Toivo Nivala TAVOITEVERKKOSUUNNITELMA: 45 KV ALUEVERKON TILA JA KORVAAVAT VAIHTOEHDOT

Toivo Nivala TAVOITEVERKKOSUUNNITELMA: 45 KV ALUEVERKON TILA JA KORVAAVAT VAIHTOEHDOT Opinnäytetyö KESKI-POHJANMAAN AMMATTIKORKEAKOULU Sähkötekniikan koulutusohjelma Toukokuu 2009

TIIVISTELMÄ OPINNÄYTETYÖSTÄ Yksikkö Aika Tekijä/tekijät Tekniikka, Ylivieska 25.5.2009 Toivo Nivala Koulutusohjelma Sähkötekniikan koulutusohjelma Työn nimi Tavoiteverkkosuunnitelma: 45 kv alueverkon tila ja korvaavat vaihtoehdot Työn ohjaaja Sivumäärä Jari Halme ja Kyösti Terentjeff 92 + 10 Työelämäohjaaja Kimmo Järvinen Opinnäytetyö tehtiin Vattenfall Verkolle, verkonsuunnittelu yksikköön. Työn lähtökohtana oli tarkastella, nykyisin jo käytöstä poistuvaa, 45 kv verkkoa. Kyseinen verkko on osittain sen verran vanhaa, että se on lähivuosina saneerattava. Koska uutta verkkoa ei ole enää pitkiin aikoihin rakennettu, tavoitteena olisi luopua jännitetasosta kokonaan. Työn tarkoituksena oli tutkia nykyisen verkon kuntoa saatavissa olevien komponentti ja verkkotietojen perusteella sekä etsiä verkosta niitä kohtia joilla saneeraaminen tulee ensimmäisenä vastaan. Lisäksi työssä etsittiin eri vaihtoehtoja 45 kv verkolle vertailemalla vaihtoehtojen elinkaarikustannuksia keskenään. Lopuksi menetelmiä pyrittiin käyttämään tavoiteverkkosuunnitelmassa, joka tehtiin Reisjärven 45/20 kv sähköaseman alueelle. Vertailu laskelmat ja tavoiteverkkosuunnitelma osoittivat sen, että selvää vaihtoehtoa, joka soveltuisi yleisesti 45 kv korvaamiseen, ei ole. Vaihtoehdot ovat käytettävissä hyvin tapauskohtaisesti ja joillakin alueilla vanha verkko joudutaan rakentamaan uudestaan. Reisjärven tavoiteverkkosuunnitelmassa, tavoiteltavin 110 kv johdon rakentaminen, tulee kannattavaksi vaihtoehdoksi vasta kantaverkon muutosten myötä. Asiasanat sähköverkot, sähköasemat, sähköjohdot, suunnittelumenetelmät, pitkän aikavälin suunnittelu

ABSTRACT CENTRAL OSTROBOTHNIA UNIVERSITY OF APPLIED SCIENCES Ylivieska Degree programme Electric Engineering Date 25.5.2009 Author Toivo Nivala Name of thesis The target grid plan: condition of regional network of 45 kv and its substitute options Instructor Jari Halme ja Kyösti Terentjeff Supervisor Kimmo Järvinen Pages 92 +10 This diploma work was made for Vattenfall Verkko, for network planning unit. The base of this thesis was to examine 45 kv networks, which are already escaping from use nowadays. A part of this network is so old that it must be reconstructed in few years. Since the new 45 kv network hasn t been built for years, intension is to give up the whole voltage level. The aim of this work was to examine the existing network and its condition by the help of component and network data and also to find the parts that should be reconstructed first. In addition, in this work different substitute systems were search by comparing their lifespan costs. Finally, the aim was to use these methods in target grid plan, which was made for the area of the 45/20 kv substation in Reisjärvi. The comparison calculations and target grid plan showed that there was no obvious substitute for 45 kv systems, which can be used generally. Substitutes can be used very individual cases and there can be areas where the old network may have to be reconstructed. In the target grid plan of Reisjärvi, the most pursuable 110 kv line is not a cost effective option until changes are made in the main grid. Key words electrical networks, substations, electric lines, planning methods, long term planning

TIIVISTELMÄ ABSTRACT SISÄLLYS 1 JOHDANTO...1 2 TAVOITEVERKON SUUNNITTELU...3 2.1 Jakeluverkko- ja alueverkko...3 2.2 Suunnittelun reunaehdot...4 2.3 Taloudellisuus...5 2.4 Pitoaika...6 2.4.1 Tekninen pitoaika...6 2.4.2 Teknistaloudellinen pitoaika...6 3 ELINKAARIKUSTANNUKSET...8 3.1 Nykyarvomenetelmä...9 3.2 Annuiteettimenetelmä...10 4 TEKNINEN LASKENTA...12 4.1 Teho...12 4.2 Kuormitettavuus...13 4.3 Jännitteenalenema...13 4.4 Tehohäviö...15 4.5 Häviökustannukset...18 4.6 Luotettavuuslaskenta...19 5 SUUNNITTELUN APUVÄLINEET...22 5.1 Xpower...22 5.1.1 Sovellukset...22 5.1.2 Analysointi...22 5.1.3 Laskenta...23 5.2 RNA ja AM...24 5.3 Käytönvalvontajärjestelmä...24 5.4 Visimind...25 6 TARKASTELUALUEEN JOHDOT...28 6.1 Yleistä...28 6.2 45 kv varayhteydet...29 6.3 Vesivoima...29 6.4 Asemat...31 6.5 Muuntajat...32 6.6 Komponentit...33 6.6.1 45 kv kenttä...34 6.6.2 20 kv kennot...34 6.7 Johdot...35 6.7.1 Eristimet ja orret...35 6.7.2 Pylväät...36 6.7.3 Johtokatu...38 6.8 Nykyverkon ongelmakohdat...38 6.8.1 Materiaali...38 6.8.2 Muuntajat...39 6.8.3 Vika alttius...40 6.8.4 Korvaustarkastelu...41 6.9 Saneerauksen ajankohta...42 6.9.1 Pylväsanalyysi...42

6.9.2 Kantaverkko...43 6.9.3 Johtovaraukset...43 6.9.4 Jatkotoimet...44 7 KORVAAVAT VAIHTOEHDOT...45 7.1 45 kv saneeraus...46 7.1.1 Investoinnit...47 7.1.2 Luotettavuus...48 7.1.3 Kunnossapito ja huolto...50 7.1.4 Elinkaarikustannukset...51 7.2 110 kv...52 7.2.1 Investointikustannukset...52 7.2.2 Luotettavuus...53 7.2.3 Kunnossapito...55 7.2.4 Elinkaarikustannukset...55 7.3 Kevyt sähköasema...56 7.3.1 Investointikustannukset...57 7.3.2 Soveltuvuus...58 7.4 Kevyt 110 kv johto...59 7.4.1 Investointikustannukset...60 7.4.2 Luotettavuus...61 7.4.3 Elinkaarikustannukset...61 7.5 20 kv...62 7.5.1 Sähköiset vaatimukset...63 7.5.2 Vaihtoehdot...64 7.5.3 Investointikustannukset...66 7.5.4 Luotettavuus...67 7.5.5 Kunnossapito...67 7.5.6 Elinkaarikustannukset...68 7.6 Yhteenveto...70 8 REISJÄRVI...72 8.1 Yleiskuvaus...72 8.1.1 Aseman kunto...73 8.1.2 Jakeluverkko...74 8.1.3 Korvaus/korvattavuus...75 8.2 Saneeraus mahdollisuudet...76 8.2.1 20 kv...77 8.2.2 110 kv...77 8.2.3 Vaihtoehto A...79 8.2.4 Vaihtoehto B...80 8.2.5 Hinkuan voimalaitos...82 8.3 Kustannukset...84 8.4 Tulevaisuudessa kiinnitettävä huomiota...87 9 YHTEENVETO...88 LÄHTEET LIITTEET

