HAJAUTETUN TUOTANNON TILASTOLLISUUDEN JA KESKIJÄNNITEVERKON AKTIIVISEN JÄNNITTEENSÄÄDÖN HUOMIOIMINEN VERKOSTOLASKENNASSA

Transkriptio

1 Hannu Laaksonen HAJAUTETUN TUOTANNON TILASTOLLISUUDEN JA KESKIJÄNNITEVERKON AKTIIVISEN JÄNNITTEENSÄÄDÖN HUOMIOIMINEN VERKOSTOLASKENNASSA Diplomityö Aihe hyväksytty ympäristötekniikan osastoneuvoston kokouksessa Tarkastajat: Professori Pertti Järventausta TkT Sami Repo

2 ALKUSANAT Tämä diplomityö on tehty Tampereen teknillisen yliopiston Sähkövoimatekniikan laitoksella. Työ on osa Tekesin Hajautettujen energiajärjestelmien teknologiat (DENSY) - teknologiaohjelmaan kuuluvaa Hajautetun sähköntuotannon liittäminen sähköverkkoon (DigIn) - tutkimusprojektia. Diplomityön tarkastajina ovat toimineet professori Pertti Järventausta ja TkT Sami Repo Tampereen teknillisestä yliopistosta. Heitä haluan kiittää työhön liittyneistä kommenteista. Lisäksi haluan kiittää Sähkövoimatekniikan laitoksen henkilökuntaa mukavasta työilmapiiristä. Erityisen kiitoksen ovat ansainneet rakas avovaimoni Hanna Autio ja tyttäreni Loviisa mukavista hetkistä ja kannustuksesta. Kiitokset myös vanhemmilleni läpi elämän ja opiskeluajan jatkuneesta kannustuksesta ja tuesta. Tampereella Hannu Laaksonen Siirtolapuutarhankatu 10 A Tampere

3 TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Ympäristö- ja energiatekniikan koulutusohjelma Sähkövoimatekniikan laitos Laaksonen, Hannu: Hajautetun tuotannon tilastollisuuden ja keskijänniteverkon aktiivisen jännitteensäädön huomioiminen verkostolaskennassa Diplomityö: 106 sivua Tarkastajat: Professori Pertti Järventausta ja TkT Sami Repo Rahoittaja: DENSY-teknologiaohjelma / Tekes Ympäristötekniikan osasto Huhtikuu 2004 Avainsanat: hajautettu energiantuotanto, sähkönjakeluverkon suunnittelu, jännitteensäätö, tuotantokäyrä Tässä työssä on tarkasteltu keskijänniteverkkoon liitettävän hajautetun tuotannon tilastollisuuden ja keskijänniteverkon aktiivisen jännitteensäädön huomioimista verkostolaskennassa, jotta tuotannon verkostovaikutuksia voitaisiin arvioida ja liitettävä tuotantokapasiteetti maksimoida. Suunnitteluvaiheessa dataa tuotantoyksikön käyttäytymisestä tai sijoituspaikan sääolosuhteista ei välttämättä ole saatavilla. Sääolosuhteista riippuvalle tuotannolle on kuitenkin mahdollista muodostaa ns. tilastollinen tuotantokäyrä, joka perustuu sijoituspaikan jonkin referenssipaikan keskimääräisiin kuukausittaisiin sääolosuhteisiin (tuulennopeus- ja lämpötilajakaumiin). Tulevaisuudessa keskijänniteverkkoon liitetyt generaattorit tulevat todennäköisesti osallistumaan myös aktiivisesti kj-verkon jännitteensäätöön, joka mahdollistaa verkon siirtokyvyn täysimääräisemmän hyödyntämisen ja keskijänniteverkkoon liitettävän tuotantokapasiteetin maksimoimisen. Tämän vuoksi erilaisten jännitteen säätötapojen huomioiminen tulisi olla mahdollista myös suunnittelulaskennassa. Tässä työssä tarkasteltuja aktiivisia jännitteensäätötapoja olivat kj-verkon koordinoitu säätö sekä paikallinen säätö energian varastoinnilla tai ilman varastointia. Työssä tarkasteltiin hajautetun tuotannon verkostovaikutuksia jännitteen laatuvaikutusten ja taloudellisten vaikutusten osalta sekä tyypillisimpiä kj-verkkoon kytkettäviä hajautetun tuotannon verkkoonliityntälaitteistoja ja tuotantoteknologioita. Liitettävien tuotantotyyppien osalta keskityttiin lähinnä tuulivoimaan ja pienimuotoiseen CHP-tuotantoon, joille pyrittiin määrittämään lähtötiedot ja periaatteet, joilla verkostosuunnittelun tarpeet täyttävät tilastolliset pätö- ja loistehon tuotantokäyrät voitaisiin kyseisille tuotantotavoille muodostaa. Tilastollisten tuotantokäyrien toimivuuden ja erilaisten tuotantoyksiköiden ja keskijänniteverkon säätötapojen tarkastelemiseksi tehtiin myös verkostovaikutusten arviointiin MATLAB -laskentasimulaattori. Tehdyn MATLABsimulaattorin avulla voidaan testata erilaisia ideoita ja menetelmiä, jotka tähtäävät jakeluverkon suunnitteluun ja käyttöön tarkoitettujen verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmien kehittämiseen. Huomioimalla vertailulaskelmissa erilaiset jännitteensäätötavat ja tuotannon tilastollisuus, saadaan arvio tuotantoyksikön vaikutuksesta muun muassa häviöihin, kantaverkosta ottoon/antoon ja kantaverkkomaksuihin, käämikytkimen toimintaan, jakelumuuntajien jännitejakaumiin ja sitä kautta väliottokytkinten asetustarvoihin sekä menetetyn pätötehon ja säädetyn loistehon suuruuteen. Verkostovaikutuksia arvioimalla on verkkoyhtiön mahdollista kohdistaa tuotantoyksikön verkkoonliittämisen todelliset kustannukset tarkemmin ja oikeudenmukaisemmin liittymis- ja siirtomaksuihin.

4 ABSTRACT TAMPERE UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Degree program in Environmental and Energy Engineering Institute of Power Engineering Laaksonen, Hannu: Statistical production curve for distributed generation and active voltage control in calculation and network planning of MV distribution networks Master of Science Thesis: 106 pages Examiners: Professor Pertti Järventausta and PhD Sami Repo Funding: DENSY-technology program / Tekes Department of Environmental Technology April 2004 Keywords: distributed generation, electricity distribution network planning, voltage control, production curve The purpose of this M.Sc. Thesis was to study the possibility of taking the statistical production curve for distributed generation and active voltage control into account in calculation and network planning of medium voltage (MV) distribution networks. The target was to maximize the integration capacity of distributed generation and get more information from the effects considering the integration of distributed generation into MV distribution network. The main attention in this thesis was paid to windpower and combined heat and power (CHP) production. One aim of the thesis was to determine the basic data needed for the creation of statistical production curves for windpower and small CHP production and to develop methods for their creation using average monthly wind speed and temperature distributions. It is expected that in future distributed generation units which are connected to MV network will take actively part in the voltage control of MV networks. For that reason network planning programs should be able to take into account different kind of active voltage control methods. Methods used in this work included co-ordinated voltage control of distributed generators and on-load tap changer at primary substation and also local voltage control with or without energy storage. Also a review from the interconnection technologies and network effects of distributed generation was carried out in this work concentrating on voltage quality and economical effects. The biggest effort during this thesis was put on the creation of a MATLAB -calculation simulator. With the develop MATLAB-simulator it is possible to test new ideas and methods which are aimed to develop network planning and controlling tools like network information and data management systems. In this work the developed statistical production curves and above mentioned active voltage control methods of MV network were tested with the developed simulator to evaluate more extensively the network effects of distributed generation. When active voltage control and statistical production curves for distributed generation are implemented it is possible to get information for instance from their effect on losses, transmission charges, operations of the on-load tap changer, voltage distributions of the distribution transformers, lost production and regulated reactive power. By evaluating network effects more widely it is possible for distribution network operators to allocate the real integration costs of the distributed generators more accurately and fairly to connection and distribution charges.

5 SISÄLLYSLUETTELO ALKUSANAT... II TIIVISTELMÄ... III ABSTRACT... IV LIITTEET... VIII MERKINNÄT JA LYHENTEET... IX 1 JOHDANTO HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET JÄNNITTEEN LAATUUN LIITTYVÄT TEKNISET VAIKUTUKSET Jännitetason muutokset... 5 Suurin sallittu jännitetason muutos liittymispisteessä... 6 Kuormitusvirtaan perustuvan käämikytkimen toiminnan sekoittaminen Nopeat jännitemuutokset ja välkyntä... 8 Suurin sallittu nopea jännitemuutos... 8 Suurin sallittu välkynnän määrä Yliaallot Suurin sallittu yliaaltojen määrä Jännitteen laatuvaikutusten arviointi standardien ja suositusten pohjalta TALOUDELLISET VAIKUTUKSET Pääomakustannusten kohdistaminen verkkopalvelumaksuihin Operatiivisten kustannusten kohdistaminen verkkopalvelumaksuihin Häviökustannukset Kantaverkkomaksut HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTO- TEKNOLOGIAT VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT Epätahtigeneraattori Kompensointikondensaattorit Käynnistysvirran rajoitus (pehmokäynnistin) Tahtigeneraattori Taajuusmuuttajat ja vaihtosuuntaajat Energiavarastot Akustot Pumppuvoimalat Lämpövarastot... 27

6 3.2 TUOTANTOTEKNOLOGIAT Tuulivoima Tuulivoimalakonsepti 1 vakionopeuksinen epätahtigeneraattorilla suoraan verkkoon liitetty voimala Tuulivoimalakonsepti 2 muuttuvanopeuksinen tahtigeneraattorilla epäsuorasti taajuusmuuttajan kautta verkkoon liitetty voimala Tuulivoimalakonsepti 3 epätahtigeneraattorilla varustettu kaksoissyöttö-voimala Pienimuotoinen yhdistetty sähkön ja lämmön tuotanto (CHP) Kaasu- ja dieselmoottorit Mikroturbiinit Polttokennot Höyryturbiinit ja -koneet Huipunleikkaus- ja varavoima Pienvesivoima TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA KUORMITUSKÄYRÄT TUOTANTOKÄYRÄT TUULI- JA CHP-TUOTANNOLLE Tuotantokäyrä tuulituotannolle Tunneittainen keskituulennopeuskäyrä Pätö- ja loistehon tuotantokäyrät Tuotantokäyrien epätarkkuudet Muita menetelmiä tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamiseen Tuotantokäyrä CHP-tuotannolle Lämmöntarpeen vaihtelusta riippuva tuotanto Lämmöntarpeen vaihtelusta riippumaton tuotanto TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTO- YKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI PAHIMMAN MAHDOLLISEN TILANTEEN TEHONJAKOLASKELMAT Jännitteenalenema maksimikuormitus ei tuotantoa -tilanteessa Jännitteenaleneman pienentäminen perinteisellä jakeluverkon jännitteensäädöllä Jännitteennousu minimikuormitus maksimituotanto -tilanteessa Kiskojännitteen alentaminen tuotantoyksikön sallitun maksimipätötehon kasvattamiseksi Pahimman mahdollisen tilanteen tehonjakolaskelmiin perustuvan suunnittelun puutteet TUOTANTOYKSIKÖIDEN JA KESKIJÄNNITEVERKON AKTIIVINEN JÄNNITTEENSÄÄTÖ Tulevaisuuden aktiivinen jakelujärjestelmä Tuotannon lisäarvopalvelut Paikallinen jännitteensäätö tuotantoyksikön liittymispisteessä Koordinoitu keskijänniteverkon aktiivinen jännitteensäätö MATLAB -LASKENTASIMULAATTORI HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUSTEN ARVIOINTIIN Simulaattorin tarvitsemat lähtötiedot Verkon nykyisten komponenttien, asiakkaiden ja simuloinnin lähtötiedot Tuotantoyksiköiden tuotantokäyrät Keskijänniteverkon aktiivisen jännitteensäätötavan valinta Simulaattorista saatavat tulokset vi

7 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA FORTUM SÄHKÖNSIIRTO OY:N TAALINTEHTAAN SÄHKÖASEMAN KESKIJÄNNITEVERKKO PAHIMMAN MAHDOLLISEN TILANTEEN TARKASTELUT Sallittu tuotanto ilman kiskojännitteen pahimman mahdollisen arvon huomiointia Sallittu tuotanto kiskojännitteen pahin mahdollinen arvo huomioiden SIMULOINNIT TUOTANTOYKSIKÖIDEN VERKOSTOVAIKUTUSTEN ARVIOIMISEKSI Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutukset Nykytilanne (kaikki johtolähdöt säteittäin, kiskojännite 20.4 kv) Kiskojännitteen alentaminen (kaikki johtolähdöt säteittäin, kiskojännite 20.0 kv) Rengaskytkentä (lähdöt 1 ja 2 rengaskytkennässä, kiskojännite 20.4 kv) Yhteenveto muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutuksista eri tilanteissa Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan ja CHP-voimalan verkostovaikutukset Kaukolämpöä tuottava CHP-voimala Kalajalostamon sähkönkulutusta seuraava CHP-voimala Yhteenveto tuulivoimalan ja CHP-voimaloiden verkostovaikutuksista YHTEENVETO LÄHTEET vii

8 LIITTEET Liite 1 Liite 2 Liite 3 Liite 4 Liite 5 Liite 6 Liite 7 Tehonjaon laskenta (Newton-Raphson -menetelmä) Marginaalisten häviökertoimien (MLC) määrittäminen tehonjaonlaskennassa Laskelmissa käytetyn esimerkkiverkon eri osien suhteellisarvot Laskelmissa käytetyn esimerkkiverkon kuormituspisteiden asiakastiedot ja Operan tyyppikuormituskäyrät Esimerkkiverkon kuormitusten yhteenlasketut kuormitusenergiat ja kuormitusprofiilit sekä kuormitusten pysyvyyskäyrät lähdöittäin Simulointien lähtötietoja ja oletetut paikalliset sääolosuhteet sekä simuloinneissa käytettyjen tuotantoyksiköiden tuotantokäyrien muodostamiseen tarvitut lähtötiedot, tuotantokäyrät ja vuosituotannot Sovituskertoimen rajoittaminen tietyillä tunneilla marginaalisten häviökertoimien (MLC) määritykseen perustuvien kuormitus- ja tuotantopisteiden häviöosuuksien virheiden vähentämiseksi

9 MERKINNÄT JA LYHENTEET aetg at AMLC Aw b betg bmlc B cf(k) C cos(φ) e Etg f Gij i2 in isuhde Ii Imax In Iref J k kf(k) ku,max(k) kw l20 MLCalku MLCtod MLC_Pi MLC_Qi N120 p P epätahtigeneraattorin loistehon kulutuksen ja tuotetun pätötehon suhdetta kuvaavan yhtälön parametri 1 ARMA-mallin jäännöstermi (valkoista kohinaa) Jacobin matriisin transpoosi Weibull-jakauman skaalauskerroin suskeptanssin suhteellisarvo epätahtigeneraattorin loistehon kulutuksen ja tuotetun pätötehon suhdetta kuvaavan yhtälön parametri 2 kokonaispätötehohäviöiden herkkyyttä jännitteen suuruuden ja kulman suhteen kuvaava vektori johtimen suskeptanssi per kilometri tuulivoimalan välkyntäkerroin johtimen kapasitanssi per kilometri tehokerroin Neperin luku tahtigeneraattorin sähkömotorinen voima verkon taajuus solmupisteiden i ja j välinen konduktanssi kahden tunnin aikajakson järjestysluku yliaaltovirran sallittu arvo tuotantoyksikön kytkentävirran suhde nimellisvirtaan solmupisteestä i verkkoon syötetty virta tuotantoyksikön maksimivirta tuotantoyksikölle sallittu yksittäinen yliaaltovirta liittymän referenssivirta Jacobin matriisi tuulipuiston voimaloiden lukumäärä tuulivoimalan välkynnän askelkerroin tuulivoimalan valmistajan ilmoittama jännitteen muutoskerroin yhdelle päälle- tai poiskytkennälle Weibull-jakauman muotokerroin keskijänniteverkon (20 kv) johtimen pituus kilometreinä marginaalisten häviökertoimien alkuarvot sisältävä vektori marginaalisten häviökertoimien todelliset arvot sisältävä vektori pätötehoon liittyvä solmupisteen i marginaalinen häviökerroin loistehoon liittyvä solmupisteen i marginaalinen häviökerroin tuulivoimalan kahden tunnin aikana sallittujen kytkeytymisten määrä ARMA-mallin kertaluku pätöteho

10 P0 Petg Pi Pij Pk Pkokhäviöt Plt Plt,k Plt,tot PNetg PNg Pst Ptil Ptg Pvp ΔP q Q Qetg Qi QNetg QNg Qtg Qvp ΔQ r r110 rt R Rk Rk_verkko Rred20 RF Sb Si Sk_verkko Sk_verkko,tot Smax Sn SNg muuntajan tyhjäkäyntihäviöt epätahtigeneraattorin tuottama pätöteho solmupisteestä i verkkoon syötetty pätöteho siirtymätodennäköisyys tilasta i tilaan j muuntajan nimelliset kuormitushäviöt kokonaispätötehohäviöt välkynnän pitkäaikainen häiritsevyysindeksi tuulivoimalan jatkuvan toiminnan aikainen välkyntä tuulipuiston voimaloiden yhteinen välkyntäemissio epätahtigeneraattorin nimellisteho generaattorin nimellispätöteho välkynnän lyhytaikainen häiritsevyysindeksi tilastollinen kuormitusteho tahtigeneraattorin tuottama pätöteho vertailupisteestä vp verkkoon syötetty pätöteho pätötehoero ARMA-mallin kertaluku loisteho epätahtigeneraattorin ottama loisteho solmupisteestä i verkkoon syötetty loisteho epätahtigeneraattorin ottama loisteho nimellisteholla generaattorin nimellisloisteho tahtigeneraattorin tuottama loisteho vertailupisteestä vp verkkoon syötetty loisteho loistehoero resistanssin suhteellisarvo resistanssin suhteellisarvo 110 kv:n verkolle normaalijakautunut satunnaismuuttuja johtimen resistanssi per kilometri muuntajan oikosulkuresistanssi verkon oikosulkuresistanssi 110 kv:n (oikosulku)resistanssi redusoituna 20 kv:n jännitetasoon sovituskerroin, reconciliation factor perusteho solmupisteestä i verkkoon syötetty näennäisteho verkon oikosulkuteho ensimmäisessä yhteisessä pisteessä vaadittava verkon oikosulkuteho ensimmäisessä yhteisessä pisteessä liitettäessä useita tuulivoimaloita (tuulipuisto) verkkoon tuotantoyksikön maksiminäennäisteho muuntajan nimellisteho generaattorin nimellisteho x

11 Sref un untg U U20 UA Ualku Ub20 Uc Ui Uj Uk Ult Uperus US UV UY Δult ΔU ΔUi ΔUkytk vt vt_sim Vtg VKtil x x110 xt X Xd Xk Xk_verkko Xred20 yt Yii Yij Zb20 Zn tuulivoimalan referenssiteho yliaaltojännitteen sallittu arvo tahtigeneraattorin nimellisjännitteen suhteellisarvo jännite jännite 20 kv:n jännitetasossa käämikytkimen alempi toiminta-arvo pääjännite liittymispisteessä (ennen tuotannon lisäystä) jännitteen perusarvo 20 kv:n jännitetasossa sopimuksen mukainen jakelujännite solmupisteen i jännite solmupisteen j jännite muuntajan oikosulkuimpedanssi jatkuvan tilan jännite jännitteen perusarvo kiskojännitteen säätöarvo verkon vaihejännite liittymispisteessä käämikytkimen ylempi toiminta-arvo jatkuvan tilan jännitetason suhteellinen muutos jännitetason muutos liittymispisteessä solmupisteen i jännitteen korjaus tuotantoyksikön kytkeytymisestä aiheutuva jännitemuutos liittymispisteessä keskituulennopeus simuloitu tuulennopeus tahtigeneraattorin napajännite tilastollinen varmuuskerroin reaktanssin suhteellisarvo reaktanssin suhteellisarvo 110 kv:n verkolle ARMA-mallilla saatu tuulennopeuden vaihtelua kuvaava termi hetkellä t johtimen reaktanssi per kilometri tahtigeneraattorin tahtireaktanssi muuntajan oikosulkureaktanssi verkon oikosulkureaktanssi 110 kv:n (oikosulku)reaktanssi redusoituna 20 kv:n jännitetasoon tuulennopeuden vaihtelua kuvaava termi hetkellä t solmusta i lähtevien admittanssien summa solmupisteiden i ja j välinen admittanssi impedanssin perusarvo 20 kv:n jännitetasossa säteittäisen verkon impedanssi yliaallolle n xi

12 yliaaltojen yhteisvaikutuksen laskentaan tarvittava yliaallon kertaluvusta parametri t-j i j tg Δi θj θij φn ψk peräkkäisten tuntien tuulennopeuksien korrelaatiota kuvaava vakio pii jännitteen kulma solmupisteen i jännitteen kulma solmupisteen j jännitteen kulma tahtigeneraattorin tehokulma solmupisteen i jännitteen kulman korjaus ARMA-mallin liukuvan keskiarvon kerroin (j=1,2,...,q) solmupisteiden i ja j välisen admittanssin kulma tehokulma oikosulkuresistanssi- ja oikosulkureaktanssivektorin välinen kulma a ARMA-mallin jäännöstermin odotus-/keskiarvo (=0) (Ptil) (vt_sim) a 2 (Ptil) (vt_sim) keskiteho (50 % ylittymistodennäköisyys) simuloidun tuulennopeuden odotus-/keskiarvo ARMA-mallin jäännöstermin varianssi kuorman hajonta simuloidun tuulennopeudenhajonta i ARMA-mallin autoregressiivinen kerroin (i=1,2,...,p) xii

13 AC ARIMA ARMA AVR CHP DMS DC vaihtosähkö auto-regressive integrated moving average, autoregressiivinen integroitu liukuva keskiarvo auto-regressive moving average, autoregressiivinen liukuva keskiarvo automaattinen jännitteensäätäjä, automatic voltage regulator yhdistettty sähkön ja lämmön tuotanto, combined heat and power käytöntukijärjestelmä, distribution management system tasasähkö Hz, khz hertsi/kilohertsi, taajuuden yksikkö 1/s IGBT pakko-ohjattava tehopuolijohdekytkin, insulated gate bipolar transistor ind induktiivinen, kuluttaa loistehoa kap kj kpl MATLAB MLC MCFC MCMC pj pu, p.u. PWM PLF S SCADA Sener SOFC StatCom THD TTKK TTY VTT kapasitiivinen, tuottaa loistehoa keskijännite kappaletta matematiikkaohjelma tekniseen laskentaan marginaalinen häviökerroin, marginal loss coefficient sulakarbonaattipolttokenno Markov Chain Monte Carlo pienjännite suhteellisarvo, per unit pulssinleveysmodulointi, pulse width modulation probabilistic load flow siemens, konduktanssin yksikkö käytönvalvontajärjestelmä, supervisory control and data acquisition Sähköenergialiitto ry kiinteäoksidipolttokenno staattinen loistehon kompensaattori harmoninen kokonaissärö, total harmonic distortion Tampereen teknillinen korkeakoulu Tampereen teknillinen yliopisto Valtion teknillinen tutkimuskeskus xiii

14 1 JOHDANTO Sähkömarkkinoiden avautumisen, pienimuotoisten tuotantoyksiköiden teknisen kehityksen ja uusiutuvien energianlähteiden lisääntyneen suosion myötä on odotettavissa, että hajautettua energiantuotantoa tullaan tulevaisuudessa liittämään jakeluverkkoihin yhä enenevässä määrin. Jakeluverkkoyhtiöiden näkökulmasta hajautetun energiantuotannon lisääntymistä ajavana tekijänä on pidetty muun muassa sen mahdollisesti mukanaan tuomaa verkon vahvistustarpeen siirtoa. Kuluttajan näkökulmasta hajautettua tuotantoa ajaviksi tekijöiksi on usein mainittu mm. pienimuotoisen yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotannon (CHP, Combined Heat and Power) energiatehokkuuden tuoma edullisuus, lisääntynyt luotettavuus oman varavoimakoneen myötä sekä mahdolliset verkkoyhtiöiden kannustimet verkon siirtokapasiteetin vapauttamiseksi ja korkeilta markkinahinnoilta suojautumiseksi. Lisäarvopalveluiden (ks. luku 5.2.1) myynnin taas on sähköenergian myynnin lisäksi oletettu houkuttelevan tulevaisuudessa yhä enemmän tuottajia jakeluverkkoon. Jakeluverkko koostuu keskijänniteverkosta (kj-verkosta) ja pienjänniteverkosta (pj-verkosta). Tässä työssä on hajautetulla energiantuotannolla tarkoitetaan keskijänniteverkkoon liitettyä sähköteholtaan alle 10 MW:n tuotantoa. Keskijänniteverkkoon mahdollisesti liitettävien tuotantotyyppien käsittelyssä keskityttiin tuulivoimaan ja pienimuotoiseen CHP-tuotantoon, siten että tuulivoiman painotus oli hieman suurempi kuin CHP-tuotannon. Keskijänniteverkkoon liitetyllä hajautetulla energiantuotannolla on paljon teknisiä ja taloudellisia vaikutuksia, jotka riippuvat muun muassa tuotantoyksikön koosta ja sijainnista, tuotantotyypistä, liittymistavasta ja käyttösovelluksesta sekä jakeluverkosta ja sen kuormitusprofiilista. Jotta verkostovaikutukset voitaisiin uutta tuotantoyksikköä liitettäessä arvioida riittävällä tarkkuudella, tulisi suunnittelussa sekä jakeluverkon että uuden tuotantoyksikön lähtötiedot ottaa huomioon mahdollisimman kattavasti. Hajautetun energiantuotannon verkostovaikutuksilla tarkoitetaan tässä siis sekä teknisiä että taloudellisia vaikutuksia. Tähän saakka verkostovaikutusten huomioiminen on tuotantoyksikön keskijänniteverkkoon liittämistä suunniteltaessa rajoittunut lähinnä vain sen tarkasteluun, että voidaanko halutun kokoinen tuotantoyksikkö liittää tiettyyn verkon pisteeseen teknisten reunaehtojen puitteissa vai ei. Yleisimmin tuotantoyksikön sallittu maksimituotanto on määritetty erilaisiin standardeihin ja suosituksiin perustuvien, jännitteen laatuvaikutuksia arvioivien, nyrkkisääntöjen sekä suunnitteluohjelmien tehonjako- ja vikavirtalaskelmien avulla. Mikäli tekniset reunaehdot ovat näissä tarkasteluissa ylittyneet, on yhtenäisen käytännön ja säädösten puuttuessa kj-verkon vahvistuskustannukset peritty vaihtelevin perustein, esimerkiksi aiheuttamisperiaatteen mukaan tuottajalta liittymismaksussa tai verkon kehittämisvelvollisuuden perusteella kaikilta asiakkailta siirtomaksuissa. Kuvassa 1.1 on pääpiirteittäin kuvattu uuden tuotantoyksikön keskijänniteverkkoon liittämisessä nykyisin huomioituja asioita. Kuvan 1.1 teknisten vaikutusten tarkastelu perustuu kuitenkin melko niukkoihin lähtötietoihin eikä anna riittävästi tietoa tuotantoyksikön liittämisen taloudellisista vaikutuksista, joita tarvittaisiin esimerkiksi todellisiin vaikutuksiin perustuvien liittymis- ja siirtomaksujen määrittelemiseen.

15 1 JOHDANTO KUVA 1.1. Uuden tuotantoyksikön liittäminen keskijänniteverkkoon (nykyisin) Jotta nykyisten suosituksiin ja pahimman mahdollisen tilanteen tehonjaon laskentaan perustuvien suunnittelumenetelmien rajoittuneisuudesta ja puutteista (ks. luvut ja 5.1.4) päästäisiin eroon suunniteltaessa tuotantoyksikön liittämistä keskijänniteverkkoon, tulisi jakeluverkon suunnitteluohjelmia kehittää niin, että hajautetun energiantuotannon, tai lyhyemmin hajautetun tuotannon, todelliset verkostovaikutukset voitaisiin huomioida. Kuitenkin tällä hetkellä useimmat jakeluverkon suunnitteluohjelmat ovat hajautetun tuotannon todellisten verkostovaikutusten arvioinnin suhteen hyvin rajoittuneita, mikä johtuu siitä että ne on aikoinaan kehitetty nykyisten passiivisten jakeluverkkojen suunnitteluun, joissa on ainoastaan kuormitusta ja teho kulkee aina sähköasemalta jakeluverkon kuormituspisteisiin päin. Kuvaan 1.2 on lisätty uuden tuotantoyksikön keskijänniteverkkoon liittämisessä tulevaisuudessa mahdollisesti huomioitavia asioita. Tässä työssä keskitytään verkostovaikutusten arvioinnin kehittämiseen ja liitettävän tuotantokapasiteetin maksimoimiseen lähinnä tummennettuja kuvan 1.2 laatikoiden asioita tarkastelemalla. Tarkastelut siis rajoittuvat jatkuvuustilan tarkasteluihin ja tehonjaon laskentaan. Tulevaisuudessa kuitenkin myös muutostilanteiden tarkastelu kj-verkkoon liitettävien suurempien tuotantoyksiköiden yhteydessä voi olla tarpeellista, kuten myös uuden tuotantoyksikön kj-verkkoon liittämisen vaikutusten huomioiminen pitkän tähtäimen suunnittelussa. 2

16 1 JOHDANTO KUVA 1.2. Uuden tuotantoyksikön liittäminen keskijänniteverkkoon (tulevaisuudessa) 3

17 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET Sähköä on perinteisesti siirretty voimalaitoksilta kuluttajille sähkönsiirto- ja jakeluverkon kautta. Suomessa siirtoverkko koostuu kanta- ja alueverkosta. Yhteispohjoismaiseen sähkönsiirtoverkkoon yhdistetty Suomen kantaverkko koostuu kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:n omistamista 400, 220 ja 110 kilovoltin (kv) suurjännitejohdoista. Kantaverkkoon kuulumattomat 110 kv johdot sekä sähköasemat kuuluvat paikallisten sähköyhtiöiden omistamaan alueverkkoon. Jakeluverkko koostuu yleisimmin 20 kv keskijänniteverkosta ja 0.4 kv pienjänniteverkosta. Keskijänniteverkko on yleensä rakennettu maaseudulla ilmajohtoina ja taajama-alueilla maakaapeleina. Keskijänniteverkko rakennetaan usein silmukoiduksi, vaikka normaalitilanteessa johtorenkaat yleensä pidetäänkin erottimien avulla avoimina. Verkon kytkentätilan muuttaminen säteittäisestä silmukoiduksi on perinteisesti mahdollistanut esimerkiksi häiriötilanteiden aikaisten sähkönjakelun keskeytyksen vaikutusalueiden pienentämisen. [Elo99] Keskijänniteverkkoon liitettävän hajautetun energiantuotannon mahdollisella lisääntymisellä tulevaisuudessa on useita teknisiä ja taloudellisia vaikutuksia, jotka toteutuessaan tulevat muuttamaan jakeluverkon suunnittelua, käyttöä ja koko jakeluverkkotoimintaa huomattavasti. Näitä verkostovaikutuksia käydään seuraavassa tähän työhön liittyviltä osin läpi. Hajautetun tuotannon verkostovaikutukset on tässä luvussa jaettu teknisiin ja taloudellisiin vaikutuksiin. Taloudelliset vaikutukset voivat olla joko välillisiä tai välittömiä. Välilliset taloudelliset vaikutukset ovat seurausta teknisistä vaikutuksista, kun taas esimerkiksi vaikutukset häviöihin ja kantaverkkomaksuihin luetaan välittömiin taloudellisiin vaikutuksiin. Mahdollisia verkostovaikutuksia ovat muun muassa [Lem98], [Mas02]: Jännitetason muutos (jännitteennousu) Käämikytkimen toiminnan virheet ja rajoitukset Välkynnän lisääntyminen Yliaallot lisääntyvät tai vähenevät Stabiilisuusongelmat Vikavirtatasojen kasvu (sähköverkon komponenttien terminen kestoisuus) Suojauksen toiminta (havahtuvuus ja koordinointi) Häviöt pienenevät tai lisääntyvät Verkostoinvestoinnit lisääntyvät tai siirtyvät Kunnossapitokustannukset ja verkon käyttötoimenpiteet lisääntyvät Mittauksen ja taselaskennan määrä lisääntyy Verkkoyhtiön maksamat kantaverkkomaksut pienenevät tai suurenevat

18 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET 2.1 Jännitteen laatuun liittyvät tekniset vaikutukset Tässä työssä teknisten vaikutusten käsittely on rajattu ainoastaan jännitteen laatuun liittyvien vaikutusten käsittelyyn. Verkon suojaukseen liittyviä asioita, kuten esimerkiksi vikavirtatasojen kasvua, jälleenkytkennän epäonnistumista, terveiden lähtöjen erottamista, lähdön ylivirtasuojauksen toiminnan sekoittamista, tuotantoyksikön suojausta ja sen koordinointia verkon suojauksen kanssa, ei tässä yhteydessä tarkastella. Myös verkon käyttövarmuuteen liittyvät seikat, kuten luotettavuus ja stabiilisuus, jätetetään tässä läpikäymättä. Sen sijaan huomio keskittyy jännitteen laatuvaikutuksiin sekä standardeihin ja suosituksiin, jotka määrittävät jännitteen laatuvaikutusten arviointiperiaatteet ja raja-arvot / suunnittelun tekniset reunaehdot. Liitettäessä hajautettua tuotantoa keskijänniteverkkoon voi jännitteen laatu heikentyä tai parantua riippuen tuotantoyksikön sijoituspaikasta, tyypistä, koosta jne. Tuotannon vaikutus jännitteen laatuun on yleensä sitä suurempi mitä suurempi on voimalan nimellisteho SNg verrattuna verkon liittymispisteen oikosulkutehoon Sk_verkko. Liittymispisteen oikosulkuteho Sk_verkko kuvaa verkon kykyä sietää jännitteen ja virran vaihteluita ja oikosulkutehon suhde tuotantoyksikön nimellistehoon kuvaa verkon vahvuutta, joka on tyypillisesti vahvoilla verkoilla ja heikoilla verkoilla alle 10. [Nie02] Jännitteen laatuvaikutusten rajoittamiseksi tarkoituksenmukaiselle tasolle ja sitä kautta liitettävän tuotantoyksikön kapasiteetin rajoittamiseksi on olemassa suosituksia ja standardeja, joissa on erilaisia suunnittelun teknisiä reunaehtoja koskien lähinnä: Suurinta sallittua jatkuvan tilan suhteellista jännitetason muutosta liittymispisteessä Suurinta sallittua jännitemuutosta tuotantoyksikkö verkkoonkytkettäessä tai verkosta erotettaessa Suurinta sallittua nopeiden jännitevaihteluiden määrää Suurinta sallittua määrää tuotantoyksikön aiheuttamille yliaalloille JÄNNITETASON MUUTOKSET Keskijänniteverkkoon liitetyn hajautetun sähköntuotannon aiheuttama jännitteennousu muuttaa johtolähdön jänniteprofiilia merkittävästi verrattaessa tilanteeseen, jossa johdolla ei ole tuotantoa. Hajautetun tuotannon kj-verkkoon liittämisen kannalta tilanteen tekee ongelmalliseksi kuitenkin se, että nykyisten jakeluverkkojen jänniteprofiilit on aikanaan optimoitu kuluttajia varten. Optimointi on toteutettu johtolähdön kevyen ja raskaan kuormituksen mukaan siten, että johtojen kapasiteetti käytetään mahdollisimman tehokkaasti hyödyksi sallittujen jännitteen minimi- ja maksimirajojen puitteissa. Tästä johtuen hajautetun tuotantoyksikön aiheuttama sallittu jännitteennousu on minimikuormitustilanteessa hyvin rajallinen, ja se taas rajoittaa merkittävästi kj-verkkoon liitettävän tuotantoyksikön sallittua maksimipätötehoa. 5

19 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET Jännitteennousun rajoittamisvaihtoehtoja tuotantoyksikön / -yksiköiden sallitun maksimipätötehon kasvattamiseksi ovat mm.: Sähköaseman kiskojännitteen säätöarvon alentaminen Tuotantoyksikön verkkoonliityntälaitteiston tehokertoimen asettelu, eli loistehon kulutus liittymispisteessä Verkon vahvistaminen siirtokyvyn lisäämiseksi (vanhan johdon korvaaminen) Liittymispisteen siirtäminen lähemmäksi sähköasemaa Oman johtolähdön rakentaminen tuotantoyksikölle Liittyminen korkeammalle jännitetasolle Jakelumuuntajien väliottokytkimien asentomuutokset Jakorajojen tai verkkomuodon muuttaminen säteittäisestä renkaaksi Keskijänniteverkon kompensointilaitteiden kuten kondensaattorien, reaktorien ja staattisten loistehon kompensaattorien (StatCom) käyttö Aktiivinen jännitteen säätö (generaattoreiden loistehojen ohjaus ja pätötehon rajoitus sekä päämuuntajan käämikytkimen ohjaus) Energiaa varastoimalla Kuormitusta ohjaamalla Suurin sallittu jännitetason muutos liittymispisteessä Suomessa standardi SFS-EN [SFS00] määrittelee keski- ja pienjänniteverkon jakelujännitteen ominaisuudet. SFS-EN ei mainitse hajautettua tuotantoa. EN soveltamisesta on CENELEC tehnyt ohjeen CLC/TR Sen mukaan generaattorin jännitteen tulee sellaisenaan olla EN 50160:n mukaista [Mäk04]. Liitettäessä tuotantoyksikkö jakeluverkkoon tulisi jännitetason pysyä siis standardien rajoissa. Liittymispisteessä tapahtuva jännitetason suhteellinen muutos voidaan likimäärin laskea yhtälöllä 2.1 [SEN01], [Sil99]: U U alku R k _ verkko P Ng U X 2 alku k _ verkko Q Ng S S Ng k _ verkko cos N cos k sin N sin k, (2.1) missä P Ng on generaattorin nimellispätöteho [MW] Q Ng on generaattorin nimellisloisteho [MVAr] R k_verkko on verkon oikosulkuresistanssi [Ω] X k_verkko on verkon oikosulkureaktanssi [Ω] U alku on pääjännite liittymispisteessä (ennen tuotannon lisäystä) [kv] S k_verkko on verkon oikosulkuteho ensimmäisessä yhteisessä pisteessä [MVA] S Ng on generaattorin nimellisteho [MVA] φ N on tehokulma ψ k on oikosulkuresistanssi- ja oikosulkureaktanssivektorin välinen kulma Käytettäessä kolmivaiheisia tehoja ilmaistaan jännite pääjännitteenä ja vaihekohtaisten tehojen käytön yhteydessä vaihejännitteenä. Yhtälössä 2.1 ei kuitenkaan oteta huomioon jännitettä vastaan kohtisuorassa olevaa jännitehäviön komponenttia, jonka merkitys kasvaa liitettäessä suuria tuotantotehoja heikkoon verkkoon. [SEN01], [Lem95] 6

20 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET Loistehon suunta ja suuruus riippuvat generaattorin magnetoinnista. Jännitetason suhteellinen muutos on suurempi, kun verkkoon syötetään sekä pätö- että loistehoa. Jos tuotantoyksikän tehokerrointa ja sitä kautta loistehoa pystytään säätämään, on suhteellisen jännitetason muutoksen säätö mahdollista. [SEN01] Taulukko 2.1. Katsaus muutamien EU-maiden käyttämien standardien tai suositusten rajoihin sallitulle jatkuvan tilan keskijänniteverkon jännitetasolle [Nie02], [CIG98] Jatkuvan tilan jännitetaso SFS-EN [SFS00] Saksa [VDE94] Tanska Espanja Alankomaat [ASS94] Max. Δu lt ±10% 2% 1% (5%) 5% (2%) ±10% Max. U lt 110% 110% 110% 110% 105% Min. U lt 90% 90% 90% 90% 95% Taulukkoon 2.1 on koottu muutamien EU-maiden käyttämiä raja-arvoja, koskien sallittua jatkuvan tilan jännitetason suhteellista muutosta keskijänniteverkon liittymispisteessä Δult ja keskijänniteverkon jännitetason Ult suhteellisia minimi- ja maksimirajoja. Huomattavaa on että standardin SFS-EN raja-arvot koskevat 95 %:a ajasta viikkoa kohden. Taulukosta nähdään, että Saksan, Tanskan, Espanjan ja Alankomaiden raja-arvot jatkuvan tilan jännitetasolle ovat huomattavasti tiukemmat kuin standardi SFS-EN raja-arvot. Nämä raja-arvot ovat seurausta siitä periaatteesta, että koko sallittua keskijänniteverkon jännitetason vaihtelualuetta ei anneta vain yhden / ensimmäisenä liittyneen tuotantoyksikön käyttöön, vaan se jaetaan kaikkien asiakkaiden ja tuotantoyksiköiden kesken. Kyseisissä maissa myös hajautetun tuotannon, erityisesti tuulivoiman, määrä on todella merkittävä. Kuormitusvirtaan perustuvan käämikytkimen toiminnan sekoittaminen Keskijänniteverkon jännitteensäätö on nykyisin toteutettu päämuuntajan käämikytkimen avulla. Käämikytkin säätää kj-verkon jännitettä joko sähköaseman kiskojännitteen perusteella tai huomioimalla kuormitusvirran aiheuttaman jännitteen aleneman johtolähdöillä [Lak95]. Normaali jännitteen säätö ei sekaannu hajautetun tuotannon vaikutuksesta. Kuormitusvirtaan perustuva kompoundisäätö voi kuitenkin sekaantua, mikäli tuotantoyksikkö syöttää johtolähdön kuormaa ja pienentää säätäjän sähköasemalla näkemää kuormitusvirtaa huomattavasti. Säätäjä pienentää sähköaseman jännitettä kuormitusvirran pienentyessä. Tästä on haittaa niille johtolähdöille, jotka eivät sisällä tuotantoa. Näillä johtolähdöillä jännitteenalenema voi muodostua tavallista suuremmaksi säätäjän sekaannuksen vuoksi. [SEN01], [Rep03a] Ratkaisuvaihtoehtoja kuormitusvirtaan perustuvan käämikytkimen säädön korjaamiseksi: Kuormitusvirtasignaalin muokkaus tuotantoyksiköiden tuotantovirran avulla (edellyttää että verkkoyhtiöllä on reaaliaikainen hetkellismittaus tuotantopisteen virrasta) Toinen mahdollisuus on mitata kunkin johtolähdön kuormitusvirtaa erikseen ja määrittää näistä kompromissiratkaisu kompoundisäädölle jännitteenalenemien ja mahdollisen jännitteen nousun suhteen [Rep03a] 7

21 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET NOPEAT JÄNNITEMUUTOKSET JA VÄLKYNTÄ Hajautettu tuotannon verkkoon kytkeytyminen tai verkosta irtikytkeytyminen maksimituotannon aikana voivat aiheuttaa yksittäisiä liian suuria nopeita jännitemuutoksia jakeluverkossa. Myös verkkoon kytkeytyminen / verkosta irtoaminen liian usein tietyn ajanjakson aikana aiheuttaa jännitteen nopeaa vaihtelua ja välkyntää. Vakionopeuksisten tuulivoimaloiden kohdalla välkyntää aiheuttavat myös puuskaisuus, tuulivoimalan pystysuuntainen gradientti ja tornin varjo, joiden aiheuttama jännitteen muutoksen taajuus on sama kuin se, jolla lapa ohittaa tornin. Suurilla tuulivoimaloilla tämä taajuus on noin 1 Hz. Tuulisuuden lisäksi jännitevaihteluiden taajuuteen ja suuruuteen vaikuttaa mm. generaattorityyppi ja verkon X/R-suhde. Joidenkin tutkimustulosten mukaan nopeista jännitevaihteluista aiheutuva välkyntä on vähäisintä verkon X/R-suhteen arvoilla Vaikutus riippuu myös verkon kuormituksesta. Välkyntä on nähtävissä valojen vilkkumisena ja sen häiritsevyys ihmissilmän kannalta on suurimmillaan 10 Hz taajuudella. [Jen00], [SEN01], [Rep03a] Ratkaisuvaihtoehdot nopeiden jännitemuutosten ja välkynnän vähentämiseksi: Epätahtigeneraattorin ottaman käynnistysvirran rajoittaminen pehmokäynnistimellä Tahtigeneraattorin verkkoon kytkennän vaikutusten pienentäminen tahdistuksella Hallittu verkosta erottaminen vikatilanteissa Jos samalla johtolähdöllä on monta pienvoimalaa, jotka irtoavat vikatilanteessa yhtä aikaa verkosta, voidaan uudelleenkytkeytymisessä syntyviä jännitetasomuutoksia pienentää merkittävästi porrastamalla voimaloiden kytkeytyminen asettamalla niille erisuuruiset aikaviiveet [Lem95] Rajoittamalla tietyn ajanjakson aikana sallittujen kytkentöjen lukumäärää Vähentämällä verkkohäiriöitä, pika- ja aikajälleenkytkentöjä, kokeilukytkentöjä jne. Suurin sallittu nopea jännitemuutos Standardin SFS-EN 50160:n mukaan keskijänniteverkossa normaaleissa käyttöolosuhteissa nopea jännitemuutos ei yleensä ylitä arvoa 4 % Uc (Uc on sopimuksen mukainen jakelujännite), mutta lyhytaikainen muutos, jonka suuruus voi olla jopa 6 % Uc, voi tapahtua muutamia kertoja päivässä joissain olosuhteissa. Huomionarvoista on, että esimerkiksi paljon tuulivoimaa viime vuosina rakentaneessa Saksassa, on suurimmaksi sallituksi keskijänniteverkon nopean jännitemuutoksen arvoksi asetettu 2 %.[SFS00], [Nie02] Sähköenergialiiton suosituksen [SEN01] mukaan tuotantoyksikön kytkeminen verkkoon saisi aiheuttaa korkeintaan 4 % hetkellisen jännitemuutoksen liittymispisteessä. Tuotantoyksikön kytkeytymisestä aiheutuva jännitemuutos voidaan likimäärin laskea kaavalla 2.2 [SEN01]: 8

