TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma

TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma HELI RISTAMÄKI SUPRAJOHTAVUUDEN HYÖDYNTÄMINEN TUULIVOIMAGENERAATTOREISSA Kandidaatintyö Tarkastaja: lehtori Risto Mikkonen 8.5.2009

II TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma RISTAMÄKI, HELI: Suprajohtavuuden hyödyntäminen tuulivoimageneraattoreissa Kandidaatintyö, 39 sivua Toukokuu 2009 Pääaine: Vaihtoehtoiset sähköenergiateknologiat Tarkastaja: lehtori Risto Mikkonen Avainsanat: suprajohtavuus, tuulivoima, generaattori Tuulivoimaloiden teholuokkaa ja rakentamistahtia on viime vuosina kasvatettu voimakkaasti. Tekemällä yksittäisestä voimalasta mahdollisimman suuri ja tehokas voidaan optimoida yksikkökustannuksia. Ensiksi tässä kirjallisuusselvitysmäisessä kandidaatintyössä esitellään perinteiset tuulivoimalaratkaisut sekä suprajohtavuus ilmiönä materiaaleineen. Sen jälkeen syvennytään edellä mainittujen yhdisteeseen: suprajohtaviin tuuligeneraattoreihin. Lopuksi tarkastellaan hieman merituulivoimaloita, suprajohdekaapeleita sekä muutamia käynnissä olevia suprajohdegeneraattoriprojekteja. Suprajohtavassa tilassa olevan materiaalin ominaisuuksiin kuuluu sähköinen vastuksettomuus ja voimakas diamagneettisuus. Suprajohteet jaetaan käyttölämpötilansa mukaan korkean ja matalan lämpötilan suprajohteisiin. Haasteina ovat muun muassa valmistuskustannukset, -tekniikat, yksikköpituudet sekä joissakin tapauksissa myös kriittiset arvot. Perinteiset tuulivoimageneraattorit ovat joko oikosulku-, kestomagneettitahti- tai liukurengaskoneita. Tuuligeneraattoreissa voidaan hyödyntää myös suprajohdetekniikkaa. Suprajohtavan generaattorin roottori voidaan toteuttaa joko raudallisena tai ilman sekä lämpimänä tai kylmänä. Staattori voi olla joko korkean tai matalan vuontiheyden sekä magneetti- tai ei-magneettihammasteinen ratkaisu. Rajoituksina generaattoreissa on mahdollisen raudan saturoituminen, momentinsiirto sekä jäähdytys. Hyötyinä saavutetaan pienempi paino ja koko sekä suurempi hyötysuhde ja teholuokka. Generaattori voidaan jäähdyttää mekaanisesti tai nestejäähdytyksellä; ensiksi mainittu on huoltovapaampi. Konehuoneen pienuudesta on etua, sillä se voidaan nostaa kokonaisena tornin huipulle, jolloin minimoitaisiin työskentelyaika myös merituulivoimaloiden vaarallisissa olosuhteissa. Tehonsiirto tuulivoimalan ja ensimmäisen sähköaseman välillä voitaisiin toteuttaa suprajohdekaapeleilla, joiden etuihin kuuluu muun muassa suuri virransiirtokyky sekä häviöttömyys tasavirtakäytössä. Amerikassa on tavoitteena saada kaupallistettua 10 MW:n voimala vuoteen 2010 mennessä. Myös Euroopassa tutkitaan ja kehitetään kilpailukykyisten suprageneraattoreiden tuottamiseksi. Lisäksi oheislaitteita kehitellään paremmiksi.

III ALKUSANAT Tämä kandidaatintyö on tehty Tampereen teknillisen yliopiston Elektroniikan laitokselle. Aiheen valitsin pitkällisen pohdinnan tuloksena tietämykseni, tietämättömyyteni sekä kiinnostukseni perusteella. Kiitokset työn tarkastajana toimineelle Risto Mikkoselle sekä työn opponoijille Janne Laurilalle ja Henri Riihimäelle. Tampereella 8.toukokuuta 2009 Heli Ristamäki

IV SISÄLLYS LYHENTEET JA MERKINNÄT...V 1. Johdanto...1 1.1. Asennetun tuulivoiman historia...1 1.2. Tyypillinen tuulivoimala...3 1.3. Teholuokka, sen kasvattaminen sekä siihen liittyvät ongelmat...4 2. Suprajohtavuus...6 2.1. Suprajohtavuus ilmiönä...6 2.2. Johdinmateriaalit...8 2.3. Keskeiset haasteet...10 2.4. Tekninen ja taloudellinen vertailu...11 3. Perinteiset tuulivoimageneraattorit...13 3.1. Konventionaaliset generaattorit...13 3.2. Kestomagneettigeneraattorit...13 3.3. Mahdolliset ongelmat...15 4. Suprajohtavat tuulivoimageneraattorit...16 4.1. Eri konseptit...16 4.1.1. Roottori...17 4.1.2. Staattori...18 4.2. Saavutetut hyödyt...20 4.3. Jäähdytys...21 4.4. Vertailu kestomagneettigeneraattoriin...23 4.5. Off-shore-järjestelmät ja suprajohtavat kaapelit...24 5. Projektikatsaus...25 6. Johtopäätökset...26 7. Lähteet...27

V LYHENTEET JA MERKINNÄT Symbolit: A Pinta-ala, turbiinin pyyhkäisypinta-ala B Magneettivuontiheys C Celsius aste, lämpötilan yksikkö, 0 C = 273,15 K C p Tehokerroin $ / kam Hinta dollareissa metrin pituiselle johtimelle, joka pystyy siirtämään 1000 ampeeria E 1) Energia 2) Sähkökenttä E C Kriittinen sähkökenttä, joka määrää kriittisen virrantiheyden korkean lämpötilan suprajohteille H Magneettikentän voimakkuus H C Kriittinen magneettikentän voimakkuus J Virrantiheys J C Kriittinen virrantiheys l Litra, tilavuuden yksikkö n Materiaalikohtainen potenssilain eksponentti, kuvaa transition jyrkkyyttä ω Kulmanopeus P Teho P tuuli Tuulen teho ρ Tiheys, ilman tiheys T 1) Tesla, magneettivuontiheyden yksikkö 2) Lämpötila T c Suprajohteen kriittinen lämpötila τ Vääntömomentti v Nopeus, tuulen nopeus W Watti, tehon yksikkö Wh Wattitunti, energian yksikkö

VI Lyhenteet: AC AMSC BCS-teoria Bi-2212 Bi-2223 DC EU FP6 HTS LTS MgB 2 MOD-sarja MPZ NASA Nb 3 Sn NbTi NREC NWTC PIT PM PTR rpm USA YBCO Vaihtovirta (engl. Alternating Current) American Superconductor Korkean lämpötilan suprajohtavuuden teoria, kehittäjinä Bardeen, Cooper ja Schieffer Bi 2 Sr 2 CaCu 2 O 8+x, korkean lämpötilan suprajohtava materiaali (Bi, Pb) 2 Sr 2 Cu 3 O 10+x, korkean lämpötilan suprajohtava materiaali Tasavirta (engl. Direct Current) Euroopan Unioni Euroopan Unionin kuudes kehystyöohjelma Korkean lämpötilan suprajohde (engl. High Temperature Superconductor) Matalan lämpötilan suprajohde (engl. Low Temperature Superconductor) Magnesiumdiboridi, suprajohtava materiaali Sarja tuulivoimaloita 1980-luvulla Ohion lähellä Suurin sallittu resistiivinen alue suprajohteessa (engl. Minimum Propagating Zone) National Aeronautics and Space Administration Niobitina, matalan lämpötilan suprajohtava materiaali Niobititaani, matalan lämpötilan suprajohtava materiaali National Renewable Energy Laboratory National Wind Technology Center Eräiden suprajohteiden valmistustapa (engl. Powder in Tube) Kestomagneetti (engl. Permanent Magnet) Pulssituubi-jäähdytin, eräs mekaaninen jäähdytystapa (engl. Pulse Tube Rerfigeration Kierroksia minuutissa (engl. Revolutions Per Minute) United States of America YBa 2 Cu 3 O 7-x, korkean lämpötilan suprajohtava materiaali

