Sami Repo Sähkötekniikan perusteet K Tampere: Tampereen teknillinen yliopisto, 2009,? s. Opetusmoniste / Tampereen teknillinen yliopisto, Sähköenergiatekniikka
Alkusanat i ALKUSANAT Opetusmonisteen teksti ja kuvat perustuvat seuraavien kirjoihin (pääosin kirjaan 1): 1. L. Aura ja A. Tonteri, Teoreettinen sähkötekniikka 2. VTT Energia, Energia Suomessa: Tekniikka, talous ja ympäristövaikutukset 3. Sähkö ja kaukolämpö 1999 (www.energia.fi) Tampereella 1.9.2009 Sami Repo
Sisällysluettelo ii SISÄLLYSLUETTELO ALKUSANAT... I SISÄLLYSLUETTELO... II 1. SUOMEN SÄHKÖJÄRJESTELMÄ... 1 1.1 Sähkön kulutus ja tuotanto... 1 Sähkön kulutus... 1 Sähkön tuotannon energialähteet... 2 Tuotantokapasiteetti... 4 Sähköntuotannon säätötarve... 6 Sähköntuotannon ympäristövaikutukset... 8 1.2 Sähkön tuotantotavat... 8 Höyryvoimalaitos... 8 Höyrykattila... 13 Lauhdevoima... 13 Yhdistetty sähkön ja lämmön tuotanto... 15 Vesivoimalaitos... 17 Tuulivoima... 20 Polttokenno... 21 Aurinkoenergia... 22 Biopolttoaineet... 23 1.3 Sähköverkot... 23 Sähkönsiirto... 25 Sähkönjakelu... 27 Sähköasemat... 27 Sähkönjakelun keskeytykset... 28 Sähkön laatu... 28 1.4 Sähkömarkkinat... 28 Hinnan muodostuminen... 29 Sähkön hinnan kehitys... 30 1.5... 34 Kysynnänhallinta ja sähköenergian varastointi... 34
Suomen sähköjärjestelmä 1 1. SUOMEN SÄHKÖJÄRJESTELMÄ 1.1 Sähkön kulutus ja tuotanto Sähkönkulutus Suomessa käytetään sähköä noin 17000 kwh/asukas, mikä selittyy teollisuutemme rakenteella, pohjoisella sijainnillamme ja korkealla hyvinvoinnilla. Yhteensä sähköenergiaa käytettiin 90 TWh vuonna 2006. Vuoden 2008 kulutus oli ainoastaan 86.9 TWh johtuen erityisesti metsäteollisuuden sähkönkulutuksen pienentymisestä, joka oli vuonna 2008 noin 3 TWh. Teollisuuden osuus Suomen sähkönkulutuksesta on yli puolet, koti- ja maataloudet runsaan neljänneksen sekä palvelut ja julkinen sektori viidenneksen. Sähköverkon häviöt muodostavat myös merkittävän kuluerän. Metallinjalostus 9 % Kemianteollisuus 8 % Muu teollisuus 6 % Asuminen ja maatalous 26 % Metsäteollisuus 28 % Häviöt 3 % Palvelut ja rakentaminen 20 % Kuva 1.1 Sähkön kokonaiskulutus sektoreittain vuonna 2008. Suomen sähkön tarve kasvaa jatkuvasti, kun kulutusta tarkastellaan pidemmällä aikavälillä. Vuosittainen kasvu vaihtelee melko runsaasti johtuen sääolosuhteista ja energiaintensiivisen teollisuuden käyntiasteesta. Vuodesta 1970 sähkön käyttö on lisääntynyt vuosittain vajaalla
Suomen sähköjärjestelmä 2 viidellä prosentilla. Kasvu oli voimakkainta 1970- ja 1980 luvuilla, mutta hidastui 1990-luvun alkupuoliskolla taloudellisen taantuman vaikutuksesta. Sähkön tuotantokapasiteetin kasvu seuraa pääasiassa sähkön käytön kasvua. Sähkön nettotuonnin osuus Suomen sähkön tarpeesta vaihtelee vuodesta riippuen hiukan 10 prosentin kummallakin puolella. Kaikissa sähkönkulutuksen ennusteissa kulutuksen kasvu jatkuu lähivuosikymmeninä. Kasvussa ei näyttäisi tapahtuvan mitään dramaattisia muutoksia, vaan kasvu jatkuisi nykyisen muutaman prosentin suuruisena. Sähkönkulutuksessa ei toisin sanoen ole näköpiirissä mitään teknologista muutosta sähkön säästämisen tai kulutuksen kasvun suhteen. Energia-alan Keskusliitto ry Finergyn Sähkömarkkinat 2015 -selvityksen mukaan sähkön käyttö tulee lisääntymään vuoden 1999 vajaan 78 TWh:n määrästä vuoteen 2010 tultaessa 92 TWh:iin ja vuonna 2015 sähkön käyttö olisi 97 TWh. Teollisuuden osuus kasvusta olisi reilut 60 prosenttia. Arviot perustuvat sille olettamukselle, että Suomen bruttokansantuotteen keskimääräinen vuotuinen kasvu seuraavien 15 vuoden aikana olisi vajaat kolme prosenttia vuodessa. Kuva 1.2 Sähköenergiankulutus vuosina 1970-1999 ja ennuste vuosille 2000-2015. Sähkön tuotannon energialähteet Sähkön tuotanto Suomessa oli 74.1 TWh vuonna 2008. Sähkön hankinta oli puolestaan 86.9 TWh, josta noin 30 prosenttia tuotettiin myös lämpöä tuottavissa voimalaitoksissa sekä yh-
Suomen sähköjärjestelmä 3 dyskunnan että teollisuuden tarpeisiin. Suomi onkin johtava maa sähkön ja lämmön yhteistuotannossa. Neljännes sähköstä tuotettiin ydinvoimalla ja noin viidesosa vesivoimalla. Erillistä lauhdetuotantoa oli kymmenisen prosenttia. Tuulivoiman osuus Suomen sähkönhankinnasta on vähäinen, mutta sen oletetaan kasvavan voimakkaasti. Vuonna 2008 sähkön tuonnin osuus oli myös merkittävä. Nettotuonnista suurin osa tulee kuitenkin Venäjältä ja jonkin verran Virosta. Pohjoismaiden väliseen nettotuontiin vaikuttaa voimakkaasti vesitilanne Norjassa ja Ruotsissa. Vuonna 2008 nettotuonti Pohjoismaista oli lähes nolla. Kivihiili 9,8 % Nettotuonti 14,7 % Öljy 0,4 % Vesivoima 19,4 % Tuuli 0,3 % Turve 6,7 % Maakaasu 12,5 % Biomassa 10,2 % Jäte 0,6 % Ydinvoima 25,4 % Kuva 1.3 Sähkönhankinnan jakautuminen energialähteiden suhteen. Viimeisen 30 vuoden kuluessa sekä energiapolitiikka että sähköenergian tuotantokustannusten muutokset ovat merkittävästi vaikuttaneet energialähteiden välisiin suhteisiin. Vielä 1970-luvulla Suomen sähköenergiasta merkittävä määrä tuotettiin vesivoimalla. Energian kulutuksen voimakkaan kasvun ja energiakriisin takia öljyn osuutta sähköntuotannosta pienennettiin siten, että sitä käytetään nykyisin ainoastaan apupolttoaineena. Vaikka Suomi on aina ollut omavarainen sähköntuotantokapasiteetin suhteen, on sähkön tuonnin osuus jatkuvasti kasvanut. Erittäin merkittävä muutos sähköntuotantorakenteessa tapahtui 1980-luvun alkupuolella, kun ydinvoimalaitokset otettiin täysimittaiseen käyttöön. Muista polttoaineista kaasu, turve ja puu ym. ovat myös lisänneet osuuttaan jonkin verran.
