TOPI AALTO E, RO I VAHAMÄKI, A TTI JOKI E, TOMMI SUOMELA TUULIVOIMAKO SEPTIT JA IIDE KÄYTETTÄVYYSVERTAILU Seminaarityö

1 TOPI AALTO E, RO I VAHAMÄKI, A TTI JOKI E, TOMMI SUOMELA TUULIVOIMAKO SEPTIT JA IIDE KÄYTETTÄVYYSVERTAILU Seminaarityö Tarkastaja: Aki Korpela

2 SISÄLLYS TIIVISTELMÄ 1. Johdanto 4 2. Tuulivoimalatekniikka 5 2.1 Vakionopeuksinen tuulivoimala 5 2.1.1 Häkkikäämitetty epätahtigeneraattori SCIG 6 2.1.2 Kaksinopeuksinen tuulivoimala 6 2.2 Muuttuvanopuksinen tuulivoimala 7 2.2.1 Kaksoissyötetty epätahtigeneraattori DFIG 8 2.2.2 Täysohjattu tahtigeneraattori PMSG / WRSG 9 2.3 Roottorin säätömekanismit 9 2.3.1 Passiivisakkaus 9 2.3.2 Lapakulmansäätö 10 2.3.3 Aktiivinen sakkaussäätö 10 3. Tuulivoimalan sijoitus- ja ympäristökysymykset 11 3.1 Tuulivoima merellä ja maalla 11 3.1.1 Tuulivoima mantereella 11 3.1.2 Tuulivoima merellä 11 3.1.3 Merituulivoiman ongelmia 12 3.1.4 Meri- ja maa-tuulivoiman kustannusvertailua 12 3.2 Tuulivoiman tuotantoon soveltuvien alueiden kartoitus 13 3.2.1 Tuuliolosuhteiden paikalliset vaihtelut 13 3.2.2 Tuulennopeuden korkeusprofiili 14 3.2.3 Käytännön selvitykset ja alueiden vertailu 14 3.3 Tuulipuistot vs. yksittäiset voimalat 15 4. Yhteenveto 16 Lähdeluettelo

3 TIIVISTELMÄ Tuulivoimalat voidaan jakaa konseptien perusteella pääasiassa joko vakio- tai muuttuvanopeuksisiin voimaloihin. Vakionopeuksinen on kytkettävissä suoraan verkkoon, kun taas muutuvanopeuksinen voimala on kytkettävä taajuudenmuuttajan kautta. Tulevaisuudessa muuttuvanopeuksisten voimaloiden määrän uskotaan kasvavan valtaosaksi. Tuulivoimalasta saatua tehoa voidaan säätää usealla eri tavalla. Vakionopeuksisessa säätää voidaan yksinkertaisesti epätahtigeneraattorin magnetointia muuttamalla. Muita oleellisia säätökeinoja vaaka-akselillisilla malleilla ovat aktiivinen sakkaussäätö, lapakulmansäätö sekä passiivisakkaussäätö. Tuulivoimaa voidaan rakentaa joko yksittäisinä voimaloina, tai niin kutsuttuina tuulipuistoina. Tuulipuistolla tarkoitetaan useammasta samaan liittymispisteeseen liittyneestä tuulivoimalasta muodostuvaa kokonaisuutta. Tuulipuistot voidaan jakaa sijaintinsa perusteella maalla ja rannikolla(onshore) sijaitseviin tuulipuistoihin sekä merituulipuistoihin(offshore). Suomessa parhaimmat tuulennopeudet saavutetaan tuntureiden huipuilla, minne on koemuotoisesti rakennettu tuulivoimaa. Merialueilla on suuri energiapotentiaali sekä Suomessa että maailmanlaajuisesti. Merituulipuistojen investointikustannukset ovat suuremmat kuin maalle asennetuissa tuulivoimaloissa, tästä syystä merellä pyritään kasvattamaan voimaloiden kokoa. Merellä haittana myös sääolosuhteet ja luoksepääsyn hankaluus ympärivuotisesti. Tuulivoimalan oikea sijoittaminen on äärimmäisen tärkeää, sillä sen tuleva tuotanto on hyvin suuresti riippuvainen oikeasta sijoituspaikasta. Tämän vuoksi tuulienergian taloudellisen tuottamisen perusedellytyksenä on paikallisten tuuliolojen ja tuulienergian tuotantoa rajoittavien ilmastotekijöiden riittävän hyvä tuntemus.

4 1. Johdanto Maailman energiantarve on jatkanut vääjäämätöntä kasvuaan jo lukuisia vuosikymmeniä, eikä loppua ole näkyvissä. Kehitysmaiden rajusta teollistumisesta on tullut haaste ihmiskunnalle. Teollistumisen myötä kehitysmaiden energiantarve on kasvanut räjähdysmäisesti. Sillä välin, kun ihmiskunta muuttuu yhä energiariippuvaisemmaksi, pitäisi ihmisen ekologista jalanjälkeä eli fossiilisten polttoaineiden käyttöä vähentää. Tuulivoimasta on tullut eräs varteenotettava vaihtoehto vihreämmän energian tuotantoon. Tuulivoimakonsepteja on monenlaisia, aina yksittäisistä hajautetun energiantuotantoon soveltuvista tuulimyllyistä kokonaisiin tuulivoimalapuistoihin. Tuulivoimalan toimintaan liittyy monenlaista tekniikkaa niin roottorin pyörimisnopeuden, kuin voimalan verkkoliitynnän kannalta. Toisaalta suurena kysymyksenä on tuulivoimalan sijoitus tuuliolosuhteet ja infrastruktuuri huomioon ottaen. Harjoitustyön ensimmäinen pääluku käsittelee tuulivoimalaa ja siihen liittyvää sähkötekniikkaa. Toisessa pääluvussa keskeisessä asemassa ovat tuulivoimalan sijoituskysymykset.