1 1. Johdanto Fossiilisten polttoaineiden käytössä vapautuu kasvihuonekaasuja enemmän kuin mitä luonto pystyy sitomaan takaisin itseensä. Nämä kaasut muodostavat ilmakehään eristävän kerroksen, jonka takia maapallon ilmasto lämpenee. Jos tälle maailmanlaajuiselle ilmastonmuutokselle ei tehdä mitään, peittyvät jotkut alueet veden alle, mutta toisilla alueilla kuivuus lisääntyy ja pula ruoasta laajenee muiden seuraamusten lisäksi. Euroopan Unioni (EU) onkin sitoutunut vähentämään kasvihuonekaasupäästöjä 20 prosenttia vuoden 1990 päästöihin verrattuna vuoteen 2020 mennessä ja 60 80 % vuoteen 2050 mennessä [1]. Lisäksi fossiiliset polttoaineet ovat loppumassa. Kuitenkin sähkönkäytön arvioidaan kasvavan esimerkiksi Suomessa vuoden 2000 noin 80 TWh:sta vuoden 2030 noin 110 TWh:iin, kun se oli vuonna 1970 noin 25 TWh [1]. Kuitenkaan muutoin niin potentiaalisella ydinvoimalla ei ole järkevää tuottaa kaikkea tarvittavaa energiaa, sillä esimerkiksi säätövoima on parempi tuottaa muilla keinoin. Tuuli kuuluu uusiutuviin energianlähteisiin. Tuulivoiman käyttö aiheuttaa vähemmän päästöjä, siitä ei jää ongelmajätettä ja sähköntuotannossa tuulivoimalla on järkevää vastata kulutuksen muuttuvaan tasoon. Eurooppa-neuvosto on päättänyt, että EU:ssa uusiutuvan energian tavoiteosuus on noin 20 % loppukulutuksesta vuonna 2020 [1]. Moderneja tuulivoimaloita on kehitelty jo yli sata vuotta ja tullaan edelleen kehittämään. Vastaavasti suprajohteita on tutkittu noin 100 vuotta. Eräs tutkimuksen ala on soveltaa suprajohteita generaattoreissa, myös tuulivoimageneraattoreissa. Laivakäytöissä näitä on jo testattu. Hyötyinä saavutetaan edistyksellisen tuulivoimateknologian lisäksi suprajohteiden edut. 1.1. Asennetun tuulivoiman historia Tuulivoiman dokumentoidun käytön historia alkaa jo yli 3600 vuotta sitten, kun sitä hyödynnettiin babylonialaisessa kastelujärjestelmässä. Vuodesta 1439 lähtien tuulimyllyjä käytettiin Hollannissa viljan jauhantaan. [2.] Lisäksi, ennen kuin höyrykone keksittiin, tuuli oli ainut energianlähde purjehtimisessa. Sähköntuotannossa tuulivoimaa alettiin ensimmäisinä hyödyntää Tanskassa. Vuonna 1891 Poul LaCour suunnitteli turbiinin, jonka halkaisija oli 23 metriä. Vuoteen 1910 mennessä Tanskassa oli rakennettu useita satoja 5 ja 25 kilowatin yksiköitä. [2.] Samoihin aikoihin tuulivoimasysteemejä kehiteltiin myös muualla maailmassa, esimerkiksi Amerikassa ja Isossa-Britanniassa [3]. Maailmansotien energiapulassa tanskalaista tekniikkaa kehiteltiin lisää [4]. Noin vuonna 1925 Amerikan markkinoille levisi kaupallisia tuulivoimaloita, joissa oli 2-3 lapaa ja jotka olivat teholuokaltaan 1,5 kw tai 3 kw. Niillä ladattiin akkuja, joita käytettiin erilaisissa 12, 32 tai 110 voltin laitteissa. [2.] Modernin tuuliturbiinin edelläkävijöinä voidaan pitää tanskalaisen F.L.Smidthyrityksen vuosina 1941 1942 valmistamia tuuliturbiineja, joissa ensimmäisinä käytet-

tiin moderneja aerodynaamisia siipiprofiileja. Tämä tanskalainen konsepti perustui ylätuulen puolella olevaan hitaasti pyörivään turbiiniin sekä lapojen sakkaussäätöön. [4.] 1940-luvun alussa rakennettiin Vermontiin Smith Putnam-turbiini, 1250 kw, joka oli maailman suurin ennen 1980-luvun USA:n MOD-sarjaa ja Saksan Growiania [5]. Amerikkalaisen Palmer C. Putnamin idea perustui alatuulen puolella olevaan turbiiniin, jossa oli muuttuvan lapakulman säätö [4]. Sen torni oli 34 m korkea ja turbiinin halkaisija 53 m. Propelli koostui kahdesta ruostumattomasta teräksestä valmistetusta lavasta, jotka painoivat 7300 kg. Se pyöri vakionopeudella 28,7 rpm tuulennopeuteen 32 m/s asti. [2.] Smith Putnam-turbiini ei kuitenkaan ollut täysin onnistunut, ja kyseinen voimala purettiin vuonna 1945. Tämän lisäksi myös esimerkiksi Saksassa ja Ruotsissa kehitettiin MW-luokan tuuliturbiiniprototyyppejä. Suurimmassa osassa näistä oli kuitenkin erilaisia teknisiä ongelmia, esimerkiksi lapakulmamekanismeissa. [4.] Hieman myöhemmin amerikkalainen Percy H. Thomas suunnitteli Smith Putnam-voimalan johdosta vielä suurempia, 6500 kw ja 7500 kw systeemejä, joista edellisen tornin korkeus oli 145 m ja siinä oli kaksi 61 metrin turbiinia. Turbiinit olivat yhdistetyt tasavirtageneraattorin ja vaihtosuuntaajan kautta sähköverkkoon. [2.] 1950-luvulla Johannes Juul ideoi tanskalaista mallia edelleen. Rakennettiin 200 kilowatin turbiini Gedseriin, joka tuotti 2,2 GWh vuosina 1956 1967. Näihin aikoihin saksalainen tohtori Ulrich Hütter kehitti uuden tyypin, joka toimi 11 vuotta ilman huoltoa. [4.] Hütterin 100kW:n voimala oli kevyt, sillä 35 m halkaisijaltaan olevan turbiinin hoikat lavat olivat lasikuituiset ja köysillä tuettu torni ontto. Lisäksi se toimi alhaisemmalla tuulennopeudella (8 m/s) kuin aikaisemmat konseptit. Kyseisen turbiinin lapakulma vaihteli tuulen mukana, jotta sen pyörimisnopeus olisi ollut vakio. [2.] Kiinnostus laajaan tuulivoimatuotantoon vähentyi toisen maailmansodan jälkeen, mutta jonkin verran kiinnostusta saivat pienet turbiinit syrjäseutujen tehonlähteinä sekä akustojen lataajina. [4.] Kiinnostus tuulivoimaan palasi 1970-luvun alun öljykriisin mukana, ja silloin kehiteltiin lavanpituudeltaan jopa 60-metrisiä turbiineja [6]. Tanskassa tuulivoimaloiden teollinen tuotanto alkoi maatalouskonepajoista, muun muassa Vestas teki 1970-luvulla ensimmäiset tuuliturbiininsa ja aloitti vuonna 1980 sarjatuotannon [7]. Tanskalaiset onnistuivat tuulivoimatuotannon aloittamisessa valtion tukemina. Sarjatuotantoon ryhdyttiin 1970 1980-luvuilla myös USA:ssa, missä tuolloin tehtiin MOD-sarjaa [6]. Muun muassa Yhdysvaltain avaruusjärjestö NASA oli mukana sen kehitystyössä. Tanskalaisen konseptin lisäksi myös muita turbiinityyppejä on ajan kuluessa kehitelty, kuten esimerkiksi pystyakselinen Darrieus-tuuliturbiini, joka patentoitiin vuonna 1931 ja jota ideoitiin edelleen 70-luvulla [2]. Suomalaiset ovat olleet mukana tuulivoiman historiassa muun muassa innovatiivisilla pystyakselisilla turbiinikeksinnöillään: Savonius (1920) ja Windside (1979). Savoniuksen hyviä puolia on esimerkiksi korkea aloitusmomentti sekä yksinkertaisuus, Windsiden äänettömyys sekä jäätymättömyys, molemmilla on pystyakselisten turbiinien huonoja puolia. [2; 6.] 2