Suomen sähköjärjestelmä 4 Kuva 1.4 Sähköntuotannon energialähteet vuosina 1970-1999. Tuotantokapasiteetti Sähkötehon riittävyys voidaan taata sähköjärjestelmässä, kun tuotantokapasiteetti on suurempi kuin huipputeho. Kuva 1.5 esittää huippukulutuksen kehitystä vuosina 1970-2008. Suomen sähköntuotantokapasiteetti on (7.8.2009) 16256 MW, kun huomioidaan kaikki yli 1 MW:n suuruiset voimalat. 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Kuva 1.5 Huipputeho vuosina 1970-2008. MW 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0
Suomen sähköjärjestelmä 5 Pohjoismaisessa sähköjärjestelmässä vesivoimalla on merkittävä osuus kokonaiskapasiteetista. Vesivoimavaltaisen järjestelmän riittävyyttä ei useinkaan rajoita maksimiteho, vaan energia. Vesienergiaa varastoidaan altaisiin lumen sulamisvesien ja pitkäaikaisten sateiden hyödyntämiseksi myöhempinä aikoina. Jos vesivoimavaltaisen järjestelmän alueella sattuu ns. kuiva vuosi, saattaa energian riittävyys varastointialtaista huolimatta olla vaarassa. Kuvassa 1.6 on esitetty Pohjoismaiden sähköjärjestelmän tuotantokapasiteetti eri tuotantotapojen suhteen keskimääräisenä vuonna. Lisäksi tuotantomuodot on järjestetty tuotantokustannusten mukaan nousevaan järjestykseen. Periaatteessa sähköä pyritään tuottamaan aina halvimmalla mahdollisella tavalla. Tällä hetkellä sähköenergian vuosikulutus on noin 400 TWh, jolloin nykyisellä kapasiteetilla keskimääräisenä vuonna sähköä tuotetaan pääasiassa vesivoimalla, tuulivoimalla, ydinvoimalla, tuonnilla, yhdistetyllä sähkön ja lämmön tuotannolla (CHP) ja hiililauhteella. Tilanne muuttuu kuitenkin oleellisesti, kun on ns. märkä vuosi, jolloin hiililauhde ei ole enää kannattavaa. Kuva 1.6 Sähkön tuotantokapasiteetti Pohjoismaissa. Vuonna 1997 sähkön tuotantokapasiteetin (huomioiden rakentamisvaiheessa olevat tuotantoyksiköt ja lakkautettavat yksiköt) arvioitiin riittää noin vuoteen 2005 saakka. Sähkön alhaisen hinnan ja sähkömarkkinoiden ankaran kilpailun takia uutta tuotantokapasiteettia ei juurikaan ole rakennettu. Lisäksi Ruotsin päätös lakkauttaa ydinvoimaan perustuva sähköntuotanto, on jo johtanut Barsebäckin ydinvoimalan yksikön 1 sulkemiseen vuonna 1999. Toisaalta tuotannon rakenteessa tapahtuu muutoksia hyvin hitaasti tuotantokapasiteetin pääomavaltaisuuden takia. Uutta kapasiteettia ei myöskään välttämättä tule vuosittain. Vesivoiman lisärakentaminen on Suomessa käytännöllisesti katsoen pysähtynyt, kapasiteettia on kasvatettu ainoastaan vanhojen laitosten koneistoja uusimalla tai rakentamalla 1980-luvun alussa rakentamisluvan
Electricity netproduction, imports and exports (GWh) in Finland Suomen sähköjärjestelmä 6 saaneita laitoksia. Teollisuuden vastapainevoiman ja yhdyskuntien yhdistetyn sähkön- ja lämmöntuotannon kapasiteetit ovat kasvaneet varsin vähän, vaikka energiantuotanto on viimevuosina kasvanut. Ydinvoimakapasiteettia kasvatettiin 350 MW:a vuonna 1998 Olkiluodon yksiköiden modernisoinnin yhteydessä. 1990-luvulla rakennettiin myös kivihiiltä polttava Meri-Porin lauhdevoimalaitos, vaikka sen käyttöaste on jäänyt alhaiseksi 1990-luvun lopun ja 2000-luvun alun runsassateisten vuosien takia. Tuulivoiman lisärakentaminen on ollut huomattavan suurta koko Pohjoismaiden tasolla, vaikkakin Suomessa kehitys on ollut muita maita hitaampaa. Sähköntuotannon säätötarve ydinvoima tuulivoima vesivoima puu ja muu bio muu ei-bio turve maakaasu öljy hiili 10 000 8 000 6 000 4 000 PRODUCTION IMPORTS EXPORTS GROSS CONSUMPTION 2 000 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Time (Years)
Suomen sähköjärjestelmä 7 Sähkötehon riittävyydestä on huolehdittava jatkuvasti säätämällä voimalaitosten pätötehoa. Kokonaistuotannon on vastattava sähkön kulutusta ja verkostohäviöitä, jotta järjestelmän taajuus voidaan pitää vakiona. Sähköjärjestelmän tehonsäätöön palataan Sähköverkkotekniikan jatkokurssilla. Kuormituksen jatkuvan vaihtelun takia, osa tuotantokapasiteetista säätää tuotannon ja kulutuksen välistä tasapainoa. Suomessa tämä säätö tapahtuu pääasiassa vesivoiman avulla. Vesivoiman säädettävyys on erittäin hyvä. Perusvoimaa pyritään ajamaan mahdollisimman tasaisella kuormalla.