5 2. Tuulivoimalan tekniikka Suurin osa kaupallisista tuulivoimala ratkaisuista on joko vakio- tai kaksinopeuksisia voimaloita. Niiden osuus on tulevaisuudessa vähenemässä muutuvanopeuksisten voimaloiden tullessa markkinoille.[1] 2.1 Vakionopeuksinen tuulivoimala Vakionopeudella tuulennopeudesta riippumatta pyörivä tuulivoimala tuottaa aina saman taajuista sähköä, joten erillistä taajuudenmuuttajaa ei tarvita. Voimala on kytketty suoraa verkkoon generaattorin avulla. Turbiinin pyörimisnopeus on riippuvainen verkontaajuudesta, epätahtigeneraattorin napaluvusta ja vaihteiston välityssuhteista. [1;17] Vakionopeutta ylläpidetään muuttamalla generaattorin magnetointia. Mikäli tuulen nopeus on voimalan nimellistuulennopeutta pienempi, on magnetointia vähennettävä ja jos se on suurempi, on sitä lisättävä. Magnetoinnin muuttaminen toimii tässä tapauksessa tehon säätämiskeinona (ylimagnetoidessa generaattori jarruttaa roottoria ja saatava teho kasvaa). Pyörimisnopeuden kasvaessa liian suureksi nimellisnopeuteen nähden, ei magnetointia muutamalla enää pystytä hallitsemaan roottorin vakionopeutta vaan tuulen kohdistamaa voimaa roottorin lapoihin pitää alkaa rajoittaa. Keskimääräinen hyötysuhde jää vakionopeuksissa tuulivoimaloissa pienemmäksi kuin muuttuva- ja kaksinopeuksisella, koska roottori toimii maksimiteholla vain tietyllä tuulen nopeudella. [1;17] Suurimpana ongelmana vakionopeuksisella tuulivoimalalla on tehonsäädöstä riippumattomat tehon nopeat vaihtelut, mitkä näkyvät verkossa. Ongelmana on myös generaattorin säätelemätön loistehon kulutus. Kondensaattoreilla saadaan kompensoitua loistehoa jota generaattori tarvitsee magnetoinnin ylläpitoon, loistehon määrä riippuu jännitteestä ja tuotannon lisääntyessä myös kondensaattorin tuottama loisteho lisääntyy. [1;17] Kuva 1. Periaatekuva vaikionopeuksisesta tuulivoimalasta [17] Vakionopeudella toimiva tuulivoimala koostuu yllä olevan (kuvan 1.)kuvan mukaisista komponentti kokonaisuuksista. Miltei poikkeuksetta kaupalliset laitokset perustuvat mekaanisen ylennysvaihteen käyttöön roottorin ja generaattorin välissä. Tuulivoimala on vaativa sovelluskohde tarkkuutta silmälläpitäen ja vaatiikin säännöllistä öljyn tarkkailua.[1]

6 Vakionopeuksiselle tuulivoimalalle on kaksi pääpiirteistä tapaa kytkeytyä verkkoon. Ensimmäinen on tapa jossa, tuulivoimalat ovat varustettu epätahtigeneraattorilla, joka on pehmokäynnistimen ja kondensaattoriparistojen välityksellä kytketty verkkoon. Toinen tapa on käyttää tahtigeneraattoria, jossa magnetointi on toteutettu ulkoisesti tasasuuntaajalla, mutta tämä on huomattavasti harvinaisempaa kuin ensimmäinen tapa. Epätahtigeneraattori on rakenteeltaan yksinkertainen sekä luotettava, ne on jaettu kahteen pääryhmään roottorikäämityksen perusteella, oikosulkugeneraattoreihin ja liukurengasgeneraattoreihin. Oikosulkugeneraattorissa roottoriuriin asetetut sauvat oikosuljetaan roottorin päistä oikosulkurenkain ja näin saadaan aikaan ns. häkkikäämitys. Liukurengasgeneraattorissa roottorikäämien päät tuodaan liukurenkaiden avulla roottorista ulos. [1;17] 2.1.1 Häkkikäämitetty epätahtigeneraattori SCIG Kuva 2. Häkkikäämitetty epätahtigeneraattori Miltei kaikissa vakionopeuksissa tuulivoimaloissa käytetty tyyppi on oikosulkumoottori eli häkkikäämitetty epätahtigeneraattori. Tuulennopeuden vaihtelun näkyvät tässä generaattorityypissä magnetoinnin tarpeen vaihteluna, eli tehon vaihteluna. Tyypin käyttökelpoisuus perustuu yksinkertaiseen, luotettavaan ja edulliseen ratkaisuun. Koneisto kestää suuria mekaanisia rasituksia ja saa parhaan hyötysuhteensa yhdellä pyörimisnopeudella(yksi käämitys) tai kahdella pyörimisnopeudella(kaksoiskäämitys, kaksinopeuksinen tuulivoimala). [1;17] 2.1.2 Kaksinopeuksinen tuulivoimala Sähköntuotannon lisäämiseksi on osaan vakionopeuksista voimaloista tehty kaksoiskäämitys, sijoittamalla käämit päällekkäin staattoriuraan. Tällöin saadaan kaksi eri napalukua, joka mahdollistaa generaattorin pyörittämisen kahdella eri nopeudella tuulesta riippuen.. Kaksinopeuksisessa voimalassa voi myös olla kaksi erillistä epätahtigeneraattoria kahden eri nopeuden saavuttamiseksi. Kahdella eri nopeudella voimalalle saadaan parempi hyötysuhde ja pienempi käyntiääni. Tämän tyyppinen tuulivoimala ratkaisu on kannattavaa toteuttaa vain kun asennuspaikan keskimääräinen pyörimisnopeus osoittaa sen olevan tavallista epätahtigeneraattoria kannattavampi ratkaisu, on hyvä pitää mielessä että alhaisten tuulennopeuksien energiasisältö on pieni [1]