3 1.2. Tyypillinen tuulivoimala Nykyajan tuulivoimala on yleensä vaaka-akselinen. Tuulivoimala koostuu tornista, jonka päässä on turbiini ja konehuone (nacelle). Nacelle sisältää generaattorin, mahdollisen vaihteiston sekä muun säätösysteemin. Lisäksi tornilla on perustukset. Sähkön oikeanjännitteiseksi ja -taajuiseksi muuttamista varten systeemiin on yhdistetty konvertteri sekä muuntaja, jotka on yhdistetty sähköverkkoon tai mahdollisesti myös energiavarastoon. Lapoja turbiinissa on yleensä kolme, ja niiden profiilissa käytetään samaa ideaa kuin lentokoneiden siivissä: lapaan kohdistuvan aerodynaamisen nostovoiman suuruus on moninkertainen verrattuna vastaavaan vastusvoimaan. Nykyisten voimaloiden tornikorkeus on noin 100 m [8]. Esimerkiksi Suomessa Porin 3 MW tuulivoimalan korkeus on 90 metriä ja 2 MW voimalan 80 metriä. Useimmiten tuulivoimaloissa käytetään 6-napaisia oikosulkugeneraattoreita, mutta myös suoravetoisia tahtigeneraattoreita on käytössä. Tehontuotannossa oikosulkugeneraattorit eivät ole kovin yleisiä, mutta oikosulkumoottorit sen sijaan ovat. Yleensä tehontuotantoon käytetään suuria tahtigeneraattoreita, joiden etuna on reaktiivisen tehon tuotannon muuteltavuus ja sitä kautta jännitteen ohjailtavuus. [4.] Nykyään kehiteltävät tuulivoimalat ovat suoravetoisia ja muuttuvanopeuksisia, ja niiden generaattorit ovat moninapaisia kestomagneettisovelluksia, kooltaan 0,7 3 MW [9]. Suoravetoisen generaattorin pyörimisnopeus muuttuu tuulen mukana. Suoravetoista voidaan käyttää sen maksimitehotoiminta-alueella monilla eri tuulennopeuksilla, jolloin kokonaisuudessaan tuulesta saadaan vuosittain enemmän energiaa [10]. Suoravetoisten generaattoreiden huonoina puolina on, että ne ovat yleensä suuria ja että niiden häviöt ovat usein suuria. Hyvinä puolina on, että generaattorin nimellinen taajuus voidaan valita vapaammin, jolloin suunnittelu helpottuu ja että taajuusmuuttajalla voidaan ohjata generaattorin tehoa, jolloin tehokkaan vaimennuksen tarve generaattorissa vähenee. [11.] Muuttuvanopeuksisen generaattorin yhteydessä on perinteisesti käytetty vaihteistoa, mutta tämä sisältää paljon kuluvia osia ja saattaa vaurioitua, joten vaihteistollinen generaattori vaatii enemmän huoltoa. Suoravetogeneraattoreilla on saatu vaihteiston poisjätön ansiosta pienennettyä huoltokustannuksia sekä parannettua luotettavuutta. Suoravetogeneraattoreiden indusoima sähkö muutetaan edelleen konverttereilla sähköverkon taajuuteen ja jännitteeseen sopivaksi. [10.] Suomessa, esimerkiksi Vaasassa, tehdään suoravetoisia kestomagneettituulivoimageneraattoreita, jotka painavat noin 80 tonnia ja ovat halkaisijaltaan 6 metriä. Generaattorin hinta on 15 33 % koko tuulivoimalan hinnasta. Turbiini yksistään painaa noin 500 tonnia. [13.] Dundalkin teknillisen yliopiston tuuligeneraattori Irlannissa tuotti vuonna 2007 puolet (1420 MWh) yliopiston sähköntarpeesta. Tämän turbiinin lapojen pituus on 3,25 metriä. [14.] Lisäksi erityisesti kaupunkiolosuhteissa kokeillaan pystyakselisia tuulivoimaloita [15]. Maailman suurin tuulivoimala, 5 MW, on Skotlannin rannikon lähellä. Sen siivet ovat 61,5 metriä pitkät, ja ne on valmistettu epoksihartsista. [16.] Ennen tätä saksalaisia 5 MW:n voimaloita testattiin maalla [17]. Suomessa, esimerkiksi Raippaluodossa, tullaan myös rakentamaan 3-5 megawatin voimaloita [19]. Edelleen rakennetaan myös pienempiä tuulivoimaloita, esimerkiksi Etelämantereella olevaan Princess

Elisabeth-asemaan kuuluu kahdeksan kuuden kilowatin turbiinia [18]. Lisäksi yksityiskäytössä on jonkin verran pientuulivoimaloita. Rakennuspaikasta riippuen tuulisähkön tuotantokustannus on 4-12 eurosenttiä per kilowattitunti. Tekniikan ja sarjatuotannon kehittyessä tuotantokustannukset ovat kahdenkymmenen vuoden aikana laskeneet noin 80 %. [20.] Vaikka taantuma on vaikuttanut moniin teollisuuden aloihin, tuulivoimaa se on painanut vähemmän. Parhaillaan tutkitaan mahdollisuuksia sijoittaa tuulivoimaloita merelle. Näitä merituulivoimaloita kutsutaan myös off-shore-tuulivoimaloiksi. Tekniikka & Talous -lehti kirjoittaa: Johnsonin (National Renewable Energy Laboratoryn tutkijan) mukaan uudentyyppiset, meren pohjaan ankkuroidut tuulivoimalat mahdollistavat voimalakenttien sijoittamisen lähes kilometrin syvyisiin vesiin eli kovempiin tuuliin ja nykyistä kauemmaksi ihmisistä. [21.] Suunnittelutyön alla on nyt myös 1,5-6 MW:n voimaloita, mutta tulevaisuudessa kaavaillaan tehtävän 5-20 MW:n voimaloita [22]. 4 1.3. Teholuokka, sen kasvattaminen sekä siihen liittyvät ongelmat Kuvassa 1.3.1 on tuulivoimaloiden kehitystä vuodesta 1981 2000-luvulle. Toiseksi viimeisen sarakkeen kohdalla oleva 3 megawatin voimala nousi Porin Tahkoluotoon vuonna 2006 [23]. Viimeisen sarakkeen 6 megawatin prototyyppejä pystytetään parhaillaan Tanskan ja Saksan rajalle [24; 25]. Myös muita 6 megawatin voimaloita on pystytetty [26]. Taulukosta voidaan päätellä, että viime aikoina tuulivoiman kehitys on ollut nopeaa. Ei vain kokoluokka, vaan myös asennusmäärä on kasvanut: kuvassa 1.3.2 on esitetty tuulivoiman rakentaminen maailmanlaajuisesti. vuosi 1981 1985 1990 1996 1999 2000 2006 2009 roottori (m) 10 17 27 40 50 71 90 127 kokoluokka (kw) 25 100 225 550 750 1650 3000 6000 vuosituotanto (MWh) 45 220 550 1480 2200 5600 8000 16000 Kuva 1.3.1 Teholuokan kasvattaminen 1981 2009 [9; 23; 24; 25]

5 MW asennettu vuosi Kuva 1.3.2. Maailmanlaajuinen tuulivoiman rakentaminen vuosina 1995 2005 [45] Luonnollisestikin yritetään saada yksittäisestä voimalasta mahdollisimman paljon tehoa, jotta esimerkiksi kokonaisrakennuskustannukset ja siirtotehohäviöt keräysverkosta jäisivät pienemmiksi. Yhteensä monen pienen voimalan esimerkiksi perustuksien kustannukset ovat enemmän kuin yhden suuren. Lisäksi useammalta voimalalta tuleva verkko aiheuttaa enemmän häviöitä kuin vain muutamalta. Kokoluokan kasvattamista puoltaa myös tuulen hidastuminen ja pyörteistyminen turbiinin jälkeen. Tuulen teho on verrannollinen ilman tiheyteen, tuulen nopeuden kuutioon ja turbiinin pyyhkäisypinta-alaan (yhtälö 1). Joten mitä pidemmät lavat turbiinissa on, sen suurempi teho on mahdollista tuottaa. de 1 Av 3 P tuuli = = ρ (1) dt 2 Itse tuuliturbiinin tehontuotanto on P = C P, missä C p on tehokerroin, joka noudattaa Betzin lain mukaan yhtälöä (2): turbiini 2 1 v 2 v + 2 C p = 1 1, (2) 2 v1 v1 missä v 1 on tuulen nopeus ennen turbiinia ja v 2 turbiinin jälkeen. Tehokertoimen maksimi on C max 16 p = 0, 59 Betzin lain mukaan. Käytännössä vaaka-akselisen tuulivoimalan parhain tehokerroin on noin 0,45, sillä energiaa jää tuuleen pyörteistymisen takia. 27 Lisäksi lavan kärjen pyörimisnopeuden ja tuulen nopeuden suhde vaikuttaa tehokertoimeen voimakkaasti. Sähkökoneen pyörimisliikkeen teho noudattaa lauseketta (3): P = τω, (3) missä τ on vääntömomentti ja ω kulmanopeus. Momentti riippuu virtakuormituksesta, generaattorin tilavuudesta sekä raudan saturoitumisvuontiheydestä. p tuuli