1 1 JOHDANTO Suomen sähköverkko voidaan ajatella koostuvan kolmesta eritason verkkokokonaisuudesta: Fingridin hallinnoimasta kantaverkosta, jossa jännitetasoina käytetään suurjännitteitä 110 kv, 220 kv ja 400 kv; jakeluverkkoyhtiöiden jakelu- ja alueverkosta, jossa käytettävät jännitteet ovat 10 kv:sta 110 kv:iin; jakeluverkkoyhtiöiden pienjänniteverkosta, jännite 400 V. Suomessa, keskijänniteverkon rakentaminen on vakiintunut jakeluverkossa 20 kv ja alueverkossa 110 kv tasoille. Sähköistämisen alkuaikoina verkkoa rakennettiin useammalle jänniteportaalle aina tehon tarpeen mukaan. Käytettyjä jännitteitä olivat edellä mainittujen lisäksi 10 kv ja 45 kv. Jännitetasot ovat ajan saatossa poistuneet pikkuhiljaa, eikä mitään suurempaa verkkokokonaisuutta enää ole. Osittaisia johto-osuuksia on kuitenkin jäänyt käyttöön tilanteisiin, joissa jännitetason poistaminen ei ole ollut kannattavaa tai muutoin mahdollista. Nämä verkot alkavat olla jo iäkkäitä ja saneeraaminen tulee ajankohtaiseksi. Saneraamisen yhteydessä herääkin kysymys, kannattaako näitä jänniteportaita rakentaa uudestaan vai korvataanko ne jollain muulla. Tässä työssä keskitytään 45 kv verkkoon ja sen eri vaihtoehtoihin. Vattenfall Verkon verkkoalueella kyseistä jänniteporrasta on vielä käytössä yli 400 km ja siihen on kytkettynä 21 sähköasemaa sekä useita vesivoimalaitoksia. Joitakin asemia on jo poistettu käytöstä. Jäljellä olevien asemien kohdalla on aloitettu kartoittaminen asemien tarpeellisuudesta ja saneeraamisen ajankohdasta. Tämän työn tarkoituksena on selventää yleisesti 45 kv tilannetta, nykykuntoa sekä etsiä sille mahdollisia korvaavia vaihtoehtoja. Työn alussa keskitytään verkonsuunnittelun perusteisiin ja käsitteisiin, jotka ovat olennaisena pohjana tämän työn tekemiselle. Verkon tilan kartoitus tehdään laajuuden vuoksi vain Pohjoiselle verkkoalueelle, jossa sijaitsee noin puolet kokonaisesta verkkopituudesta. Kuntoa tutkitaan asemien ja linjojen kohdalla perustuen materiaalitietoihin ja häiriötilastoihin. Osiossa, joka käsittelee korvaavia vaihtoehtoja, esitellään muutama mahdollinen vaihtoehto nykyiselle verkolle. Vaihtoehtojen vertailu keskittyy elinkaarikustannusten erittelyyn ja määrittämiseen. Kokonaiskustannusten laskennan perusteella pyritään löytämään tilanne, joissa kyseinen

2 tekniikka on kannattava vaihtoehto 45 kv verkolle. Vertailulaskelmat tehdään työssä esitettyjen laskentamenetelmien avulla. Työn lopussa tehdään alustava tavoiteverkkosuunnitelma valitulle alueelle, jossa tarkoituksena on käyttää työssä esitettyjä vaihtoehtoja ja havainnollistaa niiden soveltumista käytäntöön.

3 2 TAVOITEVERKON SUUNNITTELU Tavoiteverkkosuunnitelmat ovat tärkeässä osassa yleisen verkon suunnittelun rinnalla. Tavoiteverkko on pitkän aikavälin suunnitelma, jossa ajanjaksona voi olla useita jopa kymmeniä vuosia. Yleisimmin tavoiteverkko suunnitellaan noin kymmenen vuoden päähän, koska pidemmillä ajanjaksoilla epävarmuus kasvaa ja ympäristö voi muuttua paljonkin. Tavoiteverkkosuunnitelma tehdään asemakohtaisesti tai se voi käsittää hyvinkin laajan alueen, kuten usean aseman kokonaisuuden tai alueverkon. Suunnitelma toimii ohjenuorana yleiselle verkonsuunnittelulle ja on apuvälineenä suurten kokonaisuuksien hahmottamisessa. Se pyrkii luomaan suuntaviivat, joiden pohjalta suunnitellaan yksityiskohtaisempaa jakeluverkkoa. Suunnitelma pyrkii vastaamaan kysymyksiin: mitä, missä ja milloin? Sillä pyritään löytämään verkosta ne alueet, jotka vaativat kehittämistä lähitulevaisuudessa. Suurissa kohteissa on myös tärkeää pyrkiä määrittelemään ajanjakso, jolloin kehittämistoimenpiteet tehdään. (Elovaara & Laiho 1999) 2.1 Jakeluverkko- ja alueverkko Jakelu- ja alueverkon suunnittelulle ominaisia piirteitä ovat pitkät aikavälit sekä investointien suuruus. Suunnittelu on yleensä pitkän aikavälin kehittämistoimenpide toisin kuin pienjänniteverkko. Pienjänniteverkon rakentaminen on yleensä asiakasperusteista, esim. syötön rakentaminen uudelle liittymälle tai sähkön laadun parantaminen. Verkko pyritään rakentamaan kerralla niin, ettei muutoksia tarvitse tehdä. Myös alueverkon rakentamista ohjaavat sähkön laatutekijät ja ennen kaikkea luotettavuuden parantaminen. Suunnittelu ja rakentaminen jaksottuvat kuitenkin pitkälle aikavälille ja verkkoa pyritään rakentamaan vaiheissa. Uuden keskijänniteverkon rakentaminen alkaa olla vähäisempää, kun olemassa oleva jakeluverkko on suureksi osaksi jo rakennettu. Rakentaminen keskittyy enemmän vanhan verkon saneeraukseen, jossa verkkoa uusitaan niiltä osin missä se on vanhinta ja heikointa.

4 Keskijänniteverkon suunnittelua ohjaa pitkälti myös luotettavuus. Yhden johtolähdön perässä voi olla huomattava määrä asiakkaita, joiden sähkön toimitus katkeaa häiriötilanteissa. Pitkien katkojen aikana verkkoyhtiö voi joutua maksamaan huomattaviakin korvauksia hyvityksenä toimittamatta jääneestä sähköstä. Alueverkkotasolla asiakkaiden määrä kasvaa entisestään. Yhden syöttölinjan varassa voi olla asema tai useampia. Tällöin varayhteyksien ja varavoiman merkitys kasvaa. 2.2 Suunnittelun reunaehdot Sähköverkon suunnittelua ohjaa joukko erilaisia reunaehtoja, joista osa on standardien omaisia vaatimuksia ja osa vain löysempiä ohjenuoria. Rajoittavimpiin tekijöihin kuuluvat sähköturvallisuuteen liittyvät tekijät, kuten maasulkujännitteet, oikosulkukestoisuudet sekä komponenttikohtaiset virta ja jännitekestoisuudet. Rajoitukset vaikuttavat verkon johtimien valintaan, kuten myös releiden ja suojalaitteiden asetuksiin. Vaatimukset verkon jännitteelle perustuu sähkönlaatu standardiin. Standardi asettaa rajat asiakkaan liitäntäjännitteelle, joka ei saisi vaihdella normaalissa käyttötilanteessa enempää, kuin 230 V +10/-10 %. Verkossa aiheutuvalle jännitteenalenemalle taas ei ole tiukkaa ohjenuoraa vaan verkkoyhtiö voi itse määritellä kohtuulliset rajat niin keskijänniteverkolle kuin pienjänniteverkolle. Kohtuullisen jännitteenaleneman valinta ohjaa suuresti verkon investointikustannuksia, jotka kasvavat sen mukaan, mitä tiukemmat rajat valitaan. (Lakervi & Partanen 2008) Muita löysempiä reunaehtoja ovat mm. verkon toimintavarmuuden ja luotettavuuden arvostaminen sekä taloudellisen korkokannan valinta. Nämä puitteet ohjaavat taloudellista ja pitkän aikavälin suunnittelua. Esimerkiksi luotettavamman verkon rakentaminen vaatii enemmän investointeja verkon komponentteihin, kuten suojauslaitteisiin ja luotettavimpiin johtimiin. Komponenttien ohella rakentamistavalla on vaikutusta luotettavan verkon rakentamiseen. (Lakervi & Partanen 2008)