7 2.2 Muuttuvanopeuksinen tuulivoimala Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan pyörimisnopeus on riippuvainen koneistosta itsestään. Pyörimisnopeuden ja tuulennopeuden suhteen säilyessä lähellä optimia toimii voimala lähes maksimihyötysuhteella, tuulennopeudesta riippumatta. Muuttuvanopeuksisella voimalalla on tämän takia parempi hyötysuhde vakionopeuksiseen laitokseen verrattuna. Nopeimpien tuulennopeuksin vaihteluiden seuraaminen ei käytännössä kuitenkaan ole mahdollista. Lisäksi nimellistehon saavuttamisen jälkeen ei roottorin kierrosnopeuden anneta enään kasvaa. [1;17] Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalaitoksen tuottamaa sähköä ei suoraan voidan siirtää verkkoon vaan tuotettu sähkö tasasuunnataan ja tämän jälkeen vaihtosuunnataan verkkotaajuiseksi (50Hz) vaihtovirraksi taajuudenmuuttajan avulla. Muitakin menetelmiä voidaan käyttää. Generaattorina voidaan käyttää tahti- tai epätahtigeneraattoria. Ensisijaisena hyötynä taajuusmuutajalla tapahtuvasta sähköverkkoon kytkennästä on se, että tehonvaihtelut eivät heijastu välkyntänä verkkoon vaan ulostuloteho on tasaisempaa kuin vakionopeuksiselta laitokselta saatava ulostuloteho. [1;17] Kuva 2. Periaatekuva muuttuvanopeuksisesta tuulivoimalasta [17] Epäsuoraan sähköverkkoon liittymisen etuna on myös mahdollisuus vaihtelevampaan roottorin pyörimisnopeuteen. Tällöin esim. puuskittaisissa tuulissa on mahdollista älykkäillä ohjausjärjestelmillä ohjata voimalaitoksen roottori paremmin kohti tuulta ja näin ollen varastoida osa ylimääräisestä energiasta pyörimisenergiaksi, kunnes tuulenpuuska on ohi. Tämä vaatii todella älykästä strategiaa ohjausjärjestelmältä, jotta voidaan erottaa tavanomainen tuulen kasvu tuulenpuuskasta. Tällaisella ohjauksella on mahdollista vähentää torniin ja roottorin lapoihin kohdistuvia rasituksia vähentämällä huippuvääntömomenttia. Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalaitoksen lavoista voidaan näin ollen tehdä kapeampi, jolloin torniin kohdistuu pienemmät rasitukset ja lavat ja torni voidaan tehdä kevyemmiksi. Jos taajuusmuuntaja on varustettu IGBT-tehokomponenteilla voidaan laitoksen tuottamaa loistehoa säätää ja myös parantaa sähkön laatua. Alhaisilla tuulennopeuksilla tuulivoimala pyörii hitaammin jolloin saadaan vakionopeuksiseen verrattuna hiljaisempi käyntiääni. Täysin muuttuvanopeuksisissa tuulivoimaloissa käytetään yleisimmin generaattorina tahtigeneraattoria. Tahtigeneraattori on kuitenkin herkkä värähtelylle ja vaatii ertyistä kunnossapitoa hiiliharjojen ja likurenkaiden likaantumisen vuoksi. Kestomagneettien arvellaan poistavan nämä ongelmat tulevaisuudessa vaikka ongelmina kestomagneeteissa ovat niiden lämpötila ja paino. [1;17] Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalaitoksen huonona puolena on ensisijaisesti sen monimutkainen rakenne ja siitä johtuva suurempi vikaantumisherkkyys joka vaikuttaa tämäntyyppisen voimalaitoksen käytettävyyteen ja aiheuttaa myöskin korkeat huoltokustannukset. Tällä hetkellä muuttuvanopeuksinen voimalaitos on

8 kokonaisuutena vakionopeuksiseen verrattuna kalliimpi ratkaisu ( /kw). Haittapuolena voidaan pitää myöskin kiihtyvyysvoimien aiheuttamia pyörimissuuntaisia rasituksia jotka voivat mahdollisesti lyhentää lapojen käyttöikää. [1;17] 2.2.1 Kaksoissyötetty epätahtigeneraattori DFIG Kuva 3. Kaksoissyötetty epätahtigeneraattori Kuvan 3. kaltainen kaksoissyötetty epätahtigeneraattori eroaa vakionopeuksisesta häkkikäämitetystä epätahtigeneraattorista (DFIG) siten, että sen roottori on käämitetty ja yhdistetty liukurenkailla taajuusmuuntajaan. Generaattorin staattori on suoraan kytketty verkkoon. Näin ollen roottorivirtojen taajuus voidaan erottaa roottorin mekaanisesta pyörimisnopeudesta ja tällöin voidaan muuttaa roottorin tahtinopeutta. Eli malli sallii generaattorin pyörimisnopeuden vaihtelun tuulen tehon mukaan. Asetteluväli tahtinopeudelle riippuu taajuusmuuttajan nimellistehosta generaattorin nimellistehoon verrattuna. Yleensä asetteluvälin on valittu kustannussyistä siten että nopeutta voidaan muuttaa ± 30 %. Eli yleensä noin 25-30 % tuotetusta tehosta syötetään verkkoon taajuusmuuntajan kautta. Vakionopeuksikseen konseptiin verrattuna taajuusmuuttajalla varustetulla mallilla voidaan suorittaa pehmeämpi verkkoon liittyminen, koska taajuusmuuttajalla voidaan kompensoida loistehoa ja näin käynnistysvirtapiikkiä rajoittaa. [1; 18; 19; 20; 21]

