0,064 MW 0,018 MVR ,53 kv ,59 kv. 0,050 MW 0,014 MVR 20,65 kv TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO. 20,71 kv. 0,156 MW 0,046 MVR 20,77 kv

Alkusanat Sähkövoimatekniikka i TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Wind mill 1,90 MW 9-0,81 MVR 18 20,89 kv 8 0,029 MW 0,008 MVR 19 21,00 kv 20,95 kv 20,86 kv 6 0,039 MW 0,011 MVR 20,86 kv Raportti 2-2003 7 0,064 MW 0,018 MVR 4 5 22 Kasnäs 0,050 MW 0,014 MVR 20,65 kv 0,156 MW 0,046 MVR 20,77 kv 16 0,026 MW 0,007 MVR 20,46 kv 20 20,53 kv 21 20,59 kv 20,71 kv 20,71 kv 0,098 MW 0,029 MVR Keskijänniteverkon siirtokyky jännitteennousun perusteella Högsåran tuulivoimalan tapaustutkimus Sami Repo, Hannu Laaksonen, Pertti Järventausta ja Antti Mäkinen Tampere 2003 3 2 1 20/110 kv 110 kv Slack bus 20,39 kv -1,09 MW -0,49 MVR 0,9855 110,11 kv 110,0 kv 0,063 MW 0,018 MVR 10 12 20,66 kv 28 15 20,62 kv 17 0,033 MW 0,009 MVR 20,62 kv 23 20,46 kv 20,53 kv 25 20,59 kv 0,013 MW 0,004 MVR 26 0,006 MW 0,002 MVR 13 20,65 kv 20,63 kv Byholmen 11 20,51 kv 14 20,62 kv 0,075 MW 0,022 MVR 24 0,072 MW 0,021 MVR27 20,52 kv 20,62 kv

Sami Repo, Hannu Laaksonen, Pertti Järventausta ja Antti Mäkinen Keskijänniteverkon siirtokyky jännitteennousun perusteella Högsåran tuulivoimalan tapaustutkimus Tampere: Tampereen teknillinen yliopisto, 2003, 63 s. Raportti / Tampereen teknillinen yliopisto, Sähkövoimatekniikka; 2-2003 ISBN 952-15-1046-3 ISSN 1459-529X UDK 621.31

Alkusanat i ALKUSANAT Tutkimus on toteutettu osana laajempaa West Wind hanketta, jossa pyritään edistämään tuulivoiman sijoittautumista Länsi-Suomen alueelle. Hankkeessa kartoitetaan mm. tuulivoimalle soveltuvia sijoituspaikkoja tuuliolosuhteiden, maankäytön, sähköverkon ja tiestön suhteen. Tämä tutkimus liittyy tuulivoiman tekniseen vaikutukseen sähköverkossa. Erityistarkastelun kohteeksi valittiin Högsåran saarelle sijoitettavan 3 MW:n tuulipuiston sähkötekninen tarkastelu Fortum Sähkönsiirto Oy:n keskijänniteverkossa. Tutkimuksen tarkoitus oli selvittää nykyisin käytössä olevien verkkotietojärjestelmien, erityisesti ABB Open++ Opera suunnittelu- ja verkostolaskentamenetelmien, soveltuvuus tuulivoiman aiheuttamien verkostovaikutusten tarkastelemiseen. Tässä raportissa tarkastellaan yleisellä tasolla tuulivoimalan aiheuttamaa jännitteennousuongelmaa heikossa keskijänniteverkossa, kun jakeluverkkoon halutaan liittää merkittävä määrä tuulituotantoa. Raportissa on myös runsaasti esimerkkilaskelmia eri tavoista rajoittaa jännitteen nousua. Tämän raportin laskelmat on tehty PowerWorld-ohjelmalla. Esimerkkitarkasteluiden lisäksi nämä laskelmat tarjoavat vertailukohdan nykyisten verkkotietojärjestelmien laskentatulosten tarkastelemiseen. Tutkimuksen muut osiot raportoidaan erillisissä raporteissa: Tuulivoimateknologia jakeluverkoissa, Hajautetun tuotannon huomioiminen sähkönjakeluverkon suunnittelussa ja Tuulivoimaan perustuvan hajautetun sähköntuotannon vaikutus jakeluverkon suojaukseen. Tutkimus on toteutettu Fortum Sähkönsiirto Oy:n tilaustutkimuksena. Erityiset kiitokset projektin organisoinnista Joni Brunnsbergille ja sähköteknisistä neuvoista Osmo Huhtalalle ja Mikael Mickelssonille. Tampereella 6.3.2003 Sami Repo Hannu Laaksonen Pertti Järventausta Antti Mäkinen

Tiivistelmä iii TIIVISTELMÄ Raportissa on tarkasteltu yleisellä tasolla tuulivoimalan aiheuttamaa jännitteennousuongelmaa heikossa keskijänniteverkossa, kun verkkoon halutaan liittää merkittävä määrä tuulituotantoa. Jännitteennousun aiheuttamat tekijät ja mahdolliset ratkaisut eritellään ja esitetään yleisellä tasolla. Raportissa kuvataan myös säteittäisen keskijänniteverkon jännitteensäätötapoja. Jännitteen nousuun vaikuttavat verkon impedanssi, siirrettävä teho, verkon jännitetaso, jännitteensäätötapa ja verkon loistehon hallinta. Vaikuttamalla näihin tekijöihin voidaan jännitteennousua rajoittaa. Verkon impedanssia voidaan pienentää investoimalla rinnakkaisiin johtoihin, vaihtamalla paksummat johtimet nykyiseen verkkoon tai muuttamalla verkon käyttötapa säteittäisestä rengaskäytöksi. Näistä investointi verkkoon on aina toimiva tapa vaikuttaa jännitteen nousuun. Investointikustannukset voivat kuitenkin olla huomattavan suuret, jos tuotantopiste on kaukana sähköasemasta ja keskijänniteverkkoa on vahvistettava koko matkalla. Keskijänniteverkon käyttötavan muuttaminen rengaskäytöksi pienentää verkon impedanssia tuotantopisteestä katsottuna, koska siirrettävälle teholle tarjoutuu kaksi tai useampia reittejä. Lisäksi sähköasemalle asti siirrettävä teho useimmiten pienenee jakeluverkon varrella olevien kuormien lisääntymisen johdosta. Rengaskäytössä keskijänniteverkon suojaustapaa joudutaan muuttamaan. Raportissa on esitetty ratkaisu suojausongelmaan, joka perustuu rengaskäytön purkamiseen kuormanerottimilla vikatilanteessa. Jakeluverkossa siirrettävään tehoon ei juurikaan voida vaikuttaa nykyisin käytössä olevilla keinoilla. Kuormitusten ohjauksella voidaan hieman siirtää esimerkiksi varaavaa lämmityskuormaa yöaikaan. Tuulivoiman tapauksessa tästä ei välttämättä ole kovinkaan paljon hyötyä, koska keskimääräinen tuuli yöaikaan on alhaisempi kuin päivällä. Kuormituksen ohjauksen hyöty määräytyy lopulta tuotantotehon ja kulutuksen välisestä korrelaatiosta. Oikeastaan ainoaksi konkreettiseksi toimenpiteeksi jää tuotantotehon rajoittaminen tarpeen mukaan. Taajuusmuuttajilla toteutetuissa tuulivoimaloissa tehonrajoitus onnistuu helposti ja portaattomasti. Oikosulkukoneiden tapauksessa voidaan tehoa pienentää lapakulmasäädöllä tai kytkemällä yksittäisiä tuotantoyksiköitä irti verkosta. Esimerkkitarkasteluissa havaittiin, että tuotantotehon rajoittaminen tarpeen mukaan on erittäin käyttökelpoinen vaihtoehto sekä verkko- että tuotantoyhtiön näkökulmasta katsottuna. Kiinteä suurin sallittu tuotantoteho joudutaan mitoittamaan hankalimman tapauksen perusteella, jolloin suurimassa osassa mahdollisia kuormitus- ja tuotantotilanteita, jää tuulienergiasta

iv Tiivistelmä hyödyntämättä huomattava määrä. Högsåran tuulivoimalan tapauksessa suurin sallittu tuotantoteho kulloisellekin kuormitustilanteelle voidaan päätellä tuulivoimalan liityntäpisteen jännitteestä. Tällä tavoin saadaan tuulienergia hyödynnettyä tarkemmin kuin kiinteän suurimman sallitun tuotantotehon tapauksessa. Tuulivoimalla tuotettua sähköenergiaa voitaisiin myös periaatteessa varastoida silloin, kun jakeluverkon siirtokyky ylitetään, ja purkaa varastoa, kun siirtoyhteydellä on vapaata kapasiteettia. Tällä tavalla tuulivoimalan tuotantotehoa ei tarvitsisi rajoittaa verkon siirtokyvyn perusteella. Jännitteennousuun voidaan vaikuttaa luonnollisesti myös loistehonkompensoinnin avulla. Kuluttamalla loistehoa tuulivoimalassa, saadaan liityntäpisteen jännitettä rajoitettua. Esimerkkilaskelmissa tuulivoimalassa käytettävissä olevalla kompensointikapasiteetilla havaittiin olevan jonkinlainen vaikutus jakeluverkon siirtokykyyn. Tuulivoimalan loistehonsäätökyvyn lisäksi Högsåran tuulivoimalan tapauksessa tarvittaisiin reaktori, jonka suuruus on huomattavan suuri, jotta minimikuormitustilanteessa voitaisiin sallia maksimituotanto. Jakeluverkon jännitetasoon voidaan huomattavasti vaikuttaa päämuuntajan käämikytkimen avulla. Jännitteennousun rajoittamiseksi voidaan päämuuntajan alajännitepuolen jännitetasoa laskea normaalista vakiojänniteasettelusta. Taalintehtaan sähköaseman jännitetasoa voitaisiin ongelmitta pienentää jonkin verran. Kuormitusvirran johtolähdöillä aiheuttamaa jännitteen alenemaa on kompensoitu päämuuntajan kompoundisäädöllä. Kompoundisäätö ei kuitenkaan toimi oikein jännitteennousussa, koska tuotantoteho pienentää päämuuntajan kuormitusvirtaa. Lisäksi sopivan jännitetason valinnassa on kiinnitettävä huomiota myös johtolähtöihin, joissa jännitteennousua ei ilmene. Esimerkkilaskelmissa on tarkasteltu kahta erilaista päämuuntajan käämikytkimen lukitsemiseen perustuvaa säätötapaa. Suurin hyöty käämikytkimen lukitsemisesta saadaan, kun jakeluverkon käyttötapa muutetaan rengaskäytöksi ja käämikytkimen ja tuulivoimalan loistehonsäätökykyä koordinoidaan keskenään. Raportissa on esitetty myös menetelmä, jonka avulla voidaan arvioida liityntäpisteen suurinta mahdollista ja taloudellisesti järkevintä liityntätehoa käyttäen liityntäpisteen keskituulta, tuulen hajontaa ja jakeluverkon kuormituksen pysyvyyskäyrää. Tehonjakolaskelmilla määritetään minimi- ja maksimikuormitustilanteiden välillä suurimmat sallitut tuotantotehot, joita käytetään tuulijakaumasta lasketun satunnaisen tuulen tuottaman tehon siirtokyvyn arviointiin ja tuottamatta jääneen energian laskentaan valitulla liityntäteholla. Raportissa on myös runsaasti esimerkkilaskelmia eri tavoista rajoittaa jännitteen nousua. Tämän raportin laskelmat on tehty PowerWorld-ohjelmalla. Esimerkkitarkasteluiden lisäksi nämä laskelmat tarjoavat vertailukohdan nykyisten verkkotietojärjestelmien laskentatulosten tarkastelemiseen.

Abstract v ABSTRACT The report considers a voltage rise problem of wind power at a weak distribution network. The reasons for voltage rise problem and possible solutions are introduced in a general level. The report describes also voltage control methods of radial distribution network. The most important factors of voltage rise problem are network impedance, power to be delivered, voltage level of the network and reactive power management. The restriction of voltage rise is done by influencing into these factors. The reduction of network impedance may be done by building parallel lines, replacing existing lines with thicker wires or changing the network operation from radial to ring operation mode. The strengthening of network will always limit a voltage rise. However, investment costs on network may be remarkably high, if the feeders are needed to reinforce all the way between the connection point and substation which are far from each other. The ring operation of distribution network will reduce the impedance seen from the connection point, because the power flow will be divided between parallel lines. This arrangement will usually bring loads of other feeders closer to power production unit which will reduce the distance of power delivery. The protection of feeders is needed to change due to ring operation. The report introduces a solution for the feeder protection using existing relays and use of automatic fast switch-disconnectors. The power flow of distribution network may not be affected remarkably by existing power flow control methods used by distribution companies. The demand side management may be used to control for example space heating loads. That is not necessarily very effective in the case of wind power, because the average wind at the night time is lower than at the day time. The advantage of demand side management will be determined by the correlation between power production and consumption. The control of power production is another possibility to control power flows at the distribution network. The control of power output of variable speed wind power units may be utilised easily and continuously. The pitch control of constant speed wind power units may be used in the case of asynchronous machines to control output power. The Högsåra study case has shown that the control of power production is beneficial for both the distribution company and the power production company. The constant maximum power of production unit must be dimensioned by the most critical operational situation, when there is a relatively large probability that wind energy is not used fully. The variable maximum power of production units, which is a maximum power for current operational situation, may

vi Abstract be determined from the voltage of connection point at the Högsåra study case. The use of wind energy may be increased in this way when it is compared to case of a constant maximum power. Wind energy may also be stored when power production exceeds the transfer capability of distribution network and released when there is capacity available at the network. The energy storage is a possible but very expensive solution to avoid network limitations. The reactive power compensation may also be used for restriction of voltage rise. The consumption of reactive power reduces the terminal voltage of the production unit. The compensation capacity of Högsåra wind power units may increase the network transfer capability to some degree. The reactive power consumption may further increased by local reactor, which should be remarkably large in order to allow maximum production during minimum loading condition. The voltage level of distribution network may be affected by transformer tap-changer at the primary substation. In order to restrict the voltage rise the secondary voltage of primary transformer may be reduced lower than normal constant voltage level. The voltage level of substation Taalintehdas may be reduced to some degree without any problems at the connection points of customers. Two different examples of tap-changer blocking are analysed in order to see the effects on network voltages at Högsåra study case. The benefits of tapchanger blocking are the highest when the network operation mode is ring operation and the voltage control of tap-changer and wind power units are co-ordinated. The report introduces also a method based on connection point wind speed (average and variation) and load duration curve in order to estimate the technically possible and economically feasible maximum capacity of units. Load-flow analysis is used to determine network transfer capabilities at different loading conditions between minimum and maximum demand of studied feeder. These transfer capabilities are used to calculate the wind energy not produced due to network restrictions at simulated wind conditions. The load-flow examples of Högsåra study case are calculated using PowerWorld-software. These examples are used to compare different possible solutions to restrict the voltage rise problem at Högsåra study case. Examples may also be used to evaluate the load-flow solutions of network information system.

Sisällysluettelo vii SISÄLLYSLUETTELO Alkusanat...i Tiivistelmä...iii Abstract...v Sisällysluettelo...vii 1. Johdanto...1 2. Jakeluverkon jännitteen säätö...3 2.1 Jännitteen säädön toteutus...3 2.2 Jännitteen säädön suunnitteluun liittyvät epävarmuustekijät...4 3. Tuulivoimalan aiheuttama jännitteennousu...7 3.1 Jännitteennousun laskenta...7 3.2 Tuulivoimalan jännitteen säätö ja loisteho...8 3.3 Jakeluverkon loistehon hallinta...8 Loistehotase...8 Loistehon kompensointi...9 4. Vaihtoehdot jännitteennousun rajoittamiseksi...11 4.1 Verkon vahvistaminen...11 4.2 Tuulivoimalan säätö...11 Pätötehon säätö jännitteen perusteella...11 Tuulivoimalan loistehon säätö jännitteen perusteella...12 4.3 Keskijänniteverkon säätö ja ohjaus...12 Keskijänniteverkon jakorajojen muuttaminen...12 Keskijänniteverkon jännitteen säädön koordinointi...12 4.4 Energian varastointi...13 5. Laskentaesimerkit Powerworld-ohjelmalla...15 5.1 Tuulivoimalan vaikutus keskijänniteverkkoon...16 Vertailu Bonuksen tekemiin laskelmiin...16 Tuulivoimalan tehokertoimen vaikutus Kasnäs-lähdön jännitteisiin...17 Tuulivoimalan vaikutus Kasnäs-lähdön häviöihin...17 Ehdotetun verkkovahvistuksen vaikutus tuulivoimalan liityntätehoon...18 5.2 Keskijänniteverkon kytkentätavan vaikutus jännitteisiin...19 5.3 Kuormitusestimaatin todennäköisyyden vaikutus...22 5.4 Päämuuntajan käämikytkimen asetteluiden vaikutukset...23

viii Sisällysluettelo Päämuuntajan alajännitepuolen jännitteen asetteluarvon vaikutus jakeluverkon siirtokykyyn... 23 Käämikytkimen lukitseminen säteittäisellä käyttötavalla... 24 Käämikytkimen lukitseminen rengaskäytössä... 27 Generaattorin automaattinen jännitteensäätäjä ja muuntajan käämikytkimen lukitus säteittäisellä käyttötavalla... 29 Generaattorin automaattinen jännitteensäätäjä ja muuntajan käämikytkimen lukitus rengaskäytössä... 31 Johtopäätöksiä käämikytkimen säätöön liittyen... 33 5.5 Tuottamatta jäävän tuulienergian arviointi... 34 Tuulituotannon arviointi... 34 Jakeluverkon siirtokyky... 36 Jännitteestä riippuva maksimituotanto... 37 5.6 Taalintehtaan ja Vikomin sähköasemien rengaskäytön ja varayhteyden tarkastelut... 39 5.7 Närpiön tuulivoimalan verkostovaikutukset... 40 6. Johtopäätökset... 45 7. Lähdeluettelo... 47 Liitteet... 49 Liite A Kasnäs- ja Byholmen-lähtöjen minimi- ja maksimikuormitustilanteet... 49 Liite B Högsåran PowerWorld mallin kuormitustiedot... 51 Liite C - Högsåran PowerWorld-verkkomallin eri osien suhteellisarvot... 52 Liite D Kalax- ja Knösen-lähtöjen kuukausittaiset minimi- ja maksimikuormitukset. 59 Liite E Närpiön PowerWorld-mallin kuormitustiedot... 60 Liite F Närpiön PowerWorld-mallin eri osien suhteellisarvot... 61

Johdanto 1 1. JOHDANTO Heikolla jakeluverkolla tarkoitetaan tässä yhteydessä verkkoa, jossa jännite ei ole niin vakio kuin jäykässä verkossa. Tämä tarkoittaa sitä, että jännitetaso ja jännitteen vaihtelut voivat ylittää sallitut vaihtelurajansa eri kuormitus- ja tuotantotilanteissa. Verkon heikkous johtuu merkittävästä impedanssista jäykän verkon ja tarkastelukohteen välillä. Suomessa 20 kv:n maaseutuverkot ovat yleensä heikkoja tässä mielessä. Erityisen heikkoja verkot ovat harvaan asutuilla alueilla kuten saaristossa, joissa johtimien poikkipinta on alhainen vähäisen kuormituksen takia ja etäisyydet pitkiä. Heikossa verkossa sähköntuotannon aiheuttama jännitteennousu rajoittaa liitettävän tuotannon määrää nykyisessä verkossa. Tuulivoiman osalta tilanne on hankala, koska tuulisimmat paikat nykyisen sähköverkon alueella sijaitsevat pääsääntöisesti heikoissa verkoissa. Tuulivoimalan yksikkökustannukset nousevat merkittävästi, jos voimalan liityntäkustannuksiin sisällytetään merkittäviä verkon vahvistusinvestointeja. Yksittäinen voimala harvoin aiheuttaa verkon vahvistustarvetta, ellei liitettävä voimala ole kooltaan suuri tai verkossa ole ennestään useita verkkoon liitettyjä voimaloita. Voimalan liittäminen jakeluverkkoon voi vaikuttaa myös tuleviin investointeihin siten, että vahvistusinvestointeja voidaan siirtää kuormituksen kasvusta huolimatta. Jakeluverkkoon liitettävän sähköntuottajan takia voidaan tehdä myös muita muutoksia kuin vahvistusinvestointeja. Heikossa verkossa on useimmiten kyse jännitteennoususta eli jännitetason hallinnasta kulutuksen ollessa alhainen ja tuotannon ollessa suuri. Jakeluverkon jännitteeseen voidaan vaikuttaa lähinnä sähköasemalla päämuuntajan käämikytkimen ja mahdollisen keskijännitekondensaattorin avulla. Voimalaitoksen liittyessä voidaan joutua muuttamaan myös jakelumuuntajien väliottokytkimien asentoa keskijänniteverkon kohonneen jännitetason takia. Voimalaitoksen liittymisestä aiheutuvia muita tekijöitä ovat mm. lisääntyneet ohjaustoimenpiteet ja tästä seuraavat kunnossapito- ja käyttökustannusten kohoaminen. Toisaalta tuotannon vastatessa osapuilleen johtolähdön kulutusta, voidaan tehonsiirto lähdöllä minimoida ja siten vaikuttaa lähdön häviöihin. Häviöiden tarkka määrittäminen on riippuvainen tuotannon ja kulutuksen määrästä, sijainnista, tehokertoimista, niiden ajallisesta vaihtelusta ja keskinäisestä korrelaatiosta, verkon topologiasta, johdinlajeista ja -pituuksista. Sähkön laatuun ja suojauskysymyksiin paneudutaan tarkemmin projektiin liittyvissä muissa raporteissa.