22 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET U kytk i suhde S S Ng k _ verkko U V, (2.2) missä i suhde on tuotantoyksikön kytkentävirran suhde nimellisvirtaan S k_verkko on verkon oikosulkuteho ensimmäisessä yhteisessä pisteessä [MVA] S Ng on generaattorin nimellisteho [MVA] U V on verkon vaihejännite liittymispisteessä [kv] Kun yhtälöön (2.2) sijoitetaan sallittu jännitteen maksimimuutos Ukytk/UV = 0.04 (eli UV/Ukytk = 25), saadaan yhtälö muotoon (2.3), josta nähdään voidaanko kyseisen voimalan verkkoon kytkeminen sallia suunniteltuun liittymispisteeseen: S k _ verkko 25isuhde S Ng (2.3) Jos voimala kytkeytyy irti verkosta ja takaisin verkkoon useampia kertoja tunnissa, voidaan kytkeytymistaajuutta joutua rajoittamaan. [SEN01] Tuulivoimalan sähkön laatuun liittyviä ominaisuuksia on määritelty standardissa IEC [IEC01]. Liittymispisteessä vaadittava oikosulkuteho Sk_verkko voidaan määrittää yhdelle päälle- tai poiskytkennälle tuulivoimalan valmistajan ilmoittaman jännitteen muutoskertoimen ku,max(k) avulla yhtälöstä 2.4, missä Sref on voimalan referenssiteho. Referenssiteho Sref saadaan tuulivoimalan toimiessa nimellisjännitteellä ja -taajuudella näennäistehon 10 minuutin keskiarvona, kun vakionopeuksisilla tuulivoimaloilla kompensointikondensaattori on kytkettynä. [IEC01] S k _ verkko U V k u,max k S ref (2.4) U kytk Jos liittymispisteessä sallitaan enintään 4 % jännitemuutos saadaan yhtälö 2.4 muotoon 2.5: S k _ verkko u,max k S ref 25 k (2.5) Suurin sallittu välkynnän määrä Mikäli tuotantoyksikkö kytkeytyy tietyn ajanjakson aikana useita kertoja päälle ja pois, lisää se verkossa tapahtuvia jännitemuutoksia, jotka aiheuttavat välkyntää. Vaihteluiden mittaamiseen on kehitetty välkynnän mittausmenetelmä, jossa välkynnän ärsyttävyyttä arvioidaan lyhytaikaisella häiritsevyysindeksillä Pst (10 minuutin ajanjaksolle) ja tämän pohjalta muodostetulla pitkäaikaisella häiritsevyysindeksillä Plt (2 tunnin ajanjaksolle). [Jen00], [SEN01], [Rep03a] Pitkäaikainen häiritsevyysindeksi Plt lasketaan kahdestatoista kahden tunnin aikavälin arvosta. Pitkäaikainen häiritsevyysindeksi Plt riippuu lyhytaikaisesta häiritsevyysindeksistä Pst seuraavasti kaavalla 2.6 [SFS00]: 9

23 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET 12 3, i2 P 3 st lt, (2.6) i P missä P lt on pitkäaikainen häiritsevyysindeksi P st on lyhytaikainen häiritsevyysindeksi i 2 on kahden tunnin aikajakson järjestysluku Standardin SFS-EN mukaan viikon mittausjaksolla jakelujännitteen pitkäaikaista häiritsevyyttä kuvaavan Plt -arvon on oltava 95 % ajasta alle 1 [SEN01]. Tätä tiukempia arvoja on esimerkiksi tuulivoiman edelläkävijämaissa Saksassa, jossa Plt-arvon on kj-verkossa oltava alle ja Espanjassa, jossa Plt-arvon on oltava alle 0.9. [Nie02], [CIG98] Sallitun maksimivälkynnän arviointi voi myös perustua IEC standardiin, joka antaa ohjeelliset suunnittelu- ja emissiorajat kj-verkkoon liitettyjen välkyntälähteiden häiritsevyysindekseille (Plt ja Pst), jotka on annettu taulukossa 2.2. Emissiorajoilla tarkoitetaan yksittäisen välkyntälähteen häiritsevyysindeksien ohjeellisia suunnittelurajoja. [Nie02], [CIG98] Taulukko 2.2. Välkynnän häiritsevyysindeksien suunnittelu- ja emissiorajat keskijänniteverkossa IEC standardin perusteella [Nie02], [CIG98] Välkynnän häiritsevyysindeksi Suunnitteluraja keskijänniteverkossa Emissioraja keskijänniteverkossa (yksittäisen välkyntälähteen) P st P lt Taulukossa 2.2 suositellut välkyntäemissiot perustuvat aina mittauksiin. Standardi IEC määrittelee välkynnän mittausmenetelmän, jota voidaan suoraan käyttää välkynnän mittaamiseen. Yksittäisen välkyntälähteen välkyntäemission arviointi ei kuitenkaan onnistu kyseisellä välkynnän mittausmenetelmällä, koska sen mittaamaan välkyntään vaikuttavat kaikki verkon välkyntälähteet. [Nie02] Yksittäisten välkyntälähteiden välkyntäemission arvioiminen tietyistä lähtöarvoista on kuitenkin mahdollista esim. standardiin IEC perustuvilla välkyntäindeksien laskentaohjelmilla. [Kop03] Monet tuulivoimaloiden valmistajat antavat myös yksikertaiset kaavat häiritsevyysindeksien laskemiseksi käyttämällä valmistajien ilmoittamia voimalaitoskohtaisia kertoimia. IEC standardissa [IEC01] on määritelty kuinka välkyntäkertoimet määritetään tuuliturbiinille, joista edelleen voidaan laskea välkyntä liittymispisteessä. Tuulivoimalan aiheuttama välkyntäemissio määritetään erikseen jatkuvalle toiminnalle ja kytkentätoimenpiteille. Tuulivoimalan aiheuttama välkyntä määritetään myös erikseen yksittäiselle tuulivoimalalle ja useamman turbiinin muodostamalle tuulipuistolle. [IEC01] 10

24 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET Tuulivoimalan jatkuvan toiminnan aikainen välkyntä Plt,k määritetään välkyntäkertoimen cf(k) avulla. Välkyntäkertoimen arvo voi poiketa tuulivoimalan asennuspaikalla voimalan testauspaikan arvosta, jos paikkojen tuuliolosuhteet esimerkiksi turbulenttisuuden osalta eroavat merkittävästi toisistaan. Liittymispisteeltä vaadittava oikosulkuteho Sk_verkko lasketaan yhtälöstä 2.7. Jos samaan pisteeseen on liitetty useita tuulivoimaloita, saadaan näille yhdessä vaadittava oikosulkuteho Sk_verkko,tot yhtälöstä 2.9, missä k on yksiköiden lukumäärä. Tuulipuiston yhteinen välkyntäemissio Plt,tot saadaan yhtälöstä 2.8. Referenssiteho Sref saadaan tuulivoimalan toimiessa nimellisjännitteellä ja -taajuudella näennäistehon 10 minuutin keskiarvona, kun vakionopeuksisilla tuulivoimaloilla kompensointikondensaattori on kytkettynä. [IEC01] S k _ verkko 1 P lt, k c f k Sref (2.7) P P (2.8) lt, tot 2 k 2 lt, k S k _ verkko, tot 1 c f k S ref k (2.9) P lt, tot Välkyntäemissio usein toistuvien kytkentätoimenpiteiden osalta huomioidaan tuulivoimalan välkynnän askelkertoimen kf(k) avulla. Vaadittava oikosulkuteho Sk_verkko lasketaan pitkäaikaisen välkyntäemission suhteen yhtälöstä 2.10, missä Plt on välkyntäemission pitkäaikainen arvo ja N120 on kahden tunnin aikana sallittujen kytkeytymisten määrä. Mikäli samassa liittymispisteessä on useita tuulivoimaloita, on sallittujen kytkeytymisten lukumäärä yksiköiden lukumäärä kertaa kytkeytymisten yksikkökohtainen maksimimäärä. Yhtälöstä 2.11 saadaan samaan pisteeseen kytkettyjen tuulivoimayksiköiden aiheuttama yhteinen välkyntäemissio, missä Plt,k on yksittäisen yksikön k välkyntäemissio. [IEC01] 1 (2.10) 1 Sk verkko k 3, 2 _ 8 f Plt k N120 Sref P P (2.11) lt, tot 3,2 k 3,2 lt, k Muutosilmiöitä voidaan karkealla tasolla arvioida myös edellisiä kohtia suoraviivaisemminkin. Kuva 2.1 esittää jakelujännitteen suositellun suurimman suhteellisen muutoksen muutostaajuuden funktiona. Kuvan 2.1 käyrän perusteella harvoin toistuvan jännitemuutoksen maksimisuuruus saa olla korkeintaan 3 %. Sähköenergialiiton suosituksen [SEN01] mukaan pienvoimalan käynnistyksessä voidaan kuitenkin sallia noin 5 % muutos, kun käynnistys tapahtuu korkeintaan 2 3 kertaa tunnissa. 11

25 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET 10 Jakelujännitteen suhteellinen muutos-% Muutoksia minuutissa / kpl Kuva 2.1. [SEN01] Jakelujännitteen suositeltu suurin suhteellinen muutos muutostaajuuden funktiona YLIAALLOT Harmonisella yliaaltojännitteellä tarkoitetaan sinimuotoista jännitettä, jonka taajuus on jakelujännitteen perusaallon taajuus (50 Hz) kokonaisluvulla kerrottuna. Harmonisia yliaaltojännitteitä on mahdollista arvioida joko yksittäin vertaamalla suhteellista amplitudia perustaajuiseen jännitteeseen tai yhdessä harmonisella kokonaissäröllä (THD, Total harmonic distortion). Hajautetun tuotannon osalta merkittävimpiä yliaaltolähteitä ovat sovellukset, joissa käytetään vaihtosuuntaajia/taajuusmuuttajia. Erilaisten hajautetun tuotannon verkkoonliityntälaitteistojen aiheuttamia yliaaltoja on tarkemmin käsitelty luvussa 3. Yliaaltojen vaikutuksesta verkon häviöt kasvavat, muuntajat ylikuormittuvat ja niiden aiheuttaman lämpenemisen seurauksena monien laitteiden kuormitettavuus laskee. [Jen00] Harmonisten yliaaltojen rajoittamisvaihtoehtoja ovat mm. [Dug02], [San02]: Erilaiset muuntajakytkennät (vaikuttavat vain jännitteisiin, eivät yliaaltovirtoihin) Passiiviset suotimet (viritetty resistiivisiä, kapasitiivisia ja induktiivisia komponentteja yhdistelemällä suodattamaan tiettyä yliaaltotaajuutta tai taajuuskaistaa) Aktiiviset suotimet (yliaaltojen suodatus tehoelektroniikan kytkentälaitteiden avulla, pystyvät seuraamaan kuorman ja yliaaltojen vaihteluita) Pienennetään yliaaltopäästöjä muokkaamalla suuntaajan säätöä Suurin sallittu yliaaltojen määrä Tuotantoyksikkö, joka sisältää paljon tehoelektroniikkaa voi kasvattaa jännitteen särötasoa. Standardissa SFS-EN [SFS00] määritellään raja-arvot viikon tarkastelujaksolla yksittäisten 12

26 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET harmonisten yliaaltojännitteiden 10 minuutin tehollisarvoille. Lisäksi määritellään myös raja-arvo harmoniselle kokonaissärölle (THD). Sähköenergialiiton suosituksen [SEN01] mukaan tuotantoyksikköä suunniteltaessa tulisi kuitenkin käyttää tiukempia tavoitteita kuin standardin SFS-EN [SFS00] vaatima minimitaso, koska käytännössä jo kyseisen standardin rajojen lähestyminen voi aiheuttaa ongelmia verkossa. [SEN01] Tuotantoyksikön aiheuttamat sallitut yliaaltojen määrät on annettava myös virtoina, koska jännitteen säröytyminen verkossa riippuu kussakin verkon osassa kulkevista yliaaltovirroista. Vaikka tuotantoyksikön liittymispisteessä jännitteen käyrämuoto pysyisikin hyväksyttävänä, voivat sen aiheuttamat yliaallot yhdessä muiden käyttäjien verkkoon syöttämien yliaaltojen kanssa aiheuttaa verkon jännitteen liiallisen säröytymisen jossakin muualla. Kun verkkoon syötettäville yliaaltovirroille asetetaan rajoituksia, saadaan verkon yliaaltojen sietokapasiteetti jaettua tasaisesti liittyjien kesken. Taulukosta 2.3 nähdään tuotantoyksikölle sallitut yliaaltovirrat. Sallitun kokonaissärön määränä voidaan Sähköenergialiiton suosituksen [SEN01] mukaan käyttää suunnitteluvaiheessa arvoa 5 %. [SEN01] Taulukko 2.3. Tuotantoyksikölle sallitut yksittäiset yliaaltovirrat In prosentteina liittymän referenssivirrasta IR (esim. sulakepohjaisessa liittymässä pääsulakkeen nimellisvirta). Kokonaissärö saa olla enintään 5%. [SEN01] Järjestysluku Parittomat yliaaltovirrat Parilliset yliaaltovirrat < % 1.0 % % 0.5 % % 0.4 % % 0.2 % % 0.1 % Standardi IEC antaa keskijänniteverkon suositelluksi kokonaissärön yhteensopivuustasoksi 8 % ja indikatiiviseksi suunnittelutasoksi 6.5 % [Nie02]. Tuulivoiman aiheuttaman särön sallitut maksimiarvot on määritelty standardissa IEC [IEC01] ja ne perustuvat IEC standardiin. Tuulivoimalan syöttämät harmoniset yliaallot on määritettävä kullekin harmoniselle virralle ja kokonaissärölle. Harmonisten virtojen laskennassa huomioidaan yliaallot 10 min keskiarvona aina perustaajuuden 50-kertaiseen taajuuteen (2.5 khz) saakka. Nykyisten IGBT - pohjaisten (IGBT, insulated gate bipolar transistor) vaihtosuuntaajien kytkentätaajuus voi olla tätä taajuutta suurempikin, jolloin ne eivät siis tule huomioiduksi harmonisten yliaaltojen määrityksen yhteydessä. [Bur01], [IEC01] Yliaaltovirtojen sallitut arvot in voidaan myös laskea jännitteen sallituista arvoista un yhtälön 2.12 avulla, missä Uperus on jännitteen perusarvo, Zn on säteittäisen verkon impedanssi yliaallolle n, ja Imax ja Smax ovat voimalan maksimivirta ja -näennäisteho. Verkon impedanssia yliaallolle n voidaan arvioida sähköaseman päämuuntajan perustaajuisen oikosulkuimpedanssin ja johdon perustaajuisen reaktanssin summasta, joka kerrotaan yliaallon kertaluvulla. [IEC01] 13

27 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET i n max 2 perus unu perus unu (2.12) Z I Z S n n max Jos samaan pisteeseen on liitetty useita voimaloita, saadaan yliaaltovirtojen yhteisvaikutus selville yhtälöstä Alaindeksi k viittaa yksittäisen tuulivoimalan numeroon ja eksponentti saa arvon 1 jos yliaallon kertaluku on < 5, arvon 1.4, jos kertaluku on 5 ja < 10 tai arvon 2, jos kertaluku on 10. [IEC01] i, (2.13) n i n k k Kun verkossa on useita yliaaltolähteitä ja -nieluja, eivät yliaaltojen vaikutukset verkossa ja verkon eri pisteissä ole selviä. Yliaaltolähteiden aiheuttamat yliaallot voivat olla erivaiheisia esimerkiksi vaihtosuuntaajien erilaisista toteutustekniikoista johtuen, jolloin yliaallot jakeluverkossa eivät suoraan summaudu keskenään. Lisäksi verkon eri komponentit muuttavat yliaaltojen vaihekulmaa ja amplitudia taajuuden funktiona. Yleensä verkon komponenteista ei ole riittävästi tietoa, jotta tietyn pisteen kokonaissärön arviointi laskennallisesti olisi mahdollista. [Rep03a] JÄNNITTEEN LAATUVAIKUTUSTEN ARVIOINTI STANDARDIEN JA SUOSITUSTEN POHJALTA Jatkuvan tilan suurimman sallitun suhteellisen jännitteennousun sekä kytkennän aiheuttaman nopean jännitemuutoksen laskentaan perustuva suunnittelu voi liian kevyin perustein rajoittaa sallitun verkkoon liitettävän maksimituotantotehon määrää ja näin ollen johtaa usein yli-investointeihin keskijänniteverkossa, mikä ei ole verkkoyhtiön, tuottajan eikä muidenkaan asiakkaiden edun mukaista. Esimerkiksi tuulivoimaa liitettäessä vaatimus siitä, että verkon oikosulkutehon on liittymispisteessä oltava vähintään kertaa generaattorin nimellisteho on erittäin korkea, vaikka tiedetään että suuria tuulipuistoja on hyvällä menestyksellä liitetty sellaisiinkin verkon pisteisiin missä tämä suhde on ollut niinkin alhainen kuin 6 [Jen00]. Ongelmana on tosin myös se, että monet jakeluverkon suunnitteluohjelmat eivät sovellu hajautetun tuotannon todellisten verkostovaikutusten arviointiin ollenkaan tai niiden ominaisuudet ovat tässä suhteessa vielä nykyisin hyvin rajallisia. Välkynnän ja yliaaltojen arviointiin tavanomainen jatkuvan tilan tehonjaon laskentaan tarkoitettu jakeluverkon suunnitteluohjelmisto, joka olettaa jännitteiden ja virtojen olevan täysin sinimuotoisia ja virtojen jakautuvan symmetrisesti eri vaiheiden kesken, ei kuitenkaan tule sellaisenaan soveltumaan. Välkynnän ja yliaaltojen arviointi vaatisikin muutostilanteiden tarkasteluun tarkoitettujen ohjelmien käyttöä. Tosin yliaaltoja voidaan myös tarkastella erityisellä yliaaltoja käsittelevällä tehonjaolla. Tässä vaiheessa, kun hajautettua tuotantoa on jakeluverkossa vielä suhteellisen vähän, voidaan välkynnän ja yliaaltojen arviointi vielä perustaa esimerkiksi lukujen ja periaatteisiin. Hajautetun tuotannon lisääntyessä muutostilanteiden laskennan tarve tulee todennäköisesti kuitenkin kasvamaan, koska ne mahdollistavat myös stabiilisuus-, vikavirta- ja suojauksen koordinointiin liittyvät tarkastelut. Tässä työssä on kuitenkin rajoituttu vain perinteiseen 14

28 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET tehonjaonlaskentaan pohjautuvien jatkuvan tilan ilmiöiden tarkasteluun, jonka vuoksi ei tuotantoyksikön välkyntä- ja yliaaltovaikutukseen ole paneuduttu enää tarkemmin seuraavissa luvuissa. Minkäänlaista tietoa tuotantoyksikön liittämisen taloudellisista vaikutuksista muuttuviin kustannuksiin, kuten häviökustannuksiin ja kantaverkkomaksuihin, ei kuitenkaan saada pelkkiä jännitteen laatuvaikutuksia arvioimalla. Seuraavassa luvussa käydään läpi hajautetun tuotannon vaikutusta verkkoyhtiön kustannuksiin ja näiden kustannusten kohdistamisen periaatteita sekä pääoma- että operatiivisten kustannusten osalta. 2.2 Taloudelliset vaikutukset Uuden tuotantoyksikön liittäminen keskijänniteverkkoon vaikuttaa jakeluverkkoyhtiön kustannuksiin monin eri tavoin. Tuotantoyksikön verkkoyhtiölle aiheuttaman kustannusvaikutuksen perusteella hinnoitellaan uuden voimalan verkkopalvelut liittymis- ja siirtomaksun muodossa. Sähkömarkkinalain [Säh95] mukaan maksujen on oltava kohtuullisia, perusteltuja, tasapuolisia, avoimia ja syrjimättömiä sekä ne eivät saa rajoittaa sähkökaupan kilpailua. Verkkoon liittyvältä asiakkaalta peritään siis kohtuullinen verkkoon liittymisen kustannuksia vastaava maksu (liittymismaksu) ja osuus jakelutoiminnan kustannuksista ja kohtuullisesta katteesta (siirtomaksu), joita liittymismaksu ei kata. Erityyppisten asiakkaiden välillä siirtohinnat voivat vaihdella, mutta samantyyppisillä asiakkailla hinnoitteluperiaatteiden tulee olla yhtenäiset ja hinnoittelun tulee vastata mahdollisimman tarkasti kyseisen asiakasryhmän palvelemisesta syntyneitä kustannuksia. Koska eri verkkoyhtiöillä on erilaiset kustannusrakenteet, voivat niiden kustannusvastaavasti määritellyt liittymis- ja siirtomaksut vaihdella paljonkin, mikä näin ollen myös vaikuttaa sähköntuottajien kilpailukykyyn. Lakimuutos 1130/2003 [Lak03] antaa entistä yksiselitteisemmät ohjeet tuotantolaitoksen liittämistä varten. Verkonhaltijan on annettava liittymistä haluavalle tuottajalle kattava ja yksityiskohtainen arvio liittämisen kustannuksista. Verkonhaltijan on laadittava ja julkaistava säännöt järjestelmäasennusten, kuten verkkoyhteyksien ja verkkojen vahvistamisen, aiheuttamien kustannusten jaosta kaikkien asennuksesta hyötyvien kesken. Lain muutoksen 1130/2003 [Lak03] tavoitteena on saada verkkopalveluiden hinnoittelua vielä nykyistäkin kustannusvastaavammaksi eri asiakasryhmien ja verkkoyhtiön eri maksujen välillä. Lakimuutoksella halutaan yksiselitteisemmin tuoda esille tuotantolaitoksen liittymisestä mahdollisesti syntyvien hyötyjen huomioonottaminen hinnoittelussa. Hyötyjä ovat esimerkiksi kantaverkkomaksujen ja häviöiden pieneneminen tai verkostoinvestoinnin tarpeen siirtäminen. On kuitenkin syytä huomioida, että nämä hyödyt saattavat muuttua ajan kuluessa, kun verkon tuotanto- ja/tai kuormitusrakenne muuttuu. Tuotantoyksikön aiheuttamien kustannus-/ hyötyvaikutusten päivittäminen usein, esimerkiksi aina uuden suuren tuotantoyksikön liittyessä verkkoon, ja sitä kautta maksun suuruuden muuttaminen ei kuitenkaan olisi tuottajien sijoittumis- ja pitkäntähtäimen yms. suunnitelmien kannalta toivottavaa. Esityksessä mainitut mahdolliset hyödyt riippuvat merkittävästi myös tuotantolaitoksen sijainnista jakeluverkossa suhteessa muihin tuottajiin ja kuluttajiin sekä näiden keskinäisestä korreloinnista ajan suhteen. Hallituksen esityksen 95/2003 [Hal03] perusteluissa kuitenkin todetaan, ettei muutos merkitse siirtymistä liittymispistekohtaiseen 15

29 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET hinnoitteluun, vaan pistehinnoittelu ja etäisyydestä riippumaton hinnoittelu muodostavat edelleen perustan siirtomaksujen hinnoittelulle, mikä on kuitenkin ristiriidassa tuotantoyksikön hyötyjen huomioimisen kanssa. Tällä hetkellä tuotannon jakeluverkon siirtomaksut kuitenkin vaihtelevat hyvin paljon yhtiöstä toiseen. Joissakin yhtiöissä maksut voivat olla negatiivisia, kun toisissa kohtelu vastaa samansuuruista kuluttajaa [Ene98], [Lem98]. Sähkömarkkinalain edellyttämästä sijaintipaikkariippumattomasta hinnoittelusta huolimatta negatiiviset siirtomaksut todennäköisesti ottavat jollain tasolla huomioon tuotantoyksikön vaikutuksen kantaverkkomaksujen ja häviöiden vähenemiseen tai verkon vahvistustarpeen siirtämiseen. Esimerkiksi Tanskassa on lämpövarastoilla varustetulle CHPtuotannolle otettu käyttöön vuorokaudenajan mukaan vaihtelevia maksuja [Lun03], joilla verkkoyhtiöt voivat ohjata tuotantoa. Tällä tavoin verkkoyhtiöt voivat esimerkiksi välttää verkon siirtokapasiteetin ylittymisen alhaisen kuormituksen aikana ja vähentää kantaverkkomaksujaan ohjaamalla tuotantoa niihin ajankohtiin, kun kuormitus on suurempi ja kantaverkkomaksutkin mahdollisesti korkeampia. Suomessakin on useilla sähköyhtiöillä ollut jo pitkään jakeluverkossaan huipunleikkaukseen ja varavoimatuotantoon tarkoitettuja yksiköitä. Tosin nykyisin verkkoyhtiöillä ei kyseisiä tuotantoyksiköitä ole, vaan ne ovat tuotantoyhtiöiden omistuksessa. Tuotantoyksikön jakeluverkkoon liittämisen tarjoamien hyötyjen käyttämättä jättäminen olisi kaikkien, niin tuottajan, verkkoyhtiön kuin kuluttajienkin, näkökulmasta epäedullista. Sen vuoksi tuotannon mahdollisten hyötyjen hyvittäminen sen maksamissa maksuissa olisikin ymmärrettävää. Kuvassa 2.1 on pääpiirteittäin kuvattu uuden tuotantoyksikön verkkoon liittämisen kustannusvaikutusten kohdistaminen tuottajan liittymis- ja siirtomaksuun. Huomattavaa on, että tällä hetkellä jakeluverkkoyhtiöiden siirtomaksut sisältävät vaihtelevasti yhden tai useita kuvassa 2.1 mainituista siirtomaksun maksukomponenteista (teho-, kiinteä-, energia-, ja loistehomaksu). Valvonnan ja vertailun helpottamiseksi siirtomaksujen muodostamisessa olisi kuitenkin hyvä pyrkiä yleispätevyyteen, jolloin kaikki verkkoyhtiöt kohdistaisivat samat kustannuserät samoihin maksukomponentteihin. Kuva 2.1. Uuden tuotantoyksikön verkkoon liittämisen kustannusvaikutusten kohdistaminen tuottajan liittymis- ja siirtomaksuun 16

30 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET PÄÄOMAKUSTANNUSTEN KOHDISTAMINEN VERKKOPALVELUMAKSUIHIN Liittymän rakentamisesta syntyy kustannuksia verkkoyhtiölle niin fyysisen yhteyden luomisesta liittymispisteestä verkkoon kuin asiakkaan liittämisestä tiedonhallinta- ja laskutusjärjestelmiin. Lisäksi verkkoyhtiön on tarkistettava verkkoon liittyvien sähköjärjestelmien turvallisuus ja soveltuvuus osaksi muuta sähköverkkoa. Nämä kertaluonteiset investointikustannukset voidaan periä täysimääräisesti tuottajalta. Mikäli tuottajan verkkoon liittäminen aiheuttaa verkkokomponenttien kapasiteetin ylittymistä ja uusimistarvetta muualla verkossa (ns. verkoston kehittämisinvestointeja) ei ole olemassa selkeää jakoperustetta siitä, että kuinka suuri osa näistä investointikustannuksista mahdollisesti sisällytetään liittymismaksuun, koska verkkoyhtiöillä on myös verkon kehittämisvelvollisuus, jonka mukaisesti verkkoa on kehitettävä palvelemaan asiakkaiden kohtuullisia tarpeita ja tuottajien tullessa verkkoon on verkkoa kehitettävä sen mukaisesti. [Ene98] Monissa tapauksissa on verkossa, johon voimala liittyy, myös muita asiakkaita (tuottajia/kuluttajia), jotka varaavat kapasiteetista oman osuutensa. Tämän vuoksi ei koko verkon vahvistusinvestoinnin periminen liittymismaksussa siltä tuottajalta, jonka liittyminen aiheutti verkon vahvistustarpeen, ole perusteltua, koska verkon vahvistaminen hyödyttää myös muita verkon asiakkaita. Tällöin verkkoyhtiön tulisi hoitaa se normaalina lain mukaisena verkonparannustoimintana ja periä kustannukset kaikilta asiakkailta siirtomaksujen (tehomaksut) muodossa. Tilanteissa, joissa verkon investoinnista hyötyy pääasiassa vain yksi tuottaja, jolta verkkoyhtiö voi perustellusti periä korkeamman liittymismaksun, on järkevää veloittaa myös myöhemmin samaan paikkaan tulevilta tuottajilta osa kustannuksista, etteivät nämä pääse hyötymään ilmaiseksi ensimmäisen liittyjän investoinnista ja vääristämään kilpailutilannetta. Samassa yhteydessä verkkoon ensimmäisenä liittyneelle tuottajalle palautettaisiin osa tämän maksamista maksuista. Mikäli muiden tuottajien tulo samalle alueelle ei ole varmaa, investoinnin kustannukset voivat nousta niin suuriksi, ettei yksittäisellä tuottajalla ole varaa liittyä. [Ene98], [Jen00] Tuotantoyksikkö, jonka tuotanto on varmaa, voi tietyissä tapauksissa, esimerkiksi huipunleikkausvoimaloiden kohdalla, myös siirtää kuormituksen kasvun aiheuttaman normaalin verkon vahvistustarpeen kauemmaksi tulevaisuuteen. Tällaisessa tapauksessa, kun tuottajalla on verkon investointitarvetta pienentävä vaikutus, voidaan kyseiselle tuottajalle tapauskohtaisesti myöntää hyvitystä esimerkiksi alhaisempana liittymismaksuna. Hyvityksen mahdollisuutta mietittäessä on muistettava että kulutus ei kuitenkaan saa kasvaa kovin nopeasti, koska muutoin kuorman kasvu ylittää tuotantoyksikön kapasiteetin. Tariffien muodostamisessa on myös huomioitava, että mikäli siirtomaksuun sisältyy siirrettävän tehon suuruudesta riippuva komponentti (tehomaksu), johon kohdistetaan yleensä siirtokapasiteetin kasvattamiseksi tehtyjen verkon kehittämisinvestointien aiheuttamat kustannukset, tulee niiden suuruuteen tuottajilla vaikuttaa se miten suurelta osin ne ovat jo liittymismaksussaan joutuneet osallistumaan kyseisiin kustannuksiin. On myös hyvä muistaa, että tehoperusteiset maksut kohdistuvat 17

31 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET kiinteää maksua ja energiamaksua voimakkaammin alhaisen huipunkäyttöajan tuotantotapoihin, kuten esimerkiksi tuulivoimaan. [Ene98] OPERATIIVISTEN KUSTANNUSTEN KOHDISTAMINEN VERKKOPALVELUMAKSUIHIN Tuottajien ja kuluttajien liittämisestä verkkoon syntyy kiinteitä kuluja, jotka eivät aina riipu tuotetusta tehosta tai energiasta, vaan esimerkiksi asiakastyypistä. Nämä kustannukset peritään asiakkailta useimmiten siirtomaksuun liittyvällä kiinteällä maksulla. Kiinteän maksun suuruudella jakeluverkkoyhtiö voi varmistaa tulovirtaansa, vaikka tuotantolaitos ei jostain syystä tuottaisikaan sähköä verkkoon. Tuottajan kannalta taas suuri kiinteä maksu voi olla riski, jos tuotetun sähkön määrä ja täten saadut myyntitulot jäävät pieniksi. Kiinteään maksuun kohdistettavia kustannuksia ovat muun muassa taselaskennan, laskutuksen ja muun asiakaspalvelun kulut, joita syntyy henkilöstöstä ja tietojärjestelmistä. Käyttötoiminnan ja kunnossapidon kiinteinä pidettävät kustannukset riippuvat käytönvalvontajärjestelmästä, käyttö- ja kunnossapitohenkilöstön määrästä ja tarvikekustannuksista. Kunnossapitokustannusten osalta verkkoon liittyjä osallistuu oman ja sitä ylempien jänniteportaiden kustannuksiin. Yksinkertaisuuden vuoksi kunnossapitokustannuksia voidaan pitää kiinteänä vuosikustannuksena, joka jaetaan kaikille asiakkaille. Lisäksi verkkoyhtiössä syntyy muun muassa yleishallinnosta ja vuokrista kiinteitä kustannuksia, jotka myös voidaan jakaa kaikille asiakkaille. Kaiken kaikkiaan kiinteiden kustannusten tulisi olla samansuuruisia vastaavankokoisten tuottajien ja kuluttajien kesken. [Ene98] Sähköverkkoa käytettäessä syntyy myös monia siirrettävästä energiamäärästä riippuvia muuttuvia kustannuksia, jotka voidaan kohdistaa siirtotariffiin energiaperusteiseen maksuun. Tällaisia kustannuksia ovat mm. häviö- ja kantaverkkomaksut. Häviökustannukset Hajautettu tuotanto muuttaa verkon tehonjakoa ja häviöitä. Usein tuotanto pienentää 110/20 kilovoltin muuntajien muuntohäviöitä, ja vaikutus muihinkin häviöihin on yleensä niitä pienentävä, vaikka päinvastaisia tapauksiakin on. Mikäli kuormitusta pienempi tuotantoyksikkö sijaitsee lähellä kulutusta, pienenevät häviöt myös johtolähdöllä. Jos taas suuri hajautetun tuotannon yksikkö sijaitsee kaukana kulutuksesta, on todennäköistä, että häviöt lisääntyvät. Jakeluverkkoyhtiö ei voi myöskään juurikaan ohjata tuotantoyksiköitä sijoittumaan ja toimimaan häviökustannusvaikutuksen kannalta edullisesti, koska esimerkiksi sääolosuhteista riippuvien tuotantomuotojen tuotanto on suurelta osin satunnaista ja uusiutuviin energiamuotoihin perustuvat laitokset sijoitetaan sinne, missä on hyvät tuuliolosuhteet, lämmön tarvetta ja/tai polttoaineita helposti saatavilla. Häviöt lisäävät sähkön hankintakustannuksia ja nopeuttavat verkoston saneeraustarvetta. Suuri osa häviöenergiasta on suuren hankintatehon aikaista kallista energiaa. [Lak96], [Lem98] Tietyn tuotantoyksikön häviökustannusvaikutuksen arvionti ei käytännössä ole kuitenkaan kovin yksinkertaista, koska syntyviin häviöihin vaikuttavat tuottajien ja kuluttajien koot, keskinäinen sijoittuminen, tehokertoimet, ajallinen korrelaatio tuotannon ja kulutuksen kanssa, loistehon kompensointi, verkon johtolajit ja -pituudet sekä jännitteensäädön toteutustapa. Käytännössä tällä hetkellä jakeluverkkoyhtiöllä ei juuri olekaan mahdollisuutta realistisesti arvioida tietyn tuotantoyksikön häviökustannusvaikutuksen suuruutta. 18

32 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET Marginaaliset häviökertoimet (MLC) Tuotantoyksikön häviövaikutuksen/-osuuden arvioinnissa, voimalan sijainnin ja ajallisen vaihtelun huomioimiseksi, voidaan käyttää esimerkiksi marginaalisia häviökertoimia (marginal loss coefficients, MLC), joiden avulla kunkin ajanhetken häviöt jaetaan säteittäisessä verkossa kuormitus- ja tuotantopisteille [Jen00], [Mut00]. Häviöiden jakamiseen on olemassa myös muita laskentamenetelmiä, joiden kuormitus- ja tuotantopisteille antamat häviöosuudet eivät välttämättä täysin vastaa toisiaan. Marginaaliset häviökertoimet pätötehohäviöiden jakamiseksi jakeluverkossa mittaavat muutosta kokonaispätötehohäviöissä (Pkokhäviöt) kuormituksen tai tuotannon marginaalisen pätö- ja loistehon muutoksen seurauksena (kaava 2.14). MLC MLC P kokhäviöt _ Pi (pätötehoon liittyvät marginaaliset häviökertoimet) Pi P kokhäviöt _ Pi (loistehoon liittyvät marginaaliset häviökertoimet) Pi (2.14) Marginaaliset häviökertoimet voidaan määrittää suhteellisen helposti perinteisestä tehonjaonlaskennasta (esim. Newton-Raphson, liite 1). Liitteessä 2 on lyhyesti esitetty marginaalisten häviökertoimien määrittäminen tietylle ajanhetkelle lasketusta verkon tehonjaosta. Marginaaliset häviökertoimet voivat olla joko negatiivisia tai positiivisia sen mukaan lisääkö vai vähentääkö kyseisen pisteen kuormitus/tuotanto häviöitä sillä hetkellä. Esimerkiksi kuormituksen negatiivinen häviökerroin tarkoittaa sitä, että kyseinen kuormitus lisää häviöitä sillä hetkellä, kun taas tuotannolla negatiivinen häviökerroin kertoo samaisen yksikön vähentävän häviöitä kyseisellä ajanhetkellä. [Jen00], [Mut00] Kantaverkkomaksut Hajautettu tuotanto vaikuttaa myös jakeluverkkoyhtiön maksamiin kantaverkkomaksuihin. Taulukossa 2.4 on esitetty kantaverkkoyhtiö Fingridin vuoden 2004 kantaverkkomaksujen yksikköhinnat lukuunottamatta tuonnin ja viennin markkinarajamaksua. Kuten taulukosta nähdään, käyttömaksuissa säästö on suurempi, jos kantaverkosta ottoa voidaan vähentää talviarkipäivänä, sillä talviarkipäivänä käyttömaksu kantaverkosta otolle on huomattavasti suurempi kuin muuna aikana. Verkkoyhtiön kannalta hajautetusta tuotannosta on hyötyä, jos kaikki tuotanto kulutetaan jakeluverkon alueella eikä sitä syötetä kantaverkkoon. Mikäli huomattavan paljon tuotantoa siirretään kantaverkkoon sellaisena ajanhetkenä, jolloin siirto kantaverkosta jakeluverkkoon oli ennen tuotannon lisäystä todella pientä, kasvattaa tuotantoyksikkö jakeluverkkoyhtiön kustannuksia. Mutta käytännössä tilanne ei yleensä ole kuitenkaan näin yksioikoinen, vaan tuotannon vaikutus kantaverkkomaksuihin riippuu tuottajien ja kuluttajien koosta ja niiden keskinäisestä ajallisesta korreloinnista. Käytännössä jakeluverkkoyhtiöllä ei vielä nykyisin ole suunnitteluvaiheessa todellista mahdollisuutta kantaverkkomaksuvaikutuksen arvioimiseen sääolosuhteista riippuvien tuotantomuotojen kohdalla. Toisaalta myöskään sääolosuhteista riippuvalla tuotannolla ei ilman energian varastointia ole mahdollisuutta tarkoitushakuisesti alentaa jakeluverkkoyhtiön talviarkipäivinä maksamia kantaverkkomaksuja. Tämän takia näiden kaltaisille tuotantomuodoille ei tulisi soveltaa vuoden-/vuorokaudenajan mukaan 19

33 2 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET vaihtelevia energiamaksupohjaisia siirtomaksuja niiden arviontiin liittyvien merkittävien epävarmuustekijöiden kuten esimerkiksi tuotannon suuruuden ja ajankohdan huonon ennustettavuuden takia. Sen sijaan huipunleikkaukseen käytettyjen voimaloiden ja kaukolämmön tuotantoon tarkoitettujen CHP-voimaloiden voidaan karkealla tarkkuudella arvioida vähentävän kantaverkkomaksuja, mikä voidaan hyvittää niille jopa negatiivisena energiamaksuna. Taulukko 2.4. Vuoden 2004 kantaverkkomaksujen yksikköhinnat (eivät sisällä veroja) [Fin04] /MWh Markkinapaikkamaksu / kulutus 1.30 Käyttömaksu / kantaverkosta otto Talviarkipäivä ( ), klo 7-22 Muu aika Käyttömaksu / kantaverkkoon anto 0.24 Pieni tuotantoyksikkö voi vähentää myös markkinapaikkamaksua, jota maksetaan kaikesta kulutuksesta. Markkinapaikkamaksun määrityksessä kulutuksella tarkoitetaan jakeluverkkoyhtiön oman jakeluverkon sähkön kulutusta, joka lasketaan jakeluverkkoon liitettyjen yli 1 MVA:n kokoisten generaattoreiden nettotuotannon ja kantaverkosta oton summana, josta vähennetään kantaverkkoon syötetty sähköenergia (kaava 2.15). kulutus = kantaverkosta otto + tuotanto (yli 1 MVA:n yksiköt) kantaverkkoon anto (2.15) Raja on laitoskohtainen, minkä vuoksi useamman alle 1 MVA:n laitoksen muodostaman ryhmän, esimerkiksi tuulipuiston, tuotantoa ei lasketa mukaan markkinapaikkamaksun perusteena olevaan kulutukseen [Fin04]. Jakeluverkkoyhtiön kannalta, kuten myös tuottajien kannalta mikäli verkkoyhtiö kohdistaa saamansa hyödyn niiden siirtomaksuun, on siis kannattavampaa liittää alle 1 MVA:n tuotantoyksiköitä verkkoonsa. Verovelvollisuuden piiriin taas kuuluvat teholtaan yli 2 MVA:n tuotantolaitokset [Sil99]. Voi kuitenkin olla, että edellä mainittuja rajoja tullaan tulevaisuudessa laskemaan. Osa jakeluverkkoyhtiöistä perii siirtomaksua myös loistehosta. Useimmissa tapauksissa käytössä on kuitenkin vapaa loistehoikkuna, jossa sallitaan 16 tai 20 % osuus syötettävän pätötehon määrästä. Keskijänniteverkossa hajautettu tuotanto voi vaikuttaa myös loistehon siirrosta johtuviin verkostoinvestointeihin. Loistehon siirto lisää verkon häviöitä ja varaa pätötehon siirtokapasiteettia. Loistehomaksulla ohjataankin tuottajia kompensoimaan itse loisteho paikallisesti. 20

34 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEIS- TOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Tässä luvussa tarkastellaan pääpiirteittäin tyypillisimpien kj-verkkoon kytkettävien hajautetun tuotannon verkkoonliityntälaitteistojen, generaattoreiden ja taajuusmuuttajien, ominaisuuksia tuotannon ohjattavuuden ja jännitteen laatuvaikutusten näkökulmasta. Lisäksi tehdään lyhyt katsaus sellaisten hajautetun tuotannon tuotantoteknologioiden verkkoonliityntälaitteistoihin, jännitteen laatuvaikutuksiin ja tuotannon ohjattavuuteen, joita on liitetty tai tullaan tulevaisuudessa mahdollisesti liittämään kj-verkkoon. 3.1 Verkkoonliityntälaitteistot EPÄTAHTIGENERAATTORI Epätahtigeneraattorit jaetaan roottorikäämityksestä riippuen oikosulkugeneraattoreihin ja liukurengasgeneraattoreihin. Oikosulkugeneraattorissa roottorikäämit oikosuljetaan roottorin kummassakin päässä oikosulkurenkain ja näin saadaan aikaan ns. häkkikäämitys. Liukurengasgeneraattorissa roottorikäämien päät tuodaan liukurenkaiden avulla roottorista ulos. Epätahtigeneraattorin tehokerroin cos(φ) nimellisteholla on noin riippuen generaattorin koosta ja valmistajasta. Epätahtigeneraattorin tuottaman pätötehon ja sen kuluttaman loistehon suhdetta ei voi muuttaa, eikä se sovellu tarkkaan jännitteen tai taajuuden säätöön. Epätahtigeneraattorin loistehonkulutuksen ja tuotetun pätötehon suhde voidaan kuvata kaavalla (3.1): Q Q etg Netg a etg P P etg Netg 2 b etg, (3.1) missä Qetg on generaattorin ottama loisteho, QNetg on generaattorin ottama loisteho nimellisteholla, Petg on generaattorin tuottama pätöteho, PNetg on generaattorin nimellisteho ja aetg, betg ovat parametreja joiden arvot esim kw epätahtigeneraattoreille ovat noin 0.4 ja 0.6. [Jen00], [Lem95] Kompensointikondensaattorit Epätahtigeneraattorin jännitettä ei siis voida suoraan säätää, mutta välillisesti siihen voidaan vaikuttaa kompensoimalla sen kuluttamaa loistehoa. Epätahtigeneraattorin verkosta ottamaa loistehoa pienennetään yleensä paikallisilla, epätahtigeneraattorin napoihin kytketyillä kompensointikondensaattoreilla. Tuulivoimalasovelluksissa ne on useimmiten mitoitettu niin, että ne tuottavat epätahtigeneraattorin tyhjäkäyntitarvetta vastaavan määrän loistehoa ja loput tarvittavasta loistehosta otetaan verkosta. Kondensaattorin tuottaman loistehon määrä riippuu jännitteestä. Pätötehon tuotannon lisääntyessä, kun epätahtigeneraattorin ja kuormien loistehon kulutus lisääntyy, kasvaa myös kondensaattorin tuottama loisteho. Suunnitteluvaiheessa on varmistettava, etteivät verkon yliaallot aiheuta resonanssia kompensointikondensaattorin kanssa. [Jen00], [Lem95], [Sil99]

35 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Käynnistysvirran rajoitus (pehmokäynnistin) Epätahtigeneraattoria ei tarvitse tahdistaa verkkoon. Suorassa käynnistyksessä oikosulkugeneraattori ottaa kuitenkin hyvin suuren käynnistysvirran, joka voi olla nimellisvirtaan nähden 3 10 kertainen. Tämän takia epätahtigeneraattorien kanssa käytetään yleensä tyristoripohjaisia pehmokäynnistimiä. Virta rajoitetaan yleensä enintään epätahtigeneraattorin nimellisvirran suuruiseksi. Pehmokäynnistimet ovat verkossa yleensä vain muutamia sekunteja, jonka jälkeen ne ohitetaan kontaktoreilla. Vaikka pehmokäynnistimet tuottavatkin yliaaltoja verkkoon, eivät ne muutaman sekunnin verkossa olollaan vielä aiheuta mainittavaa haittaa sähkön laatuun, mikäli generaattoria ei irroteta ja kytketä verkkoon useita kertoja lyhyen ajan sisällä. [Bur01], [Jen00], [Lem95], [Sil99] TAHTIGENERAATTORI Tahtikoneessa roottori pyörii koneen sisäisen magneettikentän, ja siten myös syöttävän verkon, kanssa tarkalleen samalla nopeudella, ns. tahtinopeudella. Tahtikoneet voidaan jakaa avo- ja umpinapakoneisiin. Umpinapaisen tahtigeneraattorin tuottama pätö- ja loisteho voidaan lausua napajännitteen Vtg (sama kuin verkon vaihejännite), sähkömotorisen voiman Etg, tahtireaktanssin Xd ja tehokulman δtg (sähkömotorisen voiman ja verkkojännitteen vektoreiden välinen kulma) avulla (kaavat 3.2 ja 3.3). P tg Vtg Etg 3 sin tg (3.2) X d Q tg 2 Vtg Etg Vtg 3( cos tg ) (3.3) X X d d Pätötehoa säädetään voimakoneen liike-energian avulla, joka vaikuttaa saatuun vääntömomenttiin ja sitä kautta kulmaan δtg. Loistehoa voidaan säätää generaattorin magnetointivirralla (ali- ja ylimagnetoimalla), mikä muuttaa sähkömotorisen voiman Etg suuruutta. Toimiessaan ylimagnetoituna tahtigeneraattori syöttää verkkoon loistehoa ja vastaavasti alimagnetoituna kuluttaa loistehoa. Perinteiset keskitetyn tuotannon tahtigeneraattorit on tyypillisesti mitoitettu siten, että tehokertoimen nimellisarvo on ylimagnetoituna 0.8. Tahtigeneraattorin magnetointiin on käytössä kaksi magnetointimenetelmää, harjallinen ja harjaton, joista vähemmän huoltoa vaativa harjaton magnetointi on nykyisin yleisemmin käytetty. Jos tahtigeneraattorin magnetointiin käytetään kestomagneetteja, ei generaattori tarvitse ulkoista magnetointilähdettä, jolloin myös käytön hyötysuhde paranee. Kestomagnetoiduilla generaattoreilla ei kuitenkaan yli- ja alimagnetoinnilla voida sellaisenaan vaikuttaa loistehon tuotantoon, kuten sähköisesti magnetoiduilla tahtikoneilla, koska roottorin kestomagneettien vuota ei voida muuttaa mielivaltaisesti. Kestomagnetoidun tahtikoneen yli- ja alimagnetointi on mahdollista toteuttaa staattorijännitteen suuruutta muuttamalla. [Han01], [Rep00], [Tuu01] Tahtigeneraattoreiden yhteydessä voi esiintyä nollavaiheen harmonisia yliaaltoja, jotka voivat vaikuttaa generaattorin toimintaan ja tehokkuuteen. Generaattorimuuntajan kytkennän ollessa tähti- 22