5 2.3 Taloudellisuus Teknisen verkonsuunnittelun ohella on kiinnitettävä huomiota myös taloudelliseen puoleen. Verkkokokonaisuus muodostuu useasta jänniteportaasta, jolla jokaisella on omat taloudelliset piirteensä. Korkeammalle jännitetasolle siirryttäessä verkon investoinnit kasvavat moninkertaisesti. Alueverkon rakentaminen voi olla usean miljoonan euron projekti uudella sähköasemalla ja alueverkolla, kun taas keskijänniteverkossa linjan ja jakelumuuntajien kokonaishinta voi jäädä satoihin tuhansiin euroihin. Toisaalta alemmalla portaalla johtomäärät ovat kertaluokkaa isommat ja verkon investoinnit kokonaisuudessaan suurempia. Taloudellisessa verkon suunnittelussa olennaista on ajanjakso, jonka suunniteltu verkko on käytössä. Rakennettaessa sähköverkkoa sitoutuu investoitu rahamäärä verkon komponentteihin. Aivan kuten vasta ostetulla autolla, menettää investointi arvoaan ajan myötä, kunnes sillä ei ole rahallista arvoa ollenkaan. Kun investointivaiheessa tiedetään verkon käyttöaika, voidaan kustannukset jakaa vuosittaisiksi tasaeriksi. Tasaerät voidaan katsoa vähentävän vuosittain sijoituksen arvoa, kunnes sijoitettu pääoma on kuoletettu kokonaan. Tasaerien suuruus riippuu suunnitellusta ajanjaksosta, siten että pidemmillä jaksoilla on pienemmät erät. Jos verkkoon sijoitettu komponentti joudutaan poistamaan verkossa ennen aikoja, jää osa pääomasta kuolettamatta. Aikaiset uusimiset voidaan katsoa olevan tappiollista toimintaa, kun poistetusta verkosta ei saada rahallista hyötyä. Henkilöauton tapauksessa auton jäännösarvosta saadaan hyvitystä myynnin kautta. Verkon elinkaaren ollessa kymmeniä vuosia, on investointikustannusten lisäksi tarkasteltava myös kustannuksia, joita verkko itsessään ja sen toimintakunnossa pitäminen aiheuttavat. Elinkaarikustannuksista suurempia ovat häviö- ja keskeytyskustannukset. Varsinkin tehohäviöiden vaikutus on suuri alueella, jossa kuormitus kasvaa nopeasti lyhyellä aikavälillä. Luotettavuuskustannukset ovat taas suuret vikaherkillä alueilla, kuten metsäisillä avojohtoverkko-osuuksilla. Elinkaaritarkastelussa nämä jaksottaiset kustannukset on otettava huomioon. Pitkällä aikavälillä investoinneiltaan edullinen verkkorakenne saattaa osoittautua huomattavasti kalliimmaksi ratkaisuksi kuin kalliimpi vaihtoehto.

6 2.4 Pitoaika Pitoajalla tarkoitetaan ajanjaksoa, jonka verkon komponentin oletetaan olevan käytössä. Käyttötarkoituksesta riippuen pitoajalla voidaan tarkoittaa joko teknistä tai teknistaloudellista pitoaikaa. Pitoajan valinnalla on merkitystä verkko-omaisuuden hallinnassa ja pitkän aikavälin verkostosuunnittelussa. 2.4.1 Tekninen pitoaika Jokaiselle verkon komponentille voidaan määritellä elinikä, jonka se pysyy toimintakuntoisena. Komponenttien vanhetessa huolto- ja korjauskustannukset nousevat, jolloin komponentin pitäminen verkossa tulee kalliiksi ja kannattamattomaksi. Tämän teknisen pitoajan ilmoittaa yleensä valmistaja. Verkostolaitteiden tekninen käyttöikä vaihtelee huomattavasti, mutta yleensä se on kymmeniä vuosia jopa 50 60 vuotta. Osa laitteista voi pysyä toimintakuntoisena hyvinkin pitkään aktiivisten huoltotoimenpiteiden johdosta. Laitteen ikään vaikuttavat olennaisesti sen ympäristö ja toimintatiheys. Muuntajat voivat vanheta oletettua nopeammin kovilla kuormituksilla. Katkaisimien ikään taas vaikuttavat katkaisumäärät ja katkaistavat virrat. 2.4.2 Teknistaloudellinen pitoaika Teknistaloudellisella pitoajalla tarkoitetaan aikaa, jonka verkkokomponentin on suunniteltu olevan verkossa. Se poikkeaa teknisestä pitoajasta siinä, että verkkolaitteita harvoin käytetään niin kauan kuin ne kestävät vaan ne on uusittava jo paljon aikaisemmin. Aikaisempi uusiminen voi tulla kyseeseen, kun komponentti ei enää täytä verkon vaatimuksia, kuormitus on noussut liikaa tai häviöt ovat kasvaneet. Muuntajilla tulee yleensä vastaan kapasiteetin riittämättömyys, kun taas johtimilla liian suuret häviöt. Teknistaloudellinen pitoaika voi jäädä huomattavastikin lyhyemmäksi kuin tekninen pitoaika. (Laine 2005) Teknistaloudellista pitoaikaa ei rajaa mikään tiukka reunaehto vaan se on hyvinkin harkinnanvarainen suure. Komponenttien pitoajat voivat vaihdella jonkin verran

7 verkkoyhtiöittäin riippuen hallitseeko yhtiö maalaisverkkoa vai kaupunkiverkkoa. Pitoajan valinta vaikuttaa vahvasti verkkoyhtiön talouteen sallitun tuoton kautta. Asiakkailta perittävän tuoton määrään vaikuttaa verkkoon sidotun pääoman arvo, jonka määrittämiseen käytetään komponenttikohtaisia pitoaikoja. (Laine 2005) Oletettua pitoaikaa käytetään hyväksi myös suunnittelussa, kun vertaillaan keskenään kahta verkkoratkaisua joiden pitoajat poikkeavat toisistaan, esim. maakaapeli vs. ilmajohtoverkko. Pitoajan perusteella vaihtoehtojen investoinnit voidaan jakaa vuosittaisiksi tasaeriksi, jolloin vertaileminen on tasapuolista.

8 3 ELINKAARIKUSTANNUKSET Sähköverkko aiheuttaa elinkaarensa aika useita kustannuksia, jotka ovat luonteeltaan toisistaan poikkeavia. Kustannukset voivat olla kertaluontoisia, vuosittaisia tai muuttuvia. Jotta kokonaiskustannuksia voidaan vertailla keskenään, ovat nämä kustannukset eriteltävä toisistaan. Jako eri tekijöihin voidaan tehdä seuraavan kaavan mukaan: K = K + K + K + K, (1) i h k kun missä K = Kokonaiskustannukset K i = Investointikustannukset K h = Häviökustannukset K k = Keskeytyskustannukset K kun = Kunnossapitokustannukset. Investointikustannuksiin kuuluvat uudenverkon materiaali-, rakennus- ja maakäyttökustannukset. Häviökustannuksiin sisältyvät verkon kuormitushäviöt sekä muuntajien tyhjäkäyntihäviöt. Keskeytyskustannukset sisältävät verkon aiheuttamista häiriöistä aiheutuvat luotettavuuskustannukset, kuten pjk-, ajk- ja vikakustannukset. Kunnossapitokustannukset käsittävät verkon kunnossapidosta, huollosta ja tarkastuksista aiheutuvat kulut. Investointikustannukset ovat yleensä kertaluontoisia ja sijoittuvat verkon elinkaaren alkuvaiheeseen. Häviö-, keskeytys- ja kunnossapitokustannukset ovat jokavuotisia ja pysyvät vakioina tai muuttuvat vuosittain. Vertailtaessa eri verkkovaihtoehtoja keskenään voidaan käyttää kahta menetelmää, nykyarvomenetelmää tai annuiteettimenetelmää. (Lakervi & Partanen 2008)

9 3.1 Nykyarvomenetelmä Nykyarvomenetelmällä lasketaan se rahamäärä, joka nyt tarvittaisiin verkon elinkaarikustannusten kuolettamiseen. Puhutaan diskontatuista kustannuksista, joissa on otettu huomioon elinkaaren pituus, rahan korkokanta sekä kuormituksen nousu. Diskonttaaminen tapahtuu kapitalisointikertoimen avulla, jolla kerrotaan ensimmäisen vuoden kustannukset. K = k * K 0, (2) missä K = Kokonaiskustannukset K 0 = Ensimmäisen vuoden kustannukset k = Kapitalisointikerroin. Jos muuttuvat kustannukset ovat vuosittain vakiosuuruisia, kuten kunnossapitokustannukset, kerroin muodostuu vain tarkasteltavan ajanjakson pituudesta ja rahan korkokannasta. T ψ 1 k = ψ, (3) ψ 1 1 1 ψ = =, (4) α 1 p /100 missä T = Tarkastelu ajanjakso p = Rahan korkokanta. Häviökustannuksia laskettaessa on otettava huomioon, että kuormitus ja sen myötä häviöt eivät välttämättä ole tasasuuruisia, vaan niissä tapahtuu nousua tai laskua. Tilanteissa, joissa kuormituksen nousu voidaan arvioida tietyn nousuprosentin mukaan, kapitalisointikertoimen laskenta muuttuu seuraavasti. 2 2 β (1 + r /100) ψ = =, (5) α 1 p /100

