Muistio 1 (11) Perustelut Fingridin yleisissä liittymisehdoissa (YLE2013) asetetulle 1650 MW tehorajalle Yhteenveto Voimalaitosyksikön irtoaminen sähköverkosta ei saa johtaa liialliseen taajuuden laskuun pohjoismaisessa sähköjärjestelmässä, jotta järjestelmän käyttövarmuus voidaan ylläpitää. Taajuuden pienin sallittu arvo yksittäisen vian seurauksena on 49 Hz, sillä sen alapuolella käynnistyy eri puolilla pohjoismaita automaattinen kuormien irrotus suurhäiriön välttämiseksi. Sähköjärjestelmän tahtigeneraattoreihin ja niiden turpiineihin varastoitunut liike-energia määrää taajuuden laskunopeuden suuren voimalaitosyksikön irrotessa verkosta. Reservien määrällä ei ole vaikutusta taajuuden laskunopeuteen välittömästi voimalaitosyksikön irrottua verkosta, sillä ne alkavat palauttaa taajuutta normaaliksi vasta useamman sekunnin kuluttua. Mitä pienempi järjestelmän liike-energia on, sitä vähemmän reservit ehtivät vaikuttaa syntyvän taajuuskuopan syvyyteen. Taajuuden palautuminen sallitulle alueelle sen sijaan voidaan varmistaa riittävin reservein. Tällä hetkellä käytettävissä olevat reservit rajoittavat Suomen suurimman voimalaitosyksikön koon noin 900 MW:iin. Rakenteilla oleva noin 1600 MW suuruinen Olkiluoto 3- voimalaitosyksikkö saadaan verkkovahvistusten ja reservien lisäyksen avulla liitettyä kantaverkkoon, kun laitoksen vikaantuessa irrotetaan välittömästi noin 300 MW teollisuuskuormaa erillisen järjestelmäsuojan avulla. Järjestelmävastaavana kantaverkkoyhtiönä Fingridin velvollisuus on tarkastella sähköjärjestelmää kokonaisuutena. Tämän perusteella Fingrid on päätynyt tulevaisuudessakin rajoittamaan liittymispisteessä näkyvää tehonmuutosta voimalaitosyksikön irrotessa verkosta. Fingrid on lausunut uusien ydinvoimalaitosten periaatepäätösten yhteydessä, että suuruusluokaltaan 1600 MW voimalaitosyksikkö on liitettävissä verkkoon. Fingrid on tarkentanut arvoksi 1650 MW yleisissä liittymisehdoissa (YLE2013). Tehoa rajoittavana tekijänä on taajuuden liiallinen lasku johtuen pohjoismaisen voimajärjestelmän liike-energian riittämättömyydestä. Fingridin järjestelmävastuuseen ei voi kuulua liike-energian rakentaminen, jotta yli 1650 MW suuruinen voimalaitosyksikkö voitaisiin liittää Suomessa kantaverkkoon. Suurin sallittu tehonmuutos voimalaitosyksikön irrotessa sähköverkosta on sähköjärjestelmäkohtainen ja se perustuu pohjoismaisen sähköjärjestelmän ominaisuuksiin, käyttövarmuusvaatimuksiin ja fysiikan lakeihin.