Suomen sähköjärjestelmä 8 Kuva 1.7 Perus- ja säätöenergia. Sähköntuotannon ympäristövaikutukset Energian tuotannon aiheuttamien kokonaispäästöjen arvioitiin vuonna 1999 olleen hiilidioksidin osalta 31 miljoonaa tonnia, rikkidioksidin 52000 tonnia ja typenoksidien 60000 tonnia. Energiasektorin hiili- ja rikkidioksidipäästöt vastasivat yli puolta maamme kokonaispäästöistä ja typpipäästöt lähes neljännestä. Suomessa energian tuotannon päästöt tuotettua energiayksikköä kohden ovat kansainvälisesti vertailtuna hyvin alhaiset. Suomessa energia tuotetaan tehokkaasti ja energian tuotannossa käytetään runsaasti päästöttömiä energialähteitä. Ydinvoimalaitosten päästöt ilmaan ja veteen olivat murto-osa sallituista päästöistä ja niiden aiheuttama säteilyannos noin tuhannesosa sallitusta. Käytettyä polttoainetta muodostui 71 tonnia ja voimalaitosjätettä 229 kuutiota. Suomen kivihiili- ja turvevoimalaitoksissa muodostui tuhkia 605000 tonnia vuonna 1999 ja rikinpoiston lopputuotteita 71000 tonnia. Tuhkien yhteenlaskettu hyötykäyttöaste oli 72 prosenttia ja rikinpoistotuotteiden 91 prosenttia. 1.2 Sähkön tuotantotavat Höyryvoimalaitos Sähköntuotannon alkuvuosikymmeninä generaattoreiden pyörittämiseksi käytettiin höyrykoneita. Höyrykoneilla kyettiin saavuttamaan 8-10 MW:n huipputeho. Sähkön tarpeen jatkuvasti kasvaessa, korvattiin höyrykone tehokkaammalla höyrykattila-turbiini järjestelmällä, joka on yhä nykyäänkin käytössä. Ensimmäisissä höyrykattiloissa polttoaineena käytettiin öljyä, mikä on sittemmin korvattu hiilellä, ydinvoimalla tai kaasulla. Ydinvoimateknologian kehityksen kulta-aikaa oli 1960-luku. Ympäristösyiden takia kiinnostus ydinvoimateknologian kehittämiseksi on hiipunut 1980-luvulta lähtien. Nykyinen suuntaus ympäristöasioiden suhteen on johtanut myös siihen, että kaasun merkitys sähkön tuotannossa tulee korostumaan. Kuvassa 1.12 on esitetty periaatteellinen pääkaavio höyryvoimalaitoksen rakenteesta, kun laitos tuottaa sekä sähköä että kaukolämpöä. Voimalaitos käyttää polttoaineena kivihiiltä ja
Suomen sähköjärjestelmä 9 varapolttoaineena öljyä (Helsingin Energian Salmisaaren voimalaitos). Kivihiili kuljetetaan annostelijaan, jonka jälkeen kivihiilipöly puhalletaan palamisilman mukana kattilaan. Kattilan sisällä on kattilaputkisto, jossa nestettä kuumennetaan. Lieriösäiliössä kuuma vesi höyrystyy, jonka jälkeen se vielä tulistetaan. Kattilasta saadaan ulos tuhkaa ja savukaasuja höyryn lisäksi. Palamiskaasut suodatetaan kiintoaineen erottamiseksi, jonka jälkeen ne johdetaan rikinpoistolaitokseen. Höyry johdetaan ensin korkeapaineturbiiniin ja tämän jälkeen matalapaineturbiiniin. Turbiinin kaaviokuva on esitetty kuvassa 1.13. Turbiinit ovat samalla akselilla generaattorin kanssa, joten ne toimivat generaattorin työkoneena. Matalapaineturbiinin jälkeen höyry johdetaan kaukolämmönsiirtimeen, josta kaukolämpöverkosto saa energiansa. Höyry muutetaan takaisin vedeksi lauhduttimessa, jota jäähdytetään esimerkiksi merivedellä. Höyry/vesikiertoon lisättävän veden tulee olla hyvin puhdasta, jotta putkisto ei syöpyisi kattilassa rikki. Ennen kattilaa lauhduttimesta saatavaa vettä voidaan esilämmittää savukaasuilla.
Suomen sähköjärjestelmä 10
Suomen sähköjärjestelmä 11 Kuva 1.12. Höyryvoimalaitoksen pääkaavio. Kuva 1.13. Höyryturbiini. Höyryprosessin lisäksi voimalaitos sisältää runsaasti sähköllä toimivia pumppuja, tuulettimia jne. Voimalaitoksen ns. omakäyttö voi olla jopa 10 % generaattorin ulostulotehosta. Kuvassa 1.14 on Olkiluodon ydinvoimalaitoksen sähköjärjestelmän pääkaavio. Omakäytön teho otetaan normaalisti generaattorin ulostulosta. Tarvittaessa tehoa saadaan, esimerkiksi voimalaitoksen käynnistämistä varten, 110 kv verkosta kahdella kolmikäämimuuntajalla. Lisäksi sähköjärjestelmän varmennukseen kuuluu neljä dieselgeneraattoria ja akkuvarmennettuja turvallisuuden kannalta kriittisiä järjestelmän osia. Sähkö- ja höyryprosessien lisäksi voimalaitoksen säädöstä ja suojauksesta vastaa lukuisa joukko mittauslaitteita, suojausreleitä ja logiikoita (tai nykyisin verkotettu prosessinohjausjärjestelmä), tiedonkeruu-, käytönvalvontaja kunnonvalvontajärjestelmiä ja käyttöhenkilökuntaa. Generaattorin lisäksi tehon siirtämiseksi 400 kv:n siirtoverkkoon tarvitaan päämuuntaja ja generaattorikatkaisija. Olkiluodon generaattorin napajännite on 20 kv, jolloin virta saadaan rajoitettua riittävän alhaiseksi katkaisijan kannalta. Jos virta kasvaa liian suureksi katkaisijan kapasiteettiin nähden, voidaan katkaisija sijoittaa päämuuntajan toisiopuolelle. Generaattorikiskoon on sijoitettu myös jännite- ja virtamuuntajia suojaus-, mittaus-, säätö- ja tahdistustarkoituksia varten. Generaattorit ovat tyypillisesti kytketty tähteen, jolloin tähtipiste on maadoitettu pienen impedanssin välityksellä maasulkuvirran rajoittamiseksi.
Suomen sähköjärjestelmä 12
Suomen sähköjärjestelmä 13 Kuva 1.14. Olkiluodon ydinvoimalaitoksen sähköjärjestelmän pääkaavio. Höyrykattila Höyrykattilassa vesi kuumennetaan korkeapaineiseksi höyryksi, josta se johdetaan turbiiniin. Höyry saa turbiinin pyörimään ja pyörimisliike muutetaan generaattorissa sähköksi. Höyrykattilassa höyrystettävä vesi virtaa putkissa, jotka on sijoitettu kattilan tulipesään tai sitä seuraavaan lämmönsiirto-osaan. Kiinteillä polttoaineilla toimivien kattiloiden yleisimmät polttotavat ovat arina-, leiju- ja poltinpoltto. Nestemäisille ja kaasumaisille polttoaineille käytetään polttimia, joista polttoaine syötetään palamisilman kanssa tulipesään. Jätelämpö- ja pakokaasukattiloissa otetaan lämpö talteen lämpövoimakoneen pakokaasuista tai muusta kaasuvirrasta. Näitä käytetään dieselmoottoreiden ja kaasuturbiinien yhteydessä. Teollisuudessa on lisäksi erikoisratkaisuja, kuten soodakattilat, metallien valmistuksen lämmön talteenottokattilat ja jätemateriaalien hävittämiseen tarkoitetut erikoisratkaisut. Lauhdevoima Lauhdevoimalaitos on yksinkertaistettu version kuvan 1.12 höyryvoimalaitoksesta. Lauhdevoimalaitoksessa voidaan tuottaa ainoastaan sähköä. Voimalatyyppi saakin nimensä lauhduttimesta, jonka avulla matalapaineturbiinista tuleva höyry jäähdytetään uudelleen vedeksi. Lauhdevoimalaitoksessa turbiinista tulevaa jätelämpöä ei hyödynnetä, vaan se ajetaan lauhduttimen kautta esimerkiksi mereen. Suomen olosuhteissa lauhdutusprosessin tehokkuus (viileä jäähdytysvesi) nostaa voimalaitoksen kokonaishyötysuhdetta verrattuna lämpimämpiin maihin. Lauhdutusvoimalaitoksessa noin 40 % polttoaine-energiasta saadaan sähköksi, loppu häviää jäähdytysveden mukana matala-arvoisena jätelämpönä ja kattilan savukaasujen mukana. Kuvassa 1.15 on esitetty Meri-Porin kivihiililaitoksen kaaviokuva. Lauhdevoimalaitoksissa käytetään Suomessa polttoaineena pääasiassa hiiltä, öljyä, turvetta tai uraania. Hiili on kauan käytetty polttoaine, joka tulee puolustamaan paikkaansa energianlähteenä vielä pitkään. Edullisen hinnan lisäksi hiilen hyvänä puolena voidaan pitää sen saatavuutta; kivihiiltä löytyy ainakin 160 vuodeksi ja ruskohiiltä noin 360 vuodeksi. Energian hinta on kuitenkin riippuvainen kivihiilen markkinahinnasta. Lisäksi hiiltä poltettaessa syntyy hiilidioksidi- ja hiukkaspäästöjen ohella happamoitumista aiheuttavia rikki- ja typpipäästöjä, joiden vaikutuksia voidaan vähentää merkittävästi tehokkailla puhdistuslaitteilla. Hiukkasmaisten epäpuhtauksien erottamiseen käytetään sähkösuodattimia, joiden erotusaste on parhaimmillaan yli 99 %. Typenoksidien päästöihin voidaan vaikuttaa säätämällä palamisolosuhteita ja katalyyttisellä typenpoistolla. Rikkipäästöt pystytään vähentämään 90 %:sesti käyttämällä esimerkiksi nk. märkämenetelmää, jossa rikkidioksidin ja kalkkikivilietteen reagoidessa syntyy lopputuotteena kipsiä. Nykyisillä hinnoilla ja tekniikoilla kulutettuna öljyä on käytettävissä noin 40 vuodeksi. Öljyä käytetään myös perusvoiman tuotannossa, mutta Suomessa sitä käytetään pääosin vain hiilen ja turpeen tukipolttoaineena.