Jakeluverkon jännitteen säätö 3 2. JAKELUVERKON JÄNNITTEEN SÄÄTÖ Säteittäisen jakeluverkon jännitteen säätö, jossa ei ole tuotantolaitoksia, on hyvin suoraviivaista, jos kuormitusten suuruus tunnetaan. Avojohtolähdöllä jännitteen suurin arvo on käytännössä aina sähköasemalla ja kuormituspisteiden jännitteet saadaan laskettua jännitteen aleneman avulla. Hyvin kevyesti kuormitetussa kaapeliverkossa voi jännite nousta maakapasitanssien vaikutuksesta. Jännitteen sallitut vaihtelurajat pienjänniteasiakkaan liittymispisteessä ovat +5 % - -10% nimellisjännitteestä laskettuna eli vaihejännitteen suuruus saa vaihdella välillä 207-242 V [1]. Keskijänniteverkon osalta tilanne ei ole näin selkeä, koska jännitteen sallituista vaihtelurajoista ei ole viranomaismääräyksiä. Jännitteen ylärajan suuruus määräytyykin lähinnä verkon komponenttien jännitelujuuden perusteella ja pienjänniteasiakkaiden jännitteen suuruuden perusteella kevyen kuorman aikana. Fortum Sähkönsiirto Oy:n verkossa jännite pyritään pitämään alle 21 kv:n. 2.1 Jännitteen säädön toteutus Keskijänniteverkon jännitteensäätö perustuu pääasiassa päämuuntajan käämikytkimen, sähköaseman kompensointikondensaattorin ja jakelumuuntajien väliottokytkimien säätöön ja ohjaukseen. Erityisen pitkillä avojohdoilla on käytössä myös johdon varrelle sijoitettavia kompensointikondensaattoreita. Kevyesti kuormitetussa kaapeliverkossa voidaan käyttää myös reaktoreita kaapelin maakapasitanssin synnyttämän loistehon kompensointiin. Omalta osaltaan jännitteen säätöön ja loistehon hallintaan vaikuttavat myös loistehotariffit, joilla voidaan vaikuttaa kuormitusten tehokertoimen arvoon. Päämuuntajan käämikytkintä säädetään joko vakiojännitesäädön tai ns. kompoundisäädön avulla. Vakiojännitesäädössä pyritään sähköaseman alajännitekiskon jännite pitämään vakiona. Kuormituksen kasvaessa jakeluverkossa sähköaseman jännite alenee, jolloin käämikytkin askeltaa alaspäin, joka kasvattaa loistehon virtausta yläjännitepuolelta alajännitepuolelle. Käämikytkimen askeltaminen alaspäin voi näkyä myös yläjännitepuolen jännitteen laskuna, jos yläjännitepuolen verkko on heikko tai siirrettävä teho on suuri. Kompoundisäädössä käämikytkimen säätö perustuu päämuuntajan läpi virtaavan kuormitusvirran suuruuteen. Kuormituksen kasvaessa kasvatetaan päämuuntajan alajännitepuolen jännitettä, jotta johdoilla syntyvä jännitteen alenema saataisiin

4 Jakeluverkon jännitteen säätö kompensoitua. Tällä tavoin voidaan automaattisesti kompensoida kuormitusten muutosten vaikutuksia liittymispisteiden jännitteisiin. Päämuuntajan reaktanssi on yleensä niin suuri, ettei sen läpi kannata siirtää kovin suurta määrää loistehoa, koska loistehohäviöt kasvavat tällöin suuriksi ja toisaalta loistehonsiirrolla on vaikutuksensa myös pätötehohäviöihin. Loistehon otto ja anto vaikuttavat myös jakeluyhtiön alue- tai kantaverkkoyhtiölle maksamiin loistehomaksuihin. Loistehon siirtoa päämuuntajan läpi voidaan pienentää alajännitepuolen kiskoon kytkettävän kompensointikondensaattorin avulla. Periaatteessa loistehonkompensointi on optimointitehtävä, jossa kondensaattorin investointikustannuksia tarkastellaan suhteessa häviöiden ja loistehomaksujen muutoksiin [2]. Kondensaattorin ohjaus perustuu yleensä kello-ohjukseen, mutta sen ohjaus voisi perustua myös päämuuntajan läpi virtaavan loistehon suuruuteen ja / tai alajännitepuolen jännitteen suuruuteen. Kaapelin maakapasitansseissa syntyvän loistehon määrä on vakio, koska maakapasitanssien yli vaikuttaa pääsääntöisesti vakiojännite. Reaktoreiden ohjaustarve on siten hyvin vähäinen, eikä niitä keskijänniteverkossa yleensä ohjata. Reaktorin mitoituksessa voidaan huomioida jännitteen säädön lisäksi loistehonsiirron minimointiin liittyviä asioita. Jakelumuuntajien väliottokytkimet asetellaan useimmiten siten, että lähinnä sähköasemaa olevien kuluttajien jännite on lähellä maksimiarvoa alhaisen kuormituksen aikana ja kauimmaisten kuluttajien jännite on lähellä minimirajaa maksimikuormitustilanteessa. Tällä tavoin voidaan johdon kapasiteetti hyödyntää täysimääräisesti. Väliottokytkimien asento pyritään pitämään vakiona, koska asennon muuttaminen on toimenpiteenä suhteellisen kallis ja vaatii aina sähkönjakelun keskeytyksen. 2.2 Jännitteen säädön suunnitteluun liittyvät epävarmuustekijät Jakeluverkon jännitteensäätöä suunniteltaessa tarvitaan tietoa kuormitusten käyttäytymisestä. Suomessa yleisesti käytettävät tyyppikuormituskäyrät auttavat tässä yhteydessä. Kuormituskäyrät pohjautuvat kuitenkin tilastollisiin suureisiin, jolloin niihin sisältyy myös epäluotettavuustekijöitä. Jos asiakkaita tietyn jakelumuuntajan yhteydessä on hyvin vähän ja ne lisäksi edustavat erityyppisiä kuluttajia, voi kuormituksen suuruus poiketa hyvinkin paljon kuormituskäyrillä laskettavasta arvosta. Tyyppikuormituskäyrille on ilmoitettu tarvittavien asiakkaiden lukumäärä, joilla käyrät ovat tilastollisesti luotettavia. Hankalien kulutuspisteiden kohdalla voidaan mittausten avulla muodostaa myös jakelumuuntajakohtaisia kuormituskäyriä. Lisäksi voidaan muodostaa jakelualueelle omia tyyppikuormituskäyristä viritettyjä kuormituskäyriä, jotka vastaavat paremmin alueen asiakkaiden käyttäytymistä. Virhettä kuormitusten mallintamisen osalta voi aiheutua myös luokiteltaessa asiakkaita eri tyyppikuormituskäyrille. Muita jännitteen säätöön vaikuttavia keskeisiä osittain tuntemattomia tekijöitä ovat kuormien tehokerroin ja jänniteriippuvuus. Kuormilla on myös taajuusriippuvuus, mutta Suomessa

Jakeluverkon jännitteen säätö 5 taajuus on hyvin vakio. Lisäksi oletetaan, että päämuuntajan yläjännitepuolen jännite pysyy vakiona. Päämuuntajan yläjännitepuolen jännitteellä on merkitystä esimerkiksi kantaverkon häiriötilanteissa, jolloin jännite yläjännitepuolella voi laskea hyvinkin alas. Tällöin jakeluverkon jännitteensäätölaitteiden kapasiteetti ei välttämättä riitä halutun jännitteen ylläpitämiseksi. Lisäksi käämikytkimen toiminta pahentaa tilannetta kantaverkon kannalta, koska käämikytkimen toiminta muuttaa koko jakeluverkon kuorman vakiotehokuormaksi, mikä voitaisiin välttää lukitsemalla käämikytkin vakioasentoon häiriön ajaksi [3]. Kuormien tehokerrointa voidaan arvioida kuormituskäyrien perusteella. Suurempien asiakkaiden kohdalla tehokertoimen arvoon vaikuttaa myös valittu politiikka loistehomaksujen suhteen, jolloin tehokerroin voi muuttua hyvinkin nopeasti. Pienjänniteasiakkaiden kohdalla loistehomaksut harvoin vaikuttavat yhtään mitään. Tyyppikuormituskäyrien tehokertoimet pätevät, jos kuormitukset muodostava laitekanta pysyy muuttumattomana. Tehoelektroniikkaan perustuvan laitekannan yleistyessä, on loistehon kulutus pikemminkin lisääntymässä kuin vähenemässä. Tehokertoimien määrittämiseksi tulisi tietää verkkoon kytkettyjen laitteiden tyypit, laitteiden tehokertoimien arvot ja laitteiden käyttäytyminen kuormituksen mielessä. Käytännössä tilanne menee niin hankalaksi, ettei asiakaskohtaista arviota tehokertoimesta voida tehdä tehokertoimen määrittämisen työläyden vuoksi. Tyyppikuluttajien tehokertoimia voidaan tarkistaa määrävälein tehtävien mittausten avulla. Kuormituksen jänniteriippuvuus on myös voimakkaasti riippuvainen kuormituksen muodostavasta laitekannasta. Karkeasti jaotellen voidaan kuormitukset jakaa vakioteho-, -virta- ja -impedanssikuormiin. Jänniteriippuvuus vaikuttaa lisäksi eri tavalla pätö- ja loistehoon. Nimensä mukaisesti kuormitustyypit ottavat vakio tehoa tai virtaa tai muodostavat vakio impedanssin verkkoon nähden. Jännitteen alentuessa vakiotehokuorma kasvattaa virtaa, jotta teho pysyisi vakiona. Jännitteen aleneman mielessä vakiotehokuorma muodostaa pahimman mahdollisen tilanteen. Yleensä suunnittelulaskelmissa käytetään vakiotehokuormia, jos kuormien jänniteriippuvuudesta ei ole tarkempaa käsitystä. Jos kuormituksen käyttäytyminen ei kuitenkaan ole puhtaasti vakiotehon mukaista, ei jännitteen alenema muodostukaan yhtä suureksi kuin puhtaalla vakiotehokuormalla kuormituksen kasvaessa. Kuvassa 2.1 on esitetty vakiovirtakuorman käyttäytymistä esimerkkitilanteessa, jossa kuormaa syötetään vakiojännitelähteestä johdon (R=5.5 pu ja X=5.5 pu) kautta. Kuvaan on laskettu kahdeksan erisuuruisen vakiovirtakuorman käyttäytyminen jännitteen funktiona (käyrät P 0 =1 P 0 =8). Kuorman arvo saadaan yhtälöstä P = P 0 * (V / V 0 ), missä P on kuorman pätöteho, V on kuorman jännite ja alaindeksillä 0 on merkitty nominaaliarvoja (esim. kuorman arvo nimellisjännitteellä). Lisäksi kuvaan on merkitty jännitteen käyttäytyminen vakiotehokuormalla. Tietyllä vakiovirtakuorman arvolla järjestelmän toimintapiste on käyrien leikkauspisteessä. Kuvan perusteella nähdään, että vakiovirtakuormalla jännitteen suuruus on vakiotehokuorman tilannetta suurempi eli jännitteen alenema on pienempi. Lisäksi vaikutus

6 Jakeluverkon jännitteen säätö on sitä suurempi mitä suurempi kuormitus on. Asiaa voi havainnollistaa myös siten, että 10 %:n jännitteen alenema saavutetaan vakiotehokuorman arvolla 4.5 pu, kun vakiovirtakuormalla vastaava arvo on 5 pu. Verkkoinvestointien kannalta tällä voi olla merkitystä. Vakiotehokuormalla kuorman jänniteriippuvuutta ei ole, jolloin kuorman käyttäytyminen kuvassa 2.1 esitettäisiin pystysuoralla käyrällä. Mitä suurempi kuorman jänniteriippuvuus on, sitä enemmän käyrä kallistuu. 1 Vakioteho p0=1 p0=2 p0=3 p0=4 p0=5 p0=6 p0=7 p0=8 0,96 Jännite [pu] 0,92 0,88 0,84 0,8 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Kuormitusteho [pu] Kuva 2.1. Vakiovirtakuorman jänniteriippuvuuden vaikutus jännitteen alenemaan.

Tuulivoimalan aiheuttama jännitteennousu 7 3. TUULIVOIMALAN AIHEUTTAMA JÄNNITTEENNOUSU Harvaan asutuilla alueilla, kuten saaristossa, kytketään tuulivoimalat useimmiten samaan johtolähtöön muun kulutuksen kanssa. Tällöin sähköntuotannon aiheuttama jännitteennousu muuttaa johtolähdön jänniteprofiilia merkittävästi verrattaessa tilanteeseen, jossa johdolla ei ole tuotantoa. Jännite tuulivoimalan liityntäpisteessä on useimmiten suurempi voimalan kytkeydyttyä, kuin ilman tuotantoa. Sähköntuotannon aiheuttama jännitteennousu on suurimmillaan, kun kuormitus on alhainen ja sähkön tuotanto maksimissaan. Sähköntuotanto johtolähdön varrella nostaa jänniteprofiilia koko johdolla. Kuluttajat johdon loppupäässä hyötyvät jännitteen noususta, jos jännitteen maksimiarvoa ei ylitetä. Sopivasti sijoitetun ja mitoitetun sähköntuotannon avulla voidaan jännitteenalenemia johtolähdöllä pienentää. Valitettavasti verkkoyhtiöllä harvoin on mahdollisuutta vaikuttaa sähköntuotannon sijaintiin ja suuruuteen. Ainoa välillinen keino vaikuttaa asiaan on määrittää todelliset liittymiskustannukset. Tietyissä tilanteissa voidaan sähköntuotannon avulla myös siirtää sähköasema- ja jakeluverkkoinvestointeja. Tuulituotannon käyttöaste ja saatavuus ovat kuitenkin niin heikkoja, ettei sitä voi ajatella paikalliseksi perustuotannoksi. 3.1 Jännitteennousun laskenta Jännitteenalenemaa jakeluverkossa arvioidaan usein likiarvokaavan avulla [4]. Yhtälöstä (3.1) voidaan laskea jännitetason muutos suhteessa jännitetasoon ennen muutosta, missä U on jännitemuutos, U on jännite, I p on pätövirta, I q on loisvirta, R on resistanssi, X on reaktanssi, P on pätöteho ja Q on loisteho. Yhtälössä ei kuitenkaan oteta huomioon jännitettä kohtisuorassa olevaa jännitehäviökomponenttia, joka on sitä merkittävämpi mitä suurempi tuotantoteho ja mitä heikompi verkko. U I p R + I q X PR + QX (3.1) U U 2 U Yhtälön (3.1) merkitys on siinä, että siitä nähdään helposti jännitteen muutokseen vaikuttavat tekijät. Johtolähdön jänniteprofiili on riippuvainen johdon impedanssista, voimalan liittymispisteen etäisyydestä sähköasemalta, tuotettavasta sähkötehosta ja johtolähdön kuormituksesta. Jännitteen muutos on suurempi pitkällä tai ohuella johdolla kuin lyhyellä tai halkaisijaltaan isolla johdolla. Virtojen ja tehojen osalta on huomioitava niiden todelliset virtaussuunnat. Luonnollisesti impedanssin pienentäminen ja liittymispisteen siirtäminen lähemmäksi sähköasemaa (jäykkää verkkoa) parantavat tilannetta eli sallivat suuremman

8 Tuulivoimalan aiheuttama jännitteennousu sähköntuotannon ilman jännitteen maksimirajan ylittymistä. Tuulivoimalla tuotettavan sähkötehon ja kuormituksen vaikutuksen arviointi on hankalaa tuulen satunnaisen luonteen takia. 3.2 Tuulivoimalan jännitteen säätö ja loisteho Tuulivoimalan generaattorina käytetään joko oikosulkukonetta tai taajuusmuuttajan ja kestomagneettikoneen (tahtikoneen) yhdistelmää [4]. Liukurengaskone on oikosulkukone, jonka jättämää voidaan säätää. Jättämän säädön avulla voidaan koneen pyörimisnopeutta hieman säätää. Jättämän säätö voidaan tehdä roottoriin kytkettävien resistanssien avulla, jolloin resistansseissa syntyy ylimääräisiä häviöitä. Jättämäteho voidaan myös syöttää takaisin verkkoon taajuusmuuttajan avulla. Oikosulkukoneen magnetoinnin tarvitsema loisteho otetaan verkosta ja koneen napoihin kytkettävästä kompensointikondensaattorista. Kompensointikondensaattorin kapasiteetti määräytyy tyhjäkäyntitilanteen loistehontarpeen perusteella. Oikosulkukoneen loistehontarve on jo tyhjäkäynnissä merkittävä ja se kasvaa tuotetun pätötehon mukaan. Nimellisteholla oikosulkukoneen tehokerroin on luokkaa 0.8 0.9 ind. Oikosulkukoneen avulla ei voida vaikuttaa suoraan keskijänniteverkon jännitteeseen. Taajuusmuuttajalla voidaan säätää koneen loistehoa tehokertoimen minimi- ja maksimirajojen välillä vapaasti. Taajuusmuuttajan ohjausjärjestelmien avulla on mahdollista periaatteessa toteuttaa yksikkö, jonka jännite pysyisi vakiona tehokertoimen sallituissa vaihteluväleissä. Säätöalueen ulkopuolella jännite voidaan pitää vakiona rajoittamalla pätötehoa. Taajuusmuuttajalla pätötehon rajoittaminen voidaan tehdä portaattomasti, eikä koko tuotantoyksikköä tarvitse ajaa alas, kuten oikosulkukoneen tapauksessa tulisi tehdä. 3.3 Jakeluverkon loistehon hallinta Loistehotase Johdon loistehontuotto on verrannollinen jännitteen neliöön, joten se on lähes vakio. Sen sijaan johdon loistehontarve on verrannollinen virran neliöön, mikä voi vaihdella hyvinkin voimakkaasti riippuen kuormitustilanteesta. Johdon loistehotase voi siten olla positiivinen tai negatiivinen riippuen jännitteestä ja erityisesti kuormituksesta. Luonnollinen teho on se pätötehon arvo, jolla johdon loistehotase on nolla, kun jännite on nimellinen. Keskijänniteavojohtojen tuottama loisteho on hyvin pieni, korkeintaan muutaman kvar/km [5]. Sen sijaan kaapeleiden tuottama loisteho voi olla hyvin merkittävä, luokkaa muutama kymmenen kvar/km [5]. Kaapeleiden toiminta-alue onkin pääsääntöisesti alle luonnollisen tehon, joten niiden loistehotase on positiivinen. Avojohdoilla loistehotase on lähes poikkeuksetta negatiivinen.

