Wind Power in Power Systems -kurssi Janne Strandén 20. Tuulivoima rajoitetun siirtokapasiteetin alueilla 20.1. Johdanto Perinteisesti siirtojärjestelmät on rakennettu silloisen tuotannon kanssa vastaamaan sähkön kulutusta. Niitä ei ole taloudellisista syistä ylimitoitettu, ja täten uusien voimaloiden tuotannolle ei voida taata siirtotietä 100 % vuodesta. Tuulivoimalat rakennetaan paikkoihin, joissa tuulee, yleensä kauas kulutuksesta, jossa siirtolinjoja ei ole mitoitettu suurelle tuotannolle. Tässä kappaleessa käydään läpi tuulivoiman sijoittamista alueelle, jossa siirtokapasiteetti on rajoitettu. 20.2. Siirtorajoitteet Termiset rajoitukset sekä jännite- ja transienttistabiilius rajoittavat verkon kapasiteettia. Termiset rajoitukset määräytyvät kullekin yksittäiselle siirtolinjalle ja siihen liittyvälle laitteistolle (katkaisijat sekä virta-, jännite- ja tehomuuntajat). Jännite- ja transienttistabiiliudelle tehdyt tarkastelut taas koskevat koko verkkoa tai osaa siitä. 20.2.1. Terminen raja-arvo Avosiirtojohdon terminen raja-arvo tarkoittaa lämpötilaa, jossa johdin alkaa pehmentyä siinä kulkevan virran vuoksi. Johtimen jatkuva sallittu maksimilämpötila on 50-100 o C riippuen materiaalista, iästä, geometriasta, tornin korkeudesta, maasulun selvittämisen standardeista, jne. Terminen raja-arvo tai virransiirtokapasiteetti (current-carrying capacity) on riippuvainen ympäristön lämpötilasta, tuulen nopeudesta, auringon säteilystä, johtimen pinnan ominaisuuksista ja korkeudesta merenpinnasta (ks. kuva 20.1). Lyhyiden siirtojohtojen (alle 100 km) kapasiteettia rajoittaa juuri kuumeneminen eikä stabiilisuustekijät. Tuulipuistojen tuulimittauksia voidaan hyödyntää lyhyiden johtojen virransiirtokapasiteetin reaaliaikaisessa arvioinnissa (käytössä mm. Gotlannissa), kun tuulennopeuden ja lämpötilan alueelliset erot ovat pieniä. Virransiirtokapasiteetti on verrannollinen suurimpaan sallittuun siirrettävään pätötehoon seuraavasti: jossa I max on virransiirtokapasiteetti, U min minimijännite ja viimeinen termi minimitehokerroin täydellä kuormalla. Täten tehokerrointa parantamalla ja minimijännitettä nostamalla suurin sallittu pätöteho kasvaa.
20.2.2. Jännitestabiilisuuden raja-arvo Jännitestabiilisuus on järjestelmän kyky säilyttää sopivat jännitteet jokaisessa pisteessä normaalioloissa sekä vikatilan jälkeen. Jännite-epästabiilisuus voi johtaa kuormien menettämiseen tai sähkökatkoihin. Edelleen seurauksena voi olla myös synkronismin menettäminen. Todellisessa verkossa jännite- ja kulmastabiilisuuden erottelu voi olla hankalaa. Pelkästään jännitestabiilisuutta voidaan tarkastella kuvan 20.2 mukaisella kaksi solmuisella verkolla, jonka virta saadaan laskettua kaavalla: Malliverkon siirretyn tehon ja jännitteen suhdetta voidaan kuvata ns. nenäkurvin (nose curve) avulla (ks. kuva 20.3). Jos kuormaimpedanssi Z LD pienenee, virta kasvaa. Niin kauan kuin Z LD on isompi kuin Z L, virran kasvu on merkittävämpi kuin kuorman jännitteen pieneneminen ja siirretty teho kasvaa (käyrän yläosa). Kun Z LD menee pienemmäksi kuin Z L, jännitteen pieneneminen on virrankasvua nopeampaa ja siirretty teho pienenee (käyrän alaosa). Tällöin häviöt verkossa ovat suuremmat ja toimintaolot monille laitteille epätyydyttävät. Huomataan, ettei siirretty teho P R voi ylittää arvoa P Rmax. Pistettä (P Rmax, U Rmax ) kutsutaan maksimikuormituspisteeksi, joka määrittää siis suurimman mahdollisen siirretyn tehon tietyllä tehokertoimella toimittaessa. Kuvassa 20.4 on esitetty ko. verkolle nenäkurveja eri tehokertoimen arvoilla. Kuten mainittu, tavallisesti toimintapisteet kriittisen pisteen yläpuolella edustavat tyydyttäviä toimintaoloja. Näin ollen nopeat tehokertoimen muutokset saattavat aiheuttaa järjestelmän siirtymisen epätyydyttävään tai jopa epästabiiliin tilaan. Kuorman tehokertoimen parantaminen paikallisen kompensoinnin avulla voi parantaa järjestelmän jännitestabiilisuutta. Tosin liiallisesta kompensoinnista voi olla jopa haittaa stabiilisuuden kannalta.