Suomen sähköjärjestelmä 14 Kuva 1.15 Lauhdevoimalaitos (Fortum, Meri-Pori). Ydinenergian hyvinä puolina voidaan pitää edullisuutta, energian hinnan vähäistä riippuvuutta polttoaineesta ja voimalaitosten korkeaa käytettävyyttä. Ydinvoima on myös erittäin puhdas energiamuoto. Heikkouksia puolestaan ovat voimalan vaatima suuri alkuinvestointi ja ydinjätteiden syntyminen. Lisäksi puutteellisesti suunnitelluissa ja valvotuissa voimalaitoksissa on ydinonnettomuuden riski. Käytetyn radioaktiivisen polttoaineen loppusijoitukseen ja siitä syntyviin kustannuksiin varaudutaan jo ennakolta. Ydinvoimalaitos toimii sähköntuottajana muiden höyryvoimalaitosten tavoin, ainoa ero on energian lähde, ydinpolttoaine. Halkeaminen eli fissio tapahtuu ydinreaktorin sydämessä, kun neutroni osuu uraaniytimeen ja hajottaa sen kahdeksi kevyemmäksi ytimeksi. Ydinten haljetessa niiden sidosenergia vapautuu. Ytimestä vapautuu samalla lisää neutroneja, jotka halkaisevat taas uusia ytimiä ja näin syntyy ketjureaktio. Energian vapautuminen ilmenee aluksi uusien atomiytimien ja neutronien liikkeenä, mutta muuttuu nopeaksi lämmöksi, kun neutronit törmäävät uusiin atomiytimiin. Ketjureaktiota hallitaan muuttamalla reaktorisydämen läpi virtaavan veden määrää tai liikuttelemalla säätösauvoja polttoainenippujen välissä. Tällä tavalla voidaan ohjata halkeamisten määrää ja samalla reaktorin tehoa säätämällä vapautuvien neutronien määrää. Kun neutronit vapautuvat, niiden nopeus on aluksi keskimäärin 10 000 km/s. Tällä nopeudella niillä on hyvin pieni todennäköisyys saada aikaan uraaniytimen halkeaminen. Tavallinen vesi on eräs tehokas hidastinaine ja sitä käytetäänkin hidastimena kevytvesireaktoreissa. Suomen ydinvoimalat Olkiluodossa ja Loviisassa ovat kevytvesilaitoksia.
Suomen sähköjärjestelmä 15 Reaktoreita on kahta perustyyppiä: painevesireaktori (pressurized water reactor, PWR) ja kiehutusvesireaktori (boiling-water reactor, BWR). Painevesireaktorissa erotetaan toisistaan reaktorissa kuumennettava korkeapaineinen vesi (paine riittävän korkea, jotta vesi ei höyrysty) ja turbiiniin johdettava höyry lämmönvaihtimen avulla. Tällä tavoin voidaan estää mahdollisen radioaktiivisen veden/höyryn joutuminen turbiiniin ja koko radioaktiivinen osa voimalaitoksesta voidaan sijoittaa reaktorin suojakuoren sisälle. Kiehutusvesireaktorissa paine on alhaisempi kuin painevesireaktorissa. Reaktorin tuottamaa lämpöä käytetään veden höyrystämiseen. Höyry erotetaan vedestä höyrynerottimessa, jonka jälkeen se johdetaan turbiiniin. Vettä kierrätetään uudelleen reaktorin kautta. Reaktoria ja lämmönvaihdinta/höyrynerotinta lukuun ottamatta painevesireaktori on samanlainen kuin tavallinen höyryvoimalaitos. Kuvassa 1.16 on esitetty molempien reaktorityyppien kaaviokuvat. Kuva 1.16 A) painevesireaktori; B) kiehutusvesireaktori. Yhdistetty sähkön ja lämmön tuotanto Merkittävä osa Suomen voimalaitoskapasiteetista on sähkön ja lämmön yhteistuotannossa. Teollisuudessa vastapainevoimalaitoksia käytetään pääasiassa prosessihöyryn tuottamiseksi, mutta sivutuotteena syntyy myös merkittävä määrä sähköä. Polttoaineina käytetään sellun keitosta saatavaa mustalipeää, puupolttoainetta (hakkuutähteet, kuori ja muu puujäte), malmipohjaisen raudan ja teräksen valmistuksen yhteydessä syntyviä polttokelpoisia kaasuja ja sekundäärilämpöä, kemianteollisuuden sivutuotekaasuja (vety ja jalostamokaasut), turvetta, maakaasua, öljyä ja kivihiiltä. Teollisuuden energian tuotantoon tarvittavasta polttoaineesta yli 50 % on prosessien yhteydessä syntyviä sivutuotteita. Yhdyskuntien kaukolämpöä käytetään rakennusten ja käyttöveden lämmittämiseen ja jonkin verran myös teollisuusprosesseihin. Kaukolämmön tuotannosta noin 80 %:a tuotetaan yhdistetyllä sähkön ja lämmön tuotannolla. Kaukolämmön merkittävimpiä polttoaineita ovat kivihiili, maakaasu, turve, teollisuuden puujäte ja raskas polttoöljy. Vastapainevoimalaitoksessa höyry johdetaan pois turbiinista ennen kuin sen koko energia on käytetty turbiinin pyörittämiseen. Kaukolämpöä tai prosessihöyryä tuotetaan vastapaineturbiinin höyryllä. Sähkön priimaamiseen käytetään apulauhdutinta tai kaukolämpöverkon apujäähdytintä. Vastapainelaitoksen rakennusaste (sähkön ja lämmön tuottosuhde) on noin 0,5. Yhdistetyssä sähkön ja lämmön tuotannossa saadaan polttoaine-energiasta noin 25-30 % säh-
Suomen sähköjärjestelmä 16 köksi ja 55-60 % lämmöksi kaukolämpöverkkoon. Yhteistuotannon taloudellisuuden edellytys on riittävän suuri ja tasainen lämpökuorma. Vastapainelaitoksen mahdollisen lauhdutusturbiinin avulla voidaan sähköä kehittää täydellä teholla pienenkin lämpökuorman aikaan. Kuvassa 1.16 on esitetty Jyväskylän Rauhalahden kaukolämpövoimalaitoksen kaaviokuva. Kuva 1.17 Vastapainevoimalaitos (Fortum, Rauhalahti). Fossiilisista energialähteistä puhtain on maakaasu. Perusvoimantuotannossa on tärkeää laitoksen polttoainetehokkuus eli se kuinka paljon sähköä kyetään tuottamaan kulutettua polttoaineyksikköä kohti. Koska kaasuturbiinien pakokaasut sisältävät vielä runsaasti lämpöenergiaa, voidaan tämä ylijäämä energia ottaa talteen pakokaasukattiloissa eli lämmönvaihtimissa, joista se voidaan hyödyntää höyryn muodossa höyryturbiinissa (kuva 1.18). Tällä tavalla kombilaitoksen hyötysuhde voi nousta parhaimmillaan yli 55 %. Kombilaitoksen rakennussuhde on 1,0. Kombivoimalaitoksen nimi juontaa siitä, että siinä yhdistyvät kaasuturbiiniprosessi ja höyryturbiinin vesi-höyryprosessi. Mikäli kaasuturbiinien jätelämpöä tai kaasuturbiinien lämpöä käytetään kaukolämmön tuottamiseen niin silloin puhutaan yhteistuotantolaitoksesta eli CHP-laitoksesta tai cogeneration-laitoksesta. Pelkkiä kaasuturbiineja käytetään Suomessa huippukuormalaitoksissa niiden nopean käynnistettävyyden ja säädettävyyden takia.
