POHJOLAN VOIMA OY KOKKOLAN EDUSTAN MERITUULIVOIMALAITOS TEKNISTALOUDELLINEN RAPORTTI

1 POHJOLAN VOIMA OY KOKKOLAN EDUSTAN MERITUULIVOIMALAITOS TEKNISTALOUDELLINEN RAPORTTI 1 JOHDANTO...3 2 TUULIVOIMAN YLEISIÄ NÄKÖKOHTIA... 4 2.1 Historia...4 2.2 Tuulivoiman tuotanto Suomessa ja muualla...4 2.3 Energiantuotannon perusteet... 7 2.4 Energiantuotannon arvioiminen...8 2.5 Tuulivoiman luonne sähköntuotannossa...10 3 SIJOITUSSUUNNITTELU...12 3.1 Sijoitusalueiden valinta...12 3.2 Merituulivoimalaitosten sijainti Kokkolan edustalla...13 3.3 Sijoituksen optimointi...16 4 RAKENTAMINEN...19 4.1 Merelle rakentamisen yleisiä näkökohtia...19 4.2 Kokkolan merituulivoimaloiden rakennustekniikka...20 4.2.1 Mitoitusperusteet...20 4.2.2 Vaihtoehtoiset perustamistavat ja rakentamistapa...21 4.2.3 Merikaapeleiden upottaminen...23 4.2.4 Voimalaitoskoneistojen pystytys ja asennus...23 5 SÄHKÖVERKKOLIITYNTÄ...25 5.1 Yleisiä näkökohtia...25 5.2 Kokkolan merituulivoimaloiden verkkoliityntä...25 5.2.1 Mantere-vaihtoehto...26 5.2.2 Platform vaihtoehto...28 5.2.3 110 kv vaihtoehto...29 5.3 Tuulipuistoliityntä kantaverkkoon...31 6 MERITUULIVOIMALAITOSTEN TUULISUUS- JA ENERGIANTUOTANTOARVIO 32 6.1 Tuulisuustiedot...32 6.2 Energiantuottoarvio...33 7 KUSTANNUSTEN ARVIOINTI...36 7.1 Yleisiä näkökohtia...36

2 Merituulivoima teollisena energianlähteenä 7.2 Laitteiston hankintakustannukset...36 7.3 Sähköverkkoliitynnän kustannukset... 37 7.3.1 Sähköverkkoliitynnän suorat kustannukset...37 7.3.2 Sähköverkkoliitynnän epäsuorat kustannukset... 40 7.4 Perustusten kustannukset... 41 7.5 Voimalaitosten pystytys- ja asennuskustannukset...42 7.6 Käyttö- ja kunnossapitokustannukset...44 7.6.1 Arvioinnin perusteet... 44 7.6.2 Takuut ja vakuutukset... 44 7.6.3 Kunnossapitokustannusten kehittyminen...45 7.6.4 Kustannusten yhteenveto... 46 8 TUULIVOIMAN TUOTANTOKUSTANNUKSET... 47 8.1 Tuotantokustannukset ja mahdolliset tukimuodot... 47 8.2 Herkkyystarkastelu... 49 9 YHTEENVETO JA JOHTOPÄÄTÖKSIÄ...52 LÄHTEET...54 KÄYTETYT SYMBOLIT JA LYHENTEET A pyyhkäisypinta-ala [m 2 ] A Weibull-jakauman skaalakerroin [-] a vuorovaikutuskerroin [-] C P tehokerroin [-] k Weibull-jakauman muotokerroin [-] P 0 Roottorin läpi kulkeva teho [W] P t teoreettinen teho [W] u 0 tuulennopeus ennen turbiinia [m/s] u 2 tuulennopeus turbiinin jälkeen [m/s] z 0 karheuskerroin [m] η mek turbiinin mekaaninen hyötysuhde [-] η gen generaattorin sähkömekaaninen hyötysuhde [-] η m muuntajan hyötysuhde [-] ρ i ilman tiheys [kg/m 3 ] DEWIDeutsches Windenergie Istitut WAsP Wind Atlas Analysis And Application Program Maanmittaustoimisto lupa nro 3/MYY/01

3 1 JOHDANTO Mielenkiinto tuulivoimaa ja etenkin merituulivoimaa kohtaan on lisääntynyt huomattavasti viime vuosina. Koko maailman tuulivoimakapasiteetti oli vuoden 2001 alussa noin 17 700 MW, josta noin 12 970 MW oli Euroopassa. Varsinaisia merituulivoimalaitoksia on toteutettu vain muutamia, vaikka merituulivoimaa koskevia tutkimusprojekteja on käynnissä lukuisia. Suomessa uusiutuvilla energialähteillä on merkittävä asema energiantuotannossa, kuitenkin tuulivoimalla tuotettiin vuoden 2000 aikana vain noin 0,1 % koko Suomen sähkön tarpeesta; asennettu kapasiteetti oli sama sekä vuoden 1999 että vuoden 2000 lopussa, 38 MW. Monet uusiutuvat energiamuodot, tuulivoima mukaan lukien, ovat vielä verrattain kalliita konventionaalisiin energialähteisiin verrattuna. Pohjolan Voima Oy käynnisti projektin Merituulivoima teollisena energianlähteenä syksyllä 1999. Kauppa- ja teollisuusministeriö myönsi selvityksen tekemiseen avustusta Pohjolan Voima Oy:n ja Kokkolan Energian omien rahoitusosuuksien lisäksi. Selvitystyön tavoitteena on tarkastella merituulivoiman rakentamisen oikeudellisia, ympäristöllisiä, teknillisiä ja taloudellisia lähtökohtia. Esimerkkikohteena on tarkasteltu Kokkolan seudun rannikolle sijoitettavia merituulivoimalaitoksia. Tuulivoimayksiköiden määrä, etäisyydet ja koot on optimoitu alustavasti. Sijoitussuunnittelun lopputuloksena on esitetty viisi vaihtoehtoista merituulivoimalaitosta Kokkolan rannikolle. Tämä raportti on yhteenveto merituulivoiman teknistaloudellisista vaihtoehdoista Kokkolan rannikolla. Tutkimukseen liittyvät erilliset raportit ympäristövaikutuksista sekä hallinnollisista ja oikeudellisista edellytyksistä. Lähtökohtaisesti teknisin perustein tehtyä tuulivoimalaitosten sijoitussuunnittelua ei ole ennakolta rajoitettu esimerkiksi suojeluohjelmien (elleivät ne suoranaisesti kiellä tuulivoiman rakentamista) tai ennakolta arvioitujen ympäristövaikutusten tahi intressiryhmien suhtautumisen perusteella. Jokaisen vaihtoehdon osalta on siten otettu huomioon sellaiset, ehdottomasti, toteuttamisen estävät seikat, jotka tiedettiin jo suunnittelun alussa (esim. laivaväylien sijainti, suojeluperusteiset ehdottomat kiellot). Merituuliprojektin ympäristövaikutusten ja hallinnollisoikeudellisten selvitysten perusteella on kuitenkin mahdollista, että osa tutkituista alueista on käytännössä toteuttamiskelvottomia. Tässä raportissa merituulivoimalaitoksella on tarkoitettu useammasta, kohtuullisen lähellä toisiaan sijaitsevasta, tuulivoimalaitoksesta koostuvaa kokonaisuutta. Tässä raportissa on merituulivoimalaitoksen sijaan käytetty myös merituulipuisto termiä.