Johdon pituudella on suuri vaikutus jännitestabiilisuuteen, koska kuormitetut johdot kuluttavat loistehoa. Johdon pituuden vaikutusta on esitetty kuvassa 20.5 (tehokerroin 1). Kuvan P 0 on niin sanottu luonnollinen kuorma, joka (kirjoittajan mukaan) tarkoittaa johdon siirtämää tehoa, kun johdon päässä on kuormana johdon aaltoimpedanssin suuruinen kuorma (Z LD =Z C ). Yli 400 km johdon maakapasitanssin kompensoivat osittain johdon kuluttaman loistehon, mutta se aiheuttaa korkean jännitteen loppupäässä etenkin pienellä kuormalla. Yli 600 km johdoilla luonnollisella kuormalla jännite U R on nenäkurvin alakaarella, joten toimitaan epästabiilissa tilassa. Näillä johdoilla käytetään sarjakompensointia pienentämään impedanssia ja näin myös loistehon kulutusta. 20.2.3. Tuuliturbiinien tehoulostulo Koska tuuliturbiinin ulostulo on tärkeä jännitestabiilisuustarkasteluissa ja virransiirtokapasiteettien marginaaleja arvioitaessa, pitää huomioida, että ulostulo riippuu lämpötilasta ja korkeudesta merenpinnasta. Kuvassa 20.6 sakkaussäätöinen BONUS 600 kw turbiini.
20.2.4. Transienttistabiilisuus Transienttistabiilisuus tarkoittaa sähköverkon kykyä säilyä tahdissa vakavissa transienttihäiriöissä. Stabiilisuus riippuu alkuperäisestä toimintatilasta ja häiriön vakavuudesta. Termisten raja-arvojen ja jatkuvan tilan jännitestabiilisuuden näkökulmasta tuulivoimala toimii muiden tuotantolaitosten tavoin. Vikatilanteissa näin ei kuitenkaan ole. Tarkasteltuja vikatiloja ovat yleensä siirtoverkon puolella tapahtuvat 1- ja 2-vaiheiset maasulut sekä 3-vaiheiset oikosulut. Pienet tuulivoimalat eivät yleensä paranna transienttistabiilisuutta. Suurten tuulipuistojen vaikutuksia tarkastellaan luvussa 28. 20.3. Siirtokapasiteetin määrittämisen menetelmät Siirtoverkonhaltija (TSO) määrittää siirtokapasiteetin. Jokaisella TSO:lla on tarkat tiedot vain oman verkkonsa kokoonpanosta, laitteistoista ja toimintatilastoista. Näin ollen oman verkon siirtokapasiteetin perustuu verkon teknisiin tietoihin, kun taas verkkojen rajoja ylittävien siirtokapasiteettien määrittämisessä täytyy tehdä oletuksia. 20.3.1. Verkon rajanylityssiirtokapasiteetin määrittäminen Saadakseen yhdenmukaiset kapasiteettiarvot Euroopan TSOt julkaisevat verkon siirtokapasiteetit (net transmission capacities, NTCs) kahdesti vuodessa. Verkkojen rajat ylittävissä kohdissa vierekkäisten TSO:iden tulokset saattavat poiketa ja näin NTC:stä on neuvoteltava. EU:n jäsenvaltioiden, Norjan ja Sveitsin välisten siirtokapasiteettien määrittäminen noudattaa samaa yleiskaavaa: 1. Muodostetaan perustilan verkkomalli (tehonjako). 2. Määritetyn siirtosuunnan mukaan viejämaan tuotantoa lisätään ja tuojamaan pienennetään saman verran, ΔE. 3. Saadun simuloidun verkon yksittäisten TSO:iden varmuusvaatimusten toteutuminen tarkastetaan. 4. Korkein mahdollinen vaihto ilmaisee kuinka paljon lisää tehoa voidaan siirtää perustilaan nähden. Tämä lisätään ΔE:een, jotta saadaan kokonaissiirtokapasiteetti. 5. Epävarmuustekijöiden vuoksi vähennetään vielä tietty varmuusmarginaali, jotta saadaan lopullinen NTC. Vaikka yleinen kaava on samanlainen, eri TSOt käyttävät eri tulkintoja ja määritelmiä. Lisäksi, että määritetään NTC kahdesti vuodessa, saatavilla oleva siirtokapasiteetti määritetään myös päivittäis- tai viikkoperusteisesti päivä eteenpäin -ruuhkaennusteissa. Ennustaminen seuraa yllä olevaa kaavaa, mutta tehonjako vastaa edellispäivän tilaa ja joskus sääennusteetkin huomioidaan. Epävarmuustekijöitä on vähemmän, joten varmuusmarginaaleja voidaan pienentää. 