Suomen sähköjärjestelmä 17 Kuva 1.18 Kaasukombilaitos (Helsingin Energia, Vuosaari B). Moottorivoimalaitoksessa mäntämoottorin ja generaattorin avulla tuotetaan sähköä ja yleensä myös lämpöä. Suomessa niitä käytetään yhdistetyn sähkön ja lämmön tuotantoon ja huippuja varavoimaloina hyödyntäen nopeaa käynnistettävyyttä. Nopeasti kehittyvissä maissa eripuolilla Aasiaa niitä on käytetty myös perusvoiman tuotantoon voimalan lyhyen rakentamisajan, korkean sähköhyötysuhteen (myös osakuormilla) ja laajan polttoainevalikoiman takia. Moottorivoimalassa voidaan käyttää polttoaineena raskasta polttoöljyä, dieseliä, maakaasua, biokaasu, prosessien hiilivetypohjaiset sivutuotteet, kasviöljyt jne. Yhden voimalayksikön koko vaihtelee kymmenistä kilowateista yli sataan megawattiin. Modulirakentamisen avulla voimalan asteittainen laajentaminen on mahdollista ja useaan moottoriin perustuvassa voimalaitoksessa moottoreita voidaan käyttää kulloisenkin sähköntarpeen mukaan. Valtaosa voimaloista on alle 1 MW:a. Vesivoimalaitos Vesi on saasteeton ja uusiutuva energiamuoto, jonka etuna on lisäksi edullisuus. Vesivoiman edullisuus perustuu, korkeista investointikustannuksista huolimatta, alhaisiin käyttö- ja ylläpitokustannuksiin, pitkään elinikään ja korkeaan luotettavuuteen. Vettä voidaan varastoida tekoaltaisiin tai korkealla oleviin säiliöihin käytettäväksi silloin, kun sähkön kulutushuippuja halutaan tasata tai kun sähköstä uskotaan saatavan korkein hinta. Vesivoiman tuotannon haitat ovat paikallisia ja niitä lievennetään erilaisilla ympäristönhoitotoimenpiteillä, kuten varastoaltaiden ja varastoaltaina käytettävien järvien pinnankorkeuksien rajoituksilla ja joissa veden virtauksen rajoituksilla. Varastoaltaita voidaan käyttää myös tulvien haittojen ehkäisemiseen. Vesivoimalaitosten muita etuja ovat: nopea vaste käynnistyksessä, nopea vaste kuormanmuutoksissa, mahdollisuus käynnistää voimalaitos jännitteettömään verkkoon (black start capability), mahdollisuus käyttää voimalaitosta pyörivänä kompensaattorina ja mahdollisuus opti-
Suomen sähköjärjestelmä 18 moida tuotantokustannuksia pumppuvoimalaitoksena. Huomattava osa vesivoimalaitoksista sijaitsee joen varrella, jolloin ne ovat pakko-ohjattuja, koska jokeen varastoitavan veden määrä on rajallinen. Korkeuseron aiheuttama potentiaalienergia muutetaan pyörivässä vesiturbiinissa liikeenergiaksi, joka edelleen muutetaan generaattorin avulla sähköenergiaksi. Mitä suurempi on putouskorkeus ja virtaavan veden määrä, sitä enemmän saadaan energiaa. Vesivoima on tehokas energianlähde, sillä tuotantovaiheessa hyötysuhde voi ylittää jopa 90 %. Vesivoimaloissa käytettävien yksiköiden koot vaihtelevat muutamasta kilowatista satoihin megawatteihin. Pienikokoiset vesivoimalaitokset (alle 5 MVA) tuottavat pätötehoa oikosulkugeneraattorin avulla, mutta tarvitsevat tällöin sähköverkon tuekseen oikosulkukoneen kuluttaman loistehon saamiseksi, eikä generaattorin avulla voida säätää generaattorin napajännitettä. Oikosulkugeneraattori on tahtikonetta halvempi, koska siinä ei tarvita magnetointilaitteistoa, jännitteensäädintä ja tahdistinta. Vesivoimalaitoksen rakenteeseen vaikuttaa veden pudotuskorkeus. Suomessa pudotuskorkeus on matala (alle 45 m), jolloin yleensä käytetään potkuriturbiineja. Kuvassa 1.19 vesi johdetaan jakoaltaasta pystyakselisen Kaplan-turbiinin ympärille spiraaliin. Kaplan-turbiinissa (kuva 1.20) on tyypillisesti neljästä kymmeneen kääntyvää siivekettä, joidenka avulla voidaan säädellä veden virtausta mahdollisimman tasaisen virtauksen saavuttamiseksi. Pyörteet vedessä heikentävät voimalan hyötysuhdetta. Turbiinin juoksupyörä alkaa pyöriä, kun vesi kulkee sen lävitse. Veden pääsy juoksupyörään voidaan estää säätöportin (wicket gate) avulla. Vesi jatkaa matkaansa nk. imutorven kautta edelleen alakanavaan. Generaattori sijaitsee turbiinin kanssa samalla akselilla. Matalasta pudotuskorkeudesta johtuen turbiini-generaattori järjestelmän pyörimisnopeus on huomattavan alhainen höyryvoimalaitoksiin verrattuna. Turbiini-generaattori järjestelmän laakeroinnille asetetaan hyvin suuria vaatimuksia, koska järjestelmään kohdistuu hyvin suuria voimia. Lisäksi järjestelmä on asetettava mekaanisesti hyvin tasapainoon värähtelyiden minimoimiseksi. Järjestelmän hitausmassaa voidaan tarvittaessa kasvattaa järjestelmän nopeusvaihteluiden pienentämiseksi ja koko sähköjärjestelmän transienttistabiilisuuden parantamiseksi. Voimalaitoksen rakenteeseen kuuluvat lisäksi pato ja tulvaluukut/-portit.
