PILVI PIRKONEN AURINKOSÄHKÖ JA PIENTUULIVOIMA RIVITALOYHTIÖN SÄHKÖNTUOTANNOSSA TAMPEREELLA Kandityö

PILVI PIRKONEN AURINKOSÄHKÖ JA PIENTUULIVOIMA RIVITALOYHTIÖN SÄHKÖNTUOTANNOSSA TAMPEREELLA Kandityö Tarkastaja: Aki Korpela

II TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma PIRKONEN, PILVI: Aurinkosähkö ja pientuulivoima rivitaloyhtiön sähköntuotannossa Tampereella Kandityö, 24 sivua Toukokuu 2008 Pääaine: Vaihtoehtoiset sähköenergiateknologiat Tarkastaja: yliassistentti Aki Korpela Avainsanat: Aurinkosähkö, pientuulivoima, hajautettu energiantuotanto, uusiutuvat energiamuodot, kustannuslaskenta Hajautettu energiantuotanto ja siihen liittyvä uusiutuvien energiamuotojen käyttö voivat tulevaisuudessa tarjota vaihtoehdon fossiilisia polttoaineita hyödyntävälle energiantuotannolle. Fossiilisten polttoaineiden osuutta energiantuotannossa voitaisiin ainakin pienentää uusiutuvien energiamuotojen käytön lisäämisellä, jolloin tuotannosta välittömästi syntyvät päästöt vähenisivät merkittävästi. Lisäksi kohoava öljyn hinta luo paineita korvaavien tekniikoiden löytämiselle. Tässä työssä tutkitaan hajautetun energiantuotannon toteuttamista tutkimuskohteena olleen rivitaloyhtiön sähköenergiantuotannossa Tampereella. Sähköenergian tuotannossa käytettiin uusiutuvia energialähteitä: aurinkosähköä ja tuulivoimaa. Työn tavoitteena oli laskea arviot tutkimuskohteessa käytetyllä aurinkosähkö/pientuulivoimahybridijärjestelmällä tuotetun sähköenergian vuosikustannuksista. Vertailuna käytetään nykytilannetta, jossa kaikki rivitaloyhtiön tarvitsema sähkö ostettiin verkosta Tampereen Sähkölaitokselta. Tutkimuskohteen, johon kuuluu 10 asuntoa, vuotuinen sähköenergiankulutus on noin 10.000 kwh. Tutkimuskohteeseen kootun hybridijärjestelmän mitoittamisesta tutkitaan kolmea eri vaihtoehtoa, joissa katetaan joko 1) 100%, 2) 50% tai 3) 10% tutkimuskohteen vuotuisesta sähköenergiantarpeesta. Sähköenergian kulutuksen ja hybridijärjestelmällä tuotetun sähköenergian erotus katetaan verkkosähköllä. Työssä selvitetään aluksi aurinkosähkön ja tuulienergian saatavuudet tutkimuskohteessa, jonka jälkeen mitoitetaan eri vaihtoehdoille tarvittavan laitteiston määrä hybridijärjestelmää varten. Lopuksi lasketaan hybridijärjestelmällä tuotetun sähköenergian kustannukset ja verrataan tuloksia eri mitoitusvaihtoehtojen kesken sekä tutkimuskohteen nykytilanteeseen. Tässä työssä suoritetun laskennan perusteella voidaan sanoa, ettei nykyisellä kustannustasolla vastaavanlaisen hybridijärjestelmän käyttö ole yksittäiselle rivitaloyhtiölle tarpeeksi kannattavaa ollakseen investointina järkevä. Verrattuna käytetyn sähköyhtiön hintoihin, ovat hybridijärjestelmällä tuotettu sähköenergia vuodessa vähintään noin kolme kertaa kalliimpaa (vaihtoehto 3). II

III ALKUSANAT Tämä kandityö kirjoitettiin keväällä 2008 Tampereen teknillisen yliopiston Elektroniikan laitokselle. Työn tavoitteena oli tehdä opinnäyte tekniikan kandidaatin tutkintoon sisällytetyistä opinnoista. Työn tarkastajana toimi yliassistentti Aki Korpela Sähkömagnetiikan laitokselta. Haluan kiittää häntä hyvistä neuvoista ja ohjauksesta työhöni liittyvissä asioissa. Kiitän myös seminaaritilaisuudessa työni opponenttina toiminutta Erika Kaitarantaa hyvistä huomioista. Kustannuslaskennan neuvoista kiitän DI Jaakko Tarvaista. Erityiskiitos Jaakolle. Tampereella 23.5.2008 Pilvi Pirkonen III

SISÄLLYS 1 Johdanto...1 2 Tutkimuskohde: rivitaloyhtiö Tampereen Veisussa...3 2.1 Aurinkosähkön saatavuus tutkimuskohteessa...3 2.2 Tuuliolosuhteet tutkimuskohteessa...4 3 Aurinkosähkön ja pientuulivoiman hyödyntäminen tutkimuskohteessa...6 3.1 Aurinkosähkölaitteen toiminta...6 3.2 Tuuligeneraattorin toiminta...7 3.3 Aurinkosähkö/pientuulivoima-hybridijärjestelmän rakenne...8 3.3.1 Hybridijärjestelmässä käytetyt laitteet...9 3.4 Kapasiteettikertoimet ja tuulen nopeuden korkeuskorrelaatio...10 3.5 Laitteiston mitoittaminen...11 3.6 Yhteenveto laitteistosta...13 4 Hybridijärjestelmän kustannukset...14 4.1 Kustannuslaskentamenetelmä...14 4.2 Sähköenergian hankinnan kokonaiskustannukset...16 4.3 Virhetarkastelu...17 5 Hybridijärjestelmän hyödyt ja haitat...19 5.1 Haittavaikutukset...19 5.2 Hyötynäkökulmat...19 6 Johtopäätökset...21 Lähteet...23