Muistio 2 (11) Sisällysluettelo Yhteenveto... 1 1 Johdanto... 3 2 Sähköverkosta irtoavan voimalaitosyksikön vaikutus verkon taajuuteen... 4 3 Nykytilanne ja Olkiluoto 3-voimalaitosyksikön valmistuminen... 6 4 Suurin tuotantoyksikkö järjestelmävastuun ja sähköverkon kehittämisvelvoitteen näkökulmasta... 6 4.1 Fingridin velvollisuudet... 6 4.2 Sähköjärjestelmän liike-energian lisäämismahdollisuudet... 7 4.3 Pohjoismainen kehitys ja yhteistyö... 7 4.4 Järjestelmäsuojan laajentaminen... 8 4.5 Voimalaitosyksikön lähivikakestoisuus... 8 4.6 Rajasiirtokapasiteetin varaaminen reservien käyttöön... 9 4.7 Yhteiskunnan kokonaisetu... 9 5 Eduskunnan vuonna 2010 vahvistamat valtioneuvoston periaatepäätökset uusista ydinvoimalaitosyksiköistä sekä niiden mukaiset laitosten sähköntuotantotehot... 10 6 Valmisteilla olevat eurooppalaiset verkkosäännöt ja niiden mukaiset vaatimukset ja toimintatavat reservien osalta... 10 6.1 Tehorajan harmonisointi... 10 6.2 Reservien jakoperiaatteet... 10 7 Johtopäätökset... 11
Muistio 3 (11) 1 Johdanto Sähköjärjestelmään liitettävän voimalaitosyksikön tehoa rajoittavat seuraavat tekijät: sähköjärjestelmän liike-energia, joka vaikuttaa taajuuden laskunopeuteen voimalaitosyksikön irrottua verkosta käytettävissä olevat reservit, jotka palauttavat taajuuden normaalialueelle voimalaitosyksikön verkosta irtoamisen jälkeen ja joiden avulla palautetaan verkko tilaan, jossa se kestää seuraavan mahdollisen vikatilanteen, ja voimalaitosyksikön käyttäytyminen lähiverkon vikojen yhteydessä, johon voidaan vaikuttaa verkkovahvistuksin ja generaattorin dynaamisten ominaisuuksien avulla. Nykyisin käytettävissä olevat reservit rajoittavat Suomen suurimman voimalaitosyksikön koon noin 900 MW:in. 1600 MW suuruinen Olkiluoto 3-voimalaitosyksikkö saadaan liitettyä verkkoon verkkovahvistusten sekä järjestelmäsuojan (300 MW suuruinen teollisuuskuorman nopea irtikytkentä) ja reservien lisäyksen avulla. Tämän kokoluokan voimalaitosyksiköiden osalta sähköjärjestelmän liike-energian merkitys voimalaitosyksikön kokoa rajoittava tekijänä kasvaa reservien määrästä riippumatta. Hyväksyttävänä olevissa yleisissä liittymisehdoissa YLE2013 Fingrid Oyj esittää, että askelmainen tehonmuutos voimalaitosyksikön irrotessa sähköjärjestelmästä saa tulevissa voimalaitoshankkeissa olla enintään 1650 MW 1. Tämä tehoarvo kohdistuu voimalaitoksen verkkoon syöttämään tehoon, ei laitoskokoon. Tehorajaa tarkistetaan tarvittaessa liittymisehtoja päivitettäessä. Tässä dokumentissa esitetään Fingridin perustelut askelmaisen tehonmuutoksen rajoittamiselle yleisten liittymisehtojen lausuntokierroksen yhteydessä saatuihin näkemyksiin. Dokumentin rakenne on seuraava: verkosta irtoavan voimalaitosyksikön vaikutus verkon taajuuteen, nykytilanne ja Olkiluoto 3-voimalaitosyksikön valmistuminen, suurin tuotantoyksikkö järjestelmävastuun ja sähköverkon kehittämisvelvoitteen näkökulmasta, eduskunnan vuonna 2010 vahvistamat valtioneuvoston periaatepäätökset uusista ydinvoimalaitosyksiköistä sekä niiden mukaiset laitosten sähköntuotantotehot, valmisteilla olevat eurooppalaiset verkkosäännöt ja niiden mukaiset vaatimukset ja toimintatavat reservien osalta, ja johtopäätökset. 1 Tehonmuutoksella tarkoitetaan voimalaitoksen ennen vikaantumistaan verkkoon syöttämän tehon ja vikaantumisen jälkeen verkosta ottaman omakäyttösähkötehon summaa.