4 Merituulivoima teollisena energianlähteenä 2 TUULIVOIMAN YLEISIÄ NÄKÖKOHTIA 2.1 Historia Tuulienergian hyödyntämisellä on pitkät perinteet. 1910-luvulla tuulivoimaa käytettiin sähköntuotannossa monissa Euroopan maissa, ja jo tätä ennen tuulivoima oli monin paikoin käytössä veden pumppaamisessa. Kuitenkaan 1980- luvun alussa ei ollut vielä yhtään sähköä tuottavaa kaupallista tuulivoimalaa. Nykyisin tuulivoima on voimakkaimmin kasvava energiantuotantomuoto. Viimeisten vuosien aikana kasvuvauhti on ollut 30 40 % luokkaa vuosittain. Euroopassa asennettu tuulivoimakapasiteetti oli vuoden 2000 lopussa 12 970 MW, josta yksin Saksassa oli noin 6 110 MW, Espanjassa 2 400 MW ja Tanskassa 2 300 MW. Euroopan ulkopuolella USA:lla oli suurin kapasiteetti, noin 2 560 MW. Vuoden 2000 lopussa tuulivoiman tuotantokapasiteetti oli maailman laajuisesti 18 449 MW. Taulukossa 1. on esitetty maailman tuulivoimakapasiteetin kasvu vuosina 1994 2000. Taulukko 1. Maailman tuulivoimakapasiteetti. Vuosi Kumulatiivinen asennettu kapasiteetti [MW] Kasvu edellisestä vuodesta [%] 1994 3 488-1995 4 778 37 1996 6 070 27 1997 7 636 26 1998 10 153 33 1999 13 932 37 2000 18 449 32 Tuulivoimaloiden koko on kasvanut viimeisen 20 vuoden aikana merkittävästi. 1980-luvun lopulla tuulivoimaloiden koko oli muutaman kymmenen kilowatin luokkaa, 1990-luvun puolivälissä laitosten teho oli kasvanut jo 400-600 kilowattiin. Tällä hetkellä suurin markkinoilla oleva tuulivoimalaitos on teholtaan 2,5 MW. Meriolosuhteisiin on suunnitteilla tai prototyyppiasteella useita voimaloita, joista suurimmat ovat teholtaan 5 MW. 2.2 Tuulivoiman tuotanto Suomessa ja muualla Suomessa tuulivoimala kytkettiin valtakunnan verkkoon ensimmäisen kerran vuonna 1986 Inkoon Kopparnäsissä. Vuonna 1999 Suomeen rakennettiin yhteensä 23 tuulivoimalaitosta, yhteisteholtaan 20,56 MW, keskimääräinen yksikkökoko oli siten noin 894 kw. Projektikoko Suomessa on yleensä hyvin pieni, vain pari laitosta projektia kohden. Suurin yksittäinen hanke on vuonna 1999 Meriporiin valmistunut kahdeksasta 1 MW tuulivoimalasta koostuva tuulipuisto. Tuulivoiman kokonaiskapasiteetti Suomessa oli vuoden 2000 lopussa 38 MW.

5 Suomessa tuulivoimaa on rakennettu pääosin rannikolle ja saaristoon, jotka ovatkin potentiaalisia sijoituskohteita metsäiseen mantereeseen verrattuna. Merialueilla on suuri energiapotentiaali sekä Suomessa että maailmanlaajuisesti. Valtion teknillinen tutkimuskeskus (VTT) on arvioinut, että yksin Vaasan ja Tornion välisen rannikkoalueen tuulivoimapotentiaali on yli 40 TWh/a, kun vuotuinen keskituulennopeus on yli 7,5 m/s, veden syvyys enintään 10 metriä ja liikkuvan jään paksuus korkeintaan 40 cm. Pienen maapinta-alan vuoksi Euroopassa tultaneen siirtymään yhä enenevässä määrin merituulivoiman hyödyntämiseen. Suomessa merituulivoima tullee kyseeseen maa-alueiden metsäisyyden lisäksi lähinnä sen vuoksi, että merelle rakennettaessa tuulivoimaloiden visuaalinen haittavaikutus pienenee ja samalla tuulivoimalaitosten melun vaikutukset jäänevät asutuksen osalta pois. Näiden seikkojen lisäksi merelle rakentamisen perusteina on yleisesti pidetty maaalueita parempaa energiantuottoa. Merituulivoimalaitosten etuja maalla sijaitsevaan laitokseen verrattuna ovat: - tuulen pienempi turbulenttisuus ja koneistojen pidempi elinikä - tuuli tasaisempaa ja nopeus suurempi ja suurempi energiantuotanto - häiriintyvät kohteet (esim. asutus) kauempana ja mahdollisuus käyttää suurempia laitoskokoja Merituulivoimalaitosten haittoja ovat: - korkeat asennus- ja laitekustannukset - huonot huoltomahdollisuudet ja korkeat huoltokustannukset - vähän kokemusta - korroosio-ongelmat Merelle rakennettaessa perustusten kustannukset ovat huomattavasti suuremmat kuin maalla. Lisäksi sääolosuhteet voivat rajoittaa tuulivoimalan luoksepääsyä energiantuotannon kannalta merkittävästi. Perämeren rannikolla luoksepääsyä voivat vaikeuttaa myös jääolosuhteet syksyllä ja keväällä. Tuuli-, aalto- ja jääkuormien yhteisvaikutusten laskemisesta on toistaiseksi vain melko vähän kokemusta. Nämä muodostavat kuitenkin yhdessä merkittävän kuormituksen laitoksen rakenteille. Suomessa ei ole rakennettu yhtään varsinaista merituulipuistoa. Muualla maailmassa on tähän mennessä (maaliskuu 2001) on rakennettu yhdeksän merituulipuistoa, nämä on esitetty taulukossa 2.

6 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Taulukko 2. Olemassa olevat merituulipuistot. Sijainti Käyttöön -ottovuosi Asennettu teho [MW] Nogersund (Ruotsi) 1991 1 x 0,22 = 0,22 Vindeby (Tanska) 1991 11 x 0,45 = 4,95 Medemblik, Ijsselmeer (Hollanti) 1994 4 x 0,5 = 2,00 Tunø Knob (Tanska) 1995 10 x 0,5 = 5,00 Dronten, Ijsselmeer (Hollanti) Bockstigen, Valar (Ruotsi) Kööpenhamina, Middelgrunden (Tanska) 1996 28 x 0,6 = 16,8 1998 5 x 0,5 = 2,5 2000 20 x 2 = 40 Utgrunden (Ruotsi) 2000 7 x 1,5 = 10,5 Blyth (Iso-Britannia) 2000 2 x 2,0 = 4,0 Muuta Tripodi-perustus kiintokalliolla. Ei käytössä vuoden 1998 jälkeen. Kasuuniperustus hiekkaisella maaperällä. 3-5 km rannikolta. Terästorni hiekkamaassa. Makea vesi. Kasuuniperustus hiekkaisella maaperällä Turbiinit juuri makean veden padon ulkopuolella Noin 2 km etäisyydellä Kööpenhaminan satamasta. Kasuuniperustus Etäisyys mantereelle noin 12,5 km. Junttapaaluperustus. Etäisyys rannasta noin 1 km. Junttapaaluperustus. Jo toteutettujen lisäksi suunnitteilla on useita, jopa satojen megawattien kokoisia, merituulipuistoja muun muassa Saksaan, Tanskaan ja Ruotsiin. Useat maat ovat asettaneet tavoitteekseen tuulivoiman tuotannon lisäämisen. Euroopan tuulienergiayhdistyksen (EWEA) tavoitteena on 60 000 MW asennettuna vuoteen 2010 mennessä ja vuoteen 2020 mennessä 150 000 MW, josta 50 000 MW olisi merituulivoimaa. Euroopan komissio on esittänyt uusiutuvia energialähteitä koskevassa Vihreässä kirjassa tavoitteen uusiutuvien energialähteiden osuuden kaksinkertaistamisesta eli niiden osuuden noston 6 %:sta 12 %:iin Euroopan Unionin energian kokonaiskäytöstä vuoteen 2010 mennessä. Suomessa Kauppa- ja teollisuusministeriön uusiutuvien energialähteiden edistämisohjelman mukaisena tavoitteena on, että tuulivoimalla tuotettaisiin sähköä vuonna 2010 noin 1 TWh ja vuonna 2025 arviolta 5 TWh, vastaavat tuulivoimakapasiteetit olisivat noin 500 MW ja 2 500 MW. Tanskassa tavoitteena on 5 500 MW tuulivoimakapasiteetti vuoden 2030 loppuun mennessä. Tavoitteen mukaisesta kapasiteetista 4 000 MW asennettaisiin Pohjanmereen.

