Lisääntynyt jakeluverkkoon liitetty sähkön pientuotanto muuttaa sähkön jakelijan ja kulut-tajan välistä dynamiikkaa. Koska kuluttajien omista tuotantolaitoksista voi tulla sähköntuo-tantoa jakeluverkkoja kohti, näiden laitosten tuottaman sähkön laatu vaikuttaa myös jake-luverkon sähkön laatuun. Seuraavissa alakappaleissa tarkennetaan näitä vaikutuksia.
5.1.1 Toimitusvarmuus
Toimitusvarmuus on yksi keskeisimmistä sähkön laatuun vaikuttavista tekijöistä. Sähkön mikro- ja pientuotannolla kuluttaja pystyy periaatteellisesti itse vaikuttamaan toimitusvar-muuteen, vaikka varsinaista sähkön toimitusta ei itse tuotettaessa tapahdukaan.
Ilman asiakkaan omaa tuotantoa perinteisessä sähköverkossa sähkön toimitusvarmuuteen on vaikuttanut pääasiassa paikallinen jakeluverkkoyhtiö, johon asiakas on liittynyt. Suurin osa kaikista asiakkaiden kokemista sähkökatkoista johtuu keskeytyksistä jakeluverkkoyhti-öiden KJ-verkoissa [5] [51]. Kaiken kaikkiaan sähkön oma pientuotanto voisi nostaa sähkön kulutuksen käyttövarmuusastetta, mutta turvallisuussyistä jakeluverkossa ilmenevien viko-jen vuoksi omasta tuotannosta huolimatta jatkossakin tulisi poikkeustilanteissa esiinty-mään lyhyitä sähkökatkoja. Tämä voi johtua esimerkiksi saarekekäytönestosuojauksen toi-minnan varmistamiseksi vaadittavista kytkentätilan muutoksista voimalaitoksen liityn-nässä, mikäli omaa pienvoimalaa halutaan hyödyntää varavoiman lähteenä jakeluverkossa tapahtuvan keskeytyksen aikana. Tällaisessa tilanteessa pientuotantolaitos ei saa missään olosuhteissa syöttää sekä verkkoa että tästä erotettua saareketta [4].
5.1.2 Ylijännite
Perinteisesti säteittäisessä sähköverkossa, jossa johdon loppupään liittyjällä ei ole omaa sähkön tuotantoa, jännitteen alenema on esiintynyt ongelmallisena ilmiönä. Loppukäyttä-jän kokema Loppukäyttä-jännitteenalenema muodostuu koko jakeluverkon eli keskiLoppukäyttä-jännitejohdon, jake-lumuuntajan ja pienjännitejohdon jännitteenalenemien summasta [5]. Jakeluverkossa jän-nitteenaleneman osalta kiinnostaa eniten jännitetaso maksimikuormituksella johdon lop-pupäässä [5]. Heikossa sähköverkossa suurimman kuormituksen aikaan jännitetaso saattaa laskea standardin määrittelemän tason alle alijännitteen puolelle.
Verkkoon liitetty hajautettu sähköntuotanto kääntää tilannetta jännitteenhallinnan näkö-kulmasta. Hajautetut voimalaitokset sähköverkossa voidaan kuvitella negatiiviseksi kuor-mitukseksi ja jännitetaso jakeluverkon loppupäässä saattaakin nousta [5]. Sopivassa mitta-kaavassa tämä voi olla positiivinenkin asia, kun sähkön tuotannon aiheuttama jännitteen nousu verkon loppupäässä kompensoi jännitteen alenemaa. Usein näin ei kuitenkaan ole, sillä ajoitukseltaan sähkön kulutus ei yleensä vastaa uusiutuviin energianlähteisiin perustu-van hajautetun tuotannon rytmiä. Useiden jakeluverkkoon liitettyjen mikro- ja pienvoima-laitosten kokonaistuotantoteho saattaa ylittää huomattavasti kyseisen alueen kulutuksen määrän. Tällöin verkon jännitetaso saattaa jännitteennousun myötä ylittää standardien määrittelemän tason ja nousta haitalliselle ylijännitteen tasolle [54]. Jännitteenaleneman
tavoin, myös jännitteennousun vaikutus on suurin ja haitallisin heikon sähköverkon loppu-päissä.
Energiateollisuus ry:n suosituksessa määritellään standardia SFS-EN 50160 mukaillen, että jännitetaso ei saa liittymiskohdassa muuttua yli 4 % sähköntuotantolaitoksen käynnistyessä tai verkosta pois irrotessa. Liitettävän mikrotuotantolaitoksen käynnistysvirta ei myöskään saa ylittää liittymissopimuksen maksimitehon mukaan määriteltyä virran huippuarvoa.
Yleisempänä tarkastelumetodina voidaan pitää, että liittymiskohdan oikosulkutehon Sk to-teuttaessa yhtälön 6, pientuotantolaitoksen liittyminen verkkoon voidaan sallia. Tämä takaa sen, ettei liitettävä sähkön tuotanto aiheuta 4 % suurempaa jännitteenmuutosta liittymis-pisteessä. Kaavassa 6 Sk tarkoittaa liittymiskohdan oikosulkutehoa, isuhde tuotantolaitoksen nimellisvirran ja kytkentävirran suhdetta ja SN liitettävissä olevan tuotantolaitoksen näen-näistehoa. Liittymiskohdan oikosulkuteho Sk on laskettavissa kaavalla 7, jossa Ik tarkoittaa liittymäpisteen vaihekohtaista oikosulkuvirtaa ja Uv vaihejännitettä. Lopulta liitettävissä olevan tehon laskemiseksi laskentakaava 6 voidaan yksinkertaistaa kaavan 8 mukaiseksi, kun oletetaan, että tuotantolaitoksen käynnistysvirtakerroin ja tämän myötä myös isuhde arvo on 1. [4]
𝑆𝑘 ≥ 25 × 𝑖𝑠𝑢ℎ𝑑𝑒 × 𝑆𝑁
𝑆𝑘 = 3 × 𝐼𝑘 × 𝑈𝑣
𝑆𝑁 = 𝑆𝑘 25
Perinteisenä metodina jännitetason hallintaan myös hajautettujen voimalaitosten aiheutta-man jännitteennousun osalta voidaan käyttää jakeluverkon vahvistamista [5]. Metodina tämä on kuitenkin kallis, eikä saatu hyöty välttämättä vastaa investointikustannuksia, jos verkkoa kuormittava huomattava sähkön ylituotanto kulutukseen nähden on vain satun-naista. Ongelman keskeisyyden ja laajuuden vuoksi jännitteennousun ja ylijännitteen vält-tämäseksi on tutkittu useita muitakin vaihtoehtoisia metodeja hajautettua sähköntuotantoa sisältävissä sähköverkoissa. Vaihtoehtoisiksi toimintamalleiksi on esitetty esimerkiksi säh-kön tuotannon väliaikaista rajoittamista, jakelumuuntajien varustamista käämikytkimillä ja niiden automaattisella hallinnalla, loistehon hallintaa verkossa sekä energiavarastojen, esi-merkiksi akkujen, liittämistä tuotannon tueksi [54]. Mikään näistä metodeista ei kuitenkaan nouse yleisellä tasolla muita paremmaksi, koska olosuhteet vaihtelevat paljon jakeluverkko-jen alueella. Esimerkiksi tuotannon rajoittaminen kuulostaa tuottajan näkökulmasta epä-kannattavalta vaihtoehdolta, mutta jos ylituotanto on vain satunnaista, vuotuiset tuotannon menetykset voivat pysyä hyvinkin vähäisenä. Invertterillä tuotantotehon suoran rajoittami-sen lisäksi myös loistehonhallinnan avulla invertterin tehokerrointa säätämällä voidaan vai-kuttaa ylijännitteiseen sähköjärjestelmään. Näiden keinojen positiivinen puoli on edulli-suus, mutta jännitehallinannallinen kapasiteetti on kuitenkin yksittäisissä pientuotantolai-toksissa matala. Kokonaisuutta ajatellen, paras vaihtoehto sähköverkon jännitetason
(6)
(7)
(8)
hallitsemiseen ja ylijännitteen välttämiseksi lieneekin kaikkien aiemmin esitettyjen meto-dien yhdistelmä [54].
5.1.3 Tehoramppi
Uusiutuviin energianlähteisiin perustuvista sähköntuotantotavoista aurinko- ja tuulivoi-maan perustuva sähkön tuotanto on huomattavasti epävakaampaa kuin perinteisemmillä voimalaitoksilla. Tämä johtuu tuotantoon vaikuttavista äkillisistä olosuhteiden muutok-sista, esimerkiksi auringonsäteilyn tielle osuvista pilvistä ja tuulen heikkenemisestä. Tällai-sissa tapaukTällai-sissa voimalaitosten tehontuotannon muutos on negatiivista. Kun pilvisyys taas häviää tieltä tai tuulen voimakkuus nousee, tehontuotanto kasvaa ja tuotannon muutos on positiivista. Molemmissa tapauksissa voimalaitoksen tehontuotannossa tapahtuu äkillinen muutos. Tätä muutosta tehontuotannossa kutsutaan tehorampiksi, ja sitä voidaan havain-nollistaa kuvaajalla voimalaitoksen tuotannon tehon funktiona ajan suhteen. Mitä nope-ampi positiivinen tai negatiivinen muutos tehontuotannossa on, sitä jyrkempi on tehoram-pin kuvaaja. Tehoramtehoram-pin hetkellinen muutosnopeus RR (Ramp Rate) lasketaan kaavalla 9, jossa PPV(t) on laitoksen hetkellinen tuotantoteho, PN on laitoksen nimellisteho ja ΔtR on ajan muutos [55].
𝑅𝑅 =
[𝑃𝑃𝑉(𝑡) − 𝑃𝑃𝑉(𝑡 − ∆𝑡𝑅)]
𝑃𝑁
∆𝑡𝑅
Tuotantotehon äkilliset muutokset voivat aiheuttaa sähköverkolle useita erilaisia ongelmia ja vaikuttaa sähkön laatuun. Mitä suurempi on verkkoon kytkettyjen voimalaitosten teho, sitä suuremmat ovat vaikutukset, erityisesti heikossa sähköverkossa [56]. Voimakkaat teho-rampit voivat aiheuttaa muun muassa jännitetason ja taajuuden äkillistä vaihtelua, välkyn-tää sekä toimintahäiriöitä sähköverkon suojalaitteille [56] [57]. Hillitsemällä tehorampin muotoa eli vaikuttamalla voimalaitoksen tehontuotannon äkillisiin muutoksiin, näiden ne-gatiivisia vaikutuksia pyritään minimoimaan.
Tehontuotannon muutosnopeutta voidaan kuvata tehontuotannon prosentuaalisena muu-tosnopeutena ajan suhteen. Tätä kuvaava yleisesti käytetty yksikkö on %/min. Tyypillisesti käytetty suurin sallittu tehontuotannon muutosnopeus on 10 % laitoksen nimellistehosta minuutissa [58]. Tämä asetellaan myös standardissa SFS-EN 50549-1 oletusarvoiseksi te-honnousun ylärajaksi tyypin B tuotantolaitoksille niissä tapauksissa, kun vian jälkeen laitos kytkeytyy automaattisesti takaisin verkkoon. Tyypin A voimalaitosten tehorampeille ei ole vaatimuksia tai oletusarvoja standardissa SFS-EN 50549-1. Liittymän verkonhaltija voi standardin mukaan tehorampin vaatimukset kuitenkin määritellä. [59]
(9)
Tehorampin hallitsemiseksi voidaan käyttää eri metodeja. Aurinkovoimaloiden positiivista tehoramppia voidaan hillitä esimerkiksi suoraan leikkaamalla invertterillä tehontuotantoa.
Tällöin kuitenkin osa voimalan tuotannosta jää hyödyntämättä, mikä ei ole kannattavaa.
Voimalaitosten tuotantotehon muutosnopeuden hillitsemiseksi yleisimmin käytetty metodi onkin varastoida ylimääräinen tuotanto esimerkiksi akustoihin [58]. Nopeammin reagoivaa ja lyhytaikaisempaa varastointia varten voimakkaat tuotantopiikit voidaan varastoida myös esimerkiksi superkondensaattoreihin [60]. Näillä keinoin tehon ylituotannon aikaan ener-giaa saadaan varastoitua ja käytettyä se myöhemmin tarpeen vaatiessa negatiivisen teho-rampin tasoittamiseen, kun tuotanto taas äkisti laskee.
5.1.4 Loistehotasapaino
Koska loistehon siirtäminen kuormittaa turhaan sähköverkkoa, sen kompensointi on kan-nattavaa toteuttaa paikallisesti. Sähkön pientuotantolaitoksista hajautetut invertterien kautta liitetyt pienet aurinkovoimalaitokset antavat tarpeen vaatiessa hyvän mahdollisuu-den erityisesti paikalliseen kompensointiin [61]. Yksittäiset pienvoimalaitokset eivät tarjoa loisteholle suurtakaan kompensointikapasiteettia, mutta määrien kasvaessa kokonaiskapa-siteetti voi muodostua jo huomattavaksi. Myös invertterien mitoituksella voidaan vaikuttaa loistehon kompensoinnin kapasiteettiin. Ylimitoittamalla invertterit isommiksi kuin tuotan-tolaitokselle olisi tarve, saadaan loistehon kompensointiin ja jännitetason hallintaan lisää kapasiteettia [62] [63]. Ylimitoitetulla invertterillä loistehon kompensointi ei myöskään välttämättä vaikuttaisi laskevasti pätötehontuotantoon [62]. Ylimitoitetut invertterit kuiten-kin nostavat sähköntuotantojärjestelmän kokonaiskustannuksia, mikä on syytä ottaa
Kuva 14. Suuren MW-luokan aurinkovoimalaitoksen tehoramppia tasattu akustolla.PPV(t) kuvaa aurinkopaneelien hetkellistä tehon tuotantoa, PGRID(t) kuvaa tuotantolaitoksen verkkoon syöttämää tehoa ja sininen alue EBAT kuvaa akun varastoimaa ja purkamaa energiaa tehoramppia tasoittaessa. [55]
huomioon [62]. Mahdollinen invertterin ylimitoitus kannattaa muutenkin pitää maltilli-sena, sillä invertterin kasvaessa myös sen käynnistysjännite kasvaa. Tuotantoa ei pääse syn-tymään lainkaan, jos paneelit eivät pysty tuottamaan sähköä käynnistysjännitteen ylittä-miseksi.
Eurooppalaiseen standardiin EN 50549 perustuvan suomalainen version SFS-EN 50549-1 määrittelyjen mukaan, invertterien tehokertoimen cos(φ) tulee olla muutettavissa välillä 0,9 ind – 0,9 kap [59]. Ellei toisin ole sovittu, Carunan verkossa rinnan käytettäessä tuotanto-laitoksen tehokerroin tulee kuitenkin olla aseteltuna välille 0,95 ind – 0,95 kap [47]. Ylei-sesti Carunan verkkoon liitettyjen pienaurinkovoimaloiden tehokertoimen asetteluarvo on toistaiseksi ollut 1, eli verkon loistehon kompensoinnissa on tarvittaessa potentiaalia. Tah-tigeneraattoreilla verkkoon kytkettyjä sekä taajuusmuuttajilla toteutettuja tuulivoimaloita on myös mahdollista hyödyntää loistehon hallinnassa [61]. Sekä tahtigeneraattoreilla (pl.
kestomagnetoidut) että taajuusmuuttajilla verkkoon kytkettyjen tuulivoimaloiden tehoker-toimia voidaan manipuloida haluttuun suuntaan.
Verkkoon kytkettyjen sähkön hajautettujen mikro- ja pientuotantolaitosten tehokertoimien optimaaliseen asetteluun voi olla kannattavaa kohdistaa resursseja jakeluverkkoyhtiöissä.
Tuotantolaitosten tehokertoimien manipuloimisella voidaan vaikuttaa verkkoon liitettä-vissä olevan tuotannon kokonaistehon määrään. Tällöin tuotantolaitoksista saadaan ulos suurin mahdollinen hyöty. Laskennallisesti on pystytty esimerkiksi osoittamaan, että teho-kertoimien muuttamisella arvosta 1 arvoon 0,9 ind. PJ-verkkoon liitettävissä oleva koko-naistehon määrä saatiin kohoamaan yli 40 %, paikoin jopa 80 % lähes koko tarkastelun alla olleen verkkoalueen osalta [64]. Kyseisen PJ-verkon rengaskäytöllä ja vahvistamisella olisi tutkimuksen mukaan voitu nostaa verkkoon liitettävissä oleva teho peräti 2–6 kertaiseksi alkuperäiseen tilanteeseen nähden [64]. Referenssitilanne kyseisellä PJ-verkolla oli verkon säteittäinen käyttö tuotantolaitosten tehokertoimien ollessa aseteltuna arvoon 1 [64]. Kysei-sen tutkimukKysei-sen tulokset eivät erilaisista olosuhteista ja tehdyistä oletuksista johtuen kaik-kialla päde, mutta antavat kuvaa siitä, kuinka loistehon kompensoinnilla ja tehokertoimiin vaikuttamalla verkkoon liitettävissä olevaan tuotantolaitosten tehon määrään voidaan kuttaa. Hajautettujen tuotantolaitosten käyttäminen muun verkon loistehotasapainoon vai-kuttamiseen ja jännitetason säätöön lisää kuitenkin verkossa siirrettävän tehon häviöitä vir-ran kasvaessa [65]. Saman verkkoalueen tuotantolaitosten älykkäämmällä keskinäisellä te-hokertoimien ohjauksella näitä häviöitä on kuitenkin mahdollista pienentää, mutta koko-naan häviöitä ei älykkäälläkään ohjauksella saada poistettua [65].
5.1.5 Symmetria
Optimaalisessa tilanteessa sähköverkon jännitteessä ei esiinny epäsymmetriaa vaan kaikki kolme vaihetta ovat tasapuolisesti kuormitettuja. Käytännössä näin ei koskaan ole, vaan ver-kossa esiintyy aina jonkin verran epäsymmetriaa. Epäsymmetriaa sähköverver-kossa voi saada hetkellisesti aikaan esimerkiksi maasulun tai sulakkeen laukeamisen aiheuttama vikatilanne [42]. Pysyvämpiä vaikutuksia verkon jännitteen symmetriaan on verkkoon liitetyillä kuor-mitusta aiheuttavilla laitteilla. Epätasaisesti vaiheiden välille jakautunut kuorma aiheuttaa vaihejännitteiden tehollisarvojen ja vaihekulmien välille eroja [42].
Sähköverkkoon liitetyn hajautetun sähköntuotannon voidaan ajatella olevan verkkoon ne-gatiivisesti vaikuttavaa kuormitusta. Tämän vuoksi yksivaiheinen sähkön tuotanto aiheuttaa sähköverkkoon epätasapainoa ja -symmetriaa jännitteisiin ja kuormitustilanteisiin. Jotta yksivaiheinen sähköntuotanto ei heikentäisi sähkön laatua eikä sähköverkon turvallisuutta
ja luotettavuutta, Energiateollisuus ry (ET) on antamassaan suosituksessa rajoittanut verk-koon liitettävien yksivaiheisten tuotantolaitosten maksimitehon. Suosituksessa yksivaihei-set mikrotuotantolaitokyksivaihei-set tulisi olla liitettävissä sähköverkkoon korkeintaan 16 A:n sulak-keella suojatulla liittymällä, eli mikrotuotantolaitoksen maksimiteho rajautuu tällöin noin 3,7 kVA:han [4]. Tällöinkin verkkoon liittyvän sähköntuottajan tulee ilmoittaa verkonhalti-jalle, mihin vaiheeseen tuotantolaitos ollaan kytkemässä, ja tarpeelliseksi katsoessaan ver-konhaltija saa myös vaikuttaa tähän päätökseen [4]. ET:n suositusten mukaiset toimintata-vat otoimintata-vat jo laajasti käytössä. Esimerkiksi Carunakin vaatii verkkoon yksivaiheisesti liittyviltä mikrotuottajilta ilmoitusta ja tarvittaessa myös vaikuttamismahdollisuutta liitettävän vai-heen valintaan [47]. Pääasiassa kolmivaiheinen sähkön tuotanto ei aiheuta sähköverkon jännitteisiin ja tehovirtaamiin epäsymmetriaa.
5.1.6 Harmoninen särö
Aurinkosähköjärjestelmät ovat yleensä kytketty jakeluverkkoon invertteriliitännällä. Koska invertterit toimivat harmonisten yliaaltojen lähteenä, lisääntyvä aurinkosähkön tuotanto ai-heuttaa myös näiden sekä verkon jännitteen kokonaissärökertoimen THD:n kasvua. Verk-koon liitettyjen aurinkosähköä tuottavien pientuotantolaitosten vaikutusta sähkön laatuun ja harmonisten yliaaltojen kasvuun verkossa on tämän vuoksi tutkittu jo useammassa maassa ja kohteessa [66].
Invertteriliitäntäisten aurinkosähköjärjestelmien vaikutukset verkon jännitteen harmoni-siin yliaaltoihin ja THD:hen riippuvat liitetyn kokonaiskapasiteetin lisäksi myös tuotanto-laitosten sijainnista sähköverkossa. Isokaan kasvu pienaurinkovoimatuotanto-laitosten määrissä säh-köverkossa ei kuitenkaan välttämättä aiheuta merkittäviä vaikutuksia sähkön laatuun jän-nitteen säröytymiseen osalta, ainakaan verkon osissa, joissa muu kuorma koostuu pääasi-assa tavallisista kotitalouksista. Esimerkiksi erään Australian Sydneyssä toteutetun tutki-muksen mukaan kokonaiskapasiteetiltaan 665 kWp asennetut pienaurinkovoimalat saivat alueen PJ-verkon THD-arvon tasolle 1,9 %, mikä on kaukana vielä Suomeakin koskevan standardin määrittelemästä 8 % tasosta. Mitä lähemmäksi jakelumuuntamoa pienaurinko-voimalat ovat kytkettyjä, sitä pienemmät näiden aiheuttamien harmonisten yliaaltojen vkutukset verkon jännitteeseen vielä ovat. Sama ilmiö koskee myös aurinkovoimaloiden ai-heuttamaa jännitteennousua verkossa, mikä on toistaiseksi harmonisten yliaaltojen aiheut-tamia haittoja merkittävämpi ongelma. Vaikka pienaurinkovoimaloiden vaikutukset verk-kojännitteen säröytymiseen ovat vielä toistaiseksi osoittautuneet alhaisiksi, tätä ei kannata jättää huomiotta, vaan kannattaa panostaa myös tältä osin laadukkaisiin inverttereihin. [66]