36 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT tähti voivat yliaallot levitä myös yleiseen jakeluverkkoon, kun taas kolmio tähti -kytketyllä muuntajalla ongelma pysyy generaattorin puolella. [Dug02] Tahtigeneraattoreita on mahdollista käyttää taajuuden säätöön pätötehon tuotantoon vaikuttamalla ja jännitteensäätöön loistehon tuotantoa muuttamalla. Tahtigeneraattorin pätötehon ja jännitteen säädölle on kuitenkin olemassa tietyt rajat. Pätötehon minimi- ja maksimiarvo määräytyvät tahtigeneraattoria pyörittävän voimakoneen (turbiinin ja kattilan) perusteella. Erityisesti taajuuden säädössä huomioitava myös säädön nopeus eli kuinka nopeasti (MW/s) turbiinisäätäjä kykenee reagoimaan taajuudeen muutokseen. Jännitteen säädössä generaattorin loistehorajat määräytyvät magnetointi- ja staattoripiirin termisen kestoisuuden perusteella. Loistehorajat on mahdollista ilmoittaa joko loistehon / tehokertoimen minimi- ja maksimiarvoina tai vielä tarkemmin PQ-diagrammina. Todelliset maksimirajat staattori- ja magnetointivirralle riippuvat tuotetun pätö- ja loistehon lisäksi myös jännitteestä. Tyypillisesti tahtigeneraattori mitoitetaan niin, ettei staattorivirtaraja nimellisjännitteellä toimittaessa (untg=1.04 kuvassa 3.1) rajoita generaattorin toimintaa. Mutta mitä alhaisemmaksi generaattorin napajännite laskee, sitä merkittävämmäksi rajoitusehdoksi staattorivirtaraja muodostuu. Alimagnetointiraja määräytyy tahtigeneraattorin jännitteensäätäjän ja sähköjärjestelmän välisen vakaan toiminnan (stabiilisuuden) perusteella. [Rep03a] Kuva 3.1. Esimerkki tahtikoneen PQ-diagrammista [Rep03a] 23

37 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT TAAJUUSMUUTTAJAT JA VAIHTOSUUNTAAJAT Sovelluksissa, joissa joko epätahti- tai tahtigeneraattorin tuottama vaihtosähkö on liian korkea- tai matalataajuista, tarvitaan taajuusmuuttaja sen muuttamiseksi verkkotaajuiseksi. Taajuusmuuttaja koostuu tasa- ja vaihtosuuntaajasta sekä näiden välillä olevasta välipiiristä. Taajuusmuuttajien käyttö on yleistynyt mm. muuttuvanopeuksisissa tuulivoimaloissa, koska tällöin generaattorin pyörimisnopeus ei ole enää riippuvainen verkon taajuudesta ja generaattorin napaluvusta. Sen ansiosta vaihtelevasta tuulesta saadaan tuotettua paremmalla hyötysuhteella sähköä verkkoon. [Jen00] Tuulivoimaloiden ohella taajuusmuuttajia käytetään käytetään myös mikroturbiineissa. Poltto- ja aurinkokennoissa taas käytetään vaihtosuuntaajia, niiden tuottaman tasasähkön muuttamiseksi verkkotaajuiseksi vaihtosähköksi. Kuvassa 3.2 on perinteinen tasavirtavälipiirillinen taajuusmuuttaja, jonka verkkokommutoitu vaihtosuuntaaja on toteutettu tyristorikytkimin, kuten tasasuuntaajakin jonka tasasuuntaus voi tosin olla ohjatun sijaan myös diodeilla toteutettu. Yksi tämän ratkaisun huonoista puolista on se, että tehokerroin on yleensä melko huono ja sitä ei voida säätää. Eli kyseisen kaltaisella taajuusmuuttajalla varustetut tuotantoyksiköt eivät voi ohjata loistehon tuotantoa/kulutusta eivätkä täten osallistua aktiiviseen jännitteen säätöön. Kyseinen taajuusmuuttajaratkaisu myös tuottaa huomattavia määriä matalataajuisia harmonisia yliaaltoja verkkoon, joiden vähentämiseksi tarvitaan suotimia. [Jen00] Kuva 3.2. Tasavirtavälipiirillinen taajuusmuuttaja, jossa generaattori on kytketty verkkoon verkkokommutoidulla tyristorikytkimin varustetulla vaihtosuuntaajalla Kuvassa 3.3 on uudempi tasajännitevälipiirillinen pulssinleveysmoduloitu (PWM, pulse width modulation) taajuusmuuttaja, jonka itsekommutoitu tasa-/vaihtosuuntaajat on toteutettu IGBTkytkimin. Tämä ratkaisu mahdollistaa tehokertoimen säädön tietyissä rajoissa ja siten loistehon tuotannon/kulutuksen asettelun haluttuun kiinteään arvoon sekä myös osallistumisen aktiiviseen jännitteen säätöön. Koska pulssinleveysmoduloinnin kytkentätaajuudet ovat korkeita, ei jakeluverkkoon tuoteta matalataajuisia harmonisia yliaaltoja, kuten kuvan 3.2 ratkaisussa. Sen sijaan tuotetut yliaallot ovat korkeataajuisia ja siten helpommin suodatettavissa. Korkean kytkentätaajuuden käyttö aiheuttaa suuntaajissa kuitenkin suhteellisen suuria tehohäviöitä. [Bur01], [Jen00] Kuva 3.3. Tasajännitevälipiirillinen PWM-taajuusmuuttaja, jossa generaattori on kytketty verkkoon itsekommutoidulla IGBT-kytkimin varustetulla tasa-/vaihtosuuntaajalla 24

38 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Tasasähköä tuottavissa sovelluksissa, kuten poltto- ja aurinkokennoissa, tarvitaan vaihtosuuntaaja tasasähkön muuttamiseksi verkkotaajuiseksi vaihtosähköksi. Vaihtosuuntaaja voi olla joko itsekommutoitu tai verkkokommutoitu. Kuvassa 3.4 vaihtosuuntaaja on itsekommutoitu ja IGBTkytkimin varustettu, mikä on nykyään yleisimmin käytetty ratkaisu. Itsekommutoitu vaihtosuuntaaja pyrkii tahtigeneraattorin tapaan rinnankäytön keskeytyessä jatkamaan tehonsyöttöä säätöjärjestelmänsä määräämillä jännitteellä ja taajuudella. [Jen00], [Sil99] Kuva 3.4. Poltto- tai aurinkokennon tuottama tasasähkö muutetaan nykyään verkkotaajuiseksi vaihtosähköksi itsekommutoidulla IGBT-kytkimin varustetulla vaihtosuuntaajalla ENERGIAVARASTOT Mikäli jakeluverkon siirtokyky rajoittaa verkkoon syötettävän sallitun maksimipätötehon määrää vain ajoittain, ovat erilaiset energian varastointitavat yksi vaihtoehto jakeluverkkovahvistuksille. Energiavarastoiden avulla on tarkoitus säädellä pätötehoa ja tehovaihteluita ja täten mahdollistaa suuremman tuotannon ilman ylijännite- ja mahdollisia muita sähkön laatuun liittyviä ongelmia. Perusideana on siis varastoida tuotettu energia sellaisissa tapauksissa, joissa ylijännitteet ovat todennäköisiä ja syöttää se verkkoon jännitteen laskettua. Esimerkkejä erilaisista mahdollisista energian varastointisovelluksista on listattu taulukkoon 3.1. Monista eduistaan huolimatta, on energiavarastojen käyttö aina myös taloudellinen kysymys. Yleisesti kustannusmielessä eri varastointitekniikoiden vertailu on vaikeaa, koska tarvittava kokonaisuus ja siihen liittyvät kustannuskomponentit riippuvat sovelluksen tarpeista [Ala03]. Taulukko 3.1. Joitakin energiavarastojen mahdollisia sovelluksia liittyen sähkön tuotantoon, lisäarvopalveluihin sekä sähkönsiirtoon ja -jakeluun [Pri01] Tuotanto Lisäarvopalvelut Siirto ja jakelu Jännitteen säätö Sähkön laatu Energian hallinta Taajuusvaste Järjestelmän Kuorman tasaus Pyörivä reservi luotettavuus Huipunleikkaus Varavoima reservi Uusiutuvien Kuormaa seuraava tuotanto Pitkänaikavälin reservi Tuotannon käyttöasteen Loisteho energialähteiden liittäminen kasvattaminen Lisäarvopalveluiden Järjestelmän Kokonaistuotantokapasiteetin vähentäminen kustannusten pienentäminen käyttöasteen parantaminen Investointien siirtäminen 25

39 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Keskeisiä tekijöitä toteutuksen kannalta ovat mm. energiavaraston teho- ja energiakapasiteetti sekä tehonsäätöalue, jotka vaihtelevat toteutusvaihtoehdoittain. Energian varastointivaihtoehtoja ovat pumppuvoimalat, akustot, polttokennot, vauhtipyörät, suprajohtavat sähkömagneettiset varastot ja paineistettu ilma. Näistä lähitulevaisuudessa todennäköisimpiä esimerkiksi tuulivoimaloiden yhteydessä ovat akusto- ja pumppuvoimalaratkaisut. Tuulivoimalla tuotetun tehon säätöön on erilaisia energiavarastoihin pohjautuvia toteutusmahdollisuuksia [Bin99]: Yksi tehonsäätövaihtoehto on syöttää liika teho varastointiyksikköön ja täten vähentää jännitteen maksimirajan ylitysten lukumäärää, ns. jännitehuippujen rajoitus. Toinen vaihtoehto sisältää jännitetason ylläpidon ja välkynnän vähentämisen, ns. jännitteen säätö. Yksi vaihtoehto on ns. tehovaihtelut-vaihtoehto, jossa jännitteen sijasta säädetään ulostulotehoa. Tarkoituksena voi olla esim. tehon pitäminen mahdollisimman tasaisena, jolloin tehovaihtelut ja täten myös välkyntä eliminoituvat jossain määrin. Lisäksi on kaksi rajoittuneempaa ns. lisävaihtoehtoa tehonsäätöön Toinen vaihtoehto on ns. kiinteä teho, jolla tarkoitetaan sellaista tehoa, jonka suuruus on etukäteen suunniteltavissa. Hintasäädön ideana taasen on varaston täyttäminen sähkön hinnan ollessa alhainen ja energian vapauttaminen hinnan ollessa korkeampi. Akustot Yleisimmin käytetty perinteinen energian varastointimuoto on akustot, joihin sähkö varastoidaan kemiallisen energian avulla. Perinteisten lyijyakustojen tilalle on myös tullut uudentyyppisiä kehittyneempiä akustoja. Akustojen tyhjäkäyntihäviöt ovat pienet ja niiden vasteaika on lyhyt. Akut voidaan jakaa esimerkiksi teho- ja energia-akkuihin. Tehoakut voivat varastoida ja tuottaa lyhyitä tehopuskureita. Energia-akut taas voivat tuottaa pienemmän hetkellisen energiamäärän, mutta ne voivat tuottaa energiaa pidemmän aikaa. Akustojen kokoluokka voi vaihdella 10 MW:n molemmin puolin ja varastointiaika voi akkutyypistä riippuen olla minuuteista 24 tuntiin. [Ala03], [Häg03] Uudet virtausakut (flow battery) tai redoksiakut ja uudelleen varattavat, regeneroivat polttokennot ovat tekniikaltaan siinä määrin samankaltaista tekniikkaa, ettei selvää eroa akkujen ja polttokennojen välillä voi tehdä, vaan nimitys on hyvin valmistajakohtaista. Virtausakuissa ja regeneroivissa polttokennoissa varsinaisena teholähteenä on akkuyksikkö/polttokenno ja energiavarastona elektrolyyttisäiliö, joka voi olla minkä suuruinen tahansa ja sijaita halutussa paikassa. Hyvä pätötehon varastointikyky ja huonompi loistehon tuotto on tyypillistä tämäntyyppisille järjestelmille. Järjestelmän koko voi vaihdella MW:iin ja varastointiaika muutamasta sekunnista useisiin kymmeniin tunteihin. [Ala03] Akuston käyttämisessä energiavarastona esimerkiksi tuulivoimalassa on perusideana se, että muuttuvanopeuksisessa tuulivoimalassa on jo valmiiksi tarvittava tehoelektroniikka, joten akusto voidaan liittää suoraan taajuusmuuttajan välipiirin tasajännitteeseen. Näin voidaan säästää investointikustannuksissa huomattavasti. Tehonsäätö voi vaihtoehtoisesti perustua joko jännitteen tai 26

40 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT tehon säätöön. Tehoelektroniikalla voidaan käsitellä tehovaihteluita ja niiden vaikutusta sekä jakeluverkkoon että tuulivoimalan mekaanisiin rakenteisiin. Tehoelektroniikka mahdollistaa myös todella nopean tehon suunnan muuttamisen. Akustojen hyötysuhde on yleensä n. 75 % ja niiden kapasiteetti riippuu lämpötilasta. [Bin99] Pumppuvoimalat Pumppuvoimalassa kahta eri korkeudella olevaa vesiallasta käytetään energiavarastona tuulipuistolle. Vesi pumpataan alemmasta altaasta ylempään, kun tehoa halutaan imeä ja päästetään turbiiniin kun jakeluverkkoon on mahdollista syöttää varastoitua energiaa. Pumppuvoimalan käyttöalue on tyydyttävä myös matalataajuisten vaihteluiden eliminoimiseksi ylijännitetilanteiden eliminoinnin lisäksi. Välkynnän poistamiseen pumppuvoimala ei kuitenkaan sovellu. Voimalan käynnistys ja tehon suunnan muuttaminen ovat melko aikaa vieviä. Käynnistysaika on n. 1 minuutti ja tehon suunnanvaihto kestää n. 10 minuuttia. Ottamalla huomioon häviöt moottorissa/generaattorissa, turbiinissa ja hydraulisissa osissa, saadaan voimalan kokonaishyötysuhteeksi n. 75 %. Pumppuvoimalan hyviä puolia ovat mm. hyvin tunnettu ja luotettava tekniikka, suurehko kapasiteetti ja melko alhaiset käyttö- ja ylläpitokustannukset. Pumppuvoimalan investointikustannukset ovat kuitenkin melko suuret, kapasiteetti on melko kiinteä ja sitä ei voida siirtää. Rajoittavimmaksi tekijäksi nouseekin todella suuri riippuvuus ympäröivästä luonnosta (korkeuserot yms.). Pumppuvoimaloiden kokoluokka voi vaihdella alle 1 MW:sta yli 100 MW:iin ja varastointiaika vastaavasti 10 sekunneista kuukausiin. Luonnollisesti pumppuvoimaloita voidaan käyttää myös perinteisten vesivoimaloiden yhteydessä. [Bin99], [Häg03] Lämpövarastot Lämpövarastoja voidaan käyttää esimerkiksi yhdistetyn sähkön ja kaukolämmön tuotannon yhteydessä sähkön tuotannon ohjaamiseen tasaisemmaksi sekä öljyllä toimivien huippukattiloiden käytön vähentämiseksi. Myös teollisuuden prosesseissa, joissa lämpö tuotetaan yhdistettyyn sähkön ja lämmön tuotantoon (CHP) tarkoitetulla voimalalla, saattaa esiintyä tarvetta lämmön varastointiin. Tarve johtuu siitä, että lämmön tuotanto ja kulutus eivät ole jatkuvasti tasapainossa. Lämpövarasto toimii myös tehoreservinä tuotantohäiriöissä. Yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotannon ohjaus, esimerkiksi sähkönjakeluverkon siirtokyvyn pysymiseksi sallituissa rajoissa tiettyinä kriittisinä ajankohtina, voi myös mahdollistua lämpövarastojen käytön kautta. Vaikka lämmön varastoinnilla on mahdollista saavuttaa monia etuja, riippuu sen kannattavuus energiajärjestelmästä, varastointiratkaisusta ja luonnollisesti investointikustannusten suuruudesta. [Ala03], [Kär83] Lämmönvarastointi voidaan jakaa varastointiajan perusteella lyhytaikais- ja pitkäaikais- eli kausivarastointiin. Lyhytaikaisvarastoinnissa käytetään lataus- ja purkujaksoja, joiden pituus vaihtelee alle vuorokaudesta viikkoon ja varastoitavat energiamäärät suhteessa lataus- ja purkaustehoihin ovat pieniä. Pitkäaikaisvarastoinnilla tarkoitetaan viikosta vuoteen vaihtelevia varausjaksoja, mutta toisinaan pitkäaikaisvarastoinnilla tarkoitetaan varausjaksoa, jonka pituus on viikosta kolmeen kuukauteen ja kausivarastoinnilla jaksoa kolmesta kuukaudesta vuoteen. Pitkäaikaisvarastoinnissa lataus- ja purkaustehot ovat suhteellisesti pienempiä kuin lythytaikaisvarastoinnissa.[aht84], [INS86], [Knu01] 27

41 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Kaukolämpöjärjestelmissä voidaan käyttää lämpövarastoja sekä lyhytaikais- että kausivarastointiin, varastoimalla lämpö joko eristettyihin terässäiliöihin tai maa- ja kallioperään rakennettaviin varastoihin. Terässäiliövarastoilla, toisin kuin maa- ja kallioperään rakennettavilla varastoilla, maantieteelliset seikat eivät juurikaan vaikuta varaston sijoitukseen ja terässäiliön rajallisen koon vuoksi kausivarastointi ei ole kannattavaa. Teollisuudessa mahdollinen lämpövarastojen käyttö keskittyy lämmön lyhytaikaisvarastointiin, koska prosessilämmön hyödyntäminen teollisuuden omissa prosesseissa ei ole pitkäaikaisvarastoinnin jälkeen kannattavaa, mikäli prosessin ylijäämälämpöä ei varastoida kaukolämpöjärjestelmän tarpeisiin. Lämmön varastointimenetelmät on mahdollista jaotella esimerkiksi varaajatyypin, varastointiajan tai varastoinnin käyttötarkoituksen mukaan. Yleisimpiä teollisuudessa käytettyjä lämmönvaraajia ovat nestevaraaja, höyryakut, faasimuutosvaraajat ja kiinteäaineiset varaajat. [Aht84], [Knu01], [Räs94] 3.2 Tuotantoteknologiat Tässä luvussa käsitellään ainoastaan hajautetun tuotannon tuotantoteknologioista sellaisia, joita on kytketty tai mahdollisesti lähitulevaisuudessa tullaan liittämään keskijänniteverkkoon. Tarkoituksena on tehdä lyhyt katsaus mm. niiden verkkoonliityntälaitteistoihin, jännitteen laatuvaikutuksiin ja tuotannon ohjattavuuteen verkon normaalissa käyttötilassa TUULIVOIMA Tuuliturbiinin roottorin pyörimisnopeuden mukaan tuulivoimalat voidaan jakaa vakio- ja muuttuvanopeuksisiin. Erilaisia tuulivoimalakonsepteja on useita [Laa03] ja seuraavassa käydäänkin pääpiirteittäin läpi vain kolme yleisintä tuulivoimalaratkaisua. 1) Vakionopeuksinen, sakkaussäätöinen, epätahtigeneraattorilla (oikosulkugeneraattori) suoraan verkkoon liitetty voimala 2) Muuttuvanopeuksinen, lapakulmasäätöinen, tahtigeneraattorilla epäsuorasti taajuusmuuttajan kautta verkkoon liitetty voimala 3) Muuttuvanopeuksinen, lapakulmasäätöinen, epätahtigeneraattorilla (liukurengasgeneraattori) varustettu kaksoissyöttö-voimala (noin 30 % tehosta verkkoon taajuusmuuttajan kautta) Tuulivoimalakonsepti 1 vakionopeuksinen epätahtigeneraattorilla suoraan verkkoon liitetty voimala Alle 1 MW:n kokoluokassa markkinoita ovat hallinneet luotettavat ja halvat vakionopeuksiset tuulivoimalat. Vakionopeuksisessa laitoksessa (kuva 3.5) tuuliturbiinin roottori pyörii vakionopeudella tuulennopeudesta riippumatta ja epätahtigeneraattori (oikosulkugeneraattori) on kytketty suoraan verkkoon. Tuuliturbiinin roottorin pyörimisnopeus määräytyy verkon taajuudesta, epätahtigeneraattorin napaluvusta ja vaihteiston välityssuhteesta. Nykyään monissa vakionopeudella toimivissa tuulivoimaloissa on sähköntuotannon lisäämiseksi tehty generaattoriin kaksoiskäämitys, jolla saadaan 28

42 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT aikaan kaksi eri napalukua ja täten generaattoria voidaan pyörittää kahdella eri nopeudella tuulennopeudesta riippuen. [Mot99] Kuva 3.5. Periaatekuva vakionopeuksisesta tuulivoimalasta Vakionopeuksisten tuulivoimaloiden suurimpana ongelmana ovat tornin varjon ja tuulennopeuden gradientin (korkeammalla suurempi tuulennopeus kuin alempana) aiheuttamat tehon nopeat vaihtelut, jotka heijastuvat verkkoon nopeana jännitteen vaihteluna, välkyntänä (kuva 3.6). Joissakin tapauksissa myös toistuvista käynnistyksistä johtuva välkyntä voi rajoittaa usean tuulivoimalan verkkoon kytkemistä tiettyyn verkon pisteeseen (ks. luku 2.1.2). Kuva 3.6. Esimerkki vakionopeuksisen tuulivoimalan (Vestas 225 kw) tehokäyrästä, josta nähdään tornin varjon ja tuulennopeuden gradientin aiheuttamat nopeat tehovaihtelut [Lar98] Verkosta otettavaa loistehoa pienennetään yleensä vakionopeuksisissa tuulivoimaloissa paikallisilla, epätahtigeneraattorin napoihin kytketyillä kondensaattoriparistoilla (ks. luku 3.1.1). Suorassa käynnistyksessä oikosulkugeneraattori ottaa hyvin suuren käynnistysvirran, joka voi olla nimellisvirtaan nähden moninkertainen. Tämän takia vakionopeuksisissa tuulivoimaloissa käytetään tehoelektronisia pehmokäynnistimiä rajoittamaan oikosulkugeneraattorin ottamaa käynnistysvirtaa (ks. luku 3.1.1), mikä kuitenkin hieman hidastaa käynnistymistä. Yksi kiinteälapakulmaisten sakkaussäätöisten laitosten ongelma on sakkausominaisuuksien muuttuminen vallitsevien sääolosuhteiden (lämpötila, ilmanpaine ja -kosteus), turbulenssin, jäätymisen, lavan likaantumisen jne. mukaan. Kylmä ilma on tiheämpää kuin lämmin, jolloin sakkaussäätöinen laitos tuottaa helposti noin 10 %:n ylitehoja tuulisina talvipäivinä. Tämä kannattaa huomioida erityisesti Suomen kaltaisissa ilmasto-oloissa. Ylitehot saattavat johtaa laitoksen toistuvaan pysähtelyyn ja pienentävät hyödyksi saatavaa talviaikaista tuotantoa tai mikäli pysäytysrajaa nostetaan pysähtelyn välttämiseksi, voi seurauksena olla mekaanisten ja/tai sähköisten komponenttien ylikuormittuminen ja laiterikot. [Mot99] 29

43 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Tuulivoimalakonsepti 2 muuttuvanopeuksinen tahtigeneraattorilla epäsuorasti taajuusmuuttajan kautta verkkoon liitetty voimala Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan (kuva 3.7) pyörimisnopeuden määrää koneisto itse ja roottori toimii lähellä maksimihyötysuhdetta tuulennopeudesta riippumatta. Tuuliturbiinin pyörittämän tahtigeneraattorin, joka voi olla myös kestomagneettigeneraattori, tuottamaa sähköä ei voida suoraan syöttää verkkoon. Sen sijaan tuotettu vaihtuvataajuuksinen vaihtovirta on taajuusmuuttajalla ensin tasasuunnattava ja sen jälkeen vaihtosuunnattava verkkotaajuiseksi vaihtovirraksi. Tahtigeneraattorin moninapaisuuden ansiosta vaihteistoa ei tarvita tai vaihteisto on huomattavasti pienempi ja vähemmän huoltoa vaativa (esim. yksi- tai kaksivaiheisesta ylennysvaihteesta muodostuva Multibrid-ratkaisu). [Mot99], [Vih03] Kuva 3.7. Periaatekuva muuttuvanopeuksisesta tuulivoimalasta Generaattorin epäsuorasta verkkoonkytkennästä taajuusmuuttajan välityksellä on muun muassa se etu, että tornin varjon ja tuulennopeuden gradientin aiheuttamat tehonvaihtelut eivät muuttuvanopeuksisissa tuulivoimaloissa heijastu verkkoon välkyntänä ja saatava ulostuloteho on näin ollen huomattavasti tasaisempaa kuin vakionopeuksisilla tuulivoimaloilla (kuva 3.8). [Mot99] Kuva 3.8. Esimerkki mitatusta muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tehokäyrästä ja vakionopeuksisen tuulivoimalan tehokäyrästä [Lar99] IGBT-kytkimin varustetun itsekommutoidun PWM-taajuusmuuttajan käyttö mahdollistaa myös toisistaan erillisen lois- ja pätötehon säätämisen. Huonoja puolia ovat mm. tehohäviöt taajuusmuuttajassa ja taajuusmuuttajan verkkoon syöttämät yliaallot, joista suurin osa voidaan kuitenkin poistaa suotimilla (ks.luku 3.1.3). 30

44 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Lapakulmasäätöinen laitos toimii pienillä tuulennopeuksilla paremmalla hyötysuhteella kuin laitos, jonka lapakulma on kiinteä (sakkaussäätöinen). Lapakulmasäätöisessä laitoksessa ei esiinny ylitehoongelmia kylmissä lämpötiloissa (kuva 3.9). [Mot99] Kuva 3.9. Esimerkki lapakulmasäätöisen ja sakkaussäätöisen tuulivoimalaitoksen mahdollisista tehokäyristä Tuulivoimalakonsepti 3 epätahtigeneraattorilla varustettu kaksoissyöttö-voimala Kaksoissyöttö -kytkentä (kuva 3.10) sallii myös generaattorin pyörimisnopeuden vaihtelun tuulen tehon mukaan. Myös tässä lapakulmasäätöisessä muuttuvanopeuksisessa konseptissa tornin varjosta ja tuulennopeuden gradientista johtuvat tehovaihtelut/välkyntä voidaan välttää. Kaksoissyöttö -käyttöinen tuulivoimala on varustettu liukurengasgeneraattorilla, jonka roottori on kytketty taajuusmuuttajan kautta verkkoon ja staattori on kytketty suoraan verkkoon. Noin % tuotetusta tehosta syötetään verkkoon taajuusmuuttajan kautta. Alle synkroninopeudella toimittaessa osa tehosta virtaa taajuusmuuttajan kautta verkosta roottorikäämitykseen, sieltä edelleen staattorikäämitykseen ja verkkoon. Yli synkroninopeudella osa tehosta virtaa taajuusmuuttajan kautta verkkoon. Osan suuruuden määrää jättämän suuruus, jolloin siis maksimissaan noin 30 % tehosta virtaa taajuusmuuttajan kautta. Tällöin myös taajuusmuuttajan päävirtapiirin kytkimet voidaan mitoittaa 30 prosenttiin voimalan nimellistehosta ja säästää näin kustannuksissa. Myös taajuusmuuttajassa syntyvät tehohäviöt ovat tässä tapauksessa pienemmät kuin edellä olleessa 2. konseptissa. Taajuusmuuttajan tuomat säätöedut ja sen syöttämät yliaallot ovat samat kuin 2. konseptissa, käytettäessä samanlaista PWM-taajuusmuuttajaa. Taulukossa 3.2 on yhteenveto edellä läpikäytyjen kolmen yleisimmän tuulivoimala-konseptin ominaisuuksista. [Vih03] 31

45 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT Kuva Periaatekuva kaksoissyöttö -kytkennästä Taulukko 3.2. Yhteenveto yleisimmistä tuulivoimalakonsepteista Tuulivoimalakonsepti 1 Tuulivoimalakonsepti 2 Tuulivoimalakonsepti 3 Vakionopeuksinen, sakkaussäätöinen, epätahtigeneraattorilla (oikosulkugeneraattori) suoraan verkkoon liitetty voimala Muuttuvanopeuksinen, lapakulmasäätöinen, tahtigeneraattorilla epäsuorasti taajuusmuuttajan kautta verkkoon liitetty voimala Muuttuvanopeuksinen, lapakulmasäätöinen, epätahtigeneraattorilla (liukurengasgen.) varustettu kaksoissyöttö-voimala (noin 30 % tehosta verkkoon taajuusmuuttajan kautta) Loistehon säätö Pätötehon säätö Jännitteen säätö Välkynnän määrä Yliaaltojen määrä Kompensointikondensaattorit yleensä mitoitettu tyhjäkäyntitarvetta vastaaviksi (eli kuluttaa aina loistehoa), mutta joskus kompensoitu tehokerroin cosφ=1 Kytkemällä voimala irti verkosta Ei mahdollista ilman lisäkomponentteja PWM-taajuusmuuttajilla varustetuilla voimaloilla tehokertoimen (cosφ) säätö mahdollista esim. 0.9kap-0.9ind Säätö mahdollista PWMtaajuusmuuttajilla, lapakulmaa säätämällä Lois- ja pätötehoa säätämällä PWM-taajuusmuuttajilla varustetuilla voimaloilla tehokertoimen (cosφ) säätö mahdollista Säätö mahdollista PWMtaajuusmuuttajilla, lapakulmaa säätämällä Lois- ja pätötehoa säätämällä Melko korkea Alhainen Alhainen Pehmokäynnistimestä ei merkittävästi yliaaltoja, huomioitava kompensointikondensaattorien resonanssivaara verkon yliaaltojen kanssa PWM-taajuusmuuttajilla pulssinleveysmoduloinnin kytkentätaajuudet ovat korkeita => tuotetut harmoniset yliaallot ovat korkeataajuisia ja niiden poistamiseksi yleensä suotimet PWM-taajuusmuuttajilla pulssinleveysmoduloinnin kytkentätaajuudet ovat korkeita => tuotetut harmoniset yliaallot ovat korkeataajuisia ja niiden poistamiseksi yleensä suotimet PIENIMUOTOINEN YHDISTETTY SÄHKÖN JA LÄMMÖN TUOTANTO (CHP) Kaasu- ja dieselmoottorit Polttoaineen käytön perusteella moottorivoimalaitokset ( MW) voidaan jakaa kaasumoottoreihin, dieselmoottoreihin ja kaksoispolttoainemoottoreihin. Kaasu- ja dieselmoottorit soveltuvat parhaiten kohteisiin, joissa on kohtuullisen tasainen sähkön ja lämmön tarve ja joissa edellytetään hyvää sähköntuotannon hyötysuhdetta. Kaasumoottorit ovat käytetyimpiä jatkuvatoimisissa yhteistuotantosovelluksissa. Dieselmoottoreita käytetään paljon varavoima- / huipunleikkaussovelluksissa, mutta niitä voidaan käyttää myös yhteistuotannossa, jos esimerkiksi maakaasua ei 32

46 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT ole saatavill). Yhteistuotannossa kaasu- ja dieselmoottoreita käytetään joko lämpimän veden ( C) tai matalapainehöyryn (< 20 bar) tuottamiseen. Moottorivoimalaitokselle on tyypillistä korkea sähköhyötysuhde, laaja tehoalue sekä monipuolinen polttoainevalikoima. Sähköhyötysuhteeseen vaikuttaa laitteen koko, yleensä tehon kasvaessa päästään parempaan hyötysuhteeseen. Moottorivoimalaitoksen etuja ovat myös lyhyt rakennusaika sekä modulaarisuus, jolloin haluttu tehotaso voidaan saavuttaa kytkemällä useita standardoituja moduuleita yhteen. Moottorin kehittämä mekaaninen teho muutetaan sähkötehoksi yleensä tahtigeneraattorilla. Moottorivoimalasta saatavaa tehoa säädetään muuttamalla polttoaineen ja ilman suhdetta, loistehon tuotanto riippuu tahtigeneraattorin magnetoimisvirrasta, joten moottorivoimaloita on periaatteessa mahdollista käyttää taajuuden ja jännitteen säätöön. Verkkoonkytkentä tapahtuu automaattisen synkronointilaitteiston avulla, joten verkkoon ei pääse ylimääräisiä ylijännitteitä tai virtatransientteja. [Jen00], [Nie02], [Var02] Mikroturbiinit Mikroturbiineilla tarkoitetaan yleensä kaasuturbiineja, joiden teho on kw. Mikroturbiinien kierrosnopeus on korkea, jonka vuoksi generaattorin tuottama sähköteho on taajuusmuuttajalla ensin tasasuunnattava ja sitten vaihtosuunnattava verkkotaajuiseksi. Yleensä tehokerroin on aseteltu ykköseksi, mutta nykyaikaisilla taajuusmuuttajilla sitä on myös mahdollista säätää esimerkiksi välillä 0.8ind 0.8kap. Mikroturbiini on käynnistettävissä täyteen tehoonsa noin 10 sekunnissa. Sopivilla ohjausjärjestelmillä varustettuna mikroturbiini pystyy säätämään tuotantoaan ja seuraamaan kuorman muutoksia. Kaasuturbiinit soveltuvat parhaiten kohteisiin, joissa tarvitaan korkeata lämpötilaa tai höyryä, sillä niiden pakokaasujen lämpötila on tyypillisesti C. Tämän takia juuri teollisuuskohteet ovat tyypillisimpiä sovelluksia pienille kaasuturbiineille. Hotelleissa ja kasvihuoneissa mikroturbiinit ovat mahdollisia, mutta käytännössä kaasumoottorivoimalaitokset hallitsevat näitä markkinoita. Modulaarisuutensa takia niiden kapasiteettia on helppo hankinnan jälkeenkin kasvattaa. [Jen00], [Nie02], [Var02] Polttokennot Polttokennolla polttoaineen kemiallinen energia muunnetaan suoraan sähköksi. Polttokennon etuna on vähäpäästöisyys, äänettömyys ja hyvä hyötysuhde myös osatehoilla. Yleisimmin polttoaineena on vety, jota voidaan tuottaa erillisellä reformorilla esimerkiksi maakaasusta tai metanolista.yksi merkittävimpiä hidasteita polttokennojen yleistymiselle onkin polttoaineen saatavuus. Polttokennon merkittävin etu on sen korkea sähköhyötysuhde. Korkealämpötilaisissa kennoissa sähköhyötysuhde on noin 50 %, minkä lisäksi ne tuottavat lämpöä korkeassa lämpötilassa, jota voidaan hyödyntää monin tavoin. Polttokennot soveltuvat teknisesti useimpiin käyttökohteisiin, koska ne pystyvät toimimaan osatehoillakin hyvällä hyötysuhteella. Käytännössä eri tyyppisiä polttokennoja kehitetään tiettyihin sovelluksiin. Teollisuussovelluksiin, joissa tarvitaan korkeampaa lämpötilaa, soveltuvat sekä sulakarbonaattipolttokenno MCFC ( MW) että kiinteäoksidipolttokenno SOFC ( MW), jotka sopivat myös kauko- ja aluelämpökäyttöön. Korkean lämpötilan kennoilla käynnistys kestää termisten rasitusten välttämisen takia 3 4 tuntia, joten ne eivät sovellu huippu- tai varavoimasovelluksiin. Polttokenno sopii periaatteessa myös kuormitusta seuraavaan tuotantoon, 33

47 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT vaikka polttoainejärjestelmässä onkin pieni viive. Yksittäisen polttokennon tuottama jännite on noin yhden voltin luokkaa, joten kytkemällä useita kennoja sarjaan päästään halutulle jännitetasolle. Verkkoon liitäntää varten tarvitaan kennon lisäksi DC/DC-muunnin, jolla polttokennosta saatava tasajännite pidetään vakiona sekä vaihtosuuntaaja verkkotaajuisen vaihtosähkön aikaansaamiseen. [Jen00], [Nie02], [Var02] Höyryturbiinit ja -koneet Höyrykoneessa korkeapaineista höyryä käytetään liikuttamaan sylinterissä mäntää, joka voidaan kampiakselin avulla yhdistää tahtigeneraattoriin tuottamaan sähköä. Höyryn paine alenee sylinterissä ja matalapaineinen höyry voidaan käyttää edelleen lämmön tuottamiseksi. Höyrykoneita on käytetty jo 1700-luvulta alkaen, mutta 1900-luvulla höyryturbiinit syrjäyttivät ne energiantuotannossa, koska höyryturbiinien hyötysuhde on parempi. Lämpökattilan ja höyrykoneen yhdistelmään perustuvassa CHP-voimalassa polttoaineesta vapautuvalla lämpöenergialla tuotetaan höyrykattilassa höyryä, joka johdetaan tahtigeneraattoria pyörittävään höyrykoneeseen. Suomessa valmistetaan tällä periaatteella toimivia BioPower-pienvoimalaitoksia, joiden sähkötehoalue on MW:a ja vastaava lämpöteho 2 10 MW:a. Höyrykone on höyryturbiinia taloudellisempi vaihtoehto alle 1 MW:n laitoksissa, koska höyryturbiinien hyötysuhde on alhainen etenkin osakuormilla. Yli 1 MW:n laitoksissa höyrykoneen asemesta käytetään höyryturbiinia. Koska höyrykoneissa ja -turbiineissa höyryntuotanto tapahtuu erillisessä kattilassa, polttoaineeksi soveltuu periaatteessa mikä tahansa kiinteä, nestemäinen tai kaasumainen fossiilinen tai biopolttoaine. Yleisimpiä polttoaineita ovat kiinteät polttoaineet kuten hiili, turve, kierrätyspolttoaineet sekä biomassa. Saatava pätöteho on suoraan tuotetusta lämmöstä (höyrystä) riippuvaa, mutta lämpövarastoa käyttämällä voidaan jonkin asteista joustavuutta saada pätötehonkin tuotantoon. Loistehoa voidaan säätää tahtigeneraattorin säätörajojen puitteissa, mikä mahdollistaa tehokertoimen säätämisen halutuksi / osallistumisen jännitteen säätöön. Taulukkoon 3.3 on listattu keskijänniteverkkoon mahdollisesti liitettävien pienimuotoisten CHP-voimaloiden tyypillisimmät verkkoonliityntätavat ja sovelluskohteet. [Jen00], [Nie02], [Var02] Taulukko 3.3. Lyhyt yhteenveto pienimuotoisista keskijänniteverkkoon mahdollisesti liitettävistä sähkön ja lämmön yhteistuotantoon (CHP) käytetyistä tekniikoista [Jen00], [Nie02], [Var02] Verkkoonliityntä Tyypilliset sovelluskohteet Kaasu- ja Hotellit, kylpylät, sairaalat, koulut, kasvihuoneet, sahat ja Tahtigeneraattori dieselmoottorit konepajat, kaukolämpö Mikroturbiinit Taajuusmuuttaja Prosessiteollisuus, hotellit, kylpylät, kasvihuoneet, kaukolämpö Polttokennot (MCFC ja SOFC) Vaihtosuuntaaja Teollisuussovellukset, kaukolämpö Höyrykoneet ja turbiinit Tahtigeneraattori Sahat ja konepajat, kaukolämpö HUIPUNLEIKKAUS- JA VARAVOIMA Yleisimmin varavoimantuotantoon ja huipunleikkaukseen on käytetty dieselmoottorivoimaloita, jotka on siis tehty ainoastaan sähköntuotantoon. Myös uudempaa tekniikkaa edustavat mikroturbiinit soveltuvat molempiin käyttötarkoituksiin pienemmässä kokoluokassa. Hajautetun tuotannon 34

48 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT yleistymisen myötä voi myös näiden voimaloiden merkitys tuotannon lisäarvopalveluiden (ks. luku 5.2.1) tuottajina kasvaa huomattavasti. Yleensä varavoimaloita on kohteissa, joille jatkuva sähkön saanti on keskeinen toimintaedellytys (esim. sairaalat). Sähkön jakeluverkon häiriötilanteesta seuranneessa saarekekäytössä varavoimakoneen tuotanto on säädetty vastaamaan kuormitusta, minkä vuoksi käytettäessä sitä rinnan verkon kanssa ei tehoa siirry yleiseen jakeluverkkoon päin. Käytännössä varavoimakone ei saa syöttää tehoa jakeluverkkoon ja se on varmistettava takatehoreleen tai syötönvaihtoautomatiikan verkonvaihtokytkimen avulla. Nykyisin kuitenkin tarve varavoimakoneiden käytölle rinnan jakeluverkon kanssa, joko huipunleikkaukseen tai muuten pienentämään tehonkulutusta tiettyinä ajankohtina, on kasvanut. Samalla varavoimakoneelle kertyisi lisää käyttötunteja ja se pysyisi varmemmin käyttökunnossa. Pohdittavaksi kuitenkin jää toiminta verkon keskeytystilanteessa, jos normaalitilanteessa varavoimakone syöttää kuormaa. Verkkoyhtiön kannalta huipunleikkakseen ja varavoimantuotantoon käytetyistä voimaloista on hyötyä verkon epänormaaleissa käyttötilanteissa ja huippukuormituksen aikaan, jolloin varmasti saatavilla oleva tuotanto voi siirtää verkon vahvistusinvestoinnin tarvetta. Myös talven arkipäivinä, kun kantaverkosta otto -maksut ovat suurimmillaan, niitä voidaan käyttää kulutuksen ja sitä kautta kantaverkkomaksujen pienentämiseen PIENVESIVOIMA Tässä pienvesivoimalla tarkoitetaan vesivoimaa, jonka nimellisteho on alle 10 MW. Vesivoimalassa tuotettu teho muodostuu veden virtaaman, putouskorkeuden, veden tiheyden, painovoiman kiihtyvyyden ja hyötysuhteen tulona. Suomessa, jossa putouskorkeudet ovat tyypillisesti matalia, suuri osa koskista ja joista on jo valjastettu vesivoiman tuotantoon ja jäljellä olevat ovat lähes kaikki suojeltuja. Tämän vuoksi pienvesivoimaa voidaan Suomessa lisätä lähinnä uusimalla jo käytöstä poistettuja voimaloita tai parantamalla vanhojen voimalaitosten tehokkuutta. Pienvesivoimalat voidaan jakaa putouskorkeuden mukaan matalan ja korkean putoaman laitoksiin. Yleensä jokiin sijoitettavissa matalan putoaman laitoksissa teho saadaan pääasiassa virtaamasta, joka saattaa vaihdella vuosittain hyvinkin paljon sateisuuden mukaan. Korkean putoaman laitokset ovat yleensä ns. säännöstely- tai varastointivoimalaitoksia. Vesivoimalan toimiessa pumppuvoimalana, juoksutetaan huipputehon aikana vettä normaaliin tapaan turbiinille ja pienen kuorman aikana vesi pumpataan yläaltaaseen. [Jen00], [Nie02] Pienvesivoimalat on kytketty yleensä suoraan verkkoon joko epätahti- että tahtigeneraattorilla. Tyypillisesti suuremmissa voimaloissa käytetään tahtigeneraattoreita ja alle 1 2 MW:n tehoalueella edullisempia epätahtigeneraattoreita. Pienvesivoimalan tuottamaa sähkötehoa on helppo säätää, joten vesivoimala soveltuu hyvin huipunleikkaukseen, kuormituksen seuraamiseen sekä generaattorityypistä riippuen myös jännitteen ja taajuuden säätöön. [Nie02] Rajoittavina tekijöinä voivat kuitenkin olla joen virtaus- ja pinnankorkeusrajoitukset, patoaltaan puuttuminen sekä luonnonjärvien säännöstelyrajat. 35

49 3 HAJAUTETUN TUOTANNON VERKKOONLIITYNTÄLAITTEISTOT JA TUOTANTOTEKNOLOGIAT 36

50 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Tehonjaon laskenta on jakeluverkon suunnittelua ja käyttöä tukeva perustehtävä ja muodostaa perustan lähes kaikelle muulle verkostolaskennalle. Tehonjaon laskenta tarvitsee lähtötiedoikseen verkostokomponenttien sähköiset parametrit ja asetusarvot sekä verkon kuormitus- ja tuotantotilanteen. Tehonjaon laskennalla voidaan selvittää verkon komponenttien kuormittuminen, jännitteet verkon eri pisteissä ja siirtohäviöt. Tehonjaon laskennan tuloksia tarvitaan muun muassa verkkovahvistusten ja niiden ajoituksen, loistehon kompensoinnin, kytkentätilan optimoinnin ja käyttökeskeytysten suunnittelussa. Monta syöttöpistettä sisältävä verkko vaatii matriisilaskentaan (esim. Newton-Raphson) perustuvaa rengasverkon tehonjaon laskentaa (ks. liite 1), mutta yhdestä pisteestä syötetty säteittäinen verkkomuoto ja suhteellisen lyhyet johtopituudet mahdollistavat yksinkertaisemman verkkomallin käytön laskennassa. Hajautetun tuotannon huomioiminen tehonjaon laskennassa siis edellyttää rengasverkon laskentaa. [Bar02], [Jär02] Tässä luvussa tarkastellaan aluksi lyhyesti jakeluverkon suunnittelussa käytettäviä kuormituskäyriä (luku 4.1), jonka jälkeen keskitytään tilastollisten tuotantokäyrien muodostamiseen tuuli- ja CHP-tuotannolle (luku 4.2). 4.1 Kuormituskäyrät Jakeluverkon suunnittelun perustana olevan tehonjaonlaskennan lähtökohtana on hyödyntää asiakaskohtaisia tyyppikuormituskäyriä, joiden avulla voidaan määritellä vuoden kunkin tunnin kuormitus. Kuormitusmallit ovat luonteeltaan tilastollisia eli ne esitetään keskiarvon ja hajonnan avulla normaalijakautuneena suureena. Hajonta kuvaa kuormitusmallinnuksen epävarmuutta. Kun tietyn kuluttajaryhmän populaatio kasvaa, kokonaishajonta pienenee eli kuormitusmalli antaa todennäköisemmin oikean tuloksen. Laskennassa tarvittavien kuluttajien määrän täytyy olla riittävän suuri, jotta olettamus normaalijakautuneesta suureesta pitää paikkansa. Suomen Sähkölaitosyhdistys r.y.:n julkaisemat kuormitusmallit on kattavin kokoelma Suomen eri asiakastyypeille koottuja kuormitusmalleja, jotka perustuvat laajoihin mittauksiin usealta vuodelta. Suomen Sähkölaitosyhdistyksen (nykyisin Sener) määrittämiin kuormituskäyrämalleihin sisältyy 46 asiakasryhmää, tuntitehon odotusarvo ja keskihajonta, 10 erikoispäivää (esim. joulu, uudenvuodenaatto) ja lämpötilariippuvuuden mallintaminen. Mallien soveltamiseen tarvitaan asiakkaan tyyppi, asiakkaan vuosienergia (asiakastietojärjestelmästä), asiakkaan sijainti verkossa (verkko- / asiakastietojärjestelmästä) ja vallitseva ulkolämpötila. [Jär02], [Lak95], [Rep03a] Kullekin ajankohdalle ja asiakkaalle saadaan tilastollinen kuormitusteho Ptil, mikä on summa keskitehosta (Ptil) (50 % ylittymistodennäköisyys) ja kuorman hajonnan (Ptil) ja tilastollisen varmuuskertoimen VKtil tulosta (kaava 4.1). Taulukossa 4.1 on eri ylittymistodennäköisyyksiä vastaavia tilastollisen varmuuskertoimen VKtil arvoja. P til P VK P (4.1) til til til