Suomen sähköjärjestelmä 19 Kuva 1.19 Kaplan turbiinilla varustettu vesivoimalaitos. Kuva 1.20 Kaplan-turbiinin juoksupyörä. Hajautetulla tuotannolla tarkoitetaan tässä yhteydessä eri puolille verkkoa kytkettyä suhteellisen pienimuotoista sähköntuotantoa. Perinteisesti tällaisia laitoksia ovat olleet dieselgeneraattorit. Hajautettu tuotanto voidaan sijoittaa useissa tapauksissa lähelle kulutusta, jolloin siirtohäviöt pienenevät ja kapasiteetti vapautuu muuhun käyttöön. Sähköjärjestelmän käyttövarmuuden ja siirtokapasiteetin kannalta tämä ajattelutapa ei kuitenkaan ole täysin ongelmaton. Hajautetun tuotannon lisääntymistä puoltaa myös sähkön kulutuksen kasvun hidastuminen ja vaikeampi ennakointi. Pienemmät voimalaitokset voidaan sopeuttaa nopeammin ja tarkemmin kulutuksen kasvua vastaamaan. Sähkön alhainen ja epävarma markkinahinta saattaa myös olla este suurten voimalaitosinvestointien tekemiselle. Hajautettuun tuotantoon liittyvä tekniikka on kehittynyt ja kehittyy yhä edelleen alentaen samalla tuotantokustannuksia, kun eri tuotantomuodoista saadaan aikaiseksi kaupallisesti toimivia ratkaisuja. Tällä hetkellä hajautettu tuotanto on taloudellisesti kilpailukykyinen perinteisen tekniikan kanssa ainoastaan julkisen ympäristöperusteisen tuen ansiosta.
Suomen sähköjärjestelmä 20 Tuulivoima Tuulivoiman hyödyntäminen maailmassa on lisääntynyt nopeasti viimeisen kymmenen vuoden aikana. Nykymuotoinen hyödyntäminen alkoi 1980-luvun alussa. Suurimman tuulivoimalamme teho vuonna 2000 oli 1,3 MW ja markkinoiden suurin yksikkö oli teholtaan 2 MW. Vuoden 2000 lopussa Suomessa oli 63 tuulivoimalaa, jotka kaikki on kytketty valtakunnan sähköverkkoon. Niiden tuotto vuonna 2000 oli noin 77 GWh. Nykyisen tuulivoiman edistämisohjelman tavoitteena on 100 MW:n tehotaso vuoteen 2005 mennessä. Tuulivoiman vuotuinen markkinakasvu on n. 30 % ja tuulienergialla tuotetun energian hinta on laskenut 20-30 % viidessä vuodessa. Tuulivoiman laajamittaista käyttöä rajoittaa lähinnä tuulen satunnaisvaihtelu. Valtakunnan verkossa toimiessaan tuulivoima täydentää muuta sähköntuotantoa, ja muu sähköntuotanto tasaa tuulivoimatuotannon ja kulutuksen eriaikaisuuden. Yleisesti uskotaan, että satunnaisella tuotannolla voidaan luotettavasti kattaa ainakin 10 % sähkön kulutuksesta ilman huomattavia lisäinvestointeja vara- ja säätötehotuotantoon. Suomessa tuulee eniten rannikko- ja tunturiseudulla. Merialueilla tuulen keskinopeus on 7-8 m/s ja tekninen kokonaispotentiaali on 50 TWh/a. Rannikolla ja saaristossa tuulen keskinopeus on 6-7,5 m/s. Maankäytön rajoituksen huomioiden tuulienergiaa voidaan tuottaa vain noin 0,7 TWh/a. Lapin tuntureiden tuulen keskinopeus on 7-9,5 m/s ja tekninen tuulienergiapotentiaali 5-6 TWh/a. Tuulivoiman rakentamista hidastaa infrastruktuurin puute, koska potentiaaliset kohteet sijaitsevat usein syrjäisissä paikoissa, missä ei ole kuljetusyhteyksiä eikä sähköverkkoa. Tulevaisuudessa suuret tuulipuistot sijoittuvat todennäköisesti merialueille. Tuulipuiston kytkeminen keskijänniteverkkoon ei ole välttämättä teknisesti ja taloudellisesti mahdollista, jolloin puisto kytketään siirtoverkkoon esimerkiksi HVDC-linkin välityksellä. Maailman suurin tuuli puisto vuonna 1997 oli 100 MW:a.
Suomen sähköjärjestelmä 21 Tuulivoimala vaatii käynnistyäkseen yleensä noin 3-5 m/s tuulennopeuden, minkä jälkeen tuotto kasvaa nopeasti tuulen voimistuessa. Erittäin voimakkaalla tuulella (n. 15-25 m/s) tuulimyllyjen tehoa rajoitetaan joko passiivisella sakkaussäädöllä, jolloin lapakulma on kiinteä, tai aktiivisella lapakulman säädöllä. Tuulen yltyessä yli 25 m/s myrskyksi tuulimyllyt pysähtyvät automaattisesti ylikuormitusten ja laiterikkojen estämiseksi. Turbiinissa on yleensä kahdesta tai kolmesta aerodynaamisesti muotoillusta lavasta koostuva roottori, jonka pyöriminen johtuu lavan siipiprofiilin ohi virtaavan ilman aiheuttamasta nosteesta. Periaate on sama kuin lentokoneen siivellä, jota tuuliturbiinin lapa paljon muistuttaa. Maksimaalinen teho saadaan, kun tuulen nopeus laskee kolmasosaan tuulen kulkiessa siipiprofiilin ohi. Teoriassa tuulen liike-energiasta roottori pystyy hyödyntämään tällöin noin 60 %, mutta käytännössä roottorin hyötysuhde parhaimmillaankin voi nousta vain 50 %:iin. Koko tuulivoimalaitoksen hyötysuhdetta laskettaessa on vielä otettava huomioon tehonsiirron, lähinnä vaihteen ja generaattorin aiheuttamat häviöt. Tuuligeneraattorin vaihteistolle asetetaan erittäin suuret vaatimukset, koska roottorin kierrosnopeus on noin 20-30 rpm 1 MW:n ja 30-40 rpm 600 kw:n voimalaitoksissa ja toisaalta generaattorina käytetään yleisesti neli- tai kuusinapaista generaattoria, joidenka pyörimisnopeudet ovat 1500 ja 1000 rpm. Generaattorina on yleensä epätahtikone, tahtikonetta käytetään ainoastaan silloin, kun tuulivoimalaa ei kytketä yleiseen sähköverkkoon tai kun verkko ei ole riittävän jäykkä haitallisen välkynnän estämiseksi. Nykyisin tuulivoimala voidaan rakentaa myös siten, että liukurengaskoneen (epätahtikone) tai kestomagneettikoneen ja sähköverkon väliin lisätään taajuusmuuttaja, jolloin vaihteistosta päästään kokonaan eroon. Tällöin saadaan suhteellisen tasainen ulostuloteho tuulennopeudesta riippumatta ja generaattoria voidaan käyttää myös alhaisella pyörimisnopeudella. Samalla tuulivoimalan energiantuotanto kasvaa hieman ja liityntäpisteen sähkön laatu on helpommin hallittavissa. Ratkaisun haittapuolena on lähinnä suuremmat kustannukset perinteiseen ratkaisuun verrattuna. Modernit tuulivoimalaitokset ovat teknisesti erittäin luotettavia. Niiden käytettävyys on yli 95 %. Laitokset ovat yleensä täysin automatisoituja ja kauko-ohjattuja. Laitosten taloudellisen käyttöiän on arvioitu olevan noin 20-25 vuotta. Polttokenno Polttokenno muuttaa sähkökemiallisen reaktion vapaata energiaa suoraan sähköksi ja lämmöksi ilman liikkuvia osia tai välivaiheita. Tyypillisin polttokennon polttoaine on vety, jota nykyään tuotetaan pääasiassa maakaasusta, hiilestä ja metaanista. Vedyn lisäksi polttokennoissa voidaan käyttää myös muita polttoaineita, kuten esimerkiksi metaania ja metanolia. Tulevaisuudessa vetyä voi olla mahdollista tuottaa kaupallisia määriä aurinkoenergian avulla vedestä, jolloin aurinkosähköjärjestelmien nykyinen puute, kausiluonteinen energian varastointi, ratkeaa. Kennon hyötysuhde on tyypistä riippuen 40-85 %. Vetypolttokennot ovat käytössä lähes saasteettomia, päästöinä syntyy lähinnä vettä.