Tuulivoimalan aiheuttama jännitteennousu 9 Loistehon kompensointi Oikosulkukoneella varustetussa tuulivoimalassa sen tarvitsemasta loistehosta kompensoidaan yleensä tyhjäkäyntiä vastaava määrä kiinteällä rinnakkaiskondensaattorilla [4]. Kondensaattori kytketään tuulivoimalan napoihin ja se kytkeytyy päälle ja pois samanaikaisesti tuulivoimalan kanssa. Kiinteän kondensaattorin ohella tai sijasta voidaan etenkin suuremmissa tuulivoimaloissa tai -puistoissa käyttää automatiikkaparistoja. Automatiikkapariston etu kiinteään kondensaattoriin verrattuna on mahdollisuus säätää tarkemmin kondensaattorin tuottamaa loistehoa ja siten liityntäpisteen jännitettä. Automatiikkaparistot koostuvat portaisiin kytketyistä kondensaattoriparistoista, joiden päälle/pois kytkeytymistä voidaan ohjata. Loistehon kompensointiin voidaan käyttää myös SVC-laitetta (static var compensator), jonka avulla säätö voidaan tehdä portaattomasti ja hyvin nopeasti [6]. Sen käyttöä rajoittaa kuitenkin kallis hinta ja taajuusmuuttajakäyttöjen yleistyminen tuulivoimayksiköissä, joidenka avulla voidaan toteuttaa pitkälti samat toimenpiteet kuin SVC:n avulla. Kuormien ja tuulivoimaloiden loistehonkompensoinnin lisäksi voidaan keskijänniteverkon jännitetasoa hallita johtokompensoinnin avulla. Johtokompensointi voidaan toteuttaa joko rinnakkais- tai sarjakompensoinnilla. Sarjakompensoinnin etu rinnakkaiskompensointiin verrattuna on sen automaattinen toiminta. Kompensointi nostaa jännitetasoa kaikkialla johtolähdöllä. Jos kompensointia ei toteuteta paikallisesti kuormitus- tai johtokohtaisesti, täytyy loistehoa siirtää muualta verkosta (sähköaseman kompensointilaitteista tai kantaverkosta) tarvittava määrä loistehotaseesta riippuen. Loistehonsiirto varaa osan johtojen siirtokapasiteetista, aiheuttaa jännitteenalenemaa ja pätötehohäviöitä ja on yhteydessä jakeluverkon jännitestabiilisuusongelmiin. Häviöiden minimi saavutetaan täyskompensointitilanteessa, jolloin loistehoa ei tarvitse siirtää verkon kautta ja verkon osien välillä. Kondensaattoreiden mitoituksessa on lisäksi huomioitava mahdollinen resonanssivaara yliaaltopitoisessa verkossa ja sarjakondensaattorin ylijänniteongelmat ja rinnakkaisten johtojen ylikuormittuminen vikatilanteissa. Rinnakkaiskondensaattorin tuottama loisteho on neliöllisesti riippuvainen jännitteestä. Tuulivoimalan napoihin kytketyn kondensaattorin teho voi nousta nimellistehoa suuremmaksi generaattorin aiheuttaman jännitteennousun takia. Toisaalta oikosulkukoneen loistehonkulutuskin kasvaa tehon ja samalla jännitteen kasvaessa. Kondensaattori nostaa tällöin entisestään verkon jännitettä, mutta loistehonsiirtotarve ja häviöt ovat tällöin pienempiä kuin ilman kondensaattoria. Kun kondensaattori mitoitetaan tyhjäkäyntitarvetta vastaavaksi, on liityntäpiste aina alikompensoitu.

Vaihtoehdot jännitteennousun rajoittamiseksi 11 4. VAIHTOEHDOT JÄNNITTEENNOUSUN RAJOITTAMISEKSI Tuulivoimalaitoksen aiheuttamaa jännitteennousua jakeluverkossa voidaan rajoittaa useilla eri vaihtoehdoilla ja siten parantaa verkon siirtokykyä. Osa vaihtoehdoista saattaa kuulostaa hyvinkin eksoottisilta, mutta jännitteennousun eliminointia on pyritty käsittelemään tässä yhteydessä mahdollisimman laajasti. Toisaalta täytyy muistaa, että erityisesti tuulivoiman kohdalla jännitteennousu yli sallitun maksimiarvon on ainoastaan ajoittaista ja lupaavimpia menetelmiä edelleen kehittämällä voidaan niiden toiminnot automatisoida eivätkä ne siten lisää käytönvalvonnan työtaakkaa. 4.1 Verkon vahvistaminen Perinteisin verkkoyhtiön ajattelutapa on verkon vahvistaminen. Tämä perustuu tuulivoimalan ja jäykän verkon välisen impedanssin pienentämiseen. Tällöin jännitteennousu on vähäisempää ja voidaan sallia generaattorille suurempi liityntäteho. Verkon vahvistaminen on kuitenkin monesti hyvin kallista, jolloin tuulivoimalan liittymiskustannukset kasvavat merkittävästi. Investoimalla jakeluverkkoon kytkettäviin kompensointilaitteisiin voidaan johdininvestointeja korvata jännitteeseen liittyvissä vahvistustarpeissa. Jännitteennousun rajoittamiseksi verkossa tarvitaan reaktoreita, joissa ylimääräinen loisteho kulutetaan. Hyvin suuren reaktorin lisääminen aiheuttaa kuitenkin kantaverkosta otettavan loistehon määrän kasvua ja pätö- ja loistehohäviöitä. Reaktorin ohjaus ei välttämättä voi perustua paikalliseen jännitteeseen, koska reaktorin optimaalinen sijoituspaikka ei useinkaan ole tuulivoimalan liityntäpisteessä. 4.2 Tuulivoimalan säätö Pätötehon säätö jännitteen perusteella Jakeluverkon nykyinen kapasiteetti asettaa liitettävälle tuotannolle maksimiarvon. Verkon kapasiteetti ei kuitenkaan ole vakio kaikissa tilanteissa, vaan se voi vaihdella esimerkiksi kuormituksen funktiona. Jos verkon siirtokyvyn mitoituskriteerinä on jännitteennousu, voidaan raskaan kuorman aikana sallia suurempi tuotanto kuin kevyen kuorman aikana. Tuulen satunnaisuudesta johtuen tuulivoimalan ulostuloteho ei ole myöskään vakio. Jotta tuulivoimalan vuosituotanto voitaisiin maksimoida verkon siirtokyvyn rajoissa, pitää liityntätehon riippua esimerkiksi verkon kuormitustilanteesta tai suoraan liityntäpisteen

12 Vaihtoehdot jännitteennousun rajoittamiseksi jännitteen arvosta. Tuuligeneraattorin ulostulotehoa voidaan rajoittaa joko kytkemällä yksiköitä kokonaan irti verkosta (useamman generaattorin liittyessä samaan pisteeseen) tai säätämällä generaattoreiden ulostulotehoa taajuusmuuttajan, liukurengaskoneen jättämän tai epätahtikoneen tapauksessa lapakulmasäädön avulla. Tuulivoimalan loistehon säätö jännitteen perusteella Taajuusmuuttajan tapauksessa voidaan koneen tehokerrointa asetella tietyissä rajoissa. Jännitteen pyrkiessä nousemaan, voidaan taajuusmuuttajan loistehonkulutusta lisätä, jolloin jännitteennousua voidaan rajoittaa. Samoin voidaan periaatteessa tehdä myös epätahtikoneen tapauksessa, jos koneen napoihin liitettyjä kondensaattoreita kytketään pois päältä. Molemmissa tapauksissa verkosta otettava loistehon määrä suurenee, mikä kasvattaa verkostohäviöitä ja loistehon ottoa kantaverkosta. Loistehon kuluttaminen ja tuottaminen lisäävät myös tuotantoyksikön häviöitä. 4.3 Keskijänniteverkon säätö ja ohjaus Keskijänniteverkon jakorajojen muuttaminen Keskijänniteverkossa voidaan kauko-ohjatuilla erotinasemilla tehdä kuormanerottimien avulla kytkentätoimenpiteitä ilman sähkönjakelun keskeytystä, jos keskijänniteverkon rengaskäyttö sallitaan edes lyhyeksi ajaksi. Muuttamalla verkon jakorajoja voidaan tuotantoa sisältävään johtolähtöön lisätä kuormitusta kevyen kuorman aikana, jolla saadaan jännitteennousua eliminoitua. Toimenpide vaatii käytönvalvojan toimenpiteitä, ja jännitteiden ja johtolähdön kuormien tarkkailua. Toisaalta käytönvalvonta- tai -tukijärjestelmään voidaan tehdä automaattisia sekvenssejä, jotka suorittavat ennalta määrätyt kytkentätoimenpiteet tarvittaessa. Kytkemällä keskijännitejohtolähdöt renkaaksi voidaan jännitteennousun eliminoimisen lisäksi pienentää verkon häviöitä, koska verkkoon muodostuu optimaalinen jakoraja verkon impedanssien suhteen. Ongelmaksi tässä järjestelyssä muodostuu verkon suojaus. Nykyiset keskijänniteverkon suojareleet eivät välttämättä sovellu rengasverkon suojaukseen. Suojauksen nopeudesta tinkimällä voidaan suojaus kuitenkin toteuttaa nykyisilläkin suojareleillä kuormanerottimen ja vianilmaisimen avulla kytkemällä verkko säteittäiseksi vian ilmaannuttua [7]. Keskijänniteverkon jännitteen säädön koordinointi Useimpien jännitteensäätölaitteiden toiminta perustuu paikallisten suureiden mittaamiseen ja laitteen säätämiseen mittausarvon perusteella. Paikallinen säätötapa on valittu vanhastaan sen takia, ettei tarvittavia tiedonsiirtoyhteyksiä ja mittauksia muualta keskijänniteverkosta ole ollut tai niiden kustannukset ovat olleet suhteettoman kalliit saavutettavissa oleviin hyötyihin nähden. Jännitteen säädön tavoitteen kannalta paikallinen säätötapa ei hajautetun tuotannon tapauksessa välttämättä riitä, vaan säädön on perustuttava ns. aluesäätöön, jossa valitut

Vaihtoehdot jännitteennousun rajoittamiseksi 13 säätäjät yhdessä huolehtivat sovitun alueen jännitteestä [4]. Aluesäädössä säätäjien välisellä koordinaatiolla on keskeinen merkitys, etteivät säätäjät toimi ristiriitaisesti. Esimerkki säätäjien ristiriitaisesta toiminnasta on päämuuntajan käämikytkimen (kompoundisäätö) toiminta, kun keskijänniteverkkoon on kytketty esimerkiksi tuulivoimala. Kompoundisäädön avulla pyritään nostamaan sähköaseman jännitettä raskaan kuormituksen aikana keskijänniteverkossa jännitteiden nostamiseksi. Ääripäänä voidaan pitää tilannetta, jossa voimalan ulostuloteho on niin suuri, että tehon suunta johtolähdöllä on asemalle päin. Sähköasemalla näkyvän kuormitusvirran suuruus pienenee, jolloin käämikytkin ei nostakaan sähköaseman jännitettä oletetun suuruiseksi. Tästä seuraa niiden johtolähtöjen jännitteiden pieneneminen, joissa ei ole tuulivoimalaa. Toisaalta tämä rajoittaa jännitteennousua tuulivoimalan sisältävällä johtolähdöllä. Riippuen siitä, kumpi tekijöistä on kriittisempi, jännitteenalenema muilla johtolähdöillä vai jännitteennousu tuulivoimalan sisältävällä johtolähdöllä, määrää toimiiko jännitteensäätö halutulla tavalla. Todennäköisesti säätö ei toimi oikein, koska raskaan kuormituksen aikana jännitteennousu ei ole useinkaan rajoittava tekijä. Kyseisessä tapauksessa voidaan jännitteen säädön koordinoinnilla parantaa tilannetta. Lisäämällä tuulivoimalan ulostuloteho päämuuntajan läpi virtaavaan tehoon, saadaan todellinen kuormitusteho selville. Säätämällä käämikytkintä lasketun tehon avulla, voidaan muiden johtolähtöjen jännitteitä hallita tuulivoimalasta riippumatta. Tällöin on kuitenkin vaarana, että aseman jännite nostetaan tarpeettoman ylös tuulivoimalan sisältävän johtolähdön kannalta. Käämikytkimen toimintaa voidaan edelleen parantaa huomioimalla tuulivoimalan ulostulotehon lisäksi sen liityntäpisteen jännitteen suuruus. Jos jännite tuulivoimalan liityntäpisteessä nousee yli suurimman sallitun arvon, voitaisiin käämikytkimen askeltaminen alaspäin (jännitteen nostaminen) estää. Käytönvalvontajärjestelmän avulla voitaisiin lisäksi tarkistaa, ettei muiden kuin tuulivoimaa sisältävien johtolähtöjen jännitteenalenemarajoja rikota. Lisäksi käämikytkimen säädön ja esimerkiksi tuulivoimalan tehokertoimen säädön koordinoinnin avulla voidaan hallita tuulivoimalan sisältävän johtolähdön jännitettä, loistehon ottoa ja antoa kantaverkosta ja loistehon aiheuttamia pätötehohäviöitä keskijänniteverkossa. 4.4 Energian varastointi Jännitteen nousua keskijänniteverkossa voidaan rajoittaa siirtämällä tarvittaessa osa tehosta energiavarastoon [8]. Energiavarasto toimii puskurina ylijännitetilanteiden aikana ja jännitteen laskiessa alle maksimirajan voidaan varastoa purkaa. Energiavarastoa voidaan hyödyntää myös tuulivoimalan tehovaihteluiden tasaajana. Tällä on erityisesti merkitystä silloin, kun tuulivoimalan teho on suuri, jolloin tehovaihteluiden vaikutus muille tuotantolaitoksille pienenee, tai kun tuulivoimala on kytketty esimerkiksi tasavirtayhteydellä sähköverkkoon, jolloin tasavirtayhteyden käyttöastetta voidaan kasvattaa. Energian varastoinnin avulla voitaisiin periaatteessa päättää tuulivoimalla tuotetun sähköenergian käyttöhetki, koska energian tuotanto ja käyttö eivät olisi enää niin kiinteästi sidoksissa

14 Vaihtoehdot jännitteennousun rajoittamiseksi toisiinsa. Ohjaamalla energiavarastoa voitaisiin kulutushuipun aikana vähentää tarvetta käyttää fossiilisia polttoaineita ja siten myös vähentää reservikapasiteetin määrää, jos tuulivoiman osuus tuotantokapasiteetista olisi merkittävä. Energiavarastoina voitaisiin käyttää esimerkiksi akkuja, pumppuvoimalaa, vauhtipyörää, paineakkua tai suprajohtavaa sähkömagneettista energiavarastoa. Akuilla ei tarkoiteta tässä yhteydessä perinteisiä lyijyakkuja, vaan uudentyyppisiä akkuja, joista englanniksi käytetään nimitystä flow battery tai regenerative fuel cell technology. Nämä ovat akkuja siinä mielessä, että niissä sähkö muutetaan kemialliseksi energiaksi ja järjestelmän kokoa voidaan kasvattaa kytkemällä niitä yhteen. Järjestelmän ytimen muodostaa yhteen kytkettyjen polttokennojen sarja, joissa energian muunnos sähköstä kemialliseksi energiaksi ja takaisin sähköksi tapahtuu. Polttokennoon syötetään tai polttokenno syöttää tasasähköä. Varastointijärjestelmän teho ja energia määräytyvät toisistaan riippumattomista tekijöistä, jolloin varastointijärjestelmä voidaan mitoittaa tarvittavaa käyttöä varten. Teho määräytyy yhteen kytkettyjen polttokennojen määrästä ja energian varastointikapasiteetti määräytyy puolestaan elektrolyyttitankkien tilavuudesta. Kaupallisen flow battery järjestelmän Regenesysin teho on 10-100 MW ja varastointikyky useita tunteja [9]. Taajuusmuuttajalla varustetuissa tuulivoimaloissa akut voitaisiin periaatteessa liittää taajuusmuuttajan tasajännitevälipiiriin, jolloin energiavaraston kustannuksia voitaisiin pienentää. Pumppuvoimalan käyttöä rajoittaa tarvittavien vesivoimalaitosten sijainti. Energiavarastona voisi periaatteessa toimia myös keinotekoinen pumppuvoimala, jossa pumpattaisiin esimerkiksi merivettä varastoaltaaseen. Tuulivoimalan tuottama sähkö ylijännitetilanteissa voitaisiin myös käyttää vedyn muodostamiseen, jota edelleen voitaisiin käyttää polttokennoissa. Kaikkien energiavarastojen kohdalla on muistettava etteivät varastot toimi 100 %:n hyötysuhteella ja joidenkin varastointitapojen osalta tehon suunnan vaihtamiseen liittyy huomattavaa viivettä. Energian varastoinnin merkitys tulee korostumaan tuulivoimaloiden koon ja niiden osuuden tuotantokapasiteetista kasvaessa.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 15 5. LASKENTAESIMERKIT POWERWORLD-OHJELMALLA Laskentaesimerkeissä tarkastellaan Fortum Sähkönsiirto Oy:n Taalintehtaan ja osin myös Vikomin, Närpiön ja Ylimarkun sähköasemien keskijänniteverkkoja. Tarkasteltavassa verkossa Taalintehtaan sähköasemalta lähtee kaksi johtolähtöä: Kasnäs ja Byholmen. Varasyöttötarkasteluja varten on verkkomalliin sisällytetty myös Vikomin sähköasema, ja sen yksi johtolähtö Kirjais, joka voidaan kytkeä renkaaseen Kasnäs-lähdön kanssa. Kasnäs-lähdölle ollaan liittämässä tuulivoimalaa Högsåran saarelle. Voimalan koko olisi 4*0,75 MW ja etäisyys sähköasemalta noin 22 km. Tuulivoimalat tullaan varustamaan taajuudenmuuttajilla ja tehokertoimen vaihtelualue tulee olemaan 0.92 1.00 induktiivista tai kapasitiivista. Laskelmissa käytetään ekvivalenttiverkkoa, jossa keskijänniteverkon runkojohdot on kuvattu tarkasti, mutta valtaosa haaroista on jätetty pois tuulivoimalan liittymisjohtoa lukuun ottamatta. PowerWorldiin syötettiin ainoastaan tietyllä johtovälillä olleiden erilaisten johtimien yhteenlasketut resistanssin ja reaktanssin suhteellisarvot (Liite C). Laskelmat on suoritettu PowerWorld Simulator (Version 7.0) ohjelmalla. Vikomin sähköasema 110 kv 110 / 20 kv 0,30 MW -1,08 MVR 29 110,0 kv 30 110,1 kv 0,9885 31 20,40 kv Kirjais Osa 1 32 20,44 kv 0,097 MW 0,028 MVR 33 20,51 kv 0,011 MW 0,003 MVR Osa 2 34 20,53 kv Osa 4 39 Osa 3 35 20,54 kv 37 20,58 kv 20,61 kv 0,025 MW 0,007 MVR 0,025 MW 38 0,007 MVR 18 36 20,55 kv Tuulivoimala 0,00 MW 0,00 MVR 20,61 kv20,62 kv Liittymisjohto 20,50 kv 20,50 kv 0,029 MW 0,008 MVR Kuva 5.1. Högsåran PowerWorld-malli. 9 7 20,58 kv 8 Osa A 0,038 MW 0,011 MVR Kasnäs 15 20,30 kv 17 20,30 kv Osa M 0,032 MW 0,009 MVR Taalintehtaan sähköasema 20,40 kv 2 1 20/110 kv 110 kv Osa G 0,77 MW 0,064 MW -1,26 MVR 0,018 MVR 0,9890 3 110,13 kv 110,0 kv 4 20,41 kv 23 20,38 kv Osa H 0,063 MW 20 20,43 kv 0,018 MVR Byholmen Osa F 21 20,45 kv 10 11 0,074 MW 0,050 MW 0,021 MVR 24 0,014 MVR 5 20,47 kv Osa E 20,37 kv 20,36 kv 20,37 kv Osa I 19 22 20,48 kv 25 20,35 kv Osa D 0,155 MW 0,013 MW Osa J 0,045 MVR Osa C 0,004 MVR Osa B 16 6 20,50 kv 20,50 kv 12 20,34 kv 0,026 MW 26 0,006 MW 0,007 MVR 20,50 kv Osa K 0,002 MVR 0,096 MW 0,028 MVR 28 20,32 kv 13 20,31 kv 14 20,30 kv Osa L 0,071 MW 0,020 MVR 27 20,30 kv

16 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla PowerWorldissa käytetyt, suoraan keskijänniteverkkoon liitetyt, tietyn osan yhteenlasketut kuormitukset saatiin ABB Open++ Operasta, jossa kuormat on kuvattu asiakasryhmien mukaisten kuormituskäyrien ja vuosienergioiden avulla. Kuormitukset mallinnettiin vakiovirtakuormituksina keskittämällä tietyn johtovälin kuormitukset sen puoliväliin. Kuormitustilanteina tarkastellaan johtolähdön maksimi- ja minimikuormitustilanteita. Kasnäs-lähtö on noin 71 km:ä pitkä ja Operasta saatujen tietojen perusteella sen minimikuormitus 50 %:n ylittymistodennäköisyydellä on n. 380 kw (sunnuntaina 18. elokuuta klo 03:00 ja samanaikaisesti Byholmen-lähtö n.350 kw:n kuormassa) ja maksimikuormitus n. 1310 kw (maanantaina 18.helmikuuta klo 12:00, jolloin Byholmenlähtö on n. 800 kw:n kuormassa). Byholmen-lähtö on noin 53 km:ä pitkä ja Operasta saatujen tietojen perusteella sen minimikuormitus on n. 300 kw (sunnuntaina 28.huhtikuuta klo 03:00 ja samanaikaisesti Kasnäs-lähtö n. 400 kw:n kuormassa) ja maksimikuormitus n. 1490 kw (lauantaina 26.lokakuuta klo 18:00, jolloin Kasnäs-lähtö on n. 1200 kw:n kuormassa). Tarkemmat tiedot kuukausikohtaisista kuormitustilanteista on esitetty liitteissä A ja B. Kriittisin tilanne Kasnäs-lähdöllä on minimikuormitustilanteessa pitkän merikaapelin (pituus n. 44 km) ja tuulivoimalan aiheuttaman jännitteennousun takia. Merikaapeli tuottaa noin 900 kvar loistehoa, minkä vaikutuksesta lähdön päässä jännite on suurempi kuin sähköasemalla, vaikka tuulivoimala olisi irti verkosta. Merikaapelin tuottaman loistehon vaikutusta voidaan havainnollistaa kytkemällä se irti verkosta. Merikaapelin irtikytkennällä minimikuormitustilanteessa saadaan jännite tuulivoimalan liityntäpisteessä laskemaan, mikä taas mahdollistaa suotuisissa tuulioloissa suuremman pätötehon syöttämisen verkkoon. Tällöin voidaan syöttää verkkoon 1.48 MW pätöteho niin, ettei jännite liityntäpisteessä ylitä 21.00 kv:a. Ennen merikaapelin irtikytkentää voidaan pätötehoa syöttää 1.12 MW:a. Byholmen-lähdöllä maksimikuormitustilanteen jännitteen alenema on kriittisin tekijä verkon mitoituksen kannalta. Laskentaesimerkkien yksinkertaistamiseksi päämuuntajan käämikytkintä säädetään vakiojännitesäädössä, jos erikseen ei muuta mainita. Todellisuudessahan Taalintehtaan päämuuntaja ei ole vakiojännitesäädössä, vaan käämikytkintä ohjataan kuormitusvirran perusteella siten, että jännitettä nostetaan raskaan kuorman aikana. Tutkittavassa tapauksessa kuormitusvirtaan perustuva säätö ei välttämättä toimi toivotulla tavalla, koska tuulivoimalan ulostulon maksimi on huomattavasti suurempi kuin lähdön maksimikuormitus, jolloin tehoa voi virrata johtolähdöltä sähköasemalle päin hyvin usein. 5.1 Tuulivoimalan vaikutus keskijänniteverkkoon Vertailu Bonuksen tekemiin laskelmiin Taulukossa 5.1 on listattu PowerWorld-ohjelmalla saadut tulokset Högsåran casen osalta, vertailtaessa jakeluverkkoon liitettävän tuulivoimalan liittymispisteen jännitettä minimi- ja