51 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Taulukko 4.1. Tilastollisen varmuuskertoimen VKtil arvo eri ylittymistodennäköisyyksiä käytettäessä VK til Todennäköisyys, sille että P > P til Ylittymistodennäköisyys (%) (= 10 % alittumistod.) Kuvassa 4.1 on havainnollistettu tilastollisen varmuuskertoimen vaikutusta kuorman ylittymistodennäköisyyden valinnassa. Mitä suurempi varmuuskertoimen arvo on, sitä pienempi on todennäköisyys, että kuorman todellinen arvo ylittää estimoidun tilastollisen tehon. Eri tarkasteluissa yleisesti käytettävät kuormituksen ylittymistodennäköisyydet ja vastaavat kertoimet ovat [Lak95]: jännitteenalenemien laskennassa 10 % ylittymistodennäköisyys ylikuormitustilanteiden tarkastelussa <10 % ylittymistodennäköisyys häviölaskennassa 50 % ylittymistodennäköisyys Kuva 4.1. Kuorman ylittymistodennäköisyyden ja tilastollisen varmuuskertoimen havainnollistaminen 4.2 Tuotantokäyrät tuuli- ja CHP-tuotannolle Jotta hajautetun tuotannon verkostovaikutuksia voitaisiin paremmin arvioida, tulisi tuotantoyksiköille muodostaa kuormituskäyrien tapaan tunneittainen pätötehon tuotanto- ja loistehon tuotanto- /kulutuskäyrä. Koska suunnitteluvaiheessa dataa tuotantoyksikön käyttäytymisestä tai sijoituspaikan sääolosuhteista ei välttämättä ole saatavilla, voitaisiin sääolosuhteista riippuvalle tuotannolle muodostaa ns. tilastollinen tuotantokäyrä, joka perustuisi sijoituspaikan jonkin referenssipaikan keskimääräisiin kuukausittaisiin sääolosuhteisiin (tuulennopeus- ja lämpötilajakaumiin). Tuotannon tilastollisuuden ja ohjattavuuden huomioimiseksi on eri tuotantoteknologioista ja niiden käyttäytymisestä sääolosuhteiden mukaan oltava kuitenkin mahdollisimman hyvät lähtötiedot. Tässä 38

52 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA luvussa käsitellään keskijänniteverkkoon mahdollisesti liitettävistä tuotantotavoista ainoastaan tuulivoimaa ja pienimuotoista sähkön ja lämmön tuotantoa (CHP). Tässä työssä muodostettavien sääolosuhteiden tilastollisuuteen perustuvien tuotantokäyrien tarkoituksena on palvella verkostosuunnittelua. Tavoitteena ei vielä tässä vaiheessa ollut muodostaa verkon lyhyen tähtäimen käyttötoimintaa tukevien tuotantoennusteiden kaltaisia, käyttäytymiseltään matemaattisesti ja fysikaalisesti eksakteja mittausdataan pohjautuvia käyriä, jotka voivat perustua esimerkiksi ARMA/ARIMA- tai hermoverkkomalleihin. Tarkoituksena ei myöskään ollut määrittää normaalijakaumiin perustuvia tuotantokäyriä, joiden avulla voidaan arvioida tulevien jännitevaihteluiden todennäköisyyksiä ns. todennäköiseen tehonjaonlaskentaan pohjautuen (probabilistic loadflow, PLF), kuten esimerkiksi lähteessä [Hat93] on tehty. Sen sijaan tavoitteena oli tunneittainen tuotantokäyrä, joka on suhteellisen helppo ja yksinkertainen muodostaa kuvaa sääolosuhteiltaan karkeasti ns. normaalia / keskimääräistä vuotta. Käytännössä peräkkäisten vuosien tuotannot tuulivoiman osalta voivat samassa sijoituspaikassa vaihdella vuositasolla ja kesäkuukausina ± 30 % ja talvikuukausina vieläkin enemmän [Hol96] perustuu referenssipaikan kuukausittaisiin keskituulennopeuksiin tai lämpötiloihin, eikä välttämättä vaadi mittausdataa sijoituspaikalta ottaa huomioon tuulennopeuden ja lämpötilan vuodenaika-/kuukausivaihteluita ja mahdollisesti myös vuorokausivaihteluita olettaa, että kaikkien yhden sähköaseman johtolähtöjen alueella keskituulennopeudet ja keskilämpötilat eivät tuntitasolla poikkea toisistaan ei vaadi kaupallisten ohjelmien, kuten esim. tuulivoimantuotannon arviointiin tarkoitettujen WAsP:n, MS-Micro:n (mikroskaala), WindMap:n tai MesoMap:n (mesoskaala) käyttöä TUOTANTOKÄYRÄ TUULITUOTANNOLLE Tuulivoimalan tuotanto riippuu voimakkaasti sijoituskohteen tuulioloista. Nyrkkisääntönä voidaan pitää, että 10 % lisäys keskituulennopeudessa parantaa tuulivoimalan tuotantoa %. Näin ollen kohteessa, jossa tuulen keskinopeus on 7.5 m/s, tuulivoimala tuottaa jopa yli 2 kertaa enemmän kuin kohteessa, jossa tuulen keskinopeus on 5 m/s. Suomessa tuulivoimapotentiaali on hyvä rannikolla ja Lapissa. Merialueilla 50 m:n korkeudella tyypillinen vuotuinen keskituulennopeus on noin m/s, avoimilla peltoalueilla sisämaassa m/s ja mäkien lailla noin 5.5 m/s sekä puurajan yläpuolelle ulottuvilla tuntureilla m/s. Voimalan ns. huipunkäyttöaika (h), eli vuosituotanto (kwh) jaettuna nimellisteholla (kw), voi olla rannikolla ja saaristossa suuruusluokkaa tuntia vuodessa, jolloin kapasiteettikerroin noin Lapin tuntureilla voidaan huipunkäyttöajassa päästä jopa lähelle 3000 tuntia, jolloin kapasiteettikerroin on jopa yli [Ilm03], [Mot99] 39

53 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Meteorologiset mittaukset ovat yleensä perustana alueellisen tuulienergiapotentiaalin sekä paikallisten tuotantoarvioiden tekemiselle. Tuulivoimalan tuoton arvioiminen sen elinaikana (tyypillisesti 20 vuotta) voidaan tehdä tarkastikin mittaamalla tuulen nopeutta suunnitellulla sijoituspaikalla voimalan napakorkeudelle. Riittävään tarkkuuteen pääsemiseksi tarvittava mittausaika on esimerkiksi avomerellä 2 3 vuotta ja tunturialueilla 4 5 vuotta. Tuulivoimalan potentiaalista sijoituspaikkaa etsittäessä tuotantoarviot tehdään yleensä kuitenkin ns. tuuliatlasmenetelmällä, joka perustuu pitkäaikaisten korjattujen säähavaintojen sekä tietokoneavusteisten laskentamallien käyttöön. [Ilm03], [Vih03] Seuraavassa käydään läpi miten työn aikana kehitettyyn MATLAB -laskenta simulaattoriin muodostettiin tuotantokäyrä sekä vakio- että muuttuvanopeuksisille tuulivoimaloille tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän ja tuulivoimalan lähtötietojen avulla. Tämän kuvauksen jälkeen tarkastellaan tuotantokäyrän ja tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamiseen liittyneitä epätarkkuuksia sekä esitellään lyhyesti muutamia teoreettisempia ja ehkä myös tarkempia mittausdataa vaativia menetelmiä tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamiseen. Tunneittainen keskituulennopeuskäyrä Sijoitus-/referenssipaikan tuulennopeuksien jakaumaa kuvataan yleensä, myös tuuliatlastiedostoissa, Weibull-jakaumalla (kaava 4.2), missä Aw on skaalauskerroin, kw muotokerroin ja vt keskituulennopeus [Vih03]. W ( v, A, k t w w ) k A w k w w v kw 1 t vt A w e kw (4.2) Tietyltä paikalta mitattujen tuulennopeuksien Weibull-jakauman parametrit voidaan laskea esimerkiksi pienimmän neliösumman menetelmällä [Pav86] tai muilla tavoin [Con84], [Jus78]. Tuuliatlas sisältää tyypillisesti vain tuulennopeuden vuosikeskiarvon ja sen jakauman parametrit Aw ja kw. Suomen tuuliatlas sisältää kuitenkin tietoa myös tuulennopeuden kuukausijakaumista, joiden avulla voidaan selvittää jokaisen kuukauden Weibull-jakauman parametrit Aw ja kw, jonka jälkeen kuukausittainen tuuliatlas saadaan kertomalla tuuliatlaksen Weibull-parametrit kuukausittaisten ja vuosittaisten parametrien suhteella [Hol96]. Tuuliatlastiedostoista on siis mahdollista saada referenssipaikan ns. puhdistetut kuukausittaiset keskituulennopeudet vastaamaan tasaista, esteistä vapaata maastoa ja tuulennopeuksien Weibull-jakaumat, joita voidaan käyttää karkeina arvioina sijoituspaikan tuuliolosuhteista. Voimalan sijoituspaikan ja tuuliatlaksen referenssisääaseman tulisi edustaa keskenään samanlaisia ja melko lähellä toisiaan olevia ilmastoalueita, eli merialueelle pitää käyttää merialueen sääasemalta mitattuja tuulennopeuksia ja tuntureille tuntureilta mitattuja tuulijakaumia. [Vih03] Kun Suomen tuuliatlasta ei ollut käytettävissä, tehtiin tässä työssä toteutussa Matlablaskentasimulaattorissa (luku 5.3) sellainen lähtöoletus, että jokaisen kuukauden Weibull-jakauman 40

54 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA muotoparametri kw oli sama. Oletuksena käytetyn Weibull-jakauman muotokertoimen kw ja lähteestä [Dre02] saatujen kuukausittaisten keskituulennopeuksien vt avulla saatiin kuukausittaisten tuulennopeusjakaumien muodostamiseksi tarvittavat kuukausittaiset Weibull-jakauman skaalauskertoimet Aw selville kaavan 4.3 avulla. Tyypillinen muotoparametrin kw arvo on 2, jolloin jakauma vastaa Rayleigh-jakaumaa. Jos taas käytetään muotoparametria kw=3.6 saadaan puolestaan likimääräinen normaalijakauma eli Gaussin jakauma. [Vih03] A w v t (4.3) k w kw kw Saaduista kuukausittaisista tuulennopeuden Weibull-jakaumista saadaan jokaiselle kuukaudelle tunneittainen keskituulennopeuskäyrä ottamalla satunnaisesti, vaikka todellisuudessa ns. valesatunnaisluvut muodostetaan jonkin numeerisen algoritmin avulla, arvoja kyseisen kuukauden Weibull-jakaumasta. Hyväksyttävien arvojen tulee täyttää tietyt rajoitukset. Ensinnäkin talvelle ja kesälle on valittava maksimiarvo minkä peräkkäisten tuntien tuulennopeudet voivat poiketa toisistaan. Sallittu peräkkäisten tuntien maksimipoikkeama huomioiden otetaan Weibull-jakaumasta satunnaisesti arvoja niin kauan kunnes kyseiselle kuukaudelle arvotun tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän tuulennopeuksien keskiarvo on +/- 0.1 m/s tarkkuudella sama kuin kyseisen kuukauden tuulennopeuksien alkuperäinen keskiarvo. Lisäksi varmistetaan että keskituulennopeuskäyrä sisältää arvoja myös alkuperäisen Weibull-jakauman ääripäistä, esimerkiksi hyväksymällä käyrä vasta, kun sen skaalaus- ja muotoparametrit vastaavat riittävällä tarkkuudella alkuperäisen Weibull-jakauman skaalaus- ja muotokertoimia. Edellä kuvatussa tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamisessa voidaan ottaa myös tuulisuuden mahdollinen vuorokausivaihtelu huomioon halutuilla painokertoimilla. Kuvassa 4.2 on havainnollistettu tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamista kuukausittaisista keskituulennopeuden Weibull-jakaumista. Tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän peräkkäisten tuntien maksimipoikkeama Realistista pohjaa kesä- ja talvikuukausien peräkkäisten tuntien maksimipoikkemille on mahdollista saada esimerkiksi Ilmatieteen laitokselta, joka tarjoaa korvausta vastaan mittaustietoja eri sääasemilta. Tässä työssä tehdyissä esimerkkilaskelmissa (ks. luku 6) käytettiin kesäkuukausille peräkkäisten tuntien sallittuna tuulennopeuden maksimipoikkeamana kyseisten kuukausien keskiarvoa jaettuna kahdella ja vastaavasti talvikuukausille kyseisten kuukausien keskiarvoa jaettuna kahdella. 41

55 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Kuva 4.2. Kuukauden tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostaminen tuuliatlastiedostosta saadun kyseisen kuukauden keskituulennopeuden Weibull-jakaumasta 42

56 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Pätö- ja loistehon tuotantokäyrät Muuttuvanopeuksinen tuulivoimala Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tunneittaisen pätötehon tuotantokäyrän (kuva 4.3) muodostamiseksi tunneittaisesta keskituulennopeuskäyrästä tarvitaan tuulivoimalasta mm. seuraavat lähtötiedot: käynnistymistuulennopeus pysäytystuulennopeus nimellistehotuulennopeus voimalan nimellisteho Nämä lähtötiedot sisältävälle tuulivoimalan tehokäyrälle voidaan pienimmän neliösumman menetelmällä muodostaa sovitteet halutuin, esimerkiksi 3 m/s, tuulennopeuksien välein (kuva 4.3). Loistehon tuotanto-/kulutuskäyrä määrittämiseksi pätötehontuotantokäyrästä tehokertoimen perusteella tarvitaan, tehokertoimen pienin mahdollinen arvo cos(φ) (ind) ja suurin mahdollinen arvo cos(φ) (kap) Kuva 4.3. Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan pätö- ja loistehon tuotantokäyrien määrittäminen tunneittaisesta keskituulennopeuskäyrästä ja tarvittavista muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan lähtötiedoista (tarvittavat lähtötiedot sinisellä) 43

57 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Vakionopeuksinen tuulivoimala Vakionopeuksisen tuulivoimalan tunneittaisen pätötehon tuotantokäyrän (kuva 4.4) muodostamiseksi tunneittaisesta keskituulennopeuskäyrästä tarvitaan mm. seuraavat lähtötiedot: käynnistymistuulennopeus pysäytystuulennopeus nimellistehotuulennopeus voimalan nimellisteho Kyseiset lähtötiedot sisältävät tehokäyrät muodostetaan vakionopeuksisilla tuulivoimaloilla sekä kesälle että talvelle, jotta sakkaussäätöisen voimalan kylmissä sääolosuhteissa tuottama yliteho voidaan huomioida. Tehokäyrille voidaan pienimmän neliösumman menetelmällä muodostaa sovitteet halutuin välein (kuva 4.4), kuten muuttuvanopeuksiselle voimalallekin. Vakionopeuksisen tuulivoimalan loistehon kulutuskäyrän määrittämiseksi tarvitaan myös epätahtigeneraattorin loistehon kulutuksen pätötehoriippuvuuden kuvaamista erilaisten tarkastelujen mahdollistamiseksi sekä kompensointikondensaattorin kanssa että ilman kompensointia (kuva 4.4). Loistehon kulutuskäyrille voidaan muodostaa samanlaiset sovitteet halutuin välein kuin tuulivoimaloiden tehokäyrillekin. Kuva 4.4. Vakionopeuksisen tuulivoimalan pätö- ja loistehon tuotantokäyrien määrittäminen tunneittaisesta keskituulennopeuskäyrästä ja tarvittavista vakionopeuksisen tuulivoimalan lähtötiedoista (tarvittavat lähtötiedot sinisellä) 44

58 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Tuotantokäyrien epätarkkuudet Tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän epävarmuudet Edellä kuvatulla tavalla muodostettu tunneittainen keskituulennopeuskäyrä sisältää luonnollisesti epätarkkuuksia, mitkä ovat seurausta muun muassa seuraavista seikoista: Se ei huomioi tuuliatlastiedostosta saatujen referenssipaikan kuukausittaisten keskituulennopeuksien mittauskorkeutta/korkeusriippuvuutta. Tuuliatlaksen pintatuulimittausten mittauskorkeus (n m) on pienempi kuin uusien tuulivoimaloiden napakorkeus (n m). Tuulen nopeus lisääntyy korkeuden kasvaessa. Suurin muutos on metsäisillä alueilla ja pienin avoimilla merialueilla. Tavallisen kuusimetsän yläpuolella tuulen nopeus kasvaa korkeusvälillä m noin %, mutta merialueilla vain noin 5 %. Edellä mainitusta johtuen tuotantoarvio jää todellista pienemmäksi. Tuuliatlaksen referenssidata on puhdistettua. Maaston rosoisuutta ja lähiympäristön mahdollisia esteitä ei ole huomioitu. Virhe sitä suurempi mitä peitteisempi/ esteisempi sijoituspaikka on kyseessä. Edellä mainitusta johtuen tuotantoarviosta tulee todellista suurempi. Käyrä ei perustu sijoituspaikalta mitattuihin tuulennopeusjakaumiin ja keskituulennopeuksiin Kun tuulennopeuskäyrä mallinnetaan tuntitasolla joudutaan tekemään paljon keskiarvoistuksia, jolloin tuulennopeuden vaihtelun luonne ei tule riittävästi ilmi. Näin ollen keskituulennopeuskäyrä 10 minuutin välein voisi olla parempi. Käyrän tuulennopeuden peräkkäisten tuntien vaihtelut eivät perustu todellisiin siirtymätodennäköisyyksiin ja matemaattisiin malleihin (esim. Markovin ketjut ja ARMA). Se ei huomioi Weibull-sovituksesta mahdollisesti aiheutuvaa virhettä. Weibulljakauma kuvaa tuulennopeusjakaumaa yleensä hyvin vain suurilla tuulennopeuksilla (> 7 m/s) [Hol96]. Tuuliatlastiedostot olisi mahdollista muodostaa myös muutoin kuin pintatuulimittauksiin perustuen, eli ns. mesoskaalamalliin [Fra01] perustuen, jossa käytetään lähtötietoina geostrofista, painegradienteista johdettua, tuulidataa ja tulokseksi saadaan alueelliset tuuliatlastiedostot esim. 5 km hilavälein. Se olisikin usein luotettavampi lähtökohta kuin pintatuulimittaukset, erityisesti, jos maasto on kompleksista tai pintatuulimittaukset tehty matalalla (alle 50 m). Sen toteuttamisen keskeisin ongelma on kuitenkin raskas ja kallis laskenta, joka vaatii alan asiantuntijan. 45

59 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Tunneittaisten tuulituotantokäyrien epätarkkuudet Tunneittainen keskituulennopeuskäyrän epätarkkuuksien lisäksi tunneittainen tuulituotantokäyrä sisältää muun muassa seuraavanlaisia epätarkkuuksia: Ei kyseenalaista tehokäyrän luotettavuutta (lämpötila- ja ilmanpainekorjaukset, turbulenssiriippuvuus, tuulipuistoissa muiden tuulivoimaloiden vaikutus jne.) Ei huomioi useamman tuulivoimalan muodostamassa tuulipuistossa tuulivoimaloiden keskinäisiä eroja tuotannon suuruudessa mm. varjostusvaikutuksesta johtuen, mistä johtuen tuotantoarvio on todellista suurempi Ei huomioi käytettävyyden rajoituksia (vikaantumiset, huollot jne.), mistä johtuen tuotantoarvio on todellista suurempi Kaikista edellä mainituista epätarkkuuksista, niin tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän kuin tunneittaisen tuulituotantokäyrän kohdalla, johtuen tuulivoimaloiden vuosituotannoista ja huipunkäyttöajoista tulee hieman ylioptimistisia. Hieman parannusta tilanteeseen voitaisiin saada lähteen [NØr04] menetelmän soveltamisesta, joka huomioi useiden saman alueen tuulivoimaloiden tuotannon keskinäisen korreloimattomuuden. Mitä enemmän tuotantoyksiköitä alueella on ja mitä kauempana ne ovat toisistaan sitä vähemmän tuotantoyksiköiden tuotannot korreloivat lyhyellä aikavälillä. Korreloimattomuuden huomioiminen tasoittaa tehovaihteluita jonkin verran, jolloin myös saadut tunneittaiset tuotantokäyrät ovat realistisempia. Tehtyjen Matlab-simulointien perusteella (taulukko 4.2) edellä kuvatulla tavoin muodostetuilla tilastollisilla tuulituotantokäyrillä lasketut muuttuva- tai vakionopeuksisen tuulivoimalan vuosituotannot, huipunkäyttöajat ja kapasiteettikertoimet eri simulointikierroksilla vaihtelevat melko maltillisesti käytetystä tuulituotantokäyrästä riippuen. Taulukon 4.2 simuloinneissa ja luvun 6 esimerkkilaskelmissa käytettyjen tuulivoimaloiden lähtötiedot ovat liitteessä 6. Taulukko 4.2. Matlabilla simuloitujen tuulituotantokäyrien 40 simulointikierroksen vuosituotannon, huipunkäyttöajan ja kapasiteettikertoimen keskiarvot sekä minimi- ja maksimiarvot Erään muuttuvanopeuksisen Keskiarvo Minimiarvo Maksimiarvo tuulivoimalan Vuosituotanto (MWh) Huipunkäyttöaika (h) Kapasiteettikerroin Erään vakionopeuksisen Keskiarvo Minimiarvo Maksimiarvo tuulivoimalan Vuosituotanto (MWh) Huipunkäyttöaika (h) Kapasiteettikerroin

60 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Muita menetelmiä tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamiseen Tunneittaista keskituulennopeuskäyrää voidaan luonnollisesti käytönaikaisten tuulennopeusmittausten avulla tarkentaa vastaamaan, esimerkiksi lähtökohtana olevalta Weibull-sovitukseltaan ja peräkkäisten tuntien tuulennopeuksien poikkeamiltaan, paremmin kyseisen sijoituspaikan olosuhteita. Tässä luvussa käydään läpi sellaisia kirjallisuudesta löytyneitä menetelmiä tunnettaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamiseen, jotka perustuvat mittausdataan. Sijoituspaikalta tehtyjen tuulennopeusmittausten lisäksi myös referenssipaikan mittausdatan avulla voitaisiin muodostaa Markovin ketjuihin tai ARMAmalliin perustuva aikasarja/keskituulennopeuskäyrä. Saatua aikasarjaa referenssipisteen kuukausittaisista tuulennopeusjakaumista edellä saatuun tunneittaiseen keskituulennopeuskäyrään vertaamalla olisi mahdollista myös arvioida peräkkäisten tuntien sallitun maksimipoikkeaman käyttöä ja suuruutta sekä vertailla saatujen tuulennopeuskäyrien välisiä eroja tuulennopeuden vaihtelun käyttäytymisen suhteen sekä erojen vaikutusta tuulivoimalan verkostovaikutusten arviointiin. Lisäksi eroavaisuuksia verrattuna todellisiin mitattuihin tuulennopeuden vaihteluihin voitaisiin tarkastella. Seuraavassa on muutama lyhyt esimerkki joistain tutkimuksissa käytetyistä, joko sijoitus- tai referenssipaikalta, mitattuun tuulennopeusdataan pohjautuvista aikasarjamalleista ja niiden pääpiirteistä. Markovin ketjuihin perustuva tuulennopeuden vaihtelun simulointi Markovin ketjujen ja MCMC-menetelmän (Markov Chain Monte Carlo) käyttö on kätevää silloin, kun tarkastellaan prosesseja, jotka voivat päätyä kahteen tai useampaan eri tilaan ja kun tarkoituksena on muodostaa satunnainen/stokastinen aikasarja, missä tarkkoja ennustuksia on vaikea tehdä. Yleisesti ottaen MCMC-menetelmän tarkoituksena on generoida tiettyä jakaumaa f(x) noudattavia satunnaislukuja muodostamatta kyseistä jakaumaa. Perusidea on muodostaa sellainen redusoitumaton jaksoton Markovin ketju, jonka tasapainojakaumana on f(x). Kun Markovin ketjua edetään ajassa riittävän pitkälle, niin jakauma lähestyy tasapainojakaumaa f(x). Siten xn on näyte jakaumasta f(x), kun n on riittävän suuri. [Kal03], [Mas00] Stokastinen prosessi on määritelty Markovin ketjuksi, jos prosessin seuraavan tilan toteutumistodennäköisyys riippuu vain nykytilasta, ei menneisyydestä. Siirtymätodennäköisyys Pij antaa siis todennäköisyyden sille, että prosessi siirtyy tilasta i tilaan j. Tuulennopeuden kohdalla tämä tarkoittaa sitä, että minkä tahansa keskituulennopeuden todennäköisyys tunnille t riippuu vain ja ainoastaan tunnin t-1 keskituulennopeudesta. [Mas00], [Mil02] Kuva 4.5. Kolmetilainen -prosessi ja sen mahdolliset siirtymispolut [Mas00] 47

61 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Kuva 4.5 esittää yksinkertaista prosessia, jolla on kolme mahdollista tilaa. Jos oletetaan, että aikavälin alussa prosessi on tilassa 1 (esim. tuulennopeudet välillä 0 5 m/s). Aikavälin lopussa todennäköisyys sille, että prosessi on pysynyt tilassa 1 on P11. Todennäköisyydet sille, että se on siirtynyt tilaan 2 (esim. tuulennopeudet välillä 5 15 m/s) tai 3 (esim. tuulennopeudet välillä m/s) ovat P12 ja P13. Koska yhden siirtymistä täytyy toteutua on siirtymätodennäköisyyksien summa oltava P11+P12+P13 = P21+P22+P23 = P31+P32+P33 = 1 (4.4). Siirtymätodennäköisyyksiä kuvataan usein stokastisella siirtymätodennäköisyysmatriisilla (4.5). [Mas00], [Mil02] P P Pi Pn P P P P i2 n2 P P 1 j 2 j P P ij nj P1 n P 2n P in P nn (4.5) Markovin prosessiin liittyvä oletus, että seuraava tila riippuu vain nykytilasta ei menneisyydestä, rajoittaa luonnollisesti prosessin muistia. Muut menetelmät, kuten esimerkiksi Boxin ja Jenkinsin alunperin kehittämä ARMA sallivat myös menneisyyden eli nykytilaa edeltäneiden tilojen huomioinnin seuraavaa tilaa määritettäessä. Tämän vuoksi tunnin t keskituulennopeuden määrittämiseen voitaisiin käyttää toisen asteen Markovin ketjua, joka huomioi kahden edellisen tunnin t-1 ja t-2 keskituulennopeudet ja sallii näin ollen paremmin keskituulennopeuden tuntitason trendin huomioimisen. [Mil02] Riittävän pitkältä aikaväliltä saadut sijoituspaikan tuulennopeusmittaukset mahdollistaisivat MCMCmenetelmän käytön tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamisessa, kun mittausdatan pohjalta voitaisiin generoida tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän simulointiin tarvittava siirtymätodennäköisyysmatriisi. Lähteessä [Mas00] on esitetty eräs Markovin ketjuihin perustuva tuulennopeuden vaihtelua kuvaavan aikasarjan muodostaminen nimenomaan tuulivoimalan pitkän aikavälin verkostovaikutusten tutkimiseen suunnitteluvaiheessa, eikä niinkään käyttötoimintaa tukevien lyhyen aikavälin ennusteiden tekemiseksi. Markovin ketjujen todettiin soveltuvan tähän tarkoitukseen erittäin hyvin. Koska erot eri kuukausien keskituulennopeuksissa voivat olla merkittäviä, täytyy jokaiselle kuukaudelle olla oma, mittausdatasta generoitu, siirtymätodennäköisyysmatriisi, joka koostuu sarjasta todennäköisyysjakaumia. Tällöin jokaiselle tuulennopeuden arvolle voidaan antaa todennäköisyys, millä se siirtyy mihin tahansa muuhun tuulennopeuteen. Siirtymätodennäköisyysmatriisin laskemisen jälkeen tunneittainen keskituulennopeuskäyrä voidaan muodostaa arpomalla useita tuulennopeussarjoja, joissa todennäköisyysjakaumien avulla saadaan keskituulennopeuden arvo jokaiselle tunnille. Kuvassa 4.6 on havainnollistettu mahdollista yhden kuukauden tuulennopeuksien siirtymätodennäköisyysmatriisia, josta nähdään että siirtymätodennäköisyydet ovat pieniä suurille peräkkäisten tuntien 48

62 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA tuulennopeuden muutoksille. Lähteen [Mas00] mukaan riittää, että siirtymätodennäköisyysmatriisit muodostetaan vain eri vuodenajoille. Kuva 4.6. Esimerkki mahdollisesta yhden kuukauden tuulennopeuksien siirtymätodennäköisyysmatriisista [Mil02] ARMA-aikasarjamalliin perustuva tuulennopeuden vaihtelun simulointi Aikasarja-analyysin tavoitteena on identifioida stokastinen malli, josta saadut havaintoarvot voisivat olla peräisin, analysoida mallin ominaisuuksia ja käyttää saatua mallia havaintojen ennustamiseen. Yleinen ARMA(p,q)-malli (ARMA tulee sanoista auto-regressive moving average eli autoregressiivinen liukuva keskiarvo), voidaan kuvata kaavalla 4.6. [Kal03] x t ( x a a (4.6) 1 xt 1... p xt p ) at ( 1at 1... qatq ) p i ti t i1 j1 q j t j Prosessin arvo hetkellä t riippuu prosessin arvoista edellisillä ajanhetkillä t-1,...,t-p ja jäännöstermistä at (at on valkoista kohinaa, jonka odotus-/keskiarvo a on nolla ja varianssi a 2 ) ajanhetkillä t,...,t-q. ARMA-mallin kertoimet, autoregressiivinen kerroin i (i=1,2,...,p) ja liukuvan keskiarvon kerroin θj (j=1,2,...,q), sekä valkoisen kohinan varianssi a 2 voidaan estimoida mittausdatan perusteella. Yleensä kertoimien estimointi on huomattavasti helpompaa kuin kertalukujen p ja q valinta eli kuinka paljon historiatietoa prosessin edellisiltä ajanhetkiltä tarvitaan prosessin seuraavan arvon ennustamiseksi. Tietoa ARMA-malleilla ennustamisesta löytyy esimerkiksi lähteestä [Bro87]. [Kal03] ARMA-mallia [Bil02] voidaan käyttää myös tunneittaisen keskituulennopeuskäyrän muodostamiseen sijoituspaikan mittausdatan avulla esimerkiksi seuraavasti: v t _ sim v x v (4.7), t _ sim t t _ sim missä vt_sim on simuloitu tuulennopeus, jonka odotus-/keskiarvo on (vt_sim) ja hajonta (vt_sim). Termi xt saadaan ARMA-mallilla (kaava 4.6). Tässä mallissa on siis oletettu tuulennopeuden olevan 49

63 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA normaalijakautunut. Pääpiirteissään tunneittaisen tuulennopeuskäyrän simulointi etenee seuraavasti [Bil02]: 1. Muodostetaan valkoinen kohina at 2. Muodostetaan xt sen hetkisestä valkoisesta kohinasta at ja edellisistä arvoista xt-i ja at-j käyttämällä kaavaa Lasketaan simuloitu tuulennopeus vt_sim käyttämällä kaavaa Muodostetaan tunneittainen tuulennopeuskäyrä käymällä tunneittain läpi kohdat Toistetaan kohdat 1 4 useita kertoja Muita tuulennopeuden vaihtelua simuloivia aikasarjamalleja Eräässä mallissa [Bil93] tuulennopeus vt_sim on myös oletettu normaalijakautuneeksi (odotus- /keskiarvo (vt_sim) ja hajonta (vt_sim)) kaavan 4.8 mukaan v t _ sim v y v (4.8), t _ sim t t _ sim missä tuulennopeuden vaihtelun huomioiva termi yt saadaan kaavasta 4.9 y t Q j1 y r (4.9), t j t j t missä t-j on vt:n ja vt-1:n korrelaatiota kuvaava vakio ja rt on normaalijakautunut satunnaismuuttuja joka kuvaa tuulennopeuden vaihtuvuutta tunnilla t. Lähteessä [Bil93] kaavaa 4.9 käytettiin muodossa 4.10 y t r (4.10), 1yt1 24yt24 missä olettiin vakioiden arvoiksi 1=0.952 ja 24=0.012 ja kyseisen tunnin tuulennopeuden hajonnan oletettiin olevan kolmasosa saman tunnin tuulennopeuden odotusarvosta. t 50

64 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA TUOTANTOKÄYRÄ CHP-TUOTANNOLLE Seuraavassa on oletettu, että keskijänniteverkkoon liitettävät pienimuotoiseen yhdistettyyn sähkön ja lämmön tuotantoon soveltuvat CHP-yksiköt voidaan jakaa: Suoraan sovelluskohteen (esim. kaukolämpö tai teollisuus) lämmöntarpeen vaihtelua seuraaviin Sovelluskohteen lämmöntarpeen vaihtelusta riippumattomiin, jolloin usein tarvitaan lämpövarasto lämmöntarpeen tyydyttämiseksi. Erilaisia tuotantovaihtoehtoja ovat esim. tasainen sähköntuotanto nimellisteholla sekä siirtomaksuja, sähkön pörssihintaa tai sovelluskohteen kuormitusta seuraava tuotanto jne. Lämmöntarpeen vaihteluun vaikuttavat kaukolämmityksessä ja teollisuudessa taulukon 4.3 mukaiset tekijät. Vaihtelut jaetaan yleensä tuotannosta ja ulkolämpötilasta riippuviin. Kaukolämmityksessä riippuvuus ulkolämpötilasta on yleensä voimakkaampaa kuin teollisuudessa. Kaukolämmityksen tuottamaa lämpöä tarvitaan ennen kaikkea rakennusten ja käyttöveden lämmitykseen. Rakennusten lämmöntarve on verrannollinen huonelämpötilan ja ulkolämpötilan erotukseen, kun taas käyttöveden lämmöntarve riippuu vesijohtoveden lämpötilasta ja käyttöveden kulutuksen määrästä. Lämmöntarpeen voimakkaasta ulkolämpötilariippuvuudesta johtuen vuosivaihtelut lämmönkulutuksessa ovat myös suuria. Kesällä lämmöntarve koostuu lähes ainoastaan käyttöveden lämmityksestä, joka hoidetaan yleensä esimerkiksi öljykäyttöisillä ns. huippukattilalaitoksilla. Tämä johtuu siitä, että CHP-laitoksia ei ole järkevää käyttää tiettyä minimirajaa alhaisemmilla tuotantotehoilla. Ulkolämpötilasta riippumaton käyttöveden lämmitys muodostaa siis pohjakuorman lämmöntarpeelle. Liian suurien investointikustannusten välttämiseksi CHP-laitoksia ei yleensä ole myöskään mitoitettu huippulämmöntarpeen mukaan, koska sitä vastaavat tilanteet ovat suhteellisen harvinaisia. CHP-laitokset voi olla siis mitoitettu nimellisteholtaan vastaamaan esimerkiksi % lämmöntarpeen huipputehosta ja loppuosuus huippukulutuksen aikana katetaan huippukattilalaitoksilla. [Rai01], [Sep95] Taulukko 4.3. Lämmöntarpeen vaihteluun vaikuttavat tekijät [Rai01] Kaukolämmityksessä Ulkolämpötila Tuulisuus Auringon säteily Rakennusten lämpöeristys Käyttöveden kulutus Valaistus Fysiologinen lämpö Kaukolämpöverkoston häviöt Teollisuudessa Tuotannon määrä Tuotannon laatu Ulkolämpötila Käyttöveden lämpötila Häiriöt ja muut seisokit Häviöt Kaukolämmöntarpeen ulkolämpötilasta riippuvan vuosivaihtelun (kuva 4.7) lisäksi lämmöntarpeessa voidaan havaita erilaisista asiakastyypeista ja niiden käyttäytymisestä johtuvaa viikko- ja vuorokausivaihtelua. Esimerkiksi (kuva 4.8) vuorokausitason tuntivaihtelussa on tyypillistä kulutuksen aamuhuippu, jonka aiheuttavat ilmastointilaitosten käynnistyminen ja lämpimän käyttöveden 51

65 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA kulutuksen huippu sekä iltahuippu, jonka pääasiallinen aiheuttaja on lämmin käyttövesi. Yöaikana kulutus taas usein voi vähentyä sisälämpötilan alentamisesta johtuen. Monien kotitalouksien sähkön ja lämmön kulutuksessa on havaittavissa jonkinastesta samanaikaisuutta, esimerkiksi molempien huiput osuvat usein iltaan, jolloin kodeissa tehdään paljon asioita. [Loi00], [Rai01] Kuva 4.7. Lämmöntarpeen vuosivaihtelu malli [ETY89] Kuva 4.8. Lämmöntarpeen viikkovaihtelu malli. Kuvassa on tyypillinen kulutuskäyrä lämmityskauden aikana. [ETY89] Koska rakennusten energiankulutus on lähestulkoon verrannollinen sisä- ja ulkolämpötilojen erotukseen, käytetään rakennusten lämmitystarpeen arviointiin lämmitystarve-/astepäivälukua. Kuukauden lämmitystarveluku saadaan laskemalla yhteen kunkin kuukauden päivittäisten sisä- ja ulkolämpötilojen erotus. Sisälämpötilaksi oletetaan usein +17 C. Lämmitystarveluvun laskennassa ei yleensä oteta huomioon päiviä, joiden keskilämpötila on keväällä yli +10 C ja syksyllä yli +12 C. Tällöin oletetaan, että kiinteistöjen lämmitys lopetetaan ja aloitetaan päivittäin ulkolämpötilan ylittäessä tai alittaessa mainitut rajat. Liitteessä 6 on 16 vertailupaikkakunnan lämmitystarvelukujen keskiarvot vuosilta [Ilm04a], [OPE01], [Rai01] 52

66 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Mikäli kuluttajista on saatavilla todellista mittaustietoa, esimerkiksi öljyn kulutuksesta, sähkön kulutuksesta lämmitykseen, muusta energiasta yms., voidaan vuotuinen tarvittava energiamäärä ja tarvittava teho määrittää hyvinkin tarkasti. Tämä kuitenkin edellyttää kuluttajien kulutuksen seurantaa jo ajalta ennen kaukolämmitykseen siirtymistä. Mikäli se ei ole mahdollista, olisi tuotantoyksikön kjverkkoon liittämistäkin suunniteltaessa hyvä olla käytössä edes karkean tason lämmöntyyppikulutuskäyrät eri asiakastyypeille. Teollisuudesta on sen sijaan monesti helpommin saatavissa todellisia kulutuslukuja kuin asuinkiinteistöistä, koska teollisuuden kustannusseuranta on tarkempaa. Käytännössä, jos tarkkaa mittaustietoa energian kulutuksesta ei ole saatavilla, kaukolämmitykseen tarkoitetun voimalahankkeen kannattavuus ja sopiva laitoskoko voidaan arvioida käyttämällä taulukoissa 4.4 ja 4.5 olevia tunnuslukuja vaihteluväleineen ja kiinteistöjen rakennustilavuuksia kuluttajien tehon ja vuosienergian tarpeen määrittämiseen. Lämmöntarve voidaan arvioida myös pysyvyyskäyrien avulla. [OPE01], [Rai01] Taulukko 4.4. Ominaislämpötehojen ja lämpöindeksien määräytyminen [ETY89] Rakennustyyppi Omin.lämpöteho (W/rak-m 3 ) vanhat Omin.lämpöteho (W/rak-m 3 ) uudet Lämpöindeksi (kwh/rak-m 3 ) vanhat Lämpöindeksi (kwh/rak-m 3 ) uudet Pientalot Kerrostalot Liikerakennukset Julkiset rakennukset Taulukko 4.5. Esimerkki lämmönkuluttajien liittymistietojen määrittämisestä tunnuslukujen avulla [OPE01] KULUTTAJATIEDOT MITOITUSARVOT LIITTYMISTIEDOT Rak. Teho vuosi (kw) Kuluttaja Rakennustyyppi Rak. tilavuus (rak-m 3 ) Mitoitusteho (W/rak-m 3 ) Ominaiskulutus (kwh/rak-m 3 ) Energiankulutus (MWh/a) 1 Asuinkerrostalo Liikerakennus Liikerakennus Asuin/liikekerrostalo Terveyskeskus Virastotalo Liikerakennus Yhteensä Lämmöntarpeen vaihtelusta riippuva tuotanto Tässä luvussa keskitytään erityisesti sellaisiin lämmöntarpeen vaihtelua seuraaviin CHP-sovelluksiin, joilla tuotetaan kaukolämpöä. Asiakkaiden lämmöntarpeen täyttämiseen käytettävän CHP-voimalan sähköntuotanto seuraa lämmöntuotantoa voimalan rakennusasteen (sähköteho/lämpöteho) määrittämässä suhteessa, joka siis lämmöntarpeen vaihtelua seuraavilla voimaloilla riippuu suurelta osin ulkolämpötilasta. Sijoituspaikan kuukausittaisten keskilämpötilojen ja niiden jakauman lähtötietoina voidaan käyttää esimerkiksi Ilmatieteen laitoksen tilastoimia keskilämpötiloja alueen sääasemalta. Näistä kuukausittaisista keskilämpötilojen jakaumista saadaan generoitua 53

67 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA vuorokausittaiset keskilämpötilat samalla tavoin (kuva 4.9) kuin tunneittaiset keskituulennopeudet kuukausittaisista Weibull-jakaumista. Tässä on oletettu, että kuukausittaiset keskilämpötilat ovat normaalijakautuneita. Kuva 4.9. Keskilämpötilan vaihtelu vuorokausittain koko vuodelta Lisäksi on oletettu että alueen lämmönkuluttajille on mahdollista muodostaa yhdistetty suhteellinen ns. lämmön tyyppikulutuskäyrä, esimerkiksi vuorokausittainen tai viikoittainen. Sen ja vuorokausittaisten keskilämpötilojen sekä tarvittavien lähtötietojen avulla saadaan selville voimalan nimellislämpöteho, joka määrittelee maksimimäärän jonka CHP-voimala voi kuluttajien sen hetkisestä lämmöntarpeesta kattaa. Tarvittavia lähtötietoja ovat: Voimalan nimellislämpöteho prosentteina huippulämmöntarpeesta Kuinka monta prosenttia vuosittaisesta lämmönkulutuksesta on ulkolämpötilasta riippuvaa Aikavälin/Kesäkauden ensimmäinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta Aikavälin/Kesäkauden viimeinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta Kuluttajien lämmöntarve yhteensä Lämmitystarpeen referenssisisälämpötila, jota käytetään astepäiväluvun/lämmitystarveluvun laskentaan (usein +17 C) Voimalan nimellislämpötehon määrittämisen jälkeen voidaan muodostaa tunneittainen lämmöntuotantokäyrä, joka huomioi myös kesäseisokin. Voimalan rakennusasteen avulla taas saadaan selville voimalan nimellinen sähköteho ja tunneittainen sähkön/pätötehon tuotantokäyrä. Sen jälkeen määritetään tunneittaisen pätötehon tuotantokäyrän avulla tuotantoyksikön verkkoonliityntätavasta riippuva tunneittainen loistehon tuotanto-/kulutuskäyrä. Kuvassa 4.10 on havainnollistettu tunneittaisten pätö- ja loistehon tuotantantokäyrien muodostamista. 54

68 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Kuva Tunneittaisten pätö- ja loistehon tuotantantokäyrien muodostaminen kaukolämmön tuotantoon soveltuvalle CHP-voimalalle (tarvittavat lähtötiedot sinisellä) Periaatetta, miten kaukolämmön tuotantoon tarkoitetun lämmöntarpeen vaihtelua seuraavan CHPvoimalan tunneittainen lämmöntuotantokäyrä on kuvassa 4.10 muodostettu, on pyritty selventämään kuvassa Aluksi kuvassa 4.11 määritetään lämmitystarve-/astepäiväluvut vuodelle, kuukausille ja päiville. Lähtötietoina tarvitaan lämmitystarpeen referenssisisälämpötila ja vuorokausittaisten keskilämpötilojen vaihtelu koko vuodelta. Sitten lasketaan arvo ulkolämpötilasta riippuvan vuosittaisen lämmönkulutuksen suuruudelle. Lähtötietoina tarvitaan kuluttajien lämmöntarve yhteensä ja tieto siitä kuinka monta prosenttia vuotuisesta lämmönkulutuksesta on ulkolämpötilasta riippuvaa, eli arvo ulkolämpötilasta riippuvalle vuosittaiselle lämmönkulutukselle = lämmöntarpeen riippuvuus ulkolämpötilasta*lämmönkokonaiskulutus. Sen jälkeen muokataan lämmitystarvelukuja päiville ja vuosille niin, että niissä otetaan huomioon kesäseisokin alkamis- ja päättymispäivä. Seuraavaksi lasketaan kerroin, jota tarvitaan ulkolämpötilasta riippuvan päivittäisen lämmönkulutuksen määrittämiseen. Se saadaan kun tiedetään edellä laskettu arvo ulkolämpötilasta riippuvalle vuosittaiselle lämmönkulutukselle ja kesäseisokilla muokattu koko vuoden lämmitystarveluku, eli kerroin on ulkolämpötilasta riippuva vuosittainen lämmöntuotanto jaettuna muokatulla koko vuoden lämmitystarveluvulla. Tämän jälkeen määritetään edellä lasketun 55

69 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA kertoimen avulla sekä kesäseisokilla muokattujen päivittäisten lämmitystarvelukujen avulla ulkolämpötilasta riippuva päivittäinen lämmönkulutus. Kuva Tunneittaisen lämmöntarpeen vaihtelua seuraavan kaukolämmön tuotantoon soveltuvan CHP-voimalan lämmöntuotantantokäyrän muodostaminen (tarvittavat lähtötiedot sinisellä) Sitten voidaankin laskea ulkolämpötilasta riippuva tunneittainen lämmönkulutus. Lähtötietoina tarvitaan esimerkiksi päivittäinen suhteellinen lämmön tyyppikulutuskäyrä sekä ulkolämpötilasta riippuva päivittäinen lämmönkulutus. Sen jälkeen voidaan määrittää ulkolämpötilasta riippumaton lämmönkulutus vuodessa. Lähtötietoina tarvitaan kuluttajien lämmöntarve vuodessa yhteensä ja ulkolämpötilasta riippuva lämmönkulutus vuodessa, jotka vähennetään toisistaan. Seuraavaksi jaetaan saatu arvo tasaisesti kaikille vuoden päiville, ja saadaan ulkolämpötilasta riippumaton päivittäinen lämmönkulutus. Tämän jälkeen lasketaan ulkolämpötilasta riippumaton tunneittainen lämmönkulutus. Lähtötietoina tarvitaan päivittäinen suhteellinen lämmön tyyppikulutuskäyrä sekä ulkolämpötilasta riippumaton päivittäinen lämmönkulutus. Seuraavaksi saadaan tunneittainen lämmönkokonaiskulutus laskemalla yhteen ulkolämpötilasta riippuva tunneittainen lämmönkulutus ja ulkolämpötilasta riippumaton tunneittainen lämmönkulutus. Hakemalla edellä saadusta tunneittaisesta lämmönkokonaiskulutuskäyrästä maksimiarvo, saadaan selville huippulämmöntarve. Huippulämmöntarpeen avulla ja tiedolla siitä, kuinka monta prosenttia huippulämmöntarpeesta CHP-voimalan nimellislämpöteho on, saadaan CHP-voimalan nimellislämpöteho kertomalla nämä tiedot keskenään. Sitten määritetään tunneittainen CHP-voimalan tuottama lämpöteho tunneittaisen lämmönkokonaiskulutuksen avulla, kun huomioidaan, että se voi maksimissaan olla vain edellä saadun voimalan nimellislämpötehon suuruinen. Lopuksi vielä 56