9 2.2.2 Täysohjattu tahtigeneraattori PMSG / WRSG Kuva 4. Täysohjattu tahtigeneraattori Kuvan 4. kaltainen täysohjattu tahtigeneraattori on täysin taajuusmuuttajan taakse asennettu tahtigeneraattori. Generaattorin nopeutta voidaan tällöin säätää vapaasti generaattorin mekaanisen kestävyyden rajoissa. Täydelle teholle mitoitettu taajuusmuuttaja nostaa kokonaisuuden hintaa. Roottorin magnetointitapa on joko perinteinen liukurengasmagnetointi tai kestomagnetointi. Kun mallissa käytetään vaihdelaatikkoa, generaattorin koko pysyy pienenä. Malli voidaan toteuttaa myös ilman vaihdelaatikkoa, mutta tämä johtaa alhaiseen pyörimisnopeuteen, jolloin taas staattorissa tulee olla paljon napapareja ja generaattorista tulee suurikokoinen. Täysohjattu malli on epätahtigeneraattoria hieman halvempi ja siinä on vähäisempi huoltotarve. [18; 19; 20] 2.3 Roottorin säätömekanismit Tulivoimalan roottorilla tuotettavan tehon säätäminen voidaan toteuttaa kolmella eri tavalla. Yksinkertaisin näistä on passiivisakkaus, jota käytetään vakionopeuksissa voimalaitoksissa. Toisina vaihtoehtoina käytetään lapakulmansäätöä sekä aktiivista sakkaussäätöä. 2.3.1 Passiivisakkaus Vanhin ja yksinkertaisin roottorin tehoa on rajoittava menetelmä passiivisakkaussäätö. Tuulen nopeuden kasvaessa ja lavan pyörimisnopeuden pysyessä vakiona kasvaa myös tuulen kohtauskulma. Kun kohtauskulma kasvaa riittävästi, muuttuu siiven tyhjiöpuolella laminaarisesta turbulenttiseksi. Tällöin lapa alkaa sakata, ja lavan hyötysuhde pienenee. Teho putoaa aluksi kun sakkaus alkaa mutta kun tuulennopeus jatkaa kasvuaan, tietyn rajan kuluttua eivät lavan taakse syntyvät pyörteet enää pysty rajoittamaan tehon kasvua. Tämän jälkeen teho alkaa kasvaa jyrkästi ja kun nimellisteho on saavutettu pitää laitos pysäyttää vaurioiden estämiseksi. Pysähdys perustuu yleensä tehon seurantaan tietyn aika jakson aikana ja se tapahtuu automaattisesti. Passiivisakkauksen huono puoli on siis se, että se ei kykene nopean tuulen aikana pitämään tehontuotantoa optimiarvossaan, vaan tuotannossa tapahtuu sekä ylitystä että alitusta. Nimellistuulennopeus muodostuu lavan siipiprofiilin, kiinteän lavan asetuskulman ja roottorin pyörimisnopeuden summana. [1;18] Kiinteälapaisen voimalaitoksen huonona puolena on lisäksi tietyissä sakkaustilanteissa syntyvät itseään vahvistavat värähtelyt, jotka voivat johtaa lapojen rikkoutumiseen. Tämä on koettu ongelmaksi erityisesti laitoskoon kasvaessa, koska

10 lapojen pidentyessä painovoiman aiheuttamat värähtelyt tulevat vaikeammiksi hallita. Myös sakkausominaisuuksien muuttuminen sääolosuhteiden ja esim. lavan likaantumisen takia ovat aiheuttaneet ongelmia. Erityisen hyvänä puolena voidaan pitää yksinkertaista rakennetta ja siitä johtuvaa matalaa vikaantumisherkkyyttä. [1;18] 2.3.2 Lapakulmansäätö Lapakulmansäädössä muutetaan lapojen asentoa siten, että hyötysuhde tarvittaessa pienenee. Lapakulmasäätö sopii hyvin muuttuvanopeuksisille turbiineille, joissa alle nimellistuulennopeudella toimittaessa hyötysuhde pyritään pitämään optimissaan. Lapakulmasäätöinen laitos toimii pienellä tuulennopeuksilla paremmin kuin kiinteälapakulmainen laitos. Menetelmän haittapuoli on sen hitaus. [1] 2.3.3 Aktiivinen sakkaussäätö Alle nimellistuulennopeuksilla aktiivisakkaussäätöinen laitos toimii samalla tavalla kuin lapakulmasäätöinen laitos. Kun taas tuulennopeus ylittää nimellistuulennopeuden aktiivisakkaussäätöisen laitoksen lapa alkaa sakata saamaan tyyliin kuin passiivisen sakkaus, mutta sakkauksen määrää säädellään siten että laitos toimii kaiken aikaa lähellä nimellistehoaan ja tuotanto kovilla tuulennopeuksilla on tasaisempaa kuin passiivisakkauksella. Menetelmän hyvä puoli lapakulmansäätöön verrattuna on että se on nopeampaa. Sekä lapakulmansäädön että aktiivisen sakkauksen etuina passiivisakkaukseen verrattuna on että laitos suorittaa pysähtymisen ja käynnistykset kääntämällä lavat niin ettei tuuli aiheuta niihin pyörittäviä voimavaikutuksia. Tällöin käynnistykset ja pysäytykset voidaan tehdä pehmeämmin ja vähemmillä rasituksilla. Myös molemmilla laitoksilla on parempi hyötysuhde pienillä ja suurilla tuulennopeuksilla sekä tehokäyrä voidaan suhteellisen tarkasti ennustaa. Huonoina puolina molemmilla mekanismeilla passiivisakkaukseen verrattuna on monimutkainen rakenne jossa on paljon liikkuvia osia ja joiden vikaantumisaste ainakin tähän asti on ollut suurempi kuin passiivisakkauksella toimivilla kiinteänopeuksisilla laitoksilla. [1;18] Kuva 5. Lapakulmasäätöisen ja sakkaussäätöisen laitoksen esimerkinomaiset tehokäyrät. [1]