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 17 maksimituotannolla (yht. 0 MW ja 3 MW) ja minimi- ja maksimikuormituksilla (yht. 480 kw ja 1400 kw). Taalintehtaan sähköaseman alajännitepuolen jännite pidettiin 20,4 kv:ssa. Laskelmat tehtiin sekä vahvistetulle (uudelle) että vahvistamattomalle (vanhalle) verkolle. Kaikissa laskelmissa tuulivoimageneraattorien tehokerroin oli 0,95 ind. Tulokset poikkeavat hieman Bonus Energy A/S:n tekemistä laskelmista, mutta mitään oleellista eroa tuloksissa ei ole. Erot voivat johtua osittain pyöristysvirheistä ja päämuuntajan käämikytkimen erilaisista asetteluista. Bonuksen tulokset on esitetty jännitteiden osalta sulkeissa. Taulukko 5.1. Taalintehtaan sähköaseman Kasnäs-johtolähdön jännitteet. Tuulivoimalan tuotanto [MW] Kasnäs-lähdön kuormitus [kw] Tuulivoimalan jännite [kv] vanha verkko Tuulivoimalan jännite [kv] uusi verkko 3 1400 21,35 (21,2) 20,99 (20,9) 3 480 21,76 (21,7) 21,32 (21,2) 0 1400 19,57 (19,5) 19,80 (19,9) 0 480 20,05 (20,1) 20,18 (20,2) Tuulivoimalan tehokertoimen vaikutus Kasnäs-lähdön jännitteisiin Kasnäs-lähdön minimikuormitus on varsin alhainen. Lisäksi lähtö on varsin heikko ja merikaapelin vaikutuksesta jännite minimikuormitustilanteessa on koholla johdon loppupäässä. Tuulivoimala nostaa jännitettä liityntäpisteessä edelleen. Liityntäpisteen jännitteeseen voidaan jonkin verran vaikuttaa tuulivoimalan tehokerrointa muuttamalla. Kuvassa 5.2 on esitetty tuulivoimalan liityntäpisteen jännite tuulivoimalan pätötehon funktiona. Jos liityntäpisteen jännitteen arvo saa maksimissaan olla 21 kv:a, voidaan tehokertoimella 1 sallia ainoastaan 1 MW:n tuotantoteho. Tehokertoimella 0.9 ind. voidaan tuotanto nostaa arvoon 1.5 MW:a. Tuulivoimalan tehokertoimen ohjaus liityntäpisteen jännitteen perusteella onnistuu Högsåran tapauksessa helposti, koska tuulivoimala toteutetaan taajuusmuuttajan avulla. Viimeinen esimerkeistä edustaa tilannetta, jossa liityntäpisteen jännite on maksimissaan 21 kv:a. Tällöin tarvittaessa lisätään tuulivoimalan loistehonkulutusta. 3 MW:n teholla liityntäpisteen tehokerroin on 0.7 ind., mikä tarkoittaa sitä, että loistehon kulutus on yhtä suuri kuin tuotettu pätöteho. Loistehon kulutuksen lisäys voitaisiin toteuttaa esimerkiksi reaktorin avulla. Tuulivoimalan vaikutus Kasnäs-lähdön häviöihin Kuvassa 5.3 on esitetty tuulivoimalan vaikutus Kasnäs-johtolähdön häviöihin. Kuvassa erottuu selkeästi tilanne V(max)=1.05, jossa liityntäpisteen jännite pyritään pitämään alle maksimiarvon kasvattamalla loistehonkulutusta tarvittaessa. Loistehon siirto sähköasemalta liityntäpisteeseen lisää merkittävästi pätötehohäviöitä. 3 MW:n teholla ylimääräinen loistehonsiirto lähes kaksinkertaistaa häviöt. Muut jännitteensäätötavat eivät juurikaan poikkea toisistaan. Häviöiden minimi saavutetaan, kun tuulivoimalan teho vastaa johtolähdön kuormitusta.

18 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla cos(f)=1.0 cos(f)=0,95 cos(f)=0.9 V(max)=1.05 22 21,75 Jännite [kv] 21,5 21,25 21 20,75 20,5 20,25 20 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Tuulivoimalan tuotanto [MW] Kuva 5.2. Tuulivoimalan tehokertoimen vaikutus liittymispisteen jännitteeseen. 0,4 cos(f)=1 cos(f)=0.95 cos(f)=0.9 V(max)=1.05 Pätötehohäviöt [MW] 0,3 0,2 0,1 0 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Tuulivoimalan tuotanto [MW] Kuva 5.3. Tuulivoimalan vaikutus Kasnäs-lähdön häviöihin. Ehdotetun verkkovahvistuksen vaikutus tuulivoimalan liityntätehoon Tuulivoimalan liityntätehon kasvattamiseksi on ehdotettu myös verkostovahvistuksia, joilla pienennettäisiin liityntäpisteen ja sähköaseman välistä impedanssia. Merkittävin investointi olisi uuden keskijänniteyhteyden rakentaminen esimerkkiverkon solmupisteiden 5 ja 8 välille. Ehdotetun investoinnin avulla voidaan minimikuormitustilanteessa sallia 2.0 MW:n tuotantoteho, kun tuulivoimalan tehokerroin on 0.92 ind. Maksimikuormitustilanteessa jännitteen nousu ei rajoittaisi tuulivoimalan tuotantoa investoinnin jälkeen.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 19 5.2 Keskijänniteverkon kytkentätavan vaikutus jännitteisiin Kuvassa 5.4 on esitetty tuulivoimalan suurinta sallittua tuotantotehoa jännitteennousun mielessä vastaavan tehonjaon laskentatulokset Kasnäs-lähdön minimikuormitustilanteessa, kun kuormien ylittymistodennäköisyys on 50 %. Byholmen-lähdön kuormitus on samanaikaisesti lähes ko. kuukauden minimissä (liite A). Keskijännitteen suurimpana sallittuna arvona on pidetty 21 kv:a. Tuulivoimalassa voidaan tällöin tuottaa 1.12 MW:n teho, kun se samanaikaisesti kuluttaa 0.48 Mvar loistehoa (cosφ=0.92 ind. ). Tästä huolimatta keskijänniteverkko on edelleen ylijäämäinen sekä pätö- että loistehon suhteen, jotka virtaavat päämuuntajan kautta 110 kv:n verkkoon. Byholmen-lähdöllä on varsin tasainen jänniteprofiili ja jännitteet ovat sopivalla tasolla, joten siellä ei ole ongelmia. Jännitettä voitaisiin jopa hieman laskea muuttamalla päämuuntajan käämikytkimen asentoa ja siten helpottamalla Kasnäs-lähdön tilannetta. Wind mill 1,12 MW 9-0,48 MVR 18 20,98 kv 8 0,029 MW 0,008 MVR 19 20,99 kv 20,96 kv 20,91 kv 6 0,039 MW 0,012 MVR 7 20,94 kv 0,065 MW 0,018 MVR 4 5 22 Kasnäs 0,051 MW 0,014 MVR 20,72 kv 0,157 MW 0,046 MVR 20,86 kv 16 0,026 MW 0,007 MVR 20,48 kv 20 20,57 kv 21 20,64 kv 20,78 kv 20,86 kv 0,096 MW 0,028 MVR 3 20,39 kv 2 20/110 kv 0,9875 0,063 MW 0,018 MVR 10 12 20,33 kv 28 15 20,29 kv 17 0,032 MW 0,009 MVR 20,29 kv 23 20,37 kv 25 20,34 kv 0,013 MW 0,004 MVR 26 0,006 MW 0,002 MVR 13 20,32 kv 1 110 kv 110,12 kv 110,0 kv Byholmen 11 20,36 kv 20,35 kv 20,30 kv 14 20,29 kv Slack bus -0,34 MW -0,82 MVR 0,074 MW 0,021 MVR 24 0,071 MW 0,020 MVR27 20,36 kv 20,29 kv Kuva 5.4. Kasnäs-lähdön minimikuormitustilanne viikolla 33 maanantaina klo 3 ja sallittu maksimituotantotilanne. Kuvassa 5.5 on esitetty sama kuormitustilanne kuin kuvassa 5.4, mutta keskijänniteverkko on kytketty renkaaksi varayhteyden kautta solmussa 12 olevan kauko-ohjattavan erotinaseman avulla. Rengaskytkennässä tuulivoimalan tuotantotehoa voidaan nostaa 1.9 MW:iin. Tällöin jännitetaso Byholmen-lähdöllä nousee lähes Kasnäs-lähdön tasolle ja alhaisin jännite on sähköasemalla. Rengaskytkennässä tuulivoimalan tuottama teho jakautuu tasaisemmin keskijänniteverkkoon, koska lähes puolet tuulivoimalan tehosta kulkee Byholmen-lähdön

20 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla kautta. 110 kv:n verkkoon syötettävä loisteho pienenee, koska tuulivoimala kuluttaa lähes kaksinkertaisen määrän loistehoa säteittäiseen käyttötapaan verrattuna. Wind mill 1,90 MW 9-0,81 MVR 18 20,89 kv 8 0,029 MW 0,008 MVR 19 21,00 kv 20,95 kv 20,86 kv 6 0,039 MW 0,011 MVR 7 20,86 kv 0,064 MW 0,018 MVR 4 5 22 Kasnäs 0,050 MW 0,014 MVR 20,65 kv 0,156 MW 0,046 MVR 20,77 kv 16 0,026 MW 0,007 MVR 20,46 kv 20 20,53 kv 21 20,59 kv 20,71 kv 20,71 kv 0,098 MW 0,029 MVR 3 20,39 kv 2 20/110 kv 0,9855 0,063 MW 0,018 MVR 10 12 20,66 kv 28 15 20,62 kv 17 0,033 MW 0,009 MVR 20,62 kv 23 20,46 kv 25 20,59 kv 0,013 MW 0,004 MVR 26 0,006 MW 0,002 MVR 13 20,65 kv 1 110 kv 110,11 kv 110,0 kv Byholmen 11 20,53 kv 20,51 kv 20,63 kv 14 20,62 kv Slack bus -1,09 MW -0,49 MVR 0,075 MW 0,022 MVR 24 0,072 MW 0,021 MVR27 20,52 kv 20,62 kv Kuva 5.5. Kasnäs-lähdön minimikuormitustilanne viikolla 33 maanantaina klo 3 ja sallittu maksimituotantotilanne keskijänniteverkon rengaskytkennässä. Kasnäs-lähdön maksimikuormitus- ja -tuotantotilanteen mukaiset tehonjaot on esitetty kuvissa 5.6 ja 5.7. Maksimikuormitustilanteessa tuotantoteho voidaan nostaa 2.0 MW:iin, kun keskijänniteverkon käyttötapa on säteittäinen, ja 2.9 MW:iin, kun käyttötapa on rengas. Säteittäisessä käyttötavassa ei juurikaan voida laskea sähköaseman jännitettä, koska Byholmen-lähdön jännitteet laskevat alle 20 kv:n. Lisäksi Byholmen-lähdön maksimikuormitustilanne ei välttämättä ole samanaikaisesti Kasnäs-lähdön maksimikuormitustilanteen kanssa. Jakelumuuntajien väliottokytkimien asennot ja jännitteiden todellinen vaihtelu pienjänniteverkossa määräävät lopulta sopivan jännitetason sähköasemalla. Laskelmien perusteella voidaan kuitenkin todeta, että keskijänniteverkon jännitetason alentaminen erityisesti rengaskäytössä parantaisi tilannetta sekä jakeluverkon että tuotantoyksikön näkökulmasta.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 21 Wind mill 2,00 MW 9-0,85 MVR 20,98 kv 18 20,85 kv 8 20,93 kv 20,83 kv 6 0,087 MW 0,025 MVR 0,042 MW 0,012 MVR 19 7 20,81 kv 0,161 MW 0,047 MVR 4 5 22 Kasnäs 20 20,48 kv 21 20,53 kv 0,103 MW 0,029 MVR 20,58 kv 20,63 kv 0,889 MW 0,259 MVR 20,74 kv 16 0,035 MW 0,010 MVR 20,74 kv 28 0,217 MW 0,063 MVR 3 2 1 20,39 kv 20/110 kv 110 kv Slack bus 0,9810 109,99 kv110,0 kv 20,43 kv 23 20,31 kv 0,089 MW 0,025 MVR 10 12 20,11 kv 15 19,95 kv 17 0,230 MW 0,067 MVR 19,95 kv 25 20,18 kv 0,012 MW 0,004 MVR Byholmen 11 20,25 kv 20,24 kv 26 0,002 MW 14 0,000 MVR 13 20,06 kv 20,02 kv 19,99 kv 0,19 MW -0,01 MVR 0,076 MW 0,022 MVR24 0,157 MW 0,046 MVR27 Kuva 5.6. Kasnäs-lähdön maksimikuormitustilanne ja sallittu maksimituotantotilanne. 20,24 kv 19,99 kv Wind mill 2,90 MW 9-1,24 MVR 20,99 kv 18 20,76 kv 8 20,91 kv 20,78 kv 6 0,087 MW 0,025 MVR 0,041 MW 0,012 MVR 19 7 20,72 kv 0,161 MW 0,047 MVR 4 5 22 3 2 1 Slack bus 20,40 kv 20/110 kv 110 kv -0,66 MW 0,38 MVR 0,9780 109,98 kv110,0 kv 20,42 kv 23 20,42 kv Kasnäs 20 20,45 kv 21 20,48 kv 0,102 MW 0,029 MVR 20,52 kv 20,55 kv 0,886 MW 0,258 MVR 20,65 kv 16 0,035 MW 0,010 MVR 20,58 kv 28 0,221 MW 0,064 MVR 0,090 MW 0,026 MVR 10 12 20,51 kv 15 20,35 kv 17 0,235 MW 0,068 MVR 20,35 kv 25 20,48 kv 0,012 MW 0,004 MVR Byholmen 11 20,45 kv 20,44 kv 26 0,002 MW 14 0,000 MVR 13 20,46 kv 20,42 kv 20,38 kv 0,077 MW 0,022 MVR24 0,160 MW 0,047 MVR27 20,45 kv 20,39 kv Kuva 5.7. Kasnäs-lähdön maksimikuormitustilanne ja -tuotantotilanne rengaskytkennässä.

22 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 5.3 Kuormitusestimaatin todennäköisyyden vaikutus Kuormitusten tilastollista käyttäytymistä mallinnetaan suunnittelulaskelmissa asiakasryhmäkohtaisten kuormituskäyrien ja kuormien ylittymistodennäköisyyksien avulla. Kullekin ajankohdalle ja asiakkaalle saadaan tilastollinen teho, mikä on summa keskitehosta (50 % ylittymistodennäköisyys) ja kuorman varianssin ja tilastollisen varmuuskertoimen tulosta. Mitä suurempi on kertoimen arvo, sitä pienempi on todennäköisyys, että kuorman todellinen arvo ylittää estimoidun tilastollisen tehon. Viitteessä [10] mainitaan, että 10 %:n ylittymistodennäköisyyttä voidaan käyttää jännitteen aleneman tarkasteluissa ja 50 %:n ylittymistodennäköisyyttä häviöitä laskettaessa. Tilastollisen tehon arvioiminen on hankalaa, jos tarkasteltavassa pisteessä olevien asiakkaiden lukumäärä asiakasryhmää kohti on hyvin pieni. Asiakasryhmäkohtaisissa kuormituskäyrissä ilmoitetaan kuinka monta asiakasta tarvitaan luotettavan kuormitusestimaatin luomiseksi. Kuvassa 5.8 on havainnollistettu kuormituksen arvioinnin vaikutuksia tuulivoimalan liityntäpisteen jännitteisiin voimalan tehon suhteen, kun verkon käyttötapa on säteittäinen ja voimalan tehokerroin on 0.92 ind. Kasnäs-lähdön minimikuormitustilanteessa keskitehokuormilla (50 % ylittymistodennäköisyys eli tilastollinen varmuuskerroin = 0) voidaan maksimissaan sallia 1.12 MW:n teho tuulivoimalassa. Jos ylittymistodennäköisyys on 5 %:a (tilastollinen varmuuskerroin 1.6), voidaan tuulivoimalan liityntätehoa kasvattaa 1.4 MW:iin. Tarkasteltaessa minimikuormitustilanteessa jännitteen nousua, ei kuorman ylittyminen keskitehosta välttämättä ole kaikkein kiinnostavin tai rajoittavin tekijä. Jos kuormituksen käyttäytyminen tilastollisessa mielessä on normaalijakautunutta, voidaan kuorman alittumistodennäköisyyksiä arvioida myös varianssin perusteella. Tällöin alittumistodennäköisyydet saadaan vähentämällä varianssin vaikutus keskitehosta. 5 %:n alittumistodennäköisyydellä pienenee tuulivoimalan sallittu liittyntäteho 0.73 MW:iin. Tällöin rajoittavaksi tekijäksi ei enää muodostu tuulivoimalan liityntäpiste, vaan merikaapelin loppupään jännite. Maksimikuormitustilanteessa 50 %:n ylittymistodennäköisyydellä liityntätehon maksimi on 2.0 MW:a, kun voimalan tehokerroin on 0.92 ind. Vastaava arvo 5 %:n ylittymistodennäköisyydelle on 2.7 MW:a ja 2 MW:n liityntäteho voidaan sallia tehokertoimella yksi.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 23 22 ylitt.tod.50% ylitt.tod.5% alitt.tod.5% 21,8 21,6 Jännite [kv] 21,4 21,2 21 20,8 20,6 20,4 0,5 0,75 1 1,25 1,5 1,75 2 2,25 2,5 2,75 3 Tuulivoimalan teho [MW] Kuva 5.8. Tuulivoimalan tehon vaikutus liittymispisteen jännitteeseen erilaisilla kuormituksen ylittymis-/alittumistodennäköisyyksillä, kun Kasnäs-lähdöllä on minimikuormitus ja tuulivoimalan tehokerroin on 0.92 ind. 5.4 Päämuuntajan käämikytkimen asetteluiden vaikutukset Päämuuntajan alajännitepuolen jännitteen asetteluarvon vaikutus jakeluverkon siirtokykyyn Päämuuntajan käämikytkimen asetusarvoa muuttamalla voidaan Taalintehtaan sähköaseman nimellisjännitettä laskea 20.4 kv:sta ja siten tuulivoimaloiden tuotantotehoa voidaan nostaa. Jännite ei saa kuitenkaan muilla lähdöllä (tässä tutkittu vain Byholmen-lähtöä) samanaikaisesti laskea liian alas. Jos oletetaan että keskijänniteverkossa esiintyvän jännitteen minimiarvo on 19 kv:a (-5 % 20.00 kv:sta), saa jännite päämuuntajan alajännitepuolella laskea noin 19.7 kv:iin Byholmen-lähdön maksimikuorman (ylittymistodennäköisyys 50%) aikana (taulukko 5.2). Tällöin Byholmen-lähdön alhaisin jännite on 19.04 kv:a ja Kasnäs-lähdön alhaisin jännite generaattorin irtikytkentätilanteessa olisi 19.48 kv. Kun sähköaseman nimellisjännite pidetään 19.7 kv:ssa, voidaan sekä Byholmen että Kasnäs-lähtöjen maksimikuormitustilanteessa tuulivoimalan teho kasvattaa 3 MW:iin tehokertoimella 0.98 ind. Kun Kasnäs-lähdön kuorma on minimissään (ylittymistodennäköisyys 50%), voidaan jännitettä sähköasemalla laskea huomattavasti enemmän kuin maksimikuormitustilanteessa johtuen pienemmästä jännitteen alenemasta Byholmen-lähdöllä. Tuulivoimalan maksimituotanto saavutetaan kuitenkin jo sähköaseman jännitteellä 19.60 kv:a, kun voimalan tehokerroin on 0.92 ind. Tällöin alhaisin jännite Byholmen-lähdöllä on 19.49 kv:a. Minimikuormitustilanteessa Kasnäs-lähdön alhaisin jännite sijaitsee aina lähdön alkupäässä.