taajuus [Hz] Muistio 4 (11) 2 Sähköverkosta irtoavan voimalaitosyksikön vaikutus verkon taajuuteen Kun suuren voimalaitosyksikön generaattori irtikytkeytyy sähköverkosta, on verkossa sähkön kulutusta enemmän kuin tuotantoa, minkä seurauksena muiden sähköverkossa olevien tahtigeneraattoreiden kuormitus kasvaa ja niiden pyörimisnopeus pienenee. Sähköjärjestelmän taajuus puolestaan riippuu tahtigeneraattoreiden pyörimisnopeudesta. Suuren voimalaitosyksikön generaattorin irrottua sähköverkosta taajuus laskee kuvan 1 mukaisesti. Kuvassa on esitetty laskettu taajuuden muutos, joka seuraa kun 1650 MW voimalaitosyksikkö irtoaa sähköverkosta. 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 aika [s] Kuva 1. Laskettu taajuuden muutos, kun 1650 MW voimalaitos irtoaa pohjoismaisesta sähköverkosta. Laskennassa on oletettu sähköjärjestelmän kokonaistuotantotehoksi 30 GW ja sähköjärjestelmän liike-energiaksi 146 GWs. Tämä vastaa tyypillistä kesän tuotantotilannetta. Taajuuden laskunopeuteen ja taajuuskuopan syvyyteen vaikuttaa sähköverkosta irronneen voimalaitosyksikön teho sekä sähköjärjestelmään kytkettyjen generaattoreiden ja niiden turpiinien liike-energia. Jos sähköverkosta irtoava teho on järjestelmän liikeenergiaan nähden liian suuri, laskee sähköverkon taajuus liian nopeasti ja voi päätyä eisallitulle alueelle ennen kuin voimalaitoksista varattua reservitehoa saadaan käyttöön ja nostamaan taajuutta takaisin normaaliksi. Voimalaitosprosessien hitaudesta johtuen reservitehoa ei saada käyttöön välittömästi taajuuden alkaessa laskea, vaan vasta useampien sekuntien kuluttua. Reservien määrää lisäämällä ei siis voida muuttaa taajuuden laskunopeutta välittömästi generaattorin irrottua sähköverkosta. Pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energia on voimalaitoksien pyörivissä tahtigeneraattoreissa ja niiden turpiineissa. Sähköjärjestelmässä kullakin hetkellä olevan liike-energian määrää markkina- ja kulutustilanteen mukainen tuotantoteho ja -rakenne. Lämpövoimalaitoksissa on enemmän liike-energiaa tehoon nähden kuin vesivoimalaitoksissa. Suomessa on noin 25 % koko pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energiasta, Ruotsissa vajaa puolet. Taajuuskuoppa on syvin, kun sähköjärjestelmän suurin voimalaitosyksikkö irtoaa tilanteessa, jossa muuta sähköntuotantoa on vähän ja sähköjärjestelmän liike-energia on pieni. Kuvassa 2 on esitetty erikokoisten tehomuutosten pohjoismaiseen sähköjärjestelmään aiheuttaman taajuuskuopan syvyys taulukon 1 mukaisissa käyttötilanteissa.
minimitaajuus [Hz] Muistio 5 (11) 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 49 48,9 48,8 48,7 1200 1300 1400 1500 1600 1700 Tehomuutos [MW] Wkin = 110 GWs Wkin = 146 GWs Wkin = 250 GWs Wkin = 300 GWs Kuva 2. Laskettu taajuuden minimiarvo tehomuutosten seurauksena erilaisissa käyttötilanteissa eli erilaisilla sähköjärjestelmän liike-energian (W kin ) arvoilla. Pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energiaa voidaan arvioida tapahtuneiden voimalaitosyksiköiden irtoamisten yhteydessä. Vuosien 2009 2012 välillä tapahtuneiden voimalaitosyksiköiden irtoamisten aikana liike-energia on vaihdellut 138 300 GWs välillä. Jatkuvaa liike-energian seurantaa ei kuitenkaan ole toteutettu. Taulukko 1. Pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energian laskennassa käytetyt arviot tuotannon jakaumasta sekä prosenttiosuus ajasta vuosina 2010 ja 2011, jolloin tuotanto oli vähintään laskennassa käytetyn