20.3.2. Maan sisäisen siirtokapasiteetin määrittäminen Jokainen TSO käyttää täydellisiä verkkomalleja oman vastuualueensa siirtokapasiteetin määrittämisessä. Kaikki TSOt käyttävät samanlaisia menetelmiä, mutta varmuusstandardit ja perusskenaarion oletukset voivat vaihdella huomattavasti. Tehonjako lasketaan useille skenaarioille. Näitä laskelmia käytetään sitten jännitestabiilisuuden arvioimiseen normaalissa tilassa sekä yleisimpien ja vakavimpien häiriöiden jälkeen.
Transienttistabiiliutta arvioidaan suorittamalla dynaamisia simulointeja verkolle vian aikana ja sen jälkeen. Siirtorajoitteet määritetään pahimmissa mahdollisissa olosuhteissa. 20.4. Toimenpiteet siirtokapasiteetin kasvattamiseksi 20.4.1. Pehmeät toimenpiteet Pehmeät toimenpiteet saattavat johtaa siirtokapasiteetin nousuun edullisesti. Enimmäkseen ne koskevat rajanylityssiirtokapasiteetteja, mutta jotkut voivat vaikuttaa sisäisiinkin kapasiteetteihin: Vierekkäisten TSO:iden määrittämismenetelmät voidaan harmonisoida. Ympäröivän lämpötilan ja tuulennopeuden tilastoja voidaan tarkastella. Lämpötila- ja tuuliennusteita voidaan käyttää päivä eteenpäin -määrityksissä. (n-1) -kriteeri saattaa joskus olla ylimitoitusta ja joskus taas se ei riitä. Todennäköisyyslaskenta, jolla pyritään minimoimaan reaaliaikaisesti verkon operatiiviset kokonaiskustannukset, on uudenlainen vaihtoehto (n-1) -kriteerin käyttämiselle. Väliaikainen ylikuormitus häiriötilanteiden jälkeen voidaan hyväksyä. Aiheettomat, erittäin harvinaiset viat voidaan jättää siirtokapasiteettitarkastelujen ulkopuolelle. Operatiivisten epävarmuustekijöiden todennäköisyysarviointi voidaan suorittaa. Tämä lista koskee pääosin siirtokapasiteetin määrittämisen parantamista. Myös laaja-alainen suojausautomatiikan käyttö voi helpottaa verkon pullonkaulatilanteita (vikatilanteista selviämisen lisäksi) ilman suuria investointeja. 20.4.2. Mahdollisia vahvistamistoimenpiteitä: terminen raja-arvo Jos terminen virtaraja valitaan kriittiseksi tekijäksi, vahvistamistoimenpiteet voi tähdätä verkon linjojen/komponenttien virtarajojen nostamiseen tai verkon tehonjaon optimointiin heikkojen haarojen kuormituksen keventämiseksi. Ensiksi mainittuun auttaa: Dynaamisen virransiirtokapasiteetin määrittäminen johdon kireyden/painuman sekä johdon virran ja sääolojen reaaliaikaisen valvonnan avulla. Eristimien lyhentäminen. Johtimien vetolujuuden kasvattaminen. Tornien korkeuden kasvattaminen. Alimitoitettujen sähköasemalaitteistojen korvaaminen. Johtimien vaihtaminen kuormitettavampiin ilman tukirakenteiden muuttamista. Toiseksi mainittuun taas: Vaiheensiirtomuuntajan (phase-shifting transformer) käyttäminen. Sarjakondensaattorin tai -kuristimen käyttäminen johdon impedanssin säädössä. FACTS -laitteiden käyttäminen (mutta kalliita ja joitain huonoja puolia). 20.4.3. Mahdollisia vahvistamistoimenpiteitä: jännitestabiilisuuden raja-arvo Jos jänniterajat tai jännitestabiilisuus ovat määrittävä tekijä siirtokapasiteetille, loisteholähteiden lisääminen kriittisiin pisteisiin on uuden linjan rakentamista edullisempi ja helpompi vaihtoehto.