24 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla Taulukko 5.2. Lähtöjen alhaisimmat jännitteet muutettaessa sähköaseman nimellisjännitettä, kun Byholmen-lähdöllä maksimikuormitus ja tuulivoimala irti verkosta. Sähköaseman nimellisjännite [kv] Alin jännite Byholmen-lähdöllä [kv] Alin jännite Kasnäslähdöllä [kv] Tuulivoimalan suurin sallittu teho [MW] 20,40 19,74 20,18 1,90 (0,92 ind.) 20,20 19,53 19,98 2,35 (0,92 ind.) 20,00 19,34 19,79 2,80 (0,92 ind.) 19,80 19,14 19,56 3,00 (0,95 ind.) 19,70 19,04 19,48 3,00 (0,98 ind.) 19,60 18,94 19,37 3,00 (0,99 ind.) Taulukko 5.3. Byholmen-lähdön alhaisin jännite ja suurin sallittu tuotantoteho muutettaessa sähköaseman nimellisjännitettä, kun Kasnäs-lähdöllä minimikuormitus. Sähköaseman nimellisjännite Alin jännite Byholmenlähdöllä Alin jännite Kasnäs-lähdöllä Tuulivoimalan suurin sallittu teho [MW] [kv] [kv] [kv] cosφ=1,00 cosφ=0,92 ind. 20,40 20,29 20,40 0,85 1,10 20,20 20,10 20,20 1,15 1,60 20,00 19,90 20,00 1,50 2,05 19,80 19,70 19,80 1,85 2,50 19,60 19,49 19,60 2,20 3,00 19,40 19,28 19,40 2,55 3,00 19,20 19,09 19,20 2,90 3,00 19,10 19,00 19,10 3,00 3,00 Käämikytkimen lukitseminen säteittäisellä käyttötavalla Käämikytkimen lukitsemisella pyritään kasvattamaan jakeluverkon siirtokykyä tuulivoiman liityntäpisteestä nähtynä. Käämikytkimen lukitseminen aiheuttaa sen, että päämuuntajan alajännitepuolen jännite muuttuu kuormituksen mukaan. Toisaalta lukitsemisen avulla vähennetään myös käämikytkimen huoltotarvetta. Lukitseminen ei kuitenkaan tarkoita sitä, ettei keskijänniteverkon jännitettä säädettäisi. Tässä säätötavassa muuntajan läpi kulkevasta tehosta on vähennettävä tuulivoimalan tuottama teho, jotta todellinen kuormitusteho saataisiin selville. Käämikykimen asennot eri kuormitustilanteissa saadaan selvitettyä tehonjakolaskelmien avulla. Taulukoissa 5.4 ja 5.5 on esitetty tehonjakolaskelmien tulokset Kasnäs-lähdön minimi- ja maksimikuormitustilanteissa tuulivoimalan tuotantotehon suhteen säteittäisellä käyttötavalla. Generaattorin tehokerroin pidetään ykkösenä niin kauan kuin mahdollista. Käämikytkimen asento 1.02 (= suhteellinen muuntosuhde) on määritetty minimikuormitus- / maksimituotantotilanteiden perusteella. Generaattorin loistehon kulutus ja liityntäpisteen

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 25 jännite eivät saa tällöin ylittää maksimiarvojaan. Tämän jälkeen on tarkistettava alittaako minimijännite maksimikuormitus- / minimituotantotilanteessa sallitun minimijänniterajan. Minimikuormitustilanteessa 3 MW:n tuotantoteholla tuulivoimalan liityntäpisteen jännite ja generaattorin loistehonkulutus ovat maksimissaan. Maksimikuormitustilanteessa minimijännite (jännite Byholmen-lähdön hännillä) ei myöskään alita 19 kv:a, jota on pidetty jännitteen minimirajana. Taulukko 5.4. Minimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat käämikytkimen asennolla 1.02 säteittäisellä käyttötavalla. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 19,9 19,8 19,69 1,02 1,2 1 0 20,52 19,82 19,71 1,02 1,21 1,5 0 20,81 19,82 19,72 1,02 1,22 2 0,2 21 19,8 19,69 1,02 1 2,5 0,77 21 19,7 19,59 1,02 0,39 3 1,277995 21 19,61 19,51 1,02-0,16 Taulukko 5.5. Maksimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat käämikytkimen asennolla 1.02. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 19,44 19,7 19,27 1,02 0,73 1 0 20,08 19,72 19,29 1,02 0,78 1,5 0 20,38 19,73 19,3 1,02 0,8 2 0 20,67 19,74 19,3 1,02 0,8 2,5 0 20,95 19,75 19,31 1,02 0,8 3 0,45 21 19,67 19,24 1,02 0,31 Kuvissa 5.10 ja 5.11 on esitetty taulukoiden 5.4 ja 5.5 tuloksia graafisesti. Kuvasta 5.10 nähdään, ettei jännitteen sallittuja vaihtelurajoja ylitetä missään tilanteessa, vaikka käämikytkin pidetään vakioasennossa. Jakeluverkon siirtokykyä on pystytty nostamaan, koska sähköaseman jännite alenee sopivasti suuremmilla tuotantotehoilla. Käytännössä keskijänniteverkon jänniteprofiili tuotantotehon suhteen on hyvin vakaa. On kuitenkin syytä huomata, että minimijännite erityisesti maksimikuormitustilanteessa on hyvin alhainen. Minimijännitteen tasoa maksimikuormitustilanteessa voitaisiin luonnollisesti nostaa korottamalla sähköaseman jännitettä, jolloin tuotantotehoa jouduttaisiin rajoittamaan.

26 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla Jännite [kv] 21 20,8 20,6 20,4 20,2 20 19,8 19,6 19,4 19,2 19 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin teho [MW] Generaattorin jännite, minimikuorma Sähköaseman jännite, minimikuorma Minimijännite, minimikuorma Generaattorin jännite, maksimikuorma Sähköaseman jännite, maksimikuorma Minimijännite, maksimikuorma Kuva 5.10. Jännitteet minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun käämikytkin on lukittu asentoon 1.02 säteittäisellä käyttötavalla. Kuvasta 5.11 nähdään, että alhaisilla tuotantotehoilla olisi mahdollista säätää keskijänniteverkon jännitettä generaattorin tehokerrointa muuttamalla. Näissä laskelmissa tehokerroin on pyritty pitämään ykkösenä, jotta häviöt verkossa ja tuulivoimalassa minimoituisivat. Suuremmilla tuotantotehoilla generaattori kuluttaa loistehoa, jotta liityntäpisteen jännite ei ylittäisi 21 kv:a. Lisäksi kuvasta nähdään 110 kv:n verkkoon syötetyn loistehon määrät eri tilanteissa. Alhaisilla tuotantotehoilla keskijänniteverkko tuottaa loistehoa 0.8-1.2 MVar riippuen verkon kuormitustilanteesta. Tällöin olisi mahdollista myös lisätä loistehon syöttöä 110 kv:n verkkoon tuottamalla sitä tuulivoimalassa. Kun generaattori kuluttaa loistehoa suuremmilla tuotantotehoilla, on 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho myös pienempi kuin alhaisemmilla tuotantotehoilla. 3 MW:n tuotannolla minimikuormitustilanteessa loistehon suunta kääntyy siten, että loistehoa virtaa 110 kv:n verkosta keskijänniteverkkoon, koska generaattori kuluttaa tällöin huomattavan määrän loistehoa.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 27 Loisteho [MVar] 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0-0,2 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin pätöteho [MW] Generaattorin kuluttama loisteho, minimikuorma 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, minimikuorma Generaattorin kuluttama loisteho, maksimikuorma 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, maksimikuorma Kuva 5.11. Loistehot minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun käämikytkin on lukittu asentoon 1.02 säteittäisellä käyttötavalla. Käämikytkimen lukitseminen rengaskäytössä Kasnäs- ja Byholmen-lähtöjen rengaskäytölle tehtiin vastaavanlaiset laskelmat kuin edellä säteittäiselle käyttötavalle. Tulokset ovat muuten samansuuntaiset, mutta käämikytkimen asento on hieman muuttunut ja jännitetaso keskijänniteverkossa on huomattavasti korkeampi kuin säteittäisellä käyttötavalla. Tehonjakolaskelmien tulokset on esitetty taulukoissa 5.6 ja 5.7 ja kuvissa 5.12 ja 5.13. Minimikuormitustilanteessa generaattorin loistehonkulutus ja liityntäpisteen jännite ovat maksimissaan 3 MW:n tuotantoteholla, kun käämikytkin on asennossa 0.998. Jännitteen minimiarvo maksimikuormitustilanteessa tuulivoimalan irtikytkentätilanteessa ei myöskään laske alle 19 kv:n, joten käämikytkimen asento on hyväksyttävissä. Taulukko 5.6. Minimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat käämikytkimen asennolla 0.998 rengaskäytössä. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 20,27 20,24 20,21 0,998 1,26 1 0 20,7 20,26 20,26 0,998 1,28 1,5 0 20,9 20,26 20,26 0,998 1,29 2 0,26 21 20,23 20,23 0,998 1,02 2,5 0,76 21 20,15 20,15 0,998 0,49 3 1,277995 21 20,06 20,06 0,998-0,07

28 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla Taulukko 5.7. Maksimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat käämikytkimen asennolla 0.998 rengaskäytössä. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 19,87 20,14 19,71 0,998 0,78 1 0 20,31 20,16 19,93 0,998 0,84 1,5 0 20,53 20,18 20,03 0,998 0,87 2 0 20,73 20,18 20,13 0,998 0,86 2,5 0 20,93 20,19 20,19 0,998 0,86 3 0,35 21 20,14 20,14 0,998 0,49 Rengaskytkennässä keskijänniteverkon jännitetaso on noin 0.5 kv:a korkeampi kuin säteittäisellä käyttötavalla. Erityisen mielenkiintoinen tilanne on minimikuormitustilanteessa, missä jännitteen alhaisin arvo löytyy lähes aina sähköasemalta. Tämä johtuu siitä, että rengaskytkentä tukee sopivasti myös Byholmen-lähdön jännitetasoa. Loistehon suhteen ei juuri tapahdu muutoksia säteittäiseen käyttötapaan verrattuna. Muutos loistehoissa johtuu kohonneesta jännitetasosta, jolloin kaapeleiden tuottama loisteho on hieman suurempi rengaskäytössä kuin säteittäisessä käytössä. Jännite [kv] 21,1 20,9 20,7 20,5 20,3 20,1 19,9 19,7 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin teho [MW] Generaattorin jännite, minimikuorma Sähköaseman jännite, minimikuorma Minimijännite, minimikuorma Generaattorin jännite, maksimikuorma Sähköaseman jännite, maksimikuorma Minimijännite, maksimikuorma Kuva 5.12. Jännitteet minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun käämikytkin on lukittu asentoon 0.998 rengaskytkennässä.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 29 1,4 1,2 Generaattorin kuluttama loisteho, minimikuorma Loisteho [MVar] 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0-0,2 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin pätöteho [MW] 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, minimikuorma Generaattorin kuluttama loisteho, maksimikuorma 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, maksimikuorma Kuva 5.13. Loistehot minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun käämikytkin on lukittu asentoon 0.998 rengaskytkennässä. Generaattorin automaattinen jännitteensäätäjä ja muuntajan käämikytkimen lukitus säteittäisellä käyttötavalla Edellistä jännitteensäätötapaa pyrittiin jalostamaan siten, että keskijänniteverkon loistehontuotanto voitaisiin maksimoida tai loistehonkulutus minimoida ja poistaa säätölaitteiden asetteluiden muutostarvetta. Päämuuntajan käämikytkimen asennon perustaksi valittiin 0.998, jotta alhaisemmilla tuotantotehoilla myös säteittäisellä käyttötavalla voitaisiin sähköaseman jännite pitää korkeammalla. Käämikytkintä muutetaan ainoastaan, jos jännite tuulivoimalan liityntäpisteessä on liian korkea ja generaattori kuluttaa maksimimäärän loistehoa. Lisäksi sähköaseman jännitettä tuetaan tuulivoimalan automaattisella jännitteensäätäjällä, joka ylläpitää valittua jännitetasoa loistehokapasiteettinsa puitteissa tuulivoimalan liityntäpisteessä. Näissä tarkasteluissa valittiin jännitteen asetusarvoksi 21 kv:a. Keskijänniteverkon jännitteen hallinta onnistuu tällä hieman tavallista monimutkaisemmalla säätötavalla nykyisillä automaatiojärjestelmillä ja laitteilla aikaisempaa paremmin. Samalla voidaan koordinoida eri laitteiden säätöä keskenään. Tuulivoimalan automaattinen jännitteensäätäjä edellyttää, että tuulivoimala on toteutettu taajuusmuuttajalla. Taulukossa 5.8 ja 5.9 on esitetty Kasnäs-lähdön minimi- ja maksimikuormitustilanteiden tehonjakolaskelmien tulokset tuotantotehon suhteen edellä kuvatulla säätöstrategialla toteutettuna. Kun tuotantoteho saavuttaa 2 MW:a minimikuormitustilanteessa, joudutaan käämikytkimen asentoa muuttamaan, jotta generaattorin liityntäpisteen jännite ei ylittäisi maksimiarvoaan, koska generaattori toimii loistehorajallaan. Maksimituotannolla käämikytkin saavuttaa lopulta saman arvon kuin käämikytkimen lukitsemiseen perustuvassa

30 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla säätöstrategiassa minimikuormitustilanteessa. Maksimikuormitustilanteessa sen sijaan käämikytkimen asentoon ei tarvitse puuttua. 1 MW:n tuotantoteholla maksimikuormitustilanteessa ei generaattorin liityntäpisteessä voida saavuttaa 21 kv:n jännitetasoa, koska generaattori ei kykene tuottamaan riittävästi loistehoa. Tästä johtuen jännitteet jäävät hieman oletettua alhaisemmiksi. Kuvissa 5.14 ja 5.15 on esitetty taulukoiden 5.8 ja 5.9 tulokset graafisessa muodossa. Taulukko 5.8. Minimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat säteittäisellä käyttötavalla. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 20,36 20,24 20,14 0,998 1,27 1-0,11 21 20,27 20,17 0,998 1,28 1,5 0,48 21 20,18 20,08 0,998 0,79 2 0,84 21 20,02 19,92 1,003 0,39 2,5 1,04 21 19,81 19,71 1,012 0,13 3 1,27 21 19,61 19,51 1,02-0,16 Taulukko 5.9. Maksimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat säteittäisellä käyttötavalla. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 19,88 20,14 19,7 0,998 0,78 1-0,41 20,7 20,23 19,79 0,998 1,23 1,5-0,41 21 20,24 19,8 0,998 1,26 2 0,18 21 20,15 19,71 0,998 0,67 2,5 0,74 21 20,06 19,62 0,998 0,08 3 1,26 21 19,97 19,53 0,998-0,49 Verrattaessa esitettyä säätöstrategiaa edelliseen säätötapaan, havaitaan, että jännitetaso sähköasemalla ja minimijännitepisteessä Byholmen-lähdön hännillä on kohonnut. 110 kv:n verkkoon syötettävän loistehon osalta vaikutus on päinvastainen johtuen generaattorin kuluttaman loistehon suurentumisesta.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 31 20,4 20,3 Jännite [kv] 20,2 20,1 20 19,9 19,8 19,7 19,6 Sähköaseman jännite, minimikuorma Minimijännite, minimikuorma Sähköaseman jännite, maksimikuorma Minimijännite, maksimikuorma 19,5 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin teho [MW] Kuva 5.14. Jännitteet minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun generaattorin liityntäpisteen jännite pyritään pitämään 21 kv:ssa ja käämikytkin asennossa 0.998 säteittäisessä käyttötavassa. Loisteho [MVar] 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0-0,2-0,4-0,6 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin pätöteho [MW] Generaattorin kuluttama loisteho, minimikuorma 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, minimikuorma Generaattorin kuluttama loisteho, maksimikuorma 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, maksimikuorma Kuva 5.15. Loistehot minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun generaattorin liityntäpisteen jännite pyritään pitämään 21 kv:ssa ja käämikytkin asennossa 0.998 säteittäisessä käyttötavassa. Generaattorin automaattinen jännitteensäätäjä ja muuntajan käämikytkimen lukitus rengaskäytössä Rengaskäytössä säätötapojen välinen ero ei ole suuri. Alhaisilla tuotantotehoilla minimikuormitustilanteessa jälkimmäisessä säätötavassa jännitteet sähköasemalla ja minimipisteessä (usein sähköasemalla) ja 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho ovat hieman suuremmat kuin käämikytkimen lukitsemisstrategiassa. Maksimikuormitustilanteessa erot

32 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla säätöstrategioiden välillä ovat samanlaiset kuin minimikuormitustilanteessakin, mutta ero strategioiden välillä on selkeämpi. Tehonjakolaskelmien tulokset rengaskäytössä tuulivoimalan automaattisen jännitteensäätäjän ja käämikytkimen lukitsemisen yhdistetylle säätöstrategialle on esitetty taulukoissa 5.10 ja 5.11. Graafisessa muodossa tulokset on esitetty kuvissa 5.16 ja 5.17. Taulukko 5.10. Minimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat rengaskäytössä. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 20,27 20,24 20,22 0,998 1,28 1-0,43 20,86 20,33 20,33 0,998 1,71 1,5-0,27 21 20,31 20,31 0,998 1,56 2 0,25 21 20,23 20,23 0,998 1,02 2,5 0,76 21 20,15 20,15 0,998 0,49 3 1,24 21 20,07 20,07 0,998-0,04 Taulukko 5.11. Maksimikuormitustilanteen tehonjakolaskelmat rengaskäytössä. [MW] Voimalan loistehon kulutus [MVar] Voimalan jännite Tuotantoteho Sähköaseman jännite [kv] Minimijännite Käämikytkimen asento Loistehon syöttö 110 kv:n verkkoon [kv] [kv] [MVar] 0 0 19,87 20,15 19,72 0,998 0,8 1-0,41 20,47 20,23 20,04 0,998 1,25 1,5-0,63 20,76 20,28 20,2 0,998 1,48 2-0,72 21 20,3 20,3 0,998 1,58 2,5-0,19 21 20,22 20,22 0,998 1,05 3 0,33 21 20,14 20,14 0,998 0,52

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 33 20,4 Jännite [kv] 20,3 20,2 20,1 20 19,9 19,8 Sähköaseman jännite, minimikuorma Minimijännite, minimikuorma Sähköaseman jännite, maksimikuorma Minimijännite, maksimikuorma 19,7 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin teho [MW] Kuva 5.16. Jännitteet minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun generaattorin liityntäpisteen jännite pyritään pitämään 21 kv:ssa ja käämikytkin asennossa 0.998 rengaskäytössä. 2 Loisteho [MVar] 1,5 1 0,5 0-0,5 Generaattorin kuluttama loisteho, minimikuorma 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, minimikuorma Generaattorin kuluttama loisteho, maksimikuorma 110 kv:n verkkoon syötetty loisteho, maksimikuorma -1 0 1 1,5 2 2,5 3 Generaattorin pätöteho [MW] Kuva 5.17. Loistehot minimi- ja maksimikuormitustilanteissa, kun generaattorin liityntäpisteen jännite pyritään pitämään 21 kv:ssa ja käämikytkin asennossa 0.998 rengaskäytössä. Johtopäätöksiä käämikytkimen säätöön liittyen Edellä esitetyt säätöstrategiat eivät välttämättä ole suoraan yleistettävissä mihin tahansa keskijänniteverkkoon, vaan ne on rakennettu tutkittavaan järjestelmään sopiviksi. On myös täysin mahdollista, että on löydettävissä näitäkin tehokkaampia säätötapoja. Strategioita ei myöskään ole pohdittu sähkön laadun näkökulmasta kovin syvällisesti muuta kuin jännitetason suhteen.

