Hajautetun pientuotannon vaikutukset jännitteeseen pien- ja keskijänniteverkoissa

(1)

Justus Ristimäki

HAJAUTETUN PIENTUOTANNON VAIKUTUK- SET JÄNNITTEESEEN PIEN- JA KESKIJÄNNI- TEVERKOISSA

Diplomityö

Informaatioteknologian ja viestinnän tiedekunta

Tarkastaja: Professori Sami Repo

Tarkastaja: Professori Pertti Järventausta

Lokakuu 2020

(2)

Justus Ristimäki: Hajautetun pientuotannon vaikutukset jännitteeseen pien- ja keskijänniteverkoissa Diplomityö

Tampereen yliopisto

Sähkötekniikan DI-tutkinto-ohjelma Lokakuu 2020

Sähkönjakeluverkkoihin kytkettyjen pientuotantolaitteistojen lukumäärä on viime vuosina kasvanut nopeasti Suomessa. Suurin osa laitteistoista on yksityishenkilöiden omistamia, nimellisteholtaan muutaman kilowatin aurinkovoimaloita. Mikäli sähköverkon siirtokapasiteetti ylitetään, pientuotantolaitteistot voivat aiheuttaa säh- köä tuottaessaan sähköverkkoon esimerkiksi liian korkeita jännitteitä, ylikuormitusta, harmonisia yliaaltoja tai poikkeuksia suojausten toiminnassa.

Tässä työssä määritettiin yhden keskijännitejohtolähdön ja kolmen muuntopiirin siirtokapasiteetit Trimble NIS-verkkotietojärjestelmällä. Muuntopiirit valittiin taajama-, kaupunki- ja haja-asutusalueilta, jotta pienjännite- verkon tarkastelu olisi mahdollisimman laaja. Aurinkovoimaloiden tuotantokäyrät muodostettiin vuoden 2018 auringon säteilyvoimakkuuden mittausten perusteella. Mittauksista valittiin tarkasteluun kolme vuorokautta, joilla kuvattiin kevät-, kesä- ja syyspäivää. Työssä tehtiin oletus, että siirtokapasiteettia rajoittavat joko liian korkea jännite tai verkon komponenttien ylikuormitus. Työssä tutkittiin myös inverttereillä toteutettavaa loistehon säätöä jännitteensäätömenetelmänä. Siirtokapasiteetit määritettiin uudelleen jännitteensäädön mallinta- misen jälkeen.

Keskijännitejohtolähdön siirtokapasiteetti määritettiin ainoastaan kesällä, sillä tuloksista huomattiin, että pienjänniteverkkoon mallinnetut pientuotantolaitteistot vaikuttivat keskijänniteverkon jännitteeseen ja kuormitukseen niin vähän, että pienjänniteverkon siirtokapasiteetti saavutetaan todennäköisesti ennen keskijännite- verkon siirtokapasiteettia. Pienjänniteverkon sähköliittymäkohtaiset siirtokapasiteetit olivat sekä säätämättö- minä että säädettyinä suurimmat jäykässä kaupunkiverkossa. Kaupunkiverkossa siirtokapasiteetti pieneni jän- nitteensäädöllä, koska verkon kuormitus oli jokaisessa pisteessä lähellä kuormitusrajaa. Jännitteensäätö kas- vatti siirtokapasiteettia eniten taajamaverkossa, jossa siirtokapasiteetti kasvoi joissain pisteissä yli kaksinker- taiseksi. Myös haja-asutusalueverkossa siirtokapasiteetti kasvoi säädön avulla, mutta saavutettu siirtokapasiteetin kasvu oli suhteellisesti pienempää kuin taajamaverkossa.

Työssä huomattiin, että pienjänniteverkon siirtokapasiteetti kasvoi jännitteensäädöllä, mikäli siirtokapasiteettia rajoitti liian korkea jännite ja verkon kuormitus ei ollut lähellä kuormitusrajaa. Loistehon säädön vaikutus jännitteeseen riippuu tutkittavasta verkkotyypistä, sillä esimerkiksi kaupunkiverkossa jännitteet pienenivät sää- döllä enemmän kuin haja-asutusalueverkossa.

Avainsanat: hajautettu pientuotanto, aurinkoenergia, jännitevaikutukset, siirtokapasiteetti, jännitteensäätö, loistehon säätö, vakiotehokerroinsäätö

Tämän julkaisun alkuperäisyys on tarkastettu Turnitin OriginalityCheck –ohjelmalla.

(3)

Justus Ristimäki: The effect of distributed generation on voltage in low and medium voltage networks Master’s Thesis

Tampere University Master’s Degree October 2020

In recent years, the amount of distributed generation (DG) in distribution networks has increased rapidly in Finland. Most of the DG units are privately owned small-scale solar power plants. Distributed generation may lead to various problems, such as too high voltages, overloading, harmonics, or exceptions in grid protection.

The aim of this study was to determine the hosting capacities of a medium voltage (MV) feeder and three low voltage networks using Trimble NIS network information system. The low voltage (LV) networks were chosen from three different areas: residential area, urban area, and sparsely populated area. The solar pro- duction curves used in this thesis were formed using solar irradiance data measured in Tampere in 2018.

Three days were chosen from the data to represent three seasons: spring, summer, and fall. Overvoltage and overloading were assumed as the limiting factors for hosting capacity in this study. The effect of reactive power control on hosting capacity was also studied using solar inverters as reactive power sources.

The hosting capacity in the medium voltage network was only determined in the summer because the effect of DG units connected into the LV network was small on the MV feeder. Based on the results, it is likely that the LV hosting capacity is reached before the MV hosting capacity. The determined LV hosting capacities were highest in the urban area network. The reactive power control reduced the hosting capacity in the urban network because overloading was limiting the hosting capacity in almost all time points. Reactive power control had the biggest impact on the network in a residential area, where the hosting capacity more than doubled in some time points. The hosting capacity also increased in the network in a sparsely populated area, but the effect of the reactive power control was relatively smaller.

In this study, the LV hosting capacity increased with reactive power control if the limiting factor was overvoltage. The magnitude of the effect of reactive power control on the voltage in the network depends on the network type. In this study, the effect was biggest in the network located in an urban area and smallest in the network located in a sparsely populated area.

Keywords: distributed generation, solar energy, hosting capacity, voltage control, reactive power control, fixed power factor control

The originality of this thesis has been checked using the Turnitin OriginalityCheck service.

(4)

Tämä diplomityö tehtiin Tampereen Sähköverkko Oy:lle. Työn ohjaajina toimivat DI Kaisa Grip-Lap- palainen sekä insinööri Kari Tappura. Olen kiitollinen, että sain tehdä diplomityöni Tampereen Säh- köverkolle mielenkiintoisesta aiheesta mukavassa työympäristössä. Suuri kiitos Kaisa Grip-Lappa- laiselle ja Kari Tappuralle saamastani ohjauksesta. Lisäksi haluan kiittää DI Paavo Kastemaata ja DI Kai Kinnusta saamastani avusta työn mallinnuksissa ja laskennoissa. Työn tarkastajina toimivat Tampereen Yliopiston professorit Sami Repo ja Pertti Järventausta. Kiitän heitä saamastani avusta.

Haluan kiittää myös perhettäni ja läheisiäni tämän työn ja koko opintojeni aikana saamastani tuesta.

Tampereella, 20.10.2020

Justus Ristimäki

(5)

1.JOHDANTO ... 1

2. HAJAUTETTU PIENTUOTANTO ... 3

2.1 Keskitetty energiantuotanto ... 3

2.2 Hajautettu energiantuotanto ... 4

2.3 Pientuotantomuodot ... 6

2.3.1 Aurinkoenergia ... 6

2.3.2 Tuulivoima ... 10

2.3.3 Vesivoima ... 12

3.HAJAUTETUN PIENTUOTANNON VERKOSTOVAIKUTUKSET ... 14

3.1 Jännitevaikutukset ... 15

3.1.1 Siirtokapasiteetti ... 16

3.2 Jännitteensäätömenetelmät ... 18

3.2.1 Loistehon säätö ... 18

3.2.2 Käämikytkin... 20

3.2.3 Pätötehon säätö ... 21

3.2.4 Verkon vahvistaminen ... 22

3.2.5 Energiavarasto ... 23

4.PIENTUOTANNON MALLINTAMINEN SÄHKÖVERKKOON ... 25

4.1 Keskijänniteverkko ... 30

4.2 Pienjänniteverkko ... 32

4.2.1 Kaupunkiverkko ... 33

4.2.2 Taajamaverkko ... 35

4.2.3 Haja-asutusalueverkko ... 37

5. MÄÄRITETYT SIIRTOKAPASITEETIT ... 40

5.1 Keskijänniteverkko ... 40

5.2 Pienjänniteverkko, säätämätön ... 42

5.3 Pienjänniteverkko, säädetty ... 48

6. JOHTOPÄÄTÖKSET ... 55

7.YHTEENVETO ... 60

LÄHTEET ... 62

LIITE A: TYÖSSÄ KÄYTETTY MENETELMÄ SIIRTOKAPASITEETIN MÄÄRITTÄMISEEN... 65

LIITE B: AURINGON SÄTEILYVOIMAKKUUS TAMPEREELLA VUONNA 2018 .... 66

(6)

A Ampeeri

GW Gigawatti

I Sähkövirta

KJ Keskijännite, Suomessa yleisesti 20 kV

kV Kilovoltti

kVA Kilovolttiampeeri

kW Kilowatti

MPPT Maximum Power Point Tracking, aurinkovoimalan tehosäädin

MVA Megavolttiampeeri

MW Megawatti

OLTC Käämikytkin, on-load tap changer PJ Pienjännite, Suomessa yleisesti 0,4 kV pu per unit, suhteellisarvo

R/X-suhde Resistiivisyyden ja reaktiivisuuden välinen suhde SJ Suurjännite, Suomessa 110 – 400 kV

TSV Tampereen Sähköverkko Oy

TWh Terawattitunti

(7)

1. JOHDANTO

Ilmastonmuutoksen myötä kuluttajille on noussut yhä tärkeämmäksi säästää luonnonva- roja sekä vähentää kasvihuonepäästöjä. Kuluttajat haluavat omilla teoillaan vaikuttaa il- mastonmuutokseen. Sähköntuotantotapoihin halutaan kiinnittää myös yhä enemmän huomiota, ja kiinnostus etenkin uusiutuvia energianlähteitä, kuten aurinkoenergiaa, koh- taan on kasvanut viime vuosina merkittävästi. Uusiutuviin energianlähteisiin perustuvien sähköntuotantolaitteistojen hankintakustannukset ovat myös pienentyneet niin paljon, että pienetkin tuotantolaitteistot ovat taloudellisesti kannattavia. Halvemman hankintainvestoinnin ja paremman saatavuuden myötä yhä useampi kotitalous on sijoittanut omaan pientuotantoon. Myös siirtomaksujen ja verojen korotukset johtavat siihen, että itselle tuotettu sähkö tulee kannattavammaksi. Yleisin pientuotannon muoto Suomessa on kiin- teistön katolle asennettava aurinkosähköjärjestelmä, joka kytketään pienjänniteverk- koon.

Sähköverkkoon kytkettyjen pientuotantolaitteistojen lisääntyessä sähkönjakeluverkon suunniteltu toiminta muuttuu. Pienjänniteverkoissa ei aiemmin ole ollut sähköntuotantoa, ja jakeluverkossa kulutettava sähköenergia on pääosin tuotettu siirtoverkkoon kytke- tyissä suurissa voimaloissa. Sähkönjakeluverkot on tähän asti suunniteltu siirtämään sähköenergiaa vain yhteen suuntaan sähköasemien päämuuntajilta keskijänniteverk- koon ja edelleen pienjänniteverkkoon. Pientuotannon lisääntyessä pienjänniteverkon toiminta muuttuu. Kun sähköntuotantomäärä on kulutusta suurempaa, sähkönjakeluverkon jännitteet voivat nousta suuremmiksi kuin normeissa asetetut jännitteen raja-arvot, koska tuotantolaitteistot kasvattavat sähköverkon jännitettä tuottaessaan sähköenergiaa. Tä- män lisäksi sähkövirran suunta voi muuttua pienjänniteverkosta keskijänniteverkkoon, jolloin suunnitellusta poikkeaviin suuntiin etenevät sähkövirrat voivat aiheuttaa sähkö- verkkojen suojauksien toimivan odottamattomalla tavalla.

Tässä työssä tutkitaan pientuotannon vaikutuksia pien- ja keskijänniteverkkojen jännit- teeseen Tampereen Sähköverkko Oy:n (TSV) jakelualueella. Työn tavoitteena on mää- rittää valitun keskijännitejohtolähdön sekä muuntopiirien siirtokapasiteetit (hosting capacity) ja tutkia jännitteensäädön vaikutusta siirtokapasiteettiin. Lisäksi työssä kehitetään laskentamenetelmä siirtokapasiteetin laskemiseksi. TSV:n jakelualue on verkkoraken- teeltaan jaettavissa kolmeen eri alueeseen, joista jokaisesta valitaan pienjänniteverkon

(8)

tarkasteluihin yksi muuntopiiri, jotta työssä saataisiin kattava kuva TSV:n verkkoalueen eri osien siirtokapasiteeteista. Tarkasteltavat muuntopiirit ovat kaupunkialueelta, taajama-alueelta ja haja-asutusalueelta.

Keskijänniteverkon tarkasteluissa valitun keskijännitelähdön jokaiselle muuntopiirille mallinnetaan yhtäaikaisesti tuotantoa, kunnes keskijänniteverkon jännite tai jonkin verkon komponentin kuormitus nousee tehonjakolaskennassa liian suureksi. Pienjännite- verkon tarkasteluissa tarkastellaan erikseen kolmea muuntopiiriä, joista jokainen on ra- kenteeltaan ja sijainniltaan erilainen. Tarkasteluun valituille muuntopiirille määritetään niihin kytkettävissä olevan pientuotantotehon määrä mallintamalla jokaiselle muuntopiirin pienjänniteliittymälle tuotantolaitos. Kaikkien tuotantolaitosten tuotantotehoa noste- taan niin kauan, kunnes pienjänniteverkon jännite nousee liian suureksi tai jokin verkon komponentti ylikuormittuu. Jännitteen muutoksen hallintaan käytettävissä olevia mene- telmiä tutkitaan määrittämällä vastaavat siirtokapasiteetit käyttäen inverttereillä toteutettavaa loistehon säätöä.

Tässä työssä käsitellään hajautetun pientuotannon vaikutusta jännitteen itseisarvoon ja verkon komponenttien kuormitukseen. Pientuotannon vaikutusta jännitteen laatuun, verkon suojauksiin tai pientuotannosta aiheutuvia nopeita jännitteen muutoksia ei oteta tässä työssä huomioon.

(9)

2. HAJAUTETTU PIENTUOTANTO

Sähköntuotanto voi olla joko keskitettyä tai hajautettua. Hajautetulla sähköntuotannolla tarkoitetaan sähköverkon tilannetta, jossa sähköntuotanto on hajautettu sähköverkon eri jännitetasoille [1]. Keskitetty sähköntuotanto kuvaa perinteisempää tilannetta, jossa säh- köenergiaa tuotetaan keskitetysti teholtaan suurissa voimalaitoksissa. Sähköenergiaa tuottavat voimalaitokset voivat sijaita monen sadan kilometrin päässä kulutuspisteestä.

Tuotettu sähköenergia siirretään edelleen kuluttajille jakeluverkkoon suurjännitteisen siirtoverkon kautta. Keskitetyn sähköntuotannon malliin perustuvaa sähkönjakeluverk- koa voidaan pitää yksisuuntaisena, koska sähköenergian oletetaan siirtyvän ainoastaan yhteen suuntaan, syöttävästä verkosta alemmille jännitetasoille. [2] Seuraavissa kappaleissa esitellään tarkemmin nämä kaksi tuotantomallia.

2.1 Keskitetty energiantuotanto

Keskitetyn energiantuotannon mallissa sähköenergiaa tuotetaan suuritehoisissa voimalaitoksissa, jotka on kytketty siirtoverkkoon. Siirtoverkko on sähkönsiirron runkoverkko, jonka jännite Suomessa on 110 kV — 400 kV. Sähköenergia siirretään suurijännitteisenä siirtoverkkoa pitkin lähemmäs kulutusta, jonka jälkeen sähköenergia syötetään sähkön- jakeluverkkoon. Siirtoetäisyydet siirtoverkossa voivat olla satoja kilometrejä. [3,4]

Jakeluverkossa sähköenergia muunnetaan alemmille jännitetasoille. Suomessa yleisesti käytössä oleva keskijännitetaso on 20 kV. Keskijänniteverkkoon (KJ-verkko) voidaan liit- tää sekä sähköntuotantoa että kulutusta. Keskijänniteverkkoon kytkettävät laitteistot ovat yleensä teholtaan liian suuria kytkettäväksi pienjänniteverkkoon. [4]

Suomessa pienjänniteverkossa (PJ-verkko) käytettävä pääjännite on 400 V. Jännite muunnetaan pienjännitteeksi sähkönjakelumuuntajissa, jotka sijaitsevat lähellä kulutus- pisteitä, kuten asuinalueilla. Keskitetyn energiantuotannon mallissa sähköenergiaa virtaa ainoastaan korkeammalta jänniteportaalta alemmalle, eikä tuotantoa ole muualla kuin siirtoverkossa. Sähköverkot ovat suunniteltu keskitetyn energiantuotantomallin poh- jalta. [4]

Keskitetyn energiantuotannon malli on esitetty kuvassa 1. Sähköenergian virtaamissuunnat ovat esitetty nuolilla. Nuolen paksuudella kuvataan siirtyvän energian määrää.

(10)

Sähkönsiirto siirtoverkon ja jakeluverkon välillä on suurta, koska kaikki kulutettava säh- köenergia tuotetaan siirtoverkkoon, ja siirretään edelleen siirtoverkosta jakeluverkkoon kulutettavaksi. [3]

Kuva 1. Keskitetty energiantuotanto. Nuolet kuvaavat energian virtaamissuuntaa ja - määrää. Sähköenergiaa tuotetaan siirtoverkkoon, josta energia siirretään kulutettavaksi jakeluverkkoon. Muokattu lähteestä [3].

2.2 Hajautettu energiantuotanto

Hajautetussa energiantuotantomallissa sähköntuotantolaitteistot ovat hajautettuina säh- köverkon eri jännitetasoille. Toisin kuin keskitetyssä energiantuotantomallissa, sähkö- energian virtaussuunta ei ole aina vakio. Sähköntuotannon hajauttamisen myötä sähkö- energia voi siirtyä sähköverkossa suunnitellusta poikkeaviin suuntiin, riippuen kunkin ajankohdan sähkön kulutus- ja tuotantotilanteista. Mikäli esimerkiksi pienjänniteverkossa on paljon sähköntuotantoa, muttei sähkönkulutusta, sähköenergiaa virtaa pienjännite- verkosta keskijänniteverkkoon. Hajautetun energiantuotannon mallissa sähköverkkoon voidaan kytkeä myös energiavarastoja, joiden avulla pientuotannon tuottama energia voidaan varastoida paikallisesti myöhemmin kulutettavaksi. Pientuotannon lisääntymi- sen myötä energiansiirron tarve siirtoverkon ja jakeluverkon välillä on ajoittain vähäisem- pää, koska sähköenergiaa tuotetaan myös paikallisesti. Hajautetun energiatuotannon malli on esitetty kuvassa 2. Kuvasta huomataan, että keskitettyyn energiantuotantoon verrattuna energiaa siirtyy myös poikkeaviin suuntiin. [3]

(11)

Kuva 2. Hajautettu energiantuotanto. Sähköntuotantolaitteistoja on kytketty myös jakeluverkkoon, jolloin sähköenergian virtaamissuunnat voivat olla kaksisuuntaisia. Muo- kattu lähteestä [3].

Uusiutuvan energian tuotantomuotojen yleistyessä sähköntuotannosta tulee yhä ha- jautetumpaa, koska uusiutuvaan energiaan perustuvien tuotantolaitteistojen nimellistehot vaihtelevat suuresti. Pienet aurinkovoimalat voivat olla teholtaan vain muutamia kilowatteja, kun taas suuret tuulivoimapuistot voivat olla teholtaan yli 10 gigawattia (GW) [5].

Riippuen tuotantolaitteiston tehosta, uusiutuvan energian tuotantolaitteistoja voidaan kytkeä kaikkiin jännitetasoihin. Pienjänniteverkkoon kytkettävät tuotantolaitteistot, joihin tässä työssä keskitytään, ovat teholtaan yleensä muutamia kilowatteja. Hajautetut säh- köntuotantolaitteistot ovat yleensä uusiutuvaan energiaan perustuvia laitteistoja. [3,6]

Vapautuneiden sähkömarkkinoiden myötä sähkön tuottajaksi voi ilmoittautua kuka ta- hansa. Sähkön tuotanto ei enää ole suurien toimijoiden varassa, vaan verkkoon kytke- tyillä tuotantolaitteistoilla voi olla todella suuri määrä omistajia. Useammassa tapauk- sessa verkkoyhtiö ei rajoita pienten tuotantolaitteistojen tuottamaa energiaa, eikä reaali- aikaisesti seuraa sähköntuotantoa. Isojen sähköntuotantolaitteistojen tapauksissa säh- köverkkoyhtiöllä on yleensä tiedossa tuotantolaitoksen tuottama teho, tai vähintäänkin suuntaa antava ennuste. Myös pienten tuotantolaitteistojen tuotannon rajoittaminen ja mittaaminen sekä esimerkiksi aurinkovoimalan tuntitason ennusteen tekeminen ovat mahdollisia, mutta niiden tekeminen ja seuraaminen vaativat verkkoyhtiöltä enemmän resursseja.

(12)

2.3 Pientuotantomuodot

Pientuotannolla tarkoitetaan sähköntuotantolaitosta, jonka tuottaman tehon määrän on suunniteltu kattavan yksittäisen kiinteistön sähkönkulutus. Sähkömarkkinalaissa [7] pie- nimuotoiseksi sähköntuotannoksi määritellään voimalaitos tai usean voimalaitoksen ko- konaisuus, jonka teho on enintään 2 MVA. Pienimuotoinen sähköntuotanto voidaan ja- kaa kahteen ryhmään tuotetun sähkön määrän perusteella, mikro- ja pientuotantoon.

Mikrotuotannolla tarkoitetaan sähköntuotantoa, jonka ensisijaisena tarkoituksena on tuottaa sähköä kulutuspisteen omaan käyttöön. Tällöin verkkoon syöttäminen on harvi- naisempaa, mutta kuitenkin mahdollista. Mikrotuotantoa suuremmalla pientuotannolla tarkoitetaan tuotantolaitoksia, joiden nimellistehot ovat noin 10 kW – 2 megawattia (MW).

Tässä työssä pienimuotoista sähköntuotantoa kutsutaan pientuotannoksi, ja sillä tarkoitetaan myös mikrotuotantoa. [1,8]

Pienet sähköntuotantolaitteistot käyttävät energianlähteenään yleensä uusiutuvia ener- gialähteitä, kuten aurinkoenergiaa, tuulienergiaa tai vesivoimaa. Useimpien pienien tuotantolaitosten tuottama teho riippuu vallitsevista sääolosuhteista, joten niiden tuottama teho saattaa vaihdella hyvinkin nopeasti.

2.3.1 Aurinkoenergia

Lukumäärällisesti suurin osa sähkönjakeluverkkoon kytketystä pientuotannosta Suo- messa on aurinkovoimaa [9]. Aurinkovoimalan tuottama teho perustuu auringon sätei- lyyn, joka riippuu vallitsevista sääolosuhteista sekä voimalan maantieteellisestä sijain- nista. Säteilyvoimakkuus on suurimmillaan päiväntasaajalla ja pienenee navoille päin mentäessä. Paikallisesti voimalan tuottamaan tehoon vaikuttavat eniten vuodenaika, vuorokaudenaika sekä sääolosuhteet, jotka vaikuttavat suoraan aurinkopaneelille saapuvan säteilyvoimakkuuden määrään. [6]

Aurinkopaneelien toiminta perustuu puolijohtavasta materiaalista valmistettuun ken- noon, joka muodostaa pn-liitoksen avulla auringon säteilystä sähkövirtaa. Pn-liitos on puolijohteessa kahden alueen välinen rajapinta, jossa n-alueella esiintyy n-tyypin epä- puhtauksia eli elektroneja ja p-alueella p-tyypin epäpuhtauksia eli aukkoja. Esimerkiksi aurinkokennoissa käytettävään piihin muodostuu n-tyypin epäpuhtauksia, kun siihen seostetaan fosforia. Pn-liitos käyttäytyy sähköteknisesti kuten diodi ja usein sitä kuvataan sijaiskytkentäpiirroksissa diodin piirrosmerkillä, kuten kuvassa 3. Pn-liitos johtaa sähköä pääasiassa ainoastaan päästösuuntaan eli p-puolelta n-puolen suuntaan. Ku-

(13)

vassa 3 on esitetty aurinkopaneelin yhden kennon sijaiskytkentä. Kennolle saapuva auringon säteily saa aikaan tasavirran 𝐼_𝑝ℎ, joka jakautuu aurinkokennon pn-liitosta kuvaa- van diodin virran 𝐼_𝑑, rinnakkaisen häviöresistanssin 𝑅_ℎ haaran virran sekä paneelin ulos- tulovirran 𝐼_𝑝𝑣 kesken, johon vaikuttaa sarjahäviöresistanssi 𝑅_𝑠. Kuvassa 𝑉_𝑝𝑣 on paneelin ulostulojännite. [10,11]

Kuva 3. Aurinkopaneelin yksinkertaistettu sijaiskytkentä. [12]

Paneelin virran 𝐼_𝑝ℎ suuruus riippuu paneelille saapuvan auringonsäteilyn voimakkuu- desta, joka voi muuttua hyvin nopeasti sääolojen muuttuessa. Nykyaikaisissa aurinkovoimaloissa on yleensä MPPT-säädin (Maximum Power Point Tracking), joka etsii voimalan jännitteelle sekä virralle toimintapisteen, jolla sen tuottama teho on mahdollisimman suuri jokaisella ajanhetkellä. Suuremmissa aurinkovoimaloissa MPPT-säätimiä voi olla useampia. Aurinkopaneelit tuottavat tasajännitettä, joten sähköverkkoon kytkettä- essä aurinkovoimaloiden tasajännite tulee muuttaa vaihtojännitteeksi vaihtosuuntaajan eli invertterin avulla. Kaupallisissa inverttereissä voi olla mukana myös MPPT-säädin.

[12,13]

Aurinkoenergian määrä on maailmanlaajuisesti lisääntynyt 2010-luvulla huomattavasti.

Vuoden 2010 jälkeen asennetut aurinkoenergialaitteistot ovat moninkertaistaneet maailman aurinkoenergiatuotannon, ja aurinkoenergian globaali tuotantokapasiteetti oli vuoden 2016 lopussa noin 300 GW ja energiaa tuotettiin noin 314 TWh. Vuoden 2019 lopussa globaali kapasiteetti kasvoi 580 gigawattiin. Ennusteiden mukaan, aurinkoenergialla voidaan kattaa 11 % maailman sähköenergiantarpeesta vuoteen 2050 mennessä.

[6,14–16]

Aurinkoenergia vaikuttaa etenkin sähkönjakeluverkkojen toimintaan, sillä esimerkiksi Eu- roopassa 70 % aurinkovoimaloista on kytketty pienjänniteverkkoon [17]. Aurinkosähkö- järjestelmien halvempi hankintahinta ja parempi saatavuus ovat lisänneet aurinkosähkön

(14)

määrää myös Suomessa, vaikka aurinkovoimaloiden sähköntuotantomäärä on maantie- teellisistä syistä pienempi kuin esimerkiksi Keski-Euroopassa. Vuoden 2019 lopussa Suomen sähköverkkoon kytketty aurinkosähkökapasiteetti oli noin 198 MW. [18–20]

Edellä mainittujen faktojen perusteella tässä työssä keskitytään aurinkoenergiaan perus- tuvaan pientuotantoon. Kuvassa 4 on esitetty TSV:n sähkönjakeluverkkoon vuosittain kytketyt aurinkovoimalat. TSV:n verkossa oli vuoden 2019 lopussa kytkettyä pienaurin- kovoimaa yhteensä noin 3,4 MW. TSV:n sähkönjakeluverkkoon kytketyistä aurinkovoimaloista suurin osa on kiinteistöiden katoille asennettuja pienitehoisia voimaloita. Ku- vasta 4 nähdään, että valtaosa TSV:n sähkönjakeluverkkoon kytketyistä aurinkovoimaloista on kytketty viimeisen kolmen vuoden aikana. Vuonna 2019 aurinkovoimaa kytkettiin 1,2 MW ja aurinkoenergian määrä kasvoi noin 36 %. Tulevaisuudessa kytkettyjen aurinkovoimaloiden määrä tulee lisääntymään laitteistojen hankintahinnan laskiessa.

Kuva 4. Kytkettyjen aurinkovoimaloiden teho vuosittain Tampereen Sähköverkko Oy:n sähkönjakeluverkossa aikavälillä 2012–2019.

Kuten kuvasta 4 huomataan, kytketyn aurinkoenergian tehokapasiteetti TSV:n jakeluverkossa on lisääntynyt merkittävästi. Myös aurinkovoimaloiden lukumäärä TSV:n verkossa on kasvanut merkittävästi. Kuvassa 5 on esitetty TSV:n jakeluverkkoon kytkettyjen aurinkovoimaloiden lukumäärä vuosittain. Kuvasta 5 huomataan, että vuosina 2012–2014 kytkettyjä aurinkovoimaloita oli yhteensä vain 20 kappaletta. Vuoden 2016 jälkeen aurin-

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Teho (kW)

Vuosi

(15)

kovoimalat ovat alkaneet selvästi yleistyä, ja kytkettyjen voimaloiden lukumäärä kaksin- kertaistui vuonna 2017 vuoteen 2016 verrattuna. Vuonna 2016 kytkettyjen aurinkovoimaloiden keskiteho oli 12,9 kW. Vuonna 2019 aurinkovoimaloita kytkettiin TSV:n verkkoon ennätykselliset 166 kappaletta, ja niiden keskiteho oli 7,2 kW. Aurinkovoimaloiden keskiteho on siis laskenut huomattavasti, joka viittaa siihen, että pienempien hankintahintojen myötä myös kuluttajat ovat kiinnostuneet pientuotannosta ja yhä pienemmät tuotantolaitteistot ovat taloudellisesti kannattavia.

Kuva 5. Kytkettyjen aurinkovoimaloiden lukumäärä vuosittain Tampereen Sähköverkko Oy:n sähkönjakeluverkossa aikavälillä 2012–2019.

Kuvassa 6 on esitetty poutaisena kevätpäivänä 10.5.2018 mitattu auringon säteilyvoi- makkuus Tampereen Yliopiston tutkimusvoimalassa. Mittaukset on suoritettu sensorilla, joka on asennettu samaan 45° kallistuskulmaan aurinkopaneelien kanssa. Poutaisen päivän säteilyvoimakkuuden kuvaaja muistuttaa muodoltaan paraabelia. Kuvasta 6 huomataan, että aurinkopaneelien sähköntuotannon huipputeho ajoittuu yleensä keskipäi- vän aikaan, kun tyypillisesti asuinkiinteistöjen sähkönkulutushuiput ajoittuvat aamuun ja iltaan. Kuvan 6 esimerkkipäivänä auringon säteilyvoimakkuuden huippuarvo oli kello 11.21, jolloin säteilyvoimakkuuden arvo oli 940,1 ^𝑊

𝑚² . [18,21]

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Aurinkovoimaloiden lukumäärä (kpl)

Vuosi

(16)

Kuva 6. Auringon säteilyvoimakkuus Tampereella poutaisena päivänä 10.5.2018. Aurin- gon säteilyvoimakkuuden huippuarvo oli kello 11.21. [21]

Yleensä pienet aurinkosähkölaitteistot asennetaan asuintalojen katoille, jolloin aurinkovoimalan tuottama energia on lähellä sähkönkulutusta. Pienet katolle asennetut aurin- kosähkölaitteistot vähentävät siirrettävän sähkön määrää jakelu- ja siirtoverkossa, mikäli tuotettu sähköenergia kulutetaan kiinteistössä. [6] Yleinen ongelma aurinkosähkölaitteis- toilla on, että aurinkopaneelien sähköntuotannon huipputeho ei kohtaa kiinteistön säh- könkulutushuipun kanssa. Suurin osa aurinkoenergiasta tuotetaan kesäaikaan, jolloin huipputuotannon aikainen kuormitus on vähäistä. Talvisin kiinteistöjen lämmitys aiheuttaa ympärivuorokautista kulutusta, mutta auringonsäteilyn ja näin ollen myös tuotetun energian määrä on vähäistä. Aurinkoenergialla ei siis merkittävästi pystytä vaikuttamaan huippukuormitukseen. [2]

Kuten aiemmin tässä kappaleessa mainittiin, aurinkovoimalat kytketään verkkoon vaihtosuuntaajan eli invertterin avulla. Vaihtosuuntaajien tehokertoimet ovat yleisesti asetet- tuna arvoon yksi, eli voimalan tuottama teho on täysin pätötehoa. Suomessa on yleisesti käytössä myös vaihtosuuntaajia, joiden tuottaman tehon tehokerrointa voidaan säädellä tarpeen mukaan. Pientuotantolaitteistojen verkkoon kytkeytymistä käsitellään enemmän luvussa 3. [1,13]

2.3.2 Tuulivoima

Tuulivoimalat muuttavat tuulen kineettistä energiaa tuulivoimalan turbiinin akselin pyöri- misenergiaksi akseliin kiinnitettyjen lapojen avulla. Akselin pyörimisenergia muutetaan

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

0.00 3.00 6.00 9.00 12.00 15.00 18.00 21.00 0.00

Säteilyvoimakkuus (W/m2 )

Kellonaika

(17)

generaattorilla sähköenergiaksi. Tuulivoimaloissa on nykyään yleisimmin kaksi tai kolme lapaa, jotka pyörivät pystysuunnassa akselin ympäri. [6]

Tuulivoimalla tuotettava teho riippuu tuulen nopeudesta. Tuulen teho on verrannollinen tuulen nopeuden kolmanteen potenssiin. Kuvassa 7 on esitetty neljän eri tuulivoimalan tehokuvaajat tuulen nopeuden funktiona. Kuvasta nähdään, että matalilla tuulen nopeuksilla sähköä ei tuoteta lainkaan, koska tuotettava energia ei riitä kattamaan tuulivoimalan mekaanisia ja sähköisiä häviöitä. Alin tuulen nopeus, jolla sähköenergiaa voidaan tuottaa, on yleensä 3 m/s ja 4 m/s välillä. Tuulen nopeuden kasvaessa tuotettavan energian määrä kasvaa voimakkaasti. Tällä alueella pienetkin tuulen nopeuden vaihtelut saavat aikaan suuria vaihteluita tuotetussa tehossa. Yhä suuremmilla tuulen nopeuksilla tuotettavan tehon kasvunopeus hidastuu. Suurilla tuulen nopeuksilla tuulivoimalan tehoa rajoitetaan, koska tuotettava energia olisi sähkölaitteiston nimellistehoa suurempi. [6]

Kuva 7. Tehokuvaajat neljälle eri tuulivoimalalle. 80 m, 2 MW (yhtenäinen viiva); 66 m, 2 MW (katkoviiva); 66 m, 1,75 MW (pisteviiva); 66 m, 1,65 MW (pistekatkoviiva). Muo- kattu lähteestä [6].

Tuulivoimalan roottorin tehon säätöön on olemassa aktiivisia ja passiivisia menetelmiä.

Passiivisissa menetelmissä roottorin lavat suunnitellaan siten, että ne sakkaavat, kun tuulen nopeus kasvaa liian korkeaksi. Aktiivisissa menetelmissä roottorin lapojen kulmia

(18)

voidaan säätää, jolla roottorin pyörimisnopeutta voidaan rajoittaa. Tuulen nopeuden ylit- täessä 25 m/s, tuulivoimalat yleensä pysäytetään tai vähintäänkin niiden tehoa rajoitetaan, jotta tuulen suuret mekaaniset voimat eivät aiheuta laitevaurioita. [6]

Tuulivoima on uusista energiantuotantomuodoista näkyvin, sillä tuulivoimaloiden napakorkeus voi olla yli 140 metriä [22,23]. Napakorkeudella tarkoitetaan etäisyyttä maan pinnasta roottorin keskipisteeseen. Usein tuulivoimalat ovat osana tuulivoimapuistoa, jossa tuulivoimaloita on useampia lähekkäin. Nykyasennuksissa yleinen nimellisteho yk- sittäisellä tuulivoimalalla on noin 3–4 MW. Suomessa viime vuosina kytkettyjen tuulivoimapuistojen tuulivoimalat ovat kuitenkin nimellisteholtaan jo yli 4 MW, jolloin tuulivoimapuistojen kokonaistehot voivat olla yli 100 MW [22,23]. Vuonna 2019 Suomeen asennet- tiin 56 uutta tuulivoimalaa, joiden kokonaisteho oli 243 MW. Yhteensä tuulivoimantuo- tantokapasiteettia Suomessa oli vuoden 2019 lopussa noin 2,3 GW. Tuulivoimalla tuotettiin Suomessa vuonna 2019 yhteensä 5,9 TWh, jolla katettiin Suomen sähkönkulutuk- sesta 7 % [24]. Tuulivoiman lisääntyvä tuotantokapasiteetti näkyi myös sähkön markki- nahinnoissa 10.2.2020, kun sähkön hinta oli muutaman tunnin ajan aamuyöstä Suo- messa negatiivinen, osittain suuren tuulivoimantuotannon vuoksi. Sähkön hinta ei ole aiemmin ollut negatiivinen Suomessa. Viime vuosina rakennettujen tuulivoimapuistojen nimellistehot ovat niin suuria, että tuulivoimapuistot kytketään yleensä suoraan siirtoverkkoon. Myös muualla Euroopassa ainoastaan pienemmät tuulivoimapuistot voidaan kytkeä keskijänniteverkkoon, suuremmat kytketään siirtoverkkoon. [6,25,26]

Tuulivoimaloita ei yleensä asenneta pienjänniteverkkoon, koska ne vaativat usein raken- nusluvan, joka voi vaikeuttaa voimalan hankintaa. Pienikokoisten tuulivoimaloiden napakorkeus on yleensä noin 20 metriä, joten napakorkeus on merkittävästi pienempi kuin keski- tai suurjänniteverkkoon kytkettävissä tuulivoimaloissa. Tästä syystä myös rootto- rille saapuvan tuulen nopeus on myös matalampi, yleensä noin 2–4 m/s. Näistä syistä pientuulivoimaa hyödynnetään pääasiassa haja-asutusalueilla vesistöjen ja peltoaukei- den lähellä. [27,28]

2.3.3 Vesivoima

Vesivoima on energiantuotantomuoto, jossa veden potentiaalienergiaa muutetaan säh- köenergiaksi juoksuttamalla virtaavaa vettä turbiinin läpi. Veden potentiaalienergiaa voidaan varastoida käyttämällä esimerkiksi patoja. Tyypillisesti vesivoimaloiden koot vaihtelevat muutamasta kymmenestä megawatista muutamaan sataan megawattiin. Koska vesivoimalaitokset ovat nimellistehoiltaan yleensä suuria ja helposti säädettäviä, vesivoimaa voidaan hyödyntää sähköverkon nopeana reservinä ja säätövoimana. Joissain

(19)

maissa vesivoimaa on niin paljon, että lähes kaikki tuotettava energia on vesivoimaa.

Esimerkiksi Norjassa vesivoima kattaa lähes kaiken maan energiantuotannosta, eli 99

% tuotetusta energiasta. [6]

Pientuotannon vesivoimalaitokset ovat yleensä jokivoimalaitoksia, joiden generaattorit pyörivät tasaisella nopeudella, mekaanisesti rajoittaen virtaavan veden määrää ja edelleen tuotettavaa pätötehoa. Pienvesivoimalat ovat nimellisteholtaan noin 10 kW – 30 MW, joten yksikkökoot ovat merkittävästi suuremmat kuin esimerkiksi aurinkovoimaloissa. Pienvesivoimalan taloudellinen kannattavuus kasvaa yksikkökoon kasvaessa, joten pienimmät vesivoimalat eivät ole taloudellisesti kannattavia, minkä vuoksi yksityis- henkilöiden omistamia vesivoimaloita on vähän. Pienvesivoimaa käytetään esimerkiksi sähkönjakeluverkon vahvistamiseen vuoristoisilla alueilla. [6,29]

(20)

3. HAJAUTETUN PIENTUOTANNON VERKOSTO- VAIKUTUKSET

Sähköä tuottaessaan pientuotantolaitoksilla on useita verkostovaikutuksia, joita ovat esimerkiksi muutokset jännitteissä, komponenttien kuormituksissa, verkon suojauksessa sekä harmonisissa yliaalloissa. Tässä työssä keskitytään pientuotannon jännitevaikutuk- siin, sillä niiden jakeluverkkoon aiheuttama ylijännite on yksi merkittävimmistä verkkoon kytkettävissä olevan pientuotannon määrän rajoitteista. [4,6,30,31]

Sähkönjakeluverkon suunnittelulla pyritään estämään liian suuret jännitehäviöt syöttö- johdoilla. Syöttöjohtojen jännitehäviöt rajoittavat johdinten pisintä mahdollista pituutta ja johdolle kytkettävää kuormaa. Perinteisesti pienjänniteverkossa liian korkeat jännitteet eivät ole olleet yleinen ongelma, sillä sähkönjakeluverkossa ei aiemmin ole ollut sähkön- tuotantoa. Keskijänniteverkossa pitkillä, kevyesti kuormitetuilla maakaapeleilla on aiem- minkin ilmennyt kaapelin loppupään jännitteen nousua Ferranti-ilmiön takia. Ferranti-il- miö on pääosin siirtoverkossa esiintyvä ilmiö, mutta lisääntyneen maakaapeloinnin myötä sitä esiintyy yhä enemmän myös pitkillä jakeluverkon keskijännitekaapeleilla.

Pienjänniteverkon korkein jännite on aiemmin oletettu sijaitsevan jakelumuuntajan toisio- käämityksessä, sillä jakeluverkon komponentit aiheuttavat pääasiassa ainoastaan jänni- tehäviöitä. Mitä pidemmälle syöttöjohtoa jakelumuuntajalta edetään, sitä suuremmaksi syöttöjohdon impedanssi ja näin ollen myös jännitehäviöt kasvavat. [6,32]

Hajautettu pientuotanto on muuttanut perinteistä jakeluverkon suunnittelua, sillä liian korkeat jännitteet ovat hajautetun tuotannon vuoksi mahdollisia myös jakeluverkoissa. Pe- rinteisen mitoittamisen lisäksi täytyy myös huomioida sekä olemassa olevien että tule- vien pientuotantolaitosten vaikutukset. Tällä hetkellä liittymälle liitettävissä olevan tehon arviontiin käytetään Energiateollisuuden verkostosuosituksia. Verkostosuositusten mukaan yksivaiheisen mikrotuotantolaitteiston teho voi olla enintään noin 3,7 kVA. Vastaa- vasti suositusten mukaan liittymälle voidaan kytkeä kolmivaiheisesti voimalaitos, jonka näennäisteho 𝑆𝑁 on enintään 𝑆𝑁 =^𝑆₂₅^𝐾, missä 𝑆𝐾 on liittymän oikosulkuteho. Jos liittymän oikosulkuvirta on esimerkiksi 250 A, yhtälön perusteella liittymään voidaan liittää voimala, jonka näennäisteho on enintään [8]

𝑆_𝑁= 𝑆_𝐾

25=3 ∗ 𝑈_𝑣∗ 𝐼_𝑘

25 =3 ∗ 230 𝑉 ∗ 250 𝐴

25 ≈173 𝑘𝑉𝐴

25 ≈ 6,9 𝑘𝑉𝐴. (1)

(21)

TSV:n liittymisohjeiden mukaan pienin kolmivaiheinen liittymä 25 A pääsulakkeilla voidaan kytkeä jakeluverkkoon, jos liittymän yksivaiheinen oikosulkuvirta on vähintään 250 A. Yhtälön 1 perusteella kaikille pääsulakkeiltaan 25 A liittymille voidaan kytkeä vähin- tään noin 6,9 kVA voimala. Usein oikosulkuvirrat ovat kuitenkin huomattavasti vaadittua suuremmat, etenkin jäykässä kaupunkiverkossa, jolloin yhtälön 1 perusteella liittymään liitettävissä oleva tuotantolaitos olisi vieläkin suurempi. Yhtälö perustuu suosituksen mukaan siihen, että yhtälöä käyttämällä voidaan taata, ettei pientuotantolaitoksen verkkoon kytkeytyminen aiheuta yli 4 % jännitteen muutosta. Yhtälössä oletetaan jännitteen 𝑈_𝑣 olevan nimellisjännitteen suuruinen. Yhtälö ei siis huomioi verkossa mahdollisesti aiemmin kytkettyjä voimalaitoksia ja niiden jännitettä nostavaa vaikutusta. Yksivaiheisen tuotannon rajoituksella pyritään estämään sekä liian suuret jännitteenmuutokset että jännit- teen epäsymmetrisyys. [8]

Seuraavissa kappaleissa käsitellään tarkemmin pientuotantolaitosten jännitevaikutuksia sekä käytettävissä olevia jännitteensäätömenetelmiä.

3.1 Jännitevaikutukset

Hajautettu pientuotantolaitos käyttäytyy kuten negatiivinen kuormitus, eli sähköä tuottaessaan se nostaa lähiseutunsa jännitettä. Tuotantolaitoksessa tuotettu ylimääräinen sähköenergia syötetään takaisin sähköverkkoon, mikä voi nostaa verkon jännitteen liian korkeaksi tai aiheuttaa verkon komponenttien ylikuormituksia. Jos muuntopiirissä on paljon kytkettyjä pientuotantolaitoksia, ongelmat voivat olla niin merkittäviä, että jännitteen laatu ei pysy standardien asettamissa rajoissa. Raja-arvot ylittävät jännitteet ja komponenttien ylikuormitukset ovat kaksi rajoittavinta tekijää verkkoon kytkettävän tuotantotehon määrälle. Mikäli sähköverkossa on paljon yksivaiheista pientuotantoa, jännitteen epäsymmetrisyys voi myös rajoittaa sähköntuotannon määrää. [4,31]

Toisaalta sähkönjakeluverkkoon kytketty pientuotanto voi myös tukea jakeluverkon jän- nitettä pienentämällä johtimilla tapahtuvia jännitteenalenemia ja häviöitä. Yhä yleistyvät yksityishenkilöiden omistamat pientuotantolaitteistot ovat kuitenkin verkonhaltijan hallit- semattomissa, eikä pienten voimalaitosten liittämistä sähköverkkoon voida asiakkaiden tasavertaisuuden vuoksi rajoittaa. Voimaloiden sähköntuotannon määrää voidaan kuitenkin rajoittaa siihen asti, että verkko on vahvistettu. Lisääntyvä pientuotantolaitteistojen määrä, joiden sijainti ja mitoitus ovat asiakkaiden vastuulla, voi johtaa suuriin pientuo- tantokeskittymiin ja näin ollen, liian korkeisiin jännitteisiin. [4,6,7,31]

(22)

Verkkoon syötetyn tehon aiheuttama jännitteen nousu on verrannollinen tuotantolaitteis- toa syöttävän sähkönjakeluverkon impedanssin kanssa. Kaukana jakelumuuntajasta sijaitsevien tuotantolaitteistojen vaikutus jännitteeseen on suurempi kuin jakelumuuntajan lähellä sijaitsevien tuotantolaitteistojen. Lähellä jakelumuuntajaa sijaitsevien tuotantolaitteistojen tehon määrää rajoittavat yleensä jännitteen nousun sijaan muuntajan ylikuormitus. [6,30,31]

Standardin SFS-EN 50160 [33] mukaan normaaleissa käyttöolosuhteissa pienjännite- verkon jännitetaso tulisi 95 % ajasta poiketa enintään ± 10 % jännitteen nimellisarvosta.

Tässä työssä sallittava pienjännitteen vaihteluväli on kaupunkiverkossa 𝑈_𝑛± 4 %, eli 220,8 − 239,2 𝑉. Keskijänniteverkossa sallittu jännitteen vaihteluväli on 𝑈_𝑛± 3 %, eli 19,4 − 20,6 𝑘𝑉.

3.1.1 Siirtokapasiteetti

Muuntopiiriin kytkettävissä olevaa tuotantotehoa kutsutaan siirtokapasiteetiksi (hosting capacity). Kuvassa 8 on esitetty siirtokapasiteetin määräytymisperiaate sekä jännitteen- säädön vaikutus siirtokapasiteettiin. Alkuperäinen siirtokapasiteetti ilman säätöä on esitetty kuvassa kirjaimella A, ja säädetty siirtokapasiteetti kirjaimella B. Siirtokapasiteettien A ja B erotus on jännitteensäädöllä saavutettava hyöty. Jännitteensäätömenetelmiä esi- tellään tarkemmin luvussa 3.2. Muuntopiirin siirtokapasiteetti riippuu siitä, miten tuotan- toteho hajautetaan muuntopiiriin. Kuvassa oletetaan, että kytketyt voimalat ovat kytketty samalla hajautuksella sekä säätämättömänä että säädettynä.

Tämän työn mallinnuksissa määritellään vastaavat siirtokapasiteettien arvot tarkasteltavista muuntopiireistä. Tässä työssä jokaiselle sähköliittymälle kytketään voimala, ja niiden tuotantotehoa kasvatetaan tasaisesti, jolloin tuotanto on hyvin hajautettua. Toinen mahdollinen valinta olisi esimerkiksi määrittää siirtokapasiteetti, kun ainoastaan yhden pientuotantolaitoksen tehoa kasvatetaan. Edellä mainituilla tavoilla määritettävät siirtokapasiteetit eivät ole kuitenkaan keskenään verrattavia.

Toisin kuin kuvassa 8, siirtokapasiteetin rajoittavana tekijänä tässä työssä on jännitteen kasvun lisäksi myös verkon komponenttien ylikuormitukset sekä jännitteenalenema.

Myös jännitteen laatu, kuten jännitteen nopeat muutokset, välkyntä tai harmoniset yliaal- lot voivat rajoittaa kytkettävän tuotannon määrää, mutta niiden vaikutus jätetään tässä työssä tarkastelematta. [31]

(23)

Kuva 8. Säätämättömän (piste A) sekä säädetyn siirtokapasiteetin (piste B) määräyty- minen. Muokattu lähteestä [31].

Siirtokapasiteetti on määritettävä jokaiselle kytkentätilanteelle ja ajankohdalle erikseen tehonjakolaskennan avulla. Siirtokapasiteetin suuruutta yksittäiselle voimalalle voidaan kuitenkin arvioida yhtälöllä 2: [6]

𝑃_𝑚𝑎𝑥≈𝑈²

𝑅 ∗ δ_𝑚𝑎𝑥, (2)

jossa 𝑈 on sähköverkon nimellispääjännite, 𝑅 on tuotantolaitoksen kytkentäpistettä syöt- tävän verkon resistiivinen komponentti ja 𝛿_𝑚𝑎𝑥 on sallittu suhteellinen jännitteen muutos, joka saadaan laskettua yhtälöllä 3: [6]

𝛿_𝑚𝑎𝑥=Δ_𝑚𝑎𝑥

𝑈 , (3)

jossa 𝛥_𝑚𝑎𝑥 on kytkentäpisteen korkein sallittava jännite. Yhtälöissä oletetaan, että tuotantolaitos tuottaa ainoastaan pätötehoa, toisin sanoen tuotantolaitteiston tehokerroin on yksi. Siirtokapasiteetti voi olla myös nolla, jolloin tarkasteltavaan kytkentäpisteeseen ei voida kytkeä lainkaan pientuotantoa. [6]

Yhtälön 2 perusteella voidaan todeta, että jännitettä nostavat eniten tuotantolaitteistot, joilla on suuri syöttävän verkon resistiivinen komponentti. Pienjänniteverkossa suurimmat syöttävän verkon resistiiviset komponentit ovat etäisimmillä liittymillä, jotka sijaitsevat kaukana jakelumuuntajalta. Pitkät ja etenkin halkaisijaltaan pienet liittymisjohdot kasvattavat liittymispistettä syöttävän verkon resistiivistä komponenttia huomattavasti. Re- sistiivisen komponentin pienentäminen voi johtaa kalliisiin verkkoinvestointeihin. [6,18]

(24)

3.2 Jännitteensäätömenetelmät

Seuraavissa kappaleissa esitellään vaihtoehtoja jännitteensäädölle, joista tarkastellaan tarkemmin viittä yleisintä jännitteensäätömenetelmää: tuotannon säätö, käämikytkin, verkon vahvistaminen sekä energiavarastot. Loistehon sekä pätötehon säätö ja käämi- kytkimen käyttö ovat aktiivisia, jatkuvasti säätyviä jännitteensäätömenetelmiä ja vastaavasti verkon vahvistaminen on passiivinen säätömenetelmä. Seuraavissa kappaleissa esitettävien jännitteensäätömenetelmien lisäksi voidaan mainita myös jännitteensäätö- muuntajat. Jännitteensäätömuuntajia voidaan käyttää jännitteen tasaamiseen haaroilla, joille on keskittynyt paljon pientuotantoa. Haaran jännitteen voidaan antaa nousta, mutta jännitteensäätömuuntajan avulla haaran jänniteongelmat eivät leviä muualle sähköverk- koon. Aktiiviset jännitteensäätömenetelmät seuraavat sähköverkon tilaa ja voivat muuttaa säädön määrää sähköverkon tilan perusteella. Säätö voidaan toteuttaa joko paikal- listen mittausten avulla ilman tiedonsiirtoa tai tiedonsiirtoa käyttäen, jolloin säätöön vaikuttaa koko jakeluverkon tila. Kun säädössä käytetään tiedonsiirtoa, säätöä kutsutaan koordinoiduksi jännitteensäädöksi. Passiiviset jännitteensäätömenetelmät eivät riipu sähköverkon tilasta. Sähköverkon tila arvioidaan suunnitteluvaiheessa, jonka perusteella verkon ja näin ollen myös passiivisen jännitteensäädön mitoitus tapahtuu. [2]

Tarkasteltavia jännitteensäätömenetelmiä voidaan hyödyntää joko yhdessä tai erikseen.

Jännitteensäätömenetelmien lisääntyessä eri säätökomponenteille asetetaan säännöt, joiden perusteella komponentit säätävät jännitettä. Esimerkiksi loistehon säädön kanssa voidaan käyttää pätötehon säätöä siten, että jännitettä pyritään hallitsemaan ensin loistehon säädön avulla. Mikäli loistehon säätö ei yksin riitä, käytetään myös pätötehon sää- töä.

3.2.1 Loistehon säätö

Kuten luvussa 2.3.1 käsiteltiin, aurinkovoimalat kytketään sähköverkkoon invertterien eli vaihtosuuntaajien avulla. Vaihtosuuntaajat muuntavat aurinkopaneelien tuottaman tasavirran verkkoon syötettäväksi vaihtovirraksi. Kaupallisesti saatavilla olevat vaihtosuuntaajat toimivat tehokkaasti niiden hyötysuhteen ollessa yli 90 %. Yleisesti käytössä olevien vaihtosuuntaajien keskiarvoiseksi hyötysuhteeksi on ilmoitettu yli 96 %, maksimi- hyötysuhteen ollessa 98 % [13].

Vaihtosuuntaajilla pystytään myös muokkaamaan tuotettavan tehon tehokerrointa. Kau- pallisten invertterien tehokerrointa voidaan säätää sekä kapasitiiviselle että induktiivi- selle puolelle. Tässä työssä käytettävä vaihtosuuntaajien tehokertoimen vaihteluväli on

(25)

0,85 – 1 induktiiviseen tai kapasitiiviseen suuntaan. Tämän työn mallinnuksissa tarkastellaan ainoastaan invertterien toimintaa induktiivisella tehokertoimella, koska työssä py- ritään pienentämään pientuotantolaitosten aiheuttamaa jännitteen muutosta. Työssä käytettävä tehokertoimen vaihteluväli valittiin erään yleisesti käytössä olevan invertterin datalehden perusteella. [13,34]

Induktiivisella tehokertoimella toimivat generaattorit nostavat jännitettä vähemmän kuin ainoastaan pätötehoa tuottavat generaattorit. Jos pientuotantolaitoksen kytkentäpiste on hyvin reaktiivinen, induktiivista loistehosäätöä käytettäessä jännite voi myös laskea. [6]

Vaihtosuuntaajilla toteutettava loistehon säätö on verkkoyhtiön näkökulmasta edullinen ratkaisu, sillä jännitteensäädön toteuttaminen vaihtosuuntaajien loistehon säädöllä ei vaadi merkittäviä verkkoinvestointeja. Myös kaupallisesti saatavilla olevilla, verkkoon kytkettävillä vaihtosuuntaajilla on olemassa mahdollisuus sekä loistehon kulutukseen että tuotantoon, mutta toistaiseksi pientuotannon vaihtosuuntaajia käytetään täysin pätö- tehoa syöttävinä komponentteina. [34]

Loistehon säätöä käytettäessä on valittava menetelmä, jonka perusteella säätö toteutetaan. Käytettävissä olevat menetelmät paikalliseen loistehon säätöön voidaan ryhmitellä vakioloistehosäätöön, vakiotehokerroinsäätöön, tehokertoimeen pätötehon funktiona ja loistehoon sähköverkon jännitteen funktiona. Kaikki menetelmät perustuvat joko vakio- arvoihin tai helposti laskettavissa oleviin yhtälöihin, jotka molemmat voidaan asettaa invertterin asetuksiin. Tässä työssä tutkittava menetelmä on vakiotehokerroinsäätö, koska sen mallintaminen oli mahdollista työssä käytettävässä verkkotietojärjestelmä Trimble NIS:ssä. Vakiotehokerroinsäädössä tuotantolaitoksen tehokerroin pysyy vakiona riippu- matta muista verkon arvoista. [30]

Yhtälössä 4 on esitetty tuotantolaitoksen aiheuttaman jännitteenmuutoksen suuruus, missä sähköverkon jännite 𝑈_𝑁 oletetaan pysyvän vakiona. Yhtälössä 4 𝑃 ja 𝑄 ovat tuotantolaitteiston tuottama pätö- ja loisteho. 𝑅 ja 𝑋 ovat syöttävän verkon resistanssi ja reaktanssi. [34]

𝑑𝑈

|𝑈𝑁|=(𝑃 ∗ 𝑅) + (±𝑄 ∗ 𝑋)

|𝑈𝑁|² + 𝑗 ∗(𝑃 ∗ 𝑋) − (±𝑄 ∗ 𝑅)

|𝑈𝑁|² (4)

Yhtälöstä 4 nähdään, että voimalan tuottama pätöteho aiheuttaa jännitteen kasvua. Lois- teho voi sekä laskea että nostaa jännitettä, riippuen sen etumerkistä. Yhtälöstä nähdään,

(26)

että negatiivisilla eli induktiivisen loistehon arvoilla jännite pienenee. Vastaavasti positii- visilla, kapasitiivisen loistehon arvoilla loistehon vaikutus jännitteeseen on kasvattava.

[34]

Mitä suurempi verkon resistiivinen komponentti on, sitä suurempi vaikutus pätöteholla on jännitteeseen. Vastaavasti verkon resistiivisyyden kasvaessa loistehon vaikutus voimalan kytkentäpisteen jännitteeseen pienenee, mikäli verkon resistiivisyyden ja reaktiivisuuden (R/X-suhde) välinen suhde kasvaa. PJ-verkon johtimet ovat hyvin resistiivisiä, joten loistehon säädöllä saavutettava hyöty voimaloiden kytkentäpisteiden jännitteissä jää PJ-verkossa pienemmäksi. Koska PJ-verkkoa syöttävässä verkossa on reaktanssia, PJ-verkkoon kytkettyjen voimaloiden loistehon säätö vaikuttaa kuitenkin laajemmin PJ- verkon jännitteisiin, kun loisteho siirtyy syöttävästä verkosta voimalaan. Loistehon siirto jakeluverkossa kasvattaa myös verkon pätötehohäviöitä. [35]

Inverttereillä toteutettavan, hajautetun loistehosäädön lisäksi loistehosäätö voi olla myös keskitettyä. Keskitetyllä loistehosäädöllä verkkoon lisätään kompensointilaitteistoa, jolla loistehosäätö toteutetaan. Keskitetty loistehon säätö voidaan toteuttaa esimerkiksi reak- torin tai kondensaattorin avulla. Tämän työn mallinnuksissa käytetään ainoastaan hajautettua loistehosäätöä, jonka vuoksi keskitetty loistehosäätö jätetään käsittelemättä.

[36]

3.2.2 Käämikytkin

Suurjänniteverkon (SJ-verkko) päämuuntajat varustetaan yleensä käämikytkimellä (on- load tap-changer, OLTC), jolla muuntajan muuntosuhdetta voidaan säätää portaittain.

Käämikytkimillä muuntajan muuntosuhdetta voidaan säätää muuntajan ollessa kuormi- tettuna. Käämikytkimen toiminta perustuu muuntajan käämitysten johdinkierrosmäärän muuttamiseen. [37]

Sähkönjakeluverkossa jakelumuuntajat varustetaan yleensä väliottokytkimellä (off-load tap-changer). Väliottokytkimellä muuntajan muuntosuhdetta voidaan vastaavasti säätää kuten käämikytkimellä, mutta säätö tulee tehdä muuntajan ollessa virraton. Mitä kauem- maksi sähköasemalta edetään keskijänniteverkon syöttöjohtoa pitkin, sitä pienempi kes- kijänniteverkon jännite on jännitehäviöiden takia. Jakelumuuntajien väliottokytkimien avulla jännitehäviötä voidaan kompensoida muuttamalla muuntajan muuntosuhdetta, jolloin pienjänniteverkossa jännite pysyy sallituissa rajoissa, vaikka muuntajan ensiössä jännite olisikin liian matala. [6]

(27)

Jakelumuuntajissa ei yleensä ole käämikytkintä, koska ne ovat olleet kalliita ja jatkuvalle jännitteensäädölle on ollut vähemmän tarvetta, sillä sähköasemien päämuuntajien kää- mikytkimet pitävät keskijänniteverkon jännitteen vakiona. Pientuotannon yleistyessä sähkönjakeluverkon jännitteensäädön tarve kuitenkin lisääntyy. Kuten luvussa 2.3.1 todetaan, aurinkovoimalan tuottaman tehon vaihtelu ja näin ollen myös kytkentäpisteen jännitteen vaihtelu on suurta. Jakelumuuntajien käämikytkimistä on tulossa myös taloudellisesti kannattavia, sillä niiden hintojen uskotaan laskevan lähitulevaisuudessa.

[37,38]

Käämikytkimellä muuntajan muuntosuhdetta voidaan säätää jatkuvasti tarpeen mukaan.

Käämikytkin muuttaa kuitenkin koko muuntopiirin jännitettä, ja käämikytkimen säätö perustuu yleensä muuntajan toision jännitteen mittaukseen, eli mittaukset eivät kerro pien- jänniteverkon jännitteenalenemista tai -nousuista. Jos sähköntuotantoa on paljon tietyllä muuntopiirin lähdöllä, kyseisen lähdön jännite nousee. Mikäli taas jollain toisella muuntopiirin lähdöllä on paljon kulutusta, kyseisen lähdön jännite vastaavasti laskee. Tällöin muuntopiirin suurimman ja pienimmän jännitteen erotus on suuri. Tästä tilanteesta voi seurata niin suuria jännitteen vaihteluita muuntopiirin sisälle, ettei käämikytkin pysty säi- lyttämään jännitettä sallituissa rajoissa muuntopiirin kaikissa lähdöissä. [2]

3.2.3 Pätötehon säätö

Kuten luvussa 3.2.1 todetaan ja yhtälöstä 4 huomataan, tuotantolaitteiston tuottama pätöteho nostaa verkon jännitettä. Pätötehon säädöllä tarkoitetaan tuotantolaitteistojen tuottaman pätötehon rajoittamista tai verkkoon syötettävän pätötehon rajoittamista.

Pätötehon rajoittamista saatetaan tarvita, mikäli muut toimenpiteet eivät riitä pitämään jännitettä sallituissa rajoissa. Pätötehon säätöä voidaan käyttää myös ilman muita sää- tömenetelmiä ja se onkin yksi yleisimmistä säätömenetelmistä [39]. Rajoitettavan pätö- tehon määrä saattaa kasvaa kuitenkin liian merkittäväksi, jos pätötehon säätöä käyte- tään ainoana säätömenetelmänä [2]. Verrattuna loistehon säätöön, pätötehon säätö on jakeluverkon jännitteensäädössä tehokkaampi menetelmä jakeluverkon suuren resistiivisyyden takia suhteessa verkon reaktiivisuuteen. Pätötehon säätö laskee kuitenkin tuotantolaitteistojen taloudellista kannattavuutta, sillä säädetyllä tuotantolaitteistolla voidaan tuottaa vähemmän sähköenergiaa. Vuodesta 2012 alkaen Saksassa on ollut käytössä pakollinen verkkoon syötettävän pätötehon rajoituksen mahdollisuus kaikille uusille tuo- tantolaitteistoille, joiden nimellisteho on alle 30 kW ja joita ei pysty etäohjaamaan. Mikäli vuodessa rajoitettava energia kasvaa liian suureksi, on verkkoyhtiön vahvistettava verkkoa. Tällä rajoituksella pyritään estämään pientuotantolaitteistojen aiheuttamat liian kor-

(28)

keat jännitteet sähköverkossa. Kuten loistehosäädössä, myös pätötehon säädössä voidaan valita käytettävä menetelmä. Jatkuvan rajoittamisen sijaan voidaan pätötehon tuotantoa rajoittaa esimerkiksi sähköverkon jännitteen funktiona, eli tuotantoa rajoitetaan ainoastaan silloin, kun jännite voimalan kytkentäpisteessä kasvaa liian korkeaksi. [34,40]

3.2.4 Verkon vahvistaminen

Perinteisesti jännitteen muutosten hallintamenetelmänä on käytetty verkkoinvestointeja, sähköverkon jännitejäykkyyden kasvattamiseksi. Verkon vahvistaminen onkin tehokas menetelmä siirtokapasiteetin kasvattamiseksi. Verkon vahvistaminen on myös kustan- nustehokasta, mikäli kytkettyä pientuotantoa on vähän tai jos verkossa on muutenkin tarve saneeraukseen esimerkiksi verkon komponenttien iän takia. Yleistyvän hajautetun pientuotannon myötä sähköverkkoon tulee investoida, jotta verkon jännite pysyy standardin SFS-EN 50160 [33] asettamissa jänniterajoissa. Nämä verkkoinvestoinnit tulevat kuitenkin verkonhaltijalle kalliiksi. [18,31,41]

TSV:n verkkoalueella yleisimmät asennettavat maakaapelilajit pienjänniteverkossa ovat tyypiltään AXMK ja poikkipinta-aloiltaan 4x25 𝑚𝑚², 4x95 𝑚𝑚², 4x185 𝑚𝑚² ja 4x300 𝑚𝑚². Taulukossa 1 on esitetty kaapelin poikkipinta-alan vaikutus kytkettävissä olevan tuotantotehon määrään (kW). Taulukon siirtokapasiteetit ovat saatu yhtälöstä 2, joten ne ovat ainoastaan arvioita. Kaapeleiden lähtötietoina käytettiin kahden kaapelivalmistajan, Reka Kaapeli Oy:n sekä Prysmian Groupin, valmistamien kaapeleiden datalehtiä [42,43]. Taulukosta huomataan, että poikkipinta-alaltaan suurempien kaapeleiden siirtokapasiteetti on huomattavasti korkeampi kuin pienillä poikkipinnoilla. Esimerkiksi syöttö- kaapelin ollessa 50 metriä, kytkettävissä oleva teho 300 𝑚𝑚² kaapelilla on yli kymmen- kertainen 25 𝑚𝑚² kaapelin vastaavaan tehoon.

Taulukko 1. Kolmivaiheinen siirtokapasiteetti (kW) pienjänniteverkon syöttökaapeleille 4 %:n yli- jännitteellä ja kaapeleiden suurin mahdollinen kolmivaiheinen kuormitus (kW).

Halkaisija (mm²)

Syöttökaapelin pituus (m)

Kuormitettavuus (3-vaih.)

50 100 200 500 1000

25 255,9 128,1 63,9 25,5 12,9 69

95 984,6 492,3 246,3 98,4 49,2 151,8

185 1920 960 480 192 96 227,7

300 2953,8 1476,9 738,6 295,5 147,6 296,7

Taulukossa 1 on laskettu myös kaapeleiden kolmivaiheinen kuormitettavuus (kW). Ver- tailemalla kytkettävissä olevan tehon arvoa kaapeleiden kuormitettavuuteen huomataan,

(29)

että pidemmillä siirtoetäisyyksillä rajoittava tekijä kytkettävän tehon määrälle on jännit- teen muutos, mutta lyhyemmillä siirtoetäisyyksillä rajoittava tekijä on kaapelin kuormitettavuus. Sähkönjakeluverkossa kaapelin termistä kuormitettavuutta ei kuitenkaan tavalli- sesti saavuteta, sillä kaapelia suojataan sulakkeilla, jotka irtikytkevät kaapelin verkosta aiemmin.

3.2.5 Energiavarasto

Kuten luvussa 2.3.1 mainitaan, aurinkoenergiantuotannon huipputeho ei kohtaa sähkön- kulutuksen huipputehon kanssa, eikä sähköenergiaa pystytä varastoimaan ilman energiavarastoja. Energiavarastojen avulla aurinkopaneelien tuottama energia voidaan varastoida myöhempää kulutusta varten. Energiavarastoja ovat esimerkiksi akkujärjestel- mät.

Energiavarastoja voidaan käyttää esimerkiksi kiinteistöjen sähköjärjestelmissä, jossa on pientuotantolaitteisto kasvattamaan kiinteistön energiaomavaraisuutta. Yleensä kiinteis- töissä käytettävä energiavarasto on akku. Pientuotantolaitteiston tuottama ylimääräinen energia voidaan käyttää akun lataamiseen verkkoon syöttämisen sijaan. Akkuun varas- toitu energiaa voidaan käyttää suuremman sähkönkulutuksen tai pienemmän sähkön- tuotannon aikaan, mikä vähentää sähköverkosta siirrettävän energian määrää. [19,44]

Akkujärjestelmät ovat tällä hetkellä kalliita, mutta litiumioniakkujen hinnat ovat laskeneet nopeasti viime vuosien aikana. Litiumioniakkujen hintojen on arvioitu laskeneen 87 % yhdeksässä vuodessa vuosina 2010–2019. [45] Lähitulevaisuudessa akkujärjestelmistä voi tulla kannattavia, sillä hankintahintojen arvellaan laskevan edelleen. Tällä hetkellä akut saattavat kuitenkin maksaa yhtä paljon kuin aurinkosähköjärjestelmä. Tulevaisuu- dessa yleistyvien sähköautojen akkuja voidaan myös käyttää energiavarastoina. [44]

Suomessa sähkön hinta koostuu sähköenergian hinnasta, sähkönsiirtohinnasta sekä ve- roista, joista jokainen muodostaa noin kolmanneksen myyntihinnasta. Pientuottaja saa myymästään sähköenergiasta korvaukseksi ainoastaan sähköenergian osuuden, mikä tarkoittaa, että markkinoilta ostettavan energian kokonaishinta on noin kolme kertaa suurempi kuin myydystä energiasta saatava korvaus. Kiinteistön omistajan kannalta olisi siis kannattavampaa varastoida tuotettu energia omaan käyttöön kuin myydä eteenpäin, mi- käli huomioidaan ainoastaan sähkön hankinta- ja myyntihinta. Mikäli energiavaraston hankintakustannukset huomioidaan, sähköenergian varastoinnin kannattavuus laskee merkittävästi, koska varastoinnista saatava säästö on pieni suhteessa akkujen hankin-

(30)

takustannuksiin. Aurinkopaneeleiden suuntauksella voidaan myös muunnella energian- tuotantoa. Aurinkopaneelit voidaan suunnata esimerkiksi itää tai länttä kohti, jolloin pa- neelien tuottaman energian ajankohta siirtyy lähemmäs kulutusta. [19]

Yksittäisten kiinteistöjen lisäksi myös sähköverkkoihin voidaan sijoittaa energiavarastoja.

Energiavarastojen avulla sähkönjakeluverkon jännitettä voidaan hallita, sillä energiavarasto voi toimia kuten kuormituspiste tai tuotantolaitos, laskien tai nostaen jännitettä.

Suuren pientuotantomäärän aikaan energiavarastoon voidaan varastoida energiaa ja es- tää verkon jännitteiden kasvaminen liian suureksi, mikä myös nostaa jakeluverkon siirtokapasiteettia. Energiavaraston hyödyntäminen suuren sähkönkulutuksen aikaan vä- hentää siirrettävän energian määrää ja siten siirtohäviöitä. Sopivasti mitoitetun ja sijoite- tun energiavaraston avulla suunniteltuja verkkoinvestointeja voidaan siirtää myöhem- mäksi. Verkkoyhtiö ei saa kuitenkaan itse omistaa akkua, sillä se tulkitaan tuotantolai- tokseksi. Koska verkkoyhtiö ei saa omistaa energiavarastoja, ne eivät lisää Energiavi- raston valvontamallin perusteella verkonarvoa, joten ne eivät kasvata verkkoyhtiön saa- maa tuottoa. Verkon vahvistamisella verkonarvoa voidaan kasvattaa, joten se on tällä hetkellä kannattavampi vaihtoehto verkkoyhtiölle. Kalliin hankintainvestoinnin sekä tuot- tamattomuuden takia energiavarastot eivät ole yleisiä sähkönjakeluverkoissa. [31,46]

(31)

4. PIENTUOTANNON MALLINTAMINEN SÄHKÖ- VERKKOON

Tämän työn mallinnuksissa pientuotantomuotona käytetään aurinkovoimaloita, koska Suomessa yleisin pientuotantomuoto on aurinkoenergia. Kuten kappaleessa 2.3.1 mainittiin, myös TSV:n verkossa aurinkoenergia on yleisin pientuotantomuoto. Tyypillinen pientuotantolaitteisto on pieni, muutaman kilowatin aurinkovoimala, joka on asennettu esimerkiksi kiinteistön katolle ja kytketty pienjänniteverkkoon invertterin avulla.

Tampereen Sähköverkko Oy on sähkönjakeluverkkoyhtiö, joka toimii pääosin Tampe- reen alueella. TSV:n verkkoalueen pien- ja keskijänniteverkon kaapelointiasteet ovat kumpikin noin 70 %. TSV:n jakelualue on esitetty kuvassa 9. Kuvassa näkyy TSV:n ja- kelualueen keskijänniteverkko: punaisella värillä maakaapelit ja sinisellä -ilmajohdot. Ku- vasta huomataan, että verkkoalueen eteläosa on hyvin tiiviisti rakennettua sekä lähes täysin maakaapeloitua. Suurin osa pien- ja keskijänniteverkon ilmajohdoista sijaitsevat Tampereen keskustan pohjoispuolella sijaitsevalla, entisen Teiskon kunnan alueella.

Teiskon alue on harvaan asuttua, ja sähkönjakeluverkko on harvempaa kuin kaupunki- alueella. Kuvasta 9 huomataan myös, että TSV:n verkkoalueella on sekä tiheästi asuttua kaupunkiverkkoa että harvaan asutun alueen verkkoa, minkä vuoksi pientuotannon vai- kutusten tarkastelu tehdään usealle eri muuntopiirille. Keskijänniteverkon jännitetarkas- telut tehdään erillään pienjänniteverkon tarkasteluista.

(32)

Kuva 9. TSV:n jakelualue. Kuvassa esitetty keskijännitekaapelit punaisella ja -ilmajohdot sinisellä.

Tässä työssä käytettävät jänniterajat ovat esitetty kootusti taulukossa 2. Taulukon en- simmäisellä rivillä esitetään jänniterajat prosentuaalisina arvoina ja toisella rivillä voltteina. Haja-asutusalueella tarkoitetaan verkkoalueen pohjoisosan pienjänniteverkkoa.

Pienjänniteverkon tarkasteluissa haja-asutusalueella sallitaan suurempi vaihteluväli jän- nitteelle kuin muualla verkossa, koska muu verkko on haja-asutusalueen verkkoa jäy- kempää.

Taulukko 2. Työssä käytettävät jänniterajat prosentteina ja voltteina keskijänniteverkossa sekä pienjänniteverkossa keskusta- ja haja-asutusalueella.

Keskijännite Pienjännite Pienjännite, haja-asutus UN ± 3 % UN ± 4 % UN ± 6 %

19,4–20,6 kV 220,8–239,2 V 216,2–243,8 V

(33)

Työn mallinnukset tehdään Trimble NIS-verkkotietojärjestelmällä (NIS). Pientuotantolait- teistot mallinnetaan muuntopiireihin negatiivisina kulutuspisteinä, jotka lisätään olemassa oleville sähköliittymille. Kulutuspisteille syötettävä parametri on huippupätöteho.

Tästä syystä jännitteensäätö toteutetaan tuotantopisteiden rinnalle lisättävien erillisten loistehopisteiden avulla, jotka ovat olemassa olevien sähköliittymien kanssa samaan liit- tymäpisteeseen lisättyjä uusia sähköliittymiä. Uusien sähköliittymien kulutus perustuu samaan kulutuskäyrään kuin pientuotantoliittymien tuotanto, mutta niiden tehokertoimeksi asetetaan 0,01ind, joka on pienin mahdollinen järjestelmän hyväksymä luku. Kun liittymän tehokertoimeksi on asetettu 0,01ind, loistehopisteiden teho on lähes täysin lois- tehoa. Loisteholiittymän muokkaukset kasvattavat hieman sähköliittymän pätötehon kulutusta, koska loisteholiitymän tehokerroin on 0,01ind. Pätötehokomponentti on kuitenkin merkityksettömän pieni, joten sen vaikutus jätetään tässä tarkastelussa huomiotta.

Mallinnukset aloitetaan keskijänniteverkon tarkasteluilla, jonka jälkeen siirrytään pienjän- niteverkon tarkasteluun, jossa käsitellään erikseen kolme muuntopiiriä eri verkkotyy- peistä. Keskijänniteverkon tarkasteluissa käsitellään yhtä keskijännitejohtolähtöä. Tä- män työn liitteissä (Liite A) on esitetty vuokaavio tämän työn PJ-verkon tarkasteluissa käytettävästä mallinnuksesta. Kuten vuokaaviosta nähdään, mallinnuksen aluksi kaikille sähköliittymille lisätään tuotantopisteet, joiden tehoksi asetetaan 0 kVA. Tutkimuksen alussa jokaisen olemassa olevan sähköliittymän rinnalle lisätään myös uusi loistehopis- tettä kuvaava sähköliittymä, jonka tehoksi asetetaan 0 kVA ja tehokertoimen arvoksi 0,01ind. Tutkimuksen yksinkertaistamiseksi kaikkien pientuotantolaitteistojen oletetaan olevan teholtaan yhtä suuria, ja tuotantokäyrien identtisiä. Toisin sanoen tehoa kasva- tettaessa jokaisen tuotantolaitoksen tehoa kasvatetaan yhtä paljon. Siirtokapasiteetit määritetään iteratiivisesti toistamalla tehonjakolaskentaa ja tehon muokkausta niin kauan, että haluttava tarkkuus on saavutettu. Tässä työssä siirtokapasiteetit määritetään 0,5 kVA:n tarkkuudella liittymää kohden.

Kun alkuperäinen siirtokapasiteetti saadaan määritettyä, valitaan säädössä käytettävä tehokertoimen arvo sekä tuotantolaitosten näennäistehon alkuarvo. Tuotantoliittymille päivitetään näennäistehoa ja tehokerrointa vastaava pätötehon arvo, ja loisteholiittymille loistehon arvo. Kulutuspisteiden tehoksi tulee kuitenkin syöttää pätötehon arvo, koska verkkotietojärjestelmään syötettävä teho on pätötehoa näennäistehon sijaan. Tämän takia loisteholiittymille on laskettava haluttava loistehon määrä käyttäen säädössä käytet- tävää tehokerrointa ja voimalan näennäistehoa. Edelleen verkkotietojärjestelmässä loisteholiittymille syötettävät pätötehot lasketaan käyttäen edellä laskettua loistehon arvoa

(34)

ja liittymille asetettua tehokerrointa 0,01. Kun liittymien tehoa muokataan, tuotantoliittymille sekä loisteholiittymille lasketaan erikseen uudet syötettävät pätötehon arvot, joilla saavutetaan haluttu näennäisteho. Toisin sanoen, tuotantoliittymät muodostavat voimaloiden pätötehokomponentin ja loisteholiittymät loistehokomponentin.

Voimaloiden energiantuotanto perustuu tuotantokäyrään, joka on luotu Tampereen Yli- opiston tutkimusvoimalan vuoden 2018 aurinkosäteilydatan perusteella [21]. NIS:n teho- käyrissä vuosi on jaettu 26 osaan, joista jokainen on kahden viikon mittainen. NIS:n te- hokäyräeditoriin syötettävät parametrit ovat ulkoinen ja sisäinen indeksi, joista ulkoisella indeksillä käyrää voidaan painottaa kahden viikon tarkkuudella. Sisäisellä indeksillä energian jakautumista voidaan muokata vuorokauden tuntien välillä. Tutkimusvoimalan säteilydatasta valittiin ulkoisen indeksin perusteella pienjänniteverkon tarkasteluun kolme vuorokautta kuvaamaan kolmea vuodenaikaa: kevättä, kesää ja syksyä. Datasta nähdään, että talvella aurinko paistaa huomattavasti vähemmän kuin muina vuoden- aikoina. Etenkin sähkölämmitettävien kiinteistöjen sähkönkulutus on myös talvella suurempaa, joten rajoittavin tekijä siirtokapasiteetille löytyy luultavasti tarkasteltavista vuo- denajoista. Näiden huomioiden vuoksi talviajan tarkastelut jätettiin tässä työssä tutki- matta.

Auringon säteilydata vuonna 2018 on esitetty työn liitteissä (Liite B), jossa voidaan nähdä auringon säteilyvoimakkuuden jakautuminen eri vuodenajoille. Datasta saaduista minuu- tin välein mitatuista säteilyvoimakkuuden arvoista laskettiin vuoden jokaisen tunnin sä- teilykeskiarvot. Lasketuista vuoden jokaisen tunnin säteilykeskiarvoista laskettiin edelleen kahden viikon pituisten jaksojen säteilykeskiarvot, joiden säteilyarvoja käytettiin ul- koisten indeksien määrittämisessä. Ulkoiset indeksit, eli toisin sanoen kaksiviikkoisjak- sojen säteilykeskiarvot ovat esitetty kuvassa 10. Työssä tarkasteltavat kaksiviikkoisjak- sot ovat korostettu kuvassa mustalla. Kevääksi valittu kaksiviikkoisjakso on aikaväli 26.3–8.4. Kyseinen jakso valittiin tarkasteluun, koska sen keskimääräinen säteilyvoimak- kuus oli kevään suurin. Kesän kaksiviikkoisjaksoksi valittiin 11. jakso, eli 21.5–3.6 väli- nen ajanjakso, jolloin auringonsäteily oli keskiarvollisesti vuoden aikana voimakkaimmil- laan. Syksyn jaksoksi valittiin vastaavasti 16. jakso, eli 30.7–12.8 välinen aika, jolloin auringonsäteily oli vielä keskiarvollisesti voimakasta.