6 Mitä isompi generaattori, sen tehokkaampi se on, sillä roottorin nimellisteho on verrannollinen tilavuuteen, kun taas jotkut häviöt ovat verrannollisia roottorin pinta-alaan. Tilavuuden suhde pinta-alaan kasvaa, kun koko kasvaa, siksi tehokkuus kasvaa. [2, s. 4-16.] Toisaalta, jos turbiinin tehoa kasvatetaan, kasvavat myös generaattorin, muuntajan, kytkinten, katkaisijoiden ja jakeluverkon kustannukset [2, s. 4-26]. 1900-luvun tanskalaisten voimaloiden hidas tehonkasvattaminen onnistui, kun taas muualla epäonnistuttiin, koska yritettiin heti tehdä isoja yksiköitä. Historian suurissa voimaloissa on ollut kestävyys-, toiminnallisuus- tai muita ongelmia. Vaikka suuret voimalat tuottavat enemmän energiaa, ne vikaantuvat herkemmin kuin pienemmät voimalat [27]. Rakenteista täytyy tehdä rasituskestoisempia ja massiivisempia, jolloin materiaalia kuluu enemmän. Ongelmaksi muodostuu myös se, että korkeammalla tuulee kovempaa, jolloin turbiiniin kohdistuu suurempia, mutta myös erilaisia rasituksia, kun lavat kohtaavat ylemmissä ilmakerroksissa nopeamman virtauksen kuin alemmissa. 2. Suprajohtavuus 2.1. Suprajohtavuus ilmiönä Suprajohtavuudeksi kutsutaan ilmiötä, jossa aineen sähköinen vastus katoaa materiaalille ominaisen kriittisen lämpötilan T C alapuolella. Suprajohtava tila riippuu lämpötilan lisäksi magneettivuontiheydestä ja virrantiheydestä (kuva 2.1.1.). Jos jokin näistä kriittisistä arvoista ylitetään, suprajohtava tila menetetään. Yksi kriittinen suure on suurimmillaan, kun kaksi muuta ovat pienimmillään, ja muiden kasvaessa sen täytyy pienentyä, jotta suprajohtavuus säilytettäisiin. Virrantiheys, J Suprajohtava alue Jc Lämpötila, T Bc Magneettivuontiheys, B Kuva 2.1.1. Suprajohtavuuden kriittiset suureet lämpötila, virrantiheys ja magneettivuontiheys [56]

Vastuksettomuuden lisäksi suprajohtavassa tilassa esiintyy voimakasta diamagneettisuutta: aine hylkii ulkoista magneettikenttää. Tätä kutsutaan Meissner-ilmiöksi. Se esiintyy vain silloin, kun kappaleeseen kohdistuva ulkoinen magneettikenttä ei ole liian suuri. Niin kutsutuilla I-lajin suprajohteilla Meissner-ilmiö on täydellinen kriittistä magneettikenttää H C pienemmillä arvoilla. Näiden kriittinen magneettikenttä riippuu lämpötilasta seuraavasti [29, s.4]: 2 T H C ( T ) = H C (0) 1 (4) TC Tämä kriittinen arvo H C on kuitenkin niin pieni, alle 1 T, ettei I-lajin suprajohteilla ole käytännön hyödyntämispotentiaalia energiatekniikassa. Kriittisen kentänvoimakkuuden ylityttyä I-lajin suprajohde on normaalijohtavassa tilassa. Reversiibelillä eli palautuvalla II-lajin suprajohteella esiintyy täydellinen Meissnerilmiö myös vain erittäin pienillä magneettikentän voimakkuuksilla, mutta kun aineelle ominainen arvo H C1 ylitetään, magneettikenttä alkaa osittain tunkeutua materiaaliin. Kokonaan se tunkeutuu, kun arvo H C2 ylitetään, jolloin kappale on siirtynyt normaalitilaan. Näiden kriittisten kentänvoimakkuuksien välisessä Schubnikov-sekatilassa magneettikenttä kulkee normaalijohteisia vuoputkia pitkin vuokvantteina. Sähköisten ja magneettisten ominaisuuksien lisäksi supramateriaalien termisissä ominaisuuksissa on erityistä käyttäytymistä kriittisen lämpötilan ympäristössä. Normaali metalli käyttäytyy lineaarisesti lämpötilan funktiona, mutta suprajohteilla on äärellinen epäjatkuvuuskohta ominaislämpökäyrässään kriittisen lämpötilan T C kohdalla. Tämä johtuu suprajohteiden energiaspektrin aukkoisuudesta. Kriittisen lämpötilan yläpuolella ominaiskäyrä on lineaarinen ja alapuolella eksponentiaalinen (kuva 2.1.2). [29, s.5.] 7 Kuva 2.1.2 Ylemmässä kuvaajassa on normaalin metallin ominaislämmön käyttäytyminen lämpötilan funktiona ja alemmassa suprajohteen. [41]

Kyseinen energiaspektrin aukkoisuus liittyy klassiseen kvanttimekaaniseen suprajohtavuusteoriaan. Tätä kutsutaan myös BCS-teoriaksi, joka on saanut nimensä keksijöidensä Bardeenin, Cooperin ja Schriefferin mukaan. Teorian mukaan elektroni hilassa liikkuessaan vetää puoleensa atomiytimiä, mistä aiheutuu positiivinen varausvana elektronin perään. Tämä vana vetää toista elektronia puoleensa, ja siten kaksi elektronia kiinnittyvät toisiinsa muodostaen niin kutsutun Cooperin parin. Tämä elektronien välinen vetovoima on Coulombin hylkimisvoimaa voimakkaampi. Pari kuljettaa sähköä vastuksetta. Tähän Cooperin pari -teoriaan perustuu suprajohtavuus matalassa lämpötilassa. [29 s.5 6.] Korkean lämpötilan suprajohteille ei ole vielä olemassa aukotonta teoriaa. 8 2.2. Johdinmateriaalit Suprajohtavat materiaalit jaetaan toimintalämpötilansa mukaan korkean- (HTS, High Temperature Superconductor) ja matalan lämpötilan (LTS, Low Temperature Superconductor) suprajohteisiin. Keskeisinä hyötyinä suprajohtavuutta hyödyntävissä järjestelmissä saavutetaan korkeampi hyötysuhde systeemin pienien tehohäviöiden takia, pienempi koko ja paino korkean tehotiheyden ansiosta sekä joissakin sovelluksissa suprajohteet ovat järkevin toteuttamistapa, kuten esimerkiksi magneettikuvauslaitteissa sekä hiukkaskiihdyttimissä. Kriittinen virrantiheys J C ei ole HTS-materiaaleilla magneettivuoputkien liikahtelun eli vuon ryöminnän takia yksikäsitteinen, vaan normaalitilaan siirtyminen tapahtuu vähitellen virran kasvun mukana. Näin myös alikriittisillä virroilla johteessa syntyy lämpöä. Tämän takia korkean lämpötilan suprajohteiden J C määritellään yleensä vastaamaan esimerkiksi sähkökentän arvoa E C = 1,0 µv/cm. LTS:llä vuon ryömintä ei ole merkittävää, joten niille voidaan käyttää yksikäsitteistä kriittistä virrantiheyttä J C. Kriittisen virrantiheyden lähellä sähkökentän riippuvuutta virrantiheydestä voidaan kuvata potenssilailla: n J E ( J ) = EC J, (5) C missä n on materiaalille ominainen vakio. HTS-materiaaleilla muutos suprajohtavasta tilasta normaalitilaan on loiva, jolloin n saa arvoja 10 20, kun taas LTS-materiaaleilla transitio on jyrkkä n:n ollessa luokkaa 40 100 [29, s.8, 17]. Transitiokäyrän loivuuden takia HTS-johdin sietää hetkellisesti ylikriittisiä virran arvoja säilyttäen suprajohtavan tilansa. Valmistettaessa suprajohtimia tavoitteena on: mahdollisimman korkeat T C -, B C - ja J C -arvot, stabiilisuus kriittisten suureiden nopeille muutoksille, pienet häviöt, siedettävä hinta, toteutettavissa olevat valmistustekniikat, taipuisuus, lujuus sekä pitkä yksikköpituus [29 s.9 10]. Johtimet valmistetaan ohuista säikeistä, eli filamenteista, jotka on ympäröity matriisimetallilla. Näin siksi, että monta filamenttia kestää paremmin muodonmuutosta kuin yksi ja mitä ohuemmat filamentit sen pienemmät AC-häviöt ja suurempi stabiilisuus. Matriisimetallia käytetään kuljettamaan syntynyt lämpö tehokkaasti pois sekä lisäämään johtimen mekaanista kestävyyttä ja stabiilisuutta.