kokonaistuotannon suuruinen. Tuotantotilanne Liikeenergia (GWs) kokonaistuotanto Tuotanto (GW) tuuli- ja aurinkovoima lämpövoima vesivoima Kokonaistuotannon ylittävien tuntien osuus vuodessa (%) 2010 2011 Tulevaisuuden 110 30 7 10 13 - - kesätilanne Nykyinen kesätilanne 146 30-15 15 86 92 Nykyinen talvitilanne 250 52-26 26 14 8 Nykyinen talvihuippujakso 300 62-31 31 0 0 Pohjoismaisessa sähköjärjestelmän eri osissa kytketään irti automaattisesti sähkönkuluttajia suurhäiriön estämiseksi, jos taajuus laskee alle 49,0 Hz. Jos taajuus
Muistio 6 (11) laskee tästä kuormien irtikytkennästä huolimatta noin 47,5 Hz:iin, sähköjärjestelmä romahtaa, koska kaikki generaattorit on irrotettava verkosta, etteivät ne vaurioituisi. Pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden välinen käyttösopimus ei salli laajamittaista kuorman irrotusta yksittäisen voimalaitoksen irrotessa verkosta. Näin ollen taajuuden on säilyttävä hetkellisestikin yli 49 Hz:n, mikä rajoittaa nykytilanteessa tehonmuutoksen 1650 MW:in. Tällöinkin sähköjärjestelmän liike-energia on riittävä vain noin 90% ajasta (vrt. nykyinen kesätilanne), ja loppuaika joudutaan hoitamaan tehoa rajoittamalla tai tuotantoseisokkien ajoituksella. Tuuli- ja aurinkovoiman osuuden kasvaessa sähköjärjestelmän liike-energia pienenee (vrt. tulevaisuuden kesätilanne), jolloin rajoitustarpeet kasvavat entisestään. 3 Nykytilanne ja Olkiluoto 3-voimalaitosyksikön valmistuminen Tällä hetkellä yksittäisen vian seurauksena tapahtuva suurin askelmainen tehonmuutos voimalaitoksen irrotessa verkosta on Suomessa noin 900 MW (Olkiluoto 1 tai Olkiluoto 2) ja Ruotsissa 1400 MW. Lähivuosina verkkoon liitettävän Olkiluoto 3-voimalaitosyksikön sähköteho on noin 1600 MW, mutta se voidaan liittää verkkoon erillisen järjestelmäsuojan avulla. Suojan avulla askelmaista tehonmuutosta pienennetään 1300 MW:in irrottamalla välittömästi erikseen sovittuja teollisuuskuormia voimalaitosyksikön irrotessa verkosta. Jos Suomen sähköjärjestelmä toimisi erillään muista Pohjoismaista, olisi suurin mahdollinen voimalaitosyksikön teho Suomessa noin 500 MW. Koska Suomi on osa pohjoismaista yhteiskäyttöverkkoa, voidaan Suomen sähköjärjestelmään kuitenkin liittää suurempia voimalaitosyksiköitä. Jossain vaiheessa kuitenkin myös pohjoismaisen sähköjärjestelmän rajat tulevat vastaan. 4 Suurin tuotantoyksikkö järjestelmävastuun ja sähköverkon kehittämisvelvoitteen näkökulmasta 4.1 Fingridin velvollisuudet Sähkömarkkinalain mukaan kantaverkkoyhtiön tulee kehittää verkkoaan ja yhteyksiä toisiin verkkoihin asiakkaiden kohtuullisten tarpeiden mukaisesti. Järjestelmävastaavana kantaverkkoyhtiönä Fingridin tulee myös kehittää järjestelmävastuun piiriin kuuluvia toimintoja ja palveluita sekä kehittää verkkoaan ja muita järjestelmävastuun hoitamiseen tarvittavia laitteistojaan sekä yhteyksiä toisiin verkkoihin siten, että edellytykset tehokkaasti toimiville sähkömarkkinoille voidaan turvata. Sähkömarkkinalain mukaisen kantaverkon kehittämisvelvollisuuden Fingrid toteuttaa rakentamalla ja vahvistamalla kantaverkkoa. Järjestelmävastuuseen kuuluvaa kehittämisvelvoitetta Fingrid toteuttaa mm. hankkimalla riittävän määrän reserviä tai ohjaamalla kuormia automaattisesti palauttaakseen taajuuden sallitulle alueelle suuren voimalaitosyksikön irrottua verkosta. Voimalaitosyksikön tehon ollessa liian suuri ei reservien määrän lisääminen kuitenkaan auta johtuen pohjoismaisen sähköjärjestelmän riittämättömästä liike-energiasta.