20.4.4. AC -linjojen muuttaminen DC:ksi Yksi keino siirtokapasiteetin lisäämiseksi on siirtyä ACDC:stä käyttämään HVDC:tä. Tämä mahdollistaa nostaa tehonsiirtoluokkaa 2-3 -kertaiseksi ja pienentää häviöitä. Pitkillä johdoilla (yli 300 km) hyötynä on se, että voidaan hyödyntää linjaa termiseen raja-arvoon asti, kun AC:llä vastaan tulee jännitestabiilisuusongelmat. Johdon muuttaminen DC:ksi saattaa maksaa 30-50 % vähemmän kuin johdon uusiminen AC:na, jos ei huomioida johon päihin tarvittavia konvertteriasemia. HVDC:n haittana on se, että johdon molemmat päät irtoavat taajuuden säädöstä, mikä saattaa aiheuttaa ongelmia johdolla, jonka säätöyksiköt on vain toisessa päässä. 20.5. Tuulivoiman vaikutus siirtokapasiteettiin Tuulivoimalan vaikutusta verkon siirtokapasiteettia tarkasteltaessa on huomioita tuulivoiman alhainen käyttöaika (2000-3000 h), puiston sisäinen tasoitusilmiö ja se että ollaan riippuvaisia ympäröivistä oloista. Tämän jälkeen tuulivoimalaa voidaan käsitellä tavanomaisen voimalaitoksen tavoin. Lisäksi täytyy huomioida induktiogeneraattoreiden yhteydessä käytettävän kompensoinnin merkitys. Myös tavanomaisesta poikkeava käyttäytyminen vikatilanteissa pitää muistaa. On useita syitä miksi laaja-alainen tuulivoima vaikuttaa siirtokapasiteetin määrittämiseen: Perustilaa määrittäessä on huomioitava tuuliennusteet päivä eteenpäin -ennusteissa ja tuulitilastot NTC:issa. Epävarmuustekijät ovat suuret, joten myös varmuusmarginaalit tulee olla sen mukaiset. Täten siirtokapasiteetti laskee. Tuulivoimaloiden mallit eivät ole niin kehittyneet kuin perinteisten voimaloiden. Täten simulointitulokset eivät ole kovin luotettavia, eli pitää lisätä taas varmuusmarginaalia. Tuulivoimaloiden perustaminen aiheuttaa lisäkustannuksia verkon suojaukseen, sekä kaukaisen sijaintinsa takia verkkoinvestoinnit ovat kiireisempiä ja kalliimpia kuin lähempänä kulutusta. 20.6. Vaihtoehtoja verkon vahvistamiselle tuulivoimaa lisättäessä On löydettävä optimaalinen tasapaino lisätuottojen ja lisättävän siirtokapasiteetin kustannusten välillä. Usein ei ole järkevää poistaa pullonkauloja kokonaan ja lisäksi siirtokapasiteetin kasvattaminen vie aikaa. Järkeviä vaihtoehtoja verkon vahvistamiselle ovat olemassa olevien perinteisten voimaloiden tuotannon säännöstely ja ylimääräisen tuulituotannon rajoittaminen. 20.6.1. Olemassa olevien tuotantolaitosten säännöstely Tehon siirtoa voidaan säädellä energiavarastoilla ja tavanomaisilla voimalaitoksilla, joissa nopeasäätö on mahdollista. Näitä ovat kaasuvoimalat ja vesivoimalat, joissa on varastoallas. Kovalla tuulella ylimääräinen tuotanto varastoidaan varastoaltaisiin, josta se voidaan hyödyntää pullonkaulatilanteen jälkeen. Jos sekä tuuli- että vesivoimalat ovat saman yhtiön, voidaan tuuliennustusten mukaan toteuttaa helposti vesivoimalan säännöstely. Jos omistaja on eri, pitää säännöstely tehdä markkinoiden kautta. 20.6.2. Tuulienergian tuhlaaminen Tuulivoimaa voidaan tuhlata eli olla ottamatta talteen pullonkaulatilanteessa. Tuhlautuvan energian arvioimiseksi on kehitetty menetelmiä, joita voidaan soveltaa jo esisoveltuvuustutkimuksissa ja teknisiä edellytyksiä määritettäessä. Seuraavassa on kaksi menetelmää.