Matalan lämpötilan suprajohdinten matriisimetallina käytetään yleensä kuparia, joskus osittain alumiinia. Yleisin käytetty suprajohde on niobititaani (NbTi), joka on taipuisaa ja siitä voidaan suhteellisen helposti valmistaa magneetteja. Niobititaanin kriittinen lämpötila omakentässä on 9,3 K [30] ja kriittinen vuontiheys B C2 on noin 11 T nesteheliumin lämpötilassa, kun yhdisteessä on 44 % titaania [31, s.287]. Tyypillinen virrantiheyden arvo nykyään on noin 3000A/mm 2, joka on saavutetaan 4,2 Kelvinin lämpötilassa ja 5 Teslan kentässä [31 s.289; 33]. Niobititaanijohtimet valmistetaan vetoprosessien avulla. Toinen kaupallisesti hyödynnetty LTS-materiaali on niobitina (Nb 3 Sn). Sen kriittinen lämpötila on 18,3 K ja sillä on korkea B C2 arvo, 21 T. Kriittinen omakentän virrantiheys nesteheliumin lämpötilassa on noin 2500 A/mm 2. Niobitinalla on paremmat sähkömagneettiset arvot kuin niobititaanilla, mutta siitä tulee erittäin haurasta, kun se saatetaan suprajohdemateriaaliksi. Lisäksi valmistusprosessiin kuuluu useiden viikkojen hehkutus, jolloin uunin lämpötila on 600 700 C. Niobitinajohtimia valmistetaan esimerkiksi pronssitiemenetelmällä tai sisäisen tinan menetelmällä. Matriisimateriaalina käytetään pronssitinaa (kupari-sinkki) edellisessä ja kuparia jälkimmäisessä. [29 s.12 15; 32.] Korkean lämpötilan suprajohteet ovat keraameja. Ensimmäisen sukupolven kaupallisia HTS-yhdisteitä ovat vismuttipohjaiset Bi 2 Sr 2 CaCu 2 O 8+x (Bi-2212) ja (Bi, Pb) 2 Sr 2 Cu 3 O 10+x (Bi-2223), joiden kriittiset lämpötilat ovat noin 85 K ja 110 K. Jäähdytykseen voidaan käyttää nestetyppeä, jonka höyrystymislämpötila on 77,4 K. Bi-2223- johteelle magneettivuontiheyden kriittinen raja on yli 100 T, ja johteen ollessa omakentässä operointilämpötiloissa 20 K ja 77 K virrantiheyksien raja-arvot ovat luokkaa 1700A/mm 2 ja 200 A/mm 2. Bi-2212- ja Bi-2223-johtimia valmistetaan PITmenetelmällä (Powder In Tube). Matriisimetallina käytetään hopeaa, sillä kupari reagoisi vismuttiyhdisteen kanssa kriittisen virran kannalta haitallisesti. Materiaalille on ominaista herkkyys kohtisuoraa magneettikentän komponenttia kohtaan eli anisotrooppisuus. Tämän vuoksi johtimet yleensä valssataan, jolloin johdinteipin mitat ovat suuruusluokaltaan 0,2 mm x 4 mm. Näiden tyypillinen yksikköpituus on 1-2 km. Kohtisuora kenttäkomponentti teipin pitkää sivua vastaan on haitallisin yli 40 K:n lämpötiloissa, jolloin siis johdinten kenttäsietoisuus on erityisen huono. Yleensä virrantiheydet vismutti-teipeille ovat 200 300 A/cm 2 (77 K, 0 T). Ensimmäisen sukupolven mahdollisesti tulevaisuudessa syrjäyttävä toisen sukupolven HTS-materiaali on YBa 2 Cu 3 O 7-x (YBCO tai Y-123). Tämän kriittinen lämpötila on 90 K, ja sillä on korkea kriittinen virrantiheyden arvo korkeissakin magneettikentissä. Omakentässä YBCO:lle on saatu 77 Kelvinin lämpötilassa arvoja luokkaa 1000 A/mm 2. Tavoitteena olisi kaksinkertaistaa se muutaman vuoden sisällä ja yli kolminkertaistaa 3 teslan kentässä tavoitettu arvo, joka on nyt noin 30 A/mm 2. [12.] Magneettivuontiheyden kriittinen arvo on, kuten Bi-2223:llakin, yli 100 T. YBCO-teippiä valmistetaan ohutkalvotekniikalla, jolla homogeenisten ja pitkien yksikköpituuksien valmistaminen on vielä hankalaa: nyt voidaan valmistaa hieman alle kilometrin mittaisia johtimia. Ohutkalvon kasvattaminen voidaan toteuttaa joko sputteroinnilla, jossa pommitetaan kohtiota argonioneilla, tai yleisemmin laserablaatiomenetelmällä, jossa kohtiota ammu- 9

taan laserilla 200 300 nm aallonpituudella. YBCO:n n-arvo on matala, luokkaa 20. [29, s.15 18; 32.] Vuonna 2001 löytyneen suprajohteen, magnesiumdiboridin (MgB 2 ) ominaisuudet sijoittuvat HTS- ja LTS-materiaalien väliin. MgB 2 -materiaalin kriittinen lämpötila on 39 K [34], kriittinen magneettivuontiheys 16 T ja kriittinen virrantiheys omakentässä samaa luokkaa kuin YBCO:lla. Myös MgB 2 -johtimia valmistetaan PIT-menetelmällä. Yleisin matriisimetalli on rauta. Raudan ja hiiliteräksen ferromagneettisen ominaisuuden sekä pienien lämmön- ja sähkönjohtavuuksien takia pelkästään niitä ei voida käyttää matriisina. Muita matriisimetalleja on esimerkiksi kupari, hopea, nikkeli, tantaali, titaani sekä ruostumaton teräs. Matriisimetallin ja filamenttien välissä käytetään paksua kemiallisesti MgB 2 :n kanssa yhteensopivaa reaktioestettä, esimerkiksi niobia tai grafiittia. Teipin ydin on kuparia, jota ympäröi rauta, MgB 2 -filamentit ja uloimpana on nikkeliä. Korkeilla vuontiheyksillä magnesiumdiboridin n-arvo ei ole vielä kaupallisella tasolla riittävä. Persistoinnin eli oikosuljetussa käämissä virran vaimentumattoman kierron yleistä raja-arvoa, 30, ei ole vielä saavutettu, paitsi laboratoriossa matalilla lämpötiloilla ja kentänvoimakkuuksilla. Magnesiumdiboridilla arvellaan olevan potentiaalia matalahkon kentän DC-sovelluksiin, kuten esimerkiksi magneettikuvauslaitteissa, mikäli n-arvoa saadaan kasvatettua. [29, s.18 19]. 10 2.3. Keskeiset haasteet Olemassa olevista suprajohdemateriaaleista vain muutamat ovat sopivia käytännön sovelluksiin. Näissäkin on omat haasteensa. Esimerkiksi valmistuskustannukset ovat suuria parhaiden valmistustekniikoiden vielä puuttuessa. Monissa HTS-johtimissa saavutetut yksikköpituudet ovat tällä hetkellä vain noin 1000 metriä, vaikka suuriin generaattoreihin tarvittaisiin johtimia kymmeniä kilometrejä. Nauhojen liittäminen toisiinsa on hankalaa, kallista ja resistiiviset liitokset aiheuttavat häviöitä. [35.] Johdinten filamenttien poikkipinta-alat ovat erittäin pieniä, mikrometrien luokkaa, joten myös siksi johdinten tekeminen on hidasta ja kallista. Myös käämiminen on vaikeaa joidenkin suprajohdemateriaalien haurauden takia. Täysin häviöttömiä suprajohteet ovat vain tasavirtasovelluksissa, jolloin virta kulkee normaalisuprakäytössä vain filamenteissa mutta häiriössä myös matriisissa. Käämirakenteissa vaikuttaa monenlaisia voimavaikutuksia, joiden haitat pitäisi saada minimoitua. Voimavaikutusten takia esimerkiksi johdin voi liikahtaa, jolloin käämiin vapautuu energiaa, ja vaarana on koko käämin normaalitilaan joutuminen eli quench. Muita sisäisiä häiriöitä aiheuttaa mahdolliset eriste-epoksin halkeamat sekä resistiiviset liitokset. Lisäksi HTS-johtimet ovat hyvin anisotrooppisia, mikä rajoittaa suurinta sallittua virrantiheyttä ulkoisen magneettivuon suunnan takia sekä hankaloittaa käämin kriittisen pisteen määrittämistä. Suprajohdekäämin stabiiliustarkasteluissa täytyy ottaa huomioon, mikä on suurin sallittu resistiivinen alue (MPZ, minimum propagating zone) ilman että koko käämi tulee normaalijohtavaksi. Suprajohteen n-arvo aiheuttaa myös ongelmia, oli se sitten suuri tai pieni: LTS-käämit ovat suurella n-arvolla herkkiä pienillekin häiriöenergioille, mutta pienen n-arvon HTS-käämejä on vaikea persistoida.