Muistio 7 (11) Sähkömarkkinalain määräämänä järjestelmävastaavana Fingridillä on myös mahdollisuus asettaa ehtoja liitettävälle tuotannolle. Järjestelmävastaavana Fingrid toteuttaa tätä tehtävää määrätessään voimalaitosyksikön verkosta irtoamisen aiheuttamasta suurimmasta sallitusta tehonmuutoksesta. Liittymiselle asetetut ehdot tähtäävät siihen, että Fingrid pystyy järjestelmävastaavana huolehtimaan luotettavasta sähkön siirrosta yhteiskunnan tarpeisiin. Järjestelmävastaavana Fingrid ei voi hyväksyä sähkönsiirron keskeytystodennäköisyyden kasvamista sen takia, että tulevaisuudessa sähköjärjestelmään liitettäisiin liian suuri voimalaitosyksikkö. 4.2 Sähköjärjestelmän liike-energian lisäämismahdollisuudet Mikäli pohjoismainen tuotantorakenne säilyisi nykyisellään ja Fingridin ehdottama 1650 MW askelmaisen tehonmuutoksen enimmäismäärä muutettaisiin esim. arvoon 1800 MW, olisi sähköjärjestelmän liike-energia vähintään puolet ajasta riittämätön pitämään taajuus sallitulla alueella voimalaitosyksikön irrottua verkosta. Jos Fingridin pitäisi toteuttaa tarvittava liike-energian lisäys pohjoismaiseen järjestelmään, se tarkoittaisi useiden tuhansien megawattien tehoisten tahtigeneraattoreiden tai tahtimoottoreihin kytkettyjen vauhtipyörien lisäystä yksinomaan liike-energian lisäämiseksi. Tahtigeneraattoreita ei kuitenkaan voitaisi hyödyntää sähkön tuotantoon, sillä on tuskin nähtävissä, että kantaverkkoyhtiö voisi toimia sähkön tuottajana. Tahtimoottorit taas aiheuttaisivat turhaa tehohäviötä. Liike-energian lisäyksestä aiheutuva kustannus on kohtuuton verrattuna saavutettuun kansantaloudelliseen hyötyyn. Tulevaisuudessa sähköjärjestelmän kykyä selviytyä voimalaitosyksikön irtoamisesta voidaan mahdollisesti lisätä hyödyntämällä jakeluverkoissa olevien kuormien parempaa ohjattavuutta sekä tuulivoiman synteettistä inertiaa eli kykyä vastustaa taajuuden muutosta. Säädöltä vaaditaan kuitenkin hyvin suurta nopeutta ja luotettavuutta. Tämä kehitystyö on vasta alkuvaiheessa, eikä ole tiedossa näiden sähköjärjestelmävaikutuksia eikä kustannuksia. 4.3 Pohjoismainen kehitys ja yhteistyö Tulevaisuudessa liike-energian määrä pohjoismaisessa sähköjärjestelmässä pienenee verrattuna tuotettuun tehoon, koska tuulivoiman ja mahdollisesti myös aurinkovoiman osuus sähköntuotannosta kasvaa. Mikäli taulukon 1 mukaisesti kesän 30 GW:n kokonaistuotantoteholla olisi sähköverkossa tuuli- ja aurinkovoimaa runsaat 20 %, pienenisi pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energia noin 25 %. Tämä merkitsee, että tulevaisuudessa suuritehoisen voimalaitoksen irrottua sähköverkosta, taajuus laskee nykytilannetta nopeammin ja syvemmälle ennen kuin reservit alkavat vaikuttaa. Kantaverkkoyhtiöt eivät voi omilla toimillaan vaikuttaa pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energian kehittymiseen, vaan siihen vaikuttavat eri maiden tekemät energia- ja ilmastopoliittiset linjaukset, jotka aiheuttavat tuotantorakenteen muutoksia. Järjestelmävastaavana kantaverkkoyhtiönä Fingrid on käynnistänyt muiden pohjoismaisten kantaverkkoyhtiöiden kanssa kehitystyön sähköjärjestelmän liike-energian reaaliaikaisesta seurannasta. Tämä kehitystyö ei kuitenkaan ratkaise itse ongelmaa eli liike-energian puutetta.