70 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA muokataan CHP-voimalan tuottamaa tunneittaista lämpötehoa niin, että siinä huomioidaan myös kesäseisokki. Näin saadaan siis lopullinen voimalan tunneittainen lämmöntuotantokäyrä. Tuotantokäyrän epätarkkuudet Edellä kuvatulla tavalla muodostettu tunneittainen sähköntuotantokäyrä sisältää luonnollisesti melkoisia epävarmuustekijöitä, mitkä ovat erityisesti seurausta karkeista ja puutteellisista olettamuksista lähtötietojen suhteen. Näitä ovat siis muun muassa: Oletus normaalijakautuneista kuukausien keskilämpötiloista Lämpötilan vuorokauden sisäisen vaihtelun huomiotta jättäminen Oletus peräkkäisten vuorokausien maksimipoikkeamista Oletus suhteellisesta lämmön tyyppikulutuskäyrästä esimerkiksi vuorokausi- tai viikkotasolla, joka voi kuitenkin käytännössä olla vaikea muodostaa Alueen lämmönkulutusarvio Käytettävyyden rajoitusten huomiomatta jättäminen (vikaantumiset, huollot jne.) Erityisesti suhteellisen lämmön tyyppikulutuskäyrän ja alueen lämmönkulutusarvion aiheuttamaa epävarmuutta täytyy kaukolämpösovelluksissa tarkentaa mittauksin. Sen sijaan teollisuusprosesseista nämä tiedot ovat usein tiedossa hyvin tarkastikin. Myös referenssipaikan kuukausien keskilämpötiloja ja lämpötilajakaumia sekä arviota peräkkäisten vuorokausien lämpötilavaihteluista olisi hyvä tarkentaa mittausten avulla. Lämmöntarpeen vaihtelusta riippumaton tuotanto Lämmöntarpeen vaihtelusta riippumattoman pienimuotoisen CHP-tuotannon verkostovaikutusten arvioiminen on yleensä verkkoyhtiön näkökulmasta huomattavasti yksinkertaisempaa kuin lämmöntarpeen vaihtelua seuraavien CHP-voimaloiden kohdalla. Esimerkiksi, jos tuotantoyksikkö on mitoitettu toimimaan tietyllä teholla koko vuoden ajan kesäseisokkia lukuunottamatta, on voimalan pätötehontuotantokäyrä helppo ottaa huomioon verkostolaskennassa. Tuotannolla voi myös olla selkeä ja helposti ennakoitavissa oleva, esimerkiksi verkkoyhtiön kantaverkkomaksujen perusteella ohjautuva vuodenaika-, viikko- ja/tai vuorokausirytmi, johon verkkoyhtiö voi myös siirtohinnoittelullaan ohjata tuottajia. Ajallisesti vaihtelevilla siirtomaksuilla on esimerkiksi Tanskassa saatu lämpövarastoilla varustetusta CHP-tuotannosta hyvinkin tarkkaan ennustettavaa [Lun03]. Toisaalta esimerkiksi prosessiteollisuudessa lämpövarastojen käyttö mahdollistaisi normaalisti prosessin lämmöntarvetta seuraavan sähkötuotannon sijaan myös sähköpörssin hintavaihteluita seuraavan sähköntuotannon ja sähkön myymisen silloin, kun sähkön pörssihinta on korkealla. Sähkön pörssihinnan ollessa alhainen voidaan voimala ajaa alas, ostaa sähkö pörssistä ja ottaa prosessin tarvitsema lämpö tai höyry lämpövarastosta. Sähköpörssin hinnan vaihtelua seuraavan sähköntuotantokäyrän määrittäminen onkin verkkoyhtiölle jo haastavampaa, vaikka vuodenaika- ja vuorokausivaihteluita voidaankin jollain tasolla ennakoida. Joissain teollisuussovelluksissa ei taas sähköntuotantoa jakeluverkkoon päin ole välttämättä ollenkaan, vaan CHP-voimala seuraa teollisuuslaitoksen sähkönkulutusta tai toimii niin 57

71 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA alhaisella tasaisella teholla, ettei se ylitä laitoksen omaa sähkönkulutusta milloinkaan. Näin ollen joissain tapauksissa CHP-voimala saattaa huippukulutusta pienentäessään siirtää jännitteenalenemasta johtuvaa verkon mahdollista vahvistustarvetta. Päivittäisten keskilämpötilojen vaihtelun simuloinnilla ja muilla lämmöntarpeen vaihtelun simulointiin tarvittavilla lähtötiedoilla on siis monissa tapauksissa merkitystä lähinnä tuottajalle, koska sähköntuotanto ei riipu lämmöntarpeen vaihtelusta. Tuottaja voi sen avulla määrittää esimerkiksi asiakkaiden lämmöntarpeen vaihtelun tyydyttämiseksi tarvittavan lämpö-/höyryvaraston kapasiteetin suuruuden. Verkkoyhtiön ja tuotantoyksikön keskijänniteverkkoon liittämisen kannalta lämmöntarpeen vaihteluiden ja lämpövarastojen huomioiminen ei ole monissa tapauksissa tarpeellista, koska heitä kiinnostaa ainoastaan voimalan mahdollinen sähköntuotantokäyrä. Seuraavassa käydään kuitenkin lyhyesti läpi kaukolämmöntuotantoon tarkoitettu CHP-sovellus, jossa tarvittava lämpövaraston kapasiteetti ja käyttäytyminen voidaan määrittää, kun voimalan sähköntuotantokäyrä ja muut tarvittavat lähtöarvot tiedetään. Lämpövaraston kapasiteetti kaukolämmöntarpeen vaihtelusta riippumattomalle sähköntuotannolle Keskilämpötilan vaihtelu vuorokausittain koko vuodelta määritetään tässä samaan tapaan kuin kuvassa 4.9 ja lisäksi oletetaan yhä, että alueen lämmönkuluttajille on mahdollista muodostaa yhdistetty suhteellinen esimerkiksi päivittäinen lämmöntyyppikulutuskäyrä. Sen ja vuorokausittaisten keskilämpötilojen sekä tarvittavien lähtötietojen avulla saadaan selville voimalan nimellislämpötehon suuruus ja sen prosentuaalinen osuus huippulämmöntarpeesta sekä tunneittainen lämmöntarvekäyrä. Tarvittavia lähtötietoja ovat: Kuinka monta prosenttia vuosittaisesta lämmönkulutuksesta on ulkolämpötilasta riippuvaa Aikavälin/Kesäkauden ensimmäinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta Aikavälin/Kesäkauden viimeinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta Kuluttajien lämmöntarve yhteensä Lämmitystarpeen referenssi(sisä)lämpötila, jota käytetään astepäiväluvun/lämmitystarveluvun laskentaan (usein +17 C) Voimalan nimellispätöteho (kw) Voimalan rakennusaste (sähköteho/lämpöteho) Sähköntuotantokäyrä/-suora Lämpövaraston hyötysuhde Tunneittaisen lämmöntarvekäyrän muodostaminen tarvittavista lähtötiedoista (kuva 4.12) vastaa kuvaa 4.11 kyseisen käyrän muodostamiseen asti. Rakennusaste ja kesäseisokki huomioimalla saadaan tunneittaisesta sähkön tuotantokäyrästä voimalan lämmöntuotantokäyrä. Voimalan tunneittaisen 58

72 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA pätötehon tuotantokäyrän avulla voidaan tuotantoyksikön verkkoonliityntätavasta riippuva tunneittainen loistehon tuotanto-/kulutuskäyrä. Kuva Tunneittaisen kuluttajien lämmöntarvekäyrän muodostaminen (tarvittavat lähtötiedot sinisellä) 59

73 4 TILASTOLLISET TUOTANTO- JA KUORMITUSKÄYRÄT TEHONJAON LASKENNAN LÄHTÖTIETOINA Lämpövarastoon menee tuotantoa, kun kyseisen tunnin voimalan lämmöntuotanto ylittää kuluttajien lämmöntarpeen suuruuden ja lämpövarastoa puretaan, kun senhetkisen tunnin kuluttajien lämmöntarve on suurempi kuin voimalan lämmöntuotanto. Lämpövaraston hyötysuhde on otettava huomioon lämpövarastoa purettaessa. Näin saadaan lämpövaraston varastointikäyrä. Mikäli lämpövarasto on tyhjä, voidaan tarvittava lämpö tuottaa huippukattiloilla, mutta käytännössä voimala ja lämpövarasto olisi edullista mitoittaa niin, että huippukattilan tarpeesta päästään eroon. Tarvittavan lämpövaraston kapasiteetti voidaan määrittää lämpövaraston varastointikäyrän suurimmasta arvosta. Kuvassa 4.13 on havainnollistettu lähtötietojen sekä tunneittaisten kuluttajien lämmöntarve- ja voimalan lämmöntuotantokäyrien avulla saatavan lämpövaraston varastointikäyrän ja tarvittavan lämpövaraston kapasiteetin määrittämistä. Koska tunneittainen kuluttajien lämmöntarve lasketaan samalla peritaatteella kuvissa 4.12 ja 4.11, sisältää tarvittavan lämpövaraston kapasiteetin laskenta myös samat epätarkkuutta aiheuttavat tekijät kuin vuorokauden keskilämpötilasta ja lämmöntarpeen vaihtelusta riippuva tunneittainen sähköntuotantokäyrä. Kuva Tunneittaisten kuluttajien lämmöntarve- ja voimalan lämmöntuotantokäyrien avulla saatava lämpövaraston varastointikäyrä ja tarvittava lämpövaraston kapasiteetti (tarvittavat lähtötiedot sinisellä) 60

74 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELU- MENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMI- SEKSI Sähkönjakeluverkon huolellisella suunnittelulla on huomattava merkitys asiakkaiden sähkönjakelun kannalta. Sähkön verottomasta loppuhinnasta pienjänniteasiakkailla noin puolet aiheutuu sähkön siirtomaksuista ja valtaosa sähkönjakelun keskeytyksistä johtuu keskijänniteverkon vioista. Jakeluverkon suunnitteluun vaikuttaa keskeisesti verkoston nykytila, sähkönjakelulle tulevaisuudessa asetettavat tavoitteet ja suunnitteluajanjaksona vaikuttavat kehitystekijät. Suunnittelun tavoitteena on minimoida kustannukset reunaehtojen puitteissa suunnittelujakson aikana. Nykyisin, kun verkot ovat jo lähes kaikkialla valmiita, keskittyy rakennustoimenpiteiden suunnittelu yhä enemmän verkoston kunnon parantamistoimenpiteiden eli saneerausten suunnitteluun. Tärkeimpiä syitä saneerauksille ovat liian suuri jännitteenalenema, liian pieni jännitejäykkyys, liian suuret häviökustannukset pituusyksikköä kohti, rakenteiden heikko mekaaninen kunto, liian alhainen jakelun luotettavuus tai oikosulkukestoisuus. [Lak95], [Lak96] Hajautetun tuotannon mahdollisella lisääntymisellä tulevaisuudessa on luonnollisesti oma vaikutuksensa verkostosaneerausten suunnitteluun. Monissa tapauksissa se saattaa aiheuttaa verkonvahvistustarvetta, mutta joissain tapauksissa se voi myös siirtää saneeraustarvetta. Saneeraustarve aiheutuu useimmiten liian suuresta jännitteennoususta, mihin tulisikin jännitteenalenematarkasteluiden lisäksi kiinnittää huomiota suunniteltaessa uuden tuotantoyksikön verkkoon liittämistä. Hajautetun tuotannon liittämiseksi jakeluverkkoon tulisi ensin arvioida sen vaikutukset nykyiseen verkkoon tapauskohtaisesti tehonjako- ja vikavirtalaskelmien avulla. Otettaessa hajautettu tuotanto mukaan jakeluverkon suunnitteluun on tiedettävä tuotantoyksikön sijaintipaikka, tuotannon tyyppi ja sen liittymistapa verkkoon, monia sähköteknisiä parametreja sekä pätö- ja loistehon ohjattavuus. 5.1 Pahimman mahdollisen tilanteen tehonjakolaskelmat JÄNNITTEENALENEMA MAKSIMIKUORMITUS EI TUOTANTOA -TILANTEESSA Keskijänniteverkon avojohtoverkossa keskeinen rajoitustekijä on usein jännitteenalenema, kun taas maakaapeliverkossa kuormitettavuus useimmiten määrää suurimman kuormitustiheyden tai siirtoetäisyyden, joka tietyllä johdon poikkipinnalla on mahdollinen. Jännitteenalenema on tarkasteltavan verkko-osan alku- ja loppupään jännitteiden itseisarvojen erotus. Jännitteen sallitut vaihtelurajat pienjänniteasiakkaan liittymispisteessä ovat standardin SFS-EN [SFS00] mukaan 95 % ajasta ± 10 % nimellisjännitteestä (230 V) eli V, mutta usein suunnittelussa sallittu jännitteen vaihtelu pienjänniteasiakkaalla on -10 % +6 % nimellisjännitteestä eli V eli jakeluverkossa sallittu jännitteenvaihtelu on noin 16 %. Jännitteenalenemia pyritään aina tarkastelemaan yhtenä kokonaisuutena sähköasemalta kuluttajalle asti ja käytännössä sallittu jännitteenalenema joudutaan jakamaan keskijännite- ja pienjänniteverkon sekä jakelumuuntajien

75 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI kesken siten, että kullekin osoitetaan oma enimmäisarvonsa. Lisäksi on huomioitava sähköaseman päämuuntajan yleensä noin 2 % suuruinen epäherkkyysalue. Kuvassa 5.1 on esitetty eri verkon osien tyypilliset sallitut jännitteenalenemat. Keski- tai pienjänniteverkon jännitteenalenema voi olla suurempikin, mutta se täytyy ottaa huomioon vastaavasti toisen osan sallitun jännitteenaleneman pienentämisenä tai jännitteen säädöllä. Suunnittelussa sähköasemaa lähinnä olevan kuluttajan jännite yleensä mitoitetaan sallitulle maksimirajalle tarkasteltaessa tilannetta, jossa jännitteenalenema on johtolähdön minimikuormituksen aikaan pienimmillään. Sähköasemasta kauimpana olevan kuluttajan jännite taas mitoitetaan sallitulle minimirajalle tilanteessa, jossa jännitteenalenema on johtolähdön maksimikuormituksen aikaan suurimmillaan. [Lak96], [Nie02] Kuva 5.1. Esimerkki jännitteenaleneman jakamisesta maksimikuormitustilanteessa verkon eri osien kesken Jännitteenaleneman pienentäminen perinteisellä jakeluverkon jännitteensäädöllä Perinteinen jakeluverkon jännitteensäätö on suunniteltu jakeluverkon jännitteenalenemien pienentämiseksi, asetettujen jänniterajojen ylittymisen estämiseksi ja mahdollisimman tasaisen jännitteen takaamiseksi kuluttajille. Jakeluverkon jännitteensäätö perustuu pääasiassa päämuuntajan käämikytkimen, sähköaseman kompensointikondensaattorin säätöön ja ohjaukseen sekä jakelumuuntajien väliottokytkimien asentoihin. Erityisen pitkillä avojohdoilla on käytössä myös johdon varrelle sijoitettavia kompensointikondensaattoreita ja 20/20 kv:n jännitteennostomuuntajia. Kevyesti kuormi- 62

76 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI tetussa kaapeliverkossa voidaan käyttää myös reaktoreita kaapelin maakapasitanssin synnyttämän loistehon kompensointiin. Omalta osaltaan jännitteen säätöön ja loistehon hallintaan vaikuttavat myös loistehotariffit, joilla voidaan vaikuttaa kuormitusten tehokertoimen arvoon. [Lak95], [Rep03a] Jakelumuuntajien väliottokytkimet Jakelumuuntajan, jonka muuntosuhde on tyypillisesti 20/0.4 kv, yläjännitepuolelle sijoitetulla väliottokytkimellä voidaan 2.5 % suuruisin askelin muuttaa jakelumuuntajan muuntosuhdetta ± 5 % nimellisestä jännitteestä ja täten kompensoida keskijänniteverkossa syntynyttä jännitteenalenemaa. Eli periaatteessa väliottokytkimen asennon valinta sallii suuremman jännitteenaleneman käyttämisen joko kj-verkon tai pj-verkon mitoituksessa (kuva 5.2), mutta samalla on muistettava tarkastella vaikutuksia kaikkiin jakelumuuntajiin ja niiden asiakkaisiin. Usein jakelumuuntajien väliottokytkimet asetellaan siten, että lähinnä sähköasemaa olevien kuluttajien jännite on lähellä maksimiarvoa alhaisen kuormituksen aikana ja kauimmaisten kuluttajien jännite on lähellä minimirajaa maksimikuormitustilanteessa. Tällä tavoin voidaan johdon kapasiteetti hyödyntää täysimääräisesti. Väliottokytkimien asento pyritään pitämään vakiona, koska asennon muuttaminen on toimenpiteenä suhteellisen kallis ja vaatii aina sähkönjakelun keskeytyksen. Väliottokytkimen asettelu tarkistetaan yleensä vain, jos kuluttajat valittavat yli- tai alijännitteestä. [Lak95], [Rep03a] Kuva 5.2. Esimerkki jakelumuuntajan väliottokytkimen vaikutuksesta jännitteenaleneman jakamiseen verkon eri osien kesken maksimikuormitustilanteessa Päämuuntajan käämikytkin Sähköaseman päämuuntajan, jonka muuntosuhde on tyypillisesti 110/20 kv, jännitteensäätö tapahtuu jännitteensäätäjän ja käämikytkimen avulla. Käämikytkin on asennettu päämuuntajan yläjännitepuolelle, jota käämikytkimellä voidaan yleensä säätää ± 9 x 1.67 % nimellisjännitteestä. Käämikytkintä ohjaa jännitteensäätäjä, joka mittaa keskijännitekiskon jännitettä ja säätää käämikytkintä karakteristikan mukaan. Jännitteensäätäjälle on annettu säätöarvoksi tavoiteltava sähköaseman kiskojännite sekä ylempi ja alempi toiminta-arvo, joiden ylityttyä käämikytkin askeltaa haluttuun suuntaan. Kuvassa 5.3 on jännitteensäätäjän jännitealue. Kuvasta nähdään, että ylemmän ja alemman toiminta-arvon väliin jää epäherkkyysalue, jolla kiskon jännite vaihtelee. Jännitteen 63

77 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI säätöarvosta sallittu poikkeama on tyypillisesti asetettu 2 %:iin. Tämän vuoksi jännitteenalenemaa maksimikuormitustilanteessa laskettaessa onkin otettava huomioon pahin mahdollinen tilanne eli se, että kiskojännite on aivan lähellä alempaa toiminta-arvoa. Lisäksi jännitteensäätäjällä on tietty aikahidastuskäyrä, minkä avulla estetään käämikytkimen askeltaminen ohimenevissä tilanteissa (esim. kantaverkon nopeat jännitetason vaihtelut). [Lak95], [Leh89], [Uus00] Kuva 5.3. Jännitteensäätäjän jännitealue [Uus00] Päämuuntajan käämikytkintä säätämällä voidaan automaattisesti kompensoida kuormitusten muutosten vaikutuksia liittymispisteiden jännitteisiin. Käämikytkintä säädetään joko vakiojännitesäädön tai kompoundisäädön avulla. Vakiojännitesäädössä sähköaseman alajännitekiskon jännite pyritään kuormituksen vaihdellessa pitämään epäherkkyysalueen puitteissa vakiona. Kompoundisäädössä käämikytkimen säätö taas perustuu päämuuntajan läpi virtaavan kuormitusvirran suuruuteen. Hajautetun tuotannon vaikutusta kompoundisäätöön käsiteltiin aiemmin luvussa [Rep03a], [Uus00] Kompensointikondensaattori ja reaktorit Päämuuntajan läpi ei yleensä kannata siirtää loistehoa, koska sen suuri reaktanssi kasvattaa loistehohäviöitä, joilla on myös vaikutuksensa pätötehohäviöihin. Loistehon otto ja anto vaikuttavat myös jakeluverkkoyhtiön alue- tai kantaverkkoyhtiölle maksamiin loistehomaksuihin. Loistehon siirtoa päämuuntajan läpi on mahdollista vähentää alajännitepuolen kiskoon kytkettävän kompensointikondensaattorin avulla. Sen ohjaus perustuu yleensä kello-ohjaukseen, mutta se voisi perustua myös päämuuntajan läpi virtaavan loistehon suuruuteen tai alajännitepuolen jännitteen suuruuteen. Kaapelin maakapasitansseissa tuotetun loistehon määrä on lähes vakio, koska maakapasitanssien yli vaikuttava jännite on yleensä vakio. Tämän vuoksi reaktoreiden ohjaustarve on hyvin vähäinen, eikä niitä keskijänniteverkossa yleensä ohjatakaan. [Rep03a] Jännitteensäädön suunnittelun epävarmuustekijät Jakeluverkon jännitteensäädön suunnittelun lähtötiedoksi tarvittavien, tilastollisiin suureisiin pohjautuvien, tyyppikuormituskäyrien käyttö muodostaa itsessään yhden keskeisen epävarmuustekijän. Tyyppikuormituskäyrille on ilmoitettu tarvittavien kulutuspisteiden lukumäärä, joilla käyrät ovat tilastollisesti luotettavia. Virhettä kuormitusten mallintamisen osalta voi aiheutua myös luokiteltaessa asiakkaita eri tyyppikuormituskäyrille. Muita jännitteen säätöön vaikuttavia keskeisiä osittain tuntemattomia tekijöitä ovat kuormien tehokerroin ja jänniteriippuvuus. Tyypillisesti suunnittelulaskelmissa käytetään vakiotehokuormia, jos kuormien jänniteriippuvuudesta ei ole tarkempaa käsitystä. Mikäli kuormituksen käyttäytyminen ei kuitenkaan ole puhtaasti vakiotehon mukaista, ei jännitteenalenema muodostukaan yhtä suureksi kuin puhtaalla vakiotehokuormalla kuormituksen kasvaessa. [Rep03a] 64

78 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI JÄNNITTEENNOUSU MINIMIKUORMITUS MAKSIMITUOTANTO -TILANTEESSA Perinteisten maksimikuormitus ei tuotanto -tilanteen jännitteenalenematarkasteluiden lisäksi tulee hajautetun tuotannon verkkoonliittämisen suunnittelussa ottaa huomioon mahdollisen jännitteennousun laskenta minimikuormitus maksimituotanto -tilanteessa. Mikäli jännitteennousu ylittää asetetut raja-arvot, joudutaan kyseiseen liittymispisteeseen liitettävän tuotantoyksikön sallittua maksimipätötehoa rajoittamaan. Verkkoon liitettävän tuotantoyksikön sallittua maksimipätötehoa rajoittaa omalta osaltaan se, että jakeluverkot ja niiden jännitteensäätö on perinteisesti suunniteltu jännitteenaleneman kannalta optimaalisesti, minkä vuoksi sallittu jännitteennousu jää usein melko alhaiseksi. Luvussa on lueteltu jännitteennousun rajoittamisvaihtoehtoja tuotantoyksikön / -yksiköiden sallitun maksimipätötehon kasvattamiseksi, joista muun muassa sähköaseman kiskojännitteen alentaminen (kuva 5.4) ja jakelumuuntajien väliottokytkinten mahdolliset asentomuutokset mahdollistaisivat hajautetun tuotannon liittämiselle paremmat lähtökohdat kuin perinteinen ainoastaan jännitteenaleneman huomioiva jakeluverkon jännitteensäätö. Mahdollisen kiskojännitteen alentamisen vaikutukset muilla johtolähdöillä tulee kuitenkin myös muistaa huomioida. Kuva 5.4. Esimerkki kiskojännitteen alentamisen vaikutuksesta sallittuun jännitteennousuun 65

79 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI Jännitteennousua voidaan ilman verkon vahvistustoimenpiteitä rajoittaa myös asettelemalla tuotantoyksikön tehokerroin induktiiviseksi tai verkkomuotoa/jakorajoja muuttamalla. MATLABissa esimerkkiverkolla (ks. luvut 5.3 ja 6) tehtyjen simulointien perusteella minimikuormitus-maksimituotantotilanteen jännitteennousun laskennassa tulisi käyttää 10 % alittumistodennäköisyyttä (90 % ylittymistodennäköisyys) eli kuormitusten tilastollista varmuuskerrointa Simuloinneissa kuormitusten varmuuskertoimien (ks. kaava 4.1) oletettiin olevan standardoidusti normaalijakautuneita VKtil ~ N(0,1) ja kaikille kuormituspisteille arvottiin tästä jakaumasta jokaiselle vuoden tunnille uusi arvo. Tämä simulointi toistettiin useille kymmenille vuosille. Simuloinneista saatua verkon vuosittaisten minimikuormitustilanteiden keskiarvoa verrattiin 50 % ja 90 % ylittymistodennäköisyydellä laskettujen simulointien minimikuormitustilanteiden suuruuteen ja päädyttiin siihen, että pahinta mahdollista tilannetta jännitteennousun kannalta laskettaessa tulisi kuormituksille käyttää 10 % alittumistodennäköisyyttä KISKOJÄNNITTEEN ALENTAMINEN TUOTANTOYKSIKÖN SALLITUN MAKSIMIPÄTÖTEHON KASVATTAMISEKSI Uuden tuotantoyksikön verkkoonliittämissuunnittelun yhteydessä voidaan haluttaessa kiskojännitteen säätöarvon alentamista tarkastella yhtenä mahdollisuutena kasvattaa minimikuormitus maksimituotanto -tilanteen jännitteennousun rajoittamaa voimalan sallitua maksimipätötehoa. Tässä ei väliottokytkimien mahdollisten asentomuutosten vaikutusta ole huomioitu. Valitulla verkkomuodolla suunnitellussa liittymispisteessä ensimmäiseksi suoritettavassa jännitteennousutarkastelussa lasketaan tuotantoyksikön sallittu maksimipätöteho käytettämällä lähtöarvoina, tuotantoyksikön valittua tehokerrointa, loistehon tuotantoa/kulutusta sähköaseman kiskojännitteenä käämikytkimen ylempää toiminta-arvoa johtolähdön minimikuormitustunnilla kuormitusten 10 % alittumistodennäköisyyttä (tilastollista varmuuskerrointa -1.28) Tämän jälkeen voidaan laskea ylittääkö tuotantoyksikön maksimipätötehon aikaisen mahdollisen irtikytkeytymisen aiheuttama nopea jännitemuutos verkkoyhtiön määrittämät rajat. Seuraavaksi suoritetaan jännitteenalenematarkastelu samassa verkon kytkentätilanteessa kuin jännitteennousutarkastelukin, jossa lähtöarvoina käytetään, tuotantoyksikön pätöteho = 0 tuotantoyksikön loisteho = 0 sähköaseman kiskojännitteenä käämikytkimen alempaa toiminta-arvoa johtolähtöjen maksimikuormitustilanteessa kuormitusten 10 % ylittymistodennäköisyyttä (tilastollista varmuuskerrointa 1.28) Lopuksi alennetaan kiskojännitteen säätöarvoa, mikäli jännitteenalematarkastelussa minkään johtolähdön alhaisin jännite ei ole alle keskijänniteverkon sallitun minimijännitteen ja määritetään sallitulle maksimipätöteholle uusi arvo jännitteennousutarkastelussa huomioimalla kiskojännitteen 66

80 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI uuden säätöarvon vaikutus sähköaseman kiskojännitteenä käytettävän käämikytkimen ylempään toiminta-arvoon jne. Käytännössä kiskojännitteen säätöarvoa ei ehkä kuitenkaan kannata laskea ihan niin alas mikä hajautetun tuotannon verkkoon syöttämisen maksimoimisen kannalta olisi edullisinta, vaan varaa kuormitusten tulevalle kasvulle ja muille epävarmuuksille tulisi myös jonkin verran jättää. Kuvassa 5.5 on havainnollistettu tätä kj-verkkoon liitettävän tuotantoyksikön sallitun maksimipätötehon kasvattamiseen tähtäävän suunnittelun etenemistä, jossa kiskojännitteen säätöarvoa lasketaan mahdollisuuksien mukaan. Kiskojännitteen alentaminen ei välttämättä ole kuitenkaan verkkoyhtiöille mieleinen ratkaisu, koska se lisää häviöitä ja pienentää siirtotuloja ainakin sellaisilla johtolähdöillä joilla on ainoastaan sähkönkulutusta. Kuva 5.5. Esimerkki kj-verkkoon liitettävän tuotantoyksikön sallitun maksimipätötehon kasvattamiseen, kiskojännitteen säätöarvoa laskemalla, tähtäävän suunnittelun etenemisestä 67

81 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI PAHIMMAN MAHDOLLISEN TILANTEEN TEHONJAKOLASKELMIIN PERUSTUVAN SUUNNITTELUN PUUTTEET Pahimman mahdollisen tilanteen tehonjaon laskentaan perustuva suunnittelumenetelmä tuotantoyksikön liittämiseksi kj-verkkoon on yhä kuitenkin hyvin rajoittunut monilta osin, vaikka se periaatteessa tähtääkin suuremman tuotantokapasiteetin liittämisen sallimiseen kiskojännitettä mahdollisuuden mukaan alentamalla. Suurin ongelma maksimituotanto minimikuormitus-tilanteen jännitteennousun laskennassa on, ettei siinä oteta kantaa siihen kuinka todennäköisesti tällainen pahin mahdollinen tilanne, jossa verkon kuormitus vastaa 10 % alittumistodennäköisyyttä yhtäaikaa maksimituotannon ja kiskojännitteen ylimmän mahdollisen arvon kanssa, voi tapahtua. Jos kyseiset tilanteet ovat harvinaisia, joudutaan sääolosuhteista riippuvan hajautetun tuotannon sallittua maksimipätötehoa rajoittamaan turhaan. Ylijännitetilanteissa tuulivoimalan irtikytkennästä tai pätötehon rajoituksesta johtuva tehon menetys voi olla saatavan suuremman tuotantoenergian rinnalla mitätön. Harvinaisista ylijännitetilanteista johtuva verkon vahvistaminen voi myös liittymiskustannusten kasvun myötä turhaan estää tuotantoyksikön liittämisen tai vaikuttaa epäedullisesti sen kilpailukykyyn. Tietoa tuotantoyksikön liittämisen vaikutuksesta muuttuviin kustannuksiin, kuten häviökustannuksiin ja kantaverkkomaksuihin, ei pahimman mahdollisen tilanteen tehonjakolaskelmien pohjalta ole saatavilla. 5.2 Tuotantoyksiköiden ja keskijänniteverkon aktiivinen jännitteensäätö TULEVAISUUDEN AKTIIVINEN JAKELUJÄRJESTELMÄ Usein keskijänniteverkkoon liitettävän sallitun maksimituotantokapasiteetin määrittää liiallinen jännitteennousu. Nykyinen passiivinen jakeluverkkojen käyttöperiaate rajoittaa sallittua kapasiteettia erittäin voimakkaasti, kuten nykyinen suhteellisen harvinaisiin pahimpiin mahdollisiin tilanteisiin perustuva suunnittelukin. Todennäköisesti tulevaisuudessa jakeluverkon rakenne ja käyttötapa eniten hajautettua tuotantoa sisältävillä alueilla tulee kuitenkin muuttumaan kohti aktiivista jakelujärjestelmää. Aktiivisen jakelujärjestelmän tarkemman ja paremmin hallittavan pätö- ja loistehon siirron ja jännitteen säädön avulla ajoittainen jännitteennousu voitaisiin hallita ja jakeluverkon alueelle liitettävää tuotantokapasiteettia voitaisiin tiettyyn rajaan asti kasvattaa ilman merkittäviä verkon vahvistusinvestointeja siirtokyvyn lisäämiseksi. Vaikka aktiivisesta jakelujärjestelmästä tulisikin monimutkaisempi ja vaikeammin hallittava kuin perinteinen helposti hallittavissa oleva säteittäinen jakeluverkko, tarjoaisi se kuitenkin uusia taloudellisia ja teknisiä mahdollisuuksia. Ohjattavien tuotantoyksiköiden lisäksi muita jakelujärjestelmän aktiivisia komponentteja voisivat olla esimerkiksi kuormituksen ohjaus, jakeluverkon varrelle sijoitetut automaatiolaitteet, säädettävät laitteet kuten kondensaattorit, reaktorit ja muuntajan käämikytkimet, energian varastointiyksiköt ja näiden laitteiden välinen koordinaatio tai ylemmän tason säätö. Aktiivisessa jakelujärjestelmässä on mahdollista käyttää verkkoa osittain myös renkaassa, esimerkiksi kaksi saman sähköaseman vierekkäistä johtolähtöä, millä voidaan myös vähentää jännitteennousua, asiakkaiden jännitevaihteluita ja verkon häviökustannuksia sekä nostaa verkon käyttöastetta. On kuitenkin muistettava, että verkon rengaskäytöllä on vaikutusta myös verkon vikavirtoihin, suojausjärjestelyihin, luotettavuuteen ja transienttistabiilisuuteen, jotka 68

82 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI täytyy rengaskäyttöä suunniteltaessa ottaa huomioon. Kuvassa 5.6 on esitetty eräs näkemys aktiivisesta jakelujärjestelmästä. [Lie02], [Ope03], [Rep03a], [Rep04b] On myös ehdotettu, että jakeluverkko jaettaisiin esimerkiksi johtolähdöittäin aluesiin/soluihin, jotka aktiivisesti ja itsenäisesti huolehtisivat esimerkiksi jännitteen ja loistehonsäädöstä sekä vikatilanteista selviytymisestä. [Lun03], [Nie02], [Rob03] Kuva 5.6. Aktiivinen jakelujärjestelmä [Rep03a] Keskeinen tekijä aktiiviseen jakelujärjestelmään siirtymisen kannalta, liittymis- ja siirtomaksujen yhtenäisten muodostamisperiaatteiden lisäksi, on samantyyppisten markkinamekanismien, kuten esimerkiksi lisäarvopalvelumarkkinoiden, tarve myös jakeluverkkotasolla, jotka kantaverkkotasolla ovat jo olemassa. Aktiivisen jakelujärjestelmän ja sen tarvitsemien markkinamekanismien luomiseksi tarvitaan uusia säädöksiä, määräyksiä ja tukimekanismeja, jotka kannustavat verkkoyhtiöitä ja tuottajia siirtymään asteittain kohti aktiivista jakelujärjestelmää. [DTI00], [Ope03], [Wag03] Tuotannon lisäarvopalvelut Mikäli hajautettu energiantuotanto lisääntyy merkittävästi, korvaa se tuotannollaan keskitettyyn energiantuotantoon tarkoitettuja suuria yksiköitä. Monien hajautetun tuotannon tuotantomuotojen tuotannon ennustettavuus on kuitenkin vaikeaa ja sen vuoksi tehovaihtelut verkossa tulevat lisääntymään ja tarvittavan säätökapasiteetin määrä tulee kasvamaan. Perinteisesti kuormitusten vaihteluiden säätöön on käytetty useita helposti säädettäviä keskitettyjä energiatuotantoyksiköitä, mutta säätömäärän lisääntyessä ja keskitetyn säätökapasiteetin vähetessä ei ehkä ole järkevää taloudellisuuden ja luotettavuudenkaan kannalta keskittää entistä suurempia säätömääriä entistä harvemmille keskitetyille yksiköille. Sen sijaan lisäarvopalveluiden, kuten tuotantoreservin ylläpidon ja taajuuden säädön, tuottaminen tulisi osittain siirtää myös pienemmille hajautetun tuotannon yksiköille. Hajautetun tuotannon verkkotoiminnassa hyödyntämisen ja merkittävän lisääntymisen 69

83 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI edellytys siis on, että ainakin osa tuotantolaitoksista toimisi tulevaisuudessa kuin perinteiset voimalat ja tarjoaisi verkkoyhtiöille näitä ns. lisäarvopalveluita. Tuottajien verkkoyhtiölle tarjoamia palveluita voisivat olla: pätötehon säädettävyys, hinnoittelu varallaolon (per kw) ja toteutuneen tuotannon mukaan (per kwh) loistehon säädettävyys, hinnoittelu varallaolon (per kvar) ja toteutuneen tuotannon tai kulutuksen mukaan (per kvar) näiden kautta osallistuminen taajuuden ja jännitteen säätöön tuotantoreservin tarjoaminen vikatilanteissa ja poikkeuksellisissa käyttötilanteissa, hinnoittelu varalla olon ja toteutuneen siirron mukaan normaali- ja häiriötilanteessa erikseen sopeutuminen poikkeaviin taajuus- ja jännitealueisiin verkon tukemiseksi vikatilanteissa osallistuminen saarekekäyttöön, korvaus onnistuneesta saarekekäytöstä black start -kyky liittyen jännitteettömän verkon kokoamiseen esimerkiksi saareketta muodostettaessa Hajautetun tuotannon lisäarvopalvelut ovat hyvin sidonnaisia tuotantomuotoon, liityntälaitteiston ja verkon ominaisuuksiin ja tuotantoyksikön kokoon. Pienjänniteverkkoon tai asiakkaiden omiin järjestelmiin liitettyjen pienempien tuotantoyksiköiden varustaminen tarvittavilla suojaus- ja ohjauslaitteilla lisäarvopalveluiden tuottamiseksi ei ole tarkoituksenmukaista, vaan kyseeseen tulevat lähinnä keskijänniteverkkoon liitetyt palveluiden tuottamiseen soveltuvat ja halukkaat tuottajat. Parhaiten lisäarvopalveluiden tuottamiseen soveltuvat uudenaikaisilla PWM-taajuusmuuttajilla/ vaihtosuuntaajilla varustetut hajautetun tuotannon yksiköt, koska ne voivat toimia nopeammin kuin perinteiset tahti- ja epätahtigeneraattorit. Jotta tällainen tuotantoyksikkö voisi osallistua esimerkiksi jännitteen ja/tai välkynnän säätöön, tuotetun pätötehon tasoittamiseen, yliaaltojen poistamiseen tai jännitekuoppien kompensoimiseen, voi olla tarpeen kasvattaa taajuusmuuttajan/vaihtosuuntaajan nimellistehoa (kva) suuremmaksi kuin mitä se muutoin olisi. Lisäarvopalveluiden tarjoaminen ja ostaminen tulisi myös järjestää niin, että se on molemmille osapuolille kannattavaa. Verkkoyhtiön tulisi myös määrittää rajat, kuinka paljon se tarvitsee esimerkiksi ohjattavaa tuotantoa tai reservikapasiteettia, jottei verkkoon liittyisi liian paljon lisäarvopalveluja tarjoavaa tuotantoa ja palveluista olisi ylitarjontaa. Lisäarvopalvelujen vaatima tuotannon ohjattavuus tarvitsee uusia luotettavia tietoliikenneyhteyksiä ja -ohjelmia. Verkkoyhtiön on myös oltava kiinnostunut palveluiden hankkimisesta ulkopuolisilta tuottajilta ja lisäksi sen tulisi tarjota tuottajille kannusteita palveluiden tuottamiseen. Suuri merkitys verkkoyhtiön innostukselle hajautetun tuotannon verkkoon liittämiseksi ja niiden mahdollisesti tarjoamien lisäarvopalveluiden ostamiseksi on verkkotoimintaa ohjaavilla valvontamenetelmillä, joilla haluttua kehityssuuntaa on mahdollista tukea. [Joo00], [Nie02], [Rep04a], [Wag03] 70

84 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI PAIKALLINEN JÄNNITTEENSÄÄTÖ TUOTANTOYKSIKÖN LIITTYMISPISTEESSÄ Ajoittaiseen jännitteennousuun tuotantoyksikön liittymispisteessä voidaan tarvittaessa vaikuttaa muun muassa tuotantoyksikön loistehon kulutusta lisäämällä ja pätötehon tuotantoa rajoittamalla tai energiaa varastoimalla (kuva 5.7). Jos jännitteennousutilanteiden esiintymistiheys on alhainen tai jännitteennousu on usein vain niukasti yli sallitun maksimirajan, ei normaalisti esimerkiksi tehokertoimen arvolla 1 toimivan tuotantoyksikön ajoittaisella loistehon kulutuksen kasvulla ole vuositasolla juurikaan merkitystä verkkoyhtiön muuttuviin kustannuksiin. Pätötehon rajoittamisesta aiheutuu tuottajalle luonnollisesti taloudellista tappiota menetetyn tuotannon myötä. Jännitteennousua voidaan keskijänniteverkossa rajoittaa myös siirtämällä tarvittaessa osa tehosta energiavarastoon, joka toimii puskurina ylijännitetilanteiden aikana ja jännitteen laskiessa alle sallitun maksimirajan voidaan varastoitua energiaa purkaa verkkoon. Mikäli tuotannon menetys tai ylijännitetilanteiden vuoksi tarvittavan energiavaraston kapasiteetti kasvaa liian suureksi, täytyy tuottajan pohtia muita vaihtoehtoja, kuten esimerkiksi tuotantoyksikön koon pienentämistä, mahdollista verkonvahvistusta tai liittymistä korkeammalle jännitetasolle. Yksi vaihtoehto verkon siirtokapasiteetin lisäämiseksi on myös kuormitusten ohjaus tarvittaessa. Se on kuitenkin kalliimpi vaihtoehto [Sco02] kuin esimerkiksi tehokertoimen säätöön perustuva loistehon kulutus. Kuva 5.7. Muutama esimerkki paikallisen jännitteen säädön toteuttamisvaihtoehdoista tuotantoyksikön liittymispisteessä Jännitteennousun rajoittaminen tuotannon maksimoimiseksi voidaan toteuttaa lisäämällä ensin loistehon kulutusta ja rajoittamalla vasta sen jälkeen pätötehoa, mikäli loistehon säätö ei yksin riitä. Jotta sekä tuottajan että verkkoyhtiön kannalta edullisin säätötapa / tuotantoyksikön koko voitaisiin määrittää tulisi voida arvioida erilaisten säätövaihtoehtojen kannattavuutta ja taloudellisia vaikutuksia sekä verkkoyhtiölle että tuottajalle. Tulevaisuudessa arvioinnissa täytyy ottaa huomioon myös se mahdollisuus että tuottaja voi tarjota lisäarvopalveluiden kautta tuotantoyksikkönsä lois- ja pätötehoa säädettäväksi verkkoyhtiölle. Näin ollen tuottaja voisi ainakin joiltain osin kompensoida menetettyä tuotantoaan, mikäli se tarjoaisi palveluitaan verkkoyhtiön näkökulmasta riittävän kilpailukykyiseen hintaan. 71

85 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI Loistehon kulutuksen/tuotannon ohjattavuus riippuu tuotantoyksikön verkkoonliityntätavasta. Nykyaikaisen PWM-taajuusmuuttajan tapauksessa voidaan voimalan tehokerrointa asetella tietyissä rajoissa ja näin ollen loistehon kulutusta on mahdollista lisätä jännitteennousutilanteissa. Myös tahtigeneraattoreilla varustetuilla tuotantoyksiköillä loistehon kulutuksen kasvattaminen magnetointia säätämällä, ylijännitteen eliminoimiseksi liittymispisteessä, on mahdollista tiettyyn rajaan asti (PQdiagrammi kuva 3.1). Epätahtigeneraattorilla varustetuissa vakionopeuksisissa tuulivoimaloissa generaattorin napoihin liitettyjä kompensointikondensaattoreita voidaan kytkeä pois päältä jännitteennousun estämiseksi tai vaihtoehtoisesti on mahdollista käyttää staattisia loistehon kompensaattoreita (Statcom) [Saa98]. [Rep03b] Tuotantoyksikön tuottamaa pätötehoa voidaan rajoittaa joko kytkemällä yksiköitä kokonaan irti verkosta tai säätämällä generaattoreiden ulostulotehoa PWM-taajuusmuuttajan avulla. Lapakulmasäätöisillä tuulivoimaloilla pätötehon säätö on rajallisesti mahdollista myös lapakulmaa säätämällä. Tahtigeneraattoreille varustetuissa voimaloissa pätötehoa säädetään yleensä voimakoneen tehoa rajoittamalla PQ-diagrammin (kuva 3.1) rajojen puitteissa. [Rep03b] KOORDINOITU KESKIJÄNNITEVERKON AKTIIVINEN JÄNNITTEENSÄÄTÖ Vielä tehokkaammin voitaisiin suuremman hajautetun tuotannon sallimiseksi hyödyntää verkon nykyistä siirtokapasiteettia, kun paikallinen tuotantoyksikön liittymispisteen jännitteensäätö koordinoitaisiin keskijänniteverkon aktiivisen jännitteensäädön, erityisesti sähköaseman päämuuntajan käämikytkimen, kanssa (kuva 5.8). Perinteisen paikallisen säätötavan etuna on ollut, ettei tiedonsiirtoyhteyksiä ja mittauksia muualta keskijänniteverkosta ole tarvittu tai niiden kustannukset ovat olleet suhteettoman kalliit saavutettavissa oleviin hyötyihin nähden. Paikallisessa jännitteensäädössä säätäjä pitää jännitteen tai tehokertoimen vakiona tuotantoyksikön liittymispisteessä. Jännitteensäätö loistehoa säätämällä tapahtuu tahtigeneraattoreilla magnetoinnin säädöllä, epätahtigeneraattoreilla tehokerrointa korjaamalla (kompensointikondensaattorit tai Statcom) ja säätämällä PWM-taajuusmuuttajilla loistehon tuotantoa / kulutusta. Koordinoidussa keskijänniteverkon aktiivisessa jännitteensäädössä täytyy paikallisen jännitteensäädön toimia tuotantoyksiköiden liittymispisteessä nopeimmin. Paikallisten ja kiskojännitteen säätäjien välisellä koordinaatiolla on keskeinen merkitys, etteivät säätäjät toimi ristiriitaisesti. Aikahidastusten lisäksi on huomioitava esimerkiksi kompoundisäätöisen päämuuntajan käämikytkimen (ks. luku 2.1.1) toiminta. [Rep03b], [Rep04b] 72

86 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI Kuva 5.8. Keskijänniteverkon koordinoitu jännitteensäätö [Rep04b] Mikäli koordinoidussa keskijänniteverkon jännitteensäädössä paikallisella tuotantoyksikön liittymispisteen jännitteensäädöllä ei päästä jännitteennousuongelmasta eroon, yritetään sähköaseman kiskojännitettä laskea suuremman tuotannon verkkoonsyöttämisen mahdollistamiseksi. Kiskojännitettä säädetään tietyissä rajoissa automaattisen jännitteensäätäjän (automatic voltage regulator, AVR) avulla, joka säätää sähköaseman päämuuntajan käämikytkintä. Kuvassa 5.9 on havainnollistettu jännitteensäätäjän toimintaansa tarvitsemia tietoja. Kiskojännitteen alentamisen yhteydessä täytyy käytöntukijärjestelmän (distribution management system, DMS) keskijänniteverkon tilaestimoinnin avulla tarkistaa, ettei jännite muilla lähdöillä laske sallitun minimirajan alle. Tämä voidaan toteuttaa yhdistämällä käytöntukijärjestelmän kuomituskäyräpohjainen tehonjaonlaskenta ja sähköasemalta sekä muista verkon pisteistä saadut SCADA mittaukset. [Hir03], [Rep04b] Hajautetun tuotannon aiheuttaman jännitteennousun kontrolloiminen automaattisella jännitteensäätäjällä vaatii uusien säätöperiaatteiden ja algoritmien kehittämistä Tutkimukset ovat osoittaneet, että optimoimalla sähköaseman kiskojännitteen arvon ja ottamalla verkon kuormitustilanne sekä jännite tuotantoyksikön liittymispisteessä voidaan lisätä heikkoon verkkoon liitettävän tuotannon määrä tietyissä tilanteissa jopa 10-kertaiseksi verrattuna pahimman mahdollisen tilanteen laskelmiin, jotka eivät huomioi kiskojännitteen alentamismahdollisuutta. [Lie02] 73