Suomen sähköjärjestelmä 22 Polttokennoteknologia perustuu samaan ilmiöön kuin sähköparisto. Polttokennossa syötetään vetyä anodille. Vety pilkotaan katalyytin avulla vetyatomeiksi ja elektroneiksi. Nämä johdetaan elektrolyytin läpi katodille, jonne syötetään myös happea. Polttokennot jaotellaan elektrolyytin mukaan. Vetyatomit, elektronit ja happi reagoivat katodilla muodostaen vettä. Vapaat elektronit kiertävät ulkoisen sähköverkon kautta anodista katodille ja aikaansaavat sähkövirran. Yhden kennon jännite on vain 1,2 V, mutta haluttu jännitetaso saadaan kytkemällä kennoja sarjaan riittävä määrä. Jos vedyn sijasta polttoaineena käytetään hiilipitoista polttoainetta, esimerkiksi metaania tai metanolia, saadaan reaktiotuotteena hiilidioksidia. Polttokennossa ei synny typpidioksidipäästöjä ja rikkidioksidipäästöt voidaan eliminoida, kun polttokennoon ei päästetä rikkiä. Lupaavin energiantuotantoon sopiva polttokennoratkaisu on liittää polttokenno osaksi maakaasua käyttävää kombivoimalaa. Polttokennon avulla voidaan kombivoimalan hyötysuhdetta nostaa jopa 70 %:iin. Hybridivoimalassa erotetaan ensin kaasuseoksesta vetyä ja hiilimonoksidia polttokennolle, muu kaasu menee kaasuturbiinille. Polttokennossa syntyvä lämpö (jopa 1000 C) johdetaan normaaliin kaasu- ja höyryturbiinivoimalaan. Koevoimaloita on rakennettu useita ja ne ovat toimineet luotettavasti, mutta osoittautuneet lyhytikäisiksi. Aurinkoenergia Aurinko säteilee maapallon pinnalle kolmessa päivässä yhtä paljon energiaa kuin on varastoituneena kaikkiin maapallon fossiilisiin energialähteisiin. Aurinkoenergiajärjestelmien tuotto on suoraan verrannollinen säteilyn voimakkuuteen, joka vaihtelee vuodenaikojen, sääolosuhteiden ja maantieteellisen sijainnin mukaan. Suomessa kirkkaana kesäpäivänä auringon huippu säteilyteho on 1 kw/m 2 ja vuotuinen energiamäärä vaakasuoralle pinnalle on noin 1 MWh/m 2, josta 70 % huhti-lokakuun välisenä aikana. Aurinkoenergiaa voidaan hyödyntää aurinkosähkönä tai aurinkolämpönä. Aurinkosähköä tuotetaan aurinkopaneelin avulla, joka muuttaa auringonsäteilyn suoraan 12 voltin tasavirraksi. Paneeleja kytketään rinnan ja sarjaan tarvittavan jännitteen ja virran saavuttamiseksi. Paneelin hyötysuhde on toistaiseksi alhainen, noin 15%, mutta tasavirtaa voidaan varastoida esimerkiksi akkuihin. Kuluttajat käyttävät aurinkosähköä tyypillisesti kesämökkien, veneiden ja asuntovaunujen ja -autojen tasavirtasovelluksiin. Aurinkosähköä käytetään myös majakoiden, säähavaintoasemien, vuoristoisten seutujen telelinkkiasemien sekä muiden sähköverkon ulottumattomissa olevien kohteiden sähköistykseen. Viime vuosina uutena sovellusalueena ovat mukaan tulleet vaihtosähköverkkoon kytketyt rakennuksiin integroidut aurinkosähköjärjestelmät. Aurinkolämpöä voidaan hyödyntää passiivisesti tai aktiivisesti. Aktiivisessa hyödyntämisessä auringon säteily muutetaan lämmöksi erityisillä aurinkokeräimillä, joiden tuottama energia hyödynnetään tuottamaan lämmintä käyttövettä ja huonetiloihin lisälämpöä. Passiivisesssa hyödyntämisessä itse rakennus kerää auringon tuottamaa lämpöä ja varastoi sen rakenteisiinsa. Suomessa aurinkolämmöllä voidaan tuottaa noin 400-600 kwh/m 2 /a 25 C vettä, tai 50 C
Suomen sähköjärjestelmä 23 vettä noin 150-350 kwh. Aurinkolämmön kokonaispotentiaali ilman suuria kausivarastoja on noin 3-4 TWh/a. Biopolttoaineet Biomassaa ovat eloperäiset, fotosynteesin kautta syntyneet kasvimassat. Näistä tuotettuja polttoaineita kutsutaan biopolttoaineiksi. Lisäksi biopolttoaineiksi luetaan myös yhdyskunnan ja teollisuuden orgaanista alkuperää olevat jätteet. Turve on eräänlainen rajatapaus biopolttoaineiden ja fossiilisten polttoaineiden välissä 2000-3000 vuotta kestävän uusiutumisen takia. Biopolttoaineiden etu kansantalouden kannalta on niiden kotimaisuus. Yhdyskuntajätteestä voidaan joko laitosmaisesti tai erilliskeräyksen avulla valmistaa polttoainetta, joka on laadultaan parempaa polttoainetta kuin lajittelematon yhdyskuntajäte. Yhdyskuntajätteestä valmistettua polttoainetta voidaan turvallisesti polttaa leijukattilassa pieninä osuuksina muiden polttoaineiden joukossa. Vaikutukset alle 30 %:n polttoaineosuuksilla päästöihin ja tuhkan laatuun ovat vähäiset. Suomessa on vain yksi varsinainen yhdyskuntajätteenpolttolaitos, joka sijaitsee Turussa. Kun yhdyskuntajätteen mukana olevaa orgaanista talousjätettä (40 % yhdyskuntajätteen kokonaismäärästä) tai lantaa hajotetaan hapettomassa tilassa, saadaan metaania. Metaani on polttoaineena puhdasta, mutta ilmakehään päästyään se on yksi voimakkaimmista kasvihuonekaasuista. Tämän vuoksi kaatopaikoille rakennettavat biokaasun talteenottolaitokset ovat merkittäviä kasvihuonekaasujen vähentämiseksi, sillä kaatopaikkojen osuus ihmisen toiminnan aiheuttamista metaanipäästöistä on Suomessa yli puolet. Biokaasu voidaan käyttää esimerkiksi kaasuturbiinin tai moottorivoimalaitoksen polttoaineena. Myös yhdyskuntien jätevesien puhdistuksessa syntyvää lietettä voitaisiin polttaa. Puupolttoaineen tuotannon kannalta suurimman potentiaalin muodostavat uudistushakkuiden hakkuutähteet, ensiharvennuksesta korjattava energiapuu, taimikoiden harvennuspuu ja vajaatuottoisten metsien pienpuu. Etelä-Suomen kuusivaltaisissa metsissä on hakkuutähteiden osalta merkittävä energiasisältö. Puupolttoaineiden käyttö ei ole suuressa mittakaavassa mahdollista keräilykustannusten takia. Tämän takia puupolttoaineet muodostavat merkittävän paikallisen energiapotentiaalin hajautettua tuotantoa ajatellen. Pelloilla kasvavaa biomassaa voidaan käyttää kiinteinä polttoaineena (olki, energiaheinä ja paju) tai polttonesteinä (polttoainealkoholi ja rypsiöljy). 1.3 Sähköverkot