7 2.3 Energiantuotannon perusteet Tuulivoimalaitoksen energiantuottoon vaikuttaa useita eri tekijöitä. Asian fysikaalinen perusta on hyvin laaja ja siitä esitetään tässä vain muutamia perusteita. Energiantuottoa voidaan tarkastella yksinkertaistetusti seuraavien yhtälöiden avulla. Tuulivoimalan siipien pyörähdyspinta-alaa vastaan kohtisuoraan tulevan tuulen teho (Betzin mallin mukaisesti): P 0 1 2 1 3 = ( ρ i A u0 ) u0 = ρi A u0, ( 1 ) 2 2 missä P 0 = tietyssä ajanjaksossa turbiinin läpi kulkeva kineettinen energia [W] r i = ilman tiheys [kg/m 3 ] A = tuulivoimalan lapojen tuulta vastaan oleva pyyhkäisypinta-ala [m 2 ] u 0 = tuulennopeus ennen turbiinia [m/s]. Tuulen energiasisältö kasvaa siis tuulennopeuden kolmannessa potenssissa. Tämä tarkoittaa sitä, että pienikin tuulennopeuden lisäys kasvattaa tuulen energiasisältöä huomattavasti. Tuulivoimala ei kuitenkaan kykene hyödyntämään kaikkea tuulen sisältämää energiaa. Tuuliturbiinissa talteen saatava osuus tuulen sisältämästä kineettisestä energiasta voidaan ilmoittaa tehokertoimen C P avulla: P t = CP P 0, ( 2 ) missä P t = turbiinin teoreettinen teho [W]. Toisaalta tehokerroin voidaan määrittää vuorovaikutuskertoimen a avulla: C P ( 1 ) 2 = 4 a a. ( 3 ) Vuorovaikutuskerroin määritellään seuraavasti: a ( u u ) 0 2 =, ( 4) 2u 0 missä u 2 = tuulennopeus turbiinin jälkeen [m/s].

8 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Tehokertoimen teoreettinen maksimi saavutetaan, kun a = 1/3, jolloin tuulennopeus on pienentynyt kolmasosaan tulonopeudestaan. Tehokerroin saa tällöin arvon C P = 16/27 = 0,593. Vain osa roottorin tuulesta saamasta energiasta saadaan muunnettua sähköenergiaksi. Sähköteho tuulivoimalan generaattorin jälkeisen muuntajan jälkeen on P e = η η η P, ( 5) mek gen m t missä η mek = turbiinin mekaaninen hyötysuhde [-] η gen = generaattorin sähkömekaaninen hyötysuhde [-] η m = muuntajan hyötysuhde [-]. Suomessa sääasemilla tuulihavainnoista laskettu tuulen energia vaihtelee välillä 3 000-4 000 kwh/m 2,a. Tuulivoimala kykenee hyödyntämään 20 30 % sen roottorin pinta-alalle tulevasta energiasta. 2.4 Energiantuotannon arvioiminen Tuulivoiman energiantuottoarviot perustuvat yleensä pitkäaikaisiin, usean vuoden ajalta oleviin, mittaustietoihin. Jotta mittaustulokset olisivat yleistettävissä myös energiantuottolaskelmissa, tulisi mittauspisteen sijaita mahdollisimman lähellä aiottua tuulivoimalan sijoituspaikkaa, maastoltaan mahdollisimman samantapaisessa kohdassa ja sen lähistöllä ei saisi olla mittaustuloksiin vaikuttavaa esteitä. Ennen kuin mittaustuloksia voidaan käyttää energiantuottolaskelmissa, tulee niistä poistaa mittauspistettä ympäröivän maaston vaikutus. Tällöin saadaan ei-paikkakohtainen alueen tuulisuus (tuuliatlasdata). Jonkin tietyn paikan tuulioloja laskettaessa suoritetaan sama prosessi takaperin eli otetaan huomioon paikkakohtainen maaston vaikutus. Tuuliatlas-tiedostoissa on esitetty tietylle mittauspisteelle eri tuulensuuntien todennäköisyys sekä tuulennopeus ja sen pysyvyys eri korkeuksilla. Tuulennopeus ja sen pysyvyys on kuvattu mittaustietoihin sovitetun Weibull-jakauman A- ja k-parametrien avulla. Sovituksen epätarkkuuden vuoksi Weibulljakauma ei välttämättä vastaa aivan tarkasti todellista tilannetta. Tuulivoimalan energiantuottoa laskettaessa on huomioitava ainakin seuraavia asioita: - maaston rosoisuus (karheuskerroin) - tuulivoimalan napakorkeus - lähistöllä olevat esteet - tuulensuuntien painottuminen - tuulennopeuden ajallinen vaihtelu - maanpinnan muodot.

9 Maanpinnan epätasaisuus ja pinnan laatu (karheus) vaikuttavat maanpinnan ja ilmavirtauksen väliseen kitkaan. Maanpinnan aiheuttaman kitkan vaikutuksesta paine-erojen aiheuttama tuulennopeus pienenee maanpintaa lähestyttäessä. Tuulennopeus kasvaa siten ylöspäin mentäessä, ja kasvu on sitä suurempaa, mitä suurempi karheuskerroin kohteessa vallitsee. Taulukossa 3. on esitetty karheuskertoimen (z 0 ) arvoja eri maastotyypeille. Taulukko 3. Eri maastoluokkien karheuskertoimia. z 0 [m] Maastoluokka 0,0002 0 Avomeri Maaston kuvaus 0,002 1 Avoin saaristo (maan osuus alle 30 %) 0,03 2 Avoin peltoaukea, sisäsaaristo (maan osuus alle 60 %) 0,1 3 0,4 4 0,7 1,5 5-7 Metsä, kaupunki Avoin maaseutumaisema, metsäinen sisäsaaristo (maan osuus 50 70 %) Vaihteleva viljelysmaisema, metsäinen sisäsaaristo (maan osuus 70 80 %) Avomerellä, jossa karheuskertoimen arvo on pieni, on tuulennopeuden kasvu ylöspäin siirryttäessä pienempää kuin maalla. Siten merellä olevissa tuulivoimaloissa saattaa tulla kyseeseen matalampien tornien käyttö kuin maalla. Suomen oloille tyypillinen ongelma on pinnan muodon ja karheuden muuttuminen vuodenajoittain. Talvella, jolloin saadaan merkittävin osa tuulienergiasta, ovat vesialueet suurelta osin jäässä. Jään, etenkin ahtojään, karheus on huomattavasti suurempi kuin avoimen vesialueen. Vesialueet kuuluisivatkin talvisin suurempaan karheusluokkaan. Tämä merkitsee, että tuulennopeus kasvaa hieman nopeammin korkeuden lisääntyessä talvioloilla painotetussa tilanteessa, kuin jos merialuetta tarkastellaan vain avoimena vesialueena. Merialueilla tuulennopeuteen vaikuttavat myös aallot, jotka absorboivat tuulen kineettistä energiaa ja suurentavat karheuskertoimen arvoa. Laskelmissa tulisi huomioida myös maanpinnan muodot, jotka varsinkin mäkisessä maastossa vaikuttavat huomattavasti tuulioloihin. Lisäksi tuulensuunnassa ennen tuulivoimalaa olevat esteet aiheuttavat tuulennopeuden hidastumista ja pyörteisyyttä. Esteiden tuulennopeutta pienentävään vaikutukseen vaikuttaa esteen korkeus, pinta-ala ja huokoisuus sekä etäisyys tarkastelupisteestä. Myös tuulipuistoissa turbiinien roottorit ja tornit hidastavat tuulta ja aiheuttavat turbulenssia. Tämän vuoksi tuulivoimalat sijoitetaankin yleensä vähintään tietyn minimimatkan päähän toisistaan.