Muistio 8 (11) Fingrid katsoo, että ennakoitavuuden, läpinäkyvyyden ja tasapuolisuuden varmistamiseksi on perusteltua rajoittaa yleisissä liittymisehdoissa voimalaitosyksikön irrotessa tapahtuvaa suurinta sallittua tehonmuutosta, ja muuttaa tarvittaessa rajoituksen suuruutta ehtoja myöhemmin päivitettäessä. 4.4 Järjestelmäsuojan laajentaminen Kun Olkiluoto 3-voimalaitosyksikkö on valmistunut, voimalaitosyksikön irrotessa tapahtuva tehonmuutos kasvaa noin 1300 MW:in, vaikka generaattorin teho on 1600 MW. Tehonmuutosta pienennetään erillisellä järjestelmäsuojalla, joka kytkee irti sopimuksellista teollisuuskuormaa noin 300 MW Suomessa. Suojan on tarkoitus toimia tilapäisratkaisuna maailman suurimman generaattorin liittämiselle Suomen verkkoon, kunnes reservejä saadaan kustannustehokkaasti lisättyä 1600 MW laitoskokoa vastaavalle tasolle. Kuormien irtoamisessa sallitaan enintään 200 millisekunnin viive laitoksen irtikytkeytymisestä, mikä edellyttää suoraa laitokselta kuormille tulevaa ohjaussignaalia. Nopealla kuormien irtikytkennällä hallitaan teho- ja jänniteheilahtelut, joita esiintyy pohjoismaisen sähköjärjestelmän hakeutuessa uuteen tasapainotilaan Olkiluoto 3-voimalaitosyksikön irrotessa verkosta. Maailmalla ei vastaavia suojia ole toteutettu. Irronnut voimalaitosyksikkö ja järjestelmäsuojan irrottamat kuormat ovat irtikytkeydyttyään poissa sähköverkosta useamman tunnin ajan. Samaa järjestelmäsuojaa ei voida käyttää useamman voimalaitosyksikön tarpeisiin, sillä tällöin irtikytkeytyneet kuormat tulisi kytkeä takaisin verkkoon 15 minuutin kuluessa irrottamisen jälkeen uutta mahdollista voimalaitosyksikön irtoamista varten. Suomesta ei löydy useampaan järjestelmäsuojaan sopivia ja voimalaitoksien koko käyttöajaksi varattavissa olevia kuormia. Suojan jakamisella ja laajentamisella usean vieläkin suuremman voimalaitoksen käyttöön heikennettäisiin sähköjärjestelmän luontaista kykyä kestää häiriöitä, sillä suurhäiriön välttäminen vaatii yhä useamman järjestelmäsuojan ja niiden tietoliikenneyhteyksien virheetöntä toimintaa. Lisäksi ei ole mitään takeita, että järjestelmäsuojaksi sopivia teollisuuskuormia olisi saatavissa voimalaitosten vuosikymmeniä kestävän käytön ajan. Myös todennäköisyys järjestelmäsuojan toimintatarpeelle kasvaisi, mikäli sitä jaettaisiin useammalle voimalaitosyksikölle. Tämä voi aiheuttaa ongelmia suojassa hyödynnettäville teollisuuden kuormien käytölle. Olkiluoto 3-voimalaitosyksikön järjestelmäsuoja soveltuu yhden laitoksen käyttöön ja silloinkin väliaikaisena ratkaisuna, kunnes verkon siirtokyky ja reservit saadaan sovitettua kestämään koko 1600 MW irtikytkeytyvä teho. 4.5 Voimalaitosyksikön lähivikakestoisuus Sähköverkon vioissa esiintyy riski voimalaitoksien irtikytkeytymiselle. Mitä suurempia irtoavat voimalaitokset ovat, sitä suurempi on koko pohjoismaista järjestelmää uhkaavan häiriön riski. Mikäli voimalaitoksen lähellä syntyy sähköverkon vika (esim. voimajohtopylvään kaatuminen), verkon jännite laskee voimakkaasti, jolloin voimalaitoksen tehoa ei saada syötetyksi sähköverkkoon. Tämä sähköverkkoon siirtämättä jäänyt teho kasvattaa generaattorin pyörimisnopeutta. Mikäli teho on liian suuri ja pyörimisnopeuden kasvu liian nopeaa, generaattori irtikytkeytyy sähköverkosta. Voimalaitoksen tehon kasvaessa riittävän suureksi vaatii sen pysyminen sähköverkossa lähiverkon oikosulkujen aikana verkkovahvistuksien lisäksi voimalaitoksen nopeaa tehon
Muistio 9 (11) rajoitusta heti vian synnyttyä. Tähän ei kuormia irtikytkevä järjestelmäsuoja auta, vaan myös itse voimalaitoksella edellytetään erityisratkaisuja, kuten jarrutusvastuksia. Jos sähköverkossa olisi useita erittäin suuritehoisia ja erityisratkaisuja vaativia voimalaitosyksiköitä, todennäköisyys usean voimalaitosyksikön irtoamiselle saman verkkovian seurauksena kasvaisi voimakkaasti. 