Akuston hyödyntäminen raken- nuksen sähkötehohuippujen leikkaamisessa
Lauri Perkola
OPINNÄYTETYÖ Huhtikuu 2020
Sähkö- ja automaatiotekniikka Sähkövoimatekniikka
TIIVISTELMÄ
Tampereen ammattikorkeakoulu Sähkö- ja automaatiotekniikka Sähkövoimatekniikka
PERKOLA, LAURI:
Akuston hyödyntäminen rakennuksen sähkötehohuippujen leikkaamisessa Opinnäytetyö 54 sivua, joista liitteitä 3 sivua
Huhtikuu 2020
Opinnäytetyö tehtiin osana SMART CASE NZEB -hanketta, jonka tarkoituksena on tutkia rakennusten energiajärjestelmien optimoitua käyttöä sekä energiava- rastojen hyödyntämistä energiatehokkaissa rakennuksissa. Hankkeen testiym- päristönä toimii TAMKin liikuntahallirakennus. Opinnäytetyön tarkoituksena oli selvittää, kuinka TAMKin liikuntahallirakennukseen sijoitettavaa akustoa olisi jär- kevintä käyttää, kun tavoitteena on tasoittaa sähköverkosta otettuja tehopiikkejä ja varastoida aurinkopaneelien tuottamaa sähköä. Työssä laskettiin myös akus- tolla saavutettujen taloudellisten hyötyjen suuruus.
Opinnäytetyö toteutettiin suurimmaksi osaksi Excelin avulla, sillä työ sisälsi paljon laskentaa ja suuria datamääriä. Aluksi työssä perehdyttiin kysyntäjoustoon ja sen toteutustapoihin sekä sivuttiin energiavarastoja ja sähkön omatuotantoa. Tämän jälkeen perehdyttiin kohderakennuksen energiajärjestelmään ja mietittiin, kuinka akuston ohjauslogiikka olisi järkevintä toteuttaa. Seuraavaksi perehdyttiin kohde- rakennuksen tehodataan vuodelta 2017 ja etsittiin sieltä suurimmat tehohuiput tehohuipunrajoituslaskentaa varten. Huipputehonrajoituslaskelmien jälkeen suunniteltiin kohteeseen sopiva tapa akuston lataamiselle. Lopuksi laskettiin akuston teoreettinen käyttöikä ja akustolla saavutettavat säästöt. Tietolähteinä käytettiin useita kysyntäjoustoon paneutuneita tutkimuksia ja opinnäytetöitä sekä verkkoyhtiöiden siirtohinnastoja.
Tuloksina saatiin laajahko analyysi kohderakennuksen tehoprofiilista sekä siellä syntyvien tehohuippujen ajankohdista, suuruuksista ja syistä. Lisäksi päätettiin alustavasti ohjata akustoa sen omalla ohjauslogiikalla sekä rajoittaa rakennuksen verkosta ottama huipputeho 65 kW:iin. Akuston lataamisesta aurinkosähköllä päätettiin luopua aurinkosähkön tuotannon vähäisyyden vuoksi. Aurinkosähkön sijaan akustoa päätettiin ladata verkosta aina, kun verkosta otettu sähköteho las- kee 45 kW:n alapuolelle. Työssä todettiin myös, ettei akustohankinta nykytilan- teessa ole kannattavaa taloudellisista syistä. Työstä saatuja tuloksia voidaan hyödyntää pienten ja keskisuurten rakennusten akustoilla toteutettavan kysyntä- jouston suunnitteluun sekä rakennuksista saadun tehodatan analysointiin.
Asiasanat: akusto, tehotariffi, huipputeho, kysyntäjousto
ABSTRACT
Tampereen ammattikorkeakoulu
Tampere University of Applied Sciences Degree Programme in Electrical Engineering Electrical Power Engineering
PERKOLA, LAURI:
Utilizing a Battery to Cut Power Peaks in a Building Bachelor's thesis 54 pages, appendices 3 pages April 2020
The thesis was done as part of the SMART CASE NZEB project, which aims to study the optimized use of energy systems in buildings and the utilization of en- ergy storage in energy-efficient buildings. The test environment of the project is TAMK's sports hall building. The purpose of the thesis was to determine what would be the most sensible way to use a battery placed in a building when the goal was to flatten power spikes taken from the electricity grid and store electricity produced by solar panels. The magnitude of the economic benefits achieved by the battery was also calculated.
The thesis was mostly implemented with the help of Excel, as the work involved a relatively great number of calculations and large amounts of data. Initially, the work focused on demand response and methods of implementing it, as well as on energy storages and self-production of electricity. After this, the energy system of the target building was examined, and the most sensible way to implement the battery control logic was studied. Next, the power data collected from the target building in 2017 were examined and the largest power peaks for power peak constraint calculation were searched for. After the calculations, a suitable way to charge the battery was designed for the target building. Finally, the theoretical life of the battery and the savings achieved with the battery were calculated. Several studies and theses focused on demand response and transmission price lists of grid companies were used as data sources.
The results of the work provided a broad analysis of the power profile of the target building and durations, magnitudes and causes of the power peaks that occur there. In addition, a tentative decision was made to control the battery with its own control logic and to limit the peak power taken from the grid to 65 kW. It was decided not to charge the battery with solar electricity due to the low production of solar electricity. Instead of solar electricity, the battery will be charged from the grid whenever the electrical power taken from the grid falls below 45 kW. Accord- ing to the results, the procurement of batteries is not profitable in the current sit- uation for economic reasons. The results can be utilized for the design of demand response with batteries in small and medium-sized buildings and for the analysis of power data obtained from buildings.
Key words: battery, power-based tariff, power peak, demand response
SISÄLLYS
1 JOHDANTO ... 6
2 KYSYNTÄJOUSTO ... 7
2.1 Huipputehot ja niiden rakenne ... 7
2.2 Tekniset ratkaisut ... 10
2.2.1 Kuormanohjaus ... 10
2.2.2 Energiavarastot ... 11
2.3 Kannustimet kuluttajille ... 12
2.3.1 Sähkön spot-hinta ... 12
2.3.2 Tehotariffit ... 14
2.4 Kysyntäjouston haasteet ... 15
3 ENERGIAVARASTOT JA OMATUOTANTO ... 16
3.1 Aurinkosähköjärjestelmät ... 16
3.2 Akustot ... 18
4 TAMKIN L-TALO SMART CASE -HANKKEESSA ... 19
4.1 Smart Case -hanke ... 19
4.2 Energiajärjestelmä ... 20
4.3 Automaatio ja energiankäytön seurantalaitteisto ... 21
4.4 Järjestelmään hankittu akusto ... 21
5 L-TALON KULUTUSPROFIILI ... 23
6 KYSYNTÄJOUSTON TOTEUTUS L-TALOSSA ... 32
6.1 Akuston ohjaus... 32
6.2 Tehopiikkien rajoitus ... 32
6.3 Akuston lataaminen ... 35
6.4 Akuston käyttöikä ... 38
6.5 Säästöt ... 41
7 POHDINTA ... 48
LÄHTEET ... 50
LIITTEET ... 52
Liite 1. Kohderakennuksen pääjohtokaavio ... 52
Liite 2. Excel-funktiot ... 53
LYHENTEET JA TERMIT
BMS Battery Management System, Akuston ohjausjärjes- telmä
AMR Automatic Meter Reading, automaattinen mittarinluenta Tehotariffi Asiakkaan käyttämä huippusähköteho sähkönsiirron
laskutusperusteena
Modbus Yleinen automaatiolaitteiden sarjaliikenneprotokolla
1 JOHDANTO
Maailman siirtyessä entistä vihreämpään energiantuotantoon, lisääntyvät sellai- set tuotantomuodot, joita ei teknisesti voida tai ei taloudellisesti kannata säätää.
Tällaisia ovat esimerkiksi tasaisesti ajettava ydinvoima ja säästä riippuvaiset au- rinko- ja tuulivoima. Sähköntuotannon ja -kulutuksen on kuitenkin oltava joka het- kellä yhtä suuret. Täten ohjattavissa oleva kuormitus tarjoaa edullisen vaihtoeh- don järjestelmän joustavuuden lisäämiseksi sen sijaan, että rakennettaisiin säh- köntuotantoa ainoastaan säätökapasiteetiksi. Tässä työssä paneudutaan raken- nuksessa syntyvien tehopiikkien syihin sekä kysyntäjouston teknisiin ratkaisuihin.
Työ tehtiin yhteistyössä TAMKin kanssa osana Innovaatiorahoituskeskus Busi- ness Finlandin rahoittamaa Study and Test of Smart Control and Storage of Energy for Nearly Zero Energy Buildings (Smart Case NZEB) -tutkimushanketta.
Tutkimushanke on TAMKin ja Munich University of Applied Sciences (MUAS):n yhteinen tutkimushanke, jonka yhteistyötahoina Suomessa toimivat Merus Power Dynamics Oy, Schneider Electric Finland Oy sekä Tampereen Sähkölaitos Oy.
Työn tarkoituksena oli tutkia hankkeen testirakennuksena toimivan TAMKin lii- kuntahallirakennuksen sähkönkulutusprofiilia ja selvittää, kuinka rakennukseen sijoitettavaa 92 kWh akustoa voidaan hyödyntää rakennuksen huipputehojen leikkaamisessa. Lisäksi tavoitteena oli selvittää sopiva ohjaustapa akustolle sekä laskea tehohuippujen tasaamisesta saatavat taloudelliset hyödyt.
2 KYSYNTÄJOUSTO
Tuotannon ja kulutuksen välinen tasapaino on edellytys sähköverkon hyvälaatui- selle toiminnalle. Indikaattorina sähköverkon tehotasapainolle toimii verkon taa- juus, joka poikkeaa nimellisestä 50 Hz:stä, mikäli tuotanto ja kulutus eivät ole tasapainossa. Verkon taajuus laskee, jos sähkön kulutus ylittää sen tuotannon ja vastaavasti päinvastaisessa tilanteessa taajuus nousee. Suomessa hyväksytty toleranssi taajuudelle on ± 0,1 Hz. Sähköverkon taajuutta tarkkaillaankin jatku- vasti samalla, kun sitä säädetään tehoreservien avulla. (Fingrid 2017.)
Perinteisesti sähköverkon joustavuus on toteutettu tuotantoa säätelemällä, mikä onkin ollut järkevää helposti säädettävän vesi- ja lauhdevoiman yleisyyden vuoksi. Perinteisiä lauhdevoimaloita kuitenkin korvataan aurinko-, tuuli- ja jois- sain tapauksissa ydinvoimalla maailman siirtyessä vähäpäästöisempiin energi- antuotantomuotoihin. Näiden voimaloiden säätäminen ei useimmiten teknisistä tai taloudellisista syistä ole järkevää, minkä lisäksi tuotantokapasiteetin sääriip- puvuus kasvaa. Kysyntäjousto on kuitenkin edullinen tapa lisätä sähköverkon joustavuutta. Tällöin tarve erillisille säätövoimaloille vähenee ja samalla sähkö- verkkoa ei tarvitse mitoittaa suurille tehopiikeille.
2.1 Huipputehot ja niiden rakenne
Sähkötehon huippukulutusjaksoja esiintyy sähköverkossa päivittäin. Niiden kesto ja suuruus ovat pitkälti ennustettavissa kuluttajien säännöllisten kulutustottumuk- sien perusteella. Huippukuormituksen aikana verkon taajuus pidetään vakiona huippukuormavoimaloiden avulla. Huippukuormavoimalat ovat yleensä fossiilisia polttoaineita polttavia polttomoottori-, kaasuturbiini-, tai höyryvoimalaitoksia nii- den helpon ja nopean säädettävyyden vuoksi (Aalto ym. 2012, 18). Näin ollen sähköntuotannon hiilidioksidipäästöt kasvavat huippukulutuksen aikana, mikä osaltaan puoltaa kysyntäjouston käyttöönottoa osana päästöjenleikkaustalkoita.
Toistaiseksi vain suurimmat sähkönkuluttajat, tyypillisesti isot teollisuuslaitokset, ovat korkean sähkönkulutuksen aikana vähentäneet kulutustaan. Viime vuosina on kuitenkin herätty pohtimaan myös pienempien kiinteistöjen mahdollisuuksia osallistua kysyntäjoustoon. Asiaa on tutkinut esimerkiksi resurssitehokkaiden sähköjärjestelmien tutkimusta varten perustettu EL-TRAN -konsortio. Suomen tä- hän mennessä suurinta, 7.1.2016 mitattua 15100 MW:n tuntitehohuippua koske- vassa analyysissä arvioitiin, että noin kaksi kolmasosaa tuosta tehopiikistä johtui rakennuskannan kulutuksesta (kuva 1). Tähän on laskettu mukaan myös tuotan- torakennusten sähkölämmitys, valaistus ja talotekniikka. Samalla teollisuuden sähkönkulutus oli tyypillisellä tasollaan. (Heljo ym. 2016, 3−4.)
KUVA 1. Arvio sähkönkulutuksen jakautumisesta 7.1.2016 (Heljo ym. 2016)
Tähän mennessä suurin tehon kulutuksen vaihtelu Suomen sähköverkossa on syntynyt päivätasolla työ- ja lomapäivien välillä, ja vastaavasti vuositasolla erot ovat syntyneet lämpötilan vaihtelusta. Kuviossa 1 havainnollistetaan, kuinka säh- kön kulutus vähenee lomapäivien, tässä tapauksessa joulun ja uudenvuoden, ai- kana. EL-TRANin analyysin mukaan muiden tekijöiden osuus tulee kuitenkin kas- vamaan tulevaisuudessa. Näitä ovat kuluttajien käyttäytymisen muutokset sekä sähköjärjestelmään vaikuttavat päätökset, kuten lämpöpumppujen ja sähköauto- jen käyttöönotto. (Heljo ym. 2016, 5.)
KUVIO 1. Sähkön kulutuksen jakautuminen työ- ja lomapäiville (Fingrid 2020) Sähköautojen laajempi käyttöönotto kasvattaisi hieman paitsi verkon kuormi- tusta, myös siinä esiintyviä kulutushuippuja. Vaikka yleisesti ottaen sähköautojen vaikutukset olisivat melko maltillisia, lisääntynyt sähköenergian kulutus voisi li- sätä tarvetta kysyntäjoustolle. Lisäksi autojen latauksen ohjauslogiikka vaikuttaa huomattavasti verkon kuormituksiin. Sähköautojen lataus on periaatteessa mah- dollista toteuttaa siten, ettei sillä ole vaikutusta verkon huipputehoihin, mikäli la- tauksen ohjaus tapahtuu verkon kuormituksen mukaan. Järventaustan ym. mu- kaan sähköautojen älykäs lataus onkin yksi keskeisistä joustoresursseista tule- vaisuudessa. (Järventausta ym. 2015, 181-184, 206.)
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000
16.12.2019 21.12.2019 26.12.2019 31.12.2019 05.01.2020 10.01.2020 15.01.2020 20.01.2020
MWh/h
Sähkön kulutus Suomessa 16.12.2019 - 20.01.2020
2.2 Tekniset ratkaisut
Sähköverkosta otetun sähkön kulutuksessa voidaan joustaa kolmella tapaa: säh- könkulutus on mahdollista katkaista kokonaan, kulutettava sähkö voidaan ottaa eri lähteestä, tai sähkön kulutus voidaan siirtää myöhemmäksi (THEMA Consul- ting Group 2014, 19). Esimerkiksi kiinteistöjen lämmitys ja jäähdytys ovat kuor- mia, jotka voidaan hetkellisesti sammuttaa ilman, että olosuhteet kiinteistössä juuri muuttuvat. Vaihtoehtoinen sähkötehon lähde voisi olla esimerkiksi diesel- generaattori tai kiinteistön aurinkopaneeli. Lisäksi sähkönkulutusta voidaan siir- tää energiavarastolla, esimerkiksi akustolla tai lämminvesivaraajalla.
2.2.1 Kuormanohjaus
Kiinteistöissä joustopotentiaalit riippuvat kiinteistötyypistä ja ajankohdasta, mutta myös kuormanohjauksen vaikutuksista (Järventausta ym. 2015, 88). Sähköläm- mitys on suuren tehontarpeen vuoksi suurimpia joustopotentiaaleja, mutta läm- mityskauden ulkopuolella sen potentiaali ainakin asuinrakennuksissa on lähes olematon. Tämän vuoksi koko joustokapasiteetin ei kannata olla samantyyppistä, vaikka suurin tarve joustolle onkin normaalitilanteessa lämmityskaudella, jolloin energiaa kuluu enemmän. Luoman (2015) mukaan kiinteistön kuluttamaa sähkö- tehoa voidaan huippukulutuksen aikaan vähentää lämmityksen lisäksi paitsi jääh- dytyksestä, mutta suuremmissa rakennuksissa, kuten toimistoissa, liiketiloissa ja kouluissa, voidaan tiputtaa myös ilmanvaihdon ja valaistuksen tehoa. Ilmanvaih- don soveltuvuuteen kysyntäjoustossa vaikuttaa kuitenkin huomattavasti ilman- vaihtojärjestelmän toteutustapa sekä se, millaisia tiloja ilmanvaihto palvelee. Va- laistuksen hyödyntäminen huipputehojen leikkaamisessa taas vaatii nykyaikai- sen valaistuksen ohjausjärjestelmän, mikäli tehon vähentäminen halutaan tehdä huomaamattomasti. (Luoma 2015, 61−63.)
Kiinteistön kuormien ohjaus voidaan toteuttaa eri tavoilla. Ohjaukseen voidaan käyttää joko releohjauksella varustettua etäluettavaa energiamittaria (AMR) tai rakennusautomaatiojärjestelmää. Vielä ei ole olemassa standardoitua toiminta- tapaa, mutta mahdollisuuksia on useita. Esimerkiksi energiamittarin etäohjatta- vaa relettä voidaan käyttää joko suoraan kuorman ohjaamiseen, ohjauskäskynä
rakennuksen automaatiojärjestelmälle tai yksittäiselle älykkäälle laitteelle. Asuin- kiinteistöissä on käytössä vain vähän automaatioratkaisuja, joten niissä kuor- manohjaus olisi luontevaa toteuttaa suoraan mittarin ohjausreleellä tai erillisellä, tarkoitusta varten asennetulla ohjausjärjestelmällä. Suuremmissa toimitilakiin- teistöissä yms. sen sijaan on laajalti käytössä rakennusautomaatiojärjestelmät, joita olisi luontevinta käyttää kuormanohjaukseen. Oleellinen asia kysyntäjouston toteutuksessa ei silti niinkään ole se, miten ohjaussignaalia välitetään kuluttajalle, vaan se, miten kiinteistön kuormia ohjataan signaalin perusteella. Suomessa AMR -mittarien käyttö signaalin välityksessä olisi taloudellisesti järkevä vaihto- ehto, sillä maassamme lähes kaikilla kuluttajilla on tämäntyyppinen mittari. (Jär- ventausta ym. 2015, 19−22.)
2.2.2 Energiavarastot
Energiavarastot ovat tärkeässä roolissa kysyntäjouston toteutuksessa, sillä niillä voidaan siirtää sähkönkulutuksen ajankohtaa. Sähköllä voidaan ladata akustoa tai lämmittää vettä lämminvesivaraajassa silloin, kun energiankulutus on vähäi- sempää. Koskelan ym. (2018) mukaan akuston hankkiminen puhtaasti kysyntä- joustoa varten ei kuitenkaan ole kannattavaa, ainakaan ilman sähköverkkoyhtiön tarjoamia tehotariffeja. Tehotariffeilla voidaan kuitenkin nostaa akuston kannatta- vuutta. (Koskela ym. 2018, 9.) Akustojen ja lämminvesivaraajien lisäksi raken- nukset itsessään toimivat lämpöenergiavarastoina, jolloin lämmitys voidaan het- kellisesti sammuttaa kulutushuippujen ajaksi ilman tuntuvaa muutosta rakennuk- sen sisälämpötilassa. Rakennuksen toiminta energiavarastona riippuu rakennuk- sen lämmöneristävyydestä.
2.3 Kannustimet kuluttajille
Jotta kuluttajat saadaan kiinnostumaan kysyntäjoustoon osallistumisesta, siitä on tehtävä kuluttajan silmissä houkuttelevaa. Käytännössä paras keino lienee talou- delliset kannustimet, jolloin kuluttaja hyötyy taloudellisesti suostuessaan vähen- tämään sähkönkulutustaan huippukulutuksen aikana. Kannustimet täytyy suun- nitella siten, että ne paitsi kattavat kuluttajan mahdolliset alkuinvestoinnit, mutta myös tuottavat riittävästi voittoa kuluttajalle, jotta osallistuminen nähdään mielek- käänä.
2.3.1 Sähkön spot-hinta
Sähköenergian hinta määräytyy sähköpörssissä kysynnän ja tarjonnan lakien mukaisesti. Hinta muuttuu tunneittain, ja päivän tuntihinnat ilmoitetaan edellisenä päivänä. Koska sähkön hinta määräytyy sähköntuotannon ja -kulutuksen mu- kaan, se vaihtelee vuorokauden aikana huomattavasti. Öisin, kun sähkönkulutus on pienimmillään, myös sen hinta on matalalla. Vastaavasti se on kalleinta aa- muisin ja iltapäivisin. Sähköenergian pörssihinnan vaihtelua on havainnollistettu kuviossa 2.
KUVIO 2. Sähköenergian tuntihinnan vaihtelu 24.2 - 2.3.2020 (Vattenfall 2020)
Sähkön tuntihinnan päiväkohtaista vaihtelua on tarkasteltu tarkemmin kuviossa 3. Kuviossa on laskettu jokaisen vuorokauden tunnin keskihinta ajalta 24.2. - 2.3.2020. Se havainnollistaa, kuinka sähkön hinta on suurimmillaan aamuisin ja iltaisin ja laskee pienimmilleen yön ajaksi.
KUVIO 3. Sähkön tuntihintojen keskiarvot ajalta 24.2 - 2.3.2020 (Nord Pool 2020) Asiakkaita voidaan kannustaa kysyntäjoustoon osallistumiseen spot-hintaan pe- rustuvalla sähkön hinnoittelulla (Järventausta ym. 2015, 35). Tällöin kuluttajalle on taloudellisempaa käyttää sähköä silloin, kun tuotantoa on reilusti kulutukseen nähden ja sähkö on halpaa. Vastaavasti sähkö on kalliimpaa silloin, kun kulutusta on paljon tuotantoon nähden. Korkea hinta todennäköisesti hillitsee kuluttajien sähkön käyttöä, joka puolestaan pienentää tehohuippuja. Kirjoitushetkellä mark- kinoilla tosin ei juuri ollut järjestelmiä, jotka kykenisivät automaattisesti säätä- mään rakennuksen tehontarvetta spot-hintaan perustuen. Näin ollen kuluttajat joutuvat ohjaamaan manuaalisesti sähkölaitteitaan, joka on paitsi työlästä, mutta myös epäoptimaalista järjestelmän toiminnan sekä rahallisten säästöjen kan- nalta. Tämä osaltaan heikentää spottihintaisen sähkön houkuttelevuutta kulutta- jien silmissä.
0 1 2 3 4 5 6
0.00 3.00 6.00 9.00 12.00 15.00 18.00 21.00 0.00
snt/kWh
Sähkön tuntihinnan keskiarvo 24.2.-2.3.2020
2.3.2 Tehotariffit
Sähkön kokonaishinta koostuu sähköenergian hinnasta, sähkönsiirron hinnasta sekä sähkö- ja arvonlisäveroista. Sähkönsiirtomaksu maksetaan paikallisen säh- köverkon haltijalle ja pienkuluttajilla se sisältää kiinteän perusmaksun sekä ener- gian siirtomaksun, joka määräytyy kulutetun sähköenergian mukaan. Sähköener- gia puolestaan voidaan ostaa miltä tahansa Suomessa sähköä myyvältä yrityk- seltä, ja sen hinta sisältää kiinteän perusmaksun sekä energiankulutusperustei- sen maksun. Siirtohintaan voidaan kuitenkin sisällyttää tehotariffi, jolloin huomi- oidaan kulutetun energian lisäksi huipputeho, jolla energiaa on kulutettu. Huippu- teho määritellään vuoden suurimman keskituntitehon mukaan, mutta sen tar- kempi määrittelytapa riippuu hieman verkkoyhtiöstä. Esimerkiksi Helenin asiak- kaille, joiden pääsulakekoko on korkeintaan 3x80 A, on tarjolla Aikasiirto-tuote, jonka tehomaksu määräytyy joka kuukauden kolmanneksi suurimman tuntikeski- tehon mukaan (Helen 2018). Vastaavasti Lahti Energian yleissiirron (korkeintaan 3x50 A) tehomaksu määräytyy edellisen 12 kuukauden suurimman tuntikeskite- hon mukaan (LE-Sähköverkko Oy 2019).
Tehopohjainen hinnoittelu voidaan nähdä edellytyksenä spot-hintoihin perustu- valle kulutuksen ohjaukselle. Tehokomponentti rajoittaa kulutushuippuja halvan sähkön aikana, jolloin kuluttajan markkinahintaan perustuvalla ohjauksella saa- vuttamaa hyötyä ei menetetä kasvaneen verkon kapasiteettitarpeen myötä nous- seiden siirtohintojen vuoksi. (Järventausta ym. 2015, 35.) Tehokomponentissa on mahdollisesti huomioitava myös kesä- ja talviaika, sillä sähkönkulutus ja mahdol- lisuudet kulutushuippujen leikkaamiseen laskevat lämmitystarpeen vähentyessä.
Suurimmassa osassa pienjännitetehonsiirtotuotteista onkin eri energiahinta joko talvi- ja kesäpäiville, tai päivä- ja yöajalle. Monella sähköverkkoyhtiöllä on huomi- oitu vuoden- tai vuorokaudenaika myös huipputehojen määrittelyssä. Esimerkiksi Helen huomioi tehomaksussa öisin mitatuista kulutushuipuista 80 % (Helen 2018).
2.4 Kysyntäjouston haasteet
Useimmat esteet ja haasteet kysyntäjouston soveltamiselle ovat joko taloudellisia tai poliittisia. Kysyntäjouston tulisi olla niin kannattavaa kaikille osallistuville osa- puolille, että joustoon osallistuminen nähtäisiin houkuttelevana. Myöskään sää- döksissä, jotka ovat edellytyksenä kysyntäjoustolle, ei ole huomioitu kysyntäjous- toa. Lisäksi AMR -mittareiden releohjausominaisuudesta huolimatta kuormia ei välttämättä pystytä ohjaamaan, sillä vaikka lain mukaan mittarissa on oltava rele, se ei edellytä kytkemään kuormaa releellä ohjattavaksi. Myöskään keskuksissa ja sisäasennuksissa ei yleensä ole kuormanohjauksessa tarvittavia johdotuksia.
Lisäksi ongelmaksi muodostuu kuorman poiskytkennän todentaminen, sillä asi- akkaan laitteista ei yleensä ole saatavilla tilatietoa. (Järventausta ym. 2015, 37−38.)
Hintaperusteinen kuormanohjaus voi lisäksi aiheuttaa paikallisesti uusia, entistä suurempia tehopiikkejä useiden sähkönkuluttajien lisätessä kulutustaan halvan sähkön aikana (THEMA Consulting Group 2014, 39). Tämän vuoksi onkin erityi- sen tärkeää ottaa käyttöön myös tehotariffi kuluttajien huipputehojen rajoitta- miseksi, jos kysyntäjoustoa toteutetaan laajamittaisesti.
3 ENERGIAVARASTOT JA OMATUOTANTO
Useiden maiden pyrkiessä vähentämään kasvihuonepäästöjänsä, kasvaa sa- malla tarve vähäpäästöisemmille energiantuotantomuodoille. Energiantuotannon päästövähennyksillä onkin merkittävät vaikutukset, sillä Euroopan parlamentin mukaan EU-maiden vuonna 2017 tuottamista kasvihuonepäästöistä peräti 80,7
% johtui energiantuotannosta ja liikenteestä. Liikenteen osuus tästä 80,7 %:sta oli noin kolmannes. (Euroopan parlamentti 2018.) Erilaiset energiavarastot ovat suuressa roolissa puhtaampien energiantuotantomuotojen käyttöönotossa, sillä useimmat uusiutuvan energian lähteistä eivät tuota tehoa tasaisesti. Tässä opin- näytetyössä uusiutuvista energiantuotantomenetelmistä keskitytään aurinkosäh- kön tuotantoon hankkeen testiympäristössä käytössä olevien aurinkopaneelien vuoksi.
3.1 Aurinkosähköjärjestelmät
Aurinkosähköä tuotetaan muuntamalla aurinkokennoilla auringonsäteilyä sähkö- energiaksi. Pohjimmiltaan aurinkokenno on puolijohdediodi, jonka PN-liitoksen P- ja N-puolien välinen tyhjennysalue on suuri. Tyhjennysalueen altistuessa valolle, se saa aikaan sähkövirran PN-liitokseen. (Häberlin 2012, 86−87.)
Aurinkosähkön tuotannolle on ominaista sääriippuvuus, sillä ilman auringonsätei- lyä ei synny myöskään sähkövirtaa PN-liitokseen. Näin ollen sähköntuotantoon vaikuttavat etäisyys päiväntasaajalta, vuoden- ja vuorokaudenaika, pilvisyys ja muut mahdolliset esteet auringon ja aurinkokennon välissä. Lisäksi tuotetun säh- köenergian määrään vaikuttaa auringon ja aurinkokennon välissä oleva ilma- määrä, sillä ilmakehässä kulkiessaan auringon sähkömagneettinen säteily luo- vuttaa energiaansa ilmakehän molekyyleille. Näin auringon paistaessa matalalta, aurinkosähkön tuotanto on pienempää, kuin auringon ollessa korkeammalla. Sa- moin merenpintaan nähden korkealle asennettu aurinkopaneeli tuottaa enem- män sähköä, kuin lähelle merenpintaa asennettu vastaava paneeli.
Suomen olosuhteissa aurinkopaneeli tuottaa parhaiten kesän aurinkoisina päi- vinä. Kuviossa 4 on esitetty nimellisteholtaan 1 W aurinkosähkövoimalan keski- määräistä yhden vuorokauden energiantuotantoa vuoden ajalta. Kuviossa on esi- tetty palkeilla mittausdata vuodelta 2007, jota verrataan viivalla kuvattuun pidem- män aikavälin keskiarvoon. Kuviosta havaitaan, että energiantuotanto nousee hy- välle tasolle jo aikaisin keväällä ja on suurimmillaan loppukevään ja alkukesän kuukausina. Tämä johtuu loppukesään nähden kevään viileämmästä lämpöti- lasta, joka parantaa aurinkopaneelien hyötysuhdetta (Häberlin 2012, 101).
KUVIO 4. Nimellisteholtaan 1 W aurinkosähkövoimalan tuottama keskimääräinen vuorokausienergia (Korpela 2016, 6)
Suomessa aurinkosähkön omatuotanto on nykytilanteessa kannattavinta mitoit- taa siten, että kaikki tuotettu sähkö käytetään itse. Omaa sähköntuotantoa voi halutessaan myydä sähköverkkoon, mutta se ei ainakaan opinnäytetyön kirjoi- tushetkellä ollut kannattavaa. (Auvinen & Jalas 2017.)
3.2 Akustot
Kuten aiemmin mainittiin, uusiutuvien energianlähteiden sääriippuvuuden vuoksi tarve erilaisille energian varastointijärjestelmille kasvaa. Energiaa voidaan varas- toida useilla tavoilla lämpönä, kemiallisena energiana tai liike- ja potentiaaliener- giana. Tässä opinnäytetyössä keskitytään kuitenkin ainoastaan akustoihin ener- giavarastoina hankkeen testiympäristöön hankitun akuston vuoksi.
Akkuun varastoidaan sähköenergiaa sähkökemiallisessa muodossa. Akku koos- tuu anodista ja katodista sekä väliaineesta, eli elektrolyytistä. Akun toiminta pe- rustuu anodin ja katodin elektrolyyttirajapinnan hapettumis-pelkistymisreaktioi- hin. Akun purkautuessa anodilta vapautuu hapettumisen yhteydessä elektroneja, jotka kulkeutuvat ulkoisen piirin kautta positiivisesti varautuneelle katodille aiheut- taen pelkistymisreaktion. Reaktiossa vapautuneiden elektronien liike aiheuttaa sähkövirran. Akkua ladattaessa reaktiot tapahtuvat päinvastaisessa suunnassa.
(Häberlin 2012, 227.)
Elektrolyytin sekä elektrodien, eli anodin ja katodin, materiaali riippuu akkukemi- asta. Yleisimmät akkukemiat ovat lyijy, nikkelikadmium (NiCd), nikkelimetallihyb- ridi (Ni-MH), litiumioni (Li-ion), litiumpolymeeri (Li-Po) ja litium-rautafosfaatti (Li- FePO4). Näistä litiumpohjaisilla akkukemioilla saavutetaan suurimmat energiati- heydet. Vastaavasti lyijyakut kestävät ylilatausta parhaiten sekä purkautuvat it- sestään hitaimmin. (Kularatna 2015, 29, 37.) Näistä syistä litiumakkuja käytetään kannettavissa laitteissa, kuten kännyköissä. Lyijyakut taas soveltuvat autojen käynnistysakuiksi edullisen hintansa ja hitaan itsepurkautumisen vuoksi.
Akun purkaus- tai latausvirran suhdetta akun kokonaiskapasiteettiin kuvataan C- arvolla. Esimerkiksi 1C 1 kAh akulla tarkoittaa, että akkua ladataan tai puretaan maksimissaan 1 kA virralla. Vastaavasti samassa tilanteessa 2C tarkoittaisi 2 kA virtaa, 0,5C tarkoittaisi 0,5 kA virtaa ja niin edelleen. (Kularatna 2015, 32.)
4 TAMKIN L-TALO SMART CASE -HANKKEESSA
Opinnäytetyön tutkimuskohteena oli TAMKin L-talo (kuva 2), jossa on liikunta- halli, kunto- ja monitoimisali sekä sauna- ja pesutilat. Lisäksi rakennuksessa si- jaitsee Tampereen ammattikorkeakoulun opiskelijakunnan tilat. Rakennus on sa- neerattu vuonna 2016, jonka yhteydessä rakennettiin noin 1230 m2 laajen- nusosa. Yhteensä rakennuksen kerrosala on 2366 m2. Saneerauksen yhtey- dessä rakennukseen on asennettu nykyaikainen talotekniikkalaitteisto, jonka avulla pystytään demonstroimaan erilaisia energiankäyttötilanteita. Lisäksi ener- giankäytön seuranta on huomioitu tyypillistä rakennusta paremmin.
KUVA 2. TAMKin L-talo (Pihlajamaa 2016)
4.1 Smart Case -hanke
SMART CASE NZEB -tutkimushanke (lyhenne sanoista Study and Test of Smart Control and Storage of Energy for Nearly Zero Energy Buildings) on Innovaatiora- hoituskeskus Business Finlandin rahoittama tutkimushanke, jonka tarkoitus on tutkia rakennusten energiajärjestelmien optimoitua käyttöä sekä energiavarasto- jen hyödyntämistä energiatehokkaissa rakennuksissa. Tutkimushankkeessa ovat mukana seuraavat yhteistyöyritykset: Merus Power Dynamics Oy, Schneider Electric Finland Oy ja Tampereen sähkölaitos Oy. Tutkimusta suorittavat tahot
ovat Tampereen ammattikorkeakoulu sekä saksalainen Munich University of Ap- plied Sciences, jolla on hankkeelle oma saksalainen rahoitus.
Monesti rakennusten energiatehokkuutta ja uusiutuvien energianlähteiden käyt- töä lisäävät ratkaisut eivät rakennukseen asennettuina toimi keskenään optimaa- lisella tavalla. Hankkeen tarkoituksena onkin luoda uutta osaamista ja toiminta- malleja erilaisten energiajärjestelmäratkaisuiden yhteiskäytön energiataloudelli- seen ja resurssitehokkaaseen optimointiin.
Hankkeessa tutkitaan myös energiavarastojen käyttöä sääriippuvan sähköntuo- tannon tuotantotehon tasaamisessa. Lisäksi kartoitetaan energiavarastojen po- tentiaalia kiinteistön sähkönkulutuspiikkien tasaamisessa sekä mahdollisuutta toimia osana energianjakelun kysyntäjoustoa. Suomessa hankkeen testausym- päristönä toimii TAMKin L-rakennus.
Rakennus on kytketty TAMKin sähköverkkoon, eli se liittyy verkkoyhtiön sähkö- verkkoon TAMKin päämuuntajan kautta. Tässä työssä rakennusta kuitenkin kä- sitellään omana sähköliittymänään hankkeen kannalta oleellisten tulosten saa- miseksi, sillä hankkeen tarkoituksena on tutkia nimenomaan yksittäisten pienem- män kokoluokan rakennusten sähköjärjestelmiä.
4.2 Energiajärjestelmä
Rakennukseen vuonna 2016 tehdyssä saneerauksessa rakennukseen on asen- nettu varastointimahdollisuudella varustettu maalämpöjärjestelmä, aurin- kosähkö- ja aurinkolämpöjärjestelmä sekä ilmastointijärjestelmä. Lisäksi raken- nus on liitetty TAMKin alueelliseen kaukolämpöjärjestelmään.
Rakennuksen katolle on asennettu nimellisteholtaan 15 kW:n aurinkosähköjär- jestelmä, joka koostuu 55:stä aurinkopaneelista. Järjestelmä on kytketty raken- nuksen energianmittausjärjestelmään, jolla voidaan tarkastella tuotetun aurin- kosähkön määrää.
Hankkeen aikana rakennuksen energiajärjestelmää laajennetaan ainakin sähkö- energiavarastoilla sekä olemassa olevan maalämpöjärjestelmän rinnalle asen- nettavalla lämpöenergiavaraston ja lämpöpumpun yhdistelmällä. Lisäksi raken- nusta itseään voidaan pitää lämpöenergiavarastona, rakennukseen asennettujen lämminvesivaraajien lisäksi.
4.3 Automaatio ja energiankäytön seurantalaitteisto
Rakennukseen on saneerauksen yhteydessä asennettu Schneider Electricin ra- kennusautomaatio- sekä energianmittausjärjestelmä, jotka ovat yhteydessä toi- siinsa Modbus-väylällä. Rakennusautomaatiojärjestelmä koostuu kahdesta val- vonta-alakeskuksesta (VAK) ja sen tehtävänä on ohjata rakennuksen LVI-järjes- telmiä. Lisäksi se ohjaa ulko-ovien lukkoja, saunan päälläoloaikaa ja lämpötilaa sekä mittaa veden kulutusta. Rakennuksen valaistusautomatiikasta vastaa Hel- varin Dali-valaistuksenohjausjärjestelmä.
4.4 Järjestelmään hankittu akusto
Akusto hankittiin järjestelmään sähköenergiavarastoksi. Sen pääasiallisina käyt- tötarkoituksina on varastoida rakennuksen oman aurinkosähköjärjestelmän tuot- tamaa energiaa, tasoittaa verkosta otettavia tehopiikkejä sekä toimia osana opti- moitua energiajärjestelmää. Akuston mitoitus on tehty L-talon 15 kW:n aurin- kosähköjärjestelmän ehdoilla. Tampereella suurin päivittäinen tuotanto on noin 6 h x Pn, jossa Pn on aurinkovoimalan nimellisteho. Tällöin päivittäinen sähkön- tuotanto Tampereella olisi 90 kWh.
Hankeryhmä tilasi Merus Powerilta järjestelmän akustoksi NiMnCo -akkukemiaan perustuvan Li-Ion-akuston. Akkukemian hyviä puolia ovat muun muassa sen edullisuus, hidas itsepurkautuminen sekä korkea C-arvo (Accutronics 2020). Jär- jestelmän tekniset tiedot on listattu taulukkoon 1. Akuston hankintahinta oli 27 800 €.
TAULUKKO 1. Akuston tekniset tiedot
Nimellinen energiakapasiteetti 92 kWh (82 kWh 1C)
Maksimi latausteho 2C = 184 kW
Maksimi purkausteho 2C = 184 kW
Minimi DC-jännite 588 V
Maksimi DC-jännite 823 V
Syklikesto (eliniän lopussa kapasiteetti 68 %) 3900 sykliä
Akkuräkki koostuu useasta sarjaankytketystä akkumoduulista, joiden lukumäärä riippuu halutusta DC-jännitteestä. Lisäksi räkki sisältää itsenäisesti toimivan akuston suojaus-, ohjaus- ja seurantaelektroniikan (BMS, battery management system). BMS-järjestelmän kommunikaatiossa käytetään CAN 2.0B- sekä Mod- bus TCP -protokollia. BMS-järjestelmän tehtävänä on käynnistys- ja pysäytys- sekvenssien hallinta, akun lataus- ja purkausvirtojen rajoittaminen akun suojaa- miseksi sekä moduulien välisen varaustason tasapainottaminen. Lisäksi järjes- telmä valvoo akuston komponenttien varausasteita, jännitteitä sekä lämpötiloja.
5 L-TALON KULUTUSPROFIILI
Esimerkkirakennuksen sähkönkulutusdata oli saatavilla työtä varten rakennuk- sen energianmittausjärjestelmästä 15 minuutin tarkkuudella vuodelta 2017.
Tässä luvussa olevia kuvaajia tarkasteltaessa tulee huomioida, että mittausda- tassa oli aukko 29.3.2017 - 26.4.2017 välisenä aikana. Tämä aiheuttaa vääristy- mää lähinnä koko vuoden kattaviin kuvaajiin, joissa vaaka-akselilla on vuoden tunnit.
Rakennuksessa oli useita energiamittareita, jotka on sijainteineen merkitty tau- lukkoon 2. Jokaisessa keskuksessa on koje- ym. mittareiden lisäksi kokonaisku- lutusmittarit, jotka mittaavat keskuksen kokonaiskulutusta. Keskusten sijainnit on esitetty liitteessä 1. Pääkeskuksen energiamittarit eivät kuitenkaan mittaa ryhmä- keskusten kulutusta, vaikka pääkeskus niitä syöttääkin. Rakennuksen kokonais- kulutus onkin laskettu summaamalla kaikkien keskusten energiankulutusdata yh- teen Excelissä.
TAULUKKO 2. Kohderakennuksen keskukset ja niiden energiamittarit Tunnus Alue Mittarit
PK/KK-1.1 Pääkeskus Kokonaiskulutus Valaistus
LVI
RK-IV1.1 Ilmanvaihto Kokonaiskulutus Aurinkoenergia
KK-1.2 1. krs Kokonaiskulutus
Valaistus Koje
KK-1.3 2. krs Kokonaiskulutus
Valaistus Koje
RK-VSS1.4 Kellari Kokonaiskulutus Valaistus
Aluksi laskettiin tehodatan perusteella keskuskohtaiset keski- ja huipputehot, jotta saatiin kartoitettua tehopiikkien aiheuttajia. Keskusten keski- ja huipputehoja on vertailtu taulukossa 3. Kaikkien, paitsi RK-IV1.1:n keski- ja huipputehot poh- jautuvat koko vuoden dataan. IV-keskuksen tehoja on tarkasteltu ainoastaan tammikuulta 2017, koska keskuksesta oli saatavilla tehodataa ainoastaan koko keskukselta ja aurinkosähköjärjestelmältä. Energiamittarit oli kytketty siten, että aurinkosähköjärjestelmän tuotanto sisältyy keskuksen kokonaiskulutukseen. Tä- män vuoksi kulutus on energiamittarin mukaan hyvin pientä tai negatiivista (=kes- kus syöttää tehoa kiinteistön muille keskuksille) aurinkoisina päivinä, kun aurin- kosähköjärjestelmä tuottaa sähköä. Tarkastelujaksoksi valittiinkin ajankohta, jol- loin aurinkovoimalan kulutus on ollut lähestulkoon nollassa.
TAULUKKO 3. Keskusten keski- ja huipputehot vuoden 2017 ja IV-keskuksen tehot tammikuun 2017 ajalta
Keskus Keskiteho Huipputeho
kVA kW kVA kW
Koko rakennus 33,170 29,639 90,671 86,407
PK/KK-1.1 16,025 14,718 41,620 38,758
RK-IV1.1 8,802 8,130 16,805 15,761
KK-1.2 1,518 1,168 6,411 6,303
KK-1.3 7,361 6,675 34,084 34,004
RK-VSS1.4 0,085 0,025 0,310 0,283
Taulukosta huomataan, että suurimmat 15 minuutin huipputehot ovat keskuksilla PK/KK-1.1 ja KK-1.3. Pääkeskuksella on kuitenkin myös suurempi vuosikeski- teho kuin KK-1.3:lla. KK-1.3:n pätötehohuippu onkin noin viisinkertainen keski- määräiseen pätötehoon verrattuna, kun pääkeskuksen tehohuippu on noin 2,6- kertainen keskitehoon nähden. Keskuksella KK-1.2 on suurin huipputeho suh- teessa keskitehoon, mutta sen tehohuippu on kuitenkin pieni verrattuna PK/KK- 1.1:een ja KK-1.3:een.
Suurin sähkönkulutus on keskuksella PK/KK-1.1, joka syöttää rakennuksen läm- mitysjärjestelmää. Lämmityksen suurimmat kulutuspisteet ovat maalämpöpum- put ja varaajat, joiden yhteenlaskettu nimellispätoteho on 39,6 kW. Näin ollen keskuksen sähkönkulutus riippuukin melko pitkälti ulkolämpötilasta. Tätä on ha- vainnollistettu kuviossa 5, jossa on verrattu keskuksen tammikuun ja heinäkuun tehontarvetta yhden viikon osalta. Kuviosta nähdään, kuinka kesällä keskuksen teho laskee huomattavasti talven tehoa pienemmäksi.
KUVIO 5. Keskuksen PK/KK-1.1 pätötehot ajalta 16.1.2017 - 22.1.2017 ja 10.7.2017 - 16.7.2017
Ma klo 00.00 Su klo 23.45
Suurin huippu- ja keskitehon erotus on saunan kiuasta syöttävällä keskuksella KK-1.3. Kiukaan lisäksi keskukseen on kytketty joitain valaisimia, verhomootto- reita sekä yläkerran pukuhuoneiden siivouspistorasioita ja monitoimisalin av-lait- teiden pistorasioita. Näin ollen kiuas on keskuksen ylivoimaisesti suurin kulutus- piste, joten sen käyttö määrittelee hyvin pitkälti koko keskuksen tehontarpeen.
Kiukaan osuus keskuksen sähkönkulutuksesta on esitetty kuviossa 6, jossa sini- nen alue kuvaa keskuksen kokonaiskulutusta ja oranssi kulutusta ilman kiuasta.
KUVIO 6. Keskuksen KK-1.3 sähkönkulutus vuodelta 2017
Viikkotasolla kiukaan käytön vaikutusta sähkönkulutukseen on havainnollistettu kuviossa 7. Tarkastelujakso kuviossa on maanantaista 16.1. sunnuntaihin 22.1.
asti. Kuviosta huomataan, että viikonpäivillä ei juurikaan ole vaikutusta kiukaan käyttöön. Kiukaan käyttö ajoittuu iltapäivästä myöhään iltaan, ja se on säännöl- listä kello-ohjauksen vuoksi. Tämän vuoksi kiuas on potentiaalinen kohde kysyn- täjoustolle ympäri vuoden.
KUVIO 7. Keskuksen KK-1.3 15 minuutin keskipätötehot ajalta 16.1.2017 - 22.1.2017
Kolmas suurempi sähkön kuluttaja on IV-konehuoneen ryhmäkeskus RK-IV1.1.
Keskus syöttää ilmanvaihtokoneiden puhaltimia, joten sen kuormitus on tasai- sempaa kuin KK-1.3:lla ja PK/KK-1.1:llä. Tämä voidaan todeta vertaamalla tau- lukosta 3 keski- ja huipputehoja keskenään. Kuormitusta viikkotasolla havainnol- listetaan kuviossa 8, jossa on esitetty keskuksen pätötehot maanantaista 16.1.
sunnuntaihin 22.1. asti. Kuviosta huomataan tehontarpeen olevan rakennuksen käyttöaikoina varsin tasaista, joskin se kohoaa iltaa kohden. Tällöin liikuntahallilla on enemmän käyttäjiä, joten ilmanvaihtokoneetkin toimivat suuremmalla teholla.
Samasta syystä viikonloppuna kulutus on ollut pienempää.
KUVIO 8. Keskuksen RK-IV pätötehot ajalta 16.1.2017 - 22.1.2017
Kaksi muuta ryhmäkeskusta syöttävät lähinnä valaisimia ja pistorasioita, joten niiden kuormitus on pientä. Varsinkin kellarin keskuksen RK-VSS1.4 kuormitus on todella pieni alle 300 W huipputehollaan. Keskus syöttääkin ainoastaan kella- rissa sijaitsevia väestönsuojaa sekä varastoa, joiden käyttö on vähäisempää kuin yleisten tilojen. Keskuksen KK-1.2 tehot ovat hieman suuremmat kuin kellarin keskuksella, mutta muihin keskuksiin verrattuna kuitenkin aika pienet.
Kuvioista 7 ja 8 huomataan, että keskusten RK-IV ja KK-1.3 päivän huippukulutus osuu molemmilla iltapäivälle, jolloin tiloissa on enemmän käyttäjiä. Kuviossa 9 kolmen suuritehoisimman keskuksen kulutusta verrataan rakennuksen kokonais-
kulutukseen samalla viikon tarkasteluvälillä, kuin aiemminkin. Kuviosta huoma- taan, kuinka suurimmat kulutushuiput osuvat aikoihin, jolloin kiuas on päällä. Il- manvaihdon tehonnousu iltapäivien ja iltojen aikana on melko pientä tähän näh- den. Matalin kulutus on öisin, jolloin tilat eivät ole auki asiakkaille.
KUVIO 9. Suuritehoisimpien keskusten pätötehot ajalta 16.1.2017 - 22.1.2017 Kuvioon 10 on piirretty vielä helmikuun tuntitehojen keskiarvojen perusteella yh- den päivän keskiarvollinen tehoprofiili. Kuviosta nähdään, että vuorokausitasolla kulutus on pienimillään puolesta yöstä aina kello kuuteen aamulla. Vaikka kes- kiarvolaskelma tasoittaakin kuvaajasta suurimmat tehovaihtelut, saadaan siitä yleisluontoinen käsitys tehomuutosten ajankohdista.
KUVIO 10. Helmikuisen vuorokauden keskiarvollinen tehoprofiili
Rakennuksen verkosta otetut kokonaistehot ovat suurimmillaan talvisin, jolloin lämmitysjärjestelmän kuormitus on korkealla eikä aurinkosähköjärjestelmä tuota sähköä. Vastaavasti kesällä tarvittava lämmitys- ja valaistusteho on pieni ja au- rinkopaneelit tuottavat sähköä. Tämä nähdään kuviosta 11, jossa on kuvattu ra- kennuksen verkosta ottamaa kokonaistehoa koko vuoden 2017 ajalta.
KUVIO 11. Koko rakennuksen nimellis- ja pätötehot vuoden 2017 ajalta
Lämmityksen pienentynyt tehontarve verrattuna talveen nähdään tarkemmin ver- taamalla kuvioita 9 ja 12. toisiinsa. Kuvio 12 havainnollistaa, kuinka varsinkin pääkeskuksen tehot ovat korkeamman ulkolämpötilan vuoksi huomattavasti pie- nemmät. Myös keskuksen KK-1.3 tehot ovat pienemmät kuin talvisin, sillä saunan lämmittämiseen ei tarvita yhtä paljon tehoa ulko- ja saunatilan välillä vallitsevan pienemmän lämpötilaeron vuoksi.
KUVIO 12. Rakennuksen tehot väliltä 10.7.2017 - 16.7.2017
Aurinkosähkön tehontuotto ajoittuu kevään ja kesän ajalle ja on suurimmillaan noin 14 kW (kuvio 13). Koska järjestelmä kuluttamisen sijaan tuottaa tehoa, se on merkattu negatiiviseksi.
KUVIO 13. Aurinkosähköjärjestelmän tuotto vuodelta 2017
Keskuksen RK-IV kokonaistehokuvaajasta (kuvio 14) kuitenkin huomataan, että suurin osa aurinkopaneeleilla tuotetusta sähköstä kulutetaan jo RK-IV-keskuk- sella. Silloinkin, kun keskus syöttää tehoa rakennuksen sähköverkkoon päin, tuo- tettu teho pysyttelee viiden kilowatin alapuolella. Näin ollen rakennuksen oma- tuotanto käytetään aina rakennuksen sisällä, eikä sitä tarvitse myydä verkkoon.
KUVIO 14. Keskuksen RK-IV kokonaistehot vuodelta 2017
6 KYSYNTÄJOUSTON TOTEUTUS L-TALOSSA
Testirakennuksessa sähkötehopiikkejä oli tarkoitus tasata sekä akuston, että älykkään kuormanohjauksen avulla. Tässä työssä keskityttiin akuston osuuteen tehohuippujen tasaamisessa.
Akusto hankittiin ja mitoitettiin sillä ajatuksella, että sitä käytettäisiin aurinkosäh- köjärjestelmän tuottaman energian varastoimiseen. Lisäksi akustoa oli tarkoitus käyttää tehohuippujen leikkaamiseen. Aurinkoenergian ohella akustoa oli tarkoi- tus ladata verkkosähköllä silloin, kun sähkön spot-hinta on alhaalla.
6.1 Akuston ohjaus
Akuston ohjauksessa tarkoituksena oli hyödyntää BMS-kontrollerin omaa ohjaus- logiikkaa, jotta säästyttäisiin rakennusautomaatiojärjestelmään kajoamiselta. Oh- jauslogiikka sisältääkin valmiin toiminnon, jolla akustoa voidaan ladata ja purkaa virtamuuntajamittauksen perusteella. Logiikkaan määritellään tehoraja, jonka ylit- tyessä akkua aletaan purkaa siten, että virtamuuntajilla mitattu teho pysyy mää- ritellyn rajan alapuolella. Vastaavasti voidaan määritellä myös alatehoraja, jonka alittuessa akustoa aletaan ladata siten, että mitattu teho ei putoa määritetyn rajan alapuolelle. Kun virtamuuntajat asennetaan rakennuksen syöttökaapeliin mittaa- maan rakennuksen kokonaistehoa, saadaan akustolla rajattua verkosta otettu sähköteho haluttuun suuruuteen. Seuraavissa alaluvuissa perehdytään tarkem- min tehon ylä- ja alarajojen määrittelyyn.
6.2 Tehopiikkien rajoitus
Tehopiikit tuli rajata siten, että