1 1 Johdanto Energia-alalla eletään mielenkiintoista aikaa. Lisääntyneeseen energiankysyntään olisi pystyttävä vastaamaan entistä tehokkaammalla ja ennen kaikkea vähäpäästöisemmällä tuotannolla. Kehitystä ja muutoksia tuleekin seuraavina vuosikymmeninä varmasti tapahtumaan paljon, sillä jo pelkkä öljyn hinnan jatkuva nousu luo paineita korvaavan tekniikan löytämiseksi. Lisäksi fossiilisten polttoaineiden käytöstä aiheutuvilla kasvihuonekaasupäästöillä on ilmaston kannalta ikäviä seurauksia, joista ehkä huolestuttavin on kasvuoneilmiön voimistumisesta johtuva ilmastonmuutos. Vaikka teknologian kehitys on helpottanut jokapäiväistä elämäämme, on se samalla kuitenkin lisännyt energian kulutusta. Kasvu näkyy erityisesti sähköenergian lisääntyneenä kysyntänä kehittyneissä maissa. Primäärienergian kulutus kasvaa maailmalla 2 prosentin vuosivauhtia ja sähköenergian vastaava kulutuksen kasvu yltää peräti 4 prosenttiin vuosittain. On ennustettu, että vuodesta 2007 lähtien vuoteen 2030, primäärienergian kysyntä tulee lisääntymään 53%. (Energy use, 2007) Ottaen huomioon energiantuotannosta perinteisellä menetelmillä syntyvät päästöt, hupenevat öljyvarat sekä energian kysynnän odotettavissa olevan kasvun, ei siis ole ihme, että kiinnostus uusiutuvia energialähteitä ja hajautettua energiantuotantoa kohtaan on lisääntynyt. Hajautetulla energiantuotannolla tarkoitetaan systeemiä, jonka tarkoituksena on tuottaa energiaa lähellä loppukäyttäjää ja vähentää riippuvuutta ulkomailta tuotaviin polttoaineisiin. Se koostuu useista tuotantoyksiköistä, jotka kukin tuottavat pienen määrän energiaa. Systeemiin tuotettu energia voi olla peräisin joko fossiilisista polttoaineista tai uusiutuvista energialähteistä. Tuotetun energiamäärän suuruutta ei ole määritelty tarkkaan, mutta yleensä puhutaan tuotannosta, joka yltää kymmeniin megawatteihin. Lisäksi systeemiin kuuluu energiavarasto ja niin sanotusti kysynnän mukaan joustava kuorma eli loppukäyttäjät. (Energy use, 2007) Tässä työssä tarkastellaan aurinkoenergian ja tuulivoiman hyödyntämisen mahdollisuuksia tamperelaisessa rivitaloyhtiössä. Tavoitteena oli tutkia, miten, ja kuinka suuri osa tutkimuskohteen sähköenergiantarpeesta olisi mahdollista kattaa uusiutuvilla energialähteillä. Uusiutuvan energian tuotantotekniikoista valittiin tutkittavaksi aurinkosähkö ja pientuulivoima, joiden hyödyntäminen tutkimuskohteessa toteutettiin aurinkosähkö/pientuulivoima-hybridijärjestelmällä. Työn laajuuden vuoksi ei olisi ollut mahdollista tarkastella halutulla tarkkuudella sekä sähkö- että lämpöenergian tuotantoa, vaikka se olisikin tutkimuskohteen kannalta ollut varsin mielenkiintoista. Tämän vuoksi tarkasteluun valittiin tutkimuskohteen sähköntuotanto, jonka oletettiin lisäksi olevan valittujen tuotantotekniikoiden kannalta helpommin ja edullisemmin toteutettavissa kuin lämmitys. 1

2 Tutkimuskohteen sähköntuotantoon liitettävän hybridijärjestelmän vuosikustannukset nostettiin tärkeimmäksi hankintapäätökseen vaikuttavista tekijöistä, sillä vaihtoehtoisen tuotantomuodon tulisi olla kustannuksiltaan kilpailukykyinen verrattuna nykyiseen tilanteeseen ollakseen mielenkiintoinen. Tästä johtuen työn tutkimusongelmaksi määriteltiin: aurinkosähkön ja pientuulivoiman avulla tuotetun sähkön vuosittaiset kustannukset verrattuna kokonaan verkosta ostettuun sähköön tutkimuskohteessa. Tutkimuskohde esitellään tarkemmin luvussa 2, jossa käydään läpi työn kannalta oleelliset tiedot kohteen sijainnista ja sähköenergian kulutuksesta. Lisäksi kartoitetaan aurinkosähkön saatavuutta ja tuuliolosuhteita tutkimuskohteessa. Aurinkosähkön saatavuuden arvioimisessa käytettiin osaksi apuna osalta Jukka Kitusen Tampereen teknillisen yliopiston sähkömagnetiikan laitokselle vuonna 2007 tekemän diplomityön mittausmateriaalia vuodelta 2006 2007. Tiedot Suomen tuuliolosuhteista saatiin Suomen tuuliatlaksesta. Luvussa 3 tarkastellaan molempia valittuja uusiutuvan energian tuotantotekniikoita hieman tarkemmin. Aurinkosähkölaitteeksi valittiin edullisuutensa vuoksi monikiteisistä piikennoista valmistettu aurinkopaneeli ja käyttökohteen kulutuksen perusteella valittiin tuulivoiman tuotantoon pientuuligeneraattori. Luvun 3 alussa esitellään lyhyesti molempien tekniikoiden toimintaperiaatteet sekä teoreettiset hyötysuhteet. Myöhemmin samassa luvussa pyritään kartoittamaan sekä aurinkopaneelin että pientuulivoimalan todellisia sähkön tuotantomääriä laskemalla molemmille laitteille kapasiteettikertoimet ja käyttämällä tuulen nopeuden arviointiin tarvittavalla korkeudella korkeuskorrelaatiota. Luvussa 4 käsitellään aurinkosähkön ja tuulivoimalan yhteiskäytöstä kootun hybridijärjestelmän aiheuttamia kustannuksia tutkimuskohteessa. Tätä tutkittiin muodostamalla tutkimuskohteen sähkönsaannille kolme erilaista skenaariota siitä, kuinka suuri osa kohteen sähkön saannista tuotettaisiin aurinkosähköllä ja tuulivoimalla. Tuulivoimalan ja aurinkopaneelien yhteenlaskettu sähköntuotantokapasiteetti mitoitettiin ensimmäisessä vaihtoehdossa 100%:iin tutkimuskohteen vuosittaisesta sähkön kulutuksesta, eli kohteen koko sähkön kulutus katettaisiin valituilla uusiutuvan energian lähteillä. Toisessa vaihtoehdossa yhteenlaskettu sähköntuotantokapasiteetti mitoitettiin 50%:iin kohteen kokonaiskulutuksesta ja kolmannessa vaihtoehdossa se mitoitettiin 10%:iin. Kahdessa jälkimmäisessä vaihtoehdossa siis kohteen vuosittaisen sähkön kulutuksen ja aurinkopaneeleilla ja pientuulivoimalalla tuotetun sähkön erotus ostettaisiin normaalisti verkosta. Tarkoituksena oli vertailla, kuinka sähköenergian vuosittaiset kustannukset erisuuruisilla investoinneilla käyttäytyvät ja siten mahdollisesti löytää tutkimuskohteessa käytettävälle aurinko- ja tuulivoimakapasiteetille järkevä taso. Sähköyhtiönä laskennassa käytettiin Tampereen Sähkölaitosta. 2