10 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Suomen ilmastolle on tyypillistä tuulennopeuden ja energian vuodenaikavaihteluiden lisäksi painottuminen tuulensuunnittain. Suomessa lounaistuulet (220 230 ) ovat yleisiä, ja usein myös suurimmat tuulennopeudet osuvat tälle sektorille. Suomessa parhaimmat tuulennopeudet saavutetaan tuntureiden huipuilla, minne on koemuotoisesti rakennettu tuulivoimaa. Vaikeutena tuntureilla ovat muun muassa sähköverkon etäisyys, jäätäminen ja luoksepäästävyys. Arvioidut tuulen keskinopeudet ja energiapotentiaali eri osissa Suomea on esitetty taulukossa 4. Taulukko 4. Tuulennopeus ja energiapotentiaali Suomessa (50 metrin korkeudella maanpinnasta). Alue Tuulennopeus [m/s] Tekninen energiapotentiaali [TWh/a] Sisämaa 3 5,5 ei tiedossa Rannikko ja sisäsaaristo 6 7,5 4 Merialueet 7 8 50 Lapin tunturit 7 9,5 5 6 Nykyisin on olemassa useita ohjelmia, joiden avulla tuulivoimaloiden tai - puistojen energiantuotto voidaan arvioida melko helposti. Yleisesti käytetty ohjelma on esimerkiksi WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program), joka on kehitetty Tanskassa. Energiantuotantoon vaikuttavat tekijät ja laskennan perusteet on kuitenkin hyvä tuntea, jotta arviosta saadaan luotettava. 2.5 Tuulivoiman luonne sähköntuotannossa Tuulivoima poikkeaa perinteisestä sähköntuotannosta lähinnä sen tuotannon ajallisen vaihtelun vuoksi mutta myös kustannusrakenteeltaan. Tuulivoiman tuotannon kustannukset painottuvat rakentamisajalle: käyttö- ja kunnossapitokustannukset ovat yleensä arviolta noin 2 % investointikustannuksista vuosittain. Edellisessä on syytä ottaa huomioon, että tuulivoimalaitosten tekninen kehitys on ollut verrattain nopeaa. Tämän vuoksi pitkäaikaista käyttö- ja kunnossapitokustannustietoa on saatavilla vielä rajoitetusti. Tuulivoimaloita pyritään käyttämään aina, kun tuulee riittävästi. Tällöin sähköverkon stabiilius on hoidettava säätämällä muiden voimalaitosten tehoa. Varsinkin laajamittaisessa tuulivoiman rakentamisessa korostuu säädön merkitys, jolloin kyseeseen voi tulla myös puiston tehonrajoitusjärjestelmän hankkiminen. Lisäksi tuotannossa on otettava huomioon sähkön laatu (esim. nopeiden jännitteenvaihteluiden esiintyminen).

11 Suurimuotoisessa tuulivoiman tuotannossa tuotannon ajallinen vaihtelu ja sen huono ennustettavuus voivat pienentävät tuulivoiman taloudellista arvoa. Tuulivoiman vuotuinen käyttökerroin on noin 0,2-0,3, eli huipunkäyttöaika on noin 1 700 2 600 h/a. J. Sontow ja M. Kaltschmitt ovat esittäneet, että Saksassa tuulivoima pienentää lisäkapasiteetin rakentamistarvetta 10-24 % nimellistehostaan. Suomessa vastaavaa ei ole laskettu. Tuulennopeus vaihtelee ajallisesti sekuntien sisällä tapahtuvista muutoksista aina vuodenajoittaisiin vaihteluihin. Tuulennopeus ja sen äkilliset suunnan vaihdot sekä turbulenttisuus vaikuttavat huomattavasti tuulivoimalan toimintaan. Turbulenssista aiheutuvat nopeat vaihtelut rasittavat tuulivoimalan mekaanisia rakenteita ja aiheuttavat tehon ja jännitteen vaihteluita sähköverkossa. Suomessa sään vaihtelut ovat melko nopeita ja tuulen pysyvyys huono: tuulennopeus vaihtelee lyhyellä aikavälillä (0,5 2 vrk) tuulienergiantuoton kannalta merkittävästi. Tuulivoiman tuotannon vuorokausivaihteluilla on suuri merkitys sähkön tuotannon ja kulutuksen hetkellisen tasapainon kannalta. Muun muassa Saksassa ja Tanskassa on kehitetty ohjelmia, joilla pyritään ennustamaan tuulivoiman tuotanto lyhyellä aikavälillä (tunti muutama vuorokausi). Esimerkiksi saksalaisen PELWIN-ohjelman ennuste perustuu meteorologisiin mittauksiin ja mahdollisesti lähellä olevista tuulivoimaloista mitattuun tehoon. Vuositasolla tuulennopeuden vaihtelut ovat pienempiä kuin vuorokausivaihtelut. Vuosikeskiarvojen vaihteluiksi on usein arvioitu ± 10 % pitkän ajanjakson keskiarvosta. Euroopan tuuliatlaksen mukaan tuulivoimalan vuosituotannon keskihajonta jää 10 % tuntumaan, mikä vastaa tuulen vuosikeskinopeuksissa vain 3 5 %:n keskihajontaa. Kuukausikeskiarvot puolestaan vaihtelevat vuodesta toiseen enemmän kuin vuosikeskiarvot. Suomessa talvikuukausien vaihtelut ovat huomattavasti suurempia kuin kesäkuukausien ja marraskuun vaihtelut. Etelä-Suomessa suurin tuulen energiatiheys on talvikuukausina ja Pohjois- Suomessa keväällä. Toisaalta kovimpina pakkasjaksoina on usein tyyntä. Leudoimpina talvina sähkön kulutuksen huippu osuu usein kohtalaiselle pakkaselle, jolloin kova tuuli lisää rakennusten lämpöhukkaa.

12 Merituulivoima teollisena energianlähteenä 3 SIJOITUSSUUNNITTELU 3.1 Sijoitusalueiden valinta Merituulivoimaloiden sijoituskohteeksi on valittu Kokkolan rannikkoseutu Kokkolan kaupungin tuulivoimaa kohtaan osoittaman kiinnostuksen vuoksi. Lisäksi VTT:n aiemmin tekemää selvitystä Offshore -tuulivoima Perämeren olosuhteissa on voitu käyttää hyväksi soveltuvin osin. Tuulivoimaloiden sijoituspaikaksi on valittu kolme matalikkoa Kokkolan edustalla, alueet on esitetty kuvassa 1. numeroin 1. - 3. Myöhemmin tarkasteluihin on otettu mukaan myös kuvaan merkityt alueet 4. ja 5. Tuulivoimayksiköiden määrä ja koot on valittu alustavasti. Sijoitussuunnittelu on tehty teknis-taloudellisista lähtökohdista, eikä mahdollisia alueidenkäyttörajoituksia, esimerkiksi suojelualueita (ks. kuva 2.), ole tässä raportissa otettu huomioon. Tarkasteluun on alustavasti valittu seuraavassa taulukossa esitetyt tuulivoimalaitokset, joiden koot ovat 1,5 5 MW. Taulukko 5. Tarkasteltavien tuulivoimaloiden päädimensiot. Malli Nimellisteho [kw] Napakorkeus [m] Roottorin halkaisija [m] Enercon E66/15.66 1500 66 / 84 66 Enercon E66/18.70 1800 66 / 84 70 Tacke TW 1.5s 1500 64,7 / 80 70,5 Vestas V66/1,65 MW 1650 67 / 78 66 Vestas V80/2,0 MW 2000 67 66 Nordex N80 2500 60 / 80 80 Multibrid 100 5000 75 100 Yllä esitetyssä taulukossa mainitut tuulivoimalat ovat kaupallisessa tuotannossa Multibrid 100:aa lukuun ottamatta, joka on toistaiseksi suunnitteluasteella. Multibrid 100 on kuitenkin otettu mukaan tarkasteluihin olettaen, että tulevaisuudessa tuulivoimalat tullaan rakentamaan suuria yksikkökokoja käyttäen. Samalla voidaan tarkastella myös suuren yksikkökoon vaikutusta kustannuksiin. Sijoituskohteet on lähtökohtaisesti pyritty valitsemaan siten, että vesisyvyys jää alle 8 metrin. Santapankin I laajennusalueella veden syvyys on paikoin jopa 15 metriä. Tämä vaihtoehto on otettu mukaan, jotta vesisyvyyden vaikutusta teknisiin ratkaisuihin ja kustannuksiin voidaan verrata 3, 5 ja 8 metrin vesisyvyyksiin.

13 Kuva 1. Tuulipuistojen sijoitus Kokkolan edustan rannikolla. 3.2 Merituulivoimalaitosten sijainti Kokkolan edustalla Merituulivoimalaitoksen sijoitusalueet ovat: 1. Tankarin Djupörenin alue 2. Santapankin alue 3. Munakarin Poroluodon alue 4. Trullevin ranta 5. Santapankin laajennus pohjoiseen. Tankarin-Djupörenin alue (1.) sijaitsee noin 15 km etäisyydellä Kokkolan kaupungista luoteeseen. Alueelle on suunniteltu sijoitettavaksi 20 kappaletta 5 MW tuulivoimalayksiköitä. Santapankin alue (2.) sijaitsee lähimmillään noin 5 km etäisyydellä Kokkolan kaupungista, noin kilometrin Trullevin niemen kärjestä luoteeseen. Alueelle on suunniteltu kaksi vaihtoehtoista tuulipuistoa: ensimmäinen vaihtoehto on sijoittaa alueelle 33 kpl samanlaisia kokoluokaltaan 1,5 2 MW laitosyksiköitä (Santapankki I), toinen vaihtoehto on sijoittaa alueelle 20 kappaletta joko 2,5 MW tai 5 MW turbiineja (Santapankki II). Munakarin-Poroluodon alue (3.) sijaitsee Kokkolan pohjoispuolella, etäisimmillään noin 15 km kaupungista. Alueelle on suunniteltu sijoitettavaksi 20 kappaletta 5 MW laitosyksikköä.