10 missä p = Rahan korkokanta r = Tehon nousuprosentti. Kaavasta voidaan havaita, että tehon nousu vaikuttaa neliöllisesti häviöiden kasvuun. Mikäli tehon voidaan olettaa pysyvän vakiona, r = 0 %, voidaan käyttää kaavaa 4. Hyvänä esimerkkinä kaavojen käytöstä on muuntaja häviön laskenta, jossa häviöt joudutaan erittelemään toisistaan poikkeaviin tyhjäkäynti- ja kuormitushäviöihin. Tyhjäkäyntihäviöt eivät riipu kuormituksesta, vaan ovat yhtä suuret vuoden jokaisena tuntina, kun taas kuormitushäviöt muuttuvat kuorman mukaan. TAULUKKO 1. Esimerkkejä kapitalisointikertoimista: k1= neliöllinen kasvu, k2=vakio kasvu, k3=ei kasvua (Partanen 2009) Tarkastelujakso Korkokanta Tehon kasvu k1 k2 k3 2 % 9,03 8,14 10 v. 6 % 6 % 13,97 10 7,36 10 % 30,3 12,33 2 % 22,75 17,46 30 v. 6 % 6 % 83,8 30,44 13,76 10 % 419,49 56,06 3.2 Annuiteettimenetelmä Investointien kannattavuutta ei voida vertailla keskenään, jos niiden pitoajat poikkeavat toisistaan. Tällöin käytettään annuiteettimenetelmää, jolla vaihtoehtojen kokonaiskustannukset saatetaan vertailukelpoisiksi muuttamalla ne vuosittaisiksi tasaeriksi. Menetelmää voidaan käyttää myös vertailtaessa investointien kannattavuutta niiden tuomiin säästöihin. Laskenta tapahtuu annuiteettikertoimen avulla, jolla tasaerän suuruus saadaan kertomalla investointikustannukset annuiteettikertoimella.

11 K = ε *, (6) tas K i p /100 ε =, (7) 1 1 missä ( 1+ p /100) T K tas = Vuotuinen tasaerä K i = Investointikustannukset ε = Annuiteettikerroin p = Rahan korkokanta T = Tarkastelu ajanjakso. (Lakervi & Partanen 2008)

12 4 TEKNINEN LASKENTA 4.1 Teho Toimivan sähköverkon lähtökohtana on, että se on mitoitettu riittävän suureksi, jotta sillä voidaan siirtää tarvittava teho nyt ja tulevaisuudessa. Kuormitusten ennustaminen onkin suuressa osassa rakennettaessa verkkoa, jonka on kestettävä seuraavat 40 vuotta. Sähköverkossa siirrettävä teho muodostuu kahdesta eri osasta, pätö- ja loiskomponentista. Pätöteho on työtä tekevä osa, joka menee kuluttajien laitteisiin. Loistehoa käyttävät muuntajat ja pyörivät sähkökoneet, jotka tarvitsevat loistehoa magneettikentän yllä pitämiseen. Loistehon siirto on tavallaan turhaa, sillä sitä voidaan tuottaa myös paikallisesti kondensaattoriparistoilla. Sähkön siirrossa loiskomponentti lisää ylimääräistä kuormaa verkossa aiheuttaen jännitteenalenemaa ja lisäämällä energiahäviöitä. Tehokomponentit voidaan laskea kaavoilla: P = 3UI cosϕ, (8) Q = 3UI sinϕ, (9) S = 3UI, (10) missä P = Pätöteho Q = Loisteho S = Näennäisteho I = Virta U = Pääjännite ϕ = Vaihekulma. Näennäisteho ilmoittaa verkossa kulkevan kokonaiskuorman, joka koostuu molemmista pätö- ja loisosasta.

13 4.2 Kuormitettavuus Yhtenä sähkön siirtoa rajoittavana tekijänä on verkkokomponenttien kuormitettavuus. Kuormitettavuus ilmoittaa kuinka paljon virtaa ja tehoa komponentin läpi voidaan siirtää ilman sen vahingoittumista. Kaapeleilla ja muuntajilla kuormitettavuuden määrää yksinomaan lämpenemä. Lämpöä syntyy, kun osa virran mukana kulkevasta energiasta muuttuu lämmöksi johtimien resistanssin vaikutuksesta. Kaapeleilla terminen kuormitettavuus voi olla jännitteenalenemaa suurempi este, kun verrataan tehon siirrettävyyttä avojohtimiin. Kaapeleilla suojana oleva eriste toimii myös lämmöneristeenä ja estää lämmön haihtumista kaapelin sisältä. Kuormituksen kasvaessa lämpöä kehittyy enemmän ja johtimet kuumenevat. Liiallinen lämpeneminen voi vaurioittaa eristinmateriaalia ja pahimmassa tapauksessa sulattaa sen, jolloin johdinosat joutuvat maakosketukseen. Kuorman lisäksi lämpenemään vaikuttaa maaperä, johon kaapeli on asennettu. Huokeassa hiekkapohjaisessa maassa lämmön kertyminen on runsaampaa kuin kosteassa maaperässä. Muuntajilla lämpenemä muodostuu samoista tekijöistä kuin kaapeleilla. Muuntajat ovat kuitenkin hyvin suojattuja liialliselta lämpenemältä tehokkaan jäähdytyksen ja suojalaitteiden avulla. Poikkeavissa tilanteissa, kuten asemien korvauksissa tilapäinen ylikuormaa voidaan jopa sallia. Pitkinä aikoina liiallinen lämmönkehitys voi kuitenkin vahingoittaa muuntajan eristystä ja muita rakenteita. Elinkaaren aikana tällaiset huippu tilanteet rasittavat muuntajia ja saattavat lyhentää niiden elinkaarta. Suunnitteluvaiheessa kuormitettavuuteen on kiinnitettävä huomiota, jotta verkon komponentit kestävät mahdollisen kuormituksen kasvun niiden pitoaikana. Alimitoitettuna kaapeleita ja muuntajia joudutaan vaihtamaan ennen aikojaan, joka lisää tarpeettomia kustannuksia. 4.3 Jännitteenalenema Sähkönsiirron yhteydessä verkossa syntyy häviöitä kaiken aikaan. Kuluttajille merkityksellisin suure on jännite, joka tulisi pitää kulutus laitteille sopivana kuormituksesta riippumatta. Jännitettä ei kuitenkaan voida pitää vakiona matkalla sähköasemilta kuluttajille, vaan siinä tapahtuu muutoksia. Jännitehäviötä voidaan pitää

14 kulutuspisteen ja syöttöpisteen välisenä jännite-erona joka ilmoitetaan yleensä prosentteina. Häviöitä aiheuttava verkkokomponenttien virtaa vastustavat ominaisuudet, kuten resistanssi ja reaktanssi. Suurin osa häviöistä syntyy verkon kaapeleissa ja johtimissa. Alenemaan vaikuttavat johdinten ominaisuudet, siirtoverkon pituus sekä hetken kuormitustilanne. Kuormitustilanne aiheuttaa vuorokautisia vaihteluja, kun taas reitti ja kaapelit ovat asennushetken jälkeen vakioita. Jännitteen kokonaisalenema, sähköasemalta kuluttajille, jakaantuu vaihtelevissa määrin jakeluverkon ja pienjänniteverkon kesken. Alenemaan on kiinnitettävä huomiota jo suunnitteluvaiheessa, sillä rakentamisen jälkeen alenemaan vaikuttaminen vaatii lisäinvestointeja. Verkossa jännitettä voidaan säätää aktiivisesti vain sähköasemien jännitteen säätäjän avulla. Jakelumuuntajilla säätöä voidaan tehdä väliottokytkimen avulla, mutta se vaatii aina keskeytyksen kyseiselle verkon osalle. (Lakervi & Partanen 2008) Jännitteenalenema ei ole kuitenkaan tiukka reuna ehto, joka rajoittaisi verkon rakentamista. Jokaisella verkkoyhtiöllä on omat suosituksensa, jonka rajoissa alenema pyritään pitämään. Normaalitilanteen suositeltavat arvot ovat alle 5 %. Tilanteissa, joissa verkon kuormitus kasvaa, esimerkiksi läheisten sähköasemien korvauksessa, sallitaan korkeammat alenemat jopa 10 %. Jännitteenaleneman laskentaan on hyviä likiarvokaavoja, jotka soveltuvat normaalitilanteiden laskentaan. Kaavalla 11 voidaan laskea yhdessä vaiheessa syntyvä alenema (voltteina) virran pätö- ja loiskomponentin avulla. U IR cos ϕ + IX sinϕ = I R I X, (11) v p + missä I = Virta (A) U v = Vaihejännite (V) R = Johtimen kokonaisresistanssi ( Ω ) X = Johtimen kokonaisreaktanssi ( Ω ) ϕ = Vaihekulma. (Lakervi & Partanen 2008) q