3 2 Tutkimuskohde: rivitaloyhtiö Tampereen Veisussa Tutkimuskohteena tässä työssä oli rivitaloyhtiö, joka sijaitsee Tampereen eteläpuolella Veisun kaupunginosassa. Talonyhtiöön kuuluu kymmenen asuntoa. Yhteyshenkilön mukaan talonyhtiössä kulutetaan sähköenergiaa tilojen ja laitteiden ylläpitoon vuosittain noin 10.000 kwh (kymmentuhatta). Talossa on öljylämmitys. 2.1 Aurinkosähkön saatavuus tutkimuskohteessa Tampereella Veisussa sijaitsevaan tutkimuskohteeseen voitiin aurinkosähkön saatavuuden osalta hyödyntää Jukka Kitusen diplomityön (2007) materiaalia. Kitunen suoritti diplomityöhönsä liittyneet mittaukset Tampereen teknillisen yliopiston sähkömagnetiikan laitoksella rakennetulla tietokoneohjatulla aurinkosähkön mittausjärjestelmällä. Siihen kytketty aurinkopaneeli sijoitettiin Tampereen teknillisen yliopiston Sähkötalon katolle, josta diplomityötä varten kerättiin mittausdata vuoden 2006 marraskuun ja vuoden 2007 lokakuun välisenä aikana. Käytössä oli 36 monikiteisestä sarjankytketystä piikennosta koostuva aurinkopaneeli. Nimellisteholtaan 125 W (±5%) paneeli oli pintaalaltaan 0,93 m 2, josta tehollinen pinta-ala oli 0,74 m 2. Kitusen mittaustulosten perusteella käytetyn aurinkopaneelin vuoden aikana tuottama sähköenergia oli 117 kwh. (Kitunen, 2007) Etäisyys tutkimuskohteen ja Sähkötalon välillä on kartasta katsottuna vain muutamia kilometrejä. Aurinkosähkön saatavuuden kannalta oli Kitusen mittaustulosten perusteella oleellista, että paneelin tuottama energia jakautui vuoden aikana hyvin epätasaisesti, koska se oli sijoitettuna Suomeen, jossa aurinko paistaa erityisesti talvikuukausina hyvin matalalta. Lisäksi talvella Suomessa päivät ovat lyhyitä ja yöt pitkiä. Kitusen mittausten mukaan huhti-elokuun aikana tuotetun sähköenergian määrä oli 75%:a koko vuoden aikana tuotetusta ja maalis-syyskuun aikana tuotettu sähköenergia peräti 93%:a. (Kitunen, 2007) Kitusen mittaustuloksia käytetään tässä työssä hyväksi, vaikka aivan täysin vastaavanlaista aurinkopaneelia ei saatu valitulta toimittajalta hankittua. Aurinkopaneelin katsottiin kuitenkin olevan tarpeeksi vastaavanlainen, jotta voitiin olettaa, että toimittajalta hankittu aurinkopaneeli tuottaisi vuodessa saman määrän sähköenergiaa. Tutkimuksessa käytetty kapasiteettikerroin laskettiin näiden mittausten perusteella siten että nimellistehona pidettiin toimittajalta hankitun aurinkopaneelin nimellistehoa. 3

4 2.2 Tuuliolosuhteet tutkimuskohteessa Tampereella sijaitsevan tutkimuskohteen tuuliolosuhteet saatiin selville Suomen tuuliatlaksesta (Tammelin, 1991, katso Holttinen, 2006), josta poimittu kuva 1 esittää koontia tuulen nopeuden mittaustuloksista Suomessa. Kuvan 1 tuulen nopeudet on mitattu 50 metrin korkeudella maan pinnasta. Kuvaan liitetyssä taulukossa on myös esitetty tuulen nopeuden vaihtelut maaston mukaan. Tutkimuskohteeseen valittiin sheltered terrain, joka erään luokituksen mukaan sisältää (Manwell et al., 2004, s.66) mukaan kaupunkialueet, metsät ja maaseutualueet, joissa tuulisuus ei välttämättä koko ajan ole jatkuvaa. Sen mukaan saatiin tuulen nopeuden vertailuarvoksi 4,5 m/s, joka näyttäisi 50 metrin korkeudella ainakin olevan tuulivoimalalle riittävää. Tuulen tehotiheys eli pinta-alaa kohden saatava teho on kuvasta 1 katsottuna valitulla tuulennopeudella ja maastoluokituksella 100 150 W/m 2, joka on hieman parempi kuin huono (Manwell et al., 2004, s. 32). 4

5 Kuva 1: Suomen tuuliolosuhteet (Tammelin, 1991, katso Holttinen, 2006). Tuuligeneraattorin tehontuotantoarviota laskettaessa ei voitu suoraan hyödyntää Suomen tuuliatlaksen mittaustuloksia, sillä kohteeseen asetettavan pientuulivoimalan maston korkeus ei olisi koskaan tullut yltämään 50 metriin. Tuulen nopeuden vertailuarvon muuntamisessa tutkittavan tuulivoimalan maston korkeudelle hyödynnettiin korkeuskorrelaatiota. Se on malli, jonka avulla voidaan laskea tuulen nopeus tietyllä korkeudella, kun tiedetään tuulen nopeus samalla sijainnilla eri korkeudella maan pinnasta. Tutkimuskohteen tuulennopeus lasketaan korkeuskorrelaatiolla kohdassa 3.3. 5