14 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Lisäksi tutkitaan voimaloiden sijoitusta Santapankin matalikon läheisyyteen siten, että ne eivät ole Natura 2000 - tai rantojensuojeluohjelman alueella. Näitä alueita kutsutaan nimillä Trullevin ranta ja Santapankin laajennus pohjoiseen. Trullevin ranta (4.) sijaitsee matalikolla Trullevin niemen edustalla, lähimmillään alle kilometrin rannasta. Alueelle on kaavailtu neljää 5 MW turbiinia. Santapankin laajennus pohjoiseen (5.) sijaitsee Santapankin matalikon luoteispuolella. Alueelle suunnitellaan sijoitettavaksi viisi 5 MW turbiinia. Neljä turbiineista pystytetään alueelle, jolla veden syvyys on korkeintaan kahdeksan metriä ja yksi turbiini kohtaan, jossa veden syvyys on noin 15 m. Seuraavassa taulukossa on vielä esitetty tarkasteltavien tuulipuistojen koot. Taulukko 6. Tuulipuistojen koot. Alue: Turbiinien määrä Turbiinin koko [MW] 1) Santapankki I ja Santapankki II ovat keskenään vaihtoehtoiset. Puiston koko [MW] Tankar-Djupören 20 5 100 Santapankki I 1) 33 1,5 2 49,5 66 Santapankki II 1) 20 2,5 tai 5 50 tai 100 Munakari-Poroluoto 20 5 100 Trullevin ranta 4 5 20 Santapankin laajennus pohjoiseen 5 5 25

15 Kuva 2. Kokkolan seudun rannikon suojelualueet.

16 Merituulivoima teollisena energianlähteenä 3.3 Sijoituksen optimointi Kohteisiin on tehty alustava sijoitussuunnittelu ja tuottoarvio käyttäen laskelmissa muutamaa yleistä napakorkeutta. Turbiinien sijoitus on optimoitu iteratiivisella prosessilla, jossa turbiinien keskinäistä etäisyyttä ja puiston geometriaa muutettiin ja energiantuotto laskettiin uudestaan. Optimaalinen sijoittelu riippuu tuulensuunnasta ja -nopeudesta sekä turbiinien ominaisuuksista ja käytettävissä olevasta puiston pinta-alasta. Sijoituksen optimointi on suoritettu kaikille tuulipuistoille lukuun ottamatta Santapankin laajennusalueita, joissa turbiinien sijainnit on ennalta määrätty. Sijoitusoptimoinnin alkuehdot on esitetty taulukossa 7. Taulukko 7. Sijoitusoptimoinnin alkuehdot. Tankar- Djupören Santapankki I Santapankki II Munakari- Poroluoto Turbiinien lukumäärä 20 33 20 20 Roottorin halkaisija, D [m] 100 70 100 100 Suurin sallittu veden syvyys [m] 8 8 8 8 Minimietäisyys päätuulensuunnassa Minimietäisyys päätuulensuunnan vastaisessa suunnassa 8D 8D 8D 8D 6D 6D 6D 6D Optimointiin olisi mahdollista lisätä myös muita parametrejä kuten melun asettamia rajoituksia ja taloudellisia ehtoja. Sijoituspaikan optimoinnissa ei voitu ottaa huomioon esimerkiksi merenpohjan olosuhteita. Nämä saattavat vaikuttaa merkittävästi niin perustuksen valintaan kuin kaapelin upottamisen kustannuksiin. Kokkolan edustan soveltuvuutta merihiekan ottoon on tutkittu, mutta alueilla ei ole tehty tarkempia pohjatutkimuksia. Santapankin alueella pohja onkin luultavimmin tiivistä hiekkaa, toisilla alueilla pohja lienee ainakin osittain kalliota. Rakentamiseen liittyviä lähtöoletuksia on tarkasteltu enemmän kappaleessa 4. Turbiinien sijoittelun optimointi on Deutsches Windenergie - Institutin (DEWI) ja PVO-Engineering Oy:n yhteistyön tulos. Optimoinnin tuloksena saadut turbiinien koordinaatit on esitetty liitteessä 2, turbiinien sijoittelua kuvaavat merikartat on esitetty seuraavissa kuvissa.

Kuva 3. Merituulivoimaloiden sijoitus Kokkolan rannikolla. Santapankin osalta esitetty vaihtoehto Santapankki 1. 17

18 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Kuva 4. Merituulivoimaloiden sijoitus Kokkolan rannikolla. Santapankin osalta esitetty vaihtoehto Santapankki 1.

19 4 RAKENTAMINEN 4.1 Merelle rakentamisen yleisiä näkökohtia Tuulivoimaloiden rakentaminen merelle poikkeaa huomattavasti maalle rakentamisesta. Meriolosuhteissa tuulikuormien lisäksi laitoksiin vaikuttavat aallot ja Perämeren olosuhteissa myös jääkuormat, erityisesti ahtojää. Perämeren olosuhteet poikkeavat useista muista maailman meristä merkittävästi: ennen kaikkea pohjoisen olosuhteissa meren jääpeite voi olla paksu ja aiheuttaa suuria kuormituksia yksittäisten tuulivoimaloiden perustuksille ja koko rakenteelle. Perämeri on suuren osaa aikaa vuodesta jäässä. Jään muodostuminen alkaa marraskuun alussa Oulun ja Kemin edustalla, ja koko Perämeren umpeen jäätyminen tapahtuu yleensä tammikuun puoliväliin mennessä. Jäiden muodostumisen ajankohdan vaihteluväli voi olla kuitenkin jopa kaksi kuukautta. Perämereltä jäät sulavat yleensä toukokuun aikana. Kuvan 5. a)-kohdassa on esitetty kiinteän jään suurin paksuun Perämerellä vuosien 1920 1980 aikana ja b)-kohdassa liikkuvan jään odotettavissa oleva maksimipaksuus 30 vuoden aikana. Kuva 5. Odotettavissa oleva a) kiinteän ja b) liikkuvan jään maksimipaksuus Perämerellä 30 vuoden aikana.

20 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Jääkentät liikkuvat melko helposti tuulen ja meren virtausten mukana. Jään liikkeet määrää tuuli, kun sen nopeus on yli 5 m/s. Tällöin jään liikkeen nopeus on 1 3 % tuulennopeudesta. Ahtojäätä on yleisimmin meren altaiden reunoilla siellä, mihin tuuli yleisimmin puhaltaa. Matalikolla jääkasaumat tukeutuvat pohjaan ja niiden näkyvä osa voi kasvaa yli 10 metriä korkeaksi. Tällaisia jään kasautumispaikkoja ovat esimerkiksi ulkomeren luodoilla sijaitsevien majakoiden ympäristöt. Tuulivoimalat tulisikin sijoittaa alueille, joihin ahtojäätä ei pääse kertymään. Samoin liikkuvan jään paksuus olisi pyrittävä rajaamaan mahdollisimman pieneksi, maksimissaan arviolta 30 50 cm:iin. VTT:n tutkimuksessa Offshore-tuulivoima Perämeren jääolosuhteissa on arvioitu liikkuvan jään paksuutta Perämeren rannikolla. Mikäli rakennuskohteessa vallitsevista jääolosuhteista ei ole saatavissa tietoa, voidaan jääoloja selvittää paikallisille asukkaille ja merenkävijöille tehtävällä kyselyllä. Kysely voi olla hyvä suorittaa, vaikka jääoloista olisikin olemassa jo tilastollista tietoa. Rajaamalla tarkasteltavaa syvyyttä voidaan vähentää jääkuormia, sillä korkeat jäävallit ankkuroituvat pohjaan riittävän matalassa vedessä. 3-5 metrin perustussyvyys on hyvä, koska perustusten uitto ja huoltoalusten sekä proomujen liikkuminen alueella on vielä mahdollista. Lisäksi kyseisellä syvyydellä jää ei aiheuta merkittävää kuormitusta tuulikuormiin verrattuna. Jääkuormien hallitsemiseksi voidaan rakentaa tuulivoimalan suojaksi esteitä, joihin jäät ankkuroituvat, tai tuulivoimalan vesirajaan jääkuormia pienentävä kartio. Perämeressä on tuulivoiman kannalta runsaasti rakentamiseen soveltuja matalikkoja. Kohtalaisen lähellä manteretta voidaan saavuttaa 7 8 m/s tuulen keskinopeuksia, minkä vuoksi alueet soveltuvat Suomen olosuhteissa tuulivoiman tuotantoon. Myös luotojen ja saarien, joita on myös paljon, soveltuvuutta tuulivoiman rakentamiseen on tutkittu. Sähköverkkoliitännän kustannusten ja huollon varmuuden parantamiseksi on kustannusten kannalta olennaista päästä rakentamaan mahdollisimman lähelle mannerta. Rakentamiskustannukset ovat myös ainakin jokseenkin verrannollisia vesisyvyyteen eli yleensä syvempi vesi merkitsee korkeampia rakentamiskustannuksia. Merellä aaltojen korkeus ja virtaukset vaikuttavat työskentelyyn ja toteutettaviin rakenteisiin. Lisäksi meriveden suolaisuus aiheuttaa oman suojaustarpeensa vedenpinnan ala- ja yläpuolisiin rakenteisiin, tosin Perämeren veden suolapitoisuus on melko pieni verrattuna moniin muihin meriin. 4.2 Kokkolan merituulivoimaloiden rakennustekniikka 4.2.1 Mitoitusperusteet Kokkolan edustan tuulivoimalaitosten perustusten alustavassa mitoituksessa kuormituksina on otettu huomioon itse tuulivoimalaitoksesta tulevat kuormitukset sekä jääkuormat. Jääkuormat on laskettu avomeriolosuhteiden perusteella, jolloin ahtojäistä aiheutuva kuormitus tulee perustusten mitoituksen määrääväksi tekijäksi. Perustuksen koko ei siten tässä tapauksessa riipu sille asennettavan tuulivoimalaitoksen koosta.