11 3. Tuulivoimalan sijoitus- ja ympäristökysymykset 3.1 Tuulivoima merellä ja maalla Tuulipuistot voidaan jakaa sijaintinsa perusteella maalla ja rannikolla(onshore) sijaitseviin tuulipuistoihin sekä merituulipuistoihin(offshore). Merituulipuistoiksi voidaan luokitella kaikki puistot joiden voimaloihin ei pääse maitse. Yleensä merelle rakennettavat tuulipuistot sisältävät kymmeniä, jopa yli sata voimalaa. Tällöin tuulipuiston tuotantokapasiteetti on satoja megawatteja.[9] 3.1.1 Tuulivoima mantereella Suomessa parhaimmat tuulennopeudet saavutetaan tuntureiden huipuilla, minne on koemuotoisesti rakennettu tuulivoimaa. Lapin tunturien erinomaisia tuuliolosuhteita edesauttaa talvisin tunturien huippujen alapuolelle laskeutuva inversiokerros, jonka ansiosta tunturin huipulla pääsee tuulemaan erityisen kovaa. Vaikeutena tuulivoiman sijoittamisessa tuntureille ovat kuitenkin sähköverkon etäisyys, jäätäminen, huono luoksepäästävyys ja arvoristiriita luonnontilaisen maiseman kanssa.[8] Valtaosa tuulivoimasta rakennetaan edelleen maalle. Ensimmäisenä tuulivoimaa rakennetaan muutaman voimalan yksiköissä rannikolle, koska siellä voidaan useimmiten käyttää olemassa olevia siirtoyhteyksiä, tuulisuusolosuhteet ovat kohtuullisen hyvät ja voimaloiden asentaminen on edullisempaa kuin merelle. Pitkällä aikavälillä myös sisämaahan saatetaan perustaa merkittävä määrä tuulivoimaa. Tämä kuitenkin vaatii että markkinoille saadaan lisää heikkotuulisiin kohteisiin tarkoitettuja malleja, joissa tuuliturbiinin roottori on hyvin suuri ja generaattoriteho puolestaan pieni.[8] 3.1.2 Tuulivoima merellä Merialueilla on suuri energiapotentiaali sekä Suomessa että maailmanlaajuisesti. Merellä on paitsi hyvin laajat tuulivoimalle sopivat alueet, niin myös pienempi pinnan karheuskerroin, jolloin tuulen nopeus kasvaa vähemmän ylöspäin mentäessä. Siten merelle sijoitetuissa tuulivoimaloissa voidaan käyttää matalampia torneja saman tehon aikaansaamiseksi. Pienen maapinta-alan vuoksi Euroopassa tullaan varmasti siirtymään yhä enenevässä määrin merituulivoiman hyödyntämiseen. Kun rannikoilta loppuvat sopivat alueet, on rakennettava rannikkovesialueille merituulipuistoja. Suomessa merituulivoima tulee kyseeseen maa-alueiden metsäisyyden lisäksi lähinnä sen vuoksi, että merelle rakennettaessa tuulivoimaloiden visuaalinen haittavaikutus pienenee ja samalla tuulivoimalaitosten melun vaikutukset asutukseen jäävät kokonaan pois. Meluhaittojen ollessa jokseenkin merkityksettömiä, voidaan tuulivoimaloiden lapojen kärkinopeuksiakin nostaa, jolloin päästään hyödyntämään yhä korkeampia tuulennopeuksia ja huipunkäyttöajat kasvavat. Näiden seikkojen lisäksi merelle kannattaa sijoittaa tuulivoimaa, sillä tuuli on maa-alueita voimakkaampaa ja tasaisempaa, jolloin päästään luonnollisesti myös tasaisempaan energiantuotantoon.[8] Perämeressä on tuulivoiman kannalta runsaasti rakentamiseen soveltuja matalikkoja. Kohtalaisen lähellä manteretta voidaan saavuttaa 7-8 m/s tuulen keskinopeuksia, minkä vuoksi alueet soveltuvat Suomen olosuhteissa tuulivoiman tuotantoon.[8]