6 3 Aurinkosähkön ja pientuulivoiman hyödyntäminen tutkimuskohteessa Tässä työssä tutkittavassa aurinkosähkön ja pientuulivoiman hyödyntämisessä yksittäisen talonyhtiön tarpeisiin on kyse hajautetusta sähköenergiantuotannosta. Hajautetulla sähköenergiantuotannolla tarkoitetaan lähellä loppukäyttäjää sijaitsevia toisistaan erillisiä sähköenergian tuotantomuotoja. Tällä tavoin tuotetulla sähköllä voidaan palvella yksittäistä loppukäyttäjää tai tuotettu sähkö voidaan syöttää suoraan valtakunnan verkkoon. Kiinnostus hajautettua sähköenergian tuotantoa kohtaan on lisääntynyt tuotannon luotettavuuden, sähkön laadukkuuden ja ympäristöystävällisen energiantuotannon kasvaneen kysynnän vuoksi. (McGraw-Hill) Tutkimuskohteen hajautetussa sähköenergiantuotantojärjestelmässä yhdistetään aurinkosähkö ja tuulivoima. Näiden kahden tuotantomuodon käyttö samassa järjestelmässä perusteltiin sillä, että niiden hyödyntämien energian lähteiden, auringon säteilyenergian ja tuulen kineettisen energian, saatavuudet ovat vuositasolla mitattuna huipussaan eri vuodenaikoina. Kitusen mittaustulosten (2007, s. 43) perusteella todettiin jo edellä aurinkosähkön saatavuuden olevan huipussaan kesäkuukausina. Tuulennopeus puolestaan on suurimmillaan talvella (Ilmatieteenlaitos, 2008; Manwell et al., 2004, s. 26 27). Myös artikkelissa Kellogg et al. (1998) kannatettiin aurinkosähkön ja tuulivoiman käyttöä yhteisessä järjestelmässä sen vuoksi, että se on sähkön saannin kannalta luotettavampaa kuin tuottaa pelkästään jommalla kummalla erikseen (Kellogg et al., 1998, s. 74). 3.1 Aurinkosähkölaitteen toiminta Ranskalainen fyysikko A.E. Becquerel löysi valosähköisen ilmiön jo vuonna 1839. Kesti kuitenkin seuraavan vuosisadan puoliväliin asti ennen kuin sen sovellusten kaupallistaminen onnistui, kunnes Bell Laboratoires julkisti vuonna 1954 valmistaneensa ensimmäisen piiaurinkokennon. (Patel, 2006, s. 163) Aurinkokennon toiminta perustuu puolijohdetekniikkaan. Aurinkokenno valmistetaan kahdesta eritavalla seostetusta puolijohdemateriaalista, joista toinen, etupinta, on niin sanottu N-tyypin puolijohde ja toinen, runko, on puolestaan P-tyypin puolijohde. N-tyypin materiaalissa on enemmän elektroneja kuin positiivisen varauksen omaavia hiukkasia. P-tyypin materiaalissa taas on vastaavasti enemmän positiivisia kuin negatiivisia hiukkasia. Yleisin aurinkokennomateriaali on pii, jota voidaan käyttää yksikiteisenä, monikiteisenä tai amorfisena. (Energia Suomessa, 2004, s.269) 6

7 Aurinkokennossa syntyvä sähkövirta aiheutuu valosähköisestä ilmiöstä, jonka saavat aikaan fotonit eli hiukkaset, joista auringon valon voidaan hiukkasluonteensa mukaisesti katsoa koostuvan. Kun sopivan aallonpituuden omaava fotoni tunkeutuu P-Nliitokseen, siirtyy sillä oleva energia kennomateriaalissa olevalle elektronille. Saadessaan tarpeeksi energiaa elektroni siirtyy korkeammalle energiatasolle, jolloin se pääsee liikkumaan materiaalissa vapaasti. Elektronien alkaessa liikkua alemmalta tasolta ylemmälle tasolle, syntyy tilaa myös positiivisesti varautuneiden hiukkasten, aukkojen, liikkeelle. Kun P-N-liitoksen ylä- ja alareunan välille kytketään kuorma, alkavat elektronit liikkua kohti etupintaa. Metallisen johdemateriaalin kautta etupinnalta ulkoiseen piiriin siirtyvät elektronit kulkeutuvat ulkoisen piirin läpi P-N-liitoksen pohjalle. Pohjalla olevien metallijohteiden kautta elektronit siirtyvät edelleen runkoon, jossa ne yhdistyvät sinne kerääntyneiden aukkojen kanssa. Elektronien liike on sähkövirtaa. Aurinkokennon kennojännite aiheutuu P-N-liitoksen rajapinnalla olevasta sisäisestä sähkökentästä. (Boyle, 1996, s.98 99) Aurinkopaneeli koostuu useista samaan piiriin kytketyistä aurinkokennoista, joilla muutetaan auringon valo tasasähköksi. Lisäämällä kennojen lukumäärää voidaan kasvattaa aurinkopaneelin sähkötehoa. (Patel, 2006, s.143) Yksittäinen aurinkokenno tuottaa, riippuen valmistusmateriaalista, yleensä noin 0,5 V jännitteen 2,5 A virralla, jolloin huipputehoksi saadaan 1,25 W (Boyle, 1996, s.99). 3.2 Tuuligeneraattorin toiminta Tuulen liike-energian hyödyntäminen ei ole mikään uusi keksintö, sillä persialaiset rakensivat tiettävästi ensimmäiset tuulimyllynsä jo 900 eaa.. Ne olivat kuitenkin pystyakselisia eivätkä vielä kovin kestäviä rankoissa tuulissa. Ensimmäiset vaaka-akseliset tuulimyllyt otettiin käyttöön tiettävästi keskiajalla Euroopassa, jolloin niitä hyödynnettiin erittäin laajasti ainakin veden pumppaamiseen, jyvien jauhamiseen ja joidenkin työkalujen voimanlähteenä. Tuuli olikin tärkein energianlähde Euroopassa aina teollisen vallankumouksen alkuun saakka. (Manwell et al., 2004, s. 11 12) Tuuligeneraattorin toiminta perustuu tuulen liike-energian muuntamiseen pyörimisliikkeeksi ja siitä edelleen sähköksi. Tuulen kerääminen tapahtuu roottorin avulla, jossa voi olla esimerkiksi kaksi tai kolme lapaa. Roottorin pyöriminen aiheutuu nostevoimasta, jonka saa aikaan ilman virtaus lavan ympärillä. (Energia Suomessa, 2004, s.270) Useimmat modernit tuuligeneraattorit ovat roottorinsa akselin suhteen joko vaakaakselisia tai pystyakselisia. Vaaka-akseliset tuuligeneraattorit ovat nykyään kaikkein eniten valmistettuja, muun muassa sen vuoksi, että niiden suunnittelussa on voitu hyödyntää tehokkaasti lentokonetekniikkaa lapojen aerodynamiikan parantamiseksi. (Boyle, 1996, s.280) Tässä työssä käytetään vaaka-akselista tuuligeneraattoria. 7