87 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI Kuva 5.9. Automaattisen jännitteensäätöreleen (AVR) toiminnassaan tarvitsemat tiedot [Hir03] Mikäli osaa sähköaseman johtolähdöistä käytetään renkaassa täytyy rengaskäytön vaikutukset keskijänniteverkon jännitteensäädön koordinointiin ottaa myös huomioon. Esimerkiksi renkaassa olevien johtolähtöjen alhaisen kuormituksen ja suuren hajautetun tuotannon aikaan tapahtuva johtolähtöjen säteittäiseen käyttöön siirtyminen voi aiheuttaa tuotantoyksikön liittymispisteessä liian suuren nopean jännitemuutoksen, mikäli tuotantoyksikön säätö ei ole riittävän nopea ja oikein koordinoitu johtolähtöjen kytkentämuutoksen kanssa. Samaan aikaan tuotantoa mahdollisesti sisältämättömän johtolähdön jännite laskee äkillisesti. On myös huomioitava, että johtolähtöjen rengaskäytössä mahdolliset jännitteen laatuongelmat pääsevät leviämään laajemmalle kuin säteittäisessä kytkennässä. [Rep04b] 74

88 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI 5.3 MATLAB -laskentasimulaattori hajautetun tuotannon verkostovaikutusten arviointiin Jotta pahimman mahdollisen tilanteen tehonjaon laskentaan perustuvan suunnittelun rajoittuneisuudesta ja puutteista päästäisiin eroon, tulisi jakeluverkon suunnitteluohjelmia kehittää niin, että hajautetun tuotannon todelliset verkostovaikutukset voitaisiin huomioida. Tässä työssä tehtiin verkostovaikutusten arviointiin simulaattori, joka perustuu MATLAB -ohjelman käyttöön. Tehty MATLAB-simulaattori mahdollistaa erilaisten menetelmien ja ideoiden testaamisen jakeluverkon verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmien kehittämiseksi. MATLAB on tekniseen laskentaan suunniteltu tehokas matematiikkaohjelma, jolla voi suorittaa numeerista laskentaa, havainnollistaa laskentatuloksia kuvallisessa muodossa ja tehdä ohjelmia. MATLABia voi laajentaa toolboxeilla, jotka ovat tiettyihin erikoisaloihin liittyviä ohjelmapaketteja. Nimi MATLAB tulee sanoista MATRIX LABORATORY, koska keskeinen tietoalkio MATLABissa on matriisi. Ohjelmointi yhdessä tarvittavien toolboxien kanssa mahdollistaa MATLABin tehokkaan käytön. Ohjelmien tekemiseksi on MATLABissa korkean tason ohjelmointikieli ja ohjelmointi MATLABilla on helpompaa kuin varsinaisilla ohjelmointikielillä, jos osaa hyödyntää MATLABin matriisi-pohjaisuutta tehokkaasti. Ohjelmat ovat MATLABissa m-tiedostoja, koska niiden nimen tarkenteena on.m. M-tiedostot voivat joko olla tai sisältää useita, skriptejä ja / tai funktioita. Skripteillä ei ole sisään- ja ulosmenoparametreja toisin kuin funktioilla, vaan ne koostuvat jonosta MATLAB-komentoja. [Mäk03a], [Mäk03b] Työssä kehitelty MATLAB -laskentasimulaattori perustuu Power System Toolboxin (Versio 2.0) tehonjaonlaskentaan. Simulaattori mahdollistaa hajautetun tuotannon tilastollisuuden huomioimisen tuulivoiman ja CHP:n osalta tunneittaiset tuotantokäyrät / aikasarjat edellisen luvun 5 periaatteiden mukaan muodostettuna sekä erilaisten aktiivisten keskijänniteverkon jännitteensäätötapojen tarkastelemisen tuotantoyksikön verkostovaikutuksia määritettäessä (ks. luku 5.2). Kuvassa 5.10 on kuvattu MATLAB-laskentasimulaattorin tarvitsemia lähtötietoja sekä keskeisiä simuloinnista saatavia tuloksia. Luvuissa ja käydään hieman tarkemmin läpi näitä simuloinneissa tarvittavia lähtötietoja ja simuloinneista saatavia tuloksia. 75

89 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI Kuva MATLAB -laskentasimulaattorin simulointiin tarvitsemat lähtötiedot pääpiirteittäin ja muutamia keskeisiä simuloinnista saatavia tuloksia SIMULAATTORIN TARVITSEMAT LÄHTÖTIEDOT Verkon nykyisten komponenttien, asiakkaiden ja simuloinnin lähtötiedot Kaikkien sähköverkon komponenttien, kuten johtojen, muuntajien, kondensaattorien ja reaktoreiden, sähköiset ominaisuudet täytyy luonnollisesti tietää ennenkuin verkon tehonjaonlaskenta on mahdollista. Verkon komponentit kuvataan resistanssin, reaktanssin ja suskeptanssin avulla. Sähköaseman päämuuntajasta tarvitaan tiedot lisäksi kiskojännitteen säätö-/asetusarvosta eli käytetystä muuntosuhteesta (käämikytkimen asennosta), käämikytkimen askeleen suuruudesta sekä käämikytkimen minimi- ja maksimiarvoista. Lisäksi solmupisteelle, jonka jännite halutaan käämikytkimellä pitää säätöarvossa, tulee määritellä ylempi ja alempi toiminta-arvo, joilla käämikytkin askeltaa. Toiminta-arvoja valittaessa täytyy varmistaa, että niiden muodostama epäherkkyysalue on tarpeeksi suuri verrattuna käämikytkimen askeleen suuruuteen. Muutoin 76

90 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI käämikytkin saattaa jäädä askeltamaan edestakaisin, kun säädön seurauksena kyseisen solmun jännite ylittää tai alittaa jatkuvasti toiminta-arvonsa. Mahdollisten yli- ja alijännitetilanteiden havaitsemiseksi tarvitaan lähtötietoina myös keskijänniteverkon jännitteiden suurin ja pienin sallittu arvo. Simuloinnissa on myös lähtötietoja muokkaamalla mahdollista ottaa huomioon erilaisia esimerkiksi kahden vierekkäisen johtolähdön rengaskytkentöjä niiden vaikutuksen tarkastelemiseksi. Keskijänniteverkon kuormituspisteiden tunneittaiset kuormituskäyrät pätötehon odotusarvon ja hajonnan kera on saatu kyseiseen pisteeseen todellisuudessa liitetyn jakelumuuntajan asiakkaiden kuormituskäyristä ja vuosienergioista saadut arvot yhteenlaskemalla siten, että myös hajonnat joita ei voi laskea suoraan yhteen tulevat oikein huomioiduksi. Koska simulaattorissa ei ainakaan vielä tällä hetkellä ole eri asiakasryhmien kuormituskäyriä, on esimerkkiverkon (kuva 6.1) kuormitustiedot MATLABiin saatu ABB Open++ verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmään mallinnetusta identtisestä esimerkkiverkosta. Verkon kuormituspisteiden loistehon kulutuksen huomioimiseksi on ennen simulointia valittava myös kuormitusten tehokerroin. Valittu tehokerroin on sama kaikille kuormituspisteille, mikä ei käytännössä pidä paikkaansa ja aiheuttaa täten jonkin verran epätarkkuutta laskelmiin. Myöskään kuormitusten lämpötilariippuvuutta ei simulaattorissa ole huomioitu, joka osaltaan on yksi merkittävimmistä epävarmuuslähteistä. Periaatteessa kuormituksille voitaisiin käyttää samoja simuloituja lämpötiloja kuin mitä tarvittiin CHP-voimalan tuotantokäyrän muodostamiseen luvussa 4. Ennen varsinaista simulointia on myös mahdollista valita kuormitusten tilastollinen varmuuskerroin, jota käytetään kaikille kuormituspisteille jokaisen simulointiaikavälin tunnin tehonjakoa laskettaessa. Tosin tarkoituksenmukaisinta pitkälle aikavälille, kuten yhdelle vuodelle, tehtävissä simuloinneissa on käyttää tehojen odotusarvoja eli kuormitusten tilastollista varmuuskerrointa 0. Simulointiajan valinnassa ei tarvitse rajoittua ainoastaan koko vuodelle tehtäviin tarkasteluihin vaan simulointiajaksi voidaan valita esimerkiksi haluttu kuukausi tai mikä tahansa aloitus- ja lopetustunti väliltä Jotta tuotantoyksikön tai useiden tuotantoyksikköjen vaikutus verkkoyhtiön kantaverkkomaksuihin voitaisiin kantaverkkoon siirron tai kantaverkosta oton lisäksi huomioida, tarvitaan simuloinnin lähtötietoina myös markkinapaikkamaksu, käyttömaksu kantaverkosta otolle talviarkipäivälle ( , klo 7 22) ja muille tunneille sekä käyttömaksu kantaverkkoon annolle. Todellisuutta vastaavasti voidaan markkinapaikkamaksun määrityksessä pienet alle 1 MVA:n tuotantoyksiköt jättää huomiotta. Tuotantoyksiköiden tuotantokäyrät Keskijänniteverkkoon liitettävien tuotantoyksiköiden pätötehon tuotantokäyrät ja loistehon tuotanto- / kulutuskäyrät, muodostetaan simulaattorissa luvussa 4 esitettyjen periaatteiden ja tarvittavien lähtötietojen mukaisesti seuraavantyyppisille hajautetun tuotannnon voimaloille (sääolosuhteiden simuloinneissa ei huomioitu tuulennopeuden ja ilman lämpötilan mahdollista riippuvuutta toisistaan eikä myöskään kuormitusten lämpötilariippuvuutta): 77

91 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI 1) Muuttuvanopeuksiselle tuulivoimalle 2) Vakionopeuksiselle tuulivoimalalle 3) Pienimuotoiseen yhdistettyyn sähkön ja lämmön tuotantoon (CHP) tarkoitetulle voimalalle, jonka tuotanto on lämmöntarpeenvaihtelusta riippuvaa (kaukolämpö-sovellus) 4) Pienimuotoiseen yhdistettyyn sähkön ja lämmön tuotantoon (CHP) tarkoitetulle voimalalle, jonka tuotanto on lämmöntarpeenvaihtelusta riippumatonta (kaukolämpö+lämpövarastosovellus) 5) CHP-voimalalle, jonka tuotanto riippuu jostain muusta kuin lämmöntarpeesta, kuten esimerkiksi verkkoyhtiön määrittelemistä aikariippuvista siirtomaksuista, sähkön pörssihinnasta tai kuormituksen vaihtelusta (kaukolämpö+lämpövarasto- ja teollisuus+lämpövarasto-sovellukset) Tämäntyyppisille voimaloille voidaan määrittää ainoastaan pätö- ja loistehon tuotantokäyrät, koska lämmöntarvetta/lämpövarastoa ei ole mallinnettu Keskijänniteverkon aktiivisen jännitteensäätötavan valinta Simulointi tuotantoyksikön keskijänniteverkkoon liittämisen vaikutusten tarkastelemiseksi on mahdollista suorittaa ilman minkäänlaista aktiivista jännitteensäätöä. Mikäli ilman aktiivista jännitteensäätöä tehdyssä simuloinnissa ilmenee keskijänniteverkon sallitun jännitteen maksimirajan ylityksiä, voidaan seuraavissa simuloinneissa valita erilaisia aktiivisia jännitteensäätötapoja ylijännitteiden poistamiseksi ja samalla mahdollisuuksien mukaan koko tuotannon verkkoon syöttämiseksi. Mikäli tuotantoa kuitenkin joudutaan rajoittamaan, muokataan samalla kyseisen myyntituottoja menettävän tuotantoyksikön tuotantokäyriä sen verran kuin ylijännitteistä selviäminen vaatii. Simulaattorissa on valittavissa seuraavat erilaiset aktiiviset keskijänniteverkon jännitteensäätötavat: 1) Paikallinen säätö: Voimalatyypistä riippuen loistehon säätö ensin ja pätötehon säätö sen jälkeen. Esimerkiksi vakionopeuksisella tuulivoimalalle ei ole mahdollista säätää loistehoa, vaikka ennen simulointia onkin mahdollista valita laskenta ilman kompensointikondensaattoreita tai niiden kanssa, eli tällöin ns. säätö tapahtuu yksi vakionopeuksinen tuulivoimala kerrallaan verkosta irroittamalla. 2) Koordinoitu kj-verkon säätö: Laajennetaan tuotantoyksiköiden liittymispistekohtaista paikallista säätöä kiskojännitteen säädöllä. Paikallinen säätö toimii kustakin voimalatyypistä riippuvalla tavalla aina ensin ja vasta sen jälkeen sähköaseman kiskojännitettä lasketaan. 3) Paikallinen säätö energian varastoinnilla (tuulivoimaloille): Tuulivoimalatyypistä riippuen säädetään ensin loistehoa (mikäli mahdollista) ja sen jälkeen syötetään tarvittaessa tuotettu pätöteho energiavarastoon. 78

92 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI SIMULAATTORISTA SAATAVAT TULOKSET Tunneittaisten tehonjaonlaskelmien tuloksina simulaattori antaa aina tuloslistauksena simulointiin kuluneen ajan ja käytettyjen simuloinnin oletusarvojen (kuva 5.10, kohdat simuloinnin lähtötiedot ja kantaverkkomaksut) lisäksi Tuotannon vaikutuksen häviöihin Tuotannon vaikutuksen tehonsiirtoon kantaverkosta Tuotannon vaikutuksen kantaverkkomaksuihin Tuotantoyksikön Tuotantoenergian (pätö- ja lois) Huipunkäyttöajan Kapasiteettikertoimen Menetetyn tuotannon (pätö) Säädetyn loistehon Vaikutus verkon pätötehohäviöihin marginaalisten häviökertoimien (MLC) perusteella, kun johtolähdöt säteittäin Mahdollisen irtikytkeytymisen aiheuttaman suurimman nopean jännitemuutoksen ja sen odotus- /keskiarvon suuruutta (ennen käämikytkimen toimintaa ja muita säätötoimenpiteitä) Yli- ja alijännitteisten tuntien lukumäärän tuotanto huomioiden ja ilman tuotantoa Käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumäärän tuotanto huomioiden ja ilman tuotantoa Johtolähtöjen minimi- ja maksimikuormitukset sekä tunnit jolloin ne esiintyvät Johtolähtöjen kuormitusenergiat yhteensä ja erikseen Tuloslistauksen jälkeen on mahdollista valinnan mukaan tarkastella listauksen jälkeen olevan valikon vaihtoehdoista muun muassa: Simuloinnissa käytettyjen verkon komponettien (johdot ja muuntajat) lähtötietoja Simuloinnissa käytettyjen sijoituspaikan tuulisuus- ja lämpötilatietoja Kuukausittaisia alkuperäisiä Weibull-jakaumia keskiarvoineen Simuloituja kuukausittaisia keskituulennopeuskäyriä ja niiden histogrammeja sekä keskiarvoja Kuukausittaisia alkuperäisiä ja simuloituja lämpötilan kuukausikeskiarvoja Simuloitua lämpötilan vuorokausivaihtelua Sijoituspaikan lämmitystarvelukuja Alueen lämmöntarpeenvaihtelua Simuloinnissa mahdollisesti käytettävien tuotantoyksiköiden lähtötietoja (ks. luku 4) Simuloinnissa käytettyjä kuormitustietoja Kuormituskäyriä ja -energioita kuormitussolmuittain ja johtolähdöittäin Kuormitusten pysyvyyskäyriä lähdöittäin Kaikkien johtolähtöjen yhteenlaskettuja kuormituskäyriä ja kaikkien kuormitusten yhdistettyä pysyvyyskäyrää Kantaverkosta otetun/-verkkoon syötetyn tehon vaihtelua ja pysyvyyttä Häviöiden vaihtelua ja pysyvyyttä sekä kuormitus- ja tuotantosolmujen marginaalisten häviökertoimien (MLC) vaihtelua ja niihin pohjautuvat vaikutukset verkon pätötehohäviöihin 79

93 5 TEHONJAON LASKENTAAN PERUSTUVAT SUUNNITTELUMENETELMÄT TUOTANTOYKSIKÖN KJ-VERKKOON LIITTÄMISEKSI Tuotannon vaikutusta johtolähtöjen kuormituksen vaihteluun ja pysyvyyteen sähköasemalta katsottuna Tuotantoyksiköiden tuotannon vaihtelua (tunneittaiset tuotantokäyrät / aikasarjat) ja pysyvyyttä Yli- ja alijännitteisten tuntien esiintymistä simuloidulla aikavälillä Käämikytkimen tuntitason toimintojen esiintymistä simuloidulla aikavälillä Tuotantoyksikön mahdollisen irtikytkeytymisen aiheuttaman nopean jännitemuutoksen suuruutta tunneittain simuloidulla aikavälillä joko prosentteina tai kv:na Verkon solmupisteiden jännitteiden suuruuksia joko kv:na tai suhteellisarvoina (p.u.) sekä solmupisteiden jännitteiden kulmien suuruuksia Kuormitussolmujen (eli käytännössä jakelumuuntajien), tuotantosolmujen ja sähköaseman jännitteiden histogrammit ilman, että verkossa on tuotantoa ja verkkoon liitetty tuotanto huomioiden Halutun tunnin tehonjakolistausta 80

94 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA 6.1 Fortum Sähkönsiirto Oy:n Taalintehtaan sähköaseman keskijänniteverkko Laskentaesimerkeissä tarkastellaan Fortum Sähkönsiirto Oy:n Taalintehtaan sähköaseman keskijänniteverkkoa (kuva 6.1). Tarkasteltavassa verkossa Taalintehtaan sähköasemalta lähtee viisi johtolähtöä: Kasnäs (71 km), Byholmen (53 km), Dalsbruk (2,7 km), Dal (13 km) ja Dragsfjärd (42,5 km). Kyseistä verkkoa on tarkasteltu tutkimustarkoituksessa aiemminkin [Rep03b], [Rep03c], [Rep03d], [Rep04b], mutta tällöin huomiota on kiinnitetty ainoastaan Kasnäs ja Byholmen lähtöihin. Kuva 6.1. Laskentaesimerkeissä käytetyn Fortum Sähkönsiirto Oy:n Taalintehtaan sähköaseman keskijänniteverkon ekvivalenttiverkko Laskentaesimerkeissä keskitytään Kasnäs-lähdölle noin 22 km:n etäisyydelle sähköasemasta (kuvan 6.1 solmuun 9) liitettävien muuttuvanopeuksisten tuulivoimaloiden vaikutusten tarkasteluun. Neljä 750 kw:n tuulivoimalaa on tarkasteluissa kuvattu yhtenä 3 MW:n voimalana. Tuulivoimalat on varustettu taajuusmuuttajilla, jotka mahdollistavat tehokertoimen vaihtelualueen

95 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA induktiivista tai kapasitiivista. Kriittisin tilanne Kasnäs-lähdöllä on alhaisessa kuormitustilanteessa pitkän merikaapelin (pituus noin 44 km, kuvassa 6.1 solmujen 6 ja 18 välillä) ja tuulivoimalan aiheuttaman jännitteennousun takia. Merikaapeli tuottaa noin 900 kvar loistehoa, minkä vaikutuksesta lähdön päässä jännite on suurempi kuin sähköasemalla, vaikka tuulivoimala olisi irti verkosta. Laskelmissa käytetään ekvivalenttiverkkoa, jossa keskijänniteverkon runkojohdot on kuvattu tarkasti, mutta valtaosa haaroista on jätetty pois lukuunottamatta tuulivoimalan liittymisjohtoa. MATLABiin syötettiin ainoastaan tietyllä johtovälillä olleiden erilaisten johtimien yhteenlasketut resistanssin ja reaktanssin suhteellisarvot (Liite 3). Laskelmat on suoritettu luvussa 5 kuvatulla MATLABlaskentasimulaattorilla. MATLABissa käytetyt, suoraan keskijänniteverkkoon liitetyt, tietyn osan yhteenlasketut kuormitukset saatiin ABB Open++ Opera -käytöntukijärjestelmästä, jossa kuormat on kuvattu asiakasryhmien mukaisten kuormituskäyrien ja vuosienergioiden avulla. Open++ Operasta saatiin keskijänniteverkon kuormituspisteiden tunneittaiset kuormituskäyrät pätötehon odotusarvon ja hajonnan kera. Kuormitukset mallinnettiin vakiotehokuormituksina ja keskittämällä tietyn johtovälin kuormitukset kyseisen solmuvälin puoliväliin kaikilla muilla johtolähdöillä paitsi Dalsbrukin johtolähdöllä. Dalsbrukin johtolähdön kuormituspisteet vastasivat todellisia jakelumuuntamoita niin sijainniltaan kuin muuntamokohtaisilta asiakastiedoiltaankin. Tarkemmat tiedot kunkin kuormituspisteen asiakastyypeistä, asiakkaiden lukumääristä ja vuosienergioista sekä käytetyistä Operan asiakasryhmäkohtaisista tyyppikuormituskäyristä ovat liitteessä 4. MATLABissa käytettyjen kuormitusten yhteenlasketut kuormitusenergiat ja minimi- ja maksimikuormitusten suuruudet johtolähdöittäin sekä kuormitusprofiilit ja kuormitusten pysyvyydet lähdöittäin ovat liitteessä 5. Vastaavasti MATLAB-laskentasimulaattorilla tehdyissä simuloinneissa käytettyjen tuotantoyksiköiden tuotantokäyrien muodostamiseen tarvitut lähtötiedot, tuotantokäyrät ja tuotantoyksiköiden vuosituotannot sekä oletetut paikalliset sääolosuhteet ja kaikille luvun 6.3 simuloinneille yhteiset simuloinnin lähtötiedot (eli kuvan 5.10 kohdat simuloinnin lähtötiedot ja kantaverkkomaksut) ovat liitteessä 6. Laskentaesimerkkien yksinkertaistamiseksi Taalintehtaan sähköaseman päämuuntajan käämikytkintä säädetään vakiojännitesäädössä, vaikka todellisuudessa Taalintehtaan päämuuntaja ei olekaan vakiojännitesäädössä. Oikeasti päämuuntajan käämikytkin on kompoundisäädössä, jossa käämikytkintä ohjataan kuormitusvirran perusteella siten, että jännitettä nostetaan raskaan kuorman aikana. Kuormitusvirtaan perustuva säätö ei kuitenkaan aina jakeluverkkoon liitetyn hajautetun tuotannon yhteydessä toimi toivotulla tavalla. 6.2 Pahimman mahdollisen tilanteen tarkastelut Käämikytkimen toiminta-arvojen väliin jäävän epäherkkyysalueen huomioimisen tai huomioimatta jättämisen vaikutuksen havainnollistamiseksi tehtiin sallitun tuotannon määrittämisen vaativat tehonjakolaskelmat sekä kiskojännitteen asetusarvolla että käämikytkimen ylemmällä toiminta-arvolla. Muutoin molemmissa tapauksissa eri tilanteiden laskelmissa käytettiin tapauskohtaisesti varmuuskertoimina luvun mukaisia arvoja. 82

96 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA SALLITTU TUOTANTO ILMAN KISKOJÄNNITTEEN PAHIMMAN MAHDOLLISEN ARVON HUOMIOINTIA Seuraavassa on laskettu kuvan 6.1 kj-verkon solmupisteeseen 9 liitettävän muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan sallitun tuotannnon suuruus erilaisilla voimalan tehokertoimen arvoilla, kun johtolähdöt on kytketty joko säteittäin tai osittain renkaaseen (lähdöt 1 ja 2 renkaassa). Kiskojännitteen pahinta mahdollista arvoa minimikuormitustilanteessa ei ole huomioitu, vaan tarkastelut on tehty sillä oletuksella, että kiskojännite on asetus-/säätöarvossaan 20.4 kv. Kuitenkin maksimikuormitus ei tuotantoa -tilanne (kuormitusten 10 % ylittymistodennäköisyydellä) osoittaa, että kiskojännitteen säätöarvo on liitettävän tuotantokapasiteetin kasvattamiseksi mahdollista laskea 20.0 kv:iin. Seuraavassa erilaisista laskentatilanteista tässä yhteydessä käytetyt lyhenteet: 1A S) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=1 (kiskojännite 20.4 kv ja kaikki johtolähdöt säteittäin) 1A R) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=1 (kiskojännite 20.4 kv ja johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa) 1B S) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.4 kv ja kaikki johtolähdöt säteittäin) 1B R) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.4 kv ja johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa) 1C S) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.0 kv ja kaikki johtolähdöt säteittäin) 1C R) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.0 kv ja johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa) Taulukko 6.1. Kuvan 6.1 esimerkkiverkon solmupisteeseen 9 liitettävän muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan sallittu tuotanto vaihtoehtoisissa tilanteissa, kun kiskojännitteen pahinta mahdollista arvoa ei huomioida. Kiskojännitteen pahinta mahdollista arvoa ei huomioida Tarkasteltu tilanne Kiskojännitteen säätöarvo (kv) Sallittu tuotanto (kw) Mahdollisen irtikytkennän aiheuttama nopea jännitemuutos tuotantosolmussa (%) 1A S A R B S B R C S C R Taulukosta 6.1 nähdään miten sallittu tuotanto kasvaa valittaessa ykköstehokertoimen (cos(φ)=1) sijaan tuotantoyksikön tehokerroin sellaiseksi (cos(φ)=0.92ind), että voimalan loistehon kulutus on maksimissaan. Myös vierekkäisten johtolähtöjen 1 ja 2 (kuva 6.1) kytkeminen renkaaksi sallii luonnollisesti tuotantokapasiteetin kasvattamisen verkon minimikuormitustilanteessa. Merkittävin vaikutus sallitun tuotannon lisäämiseen on kuitenkin 1C-tilanteiden kiskojännitteen säätöarvon laskemisella, jolloin tuotantotehot ovat kuitenkin jo sitä suuruusluokkaa että mahdollisen voimalan 83

97 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA irtikytkennän tuotantosolmussa aiheuttaman nopean jännitemuutoksen suuruuteen on myös kiinnitettävä huomiota, jotta se ei ylitä sovittuja raja-arvoja SALLITTU TUOTANTO KISKOJÄNNITTEEN PAHIN MAHDOLLINEN ARVO HUOMIOIDEN Kiskojännitteen pahimpana mahdollisena arvona on pidetty tilannetta, jossa se on ylimmillään eli mahdollisimman lähellä ylintä toiminta-arvoa. Käämikytkimen toiminta-arvoiksi on tässä valittu kiskojännitteen säätöarvo ± 0.2 kv. Muutoin tässä luvussa tarkastellut tilanteet vastasivat luvussa tarkasteltuja tilanteita. Seuraavassa erilaisista kiskojännitteen pahimman mahdollisen arvon huomioivista laskentatilanteista tässä yhteydessä käytetyt lyhenteet: 2A S) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=1 (kiskojännite 20.6 kv ja kaikki johtolähdöt säteittäin) 2A R) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=1 (kiskojännite 20.6 kv ja johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa) 2B S) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.6 kv ja kaikki johtolähdöt säteittäin) 2B R) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.6 kv ja johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa) 2C S) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.2 kv ja kaikki johtolähdöt säteittäin) 2C R) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=0,92 ind (kiskojännite 20.2 kv ja johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa) 2D S) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=1 (kiskojännite 20.2 kv ja kaikki johtolähdöt säteittäin) 2D R) Sallittu tuotanto voimalan tehokertoimella cos(φ)=1 (kiskojännite 20.2 kv ja johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa) Taulukko 6.2. Kuvan 6.1 esimerkkiverkon solmupisteeseen 9 liitettävän muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan sallittu tuotanto vaihtoehtoisissa tilanteissa, kun kiskojännitteen pahinta mahdollista arvoa ei huomioida (tilanteet 1AS 1CR) ja kun kiskojännitteen pahin mahdollinen arvo huomioidaan (tilanteet 2AS 2DR). Kiskojännitteen pahin mahdollinen arvo huomioidaan Kiskojännitteenä käytetty Tarkasteltu Sallittu Mahdollisen irtikytkennän aiheuttama käämikytkimen tilanne tuotanto (kw) nopea jännitemuutos tuotantosolmussa (%) ylempi toimintaarvo (kv) 2A S A R B S B R C S C R D S D R

98 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Taulukosta 6.2 voidaan havaita kiskojännitteen pahimman mahdollisen arvon huomioimisen rajoittavan sallittua tuotantoa merkittävästi, kun verrataan taulukoiden 6.1 ja 6.2 muutoin vastaavia tilanteita 1AS 1CR ja 2AS 2CR. Verrattaessa tilanteita, joissa kaikki johtolähdöt ovat säteittäin, on ero suurimmillaan 480 kw:a tilanteiden 1CS ja 2CS välillä. Pienimmillään ero sallitussa tuotannossa verkon säteittäisessä kytkentätilanteissä on 350 kw:a tilanteiden 1AS ja 2AS. Johtolähtöjen 1 ja 2 ollessa renkaassa ovat erot sallitussa tuotannossa vieläkin suurempia. Suurimmillaan ero on 790 kw:a tilanteiden 1AR ja 2AR välillä sekä pienimmillään 490 kw:a tilanteiden1cr ja 2CR välillä. 6.3 Simuloinnit tuotantoyksiköiden verkostovaikutusten arvioimiseksi Seuraavissa esimerkkisimuloinneissa on aluksi työssä tehdyllä MATLAB-laskentasimulaattorilla tarkasteltu eri säätötavoilla, kiskojännitteen säätöarvoilla ja verkkomuodoilla tapausta (luku 6.3.1), jossa keskijänniteverkkoon on liitetty ainoastaan 3 MW:n muuttuvanopeuksinen tuulivoimala (solmuun 9, kuva 6.1). Koska tuulivoimala koostuu oikeasti neljästä 750 kw:n tuulivoimalasta, ei sen tuotantoa lasketa mukaan markkinapaikkamaksun perusteena olevaan kulutukseen. Luvussa on kj-verkkoon liitetty edellä mainitun tuulivoimalan lisäksi myös CHP-voimala, joka ensimmäisessä tapauksessa tuottaa kaukolämpöä ja on sijoitettu 3-lähdön solmuun 34. Toisessa tapauksessa taas on tutkittu tuulivoimalan kanssa samalla johtolähdöllä sijaitsevalle kalajalostamolle (solmu 22) sijoitetun sähkönkulutusta seuraavan CHP-voimalan aiheuttamia vaikutuksia MUUTTUVANOPEUKSISEN TUULIVOIMALAN VERKOSTOVAIKUTUKSET Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutuksia eri jännitteensäätötavoilla (paikallinen säätö, koordinoitu säätö ja paikallinen säätö energianvarastoinnilla) on tarkasteltu tässä luvussa kolmessa eri tilanteessa: 1) Nykytilanne (kaikki johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.4 kv) 2) Kiskojännitteen alentaminen (kaikki johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20 kv) 3) Rengaskytkentä (johtolähdöt 1 ja 2 renkaassa ja kiskojännite 20.4 kv) Esimerkkisimuloinneissa käytetty muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tehokerroin cos() valittiin vertaamalla tuotantoyksikön liittämisen vaikutusta häviöihin tehokertoimilla cos()=1 ja cos()=0.92ind. Tilanteessa jossa tehokerroin oli normaalitilanteessa cos()=1, tehokerrointa säädettiin tehokerrointa muuttamalla ainoastaan silloin kuin jännite ylitti maksimirajan. Sen sijaan tilanteessa, jossa tehokerroin oli normaalitilanteessa cos()=0.92ind, tehokerroin oli äärirajallaan ja pysyi täten muuttumattomana koko simuloinnin ajan. Kuten taulukosta 6.3 voidaan nähdä olivat jakeluverkon vuotuiset kokonaispätötehohäviöt pienemmät tuulivoimalan tehokertoimella cos()=0.92ind kuin tehokertoimella cos()=1. Täten muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tehokertoimen oletusarvona käytettiin kaikissa tässä työssä tehdyissä simuloinneissa cos()=0.92ind, jolloin voimala siis kulutti aina loistehoa suurimman mahdollisen määrän. 85

99 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Taulukko 6.3. Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tehokertoimen valinta häviöiden suuruuden perusteella Ei tuotantoa Paikallinen säätö Paikallinen säätö cos()=1 cos()=0.92 ind Verkkomuoto säteittäinen säteittäinen säteittäinen Kiskojännitteen säätöarvo (kv) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MWh) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MVArh) Kantaverkkomaksut ( ) Vaikutus kantaverkkomaksuihin ( ) Häviöt (MWh) Vaikutus häviöihin (MWh) 21-5 Käämikytkimen tuntitason toiminnot (kpl) Nykytilanne (kaikki johtolähdöt säteittäin, kiskojännite 20.4 kv) Tuotantoyksiköiden ja kuormituspisteiden marginaalisten häviökertoimien (MLC) laskenta antoi muutamille tunneille monikymmenkertaisia arvoja, jotka vaikuttivat merkittävästi lopullisten kuormitus- ja tuotantopisteille kohdistettujen häviöosuuksien suuruuteen. Mainittakoon, että vastaavia ongelmia ei esiintynyt lainkaan laskettaessa kuormituspisteiden häviöosuuksia tilanteessa, jossa verkossa ei ollut ollenkaan tuotantoa. Itse poikkeamien syyn tutkimiseen ei tässä yhteydessä paneuduttu, vaan tyydyttiin rajoittamaan kyseisten tuntien sovituskertoimen RF (ks. liite 2) suuruutta, jotta poikkeamista ja niiden aiheuttamasta sekaannuksesta oltaisiin ainakin suurimmaksi osaksi päästy eroon (ks. liite 7). Sovituskertoimen rajoittamisen seurauksena yhteenlaskettu eri tuotanto- ja kuormituspisteiden kokonaishäviövaikutus jäi kuitenkin hieman todellisia kokonaishäviöitä pienemmäksi. Jotta kokonaishäviövaikutus saatiin todellisen suuruiseksi (tässä tapauksessa noin 1 2 %, kun RF rajoitettiin <= 1), jaettiin ero kokonaishäviövaikutuksessa kuormitus- ja tuotantopisteille niiden häviövaikutusten suhteessa. Tällaisten ongelmien välttämiseksi kuormitus- ja tuotantopisteiden häviövaikutuksen laskennassa voitaisiin vaihtoehtoisesti käyttää esimerkiksi ainoastaan tietyille tyyppipäiville [Mut00] laskettuja kuormitus-ja tuotantopisteiden marginaalisia häviökertoimia. Taulukosta 6.4 nähdään simuloinneista saatuja muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutuksia eri säätötavoilla nykyisessä tilanteessa, jossa kaikki johtolähdöt ovat säteittäin ja kiskojännite on alkuperäisessä säätöarvossaan (20.4 kv). Kuvassa 6.2 taas on jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauma nykytilanteessa sekä ennen tuotannon lisäystä että eri säätötavoilla tuotannon lisäämisen jälkeen. 86

100 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Taulukko 6.4. Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutuksia eri säätötavoilla (nykytilanne) Ei tuotantoa Paikallinen säätö cos()=0.92 ind Koordinoitu säätö cos()=0.92 ind Paikallinen säätö energian varastoinnilla cos()=0.92 ind Verkkomuoto säteittäinen säteittäinen säteittäinen säteittäinen Kiskojännitteen säätöarvo (kv) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MWh) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MVArh) Kantaverkkomaksut ( ) Vaikutus kantaverkkomaksuihin ( ) Häviöt (MWh) Vaikutus häviöihin (MWh) Tuotantoyksikön häviövaikutus MLC (MWh) Tuotanto (MWh) Tuotanto (MVArh) Menetetty tuotanto (MWh) Menetetyn tuotannon osuus koko tuotannosta (%) Käämikytkimen tuntitason toiminnot (kpl) Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauman keskiarvo (kv) Energiavaraston hyötysuhde (%) 90 Tarvittavan energiavaraston kapasiteetti (MWh) 76 Energiavaraston suurin tarvittava sisäänmenoteho (MW) 2.1 Energiavaraston suurin tarvittava ulostuloteho (MW)

101 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA (A) (B) (C) (D) Kuva 6.2. Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauma (A) ennen tuotannon lisäämistä (johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.4 kv), (B) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (paikallinen säätö, johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.4 kv), (C) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (kj-verkon koordinoitu säätö, johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.4 kv) ja (D) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (paikallinen säätö energian varastoinnilla, johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.4 kv) Paikallinen säätö (cos =0.92ind) Tarkasteltaessa verkkoon solmuun 9 liitettävän muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan vaikutuksia, tilanteessa jossa sekä verkkomuoto että kiskojännitteen säätöarvo pidetään entisellään ja tuulivoimalan jännitettä säädetään paikallisesti (taulukko 6.4), havaitaan että tarkasteltavan sähköaseman kantaverkkomaksut alenevat 28.5 prosenttia ja myös keskijänniteverkon häviöt pienevät hieman (noin 0.9 %). Marginaalisten häviökertoimien perusteella tuulivoimala kuitenkin aiheuttaa häviöitä ja sen osuus verkon kokonaispätötehohäviöistä on noin 32 %. Tässä tarkastellussa tilanteessa jouduttaisiin paikallisella säädöllä kuitenkin rajoittamaan tuotantoa niin paljon (yli 23 %), ettei tämä vaihtoehto ole tuottajan kannalta kovin kannattava. Taulukosta 6.4 nähdään myös että käämikytkimen tuntitason toiminnot lisääntyisivät tuotannon seurauksena jonkin verran. Vertailtaessa tehtyjen simulointien käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumääriä eri kiskojännitteen asetusarvoilla, verkkomuodoilla ja säätötavoilla, on syytä huomioida että joka tilanteessa kiskojännitteen säätöarvo tulisi optimoida kutakin tilannetta vastaaksi. Muutoin toimintojen lukumäärät eivät ole suoraan vertailukelpoisia. Tässä 88

102 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA työssä tehdyissä simuloinneissa ei optimointia ole kuitenkaan tehty, ja sen vuoksi käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumääriä kannattaa tarkastella lähinnä suuntaa-antavina. Kaikissa tehdyissä simuloinneissa tarkasteltiin vertailun vuoksi myös kyseisen säätötavan yms. vaikutusta tuulivoimalaa lähinnä olevan jakelumuuntajan (solmu 19) jännitejakaumaan (kuva 6.2) ja sen keskiarvoon (taulukko 6.4). Jännitejakauman avulla on mahdollista tarkastella mahdollista jakelumuuntajan väliottokytkimen asennon muutostarvetta. Kuten kuvasta 6.2 nähdään, muuttuu jännitejakauma merkittävästi tuotannon ja paikallisen säätötavan (B-kohta) myötä myös solmussa 19 ja jännitejakauman keskiarvo kasvaa noin 1.4 prosenttia. Keskijänniteverkon koordinoitu säätö (cos =0.92ind) Kun edellisen kohdan paikallista jännitteen säätöä laajennetaan koko keskijänniteverkon käsittäväksi koordinoiduksi säädöksi (taulukko 6.4), voidaan verkkoon syötettyä tuotantoa kasvattaa niin että menetettyä tuotantoa ei enää ole. Samalla kuitenkin verkon kokonaispätötehohäviöt kasvavat lähtötilanteeseen verrattuna yli 36 %, mikä luonnollisesti johtuu osittain myös verkkoon syötettävän tuotannon lisääntymisestä. Marginaalisten häviökertoimien perusteella tuulivoimalan osuus verkon kokonaispätötehohäviöistä on tässä tapauksessa noin 27 %. Tuotannon lisääntymisen seurauksena kantaverkkomaksut alenevat vieläkin enemmän kuin paikallisella säädöllä, eli lähtötilanteeseen verrattuna hieman yli 36 prosenttia. Kuten taulukosta 6.4 nähdään, lisää keskijänniteverkon koordinoitu säätö käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumäärää todella merkittävästi. Tämä säätötapa siis kuluttaa käämikytkintä huomattavasti aiempaa enemmän ja siten todennäköisesti kasvattaa käämikytkimen huoltotarvetta. Kuvan 6.2 C-kohdan jakelumuuntajan jännitejakaumasta nähdään, että koordinoidulla säädöllä muutos alkuperäiseen jännitejakaumaan (kuva 6.2 A-kohta) on maltillisempi kuin paikallisella säädöllä (kuva 6.2 B-kohta) ja jännitejakauman keskiarvo kasvaa noin yhden prosentin. Paikallinen säätö energian varastoinnilla (cos =0.92ind) Sähköaseman kiskojännitteen säätöarvon ollessa 20.4 kv ja kaikkien keskijänniteverkon johtolähtöjen ollessa säteittäin tarkasteltiin myös tilannetta, jossa tuulivoimalan liittymispisteen jännite pyrittiin pitämään sallitun maksimirajan alapuolella loistehoa kuluttamalla ja tarvittaessa syöttämällä osa tuotannosta energiavarastoon (esim. akustoon). Tässä tapauksessa menetetty tuotanto (taulukko 6.4) oli siis seurausta energiavarastossa tapahtuvista häviöistä eikä pätötehon rajoittamisesta, kuten edellä esim. paikallisen säädön yhteydessä. Periaatteena oli, että heti kun verkon jännitetaso on liittymispisteessä alle sallitun maksimirajan, syötetään energiavarastosta verkkoon mahdollisimman paljon tehoa. Suoritettaessa simulointi valitulla energiavaraston hyötysuhteella saatiin tuloksena tarvittava energiavaraston kapasiteetti sekä suurin tarvittava varaston sisäänmeno- ja ulostuloteho. Tässä tapauksessa paikallisessa säädössä tarvittava energiavarasto on melko suuri (76 MWh, taulukko 6.4) ja sen vuoksi myös 3 prosenttia tuulivoimalan tuotannosta menee energiavaraston häviöihin. Kantaverkkomaksut alenevat lähtötilanteeseen verrattuna lähes yhtä paljon kuin koordinoidulla säädöl- 89

103 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA läkin (yli 36 %), mutta kokonaispätötehohäviöt kasvavat huomattavasti vähemmän (noin 5 %) vaikka kokonaisuudessaan lähes yhtä paljon tuotantoa syötetäänkin verkkoon. Marginaalisten häviökertoimien perusteella tuulivoimalan osuudeksi kokonaispätötehohäviöistä tulee tässä tapauksessa n. 48 %. Käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumäärä pysyy tässä tapauksessa samalla tasolla kuin paikallisella säädöllä ilman energiavarastoakin. Kuvan 6.2 (D-kohta) jakelumuuntajan jännitejakaumasta nähdään, että paikallinen säätö energian varastoinnilla muuttaa jännitejakaumaa vielä paikallista säätöäkin (kuva 6.2 B-kohta) radikaalimmin ja jännitejakauman keskiarvo kasvaa lähtötilanteeseen verrattuna jopa yli 1.9 prosenttia. Kiskojännitteen alentaminen (kaikki johtolähdöt säteittäin, kiskojännite 20.0 kv) Tässä kohdassa tehtiin samat simuloinnit kolmella eri säätötavalla kuin edelläkin, mutta oletuksena ollutta kiskojännitteen säätöarvoa laskettiin niin alas kuin se luvussa 6.2 tehtyjen laskelmien mukaan oli mahdollista. Kiskojännitteen säätöarvoa siis laskettiin 20.4 kv:sta 20.0 kv:iin. Lähtötilanteella, johon saatujen simulointien tuloksia verrataan, tarkoitetaan tässä yhteydessä yhä edelleen tilannetta, jossa verkossa ei ollut tuotantoa, kiskojännitteen säätöarvo oli 20.4 kv:a ja kaikki johtolähdöt olivat säteittäin. Taulukossa 6.5 on tuulivoimalan verkostovaikutuksia eri säätötavoilla kiskojännitteen alentamisen jälkeen ja kuvassa 6.3 on jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauma eri säätötavoilla. Taulukko 6.5. Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutuksia eri säätötavoilla (kiskojännitteen alentaminen) Ei tuotantoa Paikallinen säätö cos()=0.92 ind Koordinoitu säätö cos()=0.92 ind Paikallinen säätö energian varastoinnilla cos()=0.92 ind Verkkomuoto säteittäinen säteittäinen säteittäinen säteittäinen Kiskojännitteen säätöarvo (kv) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MWh) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MVArh) Kantaverkkomaksut ( ) Vaikutus kantaverkkomaksuihin ( ) Häviöt (MWh) Vaikutus häviöihin (MWh) Tuotantoyksikön häviövaikutus MLC (MWh) Tuotanto (MWh) Tuotanto (MVArh) Menetetty tuotanto (MWh) Menetetyn tuotannon osuus koko tuotannosta (%) Käämikytkimen tuntitason toiminnot (kpl) Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauman keskiarvo (kv) Energiavaraston hyötysuhde (%) 90 Tarvittavan energiavaraston kapasiteetti (MWh) 11.3 En.var. max. sisäänmenoteho (MW) 1 En.var. max. ulostuloteho (MW)

104 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA (A) (E) (F) (G) Kuva 6.3. Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauma (A) ennen tuotannon lisäämistä (johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.4 kv), (E) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (paikallinen säätö, johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.0 kv), (F) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (keskijänniteverkon koordinoitu säätö, johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.0 kv) ja (G) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (paikallinen säätö energian varastoinnilla, johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite on 20.0 kv) Paikallinen säätö (cos =0.92ind) Tarkasteltaessa verkkoon solmuun 9 liitettävän muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan vaikutuksia tilanteessa, jossa verkkomuoto pidetään entisellään, kiskojännitteen säätöarvoa lasketaan ja tuulivoimalan jännitettä säädetään paikallisesti (taulukko 6.5), havaitaan että tarkasteltavan sähköaseman kantaverkkomaksut alenevat lähes 35 prosenttia. Tässä tapauksessa verkkoon pystytään siis syöttämään huomattavasti enemmän tuotantoa kuin vastaavalla säätötavalla ennen kiskojännitteen laskemista. Menetetyn tuotannon suuruus onkin nyt vain hieman yli 5 prosenttia. Verkkoon syötetyn tuotannon määrän lisääntyessä lisääntyvät myös häviöt. Häviöiden lisääntymiseen vaikuttaa myös kiskojännitteen alentaminen 20.4 kv:sta 20.0 kv:iin. Kokonaispätötehohäviöiden kasvu lähtötilanteeseen verrattuna on noin 24 prosenttia. Marginaalisten häviökertoimien perusteella tuulivoimalan osuus verkon kokonaispätötehohäviöistä on noin 32 %. 91