15 Kaavalla 12 voidaan selvittää jännitteenalenema suoraan prosentteina. u h missä ( R + X tanϕ) = 100* P *, (12) 2 U u h = Jännitteenalenemaprosentti P = Teho (MW) U = Pääjännite (kv). (Lakervi & Partanen 2008) Jännitehäviöitä voidaan pienentää tuottamalla loisvirtaa kompensointikondensaattoreilla. Kondensaattoreilla tuotetaan verkon tarvitsemaa loisvirtaa paikallisesti, joko sähköasemilla tai kohdistettuna tietylle verkon osalle. Kun loisvitaa ei tarvitse siirtää pätövirran mukana pitkiä matkoja: verkon kuormitus vähenee, häviöt pienenevät ja jännite nousee. (Verkostosuositus 5:94) 4.4 Tehohäviö Jännitehäviön yhteydessä voidaan puhua myös tehohäviöistä, jotka muodostuvat samoista ilmiöistä kuin jännitteenalenema. Tehohäviöiden määrittäminen on tärkeää enemmänkin taloudelliselta kannalta, koska verkkoyhtiö joutuu ostamaan välittämänsä sähkön lisäksi myös energiahäviöt. Häviöiden merkitys ei välttämättä näy vuositasolla niin vahvasti, mutta tarkasteltaessa johdon tai aseman elinkaarikustannuksia, niin häviöt muodostavatkin suuren osan kuluista. Vertailtaessa eri verkkovaihtoehtoja voidaan useinkin päätyä ratkaisuun, joka on investoinneiltaan paljon kalliimpi, mutta elinkaarikustannuksiltaan edullisempi. Keskijänniteverkon yhteydessä suuren osan häviöistä muodostavat johdinmateriaalin virtalämpöhäviöt. Häviöteho voidaan esittää yhtälöllä:

16 P h = 3I 2 * R, (13) missä P h = Häviöteho (W) I = Virta (A) R = johtimen kokonaisresistanssi ( Ω ). (Elovaara & Laiho 1999) Yhtälöstä havaitaan, että häviöitä muodostavat näennäisvirran molemmat komponentit, pätö- ja loisvirta. Keskijänniteverkossa loistehon määrä on vähäistä pätötehoon nähden, joten se voidaan yleisessä tarkastelussa jättää huomioimatta. Siirryttäessä tarkastelemaan suurvoimansiirtoa, loistehon siirtomäärät kasvavat ja loiskomponentti on otettava huomioon. Loistehohäviöt voidaan laskea vastaavasti samalla yhtälöllä korvaamalla resistanssi reaktanssilla. (Elovaara & Laiho 1999) Muuntajien kohdalla häviöihin kuuluvat virtalämpöhäviöiden lisäksi tyhjäkäyntihäviöt. Tyhjäkäyntihäviöt muodostuvat muuntajan rautasydämessä, jossa magneettivuon vaihtelu saa aikaan pyörrevirta- ja hystereesihäviöitä. Toisin kuin virtalämpöhäviöt, tyhjäkäyntihäviöt eivät ole riippuvaisia muuntajan kuormasta vaan muuntajan nimellisjännitteestä. Häviöitä muodostuu näin ympärivuoden aina muuntajan ollessa kytkettynä. S 2 P h = P0 + ( ) * Pk, (14) S missä P h = Häviöteho P 0 = Tyhjäkäyntihäviöt n P k = Nimelliskuormitushäviöt S n =Nimellisteho S =Kuormitusteho.

17 Lasketun häviötehon ohella kiinnostaa sen aiheuttama vuotuinen häviöenergian määrä. Häviöenergia voidaan laskea vastaavasti kuten energia, tehon ja huipun käyttöajan tulolla. Huipun käyttöaika korvataan häviöhuipun käyttöajalla. W = t * P, (15) h missä h h W h = Häviöenergia (kwh) P h = Häviöteho (kw) t h = Häviöhuipun käyttöaika (h). (VFV) Häviöhuipun käyttöajan määritteleminen on työteliäämpi toimenpide kuin huipun käyttöajan laskeminen, johtuen häviötehon neliöllisestä riippuvuudesta kuormituksesta. (KAAVA 13) Tällöin häviöteho ei muutu lineaarisesti kuormitustehon mukaan vaan nouse jyrkemmin. KUVIO 1. Häviötehon P h pysyvyyskäyrä kuormitusvirran I pysyvyyskäyrän mukaan (Elovaara & Laiho 1999) Tästä johtuu, että huipun käyttöaika ja häviöhuipun käyttöaika ovat erisuuria. Tarkimmin laskennan suorittavat verkonsuunnitteluohjelmat, mutta käsin laskennassa joudutaan tyytymään arvioihin tai likiarvokaavoihin. Arvioita voidaan tehdä kuormituksen sekä tarkastelu pisteen perusteella, esimerkiksi pienjännitejohdon kuormituskäyrällä voi olla paljon enemmän teräviä huippukohtia toisin kuin sähköaseman kiskostossa. Tämä johtuu pienemmästä asiakasmäärästä, jossa kuluttajatyyppejä on paljon vähemmän. Näin

18 huippukuormat keskittyvät suureksi osaksi vain tietylle ajanjaksolle. Kokemusperäisesti voidaan olettaa, että pienjännitejohdon huipunkäyttöaika olisi välillä 700-1000 h ja sähköasemalla 3000-3500 h. (Lakervi & Partanen 2008) Kun tiedetään kuormituksen huipun käyttöaika, voidaan siitä laskea häviöhuipun käyttöaika seuraavan likiarvokaavan perusteella. 2 (0,17 * tk * 0,83* tk ) t h =, (16) 8760 missä t h = Häviöhuipun käyttöaika t k = Huipun käyttöaika. (Partanen 2009) Samat arvot voidaan lukea kaavalla muodostetulta käyrältä. KUVIO 2. Häviöhuipun käyttöaika kuormituksen huipun käyttöajan funktiona (Elovaara & Laiho 1999) 4.5 Häviökustannukset Jotta häviöt saadaan muutettua suoraan kustannuksiksi, on niille määriteltävä hinta. Hinta muodostuu ensisijassa sähkön hankinnasta. Toisena tekijänä on jokaisen verkkoyhtiön

19 omistaman verkon häviökuormituskäyrä. Häviökäyrän laskenta on kuitenkin vaikea toimenpide johtuen verkon mittavasta suuruudesta. (Lakervi & Partanen 2008) Häviökustannusten laskentaa varten voidaan määritellä oma hintansa tehohäviöille ( /kw) ja energiahäviölle ( /kwh). Jako helpottaa laskentaa jos tarkastellaan häviöitä, jotka muodostuvat useasta eri osasta ja joilla on erilainen käyttäytyminen. Esimerkiksi muuntajahäviöiden laskennassa tyhjäkäyntihäviöt ovat vakiosuuruisia, kun taas kuormitushäviöt riippuvat kuormitusasteesta ja huipun käyttöajasta. Häviöille voidaan muodostaa seuraava kaava. S 2 K h = P0 *8760* H w + ( ) * Pk * H p, (17) S missä H w = Energiahäviön hinta H p = Tehohäviön hinta. n Johdinhäviöiden laskeminen käy samalla periaatteella ilman tyhjäkäyntihäviöitä. Yleensä vain häviöenergialle määritellään tarkka hinta. Tehohäviö lasketaan kertomalla energian hinta H häviöhuipun käyttöajalla t. w h H p H = H * t (18) p w h 4.6 Luotettavuuslaskenta Suurin osa sähkön toimituksen häiriöistä ja keskeytyksistä syntyvät keskijänniteverkossa, noin 90 %. Häiriöiksi voidaan luokitella niin lyhyet ja pitkäaikaiset keskeytykset kuin sähkönlaadun heikentyminen, kuten jännitekuopat. Suurinta haittaa nämä aiheuttavat lähinnä asiakkaille. Sähköyhtiöt taas menettävät tuloja toimittamatta jääneen sähkön muodossa.