34 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla Yleisesti edellä esitettyjen laskelmien pohjalta voidaan todeta, ettei päämuuntajan käämikytkimen säätöä välttämättä kannata perustaa sähköaseman alajännitepuolen jännitteeseen. Sähköaseman jännite ei kerro koko totuutta verkosta, jossa on merkittävä määrä hajautettua tuotantoa. Lisäksi kompoundisäätöä tulisi muuttaa siten, että säädön perustana käytettävässä tehossa huomioitaisiin tuotantoteho. Eräs mahdollinen yksinkertainen ja helposti toteutettavissa oleva muutos liittyy käämikytkimen sallittuihin minimi- ja maksimirajoihin. Jos käämikytkimen toimintaa rajoitetaan siten, että käämikytkin askeltaa ainoastaan välillä 0.998-1.02, voidaan tuulivoimalan liityntätehoa kasvattaa. Tällöin liityntäteho voisi olla jopa 3 MW:a, jos tarvittaessa rajoitetaan tuotantotehoa liityntäpisteen jännitteen perusteella. Laskelmat ovat myös osoittaneet, että on täysin realistista ajatella sähköaseman jännitetason alentamista muuttamalla alajännitepuolen asetusarvoa. Parhaaseen tulokseen päästään kuitenkin koordinoimalla jännitteen ja loistehon säätöön osallistuvien laitteiden toimintaa verkon kuormitus- ja tuotantotilanteen mukaan. Tällöin on myös mahdollista luoda ylemmän tason tavoitteita säätötavoille, missä esimerkiksi haluttaisiin maksimoida 110 kv:n verkkoon syötettävän loistehon määrä tilanteen mukaan. Kasnäs- ja Byholmen-lähtöjen rengaskytkentä mahdollistaa myös huomattavan lisäyksen tuulivoimalan liityntätehossa, parantaa keskijänniteverkon jännitetasoa ja pienentää kuormituksen ja tuulivoimalan tehonmuutosten aiheuttamia jännitteen vaihteluita. 5.5 Tuottamatta jäävän tuulienergian arviointi Tuulituotannon arviointi Tuuliolosuhteet ovat luonteeltaan hyvin paikallisia ja saattavat vaihdella myös vuosittain. Tässä tarkastelussa on oletettu, että tuulen käyttäytyminen on täysin satunnaista. Tuulen jakauma on muodostettu normaalijakaumien avulla, joiden keskiarvot ovat 5.5 ja 8 m/s ja keskihajonnat 2 ja 1.5 m/s. Lisäksi 8 m/s keskiarvoltaan olevan jakauman painoarvoa on pienennetty 30 %:iin. Parametrien arvot on saatu arvioimalla Högsåraa vastaavien sijoituspaikkojen mitattuja tuulitilastoja [11]. Kahden eri jakauman yhdistelmällä pyritään kuvaamaan tuulen keskimääräistä vuodenaikavaihtelua. Laskelmissa voitaisiin myös helposti tutkia käytettyjen parametrien vaikutusta tuottamatta jäävään tuulienergiaan. Tuulesta saatava teho määräytyy tuuli-tehokäyrän perusteella tuulimyllykohtaisesti (kuva 5.18). 750 kw:n yksiköitä on kaikkiaan neljä kappaletta, joten niiden yhteisteho on 3 MW:a.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 35 750 Teho tuulimyllyä kohti [kw] 625 500 375 250 125 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Tuulennopeus [m/s] Kuva 5.18. Approksimaatio Högsåran tuulivoimalan tuuli-tehokäyrästä. Voimalan teoreettinen vuosienergia on 26280 MWh. Tuulijakauman perusteella on kuitenkin päädytty 7868 MWh:n vuosienergiaan, jolloin voimalan kapasiteettikerroin olisi 0.3, mikä edustaa hyvän sijoituspaikan ja uudenaikaisen tuulivoimalan kapasiteettikerrointa. Kuvassa 5.19 on esitetty simuloidun tuulen ja tuulivoimalan ulostulotehontehon histogrammi yhdelle vuodelle simuloitujen tuulten ja tuulimyllyn tuuli-tehokäyrän perusteella. 500 400 Lukumäärä 300 200 100 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Tuulen nopeus [m/s] 1000 Lukumäärä 800 600 400 200 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Pätöteho [kw] Kuva 5.19. Simuloitu tuulennopeuden ja ulostulotehon histogrammit tuulimyllyä kohti.

36 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla Jakeluverkon siirtokyky Kuten edellä on todettu, riippuu jakeluverkon siirtokyky voimakkaasti verkon kuormitustilanteesta ja johtolähtöjen kytkentätavasta. Tutkittavan jakeluverkon (Kasnäs ja Byholmen-lähdöt) kuormituksia kasvatettiin Kasnäs-lähdön minimikuormitustilanteesta lähtien kertomalla kaikki kuormitukset jollakin samansuuruisella vakiolla. Pätö- ja loiskuormien suhde pidettiin vakiona. Taulukossa 5.12 on esitetty tutkittavan jakeluverkon siirtokyky Kasnäs-lähdön kuormituksen suhteen minimi- ja maksimikuormituksen välillä. Verkon siirtokyky on 800-1100 kw suurempi rengaskäytössä kuin käytettäessä johtolähtöjä säteittäisesti. Maksimituotannossa esiintyy askelmaisia muutoksia, koska päämuuntajan käämikytkin toimii diskreetisti ja maksimituotannon suuruus etsittiin 100 kw:n tarkkuudella. Päämuuntajan käämikytkimen asetteluilla on myös vaikutusta yksittäisten arvojen suuruuteen. Maksimituotannon suuruus määräytyi kaikissa tilanteissa generaattorin liityntäpisteen jännitteen perusteella. Jännitteen maksimiarvona käytettiin 21 kv:a. Säteittäisessä käyttötavalla verkon minimijännitteet löytyvät Byholmen-lähdön loppupäästä. Rengaskäytössä minimijännitteet löytyvät puolestaan sähköasemalta. Jännitteenalenema ei muodostu ongelmaksi yhdessäkään tilanteessa, vaikka generaattori kuluttaakin maksimimäärän loistehoa tehokertoimella 0,92 ind. Taulukko 5.12. Jakeluverkon siirtokyky kuormituksen nykyisellä vaihteluvälillä. Kasnäs-lähdön kuorma [kw] Maksimituotanto [kw] Verkon minimijännite [kv] Generaattorin loisteho [kvar] Säteittäinen Rengas Säteittäinen Rengas Säteittäinen Rengas 364 1120 1900 20,30 20,40-480 -810 473 1250 2000 20,23 20,39-530 -852 572 1300 2100 20,19 20,40-553 -895 685 1350 2300 20,19 20,40-575 -980 815 1550 2500 20,05 20,40-660 -1065 984 1750 2700 19,97 20,40-745 -1150 1174 2000 2900 19,95 20,40-852 -1150 Rengasverkon edut säteittäiseen käyttöön nähden korostuvat myös nykyistä maksimikuormitusta suuremmilla kuormituksen arvoilla (Taulukko 5.13). Verkon kuormituksen kasvaessa riittävän suureksi, voidaan tuulivoimaloiden maksimiteho 3 MW:a siirtää myös säteittäisessä käyttötavassa. Nykyiseen tilanteeseen nähden Kasnäs-lähdön kuormituksen pitäisi kuitenkin kasvaa noin 1 MW:n verran, jolloin Byholmen-lähdön minimijännite on hyvin lähellä 5 %:n jännitteenalenemarajaa (19 kv). Rengasverkon tapauksessa verkon minimijännite pysyy lähellä 20 kv:a. Suurimmilla kuormituksen arvoilla (Kasnäs-lähdön kuorma > 2034 kw) generaattori tuottaa loistehoa, jotta liityntäpisteen jännite pysyisi 21 kv:ssa. Tämä ei kuitenkaan ole välttämätöntä verkon jännitetason kannalta. Generaattorin säädössä voitaisiin siirtyä myös toimintatilaan, jossa generaattorin tehokerroin on yksi. Rengaskäytössä Kasnäs-lähdön kuormituksesta 2912 kw lähtien, generaattori ei voi

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 37 tuottamaan riittävää määrää loistehoa liityntäpisteen jännitteen ylläpitämiseksi 21 kv:ssa. Rengaskäytössä verkon kuormitus voi kasvaa yli kolminkertaiseksi, jos tuotanto on samanaikaisesti maksimissaan. Taulukko 5.13 Jakeluverkon siirtokyky maksimikuormitusta suuremmilla kuorman arvoilla. Kasnäslähdön kuorma [kw] Maksimituotanto [kw] Verkon minimijännite [kv] Generaattorin loisteho [kvar] Generaattorin jännite [kv] Säteittäinen Rengas Säteittäinen Rengas Säteittäinen Rengas Säteittäinen Rengas 1416 2100 3000 19,72 20,3-895 -1200 21 21 1679 2300 3000 19,63 20,15-980 -600 21 21 2034 2500 3000 19,39 20,04-1065 -200 21 21 2398 3000 3000 19,2 19,92-1278 700 21 21 2599 3000 3000 19,12 19,86-1050 950 21 21 2912 3000 3000 18,97 19,74-800 1278 21 21 3127 3000 3000 18,84 19,6-650 1278 21 20,86 3415 3000 3000 18,69 19,5-350 1278 21 20,8 Jännitteestä riippuva maksimituotanto Högsåran tuulivoimalan suurin sallittu tuotantoteho voidaan määrittää suoraan voimalan liityntäpisteen jännitteen avulla. Laskelmissa ei ole esiintynyt yhtään tilannetta, missä verkon suurin jännite sijaitsisi jossain muualla kuin tuulivoimalan liityntäpisteessä tai sähköasemalla. Tuulivoimalan tehoa joudutaan rajoittamaan, jos liityntäpisteen teho kasvaa suuremmaksi kuin 21 kv:a. Rajoitus voidaan tehdä automaattisesti ohjaamalla taajuusmuuttajaa paikallisen jännitemittauksen avulla. Kuvien 5.20-5.21 kaaviossa on esitetty laskentatulokset tuotantotehon rajoittamisesta johtuvan tuottamatta jääneen sähkön määristä eri kuorman pysyvyyskäyrillä käytettäessä jakeluverkkoa säteittäisenä ja renkaassa. Kuormituksen pysyvyyskäyrät on esitetty kuvassa 5.22. Jakeluverkon siirtokyky saadaan taulukosta 5.12. Kuvia 5.20 ja 5.21 vertailemalla nähdään verkon kytkentätavan suuri merkitys tuottamatta jäävään sähköön. Kuormituksen pysyvyyskäyrän vaikutus on sen sijaan hyvin pieni verkon kytkentätapaan verrattuna. Säteittäisessä käyttötavassa 3 MW:n tuotantokapasiteetilla mahdollisesta tuulienergiasta jää noin 1500 MWh:a tuottamatta riippuen kuorman pysyvyyskäyrästä. Rengaskäytön etu 3 MW:n tuotantokapasiteetilla on noin 1200 MWh:a tai 22.83 /MWh sähkön hinnalla (vuoden 2001 kuukausittainen elspot-keskihinta) on noin 27400. Jos tuotantokapasiteetti rajoitetaan 2,25 MW:iin, jää tuottamatta jäänyt energia rengaskäytössä hyvin pieneksi (alle 40 MWh) kaikissa eri vaihtoehdoissa. Tosin rengaskäytön etu säteittäiseen käyttötapaan nähden kaventuu huomattavasti. Tuotantokapasiteetin ollessa 1,5 MW, voidaan tuotantokapasiteetti hyödyntää täysimääräisesti rengaskäytössä ja säteittäiskäytössäkin tuottamatta jäänyt energia jää alle 60 MWh:n. Kun tätä verrataan minimikuormitus maksimituotanto tilanteessa määrättyyn suurimpaan sallittuun liittymistehoon (1120 MW), havaitaan, että tuulivoimalan liittymistehoa ja samalla sen tuottamaa sähköä voidaan huomattavasti kasvattaa huomioimalla tuulivoiman satunnaisuus.

38 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla Tuottamatta jäänyt energia [MWh] 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1528 1556 1591 562 585 614 36,6 47,8 60,8 1 2 3 Kuorman pysyvyyskäyrät 3 MW 2.25 MW 1.5 MW Kuva 5.20. Tuottamatta jäänyt sähkö säteittäisellä käyttötavalla eri liityntätehoilla ja kuorman pysyvyyskäyrillä. Tuottamatta jäänyt energia [MWh] 400 350 300 250 200 150 100 50 0 389 356 321 11,5 22,9 34,2 0 0 0 1 2 3 Kuorman pysyvyyskäyrät 3 MW 2.25 MW 1.5 MW Kuva 5.21. Tuottamatta jäänyt sähkö rengaskäytössä eri liityntätehoilla ja kuorman pysyvyyskäyrillä.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 39 1200 1100 1000 Kuorma [kw] 900 800 700 600 Pysyvyyskäyrä 1 Pysyvyyskäyrä 2 Pysyvyyskäyrä 3 500 400 300 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Tunti [h] Kuva 5.22. Kuorman pysyvyyskäyrät. 5.6 Taalintehtaan ja Vikomin sähköasemien rengaskäytön ja varayhteyden tarkastelut Taalintehtaan ja Vikomin sähköasemat voidaan kytkeä yhteen keskijännitepuolella varasyöttöyhteyden avulla, sillä edellytyksellä, että ko. muuntajia voidaan käyttää rinnakkain. Taulukoissa 5.14 ja 5.15 on esitetty tehonjakolaskelmien tuloksia sähköasemien rengaskytkennöille erilaisilla kytkentätavoilla minimi- ja maksimikuormitustilanteissa. Asemien kytkeminen renkaaksi ei juuri vaikuta normaalitilanteessa tuulivoimalan suurimpaan sallittuun tuotantotehoon. Tuulivoimalan liityntätehoa voitaisiin aavistuksen korottaa sekä minimi- että maksimikuormitustilanteissa. Taalintehtaan päämuuntajan vikaantuminen johtaa puolestaan hyvin herkkään tilanteeseen erityisesti minimikuormitustilanteessa, missä pienikin tuotantotehon muutos johtaa helposti suureen muutokseen Kasnäs- ja Byholmen-lähtöjen jännitteissä. Tällöin on ehdottomasti huolehdittava siitä, ettei tuulivoimala pysty tuottamaan liian suurta tehoa. Jännite tuulivoimalan liityntäpisteessä voi nousta jopa 26.42 kv:iin. Jännitteen suuri herkkyys tuotantotehon suhteen johtuu siitä, että sähköinen etäisyys sähköaseman ja tuulivoimalan välillä kasvaa moninkertaiseksi normaalitilanteeseen verrattuna. Toisaalta, jos tuulivoimala tuottaa edes hiemankin tehoa, on siitä välittömästi apua keskijänniteverkon jännitteiden ylläpitämiseksi Kasnäs- ja Byholmen-lähtöjen alueella. Maksimikuormitustilanteessa tarvitsee tuulivoimalan tuottaa vähintään 1.5 MW:a, jotta liityntäpisteen jännite ylittäisi 19 kv:a. Kasnäs- ja Byholmen-lähtöjen rengaskäytöllä on merkittävä vaikutus Taalintehtaan päämuuntajan vikaantuessa Byholmen-lähdön jännitteisiin.

40 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla Taulukko 5.14. Kasnäs-lähdön tiedot minimikuormitustilanteesta eri kytkentävaihtoehdoilla. Kytkentätapa Tuulivoimalan pätöteho [MW] Tuulivoimalan jännite [kv] Tuulivoimalan tehokerroin Taalintehdas ja Vikom renkaassa, 1.44 21.00 0.92 ind Taalintehtaan lähdöt säteittäin 1.10 21.00 1.00 Taalintehdas ja Vikom renkaassa, 2.02 21.00 0.92 ind Taalintehtaan lähdöt renkaassa 1.60 21.00 1.00 Taalintehtaan päämuuntajan vikaantuminen, Taalintehtaan lähdöt renkaassa 0 18.67 1.00 0.715 21.00 1.00 3 26.42 1.00 0.776 21.00 0.92 ind 3 25.69 0.92 ind Taulukko 5.15. Kasnäs-lähdön tiedot maksimikuormitustilanteesta eri kytkentävaihtoehdoilla. Kytkentätapa Tuulivoimalan pätöteho [MW] Tuulivoimalan jännite [kv] Tuulivoimalan tehokerroin Taalintehdas ja Vikom renkaassa, 2.30 21.00 0.92 ind Taalintehtaan lähdöt säteittäin 1.78 21.00 1.00 Taalintehdas ja Vikom renkaassa, 3.00 20.96 0.92 ind Taalintehtaan lähdöt renkaassa 2.35 21.00 1.00 Taalintehtaan päämuuntajan vikaantuminen, Taalintehtaan lähdöt renkaassa 1.5 19.04 1.00 2.25 21.00 1.00 3 22.42 1.00 1.5 18.56 0.92 ind 2.60 21.00 0.92 ind 3 21.62 0.92 ind 5.7 Närpiön tuulivoimalan verkostovaikutukset Närpiön sähköaseman Kalax-lähtö on noin 16.6 km:ä pitkä ja Operasta saatujen tietojen perusteella sen minimikuormitus on 93.3 kw (sunnuntai 12. toukokuuta klo 04:00). Samanaikaisesti Ylimarkun sähköaseman Knösen-lähtö on 224.3 kw:n kuormassa. Kalax-lähdön maksimikuormitus on 578.9 kw (lauantai 14. syyskuuta klo 17:00), jolloin Knösen-lähtö on 1284.1 kw:n kuormassa. Tuulivoimala (0.75 MW) on yleensä kytketty Närpiön sähköaseman Kalax-lähdön loppupäähän. Tuulivoimalan etäisyys Närpiön sähköasemalta on siis n. 16.6 km:ä. Ylimarkun sähköaseman Knösen-lähtö taas on noin 24.6 km:ä pitkä. Laskelmissa käytetty verkko on esitetty kuvassa 5.23. Kummaltakin sähköasemalta on kuvattu lähteväksi ainoastaan yksi johtolähtö, jotka voidaan kytkeä yhteen varasyöttöyhteyden kautta. Keskijänniteverkosta on kuvattu ainoastaan runkojohdot ja kuormitukset on keskitetty valittujen johtovälien puoliväliin. Närpiön ja Ylimarkun päämuuntajien alajännitepuolen jännite on pyritty pitämään 20.5 kv:ssa

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 41 0,171 MW 0,050 MVR Knösen Osa B 10 20,40 kv 11 0,015 MW 0,004 MVR Knösen Osa C 20,43 kv 9 20,40 kv 14 15 16 0,23 MW 110/20 kv 110 kv 0,03 MVR Knösen Osa A 0,9755 13 20,49 kv 110,0 kv110,0 kv 12 0,021 MW Ylimarkku 0,006 MVR 20,47 kv 20,46 kv 0,021 MW 0,006 MVR 8 20,40 kv Kalax Osa C 6 5 20,60 kv 0,078 MW 0,023 MVR 4 Tuulivoimala 0,750 MW -0,188 MVR 7 20,68 kv 0,019 MW 0,005 MVR Kalax Osa B 20,52 kv Kalax Osa A 3 2 110/20 kv 0,9755 1 110 kv Närpiö -0,64 MW 0,20 MVR 20,77 kv 20,49 kv 110,0 kv110,0 kv Kuva 5.23. Närpiön ja Ylimarkun keskijänniteverkot ja Närpiön tuulivoimala Kalax-lähdön minimikuormitus- maksimituotantotilanteessa. Tuulivoimala on vakionopeuksinen 4-/6-napainen (kaksinopeuksinen), sakkaussäätöinen ja se on varustettu epätahtigeneraattorilla (750/200 kw) ja tyhjäkäyntitarpeen suuruutta vastaavalla askelmaisella kompensointikondensaattorilla (225 kvar). Tuulivoimala käynnistyy, kun tuulennopeus on 3 m/s, ja tällöin 6-napaisen epätahtigeneraattorin loistehonkulutus nimellisteholla (200 kw) on 134 kvar (tyhjäkäynnissä 84 kvar). Tuulennopeuden ylittäessä 9 m/s vaihdetaan epätahtigeneraattori 4-napaiseksi, jonka loistehon kulutus nimellisteholla (750 kw) on 385 kvar (tyhjäkäynnissä 225 kvar). Tuulivoimalaa voidaan kylmällä ilmalla ylikuormittaa 10 %:a. Taulukko 5.18. Tuulivoimalan epätahtigeneraattorin tehokerroin eri kuormitusasteilla. Generaattorin kuormitus (750 kw) 25 % (188 kw) 50 % (375kW) 75 % (563 kw) 100 % (750kW) 110 % (825 kw) Tehokerroin ilman kompensointia 0.66 0.83 0.87 0.89 0.89 Tehokerroin kompensoinnilla 0.99 0.99 0.98 0.97 0.97 Generaattorin kuormitus (200 kw) 25 % (50 kw) 50 % (100kW) 75 % (150 kw) 100 % (200kW) 110 % (220 kw) Tehokerroin ilman kompensointia 0.65 0.72 0.80 0.83 0.84 Tehokerroin kompensoinnilla 0.98 0.97 0.99 0.99 0.99 Tehtyjen laskelmien perusteella jännitteennousu yli 21.00 kv:n ei ole ongelma tuulivoimalan liityntäpisteessä tai muualla verkossa. Kun kuormitusten ylittymistodennäköisyys oli 50% ja sähköasemien lähdöt (Kalax ja Knösen) säteittäin oli jännite liityntäpisteessä korkeimmillaan

42 Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 20.77 kv maksimituotanto- minimikuormitustilanteessa (tehonjakolaskelman tulokset on esitetty kuvassa 5.23) ja alimmillaan 20.30 kv minimituotanto- maksimikuormitustilanteessa. Maksimissaan samantyyppistä tuulivoimaa voitaisiin Kalax-lähdön minimikuormituksen aikana kytkeä verkkoon (kuormitusten ylittymistodennäköisyys 50% ja cosφ=0.97 ind ) yhteensä 1.30 MW:a, jolloin liityntäpisteen jännite olisi 21.00 kv:a. Kuvassa 5.24 on esitetty tuulivoimalan tehon vaikutus liityntäpisteen jännitteeseen minimikuormitustilanteessa ilman kompensointia ja kompensoinnin kanssa. Kompensoinnin merkitys näkyy selkeämmin kuvasta 5.25, missä on esitetty tuotantotehon ja kompensoinnin vaikutus loistehon ottoon 110 kv:n verkosta. ei kompensointia kompensoinnilla 20,8 20,75 Jännite [kv] 20,7 20,65 20,6 20,55 20,5 20,45 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,8 Tuulivoiman teho [MW] Kuva 5.24. Tuulivoimalan kompensoinnin ja tuotantotehon vaikutus liityntäpisteen jännitteeseen. Kompensoitu Ei kompensointia Loisthon otto 110 kv:n verkosta [MVar] 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 0,05 0,15 0,375 0,563 0,75 0,79 Tuulivoimalan teho [MW] Kuva 5.25. 110 kv:n verkosta otettava loisteho tuotantotehon ja kompensoinnin suhteen.