12 Euroopankin mittakaavassa merituulivoimalaitoksista on vielä kovin vähän kokemusta. Tanska on kuitenkin ehdoton edelläkävijä esimerkiksi merituulipuistoillaan: Horns Rev (160 MW) ja Nysted (165,5MW), jotka tuottavat yhteensä noin 1,22 TWh sähköenergiaa vuodessa.[11;16] 3.1.3 Merituulivoiman ongelmia Merituulipuistoissa on toki myös omat heikkoutensa. Merituulipuistojen investointikustannukset ovat suuremmat kuin maalle asennetuissa tuulivoimaloissa, erityisesti perustusten osalta. Maalla perustuksen, kuljetuksen ja asennuksen yhteinen osuus voimalan hinnasta jää yleensä 10 %:n tuntumaan. Merellä vastaavat kustannukset ovat 25 50 %. Tästä syystä merellä pyritään kasvattamaan voimaloiden kokoa. Muita haittapuolia aiheuttavat meriympäristö ja Suomessa talvisin vallitsevat arktiset sääolosuhteet. Kova merenkäynti ja aallokko aiheuttavat eroosiota tuulivoimalan perustuksissa ja hankaloittavat luoksepääsyä ja huoltomahdollisuuksia. Perämeren rannikolla luoksepääsyä voivat vaikeuttaa myös jääolosuhteet syksyllä ja keväällä. Merellä ohjeeksi on otettu, että yhden huoltokäynnin vuodessa, kesäaikaan, täytyy riittää. Pohjoisissa olosuhteissa meren jääpeite voi olla hyvinkin paksu ja erityisesti ahtojää aiheuttaa suuria kuormituksia yksittäisten tuulivoimaloiden perustuksille ja koko rakenteelle. Tuuli-, aalto- ja jääkuormien yhteisvaikutusten laskemisesta on toistaiseksi vain melko vähän kokemusta. Nämä muodostavat kuitenkin yhdessä merkittävän kuormituksen laitoksen rakenteille. Suomen rannikko-oloissa kannattavimmat perustusvaihtoehdot ovat kartiokasuuni tai jääkartiolla varustettu junttapaalu. Kolmijalkaperustus voi olla hinnaltaan kilpailukykyinen, jos veden syvyys on yli 10 metriä. 3-5 metrin perustussyvyys näyttäisi olevan melko optimaalinen, sillä näissä syvyyksissä korkeat ahtojäävallit ankkuroituvat pohjaan, ja jääkuormat vähenevät, mutta perustusten uitto ja huoltoalusten sekä proomujen liikkuminen alueella on vielä mahdollista.[8] Arktisen kylmistä olosuhteista aiheutuu lisäksi tuulivoimalan lapojen ja tuulennopeus- ja tuulensuunta-anturien jäätymistä, mistä luonnollisesti seuraa huomattavan määrän seisontapäiviä. Lapojen jääkuormista aiheutuu ylimääräistä rakenteellista rasitusta ja lisäksi niiden aerodynaamiset ominaisuudet muuttuvat ja voimala alkaa myös sakata pienemmillä tuulennopeuksilla. Mittausanturien jäätymisestä seuraa ongelmia voimalan säätöjärjestelmälle. Ratkaisuna jäätymiseen on kehitetty lämmitysjärjestelmiä niin lavoille, kuin antureillekin. Myös voimalan elektroniikkaa, generaattoria ja vaihdelaatikkoa on lämmitettävä, jotta ne pysyvät toimintakuntoisina myös kylmällä säällä. Meriympäristössä ilmakin on suolaisempaa ja korrodoivaa, minkä vuoksi tarvitaan erityisen hyvin eristettyjä, erityisen luotettavia ja korroosionkestäviä osia, mikä edelleen nostaa kustannuksia.[ 8;12;13] 3.1.4 Meri- ja maa-tuulivoiman kustannusvertailua Nykyään investointikustannukset ovat uudelle, rannikolle sijoitettavalle voimalalle keskimäärin 1000 /kw. Merituulivoimalan investointikustannukset ovat puolestaan noin 1400 /kw. Huipunkäyttöaika on Suomen rannikolla noin 1800 2500 tuntia vuodessa ja merellä 2500 3500 tuntia vuodessa, joten keskiteho on 20 40 % asennetusta kapasiteetista. Nykyään tuulivoiman tuotantokustannus Suomessa uudella voimalalla on noin 4,5 5,5 snt/kwh rannikolla ja merituulivoimalalla noin 6 7 snt/kwh. Nykyisillä sähkön markkinahinnoilla tuulivoiman tuottaminen on taloudellisesti mahdollista vain kapealla vyöhykkeellä meren rantaviivan välittömässä

13 läheisyydessä ja sisämaassa riittävän korkealle ympäristöstään kohoavien tunturien ja vaarojen huipuilla. Jotta tuulivoiman kannattavuus paranisi, kustannus tehoa kohden tulisi alentua sekä sähkön tuotannon hyötysuhteen tulisi kasvaa.[4] Taulukko 1. Tuulivoiman tuotantokustannuksia Suomessa.[4] Tällä hetkellä on erimielisyyksiä siitä, mikä on tuulivoimalan optimikoko maalla ja merellä. Nykyään arvioidaan taloudellisen rajan kulkevan jossain 4 5 MW:n tienoilla. Joka tapauksessa tavoitteena ovat suuremmat yksikkökoot ja merituulipuistoja perustettaessa myös entistä suuremman tuotantoyksiköt, jolloin myös investointikustannusten tehoyksikköä kohden( /kw) voidaan olettaa pienenevän. Vuonna 2010 teknisen rajan oletetaan kulkevan 10 MW:n tienoilla.[4] 3.2 Tuulivoiman tuotantoon soveltuvien alueiden kartoitus Tuulivoimalan oikea sijoittaminen on äärimmäisen tärkeää, sillä sen tuleva tuotanto on hyvin suuresti riippuvainen oikeasta sijoituspaikasta. Sijoituspaikan tuulioloilla on erittäin suuri merkitys tuulivoimalan tuottamaan tehoon, joka on verrannollinen tuulennopeuden kuutioon ( v 3 ). Tämän vuoksi tuulienergian taloudellisen tuottamisen perusedellytyksenä on paikallisten tuuliolojen ja tuulienergian tuotantoa rajoittavien ilmastotekijöiden riittävän hyvä tuntemus. Tuulioloilla tarkoitetaan tuulen keskinopeutta, tuulen nopeuden ajallista vaihtelua, eri tuulennopeuksien esiintymistodennäköisyyttä, tuulen turbulenttisuutta sekä näiden vertikaalista ja paikallista vaihtelua. Tuulienergiatuotantoa rajoittavia ilmastollisia tekijöitä puolestaan ovat muun muassa alhaiset lämpötilat ja tuotantolaitteistojen jäätyminen.[3] 3.2.1 Tuuliolosuhteiden paikalliset vaihtelut Karkea yleiskuva paikallisista tuuliolosuhteista saadaan tuuliatlasmenetelmällä, joka perustuu pitkäaikaisten korjattujen säähavaintojen sekä tietokoneavusteisten laskentamallien käyttöön. Vuodelta 1991 peräisin oleva Suomen tuuliatlas on kuitenkin auttamattoman vanhentunut tämän päivän tuulivoimarakentamisen tarpeisiin, erityisesti kun ottaa huomioon nykyisen, nopean ja arvaamattoman ilmastollisen kehityksen. Lisäksi on hyvä huomioida että tuulisuusominaisuuksia kuvaavat mallit ovat yleisesti kehitetty Keski-Eurooppaan, ja näin ollen ne aliarvioivat puuston vaikutusta suuresti.[6]