20 Toimintavarmuuden kuvaamiseen käytetään asiakaskohtaisia keskeytystilastoja. Tunnuslukuina voidaan käyttää kansainvälisen standardin IEEE 1366 mukaisia lukuja: SAIFI, vikojen keskimääräinen määrä / asiakas CAIDI, vikojen keskimääräinen kesto /asiakas / vika SAIDI, vikojen kokonaiskestoaika / asiakas MAIFI, jälleenkytkentöjen keskimääräinen määrä / asiakas. Luotettavuudeltaan heikot verkon osat saadaan todellisten keskeytystilastojen avulla käytönvalvonnan kautta. Tilastoinnin avulla voidaan verkon kehittämistoimenpiteet kohdentaa juuri oikeille alueille. Todellisten vikatilastojen ohella on tärkeää, että vikoja voidaan mallintaa jo suunnitteluvaiheessa, jolloin puhutaan luotettavuuslaskennasta. Ennakoivan laskennan avulla voidaan valita jo alkuunsa luotettavimmat rakennus menetelmät, ettei korjaavia investointeja tarvita myöhemmin. Luotettavuuslaskentaa voidaan käyttää hyväksi, kun etsitään verkosta paikkoja kauko-ohjattaville erottimille ja verkkokatkaisijoille. Luotettavuuslaskenta perustuu vikataajuuksien ja viankestoaikojen mallintamiseen. Jokaiselle verkkokomponentilla on ominainen vikataajuus, joka johtuu niin komponentista kuin sen todellisesta sijainnista. Ilmajohtoverkon kohdalla ympäristön vaikutus vikataajuuksiin on todella merkittävä. Vikataajuuksien ohella on mallinnettava myös vian kestoajat, jotka riippuvat vian korjaukseen kuluvasta ajasta sekä sähköjen palauttamiseen menevästä ajasta. Kuten edellä mainittiin, keskeytykset aiheuttavat eniten haittaa asiakkaille. Teollisuudella sähköjen katkeaminen aiheuttaa tuotannon keskeytymisen ja johtaa näin rahalliseen menetykseen. Yksityisasiakkailla pitkät katkot voivat taas saada aikaan esim. pakasteiden sulamisen, joissa voi olla huomattavastikin rahaa kiinni. Näitä keskeytyksistä aiheutuvan arvoja on tutkittu laajasti niin verkkoyhtiöiden kuin yliopistojen puolesta. Keskeytyksien arvostaminen konkretisoituu verkkoyhtiöille EMV:n määrittelemän sallitun tuoton kautta. Energiamarkkinavirasto kerää verkkoyhtiökohtaisesti keskeytystilastoja, joiden perusteella se laskee keskeytys kustannuksien rahallisen suuruuden. Rahaksi muuttamisen jälkeen keskeytykset on helppo ottaa huomioon, kun lasketaan olemassa

21 olevan verkon arvoa. Suuret keskeytyskustannukset vaikuttavat heikentävästi verkon arvoon ja sitä kautta vähentävät sallitun tuoton määrää. TAULUKKO 2. Keskeytyksen aiheuttaman haitan laskennassa käytettäviä parametreja (EMV 2007) Pjk Ajk Odottamaton keskeytys Suunniteltu keskeytys /kw /kwh /kw /kwh /kw /kwh 0,55 1,1 1,1 11,0 0,5 6,8 Kun tiedetään vikatyypit sekä niiden määrät ja kestot, voidaan KAH- kustannukset laskea taulukossa 2 esitettyjen parametrien avulla. PJK * hpjk + AJK * hajk + W t KAH = + + kust KM odott * hw, odott KAodott * he, odott *, (19) Tt KM suun * hw, suun + KAsuun * he, suun missä PJK = Pikajällenkytkentöjen määrä, kpl h = Pikajällenkytkennästä aiheutuvan haitan arvo, /kw pjk AJK = Aikajällenkytkentöjen määrä, kpl h = Aikajällenkytkennästä aiheutuvan haitan arvo, /kw ajk KM odott = Odottamattomien keskeytyksien määrä, kpl h W, odott KAodott = Odottamattomista keskeytyksistä aiheutuvan haitan arvo, /kw = Odottamattomien keskeytyksien aika, t h, = Odottamattomista keskeytyksistä aiheutuvan haitan arvo, /kwh E odott KM suun = Suunniteltujen keskeytyksien määrä, kpl h, = Suunnitelluista keskeytyksistä aiheutuvan haitan arvo, /kw W suun KAsuun = Suunniteltujen keskeytyksien aika, t h, = Suunnitelluista keskeytyksistä aiheutuvan haitan arvo, /kwh E suun Wt Tt = Siirretty energiamäärä = Vuoden tuntien määrä.

22 5 SUUNNITTELUN APUVÄLINEET 5.1 Xpower Vattenfall Verkolla on käytössä Teklan kehittämä Tekla Xpower verkkotietojärjestelmä. Ohjelmisto koostu verkkotietomallista, tietokannasta sekä erilaisista sovelluksista. Tietokantaan on kerätty kaikki oleellinen tieto nykyisestä sähköverkosta. Verkkotietomallit taas sisältävät komponenttien ominaisuustietoja sekä sijaintitietoja. Yleisesti puhutaan paikkatietojärjestelmästä. Näin verkko voidaan näyttää oikeassa mittakaavassa ja muodossa eri suunnitteluohjelmilla. Havainnollisuuden vuoksi käytettävissä on eri karttapohjia, joiden avulla verkko saadaan vastaamaan todellisuutta. Rajapintojen kautta verkkotietojärjestelmä on yhteydessä muihin järjestelmiin, kuten asiakastietojärjestelmään, joka sisältää tiedot liittymistä, asiakkaista ja energian käytöstä. (Tekla 2009) 5.1.1 Sovellukset Eri sovellusten avulla sähköverkkoa voidaan hallita koko elinkaaren ajalta, suunnittelusta rakentamiseen ja kunnossapitoon, sähköasemilta aina asiakkaisiin saakka. Sovelluksien toiminnoilla voidaan hoitaa mm. dokumentointia, suunnittelua, kunnossapitoa ja raportointia. Suunnittelun tärkeimpinä välineinä voidaan pitää eri laskenta ja raportointi työkaluja. Laskentatyökalut helpottavat eri suunnitelma vaihtoehtojen vertailua keskenään. Uuden sähköaseman tai liittymän tuomat muutokset voidaan simuloida olemassa olevalla verkolla ja näin voidaan löytää edullisin ja luotettavin vaihtoehto. (Tekla 2009) 5.1.2 Analysointi Lähtökohtana kaikelle suunnittelulle voidaan pitää verkon nykytilan analysointia. Analysointi- ja raportointityökalujen avulla saadaan verkosta listattua komponenttien tilaja sijatietoja. Tulokset voidaan listata tiedostoon tai esittää ne suoraan verkkotopologiasta karttapohjia apuna käyttäen.