8 Tuulivoimalan tuottama sähköteho P on suoraan verrannollinen tuulen nopeuden U kuutioon. Sitä kuvataan kaavalla: 1 3 P = ρ A U, (3.1) 2 jossa ρ on ilmantiheys, jonka suuruus merenpinnan tasolla 15 C asteen lämpötilassa on 1,225kg/m 3 ja A on roottorin pyyhkäisypinta-ala. (Manwell et al., 2004, s. 31) 3.3 Aurinkosähkö/pientuulivoima-hybridijärjestelmän rakenne Tutkimuskohteen sähköntuotanto toteutettiin tässä työssä niin sanotulla tuulivoima/aurinkosähkö-hybridijärjestelmällä, jossa varavoimana oli tavallinen verkkosähkö. Perusjärjestelmä sisälsi tuuligeneraattorin ja yhden aurinkopaneelin sekä akuston, shuntin eli tuulivoimalan lataussäätimen, aurinkopaneelin säätöyksikön, verkkoinvertterin ja laturin. Energiantuotantokapasiteettia muutettiin lisäämällä perusjärjestelmän oheen aurinkopaneeleja, minkä seurauksena myös akkukapasiteettia kasvatettiin. Tarkastellun hybridijärjestelmän rakenne on esitetty kuvassa 2, joka on mukailtu valitun toimittajan Aurinkosähkötalo Eurosolar Oy:n kotisivuilta. Kuva 2: Hybridijärjestelmän yksinkertaistettu asennuskaavio. Mukailtu lähteestä (Aurinkosähkötalo Eurosolar Oy). 8

9 Seuraavassa luvussa esitellään suunnitellun hybridijärjestelmän laitteet ja niiden hankintahinnat. Järjestelmää suunniteltaessa asetettiin tavoitteeksi hankkia kaikki tai ainakin mahdollisimman suuri osa laitteista yhdeltä toimittajalta, jotta järjestelmästä tulisi mahdollisimman yhteensopiva ja kokoaminen olisi helppoa. Mastoa lukuun ottamatta kaikki laitteet olisikin onnistuttu hankkimaan tavoitteiden mukaisesti samalta toimittajalta. 3.3.1 Hybridijärjestelmässä käytetyt laitteet Tämän työn tuulivoima/aurinkosähkö-hybridijärjestelmässä käytettyjen laitteiden hintatiedot saatiin suomalaiselta Aurinkosähkötalo Eurosolar Oy:ltä (Aurinkosähkötalo Eurosolar Oy) lähetetyn tarjouspyynnön perusteella. Hankintahinnat eivät siksi vastaa yrityksen suositushintoja. Kaikki mainitut hankintahinnat sisältävät arvonlisäveron 22%, toimituskuluja ei ole huomioitu. Aurinkopaneeliksi hankittiin 36:sta monikiteisestä sarjankytketystä piikennosta koostuva Kyocera KC130GHT-2, joka on tarkoituksella lähes vastaava kuin Kitusen diplomityössä. Ainoa merkittävä ero hankitun aurinkopaneelin ja Kitusen käyttämän aurinkopaneelin välillä on se, että hankitulla aurinkopaneelilla on 5 wattia suurempi nimellisteho kuin Kitusen KC125G-1:llä, sillä dimensiot ja massa ovat yhtäsuuret. (Kyocera Fineceramics GmbH; Kitunen, 2007, s. 33) Hankittavan aurinkopaneelin kappalehinnaksi valittu toimittaja Eurosolar Oy tarjosi 1200, jos paneeleita hankittaisiin alle 10 kappaletta, ja 1000, jos paneeleita hankittaisiin 10 tai enemmän. Tuuligeneraattoriksi valittiin toimittajan suosituksesta kestomagneettikäyttöinen Rutland WG 913, jonka nimellisteho on 200 W. Hankintahinnaksi tarjottiin 1200 kappaleelta. Hintaan sisältyi myös shunttiregulaattori eli tuuligeneraattorin lataussäädin, jota ei valitunmallisessa tuuligeneraattorissa itsessään ollut integroituna (Aurinkosähkötalo Eurosolar Oy). Tuuligeneraattorin pyyhkäisypinta-alan halkaisija d oli 0,91 metriä (Airfish). Maston napakorkeudeksi suositeltiin 6-8 metriä Eurosolar Oy:n yhteyshenkilön toimesta. Masto oli hankittava erikseen toiselta toimittajalta. Siten 7 metrin korkuinen 4-osainen AeroCraft:in masto hankittiin Ympäristöenergian energiakaupasta, jonka internetsivujen mukaan hankintahinta olisi kappaletta kohden 1400. Hinta ei sisältänyt maston betonivalua. (Ympäristöenergia). Akusto koottiin toimittajan suosituksesta kahdesta kapasiteetiltaan erisuuruisesta akusta: AGM Victron Deep Cycle 150 Ah ja AGM Victron Deep Cycle 200 Ah. Ne valittiin laskemalla tarvittava akkukapasiteetti erikseen sekä perusjärjestelmälle että jokaiselle yksittäiselle lisäpaneelille. Akkujen hankintahinnoiksi kappaletta kohden toimittaja tarjosi akku 150Ah :lle 300 ja akku 200Ah :lle 450. Tutkitussa hybridijärjestelmässä akuston kooksi tuli perusjärjestelmän osalta 400 Ah, johon lisättiin 150 Ah jokaista uutta aurinkopaneelia kohden. 9