4.6 Rajasiirtokapasiteetin varaaminen reservien käyttöön Rajasiirtokapasiteetin pienentäminen Ruotsin vaihtosähköyhteyksillä mahdollistaa irtikytkeytyneen voimalaitosyksikön tehon nopean korvaamisen, mikäli reservitehoa on saatavissa Ruotsista. Tämä korvaava teho ei kuitenkaan pysäytä taajuuden laskua, sillä se ei lisää pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energiaa. Rajasiirtokapasiteetin pienentäminen, tässä tapauksessa erityisesti pohjoismaisen vesivoiman tuontimahdollisuuden rajoittaminen, ei ole myöskään sähkömarkkinoiden toiminnan kannalta toivottavaa eikä eurooppalaisen sääntelyn mukaista. 4.7 Yhteiskunnan kokonaisetu Yleisistä liittymisehdoista saaduissa lausunnoissa esitetyissä vaatimuksissa nostaa voimalaitosyksikön irtoamisen aiheuttama askelmainen tehonmuutos 1800 MW tasolle on kyse yksittäisten toimijoiden taloudellisesta hyödystä. Mikäli ylisuuresta yksiköstä aiheutuva käyttövarmuuden heikkeneminen voitaisiin hyväksyä ja laitos olisi muuten teknisesti kytkettävissä, tulisivat aiheutuvat kustannukset kantaverkon siirtotariffien kautta kaikkien verkkoon liittyjien maksettaviksi, osittain myös muissa Pohjoismaissa. Yhteiskunnan kokonaisedun kannalta oleellisinta on se, että suuremman voimalaitosyksikkökoon salliminen lisäisi merkittävästi siirtorajoituksia ja kasvattaisi laajojen sähkökatkojen todennäköisyyttä. Järjestelmävastaavana kantaverkkoyhtiönä Fingridin velvollisuus on tarkastella sähköjärjestelmää kokonaisuutena ja tämän perusteella Fingrid on päätynyt rajoittamaan irtoavan tehon 1650 MW:in.
Muistio 10 (11) 5 Eduskunnan vuonna 2010 vahvistamat valtioneuvoston periaatepäätökset uusista ydinvoimalaitosyksiköistä sekä niiden mukaiset laitosten sähköntuotantotehot Fingrid on lausunnossaan uusien ydinvoimalaitosyksiköiden periaatepäätöshakemukseen (lähetetty Työ- ja elinkeinoministeriölle 11.11.2008) todennut seuraavaa: "Voimajärjestelmää suunnitellaan ja käytetään yhteisesti sovittujen eurooppalaisten ja pohjoismaisten periaatteiden ja käytäntöjen mukaisesti, mikä asettaa vaatimuksia uuden laitosyksikön koolle, ominaisuuksille ja teknisille arvoille. Periaatepäätöshakemuksen mukainen voimajärjestelmän toimintaedellytykset täyttävä ja suuruusluokaltaan 1600 MW yksikkö on liitettävissä Suomen kantaverkkoon. Laitoksen kokoa ja teknisiä ominaisuuksia valittaessa pidämme tärkeänä, että kantaverkon järjestelmävastuuseen sisällytetyt vaatimukset sähkön laadun ja markkinoiden toiminnan sekä käyttöteknisen toimivuuden takaamiseksi täyttyvät." Fingrid on periaateluvan käsittelyn varhaisessa vaiheessa lausunut, että suuruusluokaltaan 1600 MW:n voimalaitosyksikkö on liitettävissä kantaverkkoon. Fingrid on YLE2013-dokumentissa tarkentanut arvon 1650 MW:iin. 6 Valmisteilla olevat eurooppalaiset verkkosäännöt ja niiden mukaiset vaatimukset ja toimintatavat reservien osalta 6.1 Tehorajan harmonisointi Eurooppalaisissa verkkosäännöissä ei aseteta rajaa suurimmalle askelmaiselle tehonmuutokselle voimalaitosyksikön irrotessa sähköverkosta, sillä suurin sallittu askelmainen tehonmuutos riippuu sähköjärjestelmästä. Se määritetään ottaen huomioon sähköjärjestelmän ja siihen liitettyjen tuotantoyksiköiden ominaisuudet. Suurimpaan sallittuun tehonmuutokseen vaikuttavat myös voimalaitosyksikön lähiverkko ja reservien saatavuus. Aiemmin ei pohjoismaisessa sähköjärjestelmässä ole määritelty suurinta sallittua tehonmuutosta voimalaitosyksikön irrotessa verkosta, sillä näin suuria voimalaitoksia ole vielä esitetty liitettäväksi verkkoon. Tähän mennessä ei liiallinen taajuuden lasku ole ollut laitostehoa rajoittava tekijä. Kohdassa 4.3 mainitun pohjoismaisen kehitystyön tuloksena voi olla yhteisesti sovittu suurin sallittu tehonmuutos voimalaitosyksikön irrotessa verkosta tai ainakin yhteiset periaatteet tehonmuutoksen rajoittamiselle. Tällä tavoin suojauduttaisiin koko pohjoismaista sähköjärjestelmää uhkaavilta taajuushäiriöltä. 6.2 Reservien jakoperiaatteet Taajuuden ylläpitämiseen ja palauttamiseen sallitulle alueelle tarvitaan reservejä. Nykyisin häiriöttömässä tilanteessa taajuutta säädetään Pohjoismaissa taajuusohjatulla käyttöreservillä, joka aktivoituu 2-3 minuutissa taajuusalueella 49,9 50,1 Hz. Tämä 600 MW suuruinen taajuusohjattu reservi jaetaan nykyisin maittain edellisen vuoden kulutuksen perusteella.