Laskentaesimerkit PowerWorld-ohjelmalla 43 Kun kuormitusten ylittymistodennäköisyys oli 50% ja sähköasemien lähdöt (Kalax ja Knösen) kytketään renkaaseen oli jännite liityntäpisteessä korkeimmillaan 20.73 kv maksimituotanto- minimikuormitustilanteessa ja alimmillaan 20.19 kv minimituotantomaksimikuormitustilanteessa. Rengaskytkennässä voitaisiin samantyyppistä tuulivoimaa Kalax-lähdön minimikuormituksen aikana kytkeä verkkoon (kuormitusten ylittymistodennäköisyys 50% ja cosφ=0.97 ind ) yhteensä 1.55 MW:a, jolloin liityntäpisteen jännite olisi 21.00 kv:a. Närpiön sähköaseman päämuuntajan vikaantuessa syötetään Kalax-lähdön kuormia Ylimarkun sähköaseman kautta varasyöttöyhteyden kautta. Tällöin tuulivoimalan etäisyys sähköasemalle on huomattavasti suurempi kuin normaalitilanteessa. Tuulivoimalan liityntäpisteen jännite oli minimikuormitustilanteessa 20.88 kv:a maksimituotannolla ja 20.34 kv:a tuulivoimalan ollessa irti verkosta. Maksimikuormitustilanteessa liityntäpisteen jännite oli 20.00 kv:a maksimituotannolla ja tuulivoimalan ollessa irti verkosta laskee jännite 19.45 kv:iin.

Johtopäätökset 45 6. JOHTOPÄÄTÖKSET Tehonjakolaskelmien avulla voidaan määrittää kuinka suuri teho nykyiseen verkkoon voidaan tiettyyn pisteeseen liittää. Laskelmilla voidaan määrittää myös tarvittavat verkostoinvestoinnit, investoinnit verkon käyttötapojen muuttamiseksi tai tuottamatta jäänyt tuulienergia verkon rajoitusten takia halutulla liityntäteholla liityntäkustannusten ja -maksujen määrittämiseksi ja halutun liityntätehon taloudellisuuden arvioimiseksi. Paljon monimutkaisempia asioita ovat esimerkiksi sallitun jännitteen vaihteluvälin määrittäminen keskijänniteverkossa ja laskelmissa käytettävien kuormitusten arviointi. Laskelmissa käytetty ±5 % vaihteluväli on tiukempi kuin mitä standardi EN50160 [1] vaatii. Esimerkkilaskelmissa käytettiin valtaosaltaan kuormituskäyristä saatuja keskitehoja. Kuormitusten varianssin eli ylittymis- tai alittumistodennäköisyyksien huomiointi onkin huomattavasti hankalampi päätös. Jos sovelletaan standardia EN50160 [1] keskijänniteverkkoon, voitaisiin ajatella, että ylittymis- tai alittumistodennäköisyyksille pitäisi käyttää 5 %:n rajaa. Standardin EN50160 mukaan pienjänniteverkon jännitteiden 10 minuutin keskiarvo viikon ajalta tulee olla 95 % ajasta ±10 % 230 V:sta (207 253 V) ja kaikkien arvojen pitäisi olla välillä -15 % ja +10 % (195.5 253 V). Tuulivoimalan aiheuttama jännitteen nousu on riippuvainen jakeluverkon impedanssista liityntäpisteen ja jäykän verkon välissä, jakeluverkon kuormitustasosta ja tuulivoimalan loistehonsäätökyvystä. Jännitteen nousuun voidaan vaikuttaa myös keskijänniteverkon jännitteensäädöllä. Lupaavimmat menetelmät, joissa pyritään välttämään verkkoinvestointeja jännitteen nousun rajoittamiseksi, liittyvät keskijänniteverkon rengaskäyttöön ja jännitteen säädön koordinointiin. Tuulivoimalan kannalta voi olla myös taloudellisesti perusteltua liittyä keskijänniteverkkoon suuremmalla teholla kuin mitä kriittisin verkkotilanne sallii. Tällöin tehorajoituksesta on tarpeen mukaan huolehdittava. Tutkitussa Högsåran tuulivoimalan tapauksessa tehonrajoitus onnistuu helposti tuulivoimalan liityntäpisteen jännitteen perusteella. Toistaiseksi ei kuitenkaan ole selvitetty muuttuuko tilanne, jos verkossa on tuotantolaitoksia useammassa pisteessä. Yleisesti ottaen jakeluverkon suunnittelusta tulee huomattavasti monimutkaisempaa, kun verkkoon liitetään huomattava määrä hajautettua tuotantoa, kuin mitä perinteisesti on totuttu ajattelemaan. Pääpiirteiltään suunnittelu on edelleen hyvin suoraviivaista, tarkasteltavien tapausten lukumäärä vain kasvaa ja tutkittavat ongelmat liittyvät jännitteen aleneman ja ylikuormitusten lisäksi jännitteen nousuun.

Lähdeluettelo 47 7. LÄHDELUETTELO [1] EN 50160, Yleisen jakeluverkon jakelujännitteen ominaisuudet, 2000, 28 s. [2] Lemström B. et al., Tuulivoima ja keskijänniteverkon jännitetason hallinta, VTT Tiedotteita 1677, 1995, 59 s. [3] Repo S., On-line voltage stability assessment of power system An approach of black-box modelling, TTKK Julkaisuja 344, 2001, 158 s. [4] Jenkins N. et al., Embedded generation, IEE Power and Energy series 31, Lontoo, Iso- Britannia, 2000, 273 s. [5] Mörsky J. ja Mörsky J., Voimalaitosten yhteiskäytön tekniikka, Otatieto, 1994, 299 s. [6] Bruntt M. et al., Incorporating of wind power in the east Danish power system, IEEE PowerTech99, Budapest, Unkari, 1999. [7] Nikander A. ja Järventausta P., Keskijänniteverkon käyttö renkaassa, TESLA raportti nro 25/2000, TTKK, 2000, 29 s. [8] Bindner H., Power control for wind turbines in weak grids: concepts development, Risø- R-1118(EN), Tanska, 1999, 40 s. [9] Regenesys Technologies, www.regenesys.com, maaliskuu 2003. [10] Lakervi E. ja Holmes E.J., Electricity distribution network design, IEE Power Engineering Series 21, 2. painos, Lontoo, Iso-Britannia, 1995, 325 s. [11] Laakso T. ja Holttinen H., Tuulivoiman tuotantotilastot, vuosiraportti 2001, Tutkimusselostus PRO/T7511/02, 39 s.

Liitteet 49 LIITTEET Liite A Kasnäs- ja Byholmen-lähtöjen minimi- ja maksimikuormitustilanteet Taulukko A.1. Kasnäs-lähdön kuukausittaiset minimi- ja maksimikuormat ja samanaikaiset Byholmen-lähdön kuormat (tilastollinen varmuuskerroin = 0 eli kuormitusten ylittymistodennäköisyys on 50 %). Kuukausi Kasnäslähdön minimikuorma [kw] Byholmenlähdön kuorma [kw] Kasnäslähdön minimitunnin aikana Sähköaseman kuormitus yhteensä [kw] Kasnäs-lähdön minimitunnin aikana Kasnäslähdön maksimikuorma [kw] Byholmenlähdön kuorma [kw] Kasnäslähdön maksimitunnin aikana Sähköaseman kuormitus yhteensä [kw] Kasnäs-lähdön maksimitunnin aikana Tammikuu 520.2 411.5 931.7 1310.3 810.9 2121.2 Helmikuu 515.5 410.5 926.0 1311.3 796.6 2107.9 Maaliskuu 417.5 302.7 720.2 1307.2 795.6 2102.8 Huhtikuu 395.4 298.8 694.2 1083.5 621.9 1705.4 Toukokuu 393.1 299.9 693.0 1139.0 745.6 1884.6 Kesäkuu 419.5 373.8 793.3 1145.7 746.1 1891.8 Heinäkuu 380.9 351.9 732.8 1126.3 736.6 1862.9 Elokuu 379.3 354.5 733.8 980.9 741.1 1722.0 Syyskuu 395.7 354.7 750.4 1285.8 962.6 2248.4 Lokakuu 494.4 467.3 961.7 1274.3 997.0 2271.3 Marraskuu 436.7 343.8 780.5 1280.5 1005.6 2286.1 Joulukuu 450.8 348.2 799.5 1196.1 717.1 1913.2 Kasnäs-lähdöllä on vuoden minimikuormitus (379,3 kw) sunnuntaina 18.elokuuta klo 03:00 ja samanaikaisesti Byholmen-lähtö on 354,5 kw:n kuormassa. Vuoden maksimikuormitus (1311,3 kw) Kasnäs-lähdöllä on maanantaina 18.helmikuuta klo 12:00, jolloin Byholmenlähtö on 796,6 kw:n kuormassa.

50 Liitteet Taulukko A.2. Byholmen-lähdön kuukausittaiset minimi- ja maksimikuormat ja samanaikaiset Kasnäs-lähdön kuormat (tilastollinen varmuuskerroin = 0 eli kuormitusten ylittymistodennäköisyys on 50 %). Kuukausi Byholmen -lähdön minimikuorma [kw] Kasnäslähdön kuorma [kw] Byholmenlähdön minimitunnin aikana Sähköaseman kuormitus yhteensä [kw] Byholmenlähdön minimitunnin aikana Byholmenlähdön maksimikuorma [kw] Kasnäs-lähdön kuorma [kw] Byholmenlähdön maksimitunnin aikana Sähköaseman kuormitus yhteensä [kw] Byholmenlähdön maksimitunnin aikana Tammikuu 411.5 520.2 932.0 1003.1 1018.7 2021.8 Helmikuu 410.5 515.5 926.0 1001.3 1010.3 2011.6 Maaliskuu 302.7 417.5 720.2 960.3 981.0 1941.3 Huhtikuu 298.8 395.4 694.2 722.2 789.2 1511.4 Toukokuu 299.9 393.1 693.0 1187.6 997.6 2185.2 Kesäkuu 371.5 421.5 793.0 1136.1 955.5 2091.6 Heinäkuu 351.9 380.9 732.8 1097.9 910.7 2008.6 Elokuu 351.9 380.5 732.4 1073.8 932.2 2006.0 Syyskuu 354.7 395.7 750.4 1415.8 1182.6 2598.4 Lokakuu 466.6 500.1 966.7 1485.2 1197.7 2682.9 Marraskuu 343.8 436.7 780.5 1461.1 1162.8 2623.9 Joulukuu 348.2 450.8 799.0 871.4 902.8 1774.2 Byholmen-lähdöllä on vuoden minimikuormitus (298,8 kw) sunnuntaina 28.huhtikuuta klo 03:00 ja samanaikaisesti Kasnäs-lähtö on 395,4 kw:n kuormassa. Vuoden maksimikuormitus (1485,2 kw) on Byholmen lähdöllä lauantaina 26.lokakuuta klo 18:00, jolloin Kasnäs-lähtö on 1197,7 kw:n kuormassa.

Liitteet 51 Liite B Högsåran PowerWorld mallin kuormitustiedot Taulukko B.1. PowerWorld-mallissa käytetyt vakiovirtakuormitukset (Operasta saadut, kun tilastollinen varmuuskerroin = 0 eli kuormitusten ylittymistodennäköisyys on 50 % ja suluissa kun tilastollinen varmuuskerroin = 1.65 eli ylittymistodennäköisyys on 5%) Kuormituspiste P [kw] kun Kasnäslähdöllä minimikuorma Q [kvar] kun Kasnäslähdöllä minimikuorma P [kw] kun Kasnäslähdöllä maksimikuorma Q [kvar] P [kw] kun Kasnäslähdöllä kun maksimikuorma Byholmenlähdöllä maksimikuorma Q [kvar] kun Byholmenlähdöllä maksimikuorma OSA_A 28 (50.5) 8 (20.3) 40 (56.1) 12 (20.1) 133 39 OSA_B 37 (57.2) 11 (21.6) 84 (117.9) 24 (42.8) 155 45 OSA_C 25 (45.2) 7 (18.0) 34 (49.1) 10 (17.9) 122 35 OSA_D 151 (273.9) 44 (110.5) 862 (1195.0) 251 (620.7) 295 86 OSA_F 49 (90.1) 14 (36.4) 96 (154.7) 28 (59.6) 227 66 OSA_G 63 (93.0) 18 (34.5) 158 (217.4) 46 (78.1) 249 72 OSA_H 62 (103.4) 18 (40.3) 88 (117.7) 25 (41.7) 255 75 OSA_I 73 (143.7) 21 (59.3) 75 (112.1) 22 (41.9) 337 98 OSA_J 13 (26.7) 4 (11.0) 12 (18.2) 4 (6.4) 64 19 OSA_K 6 (11.5) 2 (4.5) 2 (1.5) 0.8 (0.4) 24 7 OSA_L 70 (110.2) 20 (42.1) 157 (206.1) 46 (72.1) 285 83 OSA_M 95 (142.7) 28 (53.4) 217 (289.7) 63 (102.4) 388 114 OSA_M loppu 32 (54.6) 9 (21.5) 231 (444.4) 67 (182.6) 91 27 OSA_1 95 (161.3) 28 (63.5) 155 (204.2) 45 (71.7) 398 116 OSA_2 11 (20.5) 3 (8.3) 11 (16.4) 3 (6.1) 55 16 OSA_3a 25 (39.6) 7 (15.2) 43 (59.0) 12 (21.3) 102 30 OSA_3b 24 (37.2) 7 (14.0) 42 (55.4) 12 (19.3) 96 28 OSA_5 5 (7.5) 1 (1.3) 8 (12.5) 2 (4.6) 21 6 OSA_5 loppu 79 (124.5) 23 (47.6) 519 (639.9) 131 (388.5) 161 47

52 Liitteet Liite C - Högsåran PowerWorld-verkkomallin eri osien suhteellisarvot S U b = 100 MVA = b20 20 kv Impedanssin perusarvo 20 kv:n jännitetasossa: Z b 20 ( 20 kv ) 2 U b20 = = = 4 Ω S 100 MVA b 2 TAALINTEHDAS (Kasnäs-lähtö, OSAT A G ja Byholmen lähtö, OSAT H M): 110 kv verkko: R = 0,165 Ω ja X = 0,463 Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) r x 110 110 0,165Ω = = 0,04125 pu 4Ω 0,463Ω = = 0,11575pu 4Ω Päämuuntaja 110 / 20 kv: S n = 16 MVA, P 0 = 16 kw, P k = 83 kw, U k = 10,34 %, R K = 0,13 Ω, X K = 2,58 Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) (Fortumilta saadut R K = 0,14 Ω ja X K =2,85 Ω) R k P k = 100 %, S n X k = U k R k r x Rk U = 100% S 2 20 n X k U = 100% S 2 20 n Z Z b20 b20 = 0,13Ω = 2,58Ω 4 Ω = 0,03242 pu 4 Ω = 0,645 pu OSA A: Johtimet: 9,04 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) 35,13 km WHXY25 (R=0,790 Ω/km, X=0,163 Ω/km, B=43,982297 µs/km) ( B = 2 π f C ) r x b r20 = Z x20 = Z = b 20 l b20 l b20 l 20 20 20 = = Z = 0,008452392179 pu (( 0,793Ω / km 9,04km) + ( 0,790Ω / km 35,13km) ) (( 0,141Ω / km 9,04km) + ( 0,163Ω / km 35,13km) ) b20 = 4Ω 4Ω = 8,730355 pu = 1,7502075 pu 6 6 ( 62,831853 10 S / km 9,04km) + ( 43,982297 10 S / km 35,13km ) 4Ω

Liitteet 53 OSA B: Johtimet: 3,01 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 0,98 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) r x b = 0,62923 pu = 0,311465 pu = 0,0002841256 pu OSA C: Johtimet: 3,39 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 1,48 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) r x b = 0,783265 pu = 0,36405 pu = 0,00041456453016 pu Tuulivoimaloiden liittymisjohto: Johtimet: 2,1 km PAS95 (R=0,392 Ω/km, X=0,292 Ω/km, B=4,08407 µs/km) r x b = 0,2058 pu = 0,1533 pu = 0,000034306188pu OSA D: Johtimet: 3,22 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 0,79 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) 0,31 km AXW95 (R=0,320 Ω/km, X=0,128 Ω/km, B=69,115038 µs/km) r x b = 0,6467075 pu = 0,3340075 pu = 0,0003247149818pu OSA E (HUOM! Ei kuulu nykyiseen verkkoon, mahdollinen verkon vahvistus): Johtimet: 1,43 km PAS95 (R=0,392 Ω/km, X=0,292 Ω/km, B=4,08407 µs/km) 1,60 km AXW95 (R=0,320 Ω/km, X=0,128 Ω/km, B=69,115038 µs/km)

54 Liitteet r x b = 0,26814 pu = 0,15559 pu = 0,0004656971236 pu OSA F: Johtimet: 4,57 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 0,31 km WHPL35 (R=0,575 Ω/km, X=0,132 Ω/km, B=69,115038 µs/km) r x b = 0,7049275 pu = 0,43067 pu = 0,00014313091232 pu OSA G: Johtimet: 3,70 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 2,38 km PAS70 (R=0,533 Ω/km, X=0,302 Ω/km, B=3,769911 µs/km) 0,45 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B=72,256631 µs/km) r x b = 0,8829475 pu = 0,5337025 pu = 0,00021244702 pu OSA H: Johtimet: 1,03 km WHPL35 (R=0,575 Ω/km, X=0,132 Ω/km, B=69,115038 µs/km) 0,35 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) 0,30 km AHX120 (R=0,277 Ω/km, X=0,121 Ω/km, B=72,256631 µs/km) 5,38 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 0,48 km SA (R=0,737 Ω/km, X=0,365 Ω/km, B=3,14159265 µs/km) r x b = 1,104075 pu = 0,5941625 pu = 0,00053306538pu OSA I: Johtimet: 1,24 km WHPL35 (R=0,575 Ω/km, X=0,132 Ω/km, B=69,115038 µs/km) 2,95 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) 4,03 km WAXW35 (R=0,947 Ω/km, X=0,147 Ω/km, B=47,123889 µs/km) 2,60 km WAXW25 (R=1,540 Ω/km, X=0,154 Ω/km, B=43,982297 µs/km)

Liitteet 55 2,50 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 1,70 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2,827433 µs/km) 3,30 km PAS70 (R=0,533 Ω/km, X=0,302 Ω/km, B=3,769911 µs/km) r x b = 3,90804 pu = 1,035035 pu = 0,0024016847 pu OSA J: Johtimet: 6,88 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 0,64 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) r x b = 1,12104 pu = 0,65552 pu = 0,0002473061pu OSA K: Johtimet: 3,33 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 0,89 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) 0,32 km WAXLJ95 (R=0,346 Ω/km, X=0,110 Ω/km, B=65,9734457 µs/km) r x b = 0,6853075 pu = 0,3465325 pu = 0,000349973385976 pu OSA L: Johtimet: 0,99 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) 4,24 km WAXLJ25 (R=1,297 Ω/km, X=0,157 Ω/km, B=43,982297 µs/km) 0,80 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 2,80 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2,827433 µs/km) r x b = 2,3271875 pu = 0,5430175 pu = 0,001036474233pu OSA M: Johtimet: 6,01 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km)

