Kuvasta 18 voidaan havaita, että siirtoverkkoyhtiöiden välillä voi olla huomattaviakin eroavaisuuksia sähkön siirtohintaan liittyen. Kuvassa 18 siirtoverkkoyhtiöiden verollisia siirtohintoja on kuvattu sinisellä palkilla, joissa marginaalina on 0 senttiä kilowattitunnilta.
Käytännössä erot siirtohinnoissa johtuvat siitä, että siirtoverkkoyhtiöiden tulee täyttää tietyt sähkön laadulliset raja-arvot, ja raja-arvojen täyttymiseksi vaadittavat investointitoi-menpiteet voidaan kohdistaa siirtoverkkoyhtiön alueella oleville asiakkaille verkkoyhtiölle määritetyn kohtuullisen tuoton osoittamissa rajoissa. Siirtohinnat ovat matalimpia alu-eilla, joissa verkkoa on määrällisesti vähän yhtä käyttäjää kohden ja joissa sähköverkko on vähemmän alttiina luonnonilmiöille. Tämän takia niin sanotuilla kaupunkiverkkoyhti-öillä, kuten esimerkiksi Tampereen Sähköverkko Oy:llä, siirtohinnat ovat matalia, sillä tiiviisti asutuissa kaupungeissa verkkoa on suhteellisen vähän yhtä käyttäjää kohden, ja suuren maakapelointiasteen ansiosta verkko on hyvin suojassa sähkön laadun häiriöte-kijöiltä. Vastaavasti maaseutuverkkoyhtiöillä kuten esimerkiksi Caruna Oy:llä ja Elenia Oy:llä, verkko-osuudet yhtä käyttäjää kohden ovat pitkiä ja luonnonilmiöille alttiit ilmajoh-dot ovat vastaavasti häiriöalttiita maakaapeliin verrattuna. [74]
Aiemmin tarkastelussa ollut pirkanmaalainen omakotitalo kuuluu Elenia Oy:n siirtoverk-koalueelle, tarkoittaen että kuvan 18 mukaisesti diplomityön tarkasteluhetkellä
siirtomak-0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 Alva Sähköverkko Oy
Caruna Oy Elenia Oy Helen sähköverkko Oy Järvi-Suomen Energia Oy Koillis-Lapin Sähkö Oy Pori Energia Sähköverkot Oy Tampereen Sähköverkko Oy Turku Energia Oy Vaasan Sähköverkko Oy
Energian varastoinnin taloudellinen hyöty (snt/kWh) 0 snt/kWh marginaali 0,25 snt/kWh marginaali 0,5 snt/kWh marginaali 0,75 snt/kWh marginaali 1 snt/kWh marginaali
sut olivat 8 snt/kWh. Kohteen sähkön toimittajana toimiva energiayhtiö veloittaa sähkö-energiasta spot-hinnan lisäksi 0,25 snt/kWh marginaalin, ja lisäksi veloittaa kohteen au-rinkosähköjärjestelmän ylituotannon myynnistä saadusta spot-hinnasta 0,2 snt/kWh marginaalin. Tässä tapauksessa siis jokainen akkuun varastoitu ja sieltä käyttöön purettu kilowattitunti tuo 8,45 snt/kWh taloudellisen hyödyn verrattuna ilman energiavarastoa toi-mivaan aurinkosähköjärjestelmään. Kyseisessä hyödyssä ei ole huomioitu akkujärjestel-män kokonaishyötysuhdetta, eikä sen mahdollisia käyttö- ja huoltokustannuksia. Tarkas-telukohteen vuoden 2019 kokonaisylituotanto oli 2045,17 kWh, mikä tarkoittaisi rahalli-sesti 172,82 euron vuosihyötyä, mikäli kaikki ylituotanto saataisiin varastoitua akkuun ja sieltä purettua tarkastelukohteen käyttöön. Tämä ei välttämättä kuitenkaan ole realis-tista, sillä kaiken päiväkohtaisen ylituotannon varastointi vaatisi akulta erittäin suurta energiakapasiteettia. Jos tarkastelukohteessa olisi esimerkiksi käytettävissä olevalta energiakapasiteetiltaan 10,0 kWh:n akkujärjestelmä, olisi todellinen akkuun varastoitu energiamäärä vuonna 2019 ollut 1597,16 kWh. Tarkastelussa oletetaan, että mikäli päi-väkohtaista ylituotantoa on alle 10 kWh, kaikki ylituotanto pystytään varastoimaan ak-kuun, ja mikäli päiväkohtaisen ylituotannon määrä on enemmän kuin 10 kWh, energiaa saadaan varastoitua vain akun nimellisen kapasiteetin verran. Nyt tarkastelukohteen vuosihyöty verrattuna aurinkosähköjärjestelmään ilman akkua olisi 134,96 euroa vuo-dessa. Hyödynnetyn energian määrä kasvaa, mikäli akkua pystytään purkamaan osittain myös päivän aikana, kun aurinkosähköjärjestelmän tuotanto on hetkellisesti heikompi, esimerkiksi väliaikaisten varjostusten kuten pilvien takia.
5.3 Omavaraisuus ja saarekekäyttö
Kulutuskohteen omavaraisuudella ja omavaraisuusasteella hajautetun energiantuotan-non yhteydessä tarkoitetaan sitä energiamäärää, jonka esimerkiksi kohteen aurinkosäh-köjärjestelmä pystyy tuottamaan kohteen vuotuiseen energiankulutukseen nähden, ja joka pystytään hyödyntämään suoraan itse kohteen käyttöön. Esimerkiksi jos tarkaste-lukohteen vuotuinen sähkönkulutus on 20 000 kWh vuodessa, ja kohteessa on aurin-kosähköjärjestelmä jonka tuotannosta saadaan kohteen käyttöön 2500 kWh, on kohteen omavaraisuusaste tällöin 12,5 %:ia. Mitä omavaraisempi kohde on käyttämänsä sähkö-energian suhteen, sitä riippumattomampi se on esimerkiksi sähkön hinnan muutoksista.
Mikäli kohteen omavaraisuusaste on 100 %:ia, on kohde täysin riippumaton ulkoisesta verkosta, mutta tämä on Suomen olosuhteissa mahdollista vain niin sanotuissa off-grid ratkaisuissa, joissa myös energian tarve on tyypillisesti pientä ja painottuu esimerkiksi kesäaikaan, jolloin aurinkosähköä on tarpeeksi saatavilla. Aurinkosähköjärjestelmän
tuottama ylituotanto ei sisälly kohteen omavaraisuustarkasteluun, sillä sitä ei lähtökoh-taisesti pystytä käyttämään suoraan kohteessa. Tämän takia aurinkosähköjärjestelmän yhteydessä olevalla sähkökemiallisella energiavarastolla pystytään nostamaan kohteen omavaraisuutta merkittävästi. Esimerkiksi aiemmin tarkastelussa olleen pirkanmaalaisen omakotitalon omavaraisuusaste oli vuonna 2019 4,56 prosenttia, joka nousisi 10 kWh:n akkujärjestelmän avulla 14,51 prosenttiin. Omavaraisuuden kasvu olisi siis 9,95 prosent-tiyksikköä. Kohteen omavaraisuusaste ei välttämättä suoraan korreloi taloudellisiin sääs-töihin energiankulutukseen liittyen, sillä suuren omavaraisuusasteen saavuttaminen usein tarkoittaa korkeita energiavaraston investointikustannuksia. Aurinkosähköjärjestel-män yhteydessä toimivan sähkökemiallisen energiavaraston avulla voidaan kuitenkin korkean omavaraisuusasteen kautta lisätä kohteen uusiutuvan energian käyttöä merkit-tävästi.
Hajautetun energiantuotannon yhteydessä saarekekäytöllä tarkoitetaan pienjännitever-kon osaa, joka sisältää paikallista tuotantoa ja kulutusta, ja kykenee itsenäiseen toimin-taan ulkopuolisesta verkosta riippumatta [76]. Verkon saarekekäyttö voi olla joko tahal-lista tai tahatonta. Verkon tahattomalla saarekekäytöllä tarkoitetaan tilannetta, jossa osa sähköverkkoa tehdään jännitteettömäksi esimerkiksi huolto- tai korjaustöitä varten, mutta tietty osa verkosta syöttää omasta tuotannostaan tehoa omaan käyttöönsä tai muualle verkkoon tästä huolimatta. Kyseinen tilanne on luonnollisesti vaarallinen huolto-töitä tekevän verkkoyhtiön työntekijöiden kannalta, sillä verkko ei välttämättä olekaan jännitteetön, vaikka sen luullaan sitä olevan. Tämän takia tahattoman saarekekäytön es-tämiseksi on hajautetun tuotannon laitteistoille, kuten esimerkiksi aurinkosähköjärjestel-män vaihtosuuntaajille, asetettu tarkat toimintaohjeet ja säädökset. Aurinkosähkön ta-pauksessa vaihtosuuntaaja seuraa jatkuva-aikaisesti sähköverkon parametrejä kuten taajuutta omien asetettujen raja-arvojen puitteissa, noudattaen IEEE:n (engl. Institute of Electrical and Electronics Engineers) standardeja 1547 ja 2030 tahattoman saarekekäy-tön ehkäisemiseksi (engl. anti-islanding). [77]
Tahallisella saarekekäytöllä tarkoitetaan jonkin tietyn sähköverkon osan käyttämistä it-senäisenä kokonaisuutena muun verkon tilasta riippumatta. Älykkään sähköverkon kon-septissa tahalliseen saarekekäyttöön siirrytään tietyssä osassa verkkoa tilanteessa, jossa muussa verkon osassa on esimerkiksi suunnitelman mukainen huoltokatkos. Käy-tännössä siis tahallisen saarekekäytön avulla pystytään lyhentämään verkon ja yksittäis-ten kuluttajien kokemien sähkönjakelun keskeytysyksittäis-ten kestoa eli parantamaan alueen SAIDI:n (engl. System Average Interruption Duration Index) ja CAIDI:n (engl. Customer Average Interruption Duration Index) arvoja. Verkon kannalta kuitenkin SAIDI -arvon pa-rantuminen vaatisi sitä, että energiavarasto olisi verkon tasolla, eikä vain käyttäjätasolla.
Itse katkojen lukumääriin eli CAIFI:n (engl. Customer Average Interruption Frequency Index) ja SAIFI:n (engl. System Average Interruption Frequency Index) arvoihin saare-kekäytöllä ei ole vaikutusta, sillä saarekekäytössä oleva verkko joudutaan joka tapauk-sessa erottamaan muusta verkosta ja kytkemään taas takaisin osaksi kokonaisuutta [78]. Tahallinen saarekekäyttö voi tapahtua esimerkiksi yksittäisen pienjänniteverkon haaran tasolla tai vain yksittäisen kuluttajan liityntäpisteen osalta. Tahallinen saareke-käyttö on kuitenkin vielä hyvin pitkälti konseptin tasolla, sillä sen konkreettiseen toteut-tamiseen liittyy useita käytännön teknisiä ongelmia. Saarekekäyttö tarkoittaa verkon kan-nalta sitä, että yhdessä verkossa on mahdollisesti lukuisia eri tahdissa toimivia verkon osia, jotka kuitenkin täytyy saada tahdistettua yhtenäisesti saarekekäytön päättymisen jälkeen. Lisäksi sähkön laadun on täytettävä tietyt kriteerit jokaisen saarekkeen sisällä, jotta esimerkiksi sähkölaitteiden vioittumista pystytään ehkäisemään. [77, 78]
6. AKKUKAPASITEETIN MITOITTAMINEN
Tässä kappaleessa tarkastellaan aurinkosähköjärjestelmän yhteydessä toimivan sähkö-kemiallisen energiavaraston mitoittamisperiaatteita, ottaen huomioon sekä taloudellisia, että kohteen omavaraisuuteen liittyviä näkökulmia. Käyttäjän motiiveja käsitellään esi-merkiksi kulutuskohteen omavaraisuuden ja omavaraisuusasteen näkökulmista. Lisäksi kappaleessa määritellään akkukapasiteettia rajoittavat tekijät niin aurinkosähköjärjestel-män, sähköverkon, kuin itse kulutuskohteen kannalta. Tarkastelun tarkoituksena on luoda työkalu, jota hyödyntämällä pystytään määrittämään kullekin kulutuskohteelle mahdollisimman optimaalinen aurinkosähkön yhteydessä toimiva akkujärjestelmä.
6.1 Järjestelmän mitoittamisen perusperiaatteet
Aurinkosähköjärjestelmän yhteydessä toimivan sähkökemiallisen energiavaraston opti-maalisen järjestelmäkoon määrittämiseksi, tulee huomioida sekä taloudelliset näkökan-nat, että tekniset rajoitteet ja suositukset. Kappaleessa 4.2 käsiteltiin tarkemmin sähkö-kemiallisen energiavaraston asettamia vaatimuksia aurinkosähköjärjestelmälle, sekä energiavaraston sijoituspaikalle. Energiavaraston asettamien raja-arvojen kuten lämpö-tila- ja kosteusvaatimusten lisäksi, tulee huomioida järjestelmän kapasiteetin asettamat skaalautuvat vaatimukset. Esimerkiksi aurinkosähköpaneeleiden syöttämän DC-jännit-teen maksimiarvo riippuu suoraan akkujärjestelmästä, tarkoittaen että jokainen aurin-kosähköjärjestelmä ei ole automaattisesti yhteensopiva kaikkien energiavarastojen kanssa. Taulukkoon 6 on koottuna esimerkin omaisesti Solarwatt GmbH:n MyReserve aurinkosähköakun asettamat järjestelmän koon mukaan skaalautuvat ominaisuudet.
Ominaisuudet ovat aina valmistajan ilmoittamia akkujärjestelmäkohtaisia raja-arvoja.
Taulukko 6. MyReserven järjestelmäkoon mukaan skaalautuvat ominaisuudet [79].
Akkumoduulien lukumäärä 1 2 3 4 5
Akun energiakapasiteetti (kWh) 2,4 4,8 7,2 9,6 12,0 Maksimi PV sisäänmeno jännite (V) 650 900 900 900 900 Minimi PV sisäänmeno jännite (V) 150 200 240 290 340
Maksimi PV sisäänmeno virta (A) 20 20 20 20 20
Maksimi varaamis- ja purkamis virta (A)
16 16 16 16 16
Maksimi varaamis- ja purkamis teho (kW)
0.5-0.8 1.0-1.6 1.2-2.4 2.0-3.2 2.5-4.0
Taulukosta 6 voidaan havaita, että MyReserven tapauksessa moduulien lukumäärällä ei ole vaikutusta purkamis- eikä varausvirran maksimiarvoihin. Kapasiteettia määritettä-essä tulee kuitenkin huomioida aurinkosähköjärjestelmän maksimi- ja minimijännitteet, joiden arvot osaltaan vaikuttavat energiavaraston mahdolliseen maksimi- tai minimika-pasiteettiin. Maksimi PV sisäänmeno -jännite, eli suurin jännitteen arvo, joka voi aurin-kosähköpaneeleilta tulla akun DC/DC step down -muuntimelle, on Solarwatt MyReserve -akun tapauksessa yhdellä moduulilla 650 V, ja sitä useammilla moduuleilla 900 V [79].
MyReserven tapauksessa yhteen akkukokonaisuuteen voidaan kytkeä sarjaan panee-leita siten, että sarjaan kytkennän tyhjäkäyntijännite Uoc ei ylitä moduuleiden lukumää-rästä riippuen joko 650 V tai 900 V. PV sisäänmeno -jännitteen minimillä tarkoitetaan aurinkopaneeleilta saatavan jännitteen minimiarvoa, jolla MyReserve -akku vielä saa tar-peeksi jännitettä akun varaamisen aloittamiseksi. Jännitteen minimiarvo kasvaa portait-taisesti moduuleiden lukumäärän mukaan ja tarkasteltavana suureena on jännitteen arvo maksimitehopisteessä eli Umpp (engl. Maximum Power Point). Esimerkiksi jos kohteessa olisi 10 kappaletta aurinkopaneeleita, joiden jännite maksimitehopisteessä on 32 V, olisi tällöin kymmenen paneelin sarjaankytkennän jännitteen arvo maksimitehopisteessä 320 volttia. Tämän hypoteettisen kymmenen paneelin järjestelmän yhteyteen ei siis voitaisi asentaa viiden moduulin MyReserve -akkujärjestelmää, sillä viiden moduulin vaatima minimijännite on 340 V. Myös tarkastelussa olevan aurinkosähköakuston varaamis- ja purkamistehojen maksimiarvot ovat riippuvaisia moduuleiden lukumäärästä. Käytän-nössä yhden akkumoduulin lisääminen järjestelmään kasvattaa tässä tapauksessa mak-simitehoa 800 W [79]. Tämä saattaa olla kapasiteettia mitoittaessa merkittävä tekijä,
etenkin jos akulta halutaan purkaa suuria tehoja kerralla. Akun maksimi varausteho vai-kuttaa myös siihen, kuinka tehokkaasti akku saadaan varattua aurinkosähköjärjestelmän ylituotannosta.
Kuva 19 havainnollistaa akkumoduulien lukumäärän vaikutusta aurinkosähköjärjestel-män ylituotannon ohjaamiseen ajanhetkenä, kun kohteen tuotanto on suurempi kuin ku-lutus.
Kuvan 19 esimerkkitapauksessa tarkasteltavana olevan aurinkosähköjärjestelmän ener-giantuotanto on tarkasteluhetkellä 3,0 kW. Tarkastelukohteen energiankulutus on kysei-sellä hetkellä 1,0 kW. Kuvassa olevat nuolet kuvastavat sähköenergian kulkusuuntaa.
Jos kohteessa olisi kaksi Solarwatin MyReserve -akkumoduulia, tarkoittaisi se sitä, että kulutuksen vaatima 1,0 kW saataisiin katettua suoraan aurinkopaneeleilla, jonka jälkeen akkuja pystyttäisiin varaamaan yhteensä 1,6 kW:n teholla. Yli jäävä 0,4 kW myytäisiin energiayhtiölle ylituotantona. Mikäli kohteessa olisi kolme akkumoduulia, pystyttäisiin ak-kuja varaamaan 2,0 kW:n teholla, tarkoittaen että verkkoon vietävää ylituotantoa ei syn-tyisi laisinkaan. [80]
Kuva 20 havainnollistaa vastaavan tarkastelukohteen toimintaa tilanteessa, jossa kulu-tus onkin suurempi kuin aurinkosähköjärjestelmän tuotanto, ja kohteen akuston SOC on suurempi kuin nolla.
Kuva 19. Akkumoduulien lukumäärän vaikutus PV tuotannon jakautumiseen