20.6.2.1. Yksinkertaistettu menetelmä Yksinkertainen tapa arvioida mahdollisen asennettavan tuulivoimakapasiteetin määrää rajoitetun siirtokapasiteetin alueelle on verrata nykyisen siirtoaikakäyrän (TDC) ja odotetun tuulivoimatuotantoaikakäyrän (WPDC) summaa siirtorajoitukseen (TL), kuten kuva 20.8 esittää (luvut todellisia, Ruotsista). WDPC on saavutettu alueen tuulimittausten avulla ja oletettu, että kaikki turbiinit ovat 100 % käytettävissä ja puiston sisäistä vaimennusta ei huomioida. Lisäksi on oletettu, että: Siirtorajoitus on annettu ja vakio koko ajan. Vain pätötehon virtauksia tutkitaan. Tuotettu tuulivoima voidaan kuluttaa pullonkaulan toisella puolella. Tuulivoiman sekä todellisen tehonsiirron tuntivaihtelut tapahtuvat samanaikaisesti (hieman epärealistinen, mutta ilmaisee pahimman mahdollisen tilanteen). 20.6.2.2. Todennäköisyysarviointimenetelmät Toinen arviointimenetelmä perustuu siirtokapasiteetin ylittymisen todennäköisyyden laskentaan. Menetelmä on samanlainen tuotantokustannussimuloinnit ja arviointi perustuu tilastolliseen tietoon. Käytetyt oletukset ovat samat kuin edellä viimeistä lukuun ottamatta, sillä tässä tuulivoimatuotanto ja siirretty teho ovat itsenäiset muuttujat. Todennäköisyysarviointimenetelmät jaetaan diskreettiin ja jatkuva-aikaiseen. Kun pitkäaikaista tilastotietoa on tarjolla, käytetään avuksi diskreettimenetelmää. Kuvassa 20.9 on esitetty täten saatu todennäköisyysarviointi aikaisemmin mainitulle esimerkille. Y kuvaa tuotettua tuulivoimaa, X todellista siirrettyä tehoa ja Z haluttua siirtotehoa. Eli jos siirtorajoitus on 7000 MW, todennäköisyys että se ylittyy on 0,05. Jos pitkäaikaisia tilastoja ei ole käytössä, vaan joudutaan käyttämään keskiarvoja ja poikkeamia, voidaan muuttujat X, Y ja Z olettaa jatkuva-aikaiseksi ja yleistää noudattamaan jotain tiettyä jakaumafunktiota (Weibull).
20.6.2.3. Soveltaminen Ruotsin siirtojärjestelmään Ruotsissa on noin 32000 MW sähkön tuotantoa, josta ylipuolet on vesivoimaa. Tuulivoimaa oli kirjan kirjoittamisen aikaan noin 1,1 % kokonaistuotannosta (426 MW ja 706 turbiinia, syyskuu 2004). Suurimmat vesivoimalat ovat pohjoisessa ja suurin kulutus keskiosissa ja etelässä, ja välissä kahdeksan 400 kv johtoa, jotka voivat muodostaa pullonkaulan. Hallituksen lakialoitteen mukaan tuulivoimaa tuotettaisiin 10 TWh vuodessa vuoteen 2015 mennessä. Mahdollinen laajan mittakaavan tuulivoiman lisäämispaikka voisi olla pohjoisosien vuoristot, mikä lisää pullonkaulan mahdollisuutta, mutta näyttää offshore -ratkaisuja paremmalta vaihtoehdolta. Vuonna 2002 Kraftnätin teki tutkimuksen, jossa selvitettiin, että jos 4000 MW tuulivoimaa käyttöajalla 2500 tuntia lisättäisiin Pohjois-Ruotsiin, viisi 400 kv uutta linjaa tarvittaisiin takaamaan 100 % saatavuus. Tämä maksaisi 20 miljardia ruotsin kruunuissa. Seuraavia oletuksia käytetään arvioinnissa: Todennäköisyyslaskennassa käytetään vuoden 2001 tilastoja. Vain maan sisäisiä siirtorajoituksia tarkastellaan. Siirtorajoitus on vakio. Pohjoisessa tuotettu energia pystytään kuluttamaan keski- ja eteläosissa. Vain pätötehon virtauksia tarkastellaan olettaen, että loistehon kompensointi voidaan hoitaa vesivoimaloissa. Tuulivoimaloiden tuotetun pätötehon vaihteluita ei kompensoida vesivoimaloita säännöstelelemällä. Tuulimittaukset on Suorvasta ja turbiinin ulostulotehokäyrä on lapakulmasäädetyn turbiinin. Kuvassa 20.10 on kuvattu prosenttiosuus, joka pitää tuhlata tietyllä tuotantomäärällä. Yksinkertaistetun ja todennäköisyyslaskentamenetelmien lisäksi on laskettu arvoja tuulennopeuden ja tehonsiirron todellisilla tuntiarvoilla vuodelta 2001. Todennäköisyyteen perustuva menetelmä vastaa todellista paremmin, joten pääosin sitä käytetään myöhemmissä tarkasteluissa.