10 Lisäksi toimittaja ehdotti täydentämään hybridijärjestelmän sini-invertterilaturiyhdistelmällä C2600-24 ja sopivalla lataussäätimellä (30 A) (Aurinkosähkötalo Eurosolar Oy). Näistä ensimmäisen avulla järjestelmä voi joko syöttää sähkövirtaa jakeluverkkoon tai ottaa sähkövirtaa jakeluverkosta. Lataussäädin suojaa akkua ylilatautumiselta. 3.4 Kapasiteettikertoimet ja tuulen nopeuden korkeuskorrelaatio Korkeuskorrelaation avulla voidaan laskea tuulen nopeus halutulla korkeudella, kun tiedetään tuulen nopeus samalla sijainnilla jollain toisella korkeudella. Se voidaan laskea kaavalla: U ( z) = U ( z ) ln z z0 r, (3.2) ln zr z0 jossa U(z r ) on tuulen nopeus referenssikorkeudella, z r on referenssikorkeus ja z on tutkittu korkeus. Z 0 on maaston muodosta johdettu rosoisuuskerroin, jonka arvoja on taulukoitu. Tässä työssä arvioitiin tutkimuskohteen maaston rosoisuudelle z 0 arvo 250 mm, joka vastaa kuvausta: paljon puita, (pensas)aitoja ja muutamia rakennuksia. (Manwell et al., 2004, s.44) Laskennan referenssinä käytettiin kuvasta 1 saatuja arvoja, eli korkeus z r oli 50 m ja tuulennopeus U(z r ) oli 4,5 m/s. Järjestelmässä käytetyn tuulivoimalan napakorkeudeksi oletettiin maston korkeus, jolloin korkeuden z arvoksi muodostui 7 metriä. Seuraavaksi voitiin laskea tuulen nopeuden arvo tutkimuskohteeseen hankitun tuulivoimalan napakorkeudella. Tuulen nopeudeksi U 7,0m saatiin 2,830 m/s, joka on juuri sopivasti erään lähteen antaman, akkujen varaamiseen Rutland WG913:lla tarvittavan, minimituulennopeuden 2,7 m/s yläpuolella (Airfish). Sijoittamalla U 7,0m edelleen kaavaan 3.1, saatiin käytetyn tuulivoimalan tuottamalle teholle P 7,0m arvo 39,693 W, kun ilmantiheys ρ oli 1,225 kg/m 3 ja roottorin pyyhkäisypinta-ala A oli noin 2,86 m 2 (A = π * d). Tuulivoimalan hyötysuhdetta kuvataan kapasiteettikertoimella CF, joka on tuotetun sähköenergian suhde voimalan nimellistehoon kerrottuna käytetyillä tunneilla. Kapasiteetti kerroin lasketaan kaavalla: Tuotettu _ energia( kwh) CF =. (3.3) Nimellisteho( kw ) Tunnit( h) (Holttinen, 2007, s. 18) Kapasiteettikerroin CF saatiin aiemmin lasketun tuulivoimalan tuottaman tehon P 7,0m ja tuuligeneraattorin nimellistehon P nom suhteena. Sen arvoksi saatiin noin 0,198, jota laskettaessa tuulivoimalan oletettiin siis tuottavan sähköenergiaa ympäri vuoden eli 8760 tuntia vuodessa. Tämä oletus perusteltiin sillä, että maaston muodoista johtuvat vaihtelut tuulisuudessa on huomioitu jo korkeuskorrelaatiolla lasketussa todellisessa tuulennopeudessa U 7,0m. 10

11 Aurinkopaneelille käytettiin laskennassa kapasiteettikerrointa 0,103, joka laskettiin suhteuttamalla Kitusen mittaama vuotuinen sähköenergian tuotto 117 kwh (Kitunen, 2007, s. 43) hankitun aurinkopaneelin maksimitehon ja yhden vuoden tuntien 8760 h/a tuloon. Näin laskettuna kapasiteettikerroin jäi luultavasti hieman todellista alhaisemmaksi, sillä Kitusen käyttämän paneelin nimellisteho oli, kuten edellä todettu 125 W ja tähän tutkimukseen hankitun aurinkopaneelin nimellisteho oli 130 W. Yhteenveto tuulivoimalan ja aurinkopaneelin arvioiduista todellisista tehontuotanto- ja vuosienergiaarvoista on esitetty taulukossa 1. Taulukko 1: Yhteenveto perusjärjestelmän energian ja tehon todellisista tuotantomääristä pyöristettynä tuhannesosan tarkkuudella (a = 8760 h). Yhteenveto P nim (W) kapasiteettikerroin CF P tod (W) E tod (kwh) Tuuligeneraattori, t 200 0,198 39,693 347,712 Aurinkopaneeli, pv 130 0,103 13,356 117 Yhteensä, yht 330 53,049 464,712 Taulukossa 1 oleviin arvoihin viitataan myöhemmin lisäämällä suuretta kuvaavan symbolin alaindeksiin joko t, pv tai yht. Esimerkiksi tuulivoimalan todellinen vuodessa tuottama energia E tod,t on noin 348 kwh. 3.5 Laitteiston mitoittaminen Tutkittavaksi oli valittu kolme erilaista tapaa mitoittaa hybridijärjestelmän energiantuotantokapasiteetti. Järjestelmän mitoituksessa tarkasteltiin kolmea eri vaihtoehtoa kattamalla joko 1) 100%, 2) 50% tai 3) 10% tutkimuskohteen vuotuisesta sähköenergian tarpeesta. Vastaavasti verkkosähköä E ostettevaxx% hankittiin alijäämän verran, eli tilanteessa 1) 0%, 2) 50% tai 3) 90% vuotuisesta sähkönkulutuksesta. Hybridijärjestelmän sähköenergiantuotantokapasiteettia voitiin vaihtaa muuttamalla aurinkopaneelien ja akkujen määrää. Tutkimuskohteen arvioitu vuosittainen sähköenergiankulutus E koht.kulutus oli 10.000 kwh, josta hybridijärjestelmällä vuodessa tuotettava sähköenergia E tuotettava laskettiin kussakin tilanteessa niin, että E tuotettava = kateprosentti ( / 100 ) * E koht.kulutus. Siten laskettuna saatiin seuraavat tuotannon tavoiteluvut: 1. E tuotettava100% = 10.000 kwh (vastaavasti: E ostetteva0% = 0 kwh) 2. E tuotettava50% = 5.000 kwh (E ostetteva50% = 5.000 kwh) 3. E tuotettava10% = 1.000 kwh (E ostetteva90% = 9.000 kwh). 11