Muistio 11 (11) Häiriöiden varalta sähköjärjestelmässä ylläpidetään taajuusohjattua häiriöreserviä. Tämä reservi aktivoituu taajuusalueella 49,9 49,5 Hz. Puolet tästä reservistä tulee olla aktivoituneena 5 sekunnissa ja kokonaisuudessaan häiriöreservin tulee olla aktivoitunut 30 sekunnissa. Taajuusohjattua häiriöreserviä on pohjoismaisessa sähköjärjestelmässä tällä hetkellä yhteensä 1200 MW. Reservin määrä määräytyy yksittäisessä viassa menetettävän suurimman tuotannon perusteella ja se jaetaan maittain eri maiden suurimpien yksittäisten tehonmuutosten suhteessa. Valmistelussa olevat eurooppalaiset verkkosäännöt voivat muuttaa Suomen osuutta hankittavista reserveistä sekä reservien määrittelyä. Tällä ei kuitenkaan ole vaikutusta sähköjärjestelmän liike-energiaan, sillä voimalaitoksissa olevat reservit ovat liian hitaita pienentääkseen muutamassa sekunnissa syntyvää taajuuskuoppaa suuren voimalaitosyksikön irrotessa sähköverkosta. Taajuuskuopan syvyyden suhteen keskeisessä asemassa on pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energia, jota ei eurooppalaisissa verkkosäännöissä kehitettävien reservien jakomallien tai uudelleenmäärittelyn kautta pystytä kasvattamaan. 7 Johtopäätökset Fingrid katsoo, ettei pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energian ylläpitäminen eikä sen lisääminen kuulu sähkömarkkinalain mukaiseen, Suomen kantaverkkoyhtiön järjestelmävastuuseen liittyvään kehittämisvelvoitteeseen. Liike-energian ylläpitäminen ja lisääminen edellyttäisi kantaverkkoyhtiön rakentavan voimalaitoksia, joiden avulla ylläpidettäisiin koko pohjoismaisesta sähköjärjestelmästä puuttuva liike-energia. Voimalaitosyksikön suurin sallittu askelmainen tehonmuutos tulee sovittaa pohjoismaisen sähköjärjestelmän liike-energiaa vastaavaksi eikä päinvastoin. Suuren voimalaitoksen pitkä käyttöikä yhdessä liike-energian mahdollisten vaihtelujen kanssa aiheuttaisi riskin, joka jäisi yhteiskunnan kannettavaksi. Ei ole hyväksyttävää, että yksittäisen toimijan etu lisäisi yhteiskunnalle kohdistuvaa riskiä. Voimalaitosyksikön suurin sallittu askelmainen tehonmuutos perustuu pohjoismaisen sähköjärjestelmän ominaisuuksiin, käyttövarmuusvaatimuksiin ja fysiikan lakeihin. Tällaisen arvon esittäminen on keskeinen osa liittymisehtojen läpinäkyvyyttä, ennakoitavuutta ja tasapuolisuutta. Näin kaikki suuren voimalaitoksen liityntää suunnittelevat tahot osaavat ottaa huomioon riittävän varhaisessa vaiheessa pohjoismaisen sähköjärjestelmän voimalaitosyksikön liityntäteholle asettamat tekniset rajoitukset.