21 4.2.2 Vaihtoehtoiset perustamistavat ja rakentamistapa Tutkimuksessa on päädytty tarkastelemaan betonista tai teräksestä valmistettuja kasuuneja sekä yhdessä kohteessa nk. suurpaaluperustusta. Jääkuormien vähentämiseksi kasuunit on varustettu jääkartiolla. Edellisten lisäksi on olemassa muitakin perustamistapoja, mutta erityisesti ahtojään aiheuttamat kuormitukset huomioon otettuna, ne jätettiin tarkastelun ulkopuolella. Kasuunilla tarkoitetaan etukäteen telakalla, kuivatyönä, valmistettua laatikkomaista perustuselementtiä, joka hinataan vedessä rakennuspaikalle ja upotetaan siellä valmiiksi tehdylle alustalle. Kasuunin sijoitusalustan tulee olla kantava ja riittävän tasainen. Kantava moreeni-, sora- tai hiekkapohja joudutaan tasoittamaan ja sen yläpuoliset pehmeät pintakerrokset joudutaan poistamaan. Suodatin- ja tasauskerros kasuunin alle ja sivuille on suunniteltu tehtäväksi suodatinkankaan päälle tasoitetusta murskekerroksesta. Kasuunin ympärille on suunniteltu edellisen kerroksen päälle tehtäväksi eroosiosuojaus louheesta. Kasuunin täytemassoiksi on oletettu saatavan hiekkaa pohjasta kasuunin vierestä tai lähialueelta. Sen sijaan murske ja louhe joudutaan tuomaan muualta. Mikäli kasuuni upotetaan kalliopohjaan, on se tuettava muutamista kohdista kallioon. Tämän jälkeen kalliopohjan ja kasuunin pohjalaatan väliin valetaan betonitäyte, samalla kun kasuuni ankkuroidaan teräksillä kallioon. Suurpaaluperustuksen sabluunakasuuni (muottikasuuni) rakennetaan kuivatyönä perinteisen kasuunin tapaan. Sabluunakasuuni uitetaan sijoituskohteeseen, jossa se upotetaan ja ankkuroidaan asennussyvyyteensä apupaalujen avulla. Tämän jälkeen tehdään pääpaalutus (8 kpl) kasuunin päälle uitetulta lautalta. Raudoitetut teräsputkipaalut betonoidaan, sabluunakasuuni raudoitetaan ja täyttövaletaan (märkätyötä). Tämän jälkeen asennetaan apuseinät lopullisen kasuunin rakentamiseksi, asennetaan kallioankkurit, muotitetaan jääkartio sekä tehdään tarvittavat betonointityöt. Asennettavien tuulivoimakoneistojen tornien jalusta valetaan erikseen kasuunin asennuksen jälkeen. Tällöin mahdollinen kasuunin kaltevuus voidaan oikaista. Tornin kiinnityspultit asennetaan siten, että ne voidaan vaihtaa. Merikaapeleiden liittämistä varten kasuunit varustetaan suojaputkilla, joiden kautta kaapelointi voidaan toteuttaa. Samoin huoltoalusta varten kasuuniin liitetään kiinnikkeet sekä tarpeellinen huoltotaso. Kaikkien tarkastelujen perustusten rakennepiirustukset on esitetty liitteessä 3. Kasuuniperustuksen periaate on esitetty kuvassa 6 ja suurpaaluperustuksen periaate kuvassa 7. Terramare Oy:ltä saatujen tietojen perusteella kasuuniperustusten realistinen valmistusaika on noin 10-15 kappaletta kesässä. Näin suuren määrän valmistaminen vaatii suuren allastelakan, jolla on syvyyttä 5-10 metriä. Yksi mahdollisuus näin suuren kasuunimäärän valmistamiseen on rakentaa oma työnnettävä slipitelakka, jonka rakentamiskustannus olisi arviolta 2-3 Mmk.

22 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Kuva 6. 5 metrin vesisyvyyteen suunniteltu a) teräskasuuni ja b) betonikasuuni. Merenpohjan valmistelutyöt perustusten rakentamiseksi vaativat edellä kerrotun perusteella runsaasti maansiirtotöitä. Kasuuniperustusten alapuolelta kaivettavat massamäärät vaihtelevat välillä 2 600 m 3 ktr - 6 400 m 3 ktr per perustus. Suurimmat kaivutyöt joudutaan tekemään kolmen metrin vesisyvyydellä. Esimerkiksi Santapankin 33 yksikköä sisältävän vaihtoehdon perustusten rakentamista varten tarvittavien kaivutöiden määrä olisi karkean arvion mukaan hieman yli 100 000 m 3 ktr. Tämän lisäksi vaihtoehdon merikaapeleiden upottamisen sekä asennuskaluston käytön varmistamiseksi tehtävät kaivutyöt olisivat samaa suuruusluokkaa. Merihiekalla täytettävät kasuunit ovat massiivisia rakenteita. Teräskasuuni on merihiekalla täytettynä noin 35 %:a betonikasuunia kevyempi. Yksittäisen kasuunin paino vaihtelee vesisyvyydestä ja rakennemateriaalista riippuen vajaasta 2 000 tonnista liki 4 000 tonniin. Rakenteiden mitoittaminen näin suuriksi varmistaa osaltaan jää- yms. kuormitusten keston, mutta samalla myös erilaisia värähtelyitä ja tärinöitä vaimennetaan tehokkaasti. Kasuunien eroosiosuojaukseen sekä perustusten alapuolisten kerroksiin tarvittavat, alueelle kuljetettavat, massat olisivat edellisen Santapankin vaihtoehdon osalta yhteenlaskettuna arviolta noin 165 000 m 3 ktr, josta eroosiosuojaukseen käytetyn louheen osuus olisi noin 150 000 m 3 ktr. Kuva 7. Suurpaaluperustus 15 metrin vesisyvyyteen.