12 Perusjärjestelmän oheen tarvittavien lisäaurinkopaneelien lukumäärä N laskettiin jokaista tilannetta kohden erikseen seuraavalla kaavalla: Etuotettava Etod, yht N =, (3.4) E tod, pv missä siis koko hybridijärjestelmällä tuotettavan sähköenergiamäärän ja perusjärjestelmällä tuotettavan sähköenergiamäärän erotusta verrataan yhdellä aurinkopaneelilla tuotettavaan energiamäärään. Pyöristämällä ylöspäin seuraavaan kokonaislukuun ja lisäämällä perusjärjestelmään jo sisältynyt yksi aurinkopaneeli, saatiin koko järjestelmässä yhteensä tarvittavien aurinkopaneelien lukumääräksi tilanteissa 1, 2 ja 3 seuraavat: 1. 83 kappaletta 2. 40 kappaletta 3. 6 kappaletta. Akusto mitoitettiin seuraavan kaavan avulla: TARVITTAVA _ VARASTOINTIKAPASITEETTI akkujen lukumäärä (3.5) 0,8 AKUN _ NIMELLINEN _ KAPASITEETTI (Kellogg et al., 1998, s.72). Perusjärjestelmälle yhden aurinkopaneelin ja tuuligeneraattorin yhteenlaskettua nimellistehoa 330 W kohden varattiin kaksi 200 Ah akkua. Lisäpaneeleille varattiin nimellistehoa 120 W kohden yksi 150 Ah akku. Koska sekä tuulivoimalan että aurinkopaneelin kapasiteettikertoimet ovat molemmat alle 0,2, ja kaavalla 3.5 saadut tarvittavien akkujen lukumäärät ylittivät edellisen kokonaisluvun vain noin 5 prosentilla, pyöristettiin tarvittavien akkujen lukumäärät lähimpiin kokonaislukuihin. 12

13 3.6 Yhteenveto laitteistosta Taulukkoon 2 on koottu yhteenveto hybridijärjestelmään hankituista laitteista. Taulukko 2: Hybridijärjestelmän laitteet. Oikealla on kirjattu eri tilanteissa tarvittavat määrät eri laitteille. Aurinkopaneeli, Kyocera KC130GHT-2 Teho (W) Hankintameno ( /kpl) a)1200 b)1000 Tehonkesto (W) Kapasiteetti (Ah) 1) Lkm (kpl) 2) Lkm (kpl) 3) Lkm (kpl) 130 83 40 6 Tuuligeneraattori, Rutland 1200 200 1 1 1 WG 913 Akku 1, AGM Victron 300 150 82 39 5 Deep Cycle 150 Ah Akku 2, AGM Victron 450 200 2 2 2 Deep Cycle 200 Ah Masto, AeroCraft 7m 1400 1 1 1 Sini-invertteri-laturi 1800 2600 1 1 1 Säädin 200 300 1 1 1 Perusjärjestelmään kuuluivat aurinkopaneeli, tuulivoimala, kaksi 200 ampeeritunnin akkua, sini-invertteri-laturi ja säädin. Lisälaitteisto mitoitettiin tarvittavan kapasiteetin mukaan edellisessä luvussa 3.5. Tiedot hankintahinnoista saatiin yhteyshenkilöltä suomalaisessa Eurosolar Oy:ssä. 13

14 4 Hybridijärjestelmän kustannukset Tässä luvussa esitellään tutkimuskohteeseen suunnitellun aurinkosähkö/tuulivoimahybridijärjestelmän kustannusarviot. Tarkoituksena on antaa mahdollisimman hyvä arvio järjestelmän hankinnasta aiheutuvista kustannuksista tutkittavissa kolmessa eri tilanteessa, joissa järjestelmän kapasiteetti mitoitettiin luvussa 3.5 esitellyllä tavalla suhteessa tutkimuskohteen vuosittaiseen sähköenergiankulutukseen. Tutkitun hybridijärjestelmän kustannuslaskennassa on otettu huomioon ainoastaan järjestelmän laitteiden verolliset hankintamenot; toimituskulut, työkustannukset, huoltoja ylläpitokustannukset sekä tuulivoimalan maston betonivalu eivät sisälly tässä työssä tehtyihin kustannusarvioihin. Hybridijärjestelmän kiinteät vuosikustannukset koostuvat siis ainoastaan hankintakustannuksista aiheutuvista poistoista. Järjestelmälle laskettuja kustannusarvioita verrataan tutkimuskohteen nykytilanteeseen, jossa kaikki kulutettava sähköenergia ostetaan normaalisti verkosta. Tutkimuskohteessa oletettiin nykyhetkellä olevan sähköyhtiönä käytössä Tampereen Sähkölaitos, jonka yksityisasiakkaiden hinnastosta otettiin mukaan kaksi tuotetta: Taloussähkö ja Hyötytuuli. Hyötytuulisopimuksella ostettu sähköenergia on Tampereen Sähkölaitoksen mukaan puhtaasti tuulivoimalla tuotettua. (Tampereen Sähkölaitos) Hybridijärjestelmän kustannusarviot on esitetty yksikössä / kwh, jotta ne olisivat parhaiten verrattavissa sähköyhtiön myyntihintoihin. 4.1 Kustannuslaskentamenetelmä Hybridijärjestelmän eri kapasiteettivaihtoehdoille mitoitettiin luvussa 3.5 lisälaitteisto, eli aurinkopaneelit ja akut, jotka tarvittiin perusjärjestelmän lisäksi tuottamaan haluttu määrä sähköenergiaa. Tämän mitoituksen perusteella laskettiin arviot järjestelmän hankintakustannuksille. Sähköenergiamäärä (kwh), johon laskettuja hankintakustannuksia verrataan, on kullekin katetilanteelle laskettu hybridijärjestelmällä tuotettava määrä: E tuotettava100% on 10.000 kwh, E tuotettava50% on 5.000 kwh ja E tuotettava10% on 1.000 kwh. Taulukossa 3 on esitetty hybridijärjestelmän hankintakustannukset sekä tutkimuskohteelle aiheutuvat vuotuiset investointikustannukset annuiteettimenetelmällä laskettuna. Ne luokiteltiin tutkimuskohteen vuotuisen sähköenergian hankinnan kiinteiksi kustannuksiksi. Hybridijärjestelmän laitteet eriteltiin taulukkoon 3 pitoajan perusteella, kuten Kellogg et al. (1998) artikkelissa. Tuulivoimalan, aurinkopaneelien sekä lisätarvikkeiden eli säätimen ja invertteri-laturin pitoajaksi oletettiin 20 vuotta. Akkujen pitoajaksi puolestaan oletettiin 4 vuotta. (Kellogg et al., 1998, s. 73) 14