14 3.2.2 Tuulennopeuden korkeusprofiili Tuulivoimalan tornin korkeus vaikuttaa laitoksen tuottamaan energiaan ja sen hintaan. Korkeammalla maanpinnasta keskituulennopeus on suurempi ja näin saavutetaan suurempi energiantuotanto. Korkeampi torni on kuitenkin kalliimpi ja vaatii tukevamman perustuksen. Sijoituskohteelle optimaalisen tornin korkeuden määrää tuulennopeuden korkeusprofiili, joka riippuu muun muassa ympäröivän maaston peitteisyydestä. Likimääräisesti voidaan sanoa että tuulennopeus kasvaa logaritmisesti korkeuden mukana, mutta tähän aiheuttaa epätarkkuutta esimerkiksi turbulenssi, jonka voimakkuus riippuu pinnasta(maa tai vesi), jota pitkin tuuli puhaltaa. Tuulen käyttäytymistä potentiaalisella sijoituspaikalla voidaan toki mallintaa tarkemminkin, ottaen huomioon esimerkiksi maastonmuotojen ja puuston vaikutuksia.[1;2] 3.2.3 Käytännön selvitykset ja alueiden vertailu Pitkän aikaskaalan 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 avomerellä 2-3 vuotta ja esimerkiksi tunturialueilla 4-5 vuotta. Yksi tuulennopeuden mittaustulos on kymmenen minuutin aikakeskiarvo.[3] Tuuliolojen mallinnuksen tarkkuuden tärkeydestä kertoo se, että esimerkiksi 10 % lisäys keskituulennopeudessa parantaa tuulivoimalan tuotantoa 20 25 %. 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. Yleisesti voidaankin todeta, että suurin osa tehosta saadaan tuulen nopeuksilla, jotka ovat kaksi kertaa suuremmat kuin alueen keskimääräiset tuulen nopeudet. Alueiden soveltuvuuden arviointia ja vertailua varten on määritelty huipunkäyttöajan käsite: t h = E ( MWh) P ( MW ) Vuotuinen n Huipunkäyttöaika on voimalan vuoden aikana tuottaman energian ja sen nimellistehon suhde. Se kertoo, montako tuntia voimalan pitäisi toimia nimellistehollaan, jotta se tuottaisi vuoden aikana todellisuudessa tuottamansa energian. Mitä suurempi huipunkäyttöaika on, sitä enemmän ja tehokkaammin voimala tuottaa energiaa.[4;7]

15 3.3 Tuulipuistot ja yksittäiset voimalat Tuulivoimaa voidaan rakentaa joko yksittäisinä voimaloina, tai niin kutsuttuina tuulipuistoina. Tuulipuistolla tarkoitetaan useammasta samaan liittymispisteeseen liittyneestä tuulivoimalasta muodostuvaa kokonaisuutta.[9] Tuulivoiman investointikustannukset koostuvat paitsi varsinaisista eri komponenttien kustannuksista, myös infrastruktuurin rakentamiskustannuksista, eli tieyhteyksien, sekä sähkö- ja televerkon kustannuksista. Infrastruktuurin rakentamiskustannukset riippuvat edelleen merkittävästi tuulivoiman geologisesta sijainnista, eli etäisyydestä olemassa olevista tie-, sähkö-, ja televerkoista. Tuuliolosuhteet ovat usein kuitenkin parhaat syrjäisillä alueilla, joilla sähköverkko, ja muukin infrastruktuuri, on heikko. Tuulivoimaloita kannattaa tästä huolimatta rakentaa vain paikoille, joilla keskimääräinen tuulen nopeus on suuri eikä maastossa ole tuulelle suuria esteitä.[10] Keskittämällä tuulivoima tuulipuistoihin, saadaan infrastruktuurin rakentamisesta aiheutuvat kustannukset jaettua useiden kymmenienkin suuritehoisten voimaloiden kesken, jolloin investointikustannukset tehoyksikköä kohden jäävät pienemmiksi, kuin yksittäisten voimaloiden tapauksessa. Yksittäinen voimala on yleensä edullinen vain, kun energian tarve on paikallinen ja suhteellisen vähäinen. Tuulipuistojen suosimisella on muitakin hyviä puolia. Ensinnäkin tuulen vaihtelusta ja puuskaisuudesta johtuvat tehovaihtelut tasoittuvat yksittäiseen tuulivoimalaan verrattuna, sillä puistossa sijaitsevat voimalat ovat sijoittuneet laajemmalle alueelle. Tuulipuistoa suunniteltaessa on kuitenkin huomioitava myös lähekkäin toisiaan sijaitsevien turbiinien vanat.[5;9] Toinen etuisuus tuulipuistoihin liittyen on mahdollisuus käyttää keskitettyjä tehoelektronisia yksiköitä tuulipuiston verkkoonliityntäpisteessä esimerkiksi taajuuden ja jännitteen säätöön, sekä loistehon kompensointiin. Lisäksi tuulivoiman käytettävyyttä voidaan parantaa rakentamalla suurten tuulipuistojen yhteyteen keskitettyä energianvarastointitekniikkaa, jolla kyetään säätämään tuulivoiman tehoa tuulisuuden heilahteluista huolimatta. Käytännössä tämä voisi tarkoittaa esimerkiksi akustojen käyttöä tai, luonnonvarojen salliessa, myös pumppausvarastointia. Sähköverkkotarkasteluissa tuulipuistoa voidaan mallintaa likimääräisesti yhtenä ekvivalenttikoneena, jonka nimellisteho on puiston voimaloiden nimellistehojen summa. Tällöin on kuitenkin vaarana, että lyhyen aikavälin stabiilisuus näyttää liian optimistiselta, sillä todellisuudessa voimaloiden toimintapisteet eroavat toisistaan johtuen esimerkiksi tuulen hidastumisesta sen kulkiessa voimalarivien lävitse.[1]