Yhden uuden linjan (800 MW) hinnaksi saadaan 10 % korkokannalla ja 40 vuoden takaisinmaksuajalla 400 miljoonaa kruunua. Näin ollen siis tuo hinta pitäisi kattaa nyt hyödynnetty saadun tuhlatun tuulienergian hinnalla. Kuvissa 20.11 on kuvattu tuhlatun energian kokonaishintaa 0,3 ja 0,4 kruunua/kwh arvoilla. Diskreettiä todennäköisyysmenetelmää tarkastellen huomataan, ettei hyöty tuhlatussa energiassa kata uuden johdon hintaa kummassakaan tapauksessa.
Pohdintaa käytetyistä oletuksista: Tarkasteluissa käytettiin tuulennopeustilastoja vain yhdeltä alueelta ja vain yhden turbiinin tehokäyrää, joka on skaalattu vastaamaan useaa turbiinia. Todellisuudessa tuuliolot vaihtelevat paljon ja useita erilaisia turbiineja on käytössä. Näin ollen tuhlattava energia on todellisuudessa vähäisempää. Oletuksena oli, että vesivoimaa säännöstelemällä ei kompensoida tuulivoimaa. Todellisuudessa näin kuitenkin voidaan tehdä esim. varastoimalla vettä varastoaltaisiin tuulivoiman ylituotannon aikaan. Näinkin tuhlattavaa energiaa voidaan usein pienentää. Jos energian tuhlaaminen on vähäisempää, verkon vahvistaminen tulee vieläkin kannattamattomaksi rahallisesti, jos korkokanta on 10 %. Oletuksena oli, että vesivoimalla kompensoidaan tarvittava loisteho. Laaja-alaisen tuulivoiman yhteydessä turbiinityypistä riippuen on turbiineilla suuri osuus loistehon kompensoinnissa ja täten myös mahdollisesti vaikutus siirtorajoituksiin. TSO määrittää siirtorajoitukset (n-1) -kriteerin mukaisesti. Jos kuitenkin huomioitaisiin laskennassa sääolot, sähkön hinta ja muut verkon operatiivisiin kustannuksiin vaikuttavat tekijät, tulisi siirtorajoitukset muuttuviksi ja näin tuhlattu energia voisi olla vähäisempää. Energiantuhlaustarkastelujen tulokset siis riippuvat paljon käytetyistä lähtöarvoista ja oletuksista. Näin ollen tarkastelut tulee tehdä huolellisesti jokaiselle yksittäiselle tuulivoimaprojektille. 20.7. Johtopäätökset Käytettävissä oleva siirtokapasiteetti ei ole kiinteä arvo, joka määräytyy vain verkon teknisten ominaisuuksien perusteella. Se myös kuvaa vastuussa olevan TSO:n käyttämiä menettelymalleja ja olettamuksia. Siirtokapasiteetin nostamiseksi käytettävissä on sekä pehmeitä toimenpiteitä, jotka koskevat kapasiteetin määrittämistä, että kovia keinoja eli verkon vahvistamista ja uusien komponenttien lisäämistä. Tuulivoiman matala käyttökerroin aiheuttaa lisähaasteita siirtokapasiteetin riittävyyden määrittämiseen. Koska mahdollisia vaihtoehtoja on enemmän, on jokaisen projektin kohdalla tehtävä tarkat tarkastelut tilanteen optimoimiseksi.