On myös olemassa ulkoisia häiriölähteitä. Erilaiset valmistusvaiheessa syntyneet jännitykset - mekaaniset, termiset ja magneettiset - vapautuessaan saattavat aiheuttaa käämin quenchin. Nämä on otettava huomioon valmistettaessa suprajohdekäämejä. Myös vuon hyppäykset epäpuhtaus- eli pinning-keskuksesta toiseen aiheuttavat ylimääräistä häiriöenergiaa magneettiin, kuten tekevät myös vaihtovirtahäviöt. Suprasysteemin jäähdytyksen on kyettävä saavuttamaan riittävän tehokkaasti vaadittu alhainen lämpötila. Lisäksi sen on voitava absorboida ylimääräiset energiat, olivatpa ne sitten pieniä vuonhypyistä tai suuria quencheista aiheutuneita. Normaalitilaan siirtymisen vuoksi koko käämirakenne voi tuhoutua, siksi magneetin suojaus ja quenchin estäminen on kaikilla tavoin tärkeää. Vaikka suprajohteeseen ei kohdistuisi ulkoista magneettikenttää, sen itsensä generoima kenttä aiheuttaa häviöitä. Näitä omakenttähäviöitä voidaan vähentää ainoastaan pienentämällä koko johtimen halkaisijaa. Lisäksi muuttuva magneettikenttä aiheuttaa suprajohteeseen sähkökentän, joka aiheuttaa häviöitä: hystereesi-, pyörrevirta- sekä kytkentähäviöitä. Suprajohdemateriaalin hystereesihäviöitä pyritään pienentämään käyttämällä mahdollisimman ohuita filamentteja. Pyörrevirrat matriisimetallissa vaimenevat sitä nopeammin, mitä suurempi on matriisin resistiivisyys, jolloin magneettikenttä pysyy vakiona. Toisaalta suuremmasta resistiivisyydestä seuraa voimakkaampaa lämmöntuotantoa. Matriisimetallin pieni resistiivisyys nostaa stabiilisuutta, mutta ulkoisen kentän muuttuessa nopeasti se aiheuttaa filamenttien kytkeytymistä toisiinsa, jolloin hystereesihäviöt kasvavat. Lisäksi tällöin menetetään monifilamenttisyyden edut, ja vuonhypyn riski kasvaa. Kytkeytymistä ehkäistään kiertämällä johdinta akselinsa ympäri, twistaamalla tai lisäämällä matriisin poikittaisresistiivisyyttä. [29, s. 60 62.] Suprajohtava materiaali on perusluonteeltaan epästabiili. Suuren virrantiheyden takia syntyneessä normaaliresistiivisessä alueessa lämpöä syntyy edelleen lisää, mikä aiheuttaa normaalitilaisen alueen laajenemisen. Stabiilisuuteen vaikuttavat johtimen lisäksi koko käämityksen tukirakenne sekä systeemin jäähdytys. 11 2.4. Tekninen ja taloudellinen vertailu Nb 3 Sn-materiaalista voidaan valmistaa yli 10 T:n magneetteja, mikä ei onnistu NbTijohtimilla. Valitettavasti niobitinasta on sen haurauden takia vaikeampi valmistaa magneetteja käämimällä ja se vaatii pitkiä ja kalliita lämpökäsittelyjä. Myös HTSmateriaalit ovat hauraita. Niiden sähkömagneettinen käyttäytyminen on LTS-johteita huonompaa, ne ovat anisotrooppisia ja niillä on rakeinen kiderakenne, mitkä rajoittavat virran kulkua. Lisäksi ulkoinen magneettikenttä heikentää HTS-johdinten käyttäytymistä sen sisältämän lämpöenergian aiheuttamien häiriöiden takia. Vismuttipohjaisten HTS-materiaalien suurimmat ongelmat ovat kalleus ja suuret vaihtovirtahäviöt. YBCOjohdinten valmistaminen ovat hidasta ja kallista, vaikka toisaalta raaka-aineet ovatkin halvempia kuin vismuttipohjaisissa. Lisäksi tässä kerroksellisessa johdinrakenteessa suprajohdeainetta tarvitaan erittäin vähän. YBCO:n AC-häviöt ovat pienempiä kuin muilla HTS-johteilla. Matalahkon n-arvon takia YBCO-käämin persistointi on vaikeaa lähellä kriittistä virtaa.

Magnesiumdiboridissa ei ole vismutti-pohjaisten suprajohteiden kaltaisia heikkoja sidoksia eikä sillä ole suurta anisotrooppisuuttakaan. Muihin suprajohteisiin verrattuna sen valmistuksessa selvitään alhaisemmalla ja nopeammalla lämpökäsittelyllä, jolla kuitenkin saavutetaan hyvä kytkös rakenneosasten välillä sekä paremmat J C (B)- operointiarvot. MgB 2 :n haittana on materiaalin huokoisuus. Magnesiumdiboridin matriisina voidaan käyttää erityyppisiä metalleja, mutta joiden ferromagneettinen käyttäytyminen - vaihtovirtakäytössä aiheutuvat häviöt - ovat ongelmallisia. NbTi on suprajohdemateriaaleista edullisinta, kun yksikkönä tarkastellaan kustannuksia metriä ja kiloampeeria kohden. Niobitina on niobititaania noin kymmenen kertaa kalliimpaa. Korkean lämpötilan ensimmäisen sukupolven suprajohteet ovat edellä mainittuja edelleen hintavampia muutama- tai kymmenkertaisesti toimintalämpötilasta riippuen. YBCO on jonkin verran halvempi kuin vismuttipohjaiset johteet, ja pyrkimyksenä olisi samansuuruinen hintaluokka kuin niobititaanilla. YBCO:n kustannuksia nostaa korkeat pääomakustannukset [36]. Kokonaiskustannukset ovat tätä nykyä 65 dollaria per metri 4 mm:n halkaisijalla, mutta sen odotetaan olevan vuonna 2012 10 dollaria metriä kohden 12 mm:n halkaisijalla. [12.] Tulevaisuudessa halvimmaksi vaihtoehdoksi tulisi magnesiumdiboridi. Sen raaka-aineet ovat kohtuullisen halpoja ja siitä on helpohko valmistaa johtimia. Lisäksi sen uutuuden vuoksi sen tuotannossa ja kehittelyssä on vielä monia mahdollisuuksia. Suprajohteista voidaan konstruoida erilaisia käämirakenteita, muun muassa toroideja ja solenoideja. Toroidikäämissä magneettikenttä pysyy lähes kokonaan käämin sisällä, mutta johdinmateriaalia kuluu 2-3 kertaa enemmän kuin solenoidiin. Solenoidikäämissä magneettikenttä ei pysy yhtä hyvin rakenteen sisällä. [29, s.27 28.] On edullisempaa toimia esimerkiksi 20 Kelvinin lämpötilassa kuin 4,2 Kelvinin. Jäähdytyksen kustannuksia aiheuttaa varsinaisen jäähdytinaineen lisäksi myös jäähdytinlaitteiston rakenteet, joista täytyy tehdä sekä kestävät että eristävät. Tarvittavan jäähdytyksen suhde varastoituneeseen energiaan korkeanlämpötilan suprajohteissa on optimissaan 20 30 Kelvinissä. Eri jäähdytysainevaihtoehtoja on muun muassa nestehelium (4 K), -vety (20 K), -neon (27 K) ja -typpi (77 K). Nykyään pystytään myös mekaanisesti jäähdyttämään LTS-materiaaleja, tosin hyötysuhde alhaisissa lämpötiloissa on pieni. Typpikaasun hinta vaihteli 2000-luvun taitteessa puhtaudesta riippuen 0,007 0,97 dollaria kuutiolta [37]. Nesteheliumin litrahinta on kertaluokan kalliimpaa kuin nestetyppi, mutta kun huomioidaan kiehuma, nestetyppijäähdytys on paljon edullisempaa. Vedyn kiehumispiste on 20,28 K normaalissa ilmanpaineessa [38], mutta sen ongelmina on sen syttymisherkkyys sekä räjähdysherkkyys korkeissa lämpötiloissa. Lisäksi vedyn molekyylikoko on pieni, joten se vuotaa helposti pienistäkin raoista. [39.] Voitaisiin myös jäähdyttää neonilla, jonka kiehumispiste on 27,102 K [40], mutta sitä on ilmakehässä vain 0,00182 % [57], joten se on saatavuutensa takia kallista. Neonin jäähdytyskyky on 40 kertaa enemmän kuin nesteheliumin ja yli kolme kertaa enemmän kuin nestevedyn. Se on reagoimaton, tiheä ja kuitenkin halvempi käyttää jäähdytyksessä kuin helium. Neon maksoi muutama vuosi sitten 0,353 dollaria litralta. [37.] 12