56 Liitteet r x b = 0,868445 pu = 0,555292 pu = 0,0000755238236 pu VIKOM (Kirjais-lähtö, OSAT 1 5): 110 kv verkko: R = 0,229 Ω ja X = 0,544 Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) 0,229Ω r110 = = 0,05725pu 4Ω 0,544Ω x110 = = 0,136 pu 4Ω Päämuuntaja 110 / 20 kv (Uusittu kesällä 2002): S n = 16 MVA, P 0 = 16 kw, P k = 83 kw, U k = 10,34 %, R K = 0,13 Ω, X K = 2,58 Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) (Fortumilta saadut R K = 0,14 Ω ja X K =2,85 Ω) R k P k = 100 %, S n X k = U k R k r x Rk U = 100% S 2 20 n X k U = 100% S 2 20 n Z Z b20 b20 = 0,13Ω = 2,58Ω 4 Ω = 0,03242 pu 4 Ω = 0,645 pu OSA 1: Johtimet: 8,63 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) r x b = 1,247035 pu = 0,79396 pu = 0,000108pu OSA 2: Johtimet: 2,34 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 2,65 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km)

Liitteet 57 r x b = 0,8634925 pu = 0,3086925 pu = 0,0006954 pu OSA 3a: Johtimet: 6,51 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,14159 µs/km) 18,30 km WHXY25 (R=0,790 Ω/km, X=0,163 Ω/km, B=43,982297 µs/km) r x b = 4,554945 pu = 1,344645 pu = 0,0033pu OSA 3b: Johtimet: 0,70 km WHXY25 (R=0,790 Ω/km, X=0,163 Ω/km, B=43,982297 µs/km) r x b = 0,13825 pu = 0,028525 pu = 0,00012315 pu Välimuuntaja 20 / 21 kv: S n = 2 MVA, P 0 = 2 kw, P k = 18 kw, U k = 5,70 % R k P k = 100 %, S n X k = U k R k r x Rk U = 100% S 2 20 n X k U = 100% S 2 20 n Z Z b20 b20 = 0,45 pu = 2,815 pu OSA 4: Johtimet: 7,05 km WHPL25 (R=0,793 Ω/km, X=0,141 Ω/km, B=62,831853 µs/km) r x b = 1,3976625 pu = 0,2485125 pu = 0,001772 pu

58 Liitteet OSA 5: Johtimet: 31,80 km WHXY25 (R=0,790 Ω/km, X=0,163 Ω/km, B=43,982297 µs/km) r x b = 6,2805 pu = 1,29585 pu = 0,0055945pu

Liitteet 59 Liite D Kalax- ja Knösen-lähtöjen kuukausittaiset minimi- ja maksimikuormitukset Taulukko D.1. Kuukausittaiset Kalax- ja Knösen-lähtöjen minimikuormat (kuormitusten ylittymistodennäköisyys 50 %). Kuukausi Kalax-lähdön minimikuorma [kw] Knösen-lähdön kuorma [kw] Kalaxlähdön minimitunnin aikana Kuormitus yhteensä [kw] Kalax-lähdön minimitunnin aikana Tammikuu (6.päivä, klo04-) 142.9 367.9 510.8 Helmikuu (3.päivä, klo 04-) 142.3 372.2 514.8 Maaliskuu (20.päivä, klo 02-) 120.0 340.0 460.0 Huhtikuu (30.päivä, klo 04-) 95.5 227.5 323.0 Toukokuu (12.päivä, klo 04-) 93.3 224.3 317.6 Kesäkuu (30.päivä, klo 05-) 106.2 233.7 339.9 Heinäkuu (28.päivä, klo 05-) 98.8 259.6 358.4 Elokuu (4.päivä, klo 05-) 98.8 259.8 358.6 Syyskuu (1.päivä, klo 05-) 104.3 266.4 370.7 Lokakuu (6.päivä, klo 04-) 152.3 381.0 533.3 Marraskuu (24.päivä, klo 03-) 115.4 272.2 387.6 Joulukuu (3.päivä, klo 02-) 120.7 299.0 419.7 Taulukko D.2. Kuukausittaiset Kalax- ja Knösen-lähtöjen maksimikuormat (kuormitusten ylittymistodennäköisyys 50 %). Kuukausi Kalax-lähdön Knösen-lähdön Kuormitus yhteensä maksimikuorma kuorma [kw] Kalax- [kw] Kalax-lähdön [kw] lähdön maksimi- maksimitunnin aikana tunnin aikana Tammikuu (4.päivä, klo 17-) 470.1 1213.7 1683.8 Helmikuu (16.päivä, klo 17-) 473.2 1148.7 1621.9 Maaliskuu (2.päivä, klo 17-) 472.9 1141.4 1614.3 Huhtikuu (6.päivä, klo 17-) 377.1 977.5 1354.6 Toukokuu (25.päivä, klo 17-) 464.1 1177.7 1641.8 Kesäkuu (1.päivä, klo 17-) 445.1 991.8 1436.9 Heinäkuu (6.päivä, klo 17-) 428.1 778.5 1206.6 Elokuu (31.päivä, klo 17-) 423.7 908.8 1332.5 Syyskuu (14.päivä, klo 17-) 578.9 1284.1 1863 Lokakuu (12.päivä, klo 17-) 568.8 1246.4 1815.2 Marraskuu (2.päivä, klo 17-) 566.6 1323.9 1890.5 Joulukuu (28.päivä, klo 17-) 470.1 1213.7 1683.8

60 Liitteet Liite E Närpiön PowerWorld-mallin kuormitustiedot Taulukko E.1. PowerWorld-mallissa käytetyt Kalax- ja Knösen-lähtöjen vakiovirtakuormat. Kuormituspiste P [kw], kun Q [kvar], kun P [kw], kun Q [kvar], kun Kalaxlähdöllä on Kalaxlähdöllä on Kalaxlähdöllä on Kalaxlähdöllä on minimikuorma minimikuorma maksimikuorma maksimikuorma OSA_BC_Kalax 75.3 21.9 302.1 88.1 OSA_C_Kalax 17.9 5.2 273.0 79.6 OSA_A_Knösen 21.0 6.1 89.7 26.1 OSA_B_Knösen 14.9 4.3 79.6 23.2 OSA_BC_Knösen 167.2 48.7 755.2 220.2 OSA_C_Knösen 20.5 5.9 332.4 96.9

Liitteet 61 Liite F Närpiön PowerWorld-mallin eri osien suhteellisarvot S U b = 100 MVA b20 = 20 kv Impedanssin perusarvo 20 kv:n jännitetasossa: Z b 20 ( 20 kv ) 2 U b20 = = = 4 Ω S 100 MVA b 2 NÄRPIÖ (Kalax-lähtö): 110 kv verkko: R =?,??? Ω ja X =?,??? Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) r x 110 110 Ω = = pu 4Ω Ω = = pu 4Ω Päämuuntaja 110 / 20 kv: S n = 25 MVA, P 0 = 15,4 kw, P k = 115 kw, U k = 10 %, Z 0 =8,7 % R k P k = 100 %, S n X k = U k R k r x Rk U = 100% S 2 20 n X k U = 100% S 2 20 n Z Z b20 b20 = 0,0184 = 0,4 pu pu OSA A_Kalax: Johtimet: 2,132 km PAS120 (R=0,311 Ω/km, X=0,284 Ω/km, B=4,08407 µs/km) 1,432 km PI (R=0,364 Ω/km, X=0,354 Ω/km, B=3,1416 µs/km) ( B = 2 π f C ) r x b r20 = Z x20 = Z = b 20 l b20 l b20 l 20 20 20 = = Z = 0,00005282 pu (( 0,311Ω / km 2,132km) + ( 0,364Ω / km 1,432km) ) (( 0,284Ω / km 2,132km) + ( 0,354Ω / km 1,432km) ) b20 = 4Ω 4Ω = 0,2961 pu = 0,2781 pu 6 6 ( 4,08407 10 S / km 2,132km) + ( 3,1416 10 S / km 1,432km ) 4Ω OSA B_Kalax: Johtimet: 2,240 km PI (R=0,364 Ω/km, X=0,354 Ω/km, B=3,1416 µs/km)

62 Liitteet 4,258 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,1416 µs/km) r x b = 0,8191 pu = 0,589976 pu = 0,000081656 pu OSA C_Kalax: Johtimet: 2,995 km SP (R=0,915 Ω/km, X=0,383 Ω/km, B=2,8274 µs/km) 3,395 km PAS50 (R=0,778 Ω/km, X=0,312 Ω/km, B=3,7699 µs/km) 0,129 km AXW95 (R=0,320 Ω/km, X=0,128 Ω/km, B=69,115 µs/km) r x b = 1,35575 pu = 0,55571 pu = 0,00012073pu YLIMARKKU(Knösen-lähtö): 110 kv verkko: R =?,??? Ω ja X =?,??? Ω (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) r x 110 110 Ω = = pu 4Ω Ω = = pu 4Ω Päämuuntaja 110 / 20 kv: S n = 16 MVA, P 0 = 14,5 kw, P k = 85 kw, Z 0 = 8,5 %, U k = 10 % (arvot redusoituna 20 kv:n tasoon) R k P k = 100 %, S n X k = U k R k r x Rk U = 100% S 2 20 n X k U = 100% S 2 20 n Z Z b20 b20 = 0,0332 pu = 0,6241144 pu OSA A_Knösen: Johtimet: 1,273 km PAS120 (R=0,311 Ω/km, X=0,284 Ω/km, B=4,08407 µs/km) 7,157 km PI (R=0,364 Ω/km, X=0,354 Ω/km, B=3,1416 µs/km)

Liitteet 63 r x b = 0,75026 pu = 0,7237775 pu = 0,000110734 pu OSA B_Knösen: Johtimet: 8,204 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,1416 µs/km) r x b = 1,185478 pu = 0,754768 pu = 0,000103095pu OSA C_Knösen: Johtimet: 7,947 km RV (R=0,578 Ω/km, X=0,368 Ω/km, B=3,1416 µs/km) r x b = 1,1483415 pu = 0,731124 pu = 0,0001pu

Raporttisarja: 1. Repo, S., Laaksonen, H., Järventausta, P. & Mäkinen, A., Keskijänniteverkon siirtokyky jännitteennousun perusteella - Högsåran tuulivoimalan tapaustutkimus, Raportti 2-2003, 63 s. 2. Laaksonen, H. & Repo, S., Tuulivoimateknologia jakeluverkoissa, Raportti 1-2003, 87 s. 3. Pylvänäinen, J., jakelumuuntajan seurantamenetelmien kehittäminen, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, TESLA-raportti 68/2002, 142 s. 4. Nevalainen, P., PD-mittauksiin perustuva kunnonvalvontamenetelmä teollisuuden sähköverkoissa, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, TESLAraportti 67/2002, 108 s. 5. Bastman, J. & Järventausta, P., Tehonvajaussuojauksen ja taajuusstabiilisuuden mallintaminen PSS/E simulointiohjelmistolla, Raportti 3-2002, 38 s. 6. Joronen, J., Saari, P. & Trygg, P., Kyselytutkimus sähkövoimatekniikan (sähköenergiajärjestelmien) laitokselta valmistuneiden diplomi-insinöörien sijoittumisesta työelämään, Raportti 2-2002, 56 s. 7. Repo, S., Sähkönsiirtoverkon käyttövarmuuden määrittäminen todennäköisyyspohjainen kontingenssianalyysi, Raportti 1-2002, 76 s. 8. Trygg, P. & Järventausta, P., Markkinaselvitys sähkön kulutuksen ennustamisen ja koronahäviöiden ennustamisen ohjelmistoista, Raportti 1-2002, 32 s. 9. Mäkinen, A., Rissanen, J. & Järventausta, P., Sähkönjakeluverkon jännitekuoppien seuranta osana sähkön laadun hallintaa, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, TESLA-raportti 45/2001, 39 s. 10. Nousiainen, K., Osittaispurkausmittaukset kaapeleiden jatkuvatoimisessa kunnonvalvonnassa, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, TESLAraportti 44/2001, 33 s. 11. Nousiainen, K., Monitoring the hot-spot temperature and cumulative ageing of distribution transformers, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, TESLA-raportti 43/2001, 41 s. 12. Mäkinen, A., Järventausta, P., Lehto, K. & Saarinen, S., Sähköverkkojen kehittämistarpeet erityissääolosuhteissa, Raportti 1-2001, 68 s. 13. Nikander, A. & Järventausta, P., Keskijänniteverkon käyttö renkaassa, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, TESLA-raportti 25/2000, 29 s. 14. Repo, S., Sähkönsiirtoverkon jännitestabiilisuusmarginaalin approksimointi, Raportti 2-2000, 64 s. 15. Repo, S., Sähkönsiirtoverkon kontingenssien analysointi jännitestabiilisuuden kannalta, Raportti 1-2000, 31 s. 16. Nousiainen, K. & Kannus, K., Keskijänniteverkkojen suurjännitekomponentteihin kohdistuvat rasitukset ja sovellettavissa olevat kunnonvalvontamenetelmät, TESLA raportti, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, 11/99, 59 s.

17. Paavilainen, P., Sähköyhtiöiden keskijänniteverkkojen kunnonvalvonta Suomessa - nykytila ja kehitysmahdollisuudet, TESLA raportti, Tampereen teknillinen korkeakoulu, Sähkövoimatekniikka, 10/99, 51 s. + liitt. 18. Repo, S., Esiselvitys Uuden teknologian soveltaminen sähkönsiirtoverkon tehokkaampaan hyödyntämiseen, Raportti 5-98. 19. Isotalo, P., Repo, S., Bastman, J., Hermoverkon opetusajan nopeutus siirtoverkon jännitestabiilisuuden arvioinnissa, Raportti 2-98. 20. Repo, S., Sähkönsiirtoverkon jännitestabiilisuuden reaaliaikainen valvonta hermoverkolla, Osa II, Raportti 1-98. 21. Repo, S., Bastman, J., Sähkönsiirtoverkon jännitestabiilisuuden reaaliaikainen valvonta hermoverkolla, Raportti 8-97. 22. Pitkänen, M., Haavisto, J., Ollila, M., Tukijärjestelmäliityntä - Tuki- ja käytönvalvontajärjestelmien välisen tiedonsiirron yhteiskäytäntö, Raportti 7-97. 23. Pitkänen, M., Kärenlampi, M., Verho, P., Järventausta, P., Partanen, J., Valvomon tietojärjestelmien välisen tiedonsiirron kehittäminen, Raportti 6-97. 24. Verho, P., Kärenlampi, M., Pitkänen M., Järventausta P., Partanen, J., Distribution management system, Report 5-97. 25. Nikander, A., Keskijänniteverkon maasulkusuojauksen kehittäminen maasulkukokeiden ja EMTP-verkkomallin avulla, Raportti 4-97. 26. Kuitunen, A., Sähkölaitosten keskijännitekaapelien taloudellinen elinikä, Raportti 3-97. 27. Monclar F.-R., Verho P., Kärenlampi, M., Järventausta, P., Partanen J., Experiences of genetic algorithm for switching state optimisation of a MV network. Report 1-97. 28. Lammintausta, M., Langaton tehonsiirto, Raportti 14-96. 29. Kannus, K., Nousiainen, K., Lahti, K., Pakonen, P., Nikander, A., Metallioksidisuojien käyttöön ja kestävyyteen liittyviä näkökohtia, Raportti 12-96. 30. Repo, Sami and Bastman, Juhani, Applicability of neural network in power system computation, Raportti 10-96. 31. Nurmi, Tapani (toim.), Sähkölaitosalan uudet tekniikat, III jakso: harjoitustyöesitelmät, Raportti 8-96. 32. Nurmi, Tapani (toim.), Sähkölaitosalan uudet tekniikat, II jakso: laitediagnostiikka ja tulevaisuus, Raportti 7-96. 33. Nurmi, Tapani (toim.), Sähkölaitosalan uudet tekniikat, I jakso: sähkönjakelu, Raportti 6-96. 34. Mäkinen, A., Sähkönjakeluverkon jälleenhankinta-arvon määrittäminen, Raportti 5-96. 35. Kärenlampi, M. Distribution management system - State monitoring and load forecasting, Raportti 4-96 36. Verho, P., Distribution management system - Intelligent configuration management, Raportti 3-96 37. Järventausta, P., Distribution management system - Intelligent fault manage-ment, Raportti 2-96 38. Verho, P., Järventausta, P., Kärenlampi, M., Paulasaari, H. ja Partanen, J., Distribution management system - Overall system description, Raportti 1-96

39. Suoverinaho, Mika & Järventausta, Pertti & Partanen, Jarmo, Suojareleiden rekisteröinti- ja tapahtumatietojen määrittäminen käytöntukiohjelmien kannalta Raportti 5-95. 40. Kauhaniemi, Kimmo, Genetic Algorithms in Power Systems Computation. Report 4-95. 41. Bastman, Juhani & Dahlman, Janne, Sähkönsiirtoverkon jännitestabiilisuuslaskentamallien toteutus ja testaus. Raportti 3-95. 42. Partanen, Jarmo (toim.), Distribution Automation and Load Management. Volumes I-III. Report 4-94. 43. Verho, Pekka & Järventausta, Pertti & Kärenlampi, Matti & Partanen, Jarmo, An Intelligent Support System for Distribution Management. Report 3-94. 44. Nikander, Ari, Maasulkuvikojen aiheuttamien haittojen vähentämismahdollisuudet sähkönjakeluverkoissa. Raportti 2-94. 45. Bastman, Juhani, Kantaverkon aiheuttamat jännitekuopat esimerkkitilanteissa. Raportti 1-94. 46. Kauhaniemi, Kimmo, Tilastomatematiikan ja sumeiden menetelmien soveltaminen sähkön tuotanto- ja siirtojärjestelmien suunnittelussa. Raportti 4-93. 47. Bastman, Juhani, Sähkönsiirtoverkon jännitestabiilisuusindikaattorien testaus. Raportti 3-93. 48. Kauhaniemi, Kimmo, Epävarmuustekijöiden huomioonottaminen keskijänniteverkkojen suunnittelussa. Raportti 2-93. (Korvaa raportin 6-92) 49. Mäkinen, Antti & Juuti, Pentti, Automaation vaikutukset verkostoon: mitoitus ja varasyöttöyhteydet. Raportti 1-93. 50. Kauhaniemi, Kimmo, Epävarmuustekijöiden huomioonottaminen keskijänniteverkkojen suunnittelussa. Raportti 6-92. 51. Järventausta, Pertti, Keskijänniteverkon vikojen paikantaminen tietämysteknisiä menetelmiä hyödyntäen. Raportti 5-92. 52. Verho, Pekka, Keskijänniteverkon kytkentäsuunnittelun asiantuntijajärjestelmä. Raportti 4-92. 53. Kuisti, Harri, SF6-kaasun läpilyöntilujuuteen koestustilanteessa vaikuttavia tekijöitä. Raportti 3-92. 54. Lehtio, Ari, Sähköhuollon aiheuttamien radiohäiriöiden hallinta. Raportti 2 92. 55. Koppanen, Tuula, Sähköturvallisuusmääräysten hallinta tietämys- ja hypertekstitekniikkaa hyödyntäen. Raportti 1-92. 56. Lehtio, Ari & Pakonen, Pertti, Radio- ja televisiohäiriömittausmenetelmien soveltuvuus sähköverkkojen kunnonvalvontaan. Raportti 1-91. 57. Lehtio, Ari, Suurjännitelaitteiden standardoidut radiohäiriömittaukset ja radiohäiriöille asetetut rajoitukset. Raportti 6-90. 58. Koppanen, Tuula & Partanen, Jarmo, Tietämys- ja hypertekstitekniikan soveltamismahdollisuudet sähköturvallisuusmääräysten hallinnassa. Raportti 5-90. 59. Mäkinen, Antti, Aspects of Power System Earthing in Medium Voltage Networks. Raportti 4-90. 60. Mäkinen, Antti, On the Choice of Medium Voltage Levels for Developing Distribution Systems. Raportti 3-90.

61. Kauhaniemi, Kimmo, Kuormitusennusteiden epävarmuustekijät keskijänniteverkkojen yleissuunnittelussa. Raportti 1-90. 62. Nousiainen, Kirsi, The Effect of Temperature on the Breakdown Strength of SF6. Raportti 2-89. 63. Heine, Pirjo & Partanen, Jarmo, Keskijänniteverkon vianselvityksen asiantuntijajärjestelmän yleissuunnitelma. Raportti 1-89.

TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO KIRJASTO Korkeakoulunkatu 10, PL 537, 33101 Tampere Puh. (03) 3115 1155, Telefax (03) 3115 2907