15 Tutkimuskohteena olleen talonyhtiön sähköenergiantuotantoon käytettävän hybridijärjestelmän vuosikustannukset laskettiin annuiteettimenetelmällä. Neilimo & Uusi- Rauva (2005) määrittelee annuiteettimenetelmän laskentamenetelmäksi, jossa investoinnin hankintameno jaetaan pitoaikaa vastaaville vuosille yhtä suuriksi vuosieriksi eli annuiteeteiksi. Taulukossa 3 merkitty investointikustannus vastaa menetelmän annuiteettia, joka lasketaan seuraavasti: Annuiteetti = ANNUITEETTITEKIJÄ HANKINTAKUSTANNUS. (4.1) (Neilimo & Uusi-Rauva, 2005, s.220 221) Laskentakorkona käytettiin nimellistä korkoa 10%, johon ei oteta huomioon inflaatiota laitteiden pitoajalta. Tämän vuoksi lasketut kustannukset ovat jonkin verran suurempia kuin mitä ne olisivat reaalikorolla laskettuna, sillä inflaation huomioiva reaalinen korkokanta on nimellistä pienempi. Annuiteettitekijä lasketaan: n i ( 1+ i) ( 1+ i) 1 annuiteett itekijä, (4.2) = n missä n on pitoaika ja i on käytettävä laskentakorkokanta (Neilimo & Uusi-Rauva, 2005). Taulukko 3: Annuiteettimenetelmällä lasketut hybridijärjestelmän kiinteät kustannukset euroina per tuotettu kilowattitunti. Hankintakustannuksissa on huomioitu vain laitteiden hankintamenot. Luvut pyöristetty tuhannesosan tarkkuudella. Kiinteät kustannukset: 1) katetaan 100% 2) katetaan 50% 3) katetaan 10% Hankintameno t+pv+lis ( /kwh) 8,76 8,92 11,8 Korko (%) 10 10 10 Pitoaika (a) 20 20 20 Annuiteettitekijä 0,118 0,118 0,118 Inv.kustannus t+pv+lis ( /kwh/a) 1,029 1,048 1,387 Hankintameno Akut ( /kwh) 2,55 2,52 2,4 Korko (%) 10 10 10 Pitoaika (a) 4 4 4 Annuiteettitekijä 0,316 0,316 0,316 Inv.kustannus Akut ( /kwh/a) 0,805 0,795 0,757 Tot. Inv.kustannus ( /kwh/a) 1,834 1,843 2,144 Koska taulukossa 3 saadut kiinteät kustannukset on laskettu euroina per tuotettu kilowattitunti, eivät kustannukset ole vielä suoraan verrattavissa keskenään muussa tapauksessa kuin silloin, jos halutaan tietää vain pelkällä hybridijärjestelmällä tuotetun sähköenergian kustannukset. Tässä työssä haluttiin kuitenkin ottaa selvää siitä, mitä maksaisi koko tutkimuskohteen sähköenergian tarpeen täyttäminen, jolloin otetaan vaihtoehdoissa 2 ja 3 mukaan myös verkosta ostettavan sähkön osuus. Tällöin muunnetaan lasketut muuttuvat kustannukset ensin keskenään vertailukelpoisiksi, jotta kokonaiskustannukset voitaisiin lopulta laskea. 15

16 Muuttuvat kustannukset saatettiin vertailukelpoisiksi kertomalla laskettu muuttuva kustannus (taulukossa 3 tot.inv.kust.) E tuotettava :n ja E koht.kulutus :n suhteella. Näin saatiin hybridijärjestelmän muuttuviksi kustannuksiksi luvut, joissa on huomioitu tuotettava sähköenergiamäärä suhteessa tutkimuskohteen kokonaistarpeeseen: 1. 1,834 /kwh/a 2. 0,922 /kwh/a 3. 0,214 /kwh/a. Hybridijärjestelmän muuttuviin kustannuksiin luettiin Tampereen Sähkölaitokselta ostettava sähköenergia ja sähkön siirtomaksu. Sähköenergian listahinta oli Taloussähkölle 0,06 /kwh ja Hyötytuulelle 0,066 /kwh. Siirtomaksu oli molemmille hintaluokille sama: 2,0 /kk eli 24,0 /a. (Tampereen Sähkölaitos) Taulukkoon 4 laskettiin tutkimuskohteen hybridijärjestelmän verkkosähkönhankinnan vuosikustannukset eri kapasiteettivaihtoehdoilla. Taulukko 4: Hintoihin on sisällytetty sekä sähköenergia- että siirtomaksut. Kohdassa 1) ostetaan 0%, 2) 50% ja 3) 90% tutkimuskohteen vuotuisesta sähköenergiantarpeesta. Muuttuvat kustannukset (ostosähkö): 1) katetaan 100% 2) katetaan 50% 3) katetaan 10% taloussähkö ( /kwh/a) 0 0,0648 0,0627 hyötytuuli ( /kwh/a) 0 0,0708 0,0687 Ostosähkön hinta H osto muodostettiin taulukkoon 4 kaavalla: H E H + H ostettavaxx % listah int a siirto osto =, (4.3) EostettavaXX % jossa H listahinta on sähköenergian listahinta ja H siirto on siirtohinta. E ostettevaxx% on tilanteessa 1) 0 * E koht.kulutus = 0 kwh, 2) 0,5 * E koht.kulutus = 5.000 kwh ja 3) 0,9 * E koht.kulutus = 9000 kwh. 4.2 Sähköenergian hankinnan kokonaiskustannukset Laskemalla yhteen tutkimuskohteen vuotuisesta sähköenergian hankinnasta aiheutuneet kiinteät ja muuttuvat kustannukset saatiin vuotuiset kokonaiskustannukset. Ne ovat esillä taulukossa 5, johon kirjattiin vertailun vuoksi myös tutkimuskohteen nykyinen tilanne. 16