13 3. Perinteiset tuulivoimageneraattorit 3.1. Konventionaaliset generaattorit Yleisesti tuulivoimageneraattorit ovat joko oikosulkukoneita, kestomagneettitahtikoneita [Permanent Magnet (PM) generator] tai liukurengaskoneita. Ne voivat olla yhdistettyinä joko vaihteistoon tai konvertteriin, jolloin turbiinin pyörimisnopeuden sallitaan muuttuvan tuulennopeuden mukana, toinen vaihtoehto on, että ne ovat vakionopeuksisia. Vuonna 1996 julkaistun artikkelin mukaan yleensä käytetty generaattori on neli- tai kuusinapainen, vakiopyörimisnopeuksinen (noin 30 50 rpm) sekä vaihteistollinen suoraan verkkoon yhdistetty oikosulkugeneraattori. [11.] Oikosulkugeneraattori (induction generator) on epätahtikone. Oikosulkukoneen nimi tulee sen yksinkertaisesta häkkikäämitys-rakenteesta, jossa hieman vinossa olevat sauvat ovat oikosuljetut molemmista päistä renkailla. Tämä perinteinen generaattorityyppi on yleinen, koska se on halpa, toimintavarma, yksinkertainen valmistaa ja lisäksi sitä käytetään monissa muissakin sovelluksissa, joten valmistustekniikka on pitkälle kehittynyttä. Jo tanskalaisessa konseptissa käytettiin sitä. Oikosulku- ja kestomagneettitahtikoneet ovat rakenteeltaan, yksinkertaisuudeltaan, luotettavuudeltaan ja tehokkuudeltaan samantapaisia. Isossa oikosulkugeneraattorissa saavutetaan noin 93 95 prosentin hyötysuhde, kun se on kestomagneettigeneraattorissa 98 99 %. [28.] Oikosulkukone on Gary L. Johnsonin Wind energy systems -julkaisun mukaan kaksi kertaluokkaa halvempi kuin PM-generaattori, sillä jälkimmäisiä on valmistettu vähemmän [2]. Kestomagneettitahtikoneita käsitellään tarkemmin omassa luvussaan. Liukurengaskoneissa on hiiliharjoja sekä liukurenkaita, joilla virta saadaan kommutoitua kolmivaihekäämitykseen. Liukurengaskoneen yhteydessä tarvitaan konvertteri, joka säätelee roottorin magneettikenttää, jolloin systeemi tuottaa verkkoon aina 50 Hz tai 60 Hz myös silloin, kun roottorin pyörimisnopeus vaihtelee. Liukurengassysteemin etuna on konvertterin suhteellinen halpuus ja tämän pieni häviöllisyys, sillä sen läpi ei virtaa koko tuulivoimalan tuottama teho. [28.] Lisäksi on olemassa joitain erikoisuuksia, esimerkiksi reluktanssigeneraattori (reluctance generator). Reluktanssigeneraattorissa roottori on kokonaan rautaa. Tämä on harvinainen, mutta mikäli raudan magnetoituvuutta saadaan kasvatettua, tämä yleistynee, sillä sen rakenne on hyvin yksinkertainen. [28.] 3.2. Kestomagneettigeneraattorit Roottorin magneettikenttä voidaan käämityksen sijaan muodostaa kestomagneeteilla. Magneettisten materiaalien laadun paraneminen sekä hintojen laskeminen on mahdollistanut näiden käytön generaattoreissa. Suoravetoisen kestomagneettitahtigeneraattorin käyttö edellyttää taajuusmuuttajaa generaattorin ja sähköverkon väliin, sillä generaatto-

rin sähköinen taajuus riippuu vaihtelevasta tuulennopeudesta, mutta sähköverkossa on aina 50 Hz tai 60 Hz. Tärkeä tekijä hinnassa ja painossa on ilmavälin halkaisija: mitä isompi se on, sen paremmin laitteen aktiivit materiaalit tulevat hyödynnetyiksi [43]. Jotta ilmavälissä olisi riittävä magneettivuontiheys, tulee napajaon olla suurissa sähkökoneissa tarpeeksi suuri, vähintään 200mm. Esimerkiksi 168-napainen sähkökone olisi halkaisijaltaan 10,7 metriä, kun magnetointi toteutetaan tahtikoneessa tasavirralla tai reaktiivisella virralla vaihtovirtakäämityksissä, kuten induktiogeneraattoreissa. Tämä olisi kuitenkin aivan liian suuri, joten on välttämätöntä pienentää napajakoa, 50 mm tai jopa pienemmäksi. [44.] Kestomagneettien avulla tämä vähennys onnistuu ilman tehokertoimen huonontumista tai muita haittapuolia, jotka liittyvät huonoon liityntään. Generaattorin suhteellisen pieni napajako sallii toiminnan lähellä normaalitaajuutta. [43.] On olemassa erityyppisiä PM-suoravetogeneraattoreita: ne jaotellaan vuon suunnan mukaan - säteittäinen, aksiaalinen, poikittainen tai yhdistelmä [44]. Vuon muodostamiseksi kestomagneetit voidaan joko asentaa pintaan tai upottaa rakenteeseen.. Pintaasennuksessa (kuva 3.2.1.) magneetit voidaan asetella esimerkiksi alumiinisylinteriroottoriin, joka on huomattavasti halvempi ja lujatekoisempi kuin käämitty roottori perinteisessä generaattorissa [2]. 14 ilmaväli g magneetti, paksuus t Kuva 3.2.1. Kestomagneettigeneraattorin rakenne, magneetit pinta-asennuksena [44] Upotetussa rakenteessa magneetit ovat upotettuina roottoriin ja ne toimivat matalalla vuontiheyden alueella. Rakenteessa olevat teräsnavat ohjaavat sekä keskittävät vuon, jolloin ilmaväliin saadaan korkea vuontiheys. [44.] Staattorissa magneettinen materiaali on aukkoisissa E-kirjaimen muotoisissa sydämissä, joissa jokaisessa on yksittäinen käämi. Lisäksi jokainen sydän on kiinnitetty tukipalkkiin, jolloin muodostuu eristetty staattoriyksikkö (kuva 3.2.2). [43.]