Suomen sähköjärjestelmä 24
Suomen sähköjärjestelmä 25 Sähkönsiirto Sähkön tuottaminen suurissa yksiköissä on kannattavampaa mittakaavaedun vuoksi kuin pienissä yksiköissä. Suuret tuotantolaitokset sijaitsevat useimmiten etäällä kulutuspisteistä asumisympäristön viihtyvyyden ja puhtauden lisäämiseksi. Sähkönsiirtoverkkoa tarvitaan myös vapaan sähkökaupan toteuttamiseksi. Sähköverkko, johon kaikilla on vapaa pääsy, on markkinapaikka, josta sähköä ostetaan (käytetään) ja johon sitä myydään (toimitetaan). Sähköverkko yhdistää sähkön tuottajan ja kuluttajan toisiinsa ja toimii siirtotienä kaupattavalle tuotteelle.
Suomen sähköjärjestelmä 26 Sähköverkon käyttövarmuuden takaamiseksi sitä ei voida kuitenkaan aina kuormittaa markkinoiden vaatimusten mukaisesti. Tällöin verkkoon muodostuu pullonkauloja. Sähköjärjestelmää riittävästi kuormitettaessa pullonkaula syntyy aina johonkin kohtaan. Sähkömarkkinoiden toimivuuden takaamiseksi sähkön toimittamisessa ei kuitenkaan saisi olla esteitä. Markkinoiden toimivuutta on Suomessa pyritty ratkaisemaan siten, että maan sisällä sähkön siirtoa ei saa rajoittaa. Jos Suomen sisäpuolelle syntyy pullonkaula, on se poistettava järjestelemällä tuotantoa uudelleen (tai periaatteessa myös kuormitusta), eli ns. vastakaupoilla. Vastakaupassa siirtoyhtiö ostaa oikeuden pienentää sähköntuotantoa pullonkaulan lähtöpuolella ja vastaa-
Suomen sähköjärjestelmä 27 vasti kasvattaa tuotantoa pullonkaulan tulopuolella, jolloin tehonsiirron tarve pienenee. Vastakauppaperiaate ei kuitenkaan koske rajajohtoja esimerkiksi Suomen ja Ruotsin välillä. Rajajohdoille määritetään järjestelmän tilasta riippuvat siirtorajat, jotka normaalitilanteessa ovat kuvan 1.8 mukaiset. Sähkönjakelu Sähköasemat Kuva 1.8 Nordel-verkon pullonkaulat.
Suomen sähköjärjestelmä 28 Sähkönjakelun keskeytykset Sähkön laatu 1.4 Sähkömarkkinat Nordpool-sähköpörssin systeemihinta kertoo kaupattavan sähkön hinnan, kun järjestelmässä ei esiinny pullonkauloja. Jos järjestelmässä esiintyy pullonkaula, syntyy pullonkaulan molemmin puolin erihintaiset hinta-alueet. Vuoden 2000 aikana on ollut erityisen paljon vesivoimaan perustuvaan sähköä tarjolla Norjassa ja Pohjois-Ruotsissa. Tehonsiirron rajoitukset ovat kuitenkin rajoittaneet tämän edullisen sähkön hyödyntämistä Suomessa. Suomen markkinoilla onkin maksettu sähköstä systeemihintaa korkeampaa hintaa lähes koko vuoden 2000.
Suomen sähköjärjestelmä 29 Kuva 1.9 Sähkön systeemi- ja Suomen aluehinta Nordpool sähköpörssissä vuosina 1999-2000. Hinnan muodostuminen Pörssikauppa
Suomen sähköjärjestelmä 30 Sähkön hinnan kehitys Sähkön hinnan kehitys on ollut Suomessa vakaata aina vuoteen 1995 saakka. Vuonna 1995 Suomi aloitti asteittaisen sähkömarkkinoidensa avaamisen ja tämä prosessi saatettiin päätökseen marraskuussa vuonna 1998. Tällöin sähkömarkkinoilla sähkön hinnoissa on tapahtunut joissakin tapauksissa hyvinkin reiluja alentumisia. Sähköön kohdistuneitten verojen korotukset ovat kuitenkin merkittävästi leikanneet asiakkaille hinnan alennuksista koituvaa hyötyä. Kuvassa 1.10 on esitetty kolmen kuluttajaryhmän (kotitalous 5000 kwh/a, sähkölämmitteinen pientalo 18000 kwh/a ja teollisuus 2GWh/a, 0.5 MW) sähkön kokonaishinnan kehitys vuosina 1990-2000. Sähkön kokonaishinnan alentuminen vuodesta 1998 lähtien selittyy kokonaisuudessaan energian hinnan alentumisella (kuva 1.11), sähkönsiirron ja jakelun hinta on jopa hieman kasvanut tällä ajanjaksolla. Kansainvälisessä sähkön hintavertailussa Pohjoismaat sijoittautuvat listan halvimpaan päähän. Erityisesti teollisuuden ostama sähkö on halvempaa kuin muualla Euroopassa. Teollisuuden ostaman sähkön hinnanero halvimman (4,4 senttiä/kwh, Norja) ja kalleimman (10,4 senttiä/kwh, Italia) välillä on jopa kaksinkertainen. Kotitalouksien kohdalla Kreikka on halvin (6,1 senttiä/kwh), mutta Suomi on heti seuraavana (8,7 senttiä/kwh). Kalleinta kotitaloussäh-
Suomen sähköjärjestelmä 31 kö on Italiassa, 20,1 senttiä/kwh. Kreikassa kotitaloudet ja teollisuus maksavat sähköstänsä suunnilleen saman verran. Suomessa teollisuuden maksama sähkön hinta on 5,1 senttiä/kwh. Kaikki hintatiedot ovat vuoden 2000 alusta ja sisältävät myös sähköön kohdistuvat verot. Kuva 1.10 Sähkön kokonaishinta vuosina 1990-2000.
Suomen sähköjärjestelmä 32 Kuva 1.11 Sähköenergian hinta 1997-2000.