23 Hyvänä esimerkkinä analysointityökalusta on pylväsanalyysi, joka on hyvin käytännöllinen tarkasteltaessa ilmajohtoverkkoa. Ilmajohtoverkon maksimi pitoaikaa voidaan arvioida lähestulkoon pylväiden kunnon perusteella, koska johtimet ovat hyvin pitkäikäisiä eivätkä käytännössä juuri vanhene. Yksittäisiä eristimiä ja pylväs komponentteja joudutaan taas korjaamaan tarvittaessa. Puurakenteisena pylväät ovat erittäin alttiina lahoamiselle sekä ympäristötekijöille. Analyysityökalulla voidaan havainnollistaa pylväiden nykykuntoa yleisen laholuokkaasteikon perusteella. Nykykunnon lisäksi pylväiden kuntoa voidaan analysoida pitkälle tulevaisuuteen halutulla aikajaksolla. Analyysi käyttää hyväkseen puupylväille ominaista lahoamiskäyrää. Lahoamiskäyrä voidaan muodostaa jokaiselle puupylväälle, koska lahoaminen tapahtuu yleisesti saman kaavan mukaan. Lahoamiskäyrään vaikuttaa niin pylvään maatieteellinen sijainti kuin ympäristötekijät. Näin esimerkiksi metsämaalla sijaitseva pylväs vanhenee eri tahtia kuin viljeltävälle pellolle rakennettu. Lahoamisasteen ennustamisella voidaan kohdentaa tulevaisuuden saneeraus- ja korvauskohteet hyvissä ajoin. 5.1.3 Laskenta Verkon suunnittelussa ja seurannassa eri laskenta toiminnot, niin tekniset kuin taloudelliset, ovat välttämättömiä. Sähköverkon teknistä laskentaa voidaan tehdä tehonjaon, oikosulkuvirtojen ja maasulkuvirtojen osalta. Tehonjakolaskennalla saadaan selville verkon hetkellinen tehontarve asiakastietojärjestelmässä sijaitsevien tehotietojen mukaan. Tehotiedot voivat olla kulutuskäyriin perustuvia tai suoraan automaattisesta etäluennasta saatavia tietoja. Tehonjako auttaa selvittämään verkon tehonsiirtokykyä ja havaitsemaan hyvissä ajoin siirtoon riittämättömät johto-osuudet. Oikosulku- ja maasulkulaskennalla saadaan selvitettyä releiden ja sulakkeiden toimintaajat. Oikosulkuvirrat saadaan selville nopeasti mistä tahansa verkon osasta. Laskennalla löydetään myös oikosulkukestottomat johto-osat, joita on vahvennettava.

24 5.2 RNA ja AM Työkalut RNA ja AM ovat tarkoitettu verkon luotettavuuden ja elinkaarikustannusten laskentaan. RNA (Reliability based Network Analysis) laskentaosiota käytetään verkon luotettavuuden analysointiin. Verkon jokaisen komponentin voidaan katsoa aiheuttavan vikoja, kuten maasulkuja, tietyllä taajuudella. Komponenttien vikataajuuksia on selvitetty mm. Tampereen teknillisen yliopiston ja verkkoyhtiöiden yhteisessä LuoVa-projektissa. Vikaparametrit perustuvat osittain projektissa saatuihin tuloksiin, joita on sittemmin tarkennettu Vattenfallin tilastojen perusteella. Laskentatyökalulla voidaan laskea tarkasteltavassa verkossa tapahtuvia häiriömääriä ja vika-aikoja. Yleisimmin tarkastellaan verkossa tapahtuvia vika- ja jälleenkytkentöjä ja niiden kestoaikaa. Vikojen määrään ja laatuun vaikuttavat jokainen verkossa oleva komponentti omalla vikataajuudellaan. Vaikutusta on myös verkkopisteen ympäristöllä, koska varsinkin pikajällenkytkennät ovat hyvin riippuvaisia johtolinjan ympäristöstä. Ohjelmalla saadaan laskettua myös oikosulkujen aiheuttamat jännitteenalenemat. RNA:lla saadaan myös toimitusvarmuutta kuvaavia indeksejä, kuten SAIFI, SAIDI, CAIDI, MAIFI. Keskeytykset voidaan kohdentaa suoraan kustannuksiksi KAH- arvojen perusteella, jotka kuvaavat vikojen aiheuttamaa rahallista menetystä eri kuluttaja ryhmillä. AM- laskenta (Asset Management ) on kustannuslaskentaosio, jolla voidaan laskea verkon elinkaarikustannukset, jotka koostuvat rakentamis-, kunnossapito-, häviö- ja luotettavuuskustannuksista. Tuloksia voidaan tarkastella eripituisilla tarkastelu ajanjaksoilla ja eri korkokannoilla. Häviökustannukset voidaan laskea myös eri kuormituksen kasvuprosenteilla. 5.3 Käytönvalvontajärjestelmä Käytönvalvontajärjestelmällä ohjataan ja valvotaan sähköverkon toimintaa. Järjestelmän avulla verkon ylläpito voidaan suoritta hyvin pitkälle etätyönä valvomosta käsin. Tietoliikenne yhteyksien kautta ohjataan verkoston komponentteja, kuten erottimia.

25 Ohjaustoiminnon lisäksi järjestelmä tallentaa verkosta luettavia mittaustietoja ja kerää tapahtumarekisteriä, joita voidaan analysoida myöhemmin. Tämän vuoksi käytönvalvontajärjestelmää voidaan pitää yhtenä tärkeimmistä suunnittelun apuvälineistä verkkotietojärjestelmän ohessa. 5.4 Visimind Visimind on italialaisen yrityksen kehittämä sovellus helpottamaan kunnossapitotöitä sekä suunnittelua. Sovellus on suunniteltu usealle eri toimialalle infrastruktuurista verkkoyhtiöihin. Ohjelman ideana on käyttää hyväksi kuvattua materiaalia, jota voidaan tarkastella jälkeenpäin tietokoneella. Kohteiden kuvaaminen on normaalisti aikaa vievää puuhaa ja sen tuoma hyöty on monesti merkityksetön. Visimindin konseptilla kohteet kuvataan suurissa massoissa kertaluontoisesti. Apuna käytetään kulkuneuvoja, joihin kamerat on helppo kiinnittää. (Visimind 2009) Verkkoyhtiöiden tapauksessa verkkoa kuvataan helikopterin jalaksiin sijoitetuilla kameroilla. Monipuolisen kuvamateriaalin saamiseksi kopterissa on useita eri kameroita, jotka kuvaavat eteen sekä taakse. Peruskameroiden lisäksi on zoom- ja 3D-kamerat. Kuvauslennoilla sähkölinjat kuvataan kertaalleen, jonka jälkeen kuvamateriaali puretaan tietokantaan, josta niitä voidaan tarkastella jälkeenpäin siihen suunnitellulla ohjelmalla. (Paananen 2009) Ohjelman ensisijainen tarkoitus on olla työkalu suunniteltaessa verkon raivauskohteita. Kuvamateriaalin ansioista raivaukset voidaan kohdentaa entistä tarkemmin tietyille johtoosille eikä turhia maastotarkastuksia tarvita. Raivausten teko yhtenäistyy, kun ne suunnitellaan yhden tai muutaman henkilön voimin. Jälkeenpäin raivaukset on mahdollista tarkastaa seuraavien lentojen yhteydessä. (VFV)

26 KUVIO 3. Visimind ohjelmiston työpöytä Tarkan kuvamateriaalin vuoksi verkosta on mahdollista löytää kunnossapito kohteita, joita ei välttämättä huomaa tai kyetä selvittämään kävelytarkastuksin. Eristimien ja pylväiden latvojen kuntoa on yleensä vaikea selvittää maasta käsin katsottuna. Lentojen yhteydessä maastoprofiili myös tutkataan. Ohjelmistolla maastosta luodaan kolmiulotteinen virtuaaliympäristö, jossa käyttäjä voi vapaasti liikkua eri tasoilla. Näin päästään tarkastelemaan tarkemmin maaston muotoja aina ruohonjuuritasolta saakka. Ohjelmistossa olevalla mittatyökalulla voidaan mitata kohteiden etäisyyksiä vaihejohtimista. Näin löydetään määräysten vastaisia kohteita mm. johtimia liian likellä olevia rakennuksia ja määräysten vastaisia pylväsrakenteita.

27 KUVIO 4. Kolmiulotteinen virtuaaliympäristö Visimind sopii myös normaalin verkonsuunnittelun ohelle. Kuvamateriaalia hyväksi käyttämällä kohteista ja sen ympäristöstä saadaan ehkä suunnitelmaa vahvistavaa tietoa, eikä varsinaista maastokäyntiä välttämättä tarvitse joka tilanteessa tehdä. Aivan sokeana materiaaliin ei kuitenkaan voi luotta, sillä se ei ole täysin ajantasaista tietoa. Kuvauslentojen välillä ympäristö voi muuttua paljonkin.