15 Kuva 3.2.2. Kestomagneettigeneraattorin rakenne, magneetit upotettuina. Vasemmalla on suurennus staattorin ja roottorin kehältä. [43] PM-generaattorit soveltuvat erityisesti merituulivoimaloihin, sillä niissä on vähemmän kuluvia osia, niissä ei ole lainkaan liukurenkaita eikä kommutaattoria, ja ovat siten luotettavampia ja huoltovapaampia. Lisäksi ne ovat puolet kevyempiä kuin perinteiset generaattorit. Kestomagneettigeneraattoreiden käyttökustannukset ovat pienemmät, koska niissä ei tarvita ulkoista lähdettä tuottamaan magneettikenttää. Myöskään resistanssista aiheutuvia lämpöhäviöitä ei synny kenttää tuottaessa, joten tehokkuutta saadaan suuremmaksi kuin muissa generaattorityypeissä [2]. Myös vaimennuskäämien ja -rakenteiden tarve poistuu kestomagneettien myötä [43]. Suoravetoinen ja muuttuvanopeuksinen generaattori voi olla tehokkaampi kuin perinteinen vaihteistollinen, vaikkakin generaattorin hyötysuhde nimellisteholla on alhaisempi. Syy tähän ovat vaihteiston häviöiden puuttuminen sekä huomattava kuparihäviöiden väheneminen alhaisemmilla tuulennopeuksilla nimelliskuormituksella. [11.] 3.3. Mahdolliset ongelmat Kuten kaikissa rakenteissa, myös tuuligeneraattoreissa on haasteita. Nämä liittyvät teholuokan kasvattamiseen sisältyvien haasteiden lisäksi usein kulumiseen ja rakenteelliseen monimutkaisuuteen. Ongelmat ovat erilaisia eri generaattorityypeillä. Oikosulkugeneraattoreilla saadaan painoon verrattuna suhteellisen pieni vääntömomentti. Lisäksi ne tarvitsevat magnetoimiseensa loistehoa, jonka ne ottavat sähköverkosta, mikä lisää loissähkön hallintatarvetta verkossa. Oikosulkugeneraattoreiden hyödyntäminen merituulivoimaloissa on rajattua voimaloiden suuren koon vuoksi. Liukurengaskoneiden ongelmana on erityisesti kuluvat osat: kommutoinnissa käytetyt hiiliharjat täytyy vaihtaa säännöllisesti ja kulumisesta aiheutunut hiilipöly on poistettava generaattoreista. [28.]

Perinteisten vaihteistollisten generaattoreiden ongelmana on vaihteiston paino, tilantarve, rakenteen monimutkaisuus, hintavuus sekä kuluminen. Onkin kannattavampaa tehdä järjestelmä, jossa ei tarvita vaihteistoa. Välittömästi verkkoon yhdistetyn generaattorin haittana kuitenkin on, että sen vakiopyörimisnopeus sallii maksimaalisen tehontuotannon ainoastaan yhdellä tuulennopeudella. Muuttuvanopeuksisilla ja suoravetoisilla tätä ongelmaa ei ole. Toisaalta suoravetoisten ongelma on, että ne ovat usein isoja ja suurihäviöisiä. [11.] Tasapainossa olevan generaattorin vääntömomentti on vakio. Jotta generaattorin vääntömomentin vaihtelu saadaan minimoitua, pyritään käämityksien kaikkien kolmen vaiheen virrat säilyttämään suurin piirtein samankokoisina. Yksivaihegeneraattorin ja epätasapainoisen kolmivaihegeneraattorin momentit oskilloivat kaksinkertaisella sähköisellä taajuudella, mikä lisää generaattorin melua sekä lyhentää akselin, laakereiden ja liittimien elinikää. Tämä on yksi syy, miksi yksivaihesähkökoneita käytetään harvoin yli 5 kw:n järjestelmissä. PM-generaattorin rakenteen tulee olla tarpeeksi vahva, jotta se kestää turbiinin momentin vaihtelun ja jotta epätasapaino generaattorin virroissa ei vahingoita systeemiä. Toisaalta melutason vuoksi mahdollinen epätasapaino täytyy kuitenkin minimoida. [2.] Kestomagneettigeneraattoreiden tuotantovaiheessa voimakkaiden magneettien valmistuksessa ja käsittelyssä saattaa ilmetä ongelmia, häiriöitä ja jopa onnettomuuksia. Generaattorit ovat kalliita kestomagneettien hintojen takia. Reaktiivisen tehon säätömahdollisuuden puute on myös suoraan verkkoon yhdistettyjen PM-generaattorien ongelma. Kestomagneettigeneraattorin vaatima taajuusmuuttaja on kallis, sillä se on suunniteltu siten, että koko voimalan tuottama teho kulkee sen kautta. [28.] Konvertterin ongelmana on hinnan lisäksi liityntä generaattoriin. PM-generaattorin hyvien puolien - hinnan ja luotettavuuden- hukkaaminen huonoon konvertteriin ei ole järkevää. Kuorman kontrolloimiseksi on myös konverttereiden ohella toinen tapa: käytetään mikrotietokonetta kytkemään lisää vastuksia, kun tuulennopeus ja turbiinin nopeus kasvavat. Valitettavasti tämä konsepti johtaa epävakaaseen systeemiin darrieus-turbiinilla ja todennäköisesti myös vaaka-akselisella. [2.] 16 4. Suprajohtavat tuulivoimageneraattorit 4.1. Eri konseptit Suprajohtavan tahtikoneen suunnittelussa on tarpeen suorittaa enemmän valintoja kuin perinteisen tuuligeneraattorin suunnittelussa. Seuraavassa on esitelty joitakin valintatilanteita. Generaattorin eri parametrit vaikuttavat voimakkaasti joko suoraan tai välillisesti generaattorin hyötysuhteeseen. Näitä ovat esimerkiksi napojen lukumäärä, roottorin ul-

kohalkaisija, tahtireaktanssi sekä nimellispyörimisnopeus. Napojen lukumäärällä voidaan optimoida tarvittua HTS-johtimen pituutta sekä painoa, roottorin ulkohalkaisijalla induktanssia sekä painoa, lisäksi painoon vaikuttaa myös tahtireaktanssi. Teholuokan kasvaessa hyötysuhde hieman alenee, sillä nimellispyörimisnopeus laskee. Nopeuden alentuessa jännite vähenee, sillä ankkurivirtojen täytyy nousta säilyttääkseen kyseisen generaattorin kapasiteetti samana. Tämä taas aiheuttaa suurempia kuparihäviöitä ankkuriin. [47.] Sähkökoneissa voidaan käyttää korkean lämpötilan suprajohteita joko massakappaleina, johtoina tai näiden yhdistelminä. Julkisuudessa on esitelty erilaisia pyöriviä HTSkoneita: tahtikone, homopolaarinen sekä oikosulkukone. [45.] 17 Kuva 4.1.1. Lämmin roottori sileillä navoilla [47] Kuvan 4.1.1 generaattorirakenteessa on lämmin roottori sekä sileä napasysteemi. On olemassa useampia tapoja yhdistellä tavallista tai ilmavälillistä staattoria magneettinapaiseen tai ei-magneettinapaiseen suprajohderoottoriin. Lisäksi voidaan valita, käytetäänkö sovelluksessa roottoria kylmänä vai lämpimänä. 4.1.1. Roottori Roottori voidaan toteuttaa raudattomana tai rautaa hyödyntäen. Edellisessä myös ilmasydämiseksi kutsutussa korkeat vuontiheydet ovat mahdollisia, sillä saturoituvaa rautaa ei ole. Saturoitumattomuudesta seuraa myös, että avoimen virtapiirin ominaisuudet ovat lineaariset ja siten helpot laskea. Raudan puuttumisen ansiosta roottorin painoa ja jäähdytettävää massaa saadaan vähennetyksi. Toisaalta reluktanssin arvo on suuri, jonka takia suprajohdemateriaalia tarvitaan enemmän, jotta saadaan tarvittavat ampeerikierrokset tuotetuiksi. Vääntömomentti siirretään ilmasydämisyyden vuoksi kokonaan roottorikäämityksen kautta. Tämän roottorin käytössä tarvitaan momentinsiirtoputkea toimintalämpötilasta huoneenlämpötilaan, mutta muutoin kryostaatti-design sekä käämituenta voidaan pitää suhteellisen yksinkertaisena. [46.] Roottorissa rauta auttaa laitteen magnetoimisessa, jolloin HTS-materiaalia tarvitaan vähemmän. Toisaalta raudan tehokas käyttö rajoittaa vuota ja raudan saturoituminen on otettava huomioon jo suunnittelussa. Lisäksi tästä seuraa epälineaarisia ominaisuuksia avoimeen virtapiiriin ja siten sen käyttäytymistä on vaikeampi ennustaa. [46]. Mitättömien roottorihäviöiden vuoksi tehokkuutta saadaan kuitenkin kasvatettua [45]. On ole-