23 4.2.3 Merikaapeleiden upottaminen Merikaapelit joudutaan upottamaan meren pohjaan ahtojäiden aiheuttaman vaurioitumisriskin vähentämiseksi. Kaapeleiden upotussyvyys on noin 1 metri. Mikäli kaapelit risteävät olemassa olevien laiva- tai veneväylien alitse tulee upotussyvyydessä ottaa huomioon myös mahdolliset väylien syventämistarpeet. Käytännössä upotustyö voidaan tehdä joko kaivamalla tai auraamalla kaapelit merenpohjaan. Kaivamista varten tarvitaan perinteistä kuokkakaivukalustoa, joka on asennettu lautalle. Pienissä kohteissa kaapeleiden kaivu ja asennus on voitu pohjoisissa olosuhteissa tehdä jään päältä. Kokkolassa tämä vaihtoehto ei kuitenkaan ole realistinen suunniteltujen puistojen koon, työmäärän ja sijainnin vuoksi. Mikäli merenpohja on riittävän pehmeää ja kivetöntä nk. auraaminen voisi olla mahdollista. Tämä tarkoittaa erityistekniikkaa, missä meren pohjaa aurataan kaapeleita varten ura vesisuihkujen avulla. Mikäli pohja on kalliota eikä sen yläpuolella ole riittäviä maakerroksia, joudutaan vedenalaiseen louhintatyöhön. Vaihtoehtoisia louhintamenetelmiä ovat sukeltajan suorittama poraus käsi- tai vaunuporakoneella ja panostus, poraus ja panostus lautalta, edellisten yhdistelmät tai poikkeuksellisesti poraus ja panostus jäältä tai sukeltajan toimesta. Kuten aiemmin on todettu, alueelta ei ole käytettävissä riittäviä pohjatietoja tietyn työtekniikan tai niiden yhdistelmien valitsemiseen. Vaihtoehtojen teknisten erilaisuuksien lisäksi työmenetelmällä on huomattava vaikutus kustannuksiin. 4.2.4 Voimalaitoskoneistojen pystytys ja asennus Perustuksien rakentamisen jälkeen asennetaan tornit ja koneistot. Tornit ja koneistot voidaan asentaa paikoilleen osakokonaisuuksina, jolloin nosturilta vaadittava kapasiteetti pienenee, mutta toisaalta työskentelyaika pitenee. Varsinkin torni asennetaan yleensä vähintään kolmessa osassa, mutta myös koneisto voidaan asentaa useammassa osassa. Tässä tutkimuksessa tarkasteltavien tuulivoimaloiden tornin ja koneiston paikalleen asentamista varten tarvitaan nosturi, jolla tulisi olla nostokapasiteettia vähintään 800 tonnia ja nostokorkeus yli 75 metriä. Lisäksi pystytyksessä käytetään pienempää apunosturia, jonka avulla napa voidaan asentaa paikalleen siten, että kaikki lavat ovat jo asennettuina. Käytännössä nostotyöhön tarvitaan erillinen, uiva, nosturialus. Tällaisen aluksen syväys on helposti yli 3 m, minkä vuoksi matalimpien sijoituspaikkojen alueilla merenpohjaa joudutaan ruoppaamaan nosturikaluston käyttöä varten. Autonosturin käyttö lautalta päänosturina ei käytännössä ole järkevää vaadittavien suoritusarvojen takia.

24 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Kuva 8. Tuulivoimalan pystytys lautalta Middelgrundenissa, Tanskassa. Tässä tutkimuksessa oletetaan, että yhden 5 MW turbiinin pystytys edellä selostetulla kalustolla vie noin kolme päivää. Tällöin 20 tuulivoimalan pystytys, ilman keskeytyksiä, kestää noin 60 päivää. 2,5 MW:n ja sitä pienempien laitosten pystytykseen kuluu kalustolta noin puolitoista päivää. Lisäksi yhtä 20 turbiinin puistoa varten varataan puiston pystytykseen kuluvaksi 10 päivää ylimääräistä, johtuen huonoista sääoloista tai muista poikkeamista. Merelle rakennettavien tuulivoimalaitosten pystytystekniikkaa kehitetään koko ajan. Osa laitevalmistajista tullee tulevaisuudessa esittelemään laitoskonsepteja, jossa esimerkiksi erillisen nostokaluston käytöstä päästäisiin jopa kokonaan. Edelleen kasuunien uiton ja telakkarakentamisen osalta kehitellään nykyistä kevyempiä ratkaisuja. Toistaiseksi tällaista koeteltua tekniikkaa ei kuitenkaan ole käytössä eikä niiden mahdollisista kustannuksista ole riittävää tietoa. Sen vuoksi näitä vaihtoehtoja ei ole tutkittu tässä yhteydessä tarkemmin.

25 5 SÄHKÖVERKKOLIITYNTÄ 5.1 Yleisiä näkökohtia Yksittäiset tuulivoimalat on yleensä voitu liittää kuormien kanssa rinnan paikallisiin jakeluverkkoihin. Suuren tehon vuoksi Kokkolassa joudutaan kuitenkin tarkastelemaan muita vaihtoehtoja. Teknisessä mielessä suuremmat puistot tulisikin liittää omaan keskijännitelähtöön tai oman 110/20 kv sähköaseman kautta suoraan 110 kv verkkoon. Merituulipuiston verkkoon liitännässä joudutaan tutkimaan muun muassa seuraavia valintoja: kaapelit - vaihto- tai tasavirtakaapeli - jännitetaso muuntajien ja muuntaja-asemien sijoitus kaapelien reitit - mikä on merikaapelin reitti - mistä kohdasta merikaapeli johdetaan maihin ja liitetään maakaapeliin - mihin muuntoasemaan maakaapeli johdetaan - mikä on maakaapelin reitti loisvirran kompensointi puiston vaikutukset sähkön laatuun. Puiston sisäiset kytkennät ja puiston yhteys sähköverkkoon voidaan hoitaa joko vaihto- tai tasavirtakaapelilla. Pitkillä siirtoetäisyyksillä käytetään tasavirtakaapelia, koska vaihtovirtakaapelin rakentaminen yli 100 km etäisyyksillä on kalliimpaa. Toisaalta esimerkiksi Bockstigenin tuulipuistossa, Gotlannissa, jossa etäisyys rantaan on vain noin 4 km, tuulipuiston verkkoon kytkentä on hoidettu tasavirtakaapelin avulla, jolloin sähköverkon hallittavuus on saatu paremmaksi. 5.2 Kokkolan merituulivoimaloiden verkkoliityntä Tuulipuistojen verkkoliitännän perusratkaisuna on nyt tutkittu vaihtovirtakytkentää, koska siirtomatkat ovat melko lyhyitä. Tuulipuistot liitetään 110 kv verkkoon käyttäen siirtoyhteyksinä joko 20, 30 tai 110 kv jännitetasoa. 20 ja 30 kv siirtoyhteyksissä käytettävän 110 kv muuntoaseman sijoitus voidaan suunnitella joko puiston keskelle, niin sanottuna platform-muuntoasemana 1, tai mantereelle. Platform-vaihtoehtoa käsitellään tässä yhteydessä lähinnä kustannusten kannalta. 1 Platform-muuntoasemalla tarkoitetaan tässä muuntoasemaa, joka on sijoitettu vesialueelle joko kelluvalle tai kiinteästi pohjaan asennetulle erikseen rakennettavalle alustalle.

26 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Sähkövaraus synnyttää ympärilleen sähkökentän, joka riippuu johdon jännitteestä. Sähkövirta puolestaan aiheuttaa magneettikentän johdon tai laitteen läheisyyteen ja kenttä vaihtelee kuormitusvirran mukaan. Magneettikenttä liittyy sähkön käyttöön oleellisena fysikaalisena ilmiönä. Merikaapeleissa maadoitettu vaippa estää sähkökentän tunkeutumisen kaapelin ulkopuolelle. Magneettikenttä puolestaan ulottuu merenpohjaan upotetun kaapelin keskilinjasta muutamien metrien etäisyydelle. Kentän voimakkuus on suuruusluokaltaan noin sadasosa EU:n suosituksen raja-arvosta. Sähkö- ja magneettikentistä puhuttaessa on muistettava, että ei ole kysymys säteilystä. Mantereen sähkölinjat on pyritty suunnittelemaan siten, että ne kulkevat rinnan mahdollisesti jo olemassa olevien linjojen kanssa, ja aiheuttavat siten mahdollisimman vähän maisema- tai muita haittavaikutuksia. Ennen hankkeen mahdollista toteuttamista reitit tullaan vielä tarkentamaan. Erityistä huomiota on kiinnitettävä merikaapeliosuuteen, koska sen korjaaminen saattaa olla vaikeaa ja kestää hyvinkin kauan, riippuen muun muassa sääoloista. 5.2.1 Mantere-vaihtoehto Tuulipuistot liitetään joko 20 kv tai 30 kv merikaapeleilla mantereella rannan läheisyydessä sijaitsevalle muuntoasemalle. Asemalta teho siirretään 110 kv jännitteellä joko avojohdon (tai maakaapelin) tai merikaapelin kautta kantaverkossa sijaitsevalle sähköasemalle (Ventusneva tai Räihä). Seuraavassa kuvassa on luonnosteltu mantere-liitännän linjareitit, kun siirto 110 kv muuntoasemalle tapahtuu 30 kv merikaapeleilla. 20 kv merikaapeleilla tilanne on vastaava, mutta liitäntäkaapeleita on enemmän (100 MW tuulipuistossa 8 kappaletta).