28 6 TARKASTELUALUEEN JOHDOT 6.1 Yleistä Kohde alueena on Vattenfall Verkon Oulaisten alue. Alueen on aikoinaan sähköistänyt Revon Sähkö, jolta Vattenfall sittemmin on verkon ostanut. Alueella sijaitsee noin puolet nykyisestä Vattenfallin 45 kv verkosta. Yhteispituutta verkolla on hieman yli 180 km ja se on jakautunut kolmeen eripituiseen linjaan. Linjat syöttävät yhteensä viittä 45/20 kv sähköasemaa. Kahden linjan varrella sijaitsee myös kaksi pienempää vesivoimalaa, joilla kummallakin on sähkötehoa muutamia megawatteja. Liitteessä 1 on kuvattu pohjoisen alueen alueverkko ja sen asemat. Sähköasemat syöttävät pienehköjä maalaiskaupunkeja, joissa on kytkettyjä asiakkaita noin 600 1600 kpl. Asemien kuormitus on jakautunut tasaisesti asumisen, maatalouden ja teollisuuden kesken. Teollisuus muodostuu pienemmistä metalli- ja puualan yrityksistä. Siirrettävät sähkötehot asemilla ovat noin 2 7 MW. Tyypillisenä maaseutuverkkona johtopituudet ovat pitkiä keskimäärin noin 30 km. Muutamien megawattien siirtotehot selittävätkin, miksi vanhat 45 kv linjat ovat yhä tarpeellisia. Korkeamman jännitetason etuina on sen parempi tehon siirtokyky. Kun teho on suoraan verrannollinen jännitteen ja virran suuruuteen, siirryttäessä kaksi kertaa korkeampaan jännitteeseen voidaan tehoakin siirtää kaksi kertaa enemmän. TAULUKKO 3. Pigeon johtimen vertailu eri jännitetasoilla. S= kuormitettavuus, L= siirtomatka 3 MW:tille kun Uh on 4 %, Ph = häviöiden prosentuaalinen osuus kun 10 kv on 100% U S (MVA) L (km) Ph (%) 10 kv 6,2 3 100 20 kv 12,5 12 25 45 kv 28 61 19,7

29 6.2 45 kv varayhteydet Aktiivisesti käytössä olevien syöttölinjojen lisäksi alueella on verkkoa, jota käytetään hyväksi korvaustilanteissa. Nämä linjat ovat aikoinaan olleet pääsähköyhteytenä, mutta ovat myöhemmin jääneet ylimääräisiksi syötön korvautuessa 110 kv jännitteellä. Linjoja ei kuitenkaan ole purettu vaan ne on jätetty varalle. Korvausta tarvitaan mahdollisissa muuntaja vaurioissa, 110 kv kentän vioissa sekä korvaamaan syöttävää linjaa. Korvaavat linjat kulkevat asemien Nivala - Haapavesi - Pulkkila välillä, syötön ollessa Nivalasta Pulkkilaan päin. 110 kv Rantsila Varayhteydet Uljua Pulkkila Piippola Haapavesi Nivala KUVIO 5. Varasyöttöyhteydet välillä Nivala-Haapavesi-Pulkkila 6.3 Vesivoima Kaksi alueen suurinta vesivoimalaitosta, Uljua ja Hinkua, ovat kytkettyinä 45 kv verkkoon.

30 Hinkuan voimalaitos sijaitsee lähellä Haapajärven taajamaa Hautaperän tekojärvellä. Voimalaitos on kytketty haaraksi linjaan, joka syöttää Reisjärveä. Voimalaitoksella on sähkötehoa 6,1 MW. Päämuuntajan lisäksi asemalta varayhteys jakeluverkkoon erillisen 6/20 kv muuntajan kautta. Muuntajan kuntoa on tarkasteltu Haapajärven sähköaseman saneerauksen yhteydessä, jolloin ilmeni, että muuntaja on viallinen, mahdollisesti öljyvuotoja. Hinkua KUVIO 6. Hinkuan voimalaitos Uljuan tekoallas on Pulkkilan pohjoispuolella noin 6 km Pulkkilan keskustasta. Voimalaitos on kytketty lyhyellä haaralla Rantsilaa syöttävään linjaan. Aseman muuntajana on kolmikäämimuuntaja 45/20/6 kv, jonka kautta on varayhteys myös Pulkkila-Rantsila väliseen 20 kv runkojohtoon. Voimalaitoksen sähköteho on 4 MW. Uljua KUVIO 7. Uljuan voimalaitos

31 Voimalaitosten kannalta nykyinen 45 kv verkko on tarpeellinen, sillä sen kautta teho saatetaan siirtää laajalle alueelle. Tästä on hyötyä, kun voimalaitosten tehot ovat suurimmillaan yleensä loppu keväästä, jolloin taas kulutusta on vähemmän. Ilman 45 kv verkkoa, joudutaan voimalaitosten teho ajamaan 20 kv verkkoon ja muuntajien kautta 110 kv alueverkkoon. Liityntä 20 kv verkkoon olisi molempien kohdalla helppo tehdä, sillä voimalaitoksilla on jo ennestään liityntä jakeluverkkoon. Liitettäessä voimalaitos verkkoon, jossa on kulutuspisteitä, on kiinnitettävä erityistä huomiota suojauskysymyksiin. On varmistuttava muun muassa siitä, että suojareleet sähköasemalla ja voimalaitoksella havaitsevat vikavirrat sekä että voimalaitos ei jää syöttämään saarekkeena kulutuspisteitä aiheuttaen vaarallisia takajännitteitä vikapaikassa. Suojaus vaatimuksilta vältytään jos voimalaitoksilta rakennetaan oma syöttölinja sähköaseman lähtöön. 6.4 Asemat Alueen viisi 45/20 kv sähköasemaa sijaitsevat: Reisjärvellä, Kärsämäellä, Piippolassa, Rantsilassa sekä Siikajoella. Asemat ovat pääsääntöisesti pieniä yhden päämuuntajan asemia, joissa on 20 kv yksikisko järjestelmä. Poikkeuksena on kuitenkin Kärsämäen asema, joka on kojeistoltaan varsin mittava 7 lähdön duplex kojeisto. Asemia syötetään Haapavedeltä, Pulkkilasta sekä Ruukista. 45 kv verkkoon kytketyt sähköasemat vastaavat rakenteeltaan 110 kv asemia. Verkkoa syöttävillä asemilla 45 kv jännite muodostetaan joko suoraa suurjännitteestä 110/45 kv tai sähköaseman jakelukojeiston kautta 20/45 kv. (KUVIO 8) Jälkimmäinen vaihtoehto on yleensä käytössä asemilla, joita on aikoinaan syötetty 45 kv verkosta, mutta jännite on myöhemmin korvautunut suurjännitteellä. Kolmikäämimuuntajia käytetään taas asemilla, jotka ovat syöttäneet alun alkaen molempia 20 kv ja 45 kv verkkoa. Ruukin asemalta syöttö tulee kolmikäämimuuntajan kautta kun muilla asemilla on 45/20 kv muuntaja kytkettynä aseman 20 kv kiskoon.

32 KUVIO 8. 45 kv verkon vaihtoehtoiset kytkennät 6.5 Muuntajat Verkossa olevat muuntajat ovat pääsääntöisesti samalta vuodelta kuin rakennettu linjakin. Vanhimmat muuntajat löytyvät Reisjärveltä, Rantsilasta sekä vesivoimalaitoksilta. Joillakin asemilla muuntaja on vaihdettu uudempiin 80- ja 90-luvuilla. Muuntajat eivät välttämättä ole alkuperäisillä sijoillaan vaan Revon Sähkön aikana niitä on siirrelty ahkerasti paikasta toiseen. Useampia on myös ostettu käytettyinä muilta verkkoyhtiöiltä. Vanhimmilla muuntajilla pitoaikaa on jäljellä enää muutama vuosi arvioidusta 45 vuodesta. Teknistä käyttöikää niillä voi olla vielä useitakin vuosia. TAULUKKO 4. Pohjoisen alueen muuntajat Muuntaja Muuntosuhde (kv) Teho (MW) Valm. vuosi Haapajärvi 3 45/20 20 1987 Haapavesi 3 45/20 10 1999 Kärsämäki 45/20 10 1984 Nivala 1 110/45/21 15 1967 Piippola 45/20 5 1986 Pulkkila 3 45/20 10 1980 Rantsila 45/20 8 1969 Reisjärvi 45/20 8 1968 Ruukki 1 110/45/21 10 1975 Ruukki 3 45/21 8 1975 Siikajoki 45/20 6,3 1975