105 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Taulukosta 6.5 nähdään että käämikytkimen tuntitason toiminnot lisääntyvät jonkin verran. Toimintojen lukumäärän vertailu vastaavaan säätötilanteeseen ennen kiskojännitteen laskemista on kuitenkin käämikytkimen asetteluiden epäoptimaalisuuksista yms. johtuen hieman ongelmallista, vaikka verkkoon syötetyn tuotannon lisääntyminen toki yksistäänkin kasvattaa käämikytkimen toimintojen lukumäärää. Kuvasta 6.3 E-kohta nähdään, että jännitejakauma solmussa 19 muuttuu melko paljon lähtötilanteen (kuva 6.3 A-kohta) jännitejakaumaan verrattuna. Vaikka jännitejakauman keskiarvo laskeekin vain hieman yli 0.3 prosenttia (taulukko 6.5), niin jännitejakauman molemmat ääripäät ulottuvat huomattavasti kauemmas kuin lähtötilanteessa. Tämän vuoksi optimaalisen väliottokytkimen asennon valitseminen koko vuodelle muodostuu melko haastavaksi. Keskijänniteverkon koordinoitu säätö (cos =0.92ind) Keskijänniteverkon koordinoidulla säädöllä (taulukko 6.5), voidaan luonnollisesti syöttää verkkoon koko tuulivoimalan tuotanto kiskojännitteen alentamisen jälkeenkin. Verkon kokonaispätötehohäviöt kasvavat lähtötilanteeseen verrattuna lähes 36 %. Marginaalisten häviökertoimien perusteella tuulivoimalan osuus verkon kokonaispätötehohäviöistä on tässä tapauksessa hieman vajaat 22 prosenttia. Kantaverkkomaksut alenevat lähtötilanteeseen verrattuna runsaat 36 prosenttia. Taulukosta 6.5 nähdään, että tarvittavien käämikytkimen toimintojen lukumäärä on koordinoidulla säädöllä huomattavasti alhaisempi kuin vastaavalla säätötavalla ennen kiskojännitteen alentamista (taulukko 6.4). Toimintojen lukumäärä on kuitenkin yhä huomattavasti suurempi kuin paikallisella säädöllä. Kuvan 6.3 F-kohta jakelumuuntajan jännitejakaumasta nähdään, että koordinoidulla säädöllä muutos lähtötilanteen jännitejakaumaan (kuva 6.3 A-kohta) on hieman erilainen kuin paikallisella säädöllä (kuva 6.3 E-kohta), vaikka vaikutus jännitejakauman keskiarvon muutokseen onkin lähes samaa luokkaa. Jännitejakauman keskiarvo laskee lähtötilanteeseen verrattuna hieman yli 0.4 prosenttia. Jännitejakauman molemmat ääripäät ulottuvat yhä kuitenkin huomattavasti kauemmas kuin lähtötilanteessa. Paikallinen säätö energian varastoinnilla (cos =0.92ind) Kiskojännitteen alentamisen seurauksena paikallisessa säädössä tarvittavan energiavaraston kapasiteetti (taulukko 6.5) on huomattavasti pienempi (11.3 MWh) ja sen seurauksena myös energiavaraston häviöt pienenevät niin, että menetetty tuotanto on ainoastaan reilut 0.5 prosenttia. Häviöt kuitenkin kasvavat kiskojännitteen alentamisen seurauksena merkittävästi (yli 28 prosenttia lähtötilanteeseen verrattuna). Kantaverkkomaksut alenevat lähtötilanteeseen verrattuna lähes yhtä paljon kuin koordinoidulla säädölläkin (yli 36 %). Marginaalisten häviökertoimien perusteella tuulivoimalan osuudeksi kokonaispätötehohäviöistä tulee tässä tapauksessa noin 31 %. Käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumäärä pysyy tässä tapauksessa samalla tasolla kuin paikallisella säädöllä ilman energiavarastoakin. Kuvan 6.3 G-kohta jakelumuuntajan jännitejakaumasta nähdään, että paikallinen säätö energian varastoinnilla muuttaa ja venyttää 92

106 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA jännitejakaumaa suurinpiirtein samalla tavoin kuin paikallinen säätökin (kuva 6.3 E-kohta). Tässä jännitejakauman keskiarvo pienenee lähtötilanteeseen verrattuna vain runsaat 0.2 prosenttia. Rengaskytkentä (lähdöt 1 ja 2 rengaskytkennässä, kiskojännite 20.4 kv) Tässäkin kohdassa tehtiin vastaavat simuloinnit kolmella eri säätötavalla kuin edelläkin, mutta nyt verkkomuotoa muutettiin niin että johtolähdöt 1 ja 2 olivat rengaskytkennässä. Kiskojännitteenä oli alkuperäinen 20.4 kv:a. Lähtötilanteella, johon saatujen simulointien tuloksia verrataan, tarkoitetaan tässä yhteydessä yhä edelleen tilannetta, jossa verkossa ei ollut tuotantoa, kiskojännitteen säätöarvo oli 20.4 kv:a ja kaikki johtolähdöt olivat säteittäin. Taulukossa 6.6 on tuulivoimalan verkostovaikutuksia eri säätötavoilla rengaskytkennän jälkeen ja kuvassa 6.4 on jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauma eri säätötavoilla. Taulukko 6.6. Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutuksia eri säätötavoilla (rengaskytkentä) Ei tuotantoa Paikallinen säätö cos()=0.92 ind Koordinoitu säätö cos()=0.92 ind Paikallinen säätö energian varastoinnilla cos()=0.92 ind Verkkomuoto säteittäinen rengas rengas rengas Kiskojännitteen säätöarvo (kv) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MWh) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MVArh) Kantaverkkomaksut ( ) Vaikutus kantaverkkomaksuihin ( ) Häviöt (MWh) Vaikutus häviöihin (MWh) Tuotanto (MWh) Tuotanto (MVArh) Menetetty tuotanto (MWh) Menetetyn tuotannon osuus koko tuotannosta (%) Käämikytkimen tuntitason toiminnot (kpl) Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauman keskiarvo (kv) Energiavaraston hyötysuhde (%) 90 Tarvittavan energiavaraston kapasiteetti (MWh) 15 En.var.:n suurin tarv. sis.menoteho (MW) 1.33 En.var.:n suurin tarv. ulostuloteho (MW)

107 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA (A) (H) (I) (J) Kuva 6.4. Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauma (A) ennen tuotannon lisäämistä (johtolähdöt säteittäin ja kiskojännite 20.4 kv), (H) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (paikallinen säätö, johtolähdöt 1 ja 2 rengaskytkennässä ja kiskojännite 20.4 kv), (I) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (keskijänniteverkon koordinoitu säätö, johtolähdöt 1 ja 2 rengaskytkennässä ja kiskojännite 20.4 kv) ja (J) tuulivoimalan lisäämisen jälkeen (paikallinen säätö energian varastoinnilla, johtolähdöt 1 ja 2 rengaskytkennässä ja kiskoj kv) Paikallinen säätö (cos =0.92ind) Johtolähtöjen 1 ja 2 kytkeminen renkaaksi mahdollistaa paikallisen säädön tapauksessa lähes yhtä suuren menetetyn tuotannon alenemisen (menetetyn tuotannon osuus 6.3 %, taulukko 6.6) kuin kiskojännitteen alentaminen (taulukko 6.5) 20.4 kv:sta 20.0 kv:iin. Kokonaispätötehohäviöt eivät kuitenkaan kasva samalla tavoin kuin kiskojännitettä alennettaessa vaan ne jopa hieman laskevat lähtötilanteeseen verrattuna (taulukko 6.6). Kantaverkkomaksut pienenevät hieman yli 35 prosenttia. Tässäkin tapauksessa käämikytkimen toiminnot lisääntyvät jonkin verran lähtötilanteeseen verrattuna. Kuvasta 6.4 H-kohta nähdään, että jännitejakauma solmussa 19 muuttuu jonkin verran lähtötilanteen (kuva 6.4 A-kohta) jännitejakaumaan verrattuna. Jännitejakauman keskiarvo kasvaa lähtötilanteeseen verrattuna noin 0.8 prosenttia (taulukko 6.6), mutta jännitejakauman ääripäät eivät kuitenkaan ulotu niin etäälle toisistaan kuin vastaavalla säätötavalla kiskojännitettä laskettaessa. 94

108 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Keskijänniteverkon koordinoitu säätö (cos =0.92ind) Koordinoidulla keskijänniteverkon jännitteensäädöllä voidaan kaikki tuotanto syöttää verkkoon, kantaverkkomaksut pienevät vajaat 37 prosenttia ja häviöt kasvavat runsaat 8 prosenttia (taulukko 6.6). Eli häviöt jäävät rengaskytkentä-tilanteessa kyseisellä säätötavalla alhaisemmiksi kuin säteittäisellä kytkennällä riippumatta siitä onko kiskojännitteen säätöarvo 20.4 tai 20.0 kv:a. Käämikytkimen toimintojen lukumäärä on suurin piirtein samaa luokkaa kuin vastaavalla säätötavalla tilanteessa jossa kiskojännitettä laskettiin (taulukko 6.5). Jakelumuuntajan jännitejakauma solmussa 19 (kuva 6.4 I-kohta) tasapainottuu hieman paikalliseen säätöön verrattuna (kuva 6.4 H-kohta). Lähtötilanteeseen verrattuna jännitejakauman keskiarvo kasvaa reilut 0.6 prosenttia. Paikallinen säätö energian varastoinnilla (cos =0.92ind) Johtolähtöjen 1 ja 2 rengaskytkennän myötä paikallisessa säädössä tarvittavan energiavaraston kapasiteetti (15 MWh, taulukko 6.6) on huomattavasti pienempi kuin säteittäisessä kytkennässä (76 MWh), mutta hieman suurempi kuin kiskojännitettä laskettaessa (11.3 MWh). Menetetty tuotanto on vain 0.6 prosenttia. Lähtötilanteeseen verrattuna häviöt kasvavat rengaskytkennän ja tuotannon liittämisen seurauksena vain noin 2.5 prosenttia, mutta ovat kuitenkin vastaavalla säätötavalla alhaisemmat kuin säteittäisellä verkkomuodolla ja huomattavasti pienemmät kuin kiskojännitettä alennettaessa. Kantaverkkomaksut alenevat lähtötilanteeseen verrattuna yli 37 prosenttia. Käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumäärä pysyy tässäkin tapauksessa samalla tasolla kuin paikallisella säädöllä ilman energiavarastoakin. Kuvan 6.4 J-kohdan jakelumuuntajan jännitejakaumasta nähdään, että paikallinen säätö energian varastoinnilla muuttaa jännitejakaumaa hieman voimakkaammin kuin paikallinen säätö (kuva 6.4 H-kohta). Jännitejakauman keskiarvo kasvaa lähtötilanteeseen verrattuna runsaat 0.8 prosenttia. Yhteenveto muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan verkostovaikutuksista eri tilanteissa Edellä tarkastelluista kolmesta tilanteesta viimeinen eli rengaskytkentä -tilanne näyttäisi eri säätötapojen simuloinnilla arvioitujen verkostovaikutusten kannalta olevan kokonaisuudessaan paras vaihtoehto. Kokonaisvaikutuksiltaan lähelle sitä pääsee kuitenkin myös tilanne, jossa tarkasteltiin verkostovaikutuksia eri säätötavoilla kiskojännitteen säätöarvon alentamisen jälkeen. Merkittävin ero näiden kahden tilanteen välillä on kuitenkin vaikutus häviöihin, jotka rengaskytkentä -tilanteessa jäävät huomattavasti alhaisemmiksi. Myös muutos jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakaumassa, lähinnä sen leveydessä, on rengaskytkentä -tilanteessa maltillisempi, vaikka jakaumien keskiarvojen muutoksessa ei suurta eroa näiden kahden tilanteen välillä olekaan havaittavissa. Lopullista päätöstä tilanteiden paremmuudesta tehtäessä on kuitenkin hyvä huomioida niiden käytännön toteuttamiseen liittyvät ongelmat ja kustannukset, jotka rengaskytkentä -tilanteessa voivat hyvinkin olla merkittävästi suuremmat kuin kiskojännitteen alentamis -tilanteessa. Toisaalta kiskojännitteen alentamis -tilanteessa tulee erityistä tarkkuutta kiinnittää erilaisten epävarmuuksien huomioon ottamiseen ja kuormituksen mahdollisen kasvun arvioimiseen pitkällä tähtäimellä. 95

109 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA MUUTTUVANOPEUKSISEN TUULIVOIMALAN JA CHP-VOIMALAN VERKOSTOVAIKUTUKSET Tässä luvussa on tarkasteltu verkostovaikutuksia kahdessa eri tapauksessa, kun keskijänniteverkkoon liitetty muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan lisäksi myös CHP-voimala, joka on joko 1) Kaukolämpöä tuottava (ei lämpövarastoa) CHP-voimala 3-lähdön solmussa 34 tai 2) Kalajalostamon sähkökulutusta nimellistehonsa rajoissa seuraava CHP-voimala (samalla johtolähdöllä tuulivoimalan kanssa solmussa 22) Kaukolämpöä tuottava CHP-voimala Seuraavissa simuloinneissa on keskijänniteverkkoon liitetty solmun 9 muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan, jonka tehokerroin pidettiin vakiona cos()=0.92ind, lisäksi myös kaukolämpöä tuottava CHP-voimala ilman lämpövarastoa (kuvan 6.1 lähdön 3 solmuun 34). CHP-voimalan sähköntuotanto siis periaatteessa seuraa suoraan asiakkaiden oletettua lämmöntarvetta. CHP-voimalan tehokertoimen oletusarvona käytettiin simuloinneissa cos()=1. Myös tässä tehtiin samat simuloinnit kuin edelläkin, mutta tällä kertaa ainoastaan kahdella eri säätötavalla (paikallinen ja koordinoitu säätö). Molemmissa simuloinneissa olivat kaikki johtolähdöt säteittäin kytkettyjä ja kiskojännitteen säätöarvona oli 20.4 kv:a. Lähtötilanteella tarkoitetaan tässäkin yhteydessä tilannetta, jossa verkossa ei ollut tuotantoa, kiskojännitteen säätöarvo oli 20.4 kv:a ja kaikki johtolähdöt olivat säteittäin. Taulukosta 6.7 nähdään tuulivoimalan ja CHP-voimalan (solmu 34) verkkoonliittämisen vaikutukset eri säätötavoilla sekä tuulivoimalan ja CHP-voimalan tapauksessa että pelkän tuulivoimalan tapauksessa. Solmupisteessä 34, johon CHP-voimala liitetään, on jo ennestään kulutusta. Tällaisille verkon solmupisteille, joissa on sekä tuotantoa että kulutusta, saadaan MATLAB-laskentasimulaattorilla yhdistetty marginaalinen häviökerroin. Tästä johtuen tämäntyyppisissä verkon solmupisteissä ei voida eritellä kuormituksen ja tuotannon häviövaikutusta, vaan häviövaikutuksen tarkastelemiseksi tulisi kuormitus ja tuotanto sijoittaa esimerkiksi vierekkäisiin solmupisteisiin, joita yhdistää erittäin lyhyt nollaimpedanssinen johto. Taulukon 6.7 arvot CHP-voimalan häviövaikutukselle sisältävät siis myös samaan solmuun liitetyn kuormituksenkin vaikutuksen. 96

110 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Taulukko 6.7. Tuulivoimalan ja CHP-voimalan (solmu 34) verkkoonliittämisen vaikutukset eri säätötavoilla Ei tuotantoa Paikallinen säätö Paikallinen säätö (tuulivoimala+ CHP) Koordinoitu säätö Koordinoitu säätö (tuulivoimala+ CHP) cos()=0.92ind (tuulivoimala) cos()=0.92ind (tuulivoimala) Verkkomuoto säteittäinen säteittäinen säteittäinen säteittäinen säteittäinen Kiskojännitteen säätöarvo (kv) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MWh) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MVArh) Kantaverkkomaksut ( ) Vaikutus kantaverkkomaksuihin ( ) Häviöt (MWh) Vaikutus häviöihin (MWh) Tuulivoimalan häviövaikutus MLC (MWh) Tuulivoimalan tuotanto (MWh) Tuulivoimalan tuotanto (MVArh) Tuulivoimalan menetetty tuotanto (MWh) Tuulivoimalan menetetyn tuotannon osuus koko tuotannosta (%) Tuulivoimalan säädetty loisteho (MWh) CHP-voimalan häviövaikutus MLC (MWh) CHP-voimalan tuotanto (MWh) CHP-voimalan tuotanto (MVArh) 0 0 CHP-voimalan menetetty tuotanto (MWh) 0 0 CHP-voimalan menetetyn tuotannon osuus koko tuotannosta (%) 0 0 CHP-voimalan säädetty loisteho (MWh) 0 0 Käämikytkimen tuntitason toiminnot (kpl) Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauman keskiarvo (kv) Paikallinen säätö Mikäli verkkoon liitetään muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan lisäksi myös CHP-voimala, laskevat kantaverkkomaksut paikallisella säätötavalla luonnollisesti vieläkin enemmän kuin pelkkä tuulivoimala verkkoon liitettäessä. Pelkän tuulivoimalan tapauksessa kantaverkkomaksut alenivat lähtötilanteeseen verrattuna 28.5 %:a, ja CHP-voimalan lisäyksen jälkeen ne laskevat jopa yli 50 prosenttia (taulukko 6.7). CHP-voimalan lisäys pienentää häviötä lähtötilanteeseen verrattuna noin.5 prosenttia enemmän kuin pelkän tuulivoimalan verkkoonliittäminen. 97

111 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Tuulivoiman tuottajan kannalta tämä säätötapa, kyseisellä verkkomuodolla ja kiskojännitteellä, ei kuitenkaan ollut ennen CHP-voimalan verkkoon liittämistäkään kannattava (menetetty tuotanto 23.3 %) eikä tilanne tuulivoimalan osalta tässä suhteessa muutu miksikään CHP-voimalan lisäyksen jälkeenkään. Tuulivoimalan menettämä tuotanto on CHP-voimalan lisäyksen jälkeen 23.7 %. Sen sijaan CHP-voimalan koko tuotanto voidaan syöttää verkkoon ilman minkäänlaisia ongelmia jännitteennousun suhteen, koska millään tunnilla ei voimalan loistehoa edes jouduta säätämään. Käämikytkimen toimintojen lukumäärä pysyy lähes ennallaan verrattuna tilanteeseen, jossa verkossa oli pelkkä tuulivoimala. Keskijänniteverkon koordinoitu säätö Keskijänniteverkon koordinoidun säädön kohdalla CHP-voimalan vaikutus verrattuna tilanteeseen, jossa verkossa on ainoastaan tuulivoimala, on periaatteessa samankaltainen kuin edellä olleen paikallisen säädönkin tapauksessa. Luonnollisesti tuulivoimala voi koordinoidulla säädöllä syöttää verkkoon koko tuotantonsa, mikä oli tilanne myös ennen CHP-voimalan lisäystä (taulukko 6.7). CHPvoimalan liittämisen seurauksena verkon kokonaispätötehohäviöt eivät kasva lähtötilanteeseen verrattuna aivan yhtä paljon (yli 34 %) kuin pelkän tuulivoimalan tapauksessa (yli 36 %). Tuotannon lisääntymisen seurauksena kantaverkkomaksut alenevat lähtötilanteeseen verrattuna runsaat 56 prosenttia, eli vieläkin enemmän kuin pelkän tuulivoimalan tapauksessa (yli 36 %). Käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumäärä pysyy lähes yhtä merkittävänä kuin tilanteessa jossa verkkoon oli liitetty ainoastaan tuulivoimala. Kalajalostamon sähkönkulutusta seuraava CHP-voimala Tässä kappaleessa tehdyissä simuloinneissa on keskijänniteverkkoon liitetty solmun 9 muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan (cos()=0.92ind) kanssa samalla johtolähdöllä sijaitsevalle kalajalostamolle (solmu 22) CHP-voimala, jonka tuotanto seuraa kalajalostamon sähkönkulutusta nimellistehonsa rajoissa. CHP-voimalan tehokertoimen oletusarvona simuloinneissa on cos()=1. Myös tässä on tehty simuloinnit sekä paikallisella että koordinoidulla jännitteensäätötavalla. Molemmissa simuloinneissa kaikki johtolähdöt olivat säteittäin kytkettyjä ja kiskojännitteen säätöarvo oli 20.4 kv:a. Lähtötilanteella tarkoitetaan tässäkin yhteydessä tilannetta, jossa verkossa ei ollut tuotantoa, kiskojännitteen säätöarvo oli 20.4 kv:a ja kaikki johtolähdöt olivat säteittäin. Taulukosta 6.8 voidaan tarkastella tuulivoimalan ja CHP-voimalan (solmu 22) verkkoonliittämisen vaikutuksia eri säätötavoilla sekä tuulivoimalan ja CHP-voimalan tapauksessa että pelkän tuulivoimalan tapauksessa. 98

112 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Taulukko 6.8. Tuulivoimalan ja CHP-voimalan (solmu 22) verkkoonliittämisen vaikutukset eri säätötavoilla Ei tuotantoa Paikallinen säätö cos()=0.92ind (tuulivoimala) Paikallinen säätö (tuulivoimala+ CHP) Koordinoitu säätö cos()=0.92ind (tuulivoimala) Koordinoitu säätö (tuulivoimala+ CHP) Verkkomuoto säteittäinen säteittäinen säteittäinen säteittäinen säteittäinen Kiskojännitteen säätöarvo (kv) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MWh) Kantaverkosta otto(+)/anto(-) (MVArh) Kantaverkkomaksut ( ) Vaikutus kantaverkkomaksuihin ( ) Häviöt (MWh) Vaikutus häviöihin (MWh) Tuulivoimalan häviövaikutus MLC (MWh) Tuulivoimalan tuotanto (MWh) Tuulivoimalan tuotanto (MVArh) Tuulivoimalan menetetty tuotanto (MWh) Tuulivoimalan menetetyn tuotannon osuus koko tuotannosta (%) CHP-voimalan häviövaikutus MLC (MWh) CHP-voimalan tuotanto (MWh) CHP-voimalan tuotanto (MVArh) CHP-voimalan menetetty tuotanto (MWh) 0 0 CHP-voimalan menetetyn tuotannon osuus koko tuotannosta (%) 0 0 CHP-voimalan säädetty loisteho (MWh) Käämikytkimen tuntitason toiminnot (kpl) Jakelumuuntajan (solmun 19) jännitejakauman keskiarvo (kv) Paikallinen säätö Paikallisella jännitteen säädöllä kantaverkkomaksut alenivat pelkän tuulivoimalan tapauksessa 28.5 %:a lähtötilanteeseen verrattuna ja kalajalostamon CHP-voimalan lisäyksen jälkeen runsaat 36 prosenttia (taulukko 6.8). CHP-voimalan lisäys kalajalostamolle pienentää myös häviötä hieman enemmän (noin 7 prosenttia) kuin pelkkä tuulivoimala. Käämikytkimen toimintojen lukumäärä sen sijaan pysyy lähes ennallaan verrattuna tilanteeseen, jossa verkossa oli pelkkä tuulivoimala. Tuulivoiman tuottajan kannalta tämä säätötapa, kyseisellä verkkomuodolla ja kiskojännitteellä, muodostuisi kalajalostamon sähkönkulutusta seuraavan tuotantoyksikön myötä entistäkin kannattamattomammaksi. Tuulivoimalan menettämä tuotanto olisi CHP-voimalan lisäyksen jälkeen jopa 33.3 %. 99

113 6 TARKASTELTU ESIMERKKIVERKKO JA SIMULOINTITULOKSIA Pohdittavaksi jääkin, että mikä vastuu olisi johtolähdön kokonaiskuormitusta vähentävällä CHPvoimalalla, jos tuulivoimalan menettämä tuotanto muodostuisi vasta CHP-voimalan liittämisen jälkeen niin suureksi että tuulivoimalan toiminta muuttuisi kannattamattomaksi. Tällöin verkkoa olisi vahvistettava kokonaiskuormituksen pienentymisen takia, koska tuulivoimalan on voitava syöttää yhtä paljon tuotantoaan verkkoon kuin mitä sille on alunperin sen liittymissopimuksessa määritelty. Ratkaistavaksi jää kuitenkin verkonvahvistuskustannusten kohdistaminen. On ratkaistava kuuluuko verkonvahvistus verkon kehittämisinvestointeihin, jotka peritään kaikilta asiakkailta siirtomaksujen muodossa vai peritäänkö investointikustannukset osana kokonaiskuormitusta pienentävän CHPvoimalan liittymiskustannuksia, jotta tuulivoimala pystyisi yhä syöttämään verkkoon sille jo aiemmin luvatun määrän tuotantoa. Useita erilaisia vaihtoehtoja tilanteen ratkaisemiseksi on olemassa. Investointien ja muiden taloudellisten vaikutusten kohdistamisen ongelmia on käsitelty luvussa 2.2. Vaikka aina olisikin tarkasteltava jokaista tilannetta tapauskohtaisesti, niin jonkinlaisten yhtenäisten säädösten ja toimintatapojen olemassaolo helpottaisi suunnittelua ja tällaisten tilanteiden ennakoimista niin verkkoyhtiön, tuottajan kuin muidenkin asiakkaiden kannalta. Säädösten tulisi olla sellaisia, että ne edistävät hajautetun tuotannon liittymistä jakeluverkkoon ja kannustavat jakeluverkkoyhtiöitä liittämään tuotantoa verkkoonsa. Ne eivät kuitenkaan saisi johtaa siihen, että jo verkkoon liittyneet kuluttajat joutuisivat ottamaan kohtuuttomasti osaa investointikustannuksiin. Keskijänniteverkon koordinoitu säätö Keskijänniteverkon koordinoidulla jännitteensäädöllä tuulivoimala voi syöttää verkkoon koko tuotantonsa vastaavasti kuin pelkän tuulivoimalan tapauksessa (taulukko 6.8). CHP-voimalan liittämisen seurauksena verkon kokonaispätötehohäviöt kuitenkin kasvavat lähtötilanteeseen verrattuna huomattavasti enemmän (yli 46 %) kuin pelkän tuulivoimalan tapauksessa (yli 36 %). Samalla myös käämikytkimen tuntitason toimintojen lukumäärä lisääntyy merkittävästi. Kantaverkkomaksut sen sijaan pienenevät lähtötilanteeseen verrattuna enemmän (noin 47 prosenttia) kuin pelkän tuulivoimalan tapauksessa (yli 36 %:a). Yhteenveto tuulivoimalan ja CHP-voimaloiden verkostovaikutuksista Kantaverkkomaksuja lukuunottamatta ei kaukolämpöä tuottavan CHP-voimalan liittäminen lähdölle 3 kummallakaan säätötavalla juurikaan muuttanut verkostovaikutuksia verrattuna pelkän tuulivoimalan aiheuttamiin vaikutuksiin. Sen sijaan kalajalostamon sähkökulutusta seuraavan voimalan liittäminen samalle johtolähdölle muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan kanssa aiheutti paljon muutoksia. Kantaverkkomaksujen muutosten lisäksi johtolähdön kokonaiskuormituksen pienentyminen lisäsi ylijännitetilanteiden määrää, mikä paikallisella säätötavalla johti menetetyn tuotannon kasvamiseen entisestään. Koordinoidulla säätötavalla taas käämikytkimen toiminnot ja häviöt lisääntyivät merkittävästi, jotta kaikki tuotanto saatiin syötettyä verkkoon. Simulointien perusteella havaittiin, että tuulivoiman tuotantokäyrän aikaväli tulisi ehkä tunnin sijasta olla 10 minuuttia, jotta tuulennopeuden vaihteleva luonne ja sitä kautta myös verkostovaikutusten, esimerkiksi käämikytkimen toimintojen lukumäärä, arviointi saataisiin realistisemmaksi. 100

114 7 YHTEENVETO Keskijänniteverkkoon liitettävän hajautetun energiantuotannon mahdollinen lisääntyminen tulee vaikuttamaan tulevaisuudessa merkittävästi sähkönjakeluverkon suunnitteluun ja käyttöön. Hajautetun tuotannon liittäminen jakeluverkkoon sekä edellyttää että mahdollistaa kj-verkon käytön tehostamisen. Kj-verkkoihin liitetyn tuotannon yleistymisen myötä aiemmin passiivisista ja suhteellisen yksinkertaisista jakeluverkosta tulee monimutkaisempia erilaisten aktiivisten säätö- ja ohjaustoimenpiteiden lisääntymisen myötä. Järjestelmän toimivuuden varmistaminen ja tuotantoyksikön verkostovaikutusten arviointi vaatii uudenlaisten suunnittelumenetelmien ja käyttövaihtoehtojen kehittämistä ja huomioimista myös verkostolaskennassa. Jakeluverkon suunnitteluohjelmistoissa tarvittaisiinkin tulevaisuudessa uusia ominaisuuksia, jotta verkkoyhtiöt voisivat suunnitella ja käyttää verkkoaan jatkossakin mahdollisimman tehokkaasti sekä määrittää liittymismaksut todellisten kustannusvaikutusten pohjalta. Ensimmäinen askel kj-verkkoon liitettävän hajautetun tuotannon huomioon ottamiseen suunnitteluohjelmistoissa on pahimman mahdollisen tilanteen tarkasteluiden ja käämikytkimen ja sen toiminnan huomioimisen mahdollistaminen. Tällöin verkostovaikutusten huomioiminen rajoittuu kuitenkin lähinnä vain sen tarkasteluun, että voidaanko teknisten reunaehtojen puitteissa halutun kokoinen tuotantoyksikkö liittää tiettyyn verkon pisteeseen vai ei. Näiden tarkasteluiden rajoittuneisuuden sekä yhtenäisen käytännön ja säädösten puuttumisen vuoksi on kuitenkin lähes mahdotonta määritellä esimerkiksi siirtomaksut kj-verkon vahvistuskustannusten perimiseksi, niin että ne pohjautuisivat todellisiin kustannusvaikutuksiin. Perusvaatimuksena on myös se, että suunnitteluohjelmistojen tehonjako-, vikavirta- ja luotettavuuslaskennan tulisi sisältää tarkoituksenmukaiset mallit eri tuotanto- ja generaattorityypeille. Suunnittelussa tulisi lisäksi voida, pelkän pahimman mahdollisen tilanteen tarkastelun ohella, huomioida myös kyseisten tilanteiden todennäköisyys/esiintymistiheys sekä erilaisten tuotantoyksikön ja keskijänniteverkon säätötapojen vaikutus. Kokonaisvaltainen tuotantoyksikön teknisten ja taloudellisten vaikutusten arviointi ja verkkoon liitettävän kapasiteetin maksimoiminen edellyttääkin uudentyyppisten suunnittelumenetelmien ja käyttöperiaatteiden kehittämistä ja sisällyttämistä myös jakeluverkon suunnitteluohjelmistoihin. Pahimman mahdollisen tilanteen tehonjakolaskelmien puutteista ja rajoituksista eroon pääsemiseksi on tässä työssä määritetty lähtötietoja sekä selvitetty ja kehitetty periaatteita, joiden avulla hajautetulle tuotannolle tuotantoyksiköille voidaan muodostaa verkostosuunnittelun tarpeet täyttävä sääolosuhteiden tilastollisuuteen perustuva tuotantokäyrä. Erityisen tarkastelun kohteena kj-verkkoon liitettävistä tuotantoteknologioista ovat olleet tuulivoima ja pienimuotoinen yhdistetty sähkön ja lämmön tuotanto. Muodostetut tuotantokäyrät sisältävät erilaisia epätarkkuuksia ja tarkentamismahdollisuuksia, joita luvussa 4 on myös käsitelty. Tulevaisuudessa ainakin osa kjverkkoon liitetyistä generaattoreista tulee todennäköisesti osallistumaan aktiivisesti kj-verkon jännitteensäätöön, joka mahdollistaa verkon siirtokyvyn täysimääräisemmän hyödyntämisen ja kjverkkoon liitettävän tuotantokapasiteetin maksimoimisen. Tämän vuoksi erilaisten jännitteen säätötapojen huomioiminen tulisi olla mahdollista myös suunnittelulaskennassa. Tässä työssä

115 7 YHTEENVETO tarkasteltuja aktiivisia jännitteensäätötapoja olivat kj-verkon koordinoitu säätö sekä paikallinen säätö energian varastoinnilla tai ilman varastointia. Tilastollisten tuotantokäyrien toimivuuden ja erilaisten tuotantoyksiköiden sekä keskijänniteverkon säätötapojen tarkastelemiseksi tehtiin verkostovaikutusten arviointiin MATLAB - laskentasimulaattori. Tehdyn MATLAB-laskentasimulaattorin avulla voidaan testata erilaisia ideoita ja menetelmiä, jotka tähtäävät jakeluverkon suunnitteluun ja käyttöön tarkoitettujen verkkotieto- ja käytöntukijärjestelmien kehittämiseen. Työssä kehitelty MATLAB-simulaattori perustuu Power System Toolboxin tehonjaonlaskentaan. Simulaattori mahdollistaa hajautetun tuotannon tilastollisuuden huomioimisen tuulivoiman ja CHP:n osalta luvun 4 periaatteiden mukaisesti sekä erilaisten aktiivisten keskijänniteverkon jännitteensäätötapojen tarkastelemisen tuotantoyksikön verkostovaikutuksia määritettäessä. Huomioimalla vertailulaskelmissa erilaiset jännitteensäätötavat ja tuotannon tilastollisuus, saadaan arvio tuotantoyksikön vaikutuksesta muun muassa häviöihin, kantaverkosta ottoon/antoon ja kantaverkkomaksuihin, käämikytkimen toimintaan, jakelumuuntajien jännitejakaumiin ja menetetyn pätötehon sekä säädetyn loistehon suuruuteen. Verkostovaikutuksia arvioimalla on verkkoyhtiön mahdollista kohdistaa tuotantoyksikön verkkoonliittämisen todelliset kustannukset tarkemmin ja oikeudenmukaisemmin liittymis- ja siirtomaksuihin. MATLABlaskentasimulaattorilla suoritettiin myös esimerkkilaskelmia Fortum Sähkönsiirto Oy:n Taalintehtaan sähköaseman keskijänniteverkon ekvivalenttiverkolla. Työssä tarkasteltujen ja kehitettyjen menetelmien avulla siis saadaan enemmän tietoa hajautetun tuotannon verkostovaikutuksista ja voidaan maksimoida keskijänniteverkkoon liitettävä tuotantokapasiteetti. Samalla tuottaja voi myös vertailla muun muassa siirto- ja liittymismaksujen sekä menetetyn tuotannon perusteella eri liityntä-/säätötapojen kannattavuutta ja määrittää taloudellisesti kannattavimman tuotantokapasiteetin suuruuden. Soveltamalla suunnittelussa tilastollisia tuotantokäyriä ja aktiivisia jännitteensäätötapoja voidaan välttää verkon siirtokapasiteetin lisäämiseksi tehtäviä yli-investointeja, parantaa verkon käyttöastetta ja myös tätä kautta edistää hajautetun tuotannon liittämistä jakeluverkkoon. 102

116 LÄHTEET [ABB00] ABB Oy Teknisiä tietoja ja taulukoita. Vaasa. 626 s. [Aht84] Ahtila, P. & Suomalainen, L Lämmön varastointi teollisuudessa. Esitutkimus. Projekti-insinöörit Oy. [Ala03] Alanen, R. & Koljonen, T. & Hukari, S. & Saari, P Energian varastoinnin nykytila [verkkodokumentti]. [viitattu ]. VTT Tiedotteita Research Notes Espoo. 237 s. Saatavissa [ASS94] ASSOCIATION OF ENERGY DISTRIBUTION COMPANIES IN THE NETHERLANDS Technical terms of connection to the public network for local production units. Arnhem. May [Bar02] Barker, P.P. & Johnson, B.K Power System Modeling Requirements for Rotating Machine Interfaced Distributed Resources. Power Engineering Society Summer Meeting. Vol July s [Bil93] Billinton, R. & Gan L Wind power modelling and application in generating adequacy assessment. WESCANEX 93, Communications, Computers and Power in the Modern Environment. Conference Proceedings, IEEE, May s [Bil02] Billinton, R. & Bagen A sequential simulation method for the generating capacity adequacy evaluation of small stand-alone wind energy conversion systems. Proceedings of the 2002 IEEE Canadian conference on Electrical & Computer Engineering. [Bin99] Bindner, H Power Control for Wind Turbines in Weak Grids: Concepts Development. RisØ-R-1118(EN). RisØ National Laboratory, Roskilde, Denmark. [Bur01] Burton, T. & Sharpe, D. & Jenkins, N. & Bossanyi, E Wind Energy Handbook. John Wiley & Sons, Ltd. 617s. [Bro87] Brockwell, P.J. & Davis, R.A Time Series: Theory and Methods. Springer. [CIG98] CIGRE WORKING GROUP Impact of increasing contribution of dispersed generation on the power system. September [Con84] Conradsen, K. & Nielsen, L.B. & Prahm, L.P Weibull statistics for estimation of wind speed distributions. Journal of Climate and Applied Meteorology. s [Dre02] Drebs, A. & Nordlund, A. & Karlsson, P. & Helminen, J. & Rissanen P Tilastoja Suomen ilmastosta ISSN Ilmatieteen laitos. Helsinki [Dug02] Dugan, R.C. & McGranaghan, M.F. & Santoso, S. & Beaty, H.W Electrical Power Systems Quality. Second Edition. McGraw-Hill. 528 s. [DTI00] DTI/OFGEM Embedded Generation Working Group Future Network Design, Management and Business Environment. December [verkkodokumentti]. [viitattu ]. 28 s. Saatavissa PDF-tiedostona [Elo99] Elovaara, J. & Laiho, Y Sähkölaitostekniikan perusteet. Yliopistokustannus/Otatieto. Helsinki. 461 s. [Ene98] Energia-Ekono Selvitys tuotannon siirtomaksujen määräytymisperusteista [verkkodokumentti]. [viitattu ]. 39 s. Saatavissa PDF-tiedostona

117 [ETY89] ETY (Energiataloudellinen Yhdistys) Kaukolämmityksen käsikirja. Raportti 23/1989. Helsinki. [Fin04] Fingrid Oyj:n kantaverkkopalvelu [viitattu ]. Fingrid Oyj. Saatavissa [Fra01] Frank, H.P. & Rathmann, O. & Mortensen, N.G. & Landberg, L The Numerical Wind Atlas the KAMM/WasP Method. RisØ-R-1252(EN). RisØ National Laboratory, Roskilde, Denmark. June s. [Hal03] Hallituksen esitys eduskunnalle laiksi sähkön alkuperän varmentamisesta ja ilmoittamisesta sekä laiksi sähkömarkkinalain 9 ja 14 :n muuttamisesta 95/2003. [Han01] Hansen, L.H. & Helle, L. & Blaabjerg, F. & Ritchie, E. & Munk-Nielsen, S. & Bindner, H. & Sørensen, P. & Bak-Jensen, B Conceptual survey of Generators and Power Electronics for Wind Turbines. RisØ-R-1205(EN). RisØ National Laboratory, Roskilde, Denmark. December s. [Hat93] Hatziargyriou, N.D. & Karakatsanis, T.S. & Papadopoulos, M Probabilistic load flow in distribution systems containing dispersed wind power generation. IEEE Transactions on Power Systems. Vol.8, No. 1, February s [Hir03] Hird, M. & Jenkins, N. & Taylor, P An active 11 kv voltage controller: Practical considerations. Proceedings of 17 th International Conference on Electricity Distribution (Cired). Barcelona, Spain. May [Hol96] Holttinen, H. & Peltola, E. & Koreneff, G Tuulivoiman tuotannon vaihtelut ja niiden arviointi. VTT Energia. Espoo. 42 s. [Häg03] Häggmark, S. & Neimane, V. & Axelsson, U. & Holmberg, P. & Karlsson, G. & Kauhaniemi, K. & Olsson, M. & Liljegren, C Aspects of different distributed generation technologies. CODGUnet WP s. [IEC01] IEC Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines. [Ilm03] Ilmatieteen laitos [viitattu ]. Saatavissa [Ilm04a] Ilmatieteen laitos [viitattu ]. Saatavissa [Ilm04b] Ilmatieteen laitos [viitattu ]. Saatavissa [INS86] INSKO Lämpövarastot taloudellisuus, uusia ratkaisuja, suunnittelu- ja rakentamisongelmia. Julkaisu Insko ry. [Jen00] Jenkins, N. & Allan, R. & Crossley, P. & Kirschen, D. & Strbac, G Embedded Generation. The Institution of Electrical Engineers. London. 273 s. [Joo00] Joos, G. & Ooi, B.T. & McGillis, D. & Galiana, F.D. & Marceau, R The Potential of Distributed Generation to Provide Ancillary Services. Power Engineering Society Summer Meeting. Vol July s [Jus78] Justis, C.G. & Hargraves, W.R. & Yakia, A Nationwide assessment of potential output from wind-powered generators. Journal of Climate and Applied Meteorology. s [Jär02] Järventausta, P Sähkönjakelutekniikka -kurssin luennot. TTKK. 104

118 [Kal03] Kaleva, O Stokastiset Prosessit [verkkodokumentti]. [viitattu ]. TTY, Matematiikan laitos. 116 s. Saatavissa [Knu01] Knuutila, H Lämpövarastojen hyödyntäminen prosessiteollisuuden sähköntuotannossa. Diplomityö. TTKK, Ympäristötekniikan osasto. [Kop03] Koponen, P Välkynnän häiritsevyysindeksien laskentaohjelma. VTT Prosessit, Energiajärjestelmät. PRO1/7046/03. [Kär83] Kärkkäinen, S. & Ranne, A. & Sipilä, K Lämmön varastointi kaukolämpöjärjestelmissä. VTT:n tutkimuksia no 179. VTT Offsetpaino. Espoo [Laa03] Laaksonen, H. & Repo, S Tuulivoimateknologia jakeluverkoissa. Raportti s. [Lak95] Lakervi, E. & Holmes, E.J Electricity distribution network design. Second edition. IEE Power engineering series 21. London. 325 s. [Lak96] Lakervi, E Sähkönjakeluverkkojen suunnittelu. Otatieto. Helsinki. 109 s. [Lak03] Laki sähkömarkkinalain 9 ja 14 :n muuttamisesta eduskunnan päätöksen mukaisesti N:o 1130/2003. Vahvistettu Voimaantulo [Lar98] Larsson, Å Vindkraft i lokala och regionala nät elektriska egenskaper och elkvalitet. Elforsk rapport 98:20. Oktober [Lar99] Larsson, Å Integration av vindkraft i lokala och regionala nät. Elforsk rapport 99:39. December [Leh89] Lehtinen, A Sähkönjakeluverkon jännitteensäädön toteuttaminen. Diplomityö. Teknillinen korkeakoulu. 59 s. [Lem95] Lemström, B. & Peltola, E. & Lehtonen, M Tuulivoima ja keskijänniteverkon jännitetason hallinta. VTT Energia. Espoo. 59 s. [Lem98] Lemström, B. & Pirilä, P Selvitys tuotannon siirtomaksujen määrittelyperusteista [verkkodokumentti]. [viitattu ]. VTT Energia. Espoo. 27 s. Saatavissa PDFtiedostona [Lie02] Liew, S.N. & Strbac G Maximising penetration of wind generation in existing distribution networks. IEE Proceedings in Generation, Transmission and Distribution. Vol. 149, No. 3, May [Loi00] Loimaranta, O Pienimuotoisen sähkön ja lämmön yhteistuotannon edellytykset. Diplomityö. Teknillinen korkeakoulu. 94 s. [Lun03] Lund, P. & Mogstad, O. & Neiname, V. & Pleym, A. & Samuelsson, O Connection of distributed generation effect on the power system. CODGUnet WP s. [Mas00] Masters, C.L. & Mutale, J. & Strbac, G. & Curcic, S. & Jenkins, N Statistical evaluation of voltages in distribution systems with embedded wind generation. IEE Proc.-Gener. Transm. Distrib. Vol. 147, No. 4, July s [Mas02] Masters, C.L Voltage rise: the big issue when connecting embedded generation to long 11kV overhead lines. Power Engineering Journal. Vol. 16, No. 1, February s [Mil02] Milligan, M.R Modeling Utility-Scale Wind Power Plants, Part 2: Capacity Credit. National Renewable Energy Laboratory. Colorado. March [Mot99] Motiva Tuulivoiman projektiopas [verkkodokumentti]. Motiva. Helsinki. [viitattu ]. Motivan julkaisu 5/ s. Saatavissa PDF-tiedostona projektiopas. 105

119 [Mut00] Mutale, J. & Strbac, G. & Curcic, S. & Jenkins, N Allocation of losses in distribution systems with embedded generation. IEE Proc.-Gener. Transm. Distrib. Vol. 147, No. 1, January [Mäk03a] Mäkelä, T MATLAB: Perusteet. Tammertekniikka. Tampere. 145 s. [Mäk03b] Mäkelä, T MATLAB: Ohjelmointi ja symbolinen laskenta. Tammertekniikka. Tampere. 26 s. [Mäk04] Mäkinen, A Sähkön laatuun liittyviä näkökohtia. Seminaariesitys. Hajautetun sähköntuotannon liittäminen sähköverkkoon -seminaari. Tampere [Nag94] Nagrath, I. J. & Kothari, D.P Power System Engineering. Tata McGraw-Hill Publishing Company Limited. New Delhi. [Nie02] Nielsen, J.E Review of technical options and constraints for integration of distributed generation in electricity networks [verkkodokumentti]. [viitattu ]. 98 s. Saatavissa PDF-tiedostona [NØr04] Nørgaard, P. & Holttinen, H A Multi-Turbine Power Curve Approach. Nordic Wind Power Conference. 1 2 March Chalmers University of Technology. [OPE01] OPET Finland Alle 10 MW:n biolämpölaitoksen suunnitteluperiaatteet [verkkodokumentti]. [viitattu ]. OPET Finland Raportti 2. Elomatic. Jyväskylä. 34 s. Saatavissa [Ope03] Openshaw, D Towards a framework for managing active networks. Proceedings of 17 th International Conference on Electricity Distribution (Cired). Barcelona, Spain. May [Pav86] Pavia, E.G. & O Brien, J Weibull statistics of wind speed over the ocean. Journal of Climate and Applied Meteorology. s [Pri01] Price, A. & Davidson, B. J Recent developments in the design and applications of utility-scale energy storage plant. Innogy Technology Ventures Limited. United Kingdom. CIRED June Conference Publication No IEE. [Rai01] Raiko, R Energiatalous -kurssin luentomateriaali. TTKK. 168 s. [Rep00] Repo, Sami Tahtigeneraattorit. Luentomoniste. TTKK. 83 s. [Rep03a] Repo, Sami & Laaksonen, H. & Mäkinen, A. & Järventausta, P. Hajautetun tuotannon huomioiminen sähkönjakeluverkon suunnittelussa. Raportti s. [Rep03b] Repo, Sami & Laaksonen, H. & Järventausta, P. & Mäkinen, A. Keskijänniteverkon siirtokyky jännitteennousun perusteella Högsåran tuulivoimalan tapaustutkimus. Raportti s. [Rep03c] Repo, Sami & Nikander, A. & Laaksonen, H. & Järventausta, P A method to increase the integration capacity of distributed generation on weak distribution network. Proceedings of 17 th International Conference on Electricity Distribution (Cired). Barcelona, Spain. May [Rep03d] Repo, Sami & Laaksonen, H. & Järventausta, P. & Huhtala, O. & Mickelsson, M A case study of a voltage rise problem due to a large amount of distributed generation on a weak distribution network. Proceedings of PowerTech. Bologna, Italy. June [Rep04a] Repo, Sirpa Hajautettu tuotanto sähkönjakeluyhtiön verkkoliiketoiminnassa. Diplomityö. Tampereen teknillinen yliopisto. 91 s. 106