27 Tankarin-Djupörenin alue: 110 kv muuntoasema sijoitetaan Kåtöskatanin niemen rantaan. Merikaapeleiden pituudeksi tulee 20 kv jännitteellä arviolta noin 65 km (8 linjaa) ja 30 kv jännitteellä noin 43 km (5 linjaa). Välijännitteen muuntoasemalta reitti jatkuu avojohtoa (tai maakaapelia) käyttäen niemen halki Ventusnevan asemalle. Reitin pituus on noin 24 km. Toinen vaihtoehto on sijoittaa 110 kv muuntoasema Högskäretiin, josta reitti jatkuu merikaapelilla Ykspihlajan teollisuusalueelle, Pottiin. Sieltä linja jatkuu avojohtona tai maakaapelina Ventusnevan muuntoasemalle. 30 kv kaapeleiden pituudeksi tulee kyseisellä reitillä noin 63 km, 20 kv kaapeleilla vastaavasti 93 km. 110 kv merikaapelin pituus on 10 km ja avojohdon 4 km. Koska alueella on paljon saaria, joihin sähköpylväät voidaan asentaa, on periaatteessa mahdollista käyttää avojohtoa 20 tai 30 kv merikaapeleiden sijasta. Santapankki I ja Santapankki II,1: 110 kv muuntoasema sijoitetaan Trullevin niemen rantaan. Merikaapeleiden pituudeksi tulee 20 kv jännitteellä noin 34 km (4 linjaa) ja 30 kv jännitteellä noin 23 km (3 linjaa). Jatkoyhteys 110 kv muuntoasemalta hoidettaisiin joko suoraan avojohdolla (tai maakaapelilla) tai merikaapelilla jäteveden puhdistamon kautta Ventusnevan muuntoasemalle. Santapankki II,2: 110 kv muuntoasema sijoitetaan Trullevin niemen rantaan. Merikaapeleiden pituudeksi tulee 20 kv jännitteellä noin 48 km (8 linjaa) ja 30 kv jännitteellä noin 32 km. Vaihtoehtoiset 110 kv siirtoyhteydet Trullevin niemen rannassa sijaitsevalta muuntoasemalta kantaverkkoon ovat seuraavat: - Liitäntä avojohdolla Ventusnevan asemalle, avojohdon pituus 30 km. - Merikaapelilla Ykspihlajan teollisuusalueen pohjoispuolelle, Pottiin, (4,5 km), josta avojohtona Ventusnevalle (8 km). Munakarin-Poroluodon alue: 110 kv muuntoasema sijoitetaan Hällskäretin niemen kärkeen. Kaapeleiden pituudeksi tulee 20 kv jännitteellä noin 57 km ja 30 kv jännitteellä noin 38 km. Muuntoasemalta reitti jatkuu 110 kv avojohtona Ventusnevan muuntoasemalle (27 km). Trullevin ranta: Kaapelit tuodaan 110 kv muuntoasemalle, joka sijaitsee Kalvholmenissa. Kaapeleiden pituudeksi Kalvholmeniin tulee 20 kv jännitteellä noin 5 km (2 linjaa) ja 30 kv jännitteellä noin 3,5 km. Jatkoyhteys hoidettaisiin avojohdolla Räihään.

28 5.2.2 Platform vaihtoehto Tuulipuistot liitetään joko 20 kv tai 30 kv merikaapeleilla puiston keskellä sijaitsevalle muuntoasemalle. Muuntoasemalta teho siirretään 110 kv merikaapelin välityksellä kantaverkon sähköasemalle. Platform-toteutuksen avulla kaapelipituus voidaan yleensä saada merkittävästi lyhyemmäksi kuin mantere-vaihtoehdossa Seuraavassa karttakuvassa on hahmoteltu platform-liitännän linjareitit, kun siirto puiston keskellä sijaitsevalle 110 kv muuntoasemalle tapahtuu 30 kv merikaapeleilla. 20 kv liitäntä on vastaavanlainen, mutta liitäntäkaapeleita on enemmän (100 MW tuulipuistossa 8 kappaletta.)

29 Tankarin-Djupörenin alue: 110 kv muuntoasema sijaitsee merellä tuulipuistoalueen keskellä. 30 kv kaapeliverkon kokonaispituus on noin 23 km, 20 kv kaapeliverkkoa käyttäen noin 35 km. 110 kv merikaapeliyhteys on pituudeltaan 19 km, rantautuminen Ykspihlajaan tapahtuu Potissa, josta linja jatkuu Ventusnevan muuntoasemalle. Santapankki I ja Santapankki II,1: Santapankki I (33 kpl 1,5 2 MW yksikköä) ja Santapankki II,1 (20 kpl 2,5 MW yksikköä) osalta ei ole käsitelty platform-vaihtoehtoa. Santapankki II,2: 110 kv muuntoasema sijaitsee merellä tuulipuistoalueen keskellä. 30 kv kaapeliverkon kokonaispituus on noin 18 km tai 20 kv kaapeliverkon noin 27 km. Muuntoasemalta on 110 kv merikaapeliyhteys Ykspihlajan pohjoispuolelle, jäteveden puhdistamolle, kaapelin pituus on 8 km. Ykspihlajasta reitti jatkuu avojohtona Ventusnevan muuntoasemalle. Munakarin-Poroluodon alue: 110 kv muuntoasema sijaitsee puiston keskellä. Muuntoasemalle tulevien kaapelien kokonaispituus on 36 km (20 kv) tai 24 km (30 kv). 110 kv merikaapelin rantautumiskohta on tässäkin vaihtoehdossa Ykspihlajan pohjoispuolella, jäteveden puhdistamolla, kaapelireitin pituus on 10 km. Jatkoyhteys Ykspihlajasta hoidetaan avojohdolla Ventusnevan muuntoasemalle. Trullevin ranta ja Santapankin laajennus pohjoiseen: Trullevin ranta ja Santapankin laajennus pohjoiseen alueiden osalta ei ole käsitelty platform-vaihtoehtoa. 5.2.3 110 kv vaihtoehto Kolmannessa vaihtoehdossa tutkitaan turbiinien generaattorien tuottaman jännitteen muuntamista suoraan, ilman välijännitetasoja, 110 kv jännitteeksi. Tuulipuistojen teho siirrettäisiin siten 110 kv merikaapelin kautta kantaverkkoon. Toteutuksessa ei tarvita erillistä muuntoasemaa, ja kaapelipituus lyhenee merkittävästi. Ratkaisu edellyttäisi tuulivoimaloiden generaattoreilta huomattavasti nykyisin yleistä 690 volttia suurempaa nimellisjännitettä. Tähän vaihtoehtoon liittyy vielä paljon selvitettävää, joten se on otettu tarkasteluihin mukaan lähinnä esimerkin vuoksi. Käytettäessä muuntoa suoraan tuulivoimalan generaattorin tuottamasta jännitteestä 110 kv:iin lyhenee kaapelipituus merkittävästi, koska kaikki puiston voimalat voidaan kytkeä samaan 110 kv johtoon. Taulukossa 8. on esitetty eri siirtovaihtoehtojen kaapelipituudet.

30 Merituulivoima teollisena energianlähteenä Taulukko 8. Reittien pituudet 110 kv yhteyttä käyttäen. Reitti / rantautumiskohta Tankar-Djupören: 110 kv merikaapeli [km] 110 kv avojohto/maakaapeli [km] Yhteensä [km] Potti - Ventusneva 18 4 22 Santapankki II: Jäteveden puhdistamo - Ventusneva Munakari-Poroluoto: Jäteveden puhdistamo - Ventusneva 13 8 21 15 8 23 Santapankki I, Santapankki II,1, Trullevin ranta ja Santapankin laajennus pohjoiseen -alueiden kohdalla ei ole käsitelty 110 kv vaihtoehtoa. Seuraavassa karttakuvassa on esitetty suoran 110 kv liitännän periaate.