnossa olevan verkon palauttamiseksi jakelun piiriin. Korjausaika on aika joka kuluu vikaantumisesta siihen, kun vioittunut komponentti otetaan takaisin käyttöön vian syntymisen jälkeen. Korjausaika sisältää kytkentäajan ja varsinaisiin korjaustöihin kuluvan ajan. Vikataajuus ilmaisee, montako vikaa ajanjakson alussa toimivassa laitteessa keskimäärin esiintyy ajanjakson aikana.