120 [Rep04b] Repo, Sami & Laaksonen, H. & Mäki, K Ring Operation of Distribution System in Case of Distributed Generation Voltage Control. Nordic Wind Power Conference. 1 2 March Chalmers University of Technology. [Rob03] Roberts, V. & Collison, A. & Beddoes A Active networks for accommodation of dispersed generation. Proceedings of 17 th International Conference on Electricity Distribution (Cired). Barcelona, Spain. May [Räs94] Räsänen, H Lämpövaraston liittäminen Tampereen kaupungin sähkölaitoksen energiajärjestelmiin. Diplomityö. Tampereen teknillinen korkeakoulu, Konetekniikan osasto. [Saa98] Saad-Saoud, Z. & Lisboa, M.L. & Ekanayake, J.B. & Jenkins, N. & Strbac, G Application of STATCOMs to Wind Farms. IEEE Proc.-Gener. Transm. Distrib. Vol. 145, No. 5 September s [San02] Sankaran, C Power Quality [verkkokirja]. CRC Press. [viitattu ]. Saatavissa PDF-tiedostona [SEN01] Sähköenergialiitto ry SENER Pienvoimaloiden liittäminen jakeluverkkoon. Julkaisusarja 3/01. Helsinki. 25 s. [Sco02] Scott, N.C. & Atkinson, D.J. & Morrell, J.E Use of Load Control to Regulate Voltage on Distribution Networks with Embedded Generation. IEE Transactions on Power Systems. Vol. 17, No. 2, May s [Sep95] Seppänen, O Rakennusten lämmitys. Helsinki: Suomen LVI-yhdistysten liitto ry. 467 s. ISBN [Sil99] Siltanen, L Sähköntuotantolaitosten liittäminen jakeluverkkoon. Diplomityö. Lappeenrannan Teknillinen Korkeakoulu. 105 s. [SFS00] SFS-EN Yleisen jakeluverkon jakelujännitteen ominaisuudet. 28 s. [Säh95] Sähkömarkkinalaki [Tan01] Tande, J.O.G. & Uhlen, K Wind Turbines in Weak Grids Constraints and Solutions. CIRED Amsterdam [Tuu01] Tuusa, H. & Kärnä, J. & Viitanen, T Sähkömoottorit. Luentomoniste. TTKK. 214 s. [Uus00] Uusitalo, K. & Jalonen, M. & Lehtonen, M Jännitteen säätö jännitejakauman avulla. VTT Energia. TESLA-raportti nro 22/2000. Espoo. 60 s. [Var02] Vartiainen, E. & Luoma, P. & Hiltunen, J. & Vanhanen, J Hajautettu energiantuotanto: teknologia, polttoaineet, markkinat ja CO2-päästöt. Gaia Group Oy. Oy Edita Ab. Helsinki. 90 s. [VDE94] VDEW Parallelbetrieb von Eigenzeugungsanlagen mit dem Mittelspannungsnetz des Elektrizitätsversorgungsunternehmens (EVU). 1. Ausgabe. VDEW-Verlag. Frankfurt/M. [Vih03] Vihriälä, H Aurinkosähkö ja tuulivoima -kurssin tuulivoima-osan luentomoniste. TTY. 98 s. [Wag03] Waghorn, P Local ancillary services and their value to the distribution network [verkkodokumentti]. emsconsulting limited. [viitattu ]. 48 s. Saatavissa PDFtiedostona 107

121 LIITE 1 TEHONJAON LASKENTA (NEWTON-RAPHSON -MENETELMÄ) [NAG94] Tehonjaon laskentaa varten verkon solmupisteet ryhmitellään eri tyyppeihin. Kussakin solmupisteessä on 4 suuretta (U,, P, Q), joista aina kaksi tunnetaan ja kaksi lasketaan 1) Vertailupiste tunnetaan jännitteen itseisarvo (U) ja kulma (), joka oletaan nollaksi lasketaan pätö- ja loisteho (P ja Q) 2) PU-piste tunnetaan P ja U lasketaan Q ja 3) PQ-piste tunnetaan P ja Q lasketaan U ja Solmupisteestä i verkkoon syötetty teho Si hajotetaan reaali ja imaginääriosiin, jolloin saadaan tehonjaonlaskennassa ratkaistavat solmupisteyhtälöt Pi ja Qi, S U I i P i Pi Qi i * i jq i j j Y ij j Y ij S Y U * i i ij U i U U U j U i P cos j * i U I i j ij sin ij i ij j jq j j i i i I i i j Y U ij joiden admittanssit Yij saadaan paljon nolla-alkioita sisältävästä, symmetrisestä ns. solmupisteadmittanssi-matriisista Y, missä lävistäjäalkio Yii on solmusta i lähtevien admittanssien summa ja Yij on solmupisteiden i ja j välinen admittanssi negatiivisena. Mikäli pisteiden i ja j välillä ei ole suoraa yhteyttä (johtoa) on Yij=0. j

122 ii Verkon tehonjaon laskenta Newton-Raphson -menetelmällä etenee seuraavasti: 1) Arvataan jännitteiden itseisarvot ja kulmat (esim. Ui=1 ja i=0) 2) Lasketaan solmupisteiden tehot Pi ja Qi edellä olleilla yhtälöillä 3) Verrataan saatuja tehoja todellisiin lähtötietoihin (P, Q) tehoerojen ΔP ja ΔQ laskemiseksi 4) Muodostetaan Jacobin matriisi J arvoilla Ui ja i N N N N N N N N N N N N N N N N U Q U Q U Q U Q Q Q Q Q U P U P U P U P P P P P J ) Ratkaistaan jännitteiden suuruuksien ja kulmien (Ui ja i) korjaukset ΔUi ja Δi laskettujen tehoerojen ΔP ja ΔQ ja Jacobin matriisin J avulla yhtälöstä n n n n Q Q P P U U J 6) Korjataan jännitteitä ja kulmia (Ui ja i) edellä laskettujen korjausten ΔUi ja Δi avulla ja palataan kohtaan 2. Laskentaa jatketaan niin monta iterointikierrosta, kunnes tehoerot ΔP ja ΔQ ovat pienemmät kuin valittu toleranssi

123 LIITE 2 MARGINAALISTEN HÄVIÖKERTOIMIEN (MLC) MÄÄRITTÄMINEN TEHONJAONLASKENNASTA [MUT00] Marginaaliset häviökertoimet pätötehohäviöiden jakamiseksi jakeluverkossa mittaavat muutosta kokonaispätötehohäviöissä (Pkokhäviöt) kuormituksen tai tuotannon marginaalisen pätö- ja loistehon muutoksen seurauksena (kaava 1). i kokhäviöt i P P P MLC _ (pätötehoon liittyvät marginaaliset häviökertoimet) (1) i kokhäviöt i P P P MLC _ (loistehoon liittyvät marginaaliset häviökertoimet) Mikäli generaattori on liitetty verkkoon PU-solmupisteenä (ks. liite 1), niin mitään loistehoon liityviä häviöitä ei sille kohdisteta, eli solmu PU on i Q P def i kokhäviöt 0 (2) Lisäksi lähtöoletuksena on, että vertailupisteessä (ks. liite 1) marginaaliset häviökertoimet ovat nolla, eli vpon vertailupiste Q P P P vp kokhäviöt vp kokhäviöt 0 (3) Tällä oletuksella on luonnollisesti vaikutusta marginaalisten häviökertoimien suuruuteen, mutta jakeluverkossa tällä ei ole juurikaan merkitystä, koska ylemmän jännitetason siirtoverkko voidaan aina olettaa vertailupisteeeksi. Marginaalisten häviökertoimien määrittämiseksi, säteittäisen jakeluverkon kuormitus- ja tuotantopisteille, tarvitaan lähtötiedoksi ainoastaan tarkasteltavan verkon (esim. tunneittain) ratkaistut tehonjaot. N kokhäviöt kokhäviöt N kokhäviöt kokhäviöt N kokhäviöt kokhäviöt N kokhäviöt kokhäviöt N N N N N N N N N N N N N N N N U P U P P P Q P Q P P P P P U Q U Q U Q U Q U P U P U P U P Q Q Q Q P P P P (4) Yhtälö 4 voidaan kirjoittaa lyhyemmin muodossa MLC alku MLC b MLC A (5) Matriisi AMLC on Newton-Raphson -menetelmällä lasketun tehonjaon (ks. liite 1) Jacobin matriisin J transpoosi ja saadaan siis kyseiselle ajanhetkelle lasketusta tehonjaosta. Vektori MLCalku kuvaa

124 marginaalisten häviökertoimien (alku)arvoja ja vektori bmlc kuvaa verkon kokonaispätöhäviöiden herkkyyttä jännitteen kulman ja suuruuden suhteen. Verkon kokonaispätöhäviöt Pkokhäviöt ovat P kokhäviöt 1 2 N N i1 j1 Kaavan 6 avulla saadaan vektorin b alkioiksi G ij U 2 i U 2 j 2 U i U j cos (6) i j P P kokhäviöt i kokhäviöt U i N 2 G U U sin j N ij i j i j i 1,..., N (7) 2 G U U cos i 1,..., N (8) j ij i j i j Koska yhtälöstä 5 saadun vektorin MLCalku sisältämiä marginaalisia häviökertoimia käyttämällä ovat kuormituksille ja tuotantoyksiköille jaetut häviöt yleensä lähes kaksi kertaa todellista suuremmat, tarvitaan häviökertoimien sovituskerroin (reconciliation factor, RF) todellisten marginaalisten häviökertoimien (vektori MLCtod) määrittämiseksi. Sovituskerroin RF voidaan laskea RF kokhäviöt 1 kokhäviöt kokhäviöt P Pi P P Pi Q i Q i N MLC alku P Pi MLCalkuQ Qi i i i1 P kokhäviöt (9) Todellisten marginaalisten häviökertoimien vektori MLCtod saadaan sovituskertoimen RF avulla kaavasta 10. MLC RF (10) tod MLC alku Todelliset marginaaliset häviökertoimet mahdollistavat verkon kokonaispätöhäviöiden kohdistamisen yksittäisille kuormitus- ja tuotantopisteille, siten että N 1 i1 MLC tod Pi P i N 1 i1 MLC tod Qi Q i P kokhäviöt (11) Jos marginaalinen häviökerroin MLC on negatiivinen kuormitukselle, kasvattaa kuormitus verkon kokonaispätöhäviöitä. positiivinen kuormitukselle, vähentää kuormitus verkon kokonaispätötehohäviöitä. negatiivinen tuotantoyksikölle, vähentää tuotantoyksikkö verkon kokonaispätötehohäviöitä. positiivinen tuotantoyksikölle, kasvattaa tuotantoyksikkö verkon kokonaispätötehohäviöitä. ii

125 LIITE 3 LASKELMISSA KÄYTETYN ESIMERKKIVERKON ERI OSIEN SUH- TEELLISARVOT HUOM! Seuraavassa käytetyt solmupisteiden numerot kuvasta 6.1. S 100 MVA U b b20 20 kv 2 U 20 Impedanssin perusarvo 20 kv:n jännitetasossa: b20 kv TAALINTEHTAAN SÄHKÖASEMA Z b20 4 S 100 MVA 110 kv verkko (solmusta 1 solmuun 2): R red20 = 0,165 Ω ja X red20 = 0,463 Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) 0,165 r110 0,04125pu 4 0,463 x110 0,11575pu 4 b Päämuuntaja 110 / 20 kv (solmusta 2 solmuun 3): S n = 16 MVA, P 0 = 16 kw, P k = 83 kw, U k = 10,34 %, Rk = 0,13 Ω, Xk = 2,58 Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) (Fortumilta saadut Rk = 0,14 Ω ja Xk =2,85 Ω) 1-LÄHTÖ (KASNÄS) R r x k Pk S n Rk U 100% S %, X k Z k Rk 2 20 n X k U 100% S 2 20 n Z Z b20 b20 0,13 2,58 4 0,03242 pu 4 0,645 pu 2 Solmusta 6 solmuun 7 ja solmusta 7 solmuun 18: Johtimet: 9,04 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) 35,13 km WHXY25 (R=0,790 Ω/km, X=0,163 Ω/km, B=43, μs/km) ( B 2 f C ) R l20 0,793 / km 9,04km 0,790 / km35,13km r 2 4, Z 4 x b b20 X l Z b20 B l Z 0, pu 0,141 / km 9,04km 0,163 / km35,13km b , pu , S / km 9,04km 43, S / km 35,13km pu 4 2 Solmusta 6 solmuun 19 ja solmusta 19 solmuun 8: Johtimet: 3,01 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,98 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 6 solmuun 16 ja solmusta 16 solmuun 12: Johtimet: 3,39 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 1,48 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu

126 Tuulivoimaloiden liittymisjohto (solmusta 8 solmuun 9): Johdin: 2,1 km PAS95 (R=0,392 Ω/km, X=0,292 Ω/km, B=4,08407 μs/km) r 0,2058 pu, x 0,1533 pu, b 0, pu Solmusta 5 solmuun 22 ja solmusta 22 solmuun 6: Johtimet: 3,22 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,79 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) 0,31 km AXW95 (R=0,320 Ω/km, X=0,128 Ω/km, B=69, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 20 solmuun 21 ja solmusta 21 solmuun 5: Johtimet: 4,57 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,31 km WHPL35 (R=0,575 Ω/km, X=0,132 Ω/km, B=69, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 3 solmuun 4 ja solmusta 4 solmuun 20: Johtimet: 3,70 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 2,38 km PAS70 (R=0,533 Ω/km, X=0,302 Ω/km, B=3, μs/km) 0,45 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B=72, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu 2-LÄHTÖ (BYHOLMEN) Solmusta 3 solmuun 23 ja solmusta 23 solmuun 10: Johtimet: 1,03 km WHPL35 (R=0,575 Ω/km, X=0,132 Ω/km, B=69, μs/km) 0,35 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) 0,30 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B=72, μs/km) 5,38 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,48 km SA (R=0,737 Ω/km, X=0,365 Ω/km, B=3, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 10 solmuun 11 ja solmusta 11 solmuun 24: Johtimet: 1,24 km WHPL35 (R=0,575 Ω/km, X=0,132 Ω/km, B=69, μs/km) 2,95 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) 4,03 km WAXW35 (R=0,947 Ω/km, X=0,147 Ω/km, B=47, μs/km) 2,60 km WAXW25 (R=1,540 Ω/km, X=0,154 Ω/km, B=43, μs/km) 2,50 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 1,70 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2, μs/km) 3,30 km PAS70 (R=0,533 Ω/km, X=0,302 Ω/km, B=3, μs/km) r 1,95402 pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 10 solmuun 25 ja solmusta 25 solmuun 12: Johtimet: 6,88 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,64 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) r 0,56052 pu, x 0,32776 pu, b 0, pu ii

127 Solmusta 12 solmuun 26 ja solmusta 26 solmuun 13: Johtimet: 3,33 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,89 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) 0,32 km WAXLJ95 (R=0,346 Ω/km, X=0,110 Ω/km, B=65, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 13 solmuun 14 ja solmusta 14 solmuun 27: Johtimet: 0,99 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) 4,24 km WAXLJ25 (R=1,297 Ω/km, X=0,157 Ω/km, B=43, μs/km) 0,80 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 2,80 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2, μs/km) r 1, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 13 solmuun 28 ja solmusta 28 solmuun 15: Johtimet: 6,01 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu 3-LÄHTÖ (DALSBRUK) Solmusta 3 solmuun 29: Johdin: 0,43 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B= 72, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 29 solmuun 30: Johdin: 0,44 km AXW120 (R=0,277 Ω/km, X=0,129 Ω/km, B= 72, μs/km) r 0,03047 pu, x 0,01419pu, b 0, pu Solmusta 30 solmuun 31: Johdin: 0,56 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B= 72, μs/km) r 0,03878pu, x 0,01694pu, b 0, pu Solmusta 31 solmuun 32: Johdin: 0,31 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B=72, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 32 solmuun 33: Johdin: 0,51 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B= 72, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 33 solmuun 34: Johdin: 0,46 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B= 72, μs/km) r 0,031855pu, x 0,013915pu, b 0, pu iii

128 4-LÄHTÖ (DAL) Solmusta 3 solmuun 35 ja solmusta 35 solmuun 36: Johtimet: 0,41 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B= 72, μs/km) 0,48 km PAS70 (R=0,533 Ω/km, X=0,302 Ω/km, B=3, μs/km) 0,42 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 36 solmuun 37 ja solmusta 37 solmuun 38: Johtimet: 1,27 km SA70 (R=0,428 Ω/km, X=0,14 Ω/km, B=65, μs/km) 1,37 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) r 0, pu, x 0,085245pu, b 0, pu Solmusta 38 solmuun 39 ja solmusta 39 solmuun 40: Johtimet: 3,07 km SA70 (R=0,428 Ω/km, X=0,14 Ω/km, B=65, μs/km) r 0,164245pu, x 0,053725pu, b 0, pu Solmusta 40 solmuun 41 ja solmusta 41 solmuun 42: Johtimet: 6,06 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) r 0,437835pu, x 0,27876pu, b 0, pu 5-LÄHTÖ (DRAGSFJÄRD) Solmusta 3 solmuun 43: Johtimet: 0,41 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B= 72, μs/km) 0,54 km PAS70 (R=0,533 Ω/km, X=0,302 Ω/km, B=3, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 43 solmuun 44 ja solmusta 44 solmuun 45: Johtimet: 0,51 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) r 0, pu, x 0,02346pu, b 0, pu Solmusta 45 solmuun 46 ja solmusta 46 solmuun 47: Johtimet: 4,45 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,29 km PI (R=0,364 Ω/km, X=0,354 Ω/km, B=3, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 47 solmuun 48 ja solmusta 48 solmuun 49: Johtimet: 2,16 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2, μs/km) r 0,24705pu, x 0,10341pu, b 0, pu Solmusta 47 solmuun 50 ja solmusta 50 solmuun 51: Johtimet: 4,02 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,85 km PI (R=0,364 Ω/km, X=0,354 Ω/km, B=3, μs/km) r 0,32912pu, x 0, pu, b 0, pu iv

129 Solmusta 45 solmuun 52 ja solmusta 52 solmuun 53: Johtimet: 4,55 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 1,85 km PAS70 (R=0,533 Ω/km, X=0,302 Ω/km, B=3, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 53 solmuun 54 ja solmusta 54 solmuun 55: Johtimet: 2,54 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 0,82 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62, μs/km) 5,86 km AXW35 (R=0,868 Ω/km, X=0,148 Ω/km, B=47, μs/km) 4,88 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2, μs/km) r 1, pu, x 0, pu, b 0, pu Solmusta 53 solmuun 56 ja solmusta 56 solmuun 57: Johtimet: 1,76 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) r 0,12716pu, x 0,08096pu, b 0, pu Solmusta 57 solmuun 58 ja solmusta 58 solmuun 59: Johtimet: 2,00 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 μs/km) 1,50 km AXW35 (R=0,868 Ω/km, X=0,148 Ω/km, B=47, μs/km) 3,50 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2, μs/km) r 0, pu, x 0, pu, b 0, pu v

130 LIITE 4 LASKELMISSA KÄYTETYN ESIMERKKIVERKON KUORMITUSPIS- TEIDEN ASIAKASTIEDOT JA OPERAN TYYPPIKUORMITUSKÄYRÄT 1-LÄHTÖ, KASNÄS Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 7 Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja 300 l OKT, käyttövesivaraaja < 300 l OKT, ei sl, ei sähkökiuasta OKT, ei sl, sähkökiuas Yleis- ja muu hallinto RKT, ei sl, sähkökiuas Ravintola- ja kahvilatoiminta Maatalous, viljanviljely, asuminen + sl Muu vähittäiskauppa Tievalot Virkistys- ja kulttuuri Yhteensä 110 Yhteensä kwh 19 OKT, käyttövesivaraaja 300 l Loma-asuntoalue, muuntopiiri Ravintola- ja kahvilatoiminta OKT, käyttövesivaraaja < 300 l Hotelli- ja majoitustoiminta Tievalot Opetus- ja koulutustoimi OKT, ei sl, ei sähkökiuasta Virkistys ja kulttuuri RKT, ei sl, sähkökiuas OKT, osittain varaava, pitkät sulkuajat Yleis- ja muu hallinto Yhteensä 82 Yhteensä kwh 16 Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja 300 l OKT, käyttövesivaraaja < 300 l Maito- ja karjatalous, yhdistetty OKT, ei sl, ei sähkökiuasta OKT, ei sl, sähkökiuas RKT, ei sl, sähkökiuas OKT, osittain varaava, pitkät sulkuajat Ravintola- ja kahvilatoiminta Virkistys ja kulttuuri Yleis- ja muu hallinto Yhteensä 90 Yhteensä kwh 22 Kalajalostamo Virkistys ja kulttuuri vuoroteollisuus, kemiallinen Ravintola- ja kahvilatoiminta Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja < 300 l Maito- ja karjatalous, yhdistetty OKT, käyttövesivaraaja 300 l Yleis- ja muu hallinto OKT, ei sl, sähkökiuas RKT, ei sl, sähkökiuas OKT, ei sl, ei sähkökiuasta Yhteensä 45 Yhteensä kwh

131 Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 21 Sikala, asuminen + sl Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja 300 l OKT, käyttövesivaraaja < 300 l OKT, ei sl, sähkökiuas RKT, ei sl, sähkökiuas Yleis- ja muu hallinto Ravintola- ja kahvilatoiminta OKT, ei sl, ei sähkökiuasta Yhteensä 108 Yhteensä kwh 4 OKT, käyttövesivaraaja 300 l Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja < 300 l OKT, ei sl, ei sähkökiuasta Muu vähittäiskauppa OKT, ei sl, sähkökiuas RT, huonekohtainen sähkölämmitys OKT, osittain varaava, pitkät sulkuajat vuoroteollisuus, kemiallinen Ravintola- ja kahvilatoiminta RKT, ei sl, sähkökiuas Tievalot Yleis- ja muu hallinto RKT, ei sl, ei sähkökiuasta Yhteensä 149 Yhteensä LÄHTÖ, BYHOLMEN Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 23 Loma-asuntoalue, muuntopiiri Yhdyskuntahuolto, vesihuolto OKT, käyttövesivaraaja < 300 l OKT, käyttövesivaraaja 300 l OKT, ei sl, ei sähkökiuasta OKT, ei sl, sähkökiuas Hotelli- ja majoitustoiminta RKT, ei sl, sähkökiuas Ravintola- ja kahvilatoiminta Tievalot Yleis- ja muu hallinto Muu vähittäiskauppa Automyynti- ja huoltamotoiminta Yhteensä 176 Yhteensä kwh 11 Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja 300 l OKT, käyttövesivaraaja < 300 l OKT, osittain varaava, pitkät sulkuajat RKT, ei sl, sähkökiuas OKT, ei sl, ei sähkökiuasta OKT, ei sl, sähkökiuas Yleis- ja muu hallinto Ravintola- ja kahvilatoiminta Virkistys ja kulttuuri Yhteensä 203 Yhteensä kwh ii

132 Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 25 Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja 300 l OKT, käyttövesivaraaja < 300 l Maatalous, viljanviljely, asuminen +sl RKT, ei sl, sähkökiuas Ravintola- ja kahvilatoiminta Yhteensä 55 Yhteensä kwh 26 Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, osittain varaava, pitkät sulkuajat RKT, ei sl, sähkökiuas Yhteensä 16 Yhteensä kwh 14 Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja < 300 l OKT, käyttövesivaraaja 300 l Maito- ja karjatalous, yhdistetty Ravintola- ja kahvilatoiminta Tavaratalot ja marketit Yleis- ja muu hallinto vuoroteollisuus, kemiallinen Virkistys ja kulttuuri OKT, ei sl, ei sähkökiuasta Opetus- ja koulutustoimi OKT, ei sl, sähkökiuas OKT, osittain varaava, pitkät sulkuajat Tievalot RKT, ei sl, sähkökiuas Muu vähittäiskauppa vuoroteollisuus, metalli Yhteensä 156 Yhteensä kwh 28 OKT, käyttövesivaraaja 300 l Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja < 300 l Ravintola- ja kahvilatoiminta OKT, ei sl, ei sähkökiuasta OKT, ei sl, sähkökiuas Tavaratalot ja marketit Maito- ja karjatalous, yhdistetty vuoroteollisuus, kemiallinen Tievalot RKT, ei sl, sähkökiuas Hotelli- ja majoitustoiminta Maatalous, viljanviljely, asuminen +sl vuoroteollisuus, metalli Yleis- ja muu hallinto Opetus- ja koulutustoimi Virkistys ja kulttuuri Muu vähittäiskauppa Yhteensä 211 Yhteensä kwh 17 Yleis- ja muu hallinto Loma-asuntoalue, muuntopiiri OKT, käyttövesivaraaja 300 l OKT, ei sl, sähkökiuas OKT, osittain varaava, pitkät sulkuajat OKT, käyttövesivaraaja < 300 l RKT, ei sl, sähkökiuas OKT, ei sl, ei sähkökiuasta Yhteensä 39 Yhteensä kwh iii

133 3-LÄHTÖ, DALSBRUK Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 29 Terveydenhoito- ja sosiaalipalvelut Rivitaloasunnot Virkistys-,kulttuuri- ja urheilutoiminta Pientaloasunnot Tievalaistus Jätehuolto Majoitustoiminta Vapaa-ajan asunnot Kerrostaloasunnot Koulutus Yhteensä 45 Yhteensä kwh 30 Rivitaloasunnot Koulutus Vesihuolto Pientaloasunnot Ravitsemustoiminta Virkistys-,kulttuuri- ja urheilutoiminta Järjestö- ja uskonnollinen toiminta Tievalaistus Jätehuolto Yhteensä 29 Yhteensä kwh 31 Vähittäiskauppa ja pientavarahuolto Palvelut liike-elämälle ja muut palvelut Kerrostaloasunnot Kerrostaloyhtiöt Virkistys-,kulttuuri- ja urheilutoiminta Pientaloasunnot Rivitaloasunnot Vesihuolto Rivitaloyhtiöt Vapaa-ajan asunnot Julkinen hallinto ja järjestyksen pito Pientaloyhtiöt Posti- ja teleliikenne Yhteensä 150 Yhteensä kwh 32 Ravitsemustoiminta Vähittäiskauppa ja pientavarahuolto Julkinen hallinto ja järjestyksen pito Rahoitus- ja vakuustoiminta Palvelut liike-elämälle ja muut palvelut Metalliteollisuus Pientaloasunnot Tievalaistus Rivitaloasunnot Posti- ja teleliikenne Rivitaloyhtiöt Kerrostaloasunnot Majoitustoiminta Virkistys-,kulttuuri- ja urheilutoiminta Muu kuljetus Jätehuolto Yhteensä 87 Yhteensä kwh iv

134 Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 33 Pientaloasunnot Rivitaloasunnot Kerrostaloasunnot Kerrostaloyhtiöt Rivitaloyhtiöt Lämpöhuolto Vapaa-ajan asunnot Posti- ja teleliikenne Yhteensä 145 Yhteensä Kerrostaloasunnot Pientaloasunnot Kerrostaloyhtiöt Tievalaistus Vapaa-ajan asunnot Rivitaloasunnot Vesihuolto Yhteensä 181 Yhteensä kwh 4-LÄHTÖ, DAL Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 35 Pientaloasunnot Virkistys-,kulttuuri- ja urheilutoiminta Rivitaloasunnot Tievalaistus Koulutus Majoitustoiminta Moottoriajoneuv. myynti ja huoltamotoim Kerrostaloasunnot Vesihuolto Palvelut liike-elämälle ja muut palvelut Muu kuljetus Rivitaloyhtiöt Posti- ja teleliikenne Yhteensä 130 Yhteensä kwh 37 Pientaloasunnot Peltoviljely Virkistys-,kulttuuri- ja urheilutoiminta Jätehuolto Maataloutta palveleva toiminta Muu teollisuus Yhteensä 11 Yhteensä kwh 39 Vapaa-ajan asunnot Pientaloasunnot Metalliteollisuus Yhteensä 49 Yhteensä kwh 41 Vapaa-ajan asunnot Peltoviljely Pientaloasunnot Lypsykarjatalous Palvelut liike-elämälle ja muut palvelut Yhteensä 51 Yhteensä kwh v

135 5-LÄHTÖ, DRAGSFJÄRD Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 44 Pientaloasunnot Kerrostaloasunnot Kerrostaloyhtiöt Tievalaistus Vesihuolto Rivitaloasunnot Erillismitatut kerrostaloasunnot Posti- ja teleliikenne Yhteensä 167 Yhteensä kwh 46 Pientaloasunnot Vesihuolto Vapaa-ajan asunnot Tievalaistus Posti- ja teleliikenne Rivitaloasunnot Sähköhuolto Muu kuljetus Yhteensä 119 Yhteensä kwh 48 Pientaloasunnot Ravitsemustoiminta Vapaa-ajan asunnot Lypsykarjatalous Peltoviljely Vesihuolto Jätehuolto Sekatilatalous Yhteensä 44 Yhteeensä kwh 50 Terveydenhoito- ja sosiaalipalvelut Pientaloasunnot Peltoviljely Vapaa-ajan asunnot Vesihuolto Muu teollisuus Palvelut liike-elämälle ja muut palvelut Posti- ja teleliikenne Rivitaloasunnot Tievalaistus Muu kuljetus Puutavarateollisuus Yhteensä 43 Yhteensä kwh 52 Pientaloasunnot Vapaa-ajan asunnot Puutarhatalous Kasvihuoneet Peltoviljely Puutavarateollisuus Virkistys-,kulttuuri- ja urheilutoiminta Yhteensä 134 Yhteensä kwh 54 Vapaa-ajan asunnot Pientaloasunnot Peltoviljely Muu kuljetus Posti- ja teleliikenne Yhteensä 56 Yhteeensä kwh vi

136 Kuormitussolmun nro (ks. kuva 6.1) Asiakasryhmän nimi Asiakkaiden lkm (kpl) Asiakasryhmän kaikkien asiakkaiden yhteinen vuosienergia (kwh) Operassa käytetty tyyppikuormituskäyrä 56 Pientaloasunnot Peltoviljely Kasvihuoneet Vapaa-ajan asunnot Yhteensä 30 Yhteensä kwh 58 Vapaa-ajan asunnot Pientaloasunnot Majoitustoiminta Peltoviljely Sikojen hoito Tekstiili- ja vaateteollisuus Posti- ja teleliikenne Sekatilatalous Muu kuljetus Kasvihuoneet Yhteensä 210 Yhteensä kwh Operassa/Integrassa käytössä olleet asiakkaiden tyyppikuormituskäyrät 1 Asuminen 2 Asuminen + suora sl 3 Asuminen + os. varaava sl 4 Asuminen + varaava sl 5 Ok-talo, ei sl, sk 6 Ok-talo, ei sl, ei sk 7 Rivi/kerrostaloas, ei sl, sk 8 Rivi/kerrostaloas, ei sl, ei sk 9 Maatalous + asuminen 10 Maatalous + asuminen + sl 11 Kasvituotanto + asuminen 12 Kasvituotanto + sk 13 Lypsykarjatalous 14 Lypsykarjatalous + sk 15 Lypsykarjatalous + sk + sl 16 Lihantuotanto (sika / siipikarja) 17 Julkinen palvelu 18 Yksityinen palvelu 19 1-vuoroteollisuus 20 2-vuoroteollisuus 21 3-vuoroteollisuus 22 Katuvalot (kello) 23 Katuvalot (hämäräkytkin) 24 Kesäsähkö 25 Marketit 26 Hotellit / ravintolat 27 Koulut 28 Kerrostalokiinteistöt, ei as 29 Sairaala 30 Lämpö- / jätevesilaitos 31 Yleisradio 32 Inka 33 Jita 34 Kiilto 35 Inhan tehtaat 36 GWS 37 Urheilu & kulttuuri vii

137 LIITE 5 ESIMERKKIVERKON KUORMITUSTEN YHTEENLASKETUT KUOR- MITUSENERGIAT JA KUORMITUSPROFIILIT SEKÄ KUORMITUSTEN PYSYVYYSKÄYRÄT LÄHDÖITTÄIN JOHTOLÄHTÖJEN KUORMITUSTIETOJA (varmuuskerroin = 0 eli 50 % ylittymistod.) VUOSIENERGIAT 1-lähdön kuormitusenergia (MWh) : lähdön kuormitusenergia (MVarh) : lähdön kuormitusenergia (MWh) : lähdön kuormitusenergia (MVarh) : lähdön kuormitusenergia (MWh) : lähdön kuormitusenergia (MVarh) : lähdön kuormitusenergia (MWh) : lähdön kuormitusenergia (MVarh) : lähdön kuormitusenergia (MWh) : lähdön kuormitusenergia (MVarh) : 1966 Kuormitusenergia yhteensä (kaikki lähdöt) (pätö, MWh) : Kuormitusenergia yhteensä (kaikki lähdöt) (lois, MVarh) : 8481 LÄHTÖJEN MINIMI- JA MAKSIMIKUORMITUSTUNNIT SEKÄ NÄIDEN TUNTIEN KUORMITUSTEN SUURUUDET 1-lähdöllä minimikuormitus (P=353 kw) tunnilla : lähdöllä maksimikuormitus (P=1274 kw) tunnilla : lähdöllä minimikuormitus (P=215 kw) tunnilla : lähdöllä maksimikuormitus (P=1436 kw) tunnilla : lähdöllä minimikuormitus (P=250 kw) tunnilla : lähdöllä maksimikuormitus (P=1752 kw) tunnilla : lähdöllä minimikuormitus (P=63 kw) tunnilla : lähdöllä maksimikuormitus (P=694 kw) tunnilla : lähdöllä minimikuormitus (P=261 kw) tunnilla : lähdöllä maksimikuormitus (P=1944 kw) tunnilla : 7145 Lähtöjen yhteenlaskettu minimikuormitus (P=1220 kw) tunnilla : 3170 Lähtöjen yhteenlaskettu maksimikuormitus (P=6517 kw) tunnilla : 7145

138 ii

139 iii

140 LIITE 6 SIMULOINTIEN LÄHTÖTIETOJA JA OLETETUT PAIKALLISET SÄÄOLOSUHTEET SEKÄ SIMULOINNEISSA KÄYTETTYJEN TUOTANTO- YKSIKÖIDEN TUOTANTOKÄYRIEN MUODOSTAMISEEN TARVITUT LÄHTÖTIEDOT, TUOTANTOKÄYRÄT JA VUOSITUOTANNOT SIMULOINTIEN LÄHTÖTIETOJA Kuormitusten tilastollinen varmuuskerroin : 0 Kuormitusten tehokerroin cos(phi) : 0.95 Suurin sallittu jännite KJ-verkossa (kv) : 21 Pienin sallittu jännite KJ-verkossa (kv) : 19 Simuloinnin aloitustunti : 1 Simuloinnin lopetustunti : 8760 Kantaverkon markkinapaikkamaksu ( /MWh) : 1.3 Kantaverkon käyttömaksu / kantaverkosta otto, talviarkipäivä ( ) klo 7-22 ( /MWh) : 3.75 Kantaverkon käyttömaksu / kantaverkosta otto, muu aika ( /MWh) : 0.75 Kantaverkon käyttömaksu / kantaverkkoon anto ( /MWh) : 0.24 SIMULOINTIEN TUULIOLOSUHTEET Kaikkien kuukausien tuulennopeuksien Weibull-jakauman muotokertoimena kw käytettiin 2. Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo tammikuussa (m/s) : 7.94 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo tammikuussa (m/s) : 7.9 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo helmikuussa (m/s) : 6.80 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo helmikuussa (m/s) : 6.8 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo maaliskuussa (m/s) : 6.55 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo maaliskuussa (m/s) : 6.5 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo huhtikuussa (m/s) : 6.12 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo huhtikuussa (m/s) : 6.1 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo toukokuussa (m/s) : 5.57 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo toukokuussa (m/s) : 5.5 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo kesäkuussa (m/s) : 5.48 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo kesäkuussa (m/s) : 5.5 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo heinäkuussa (m/s) : 5.68 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo heinäkuussa (m/s) : 5.6 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo elokuussa (m/s) : 5.81 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo elokuussa (m/s) : 5.8 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo syyskuussa (m/s) : Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo syyskuussa (m/s) : 6.8 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo lokakuussa (m/s) : 7.79 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo lokakuussa (m/s) : 7.7 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo marraskuussa (m/s) : 7.61 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo marraskuussa (m/s) : 7.6 Simuloidun tuulennopeuden keskiarvo joulukuussa (m/s) : 8.27 Alkuperäisen Weibull-jakauman tuulennopeuden keskiarvo joulukuussa (m/s) : 8.3

141 SIMULOINTIEN LÄMPÖTILAT Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo tammikuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila tammikuussa (Celsius-astetta) : -4.5 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo helmikuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila helmikuussa (Celsius-astetta) : -5.5 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo maaliskuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila maaliskuussa (Celsius-astetta) : -2 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo huhtikuussa (Celsius-astetta) : 3.05 Alkuperäinen keskilämpötila huhtikuussa (Celsius-astetta) : 3 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo toukokuussa (Celsius-astetta) : 9.53 Alkuperäinen keskilämpötila toukokuussa (Celsius-astetta) : 9.5 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo kesäkuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila kesäkuussa (Celsius-astetta) : 14.5 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo heinäkuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila heinäkuussa (Celsius-astetta) : 16.5 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo elokuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila elokuussa (Celsius-astetta) : 15.5 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo syyskuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila syyskuussa (Celsius-astetta) : 10.5 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo lokakuussa (Celsius-astetta) : 5.95 Alkuperäinen keskilämpötila lokakuussa (Celsius-astetta) : 6 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo marraskuussa (Celsius-astetta) : 1.05 Alkuperäinen keskilämpötila marraskuussa (Celsius-astetta) : 1 Simuloitujen lämpötilojen keskiarvo joulukuussa (Celsius-astetta) : Alkuperäinen keskilämpötila joulukuussa (Celsius-astetta) : -3 ii

142 SIMULOINTIEN LÄMMITYSTARVELUVUT Lämmitystarveluku / Astepäiväluku (koko vuosi) : 4144 Lämmitystarveluvut kuukausittain Lämmitystarveluku tammikuussa : Lämmitystarveluku helmikuussa : Lämmitystarveluku maaliskuussa : Lämmitystarveluku huhtikuussa : Lämmitystarveluku toukokuussa : Lämmitystarveluku kesäkuussa : 7.5 Lämmitystarveluku heinäkuussa : 14.3 Lämmitystarveluku elokuussa : 25.2 Lämmitystarveluku syyskuussa : Lämmitystarveluku lokakuussa : Lämmitystarveluku marraskuussa : Lämmitystarveluku joulukuussa : vertailupaikkakunnan keskimääräiset lämmitystarveluvut vuosilta [Ilm04b] iii

143 SIMULOINNEISSA KÄYTETYN MUUTTUVANOPEUKSISEN TUULIVOIMALAN TIETOJA Tuulivoimalan käynnistymistuulennopeus (cut-in speed) (m/s) : 3 Tuulivoimalan pysäytystuulennopeus (cut-out speed) (m/s) : 25 Tuulivoimalan nimellistehotuulennopeus (m/s) : 11 Tuulivoimalan nimellisteho (kw) : 3000 Tuulivoimalan tehokertoimen pienin mahdollinen arvo cos(phi) (ind) : 0.92 Tuulivoimalan tehokertoimen suurin mahdollinen arvo cos(phi) (kap) : 0.92 cos(φ)=0,92 ind Vuosituotanto, mikäli koko tuotanto voidaan syöttää verkkoon (MWh) : 9175 Tuotannon huipunkäyttöaika (h) : 3058 Tuotannon kapasiteettikerroin (eli 3058h/8760h) : Loistehon kulutus vuodessa (kun tehokerroin cos(φ)=0,92ind) (MVArh) : 3909 iv

144 Tuotanto Kuukausi (tunnit) (MWh) Tammikuu (1-744) 1103 Helmikuu ( ) 738 Maaliskuu ( ) 757 Huhtikuu ( ) 610 Toukokuu ( ) 506 Kesäkuu ( ) 466 Heinäkuu ( ) 538 Elokuu ( ) 464 Syyskuu ( ) 795 Lokakuu ( ) 1041 Marraskuu ( ) 998 Joulukuu ( ) Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tuotanto kuukausittain Tuotanto (MWh) Kuukausi v

145 SIMULOINNEISSA KÄYTETYN VAKIONOPEUKSISEN TUULIVOIMALAN TIETOJA Tuulivoimalan käynnistymistuulennopeus (cut-in speed) (m/s) : 3 Tuulivoimalan pysäytystuulennopeus (cut-out speed) (m/s) : 25 Tuulivoimalan nimellistehotuulennopeus (m/s) : 17 Tuulivoimalan nimellisteho (kw) : 3000 Vuosituotanto, mikäli koko tuotanto voidaan syöttää verkkoon (MWh) : 7606 Tuotannon huipunkäyttöaika (h) : 2535 Tuotannon kapasiteettikerroin (eli 2535h/8760h) : Loistehon kulutus vuodessa (kompensointikondensaattori huomioiden) (MVArh) : 1384 vi

146 Tuotanto Kuukausi (tunnit) (MWh) Tammikuu (1-744) 934 Helmikuu ( ) 612 Maaliskuu ( ) 607 Huhtikuu ( ) 483 Toukokuu ( ) 394 Kesäkuu ( ) 360 Heinäkuu ( ) 422 Elokuu ( ) 457 Syyskuu ( ) 650 Lokakuu ( ) 868 Marraskuu ( ) 820 Joulukuu ( ) Vakionopeuksisen tuulivoimalan tuotanto kuukausittain 1000 Tuotanto (MWh) Kuukausi Vakionopeuksinen Muuttuvanopeuksinen vii

147 SIMULOINNEISSA KÄYTETYN CHP-VOIMALAN (KAUKOLÄMPÖ) TIETOJA Voimalan nimellislämpöteho prosentteina huippulämmöntarpeesta : 65 Kuinka monta prosenttia vuosittaisesta lämmönkulutuksesta on ulkolämpötilasta riippuvaa : 70 Aikavälin/Kesäkauden ensimmäinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta : 152 Aikavälin/Kesäkauden viimeinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta : 243 Voimalan rakennusaste (sähköteho/lämpöteho) : 0.7 Voimalan nimellispätöteho (kw) : 1025 Voimalan nimellislämpöteho (kw) : 1465 Voimalan tehokertoimen pienin mahdollinen arvo cos(phi) (ind) : 0.85 Voimalan tehokertoimen nykyinen (vakio)arvo cos(phi), jos ei jännitteensäätöä : 1 Ulkolämpötilasta riippuva lämmöntarve (CHP_kaukolämpö) (MWh) : 5390 Ulkolämpötilasta riippumaton lämmöntarve (CHP_kaukolämpö) (MWh) : 2310 Lämmöntarve yhteensä (MWh)(CHP_kaukolämpö) : 7700 viii

148 Vuosituotanto, mikäli koko tuotanto voidaan syöttää verkkoon (MWh) : 4787 Tuotannon huipunkäyttöaika (h) : 4669 Tuotannon kapasiteettikerroin (eli 4669h/8760h) : ix

149 SIMULOINNEISSA KÄYTETYN CHP-VOIMALAN (KAUKOLÄMPÖ+LÄMPÖVARASTO) TIETOJA Voimalan nimellislämpöteho prosentteina huippulämmöntarpeesta : 65.1 Kuinka monta prosenttia vuosittaisesta lämmönkulutuksesta on ulkolämpötilasta riippuvaa : 70 Aikavälin/Kesäkauden ensimmäinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta : 152 Aikavälin/Kesäkauden viimeinen vuorokausi, kun ulkolämpötilasta riippuvaa tuotantoa ei huomioida ja CHP-voimala on irti verkosta : 243 Voimalan rakennusaste (sähköteho/lämpöteho) : 0.7 Voimalan nimellispätöteho (kw) : 1600 Voimalan nimellislämpöteho (kw) : 2286 Voimalan tehokertoimen pienin mahdollinen arvo cos(phi) (ind) : 0.9 Voimalan tehokertoimen nykyinen (vakio)arvo cos(phi), jos ei jännitteensäätöä : 1 Lämpövaraston hyötysuhde : 0.9 Tarvittava lämpövaraston kapasiteetti (MWh) : 19.2 Ulkolämpötilasta riippuva lämmöntarve (CHP_kaukolämpö_lämpövarasto) (MWh) : 8400 Ulkolämpötilasta riippumaton lämmöntarve (CHP_kaukolämpö_lämpövarasto) (MWh) : 3600 Lämmöntarve yhteensä (MWh)(CHP_kaukolämpö_lämpövarasto) : x

150 Vuosituotanto, mikäli koko tuotanto voidaan syöttää verkkoon (MWh) : Tuotannon huipunkäyttöaika (h) : 6552 Tuotannon kapasiteettikerroin (eli 6552h/8760h) : xi

151 SIMULOINNEISSA KÄYTETYN CHP-VOIMALAN (KALAJALOSTAMO) TIETOJA (Kalajalostamon CHP-voimala tuottaa sähköä (+ siinä ohessa lämpöä/höyryä) kalajalostamon sähkönkulutuksen perusteella eli tuotanto seuraa kuormitusta kapasiteettinsa rajoissa) Voimalan nimellispätöteho (kw) : 600 Kalajalostamon jakeluverkosta ottama teho ilman CHP-voimalaa (MWh) : 3096 Kalajalostamon jakeluverkosta ottama teho CHP-voimala huomioiden (MWh) : 49 Voimalan tehokertoimen pienin mahdollinen arvo cos(phi) (ind) : 0.85 Voimalan tehokertoimen vakioarvo cos(phi), jos ei jännitteensäätöä : 1 Vuosituotanto, mikäli koko tuotanto voidaan syöttää verkkoon (MWh) : 3047 Tuotannon huipunkäyttöaika (h) : 5079 Tuotannon kapasiteettikerroin (eli 5079h/8760h) : 0.58 xii

152 LIITE 7 SOVITUSKERTOIMEN RAJOITTAMINEN TIETYILLÄ TUNNEILLA MARGINAALISTEN HÄVIÖKERTOIMIEN (MLC) MÄÄRITYKSEEN PERUS- TUVIEN KUORMITUS- JA TUOTANTOPISTEIDEN HÄVIÖOSUUKSIEN VIRHEIDEN VÄHENTÄMISEKSI Seuraavassa on havainnollistettu sovituskertoimen RF rajoittamisen vaikutusta saatuihin kuormitus- ja tuotantopisteiden häviövaikutuksiin, kun verkkoon on liitetty muuttuvanopeuksinen tuulivoimala (cos()=0.92ind) solmuun 9 (ks. kuva 6.1) ja samalla johtolähdöllä solmussa 22 on kalajalostamolla sen sähkönkulutusta nimellistehoonsa saakka seuraava CHP-voimala. Säätötapana on keskijänniteverkon koordinoitu säätö. Kuten kuvasta A voidaan nähdä poikkeaa mm. tuotantosolmujen marginaalinen häviökerroin muutamilla tunneilla todella merkittävästi muiden tuntien arvoista. Kuvasta B taas nähdään marginaaliset häviökertoimet samoille solmupisteille sen jälkeen kuin sovituskertoimen RF maksimisuuruudeksi asetettiin 1. Kuva A. Tuotannon marginaalisten häviökertoimien suuret poikkeamat muutamilla tunneilla ennen sovituskertoimen RF rajoittamista kyseisillä tunneilla Kuva B. Tuotannon marginaaliset häviökertoimet, kun sovituskertoimen RF suuruus rajoitettiin alle tai yhtäkuin yhteen