16 4. Yhteenveto Tuulivoima tarjoaa varteenotettavia mahdollisuuksia tulevaisuuden energiantuotannolle. Tuulivoiman etuina mainittakoon sen soveltuminen niin pienitehoiseen hajautettuun energiantuotantoon, kuin monen sadan megawatin tuulipuistoon ja ennen kaikkea sen ympäristöystävällisyys. Suomessa tuuliolosuhteiden kannalta parhaimmat olosuhteet ovat tuntureilla ja merellä. Huolimatta meren sekä tuntureiden suuresta energiapotentiaalista, ongelmia aiheuttaa valmiin infrastruktuurin puuttuminen, sekä merellä Suomen arktisesta sijainnista seuraavat jääongelmat. Tällä hetkellä tuulivoimaa rakennetaan Suomessa eniten rannikolle, jossa tuuliolosuhteet ovat kohtuulliset ja rakentaminen halvempaa kuin merelle tai tuntureille. Sisämaan otollinen maaperä tuulivoimalle edellyttää voimalalta ominaisuuksia, joita vaaditaan heikkojen tuuliolosuhteiden johdosta. Tämä edellyttää investointia tuulivoimatutkimukseen. Tällä hetkellä tuulivoiman kustannukset ovat korkeahkot, mutta tekniikan kehittyessä lähitulevaisuudessa tuulivoima saattaa näytellä tärkeätä osaa koko maapallon taistelussa ilmaston lämpenemistä vastaan.

17 Lähdeluettelo [1] Sami Repo & Hannu Laaksonen; Tuulivoimateknologia sähkönjakeluverkossa, Tampereen Teknillinen Yliopisto, 2003, 88s, Raportti 1-2003; http://svtf43.ee.tut.fi/raportteja/westwind/raportti1-2003.pdf [2] SMG-4300 Aurinkosähkö ja tuulivoima, Luentotiivistelmät, 2006-2007 [3] http://www.fmi.fi/tutkimus_yhteiskunta/yhteiskunta_8.html [4] Koljonen, T., Kehittynyt tuulivoimateknologia, Teknillisen korkeakoulun teknillisen fysiikan julkaisuja, VIII Tuulivoiman kustannukset, Espoo, 2003 [5] Kauhaniemi, K., Ristolainen, I., Saari, P., Lågland, H., Salminen, H., Hokkanen, M., Brännbacka, B., Simulointiympäristö Loppuraportti, Hajautettujen energiajärjestelmien teknologiaohjelma DENSY, Vaasan yliopisto, VTT Prosessit, 31.03.2005 [6] Suomen luonnonsuojeluliiton esitykset seuraavalle hallitukselle, http://www.sll.fi/tiedotus/tiedotteet/liitto/2006/hallitusohjelma, katsottu 3.10.-07 [7] Kontkanen, T., Suuren tuulivoimatuotannon dynaamisia vaikutuksia sähköverkkoon, Diplomityö, Espoo, 8.12.2006 [8] POHJOLAN VOIMA OY, Kokkolan edustan merituulivoimalaitos, Teknistaloudellinen raportti, 2001 [9] Mattilainen, J., Tuulivoima, S-18.3201 Sähkönsiirtojärjestelmät 2, Kevät 2007 [10] Auvinen, O., Lehtonen, M., Kehittynyt tuulivoimateknologia, Teknillisen korkeakoulun teknillisen fysiikan julkaisuja, VII Liitäntä sähköverkkoon ja verkkokysymykset, Espoo, 2003 [11] Rinta-Valkama, J., Hannula, I., Kehittynyt tuulivoimateknologia, Teknillisen korkeakoulun teknillisen fysiikan julkaisuja, I Suuret tuulivoimalat ja niiden rakenneratkaisut Espoo, 2003 [12] Mäki-Petäjys, K., Tienhaara, V., Kehittynyt tuulivoimateknologia, Teknillisen korkeakoulun teknillisen fysiikan julkaisuja, VI Merituulivoimalaitosten perustustekniikat, Espoo, 2003 [13] Aaltonen, J., Kulla, A., Kehittynyt tuulivoimateknologia, Teknillisen korkeakoulun teknillisen fysiikan julkaisuja, II Tuulivoima ja kylmät olosuhteet, Espoo, 2003 [14] VTT. (2007). Suomen tuulivoimatilastot, http://www.vtt.fi/palvelut/cluster7/topic7_9/tuulivoiman_tuotanto- _ja_vikatilastot.jsp, katsottu 3.10.-07

18 [15] Fingrid Oyj, (2007), Fingrid Oyj:n voimansiirtoverkko, http://www.fingrid.fi/attachments/fi/yritys/kantaverkko/kantaverkko2007.pdf, katsottu 03.10.-07 [16] Danish Wind Industry Association (2007), Offshore Wind Turbines, http://www.windpower.org/en/pictures/offshore.htm [17] Motiva; Tuulivoiman projektiopas, syyskuu 1999; http://www.motiva.fi/fi/julkaisut/uusiutuvatenergialahteet/tuulivoima/tuulivoimanproj ektiopas.html [18] Teemu Kontkanen, Suuren tuulivoimatuotannon vaikutuksia dynaamiseen sähköverkkoon, Teknillinen Korkeakoulu, Sähkö- ja tietoliikennetekniikan osasto, 2006; http://lib.tkk.fi/dipl/2006/urn007585.pdf [19] Ted Brekken, Ph.D., A Novel Control Scheme for a Doubly-Fed Induction Wind Generator Under Unbalanced Grid Voltage Conditions, Oregon State University; http://machines.ece.uiuc.edu/seminars/ceme407_oregon_state.ppt [20] Jussi Matilainen, Tuulivoima luentomoniste, Kurssi S-18.3201 Sähkönsiirtojärjestelmät 2, Kevät 2007 http://powersystems.tkk.fi/opinnot/s-18.3201/luento05-tuulivoima.pdf [21] Hannu Laaksonen, Hajautetun tuotannon tilastollisuuden ja keskijänniteverkon aktiivisen jännitteensäädön huomioiminen verkostolaskennassa, Tampereen Teknillinen yliopisto, 2004, Diplomityö http://svtf43.ee.tut.fi/raportteja/digin/d-tyo_laaksonen.pdf