Akustolla saavutettavia säästöjä tutkittiin Tampereen Sähköverkon pienjännitete-hosiirtohinnastoon perustuen. Laskennassa kohderakennusta käsitellään omana liittymänä, vaikka todellisuudessa se onkin osa TAMKin sähköverkkoa. Näin te-horajojen vaikutuksien tarkastelu oli mielekkäämpää, kun hankkeen ulkopuoliset rakennukset rajattiin pois laskelmista. Tällöin koko TAMKin rakennuskanta ei ollut sekoittamassa laskelmia ja samalla laskennasta saatiin hankkeen kannalta hyö-dyllisempiä tuloksia. Laskenta suoritettiin ainoastaan tehomaksujen osalta, sillä tavoitteena ei ollut suoranaisesti vähentää energiantarvetta, vaan siirtää sitä otol-lisempaan ajankohtaan. Samasta syystä myöskään loistehomaksuja ei huomioitu laskennassa.
Tampereen Sähköverkko kohdistaa pienjännitetehosiirron kuluttajille, jotka ovat liittyneet 0,4 kV pienjännitejakeluverkkoon, ja joiden vuotuinen energiankulutus on yli 250 MWh (Tampereen Sähköverkko Oy 2017). Kohderakennuksen vuotui-nen sähkönkulutus on noin 240 MWh, joten se on hieman pienempi kuin pienjän-nitetehonsiirron energiankulutuksen minimivaatimus. Kyseistä hinnastoa kuiten-kin käytettiin, koska Tampereen Sähköverkko ei kirjoitushetkellä tarjonnut teho-perusteisia siirtohintoja pienemmille kuluttajille. Laskelmissa käytetty siirtohin-nasto on esitetty taulukossa 8. Pätötehomaksu määräytyy liukuvan 12 kuukau-den aikana mitatun kahkuukau-den suurimman kuukausittaisen tuntitehon keskiarvona.
Tehohuippujen rajoitus tuleekin kohdistaa teholtaan suurimpiin kuukausiin, sillä ne määrittelevät myös tulevan vuoden tehomaksujen suuruuden. Samasta syystä esimerkiksi kohderakennuksen tehohuippujen tasaaminen kesällä ei olisi järke-vää.
TAULUKKO 8. Tampereen Sähköverkon pienjännitetehosiirtohinnasto (Tampe-reen Sähköverkko Oy 2017)
Koska tehomaksu määräytyy tuntitehojen perusteella, piti kohderakennuksen energianmittausjärjestelmän antamat varttituntitehot muuttaa tuntitehoiksi. Tunti-tehot laskettiin Excelillä edellisten neljän teholukeman liukuvana keskiarvona.
Suurimmat, yli 70 kW tuntitehot esiintyivät tammi-, helmi-, marras- ja joulukuussa johtuen kylmästä säästä. Kuukausittaiset maksimituntitehot on listattu taulukkoon 9.
TAULUKKO 9. Testirakennuksen suurimmat kuukausittaiset tuntitehot Tammikuu 75.12 kW
Helmikuu 79.14 kW Maaliskuu 77.70 kW Huhtikuu 59.55 kW Toukokuu 60.80 kW Kesäkuu 55.75 kW Heinäkuu 52.16 kW Elokuu 60.81 kW Syyskuu 60.94 kW Lokakuu 76.26 kW Marraskuu 77.68 kW Joulukuu 76.86 kW
Kuukausittaisista tuntitehoista kaksi suurinta ovat helmi- ja maaliskuussa, ja nii-den suurimpien tuntitehojen keskiarvo on 78,42 kW. Näin ollen Tampereen Säh-köverkon hinnaston mukaan arvonlisäveroton tehomaksu on 163,11 € kuukau-dessa ja 1957,36 € vuokuukau-dessa.
Mikäli kuitenkin teho saataisiin rajattua siten, että kahden suurimman kuukausit-taisen tuntitehon keskiarvo olisi 65 kW, laskisi tehomaksu kuukauden ajalta 135 euroon ja vuoden ajalta 1622 euroon. Eri tehorajojen vaikutuksia tehomaksun suuruuteen Tampereen Sähköverkon hinnastoon perustuen on esitetty kuviossa 17.
KUVIO 17. Eri tehorajojen vaikutukset vuotuisen tehomaksun suuruuteen
Kuviosta voidaan todeta jo muutaman kilowatin muutoksen huipputehossa vai-kuttavan melko paljon vuotuiseen tehomaksuun. Näin ollen tehorajaan ei kannata jättää liikaa laajennusvaraa tulevia laitteistomuutoksia ajatellen, koska tehorajaa voidaan muokata ennen laitteistomuutoksia. Tehorajaa ei kuitenkaan kannata määritellä liian tiukaksi akuston kapasiteettiin nähden, sillä akuston tyhjeneminen huipputehon aikaan nostaisi tehomaksua vuoden ajaksi huomattavasti enem-män, kuin mitä pari kilowattia pienemmällä tehorajalla olisi saatu säästöjä. Esi-merkiksi 60 kW:n tehorajalla säästettäisiin vuodessa noin 125 € aiemmin määri-teltyyn 65 kW:n rajaan verrattuna, mutta akkukapasiteetin loppuessa huippute-hon aikaan tehomaksu voisi nousta pahimmillaan jopa 300 €. Yksittäisen tehopii-kin vaikutusta kuitentehopii-kin hillitsee tehohuippujen hinnoittelumalli, jossa tehomaksu määräytyy kahden tehohuipun keskiarvon mukaan.
1 957 € 1 747 € 1 622 € 1 498 € 1 448 €
Akustohankinnan kannattavuus riippuu akuston hinnasta verrattuna sillä saavu-tettuihin hyötyihin. Akustosta saatavat hyödyt taas riippuvat suoraan määritellystä tehorajasta. Eri tehorajoilla saavutetuista hyödyistä on tehty yhteenveto tauluk-koon 10. Taulukossa negatiiviset arvot kuvaavat taloudellista tappiota. Laskel-missa akuston aiheuttamina kustannuksina on käytetty ainoastaan sen 27 800
€:n hankintahintaa, eli esimerkiksi korkoja ja huoltokustannuksia ei ole otettu lain-kaan huomioon. Todellisuudessa siis akuston kustannukset ovat korkeammat kuin tässä työssä esitetyissä laskelmissa.
TAULUKKO 10. Akustolla saavutetut taloudelliset hyödyt eri tehorajoilla
teho-maksussa Saatu hyöty
Akuston kustan-nus
Säästö
teho-maksussa Saatu hyöty
Vuosi 1361 € 510 € -852 € 1276 € 460 € -816 €
Elinkaari 27800 10398 € -17403 € 27800 € 10023 € -17777 €
65 kW 70 kW
Vuosi 1133 € 335 € -798 € 955 € 210 € -745 €
Elinkaari 27800 € 8207 € -19593 € 27800 € 6116 € -21684 €
Kuten taulukosta on nähtävillä, akuston hankinta pelkkien tehopiikkien tasaa-mista varten on ainakin nykyisellä tehopiikkien hinnoittelulla ja akustojen hintata-solla taloudellisesti kannattamatonta esimerkkirakennuksen kaltaiseen kohtee-seen. Yhteenvetona taulukosta voidaan kuitenkin sanoa, että tehoraja kannattaa mitoittaa mahdollisimman pieneksi, jotta akustosta saatava tuotto olisi mahdolli-simman suuri. Akuston käyttömäärän kasvamisesta johtuva eliniän lyheneminen ei laskelmien mukaan ole niin radikaali, että se heikentäisi pienemmän tehorajan kannattavuutta suurempaan tehorajaan nähden.
Tehomaksut ovat kuitenkin vain osa sähkön siirtohinnasta, sillä siihen vaikuttaa myös siirretyn energian määrä sekä kiinteä kuukausimaksu. Esimerkiksi Tampe-reen sähköverkon hinnoittelumallilla laskettuna tehomaksun osuus esimerkkira-kennuksen siirtohinnasta on noin neljännes.
Akustolla saatavia tuottoja pyrittiin kasvattamaan myös lataamalla akustoa yöllä halvan sähkön aikaan. Kuten kuviosta 2 huomattiin, sähkön keskimääräinen tun-tihinta vaihtelee huomattavasti vuorokauden aikana. Edellä mainitun taulukon
tar-kastelujaksolla sähkön hinta oli öisin keskimäärin noin kaksi senttiä kilowattitun-nilta, kun taas tehohuippujen aikaan se oli noin 3,8 senttiä kilowattitunnilta. Kuten taulukosta 11 huomataan, akuston käyttöaikana akustosta otettiin 65 kW tehora-jalla keskimäärin 13,77 kWh energiaa. Energian hinnassa säästettäisiin siis noin 25 senttiä vuorokaudessa, kun sähkön hinta ladattaessa oli 1,8 senttiä halvem-paa kuin sähköä käytettäessä. Koska vuodessa akustoa käytetään 159 kertaa, saavutettu säästö vuodessa olisi noin 39,75 €. Tarkemmat tulokset eri tehorajoilla sekä keskimääräinen akustosta vuorokauden aikana otettu energia on esitetty taulukossa 11. Selkeyden vuoksi taulukkoon on kirjattu myös akuston lataus-pur-kaussyklien eli käyttökertojen lukumäärä vuodessa.
TAULUKKO 11. Yöllä ladatulla sähköllä saavutetut hyödyt eri tehorajoilla
Taulukosta huomataan, että jälleen suurin hyöty saadaan mahdollisimman mata-lalla tehorajalla. Akuston latausajankohdan merkitys pienenee korkeampiin teho-rajoihin siirryttäessä, ja 70 kW tehorajalla saavutettu säästö on jo lähes merkityk-setön. Laskelmista on hyvä huomioida, että sähkön hintaan vaikuttavat monet tekijät. Hinta saattaakin muuttua huomattavasti tässä laskennassa käytetyistä ar-voista, mikä vaikuttaa suoraan myös saatuihin hyötyihin. Tarkemmat laskelmat vaatisivatkin sekä teho- että hintadataa pidemmältä aikaväliltä.
Tehoraja 58 kW 60 kW 65 kW 70 kW 75 kW Saavutettu säästö vuodessa
(€)
93,27 74,07 39,41 16,06 5,24 Saavutettu säästö elinkaaren
aikana (€)
Päivät, jolloin teho ylittää te-horajan (syklit vuodessa)
191 179 159 134 99
Kuvioon 18 on tehty yhteenveto tehorajojen vaikutuksista akuston elinkaaren ai-kana saavutettaviin säästöihin. Se vahvistaa jo aiemmin muodostunutta käsitystä akustohankinnan kannattamattomuudesta pelkästään tehorajoituskäytössä, sillä yhdelläkään tehorajalla ei akuston elinkaaren aikaisissa säästöissä päästy edes lähelle akuston 27 800 €:n hankintahintaa.
KUVIO 18. Yhteenveto akustolla saavutettavista säästöistä
Täytyy kuitenkin muistaa, että akustohankinnan taloudellista kannattavuutta arvi-oitaessa rakennuksella oletettiin olevan oma sähköliittymä, jota sillä kuitenkaan oikeasti ei ole. Osana koko TAMKin sähköverkkoa tämän kokoluokan tehonleik-kauksilla ei juuri ole merkitystä. Akustohankinnan pääasiallisena tarkoituksena olikin ylipäätään tutkia ja testata käytännössä akuston hyödynnettävyyttä osana kohderakennuksen kaltaisten rakennusten energiajärjestelmää. Lisäksi tulevai-suudessa kysyntäjouston laajamittaisempi käyttöönotto saattaa muuttaa tilan-netta radikaalisti. Laskelmat tukevatkin opinnäytetyön alussa muodostunutta kä-sitystä parempien kannustimien käyttöönoton tarpeellisuudesta.
7 POHDINTA
Työn tarkoituksena oli tutkia Smart Case NZEB -hankkeen testirakennuksena toi-mivan TAMKin liikuntahallirakennuksen sähkönkulutusprofiilia ja selvittää raken-nukseen sijoitettavan akuston potentiaalia huipputehojen leikkaamiseen sekä au-rinkosähkön varastoimiseen. Tehtävänä oli selvittää sopiva ohjaustapa ja teho-rajat akustolle sekä laskea akustolla saavutettavat taloudelliset hyödyt. Tavoittei-den saavuttamiseksi tuli perehtyä kysyntäjouston perusperiaatteisiin ja nykytilan-teeseen Suomessa.
Opinnäytetyötä aloitettaessa kysyntäjousto käsitteenä oli vieras, mutta työn ede-tessä sen toimintaperiaate, käytön syyt ja toteutustavat selkenivät. Tämän ohella rakennuksen tehodatan analysointi ja havainnollistaminen opettivat suurien da-tamäärien hallintaa Excelissä. Myös tehotariffeihin perustuvan sähkön siirron hin-noittelun toimintaperiaatteesta ja käytön syistä saatiin kattava käsitys. Opinnäy-tetyön aikana kehittyi käsitys sähköverkon laajamittaisesta toiminnasta sekä yk-sittäisten kuluttajien roolista osana suurempaa sähköverkkoa.
Yhteenvetona voidaan todeta, ettei suunnitellulla käytöllä ja nykyisillä sähkön hin-noittelumalleilla akustolla luultavasti koskaan saavuteta niin paljon säästöjä, että sen hankinta olisi ollut taloudellisesti kannattavaa. Tulos on linjassa myös aiem-min tutkitun tiedon kanssa. Tämä voi kuitenkin tulevaisuudessa muuttua, mikäli myös pienempiä sähkön kuluttajia pyritään saamaan kysyntäjouston piiriin talou-dellisilla kannustimilla. Akustoa kannattaa kuitenkin käyttää mahdollisimman pal-jon, jotta sen kannattavuus paranisi. Tulevaisuudessa akustohankinnasta voi-daan saada kannattavaa myös osallistumalla Fingridin reservimarkkinalle. Tällöin sitouduttaisiin ottamaan energiaa vastaan sähkön ylituotantotilanteissa ja vastaa-vasti luovuttamaan sitä sähköntuotannon jäädessä alijäämäiseksi. Vaikka Fingrid tarjoaa reservimarkkinoita pääasiassa MW-luokan järjestelmille, voidaan myös pienemmillä järjestelmillä liittyä markkinoille aggregointitoiminnan kautta. Reser-vimarkkinoille osallistumisen kannattavuudesta tämä kokoluokan järjestelmillä ei kuitenkaan juuri ole tutkimustietoa, sillä aggregointitoiminta oli kirjoitushetkellä lähinnä yksittäisten pilottihankkeiden tasolla. Reservimarkkinoille osallistumisen kannattavuus vaatii lisäselvitystä.
Myöskin alkuperäisestä tavoitteesta käyttää akustoa aurinkopaneeleilla tuotetun sähkön varastoimiseen jouduttiin luopumaan omatuotannon vähäisyyden vuoksi.
Akuston kannattavuutta voitaisiinkin parantaa esimerkiksi kasvattamalla aurin-kosähkön tuotantoa niin paljon, että aurinkopaneeleilla tuotettua sähköä voitaisiin varastoida akustoon. Tämän kokoluokan aurinkovoimala tosin olisi investointina melko suuri. Työn tuloksena saatiin kuitenkin alustavat toimintarajat akustolle sekä paljon informaatiota testirakennuksen tehontarveprofiilista. Akustohankin-nan tarkoituksena on saada käytännön kokemusta akuston käytöstä energiajär-jestelmän osana.
Jatkossa rakennuksen verkosta otetun tehon ylä- ja alarajoja voidaan tarkentaa akuston käyttökokemuksen kartuttua. Samalla akuston ohjauslogiikkaa voidaan tarkentaa paremmin kohderakennuksen tarpeita vastaavaksi. Esimerkiksi teho-rajoja voitaisiin muuttaa muutaman kerran vuodessa, jolloin säästyttäisiin akus-ton jatkuvalta lataamiselta kesäaikaan. Jatkossa voisi tutkia, onnistuisiko tämä automatisoidusti rakennusautomaatiojärjestelmän avulla esimerkiksi Modbus-väylän kautta. Opinnäytetyössä tehtyä tehoprofiilianalyysiä sekä laskentaa voi-daan lisäksi hyödyntää ja kehittää edelleen suunniteltaessa älykästä kuormanoh-jausta testirakennukseen.
LÄHTEET
Aalto, A., Honkasalo, N., Järvinen, P., Jääskeläinen, J., Raiko, M.,
Sarvaranta, A. 2012. Mistä lisäjoustoa sähköjärjestelmään? – Loppuraportti. Es-poo. Energiateollisuus ry, Fingrid Oyj.
Accutronics. 2020. Lithium Ion Li(NiMnCo)O2. www-sivu. Luettu 13.3.2020.
https://www.accutronics.co.uk/pages/lithium_ion_linimnco02.html
Auvinen, K. & Jalas, M. 2017. Aurinkosähköjärjestelmien hintatasot ja kannatta-vuus. finsolar.net. https://finsolar.net/kannattavuus/aurinkosahkon-hinnat-ja-kan-nattavuus/
Euroopan parlamentti 2018. Kasvihuonekaasupäästöt EU:ssa ja maailmalla. Lu-ettu 6.3.2020. https://www.europarl.europa.eu/news/fi/headlines/so- ciety/20180301STO98928/kasvihuonekaasupaastot-eu-ssa-ja-maailmalla-info-grafiikka
Fingrid. 2017. Kulutuksen ja tuotannon tasapainon ylläpito. Luettu 1.4.2020.
https://www.fingrid.fi/kantaverkko/sahkonsiirto/kulutuksen-ja-tuotannon-tasapai-non-yllapito/
Fingrid. 2020. Tietoaineistot (xls). https://data.fingrid.fi/open-data-forms/search/fi/?selected_datasets=124
Helen Oy. 2018. Sähkön siirtohinnasto. Luettu 12.2.2020. https://www.helensah-koverkko.fi/palvelut/hinnastot
Heljo, J., Harsia, P., Holttinen, H., Aalto, P., Björkqvist, T., Järventausta, P., Kaivo-oja, J., Kojo, M., Korpela, T., Rautiainen, A., Repo, S., Ruostesaari, I., Sorri, J. 2016. Tammikuun tehopiikki – mitä tapahtui 7.1.2016? Miten tehoa hal-litaan paremmin jatkossa? EL-TRAN analyysi 7/2016.
Häberlin, H. 2012. Photovoltaics: System design and practice. New Jersey: John Wiley & Sons, Ltd.
Järventausta, P., Repo, S., Trygg, P., Rautiainen, A., Mutanen, A., Lummi, K., Supponen, A., Heljo, J., Sorri, J., Harsia, P., Honkiniemi, M., Kallioharju, K., Piik-kilä, V., Luoma, J., Partanen, J., Honkapuro, S., Valtonen, P., Tuunanen, J., Be-lonogova, N. 2015. Kysynnän jousto - Suomeen soveltuvat käytännön ratkaisut ja vaikutukset verkkoyhtiöille (DR pooli): Loppuraportti. Tampere: Tampereen teknilllinen yliopisto.
Korpela, A. 2016. Hajautettu sähköenergian tuotanto: Aurinkosähkö, osa 5. Lu-entomateriaali. Hajautettu sähköenergiantuotanto -kurssi Tampereen ammatti-korkeakoulu. Tampere.
Koskela, J., Lummi, K., Mutanen, A., Rautiainen, A., Järventausta, P. 2018. Utili-zation of Electrical Energy Storage with Power-Based Distribution Tariffs in Hou-seholds. Tampereen teknillinen yliopisto.
Kularatna, N. 2015. Energy Storage Devices for Electronic Systems: Re-chargeable Batteries and Supercapacitors. Amsterdam: Elsevier.
LE-Sähköverkko Oy. 2019. Verkkopalveluhinnasto. Luettu 12.2.2020.
https://www.lahtienergia.fi/fi/sahkoverkko/hinnastot-sopimusehdot/verkkopalve-luhinnasto
Luoma, J. 2015. Liike-, toimisto- ja koulurakennuksien sähkökuormat kysynnän jouston reserveinä. Tampereen teknillinen yliopisto. Sähkötekniikan diplomi-insi-nöörin tutkinto-ohjelma. Diplomityö.
Nord Pool. 2020. Market data: Day-ahead prices. Luettu 17.3.2020.
https://www.nordpoolgroup.com/Market-data1/Dayahead/Area-Pri-ces/FI/Hourly/?view=table
Pihlajamaa, P. 2016. TAMK-kampus koulutusympäristönä energiatehok-kuusopinnoissa. UAS Journal. Luettu 29.4.2020. https://uasjournal.fi/koulutus-
oppiminen/tamk-kampus-koulutusymparistona-energiatehokkuusopin-noissa/#1458134585005-b3f22396-5506
Rejlers Oy. 2015. Pääjohtokaavio. PDF. Päivitetty 10.08.2015.
Tampereen Sähköverkko. 2017. Verkkopalveluhinnasto. Luettu 5.2.2020 https://www.sahkolaitos.fi/tampereen-sahkoverkko/palvelut-ja-tuotteet/tuotteet-ja-hinnastot/
THEMA Consulting Group. 2014. Demand response in the Nordic electricity mar-ket. Pohjoismaiden ministerineuvosto.
Vattenfall. 2020. Tuntispot-hinnat Sähköpörssissä. Luettu 3.3.2020 https://www.vattenfall.fi/sahkosopimukset/porssisahko/tuntispot-hinnat-sahko-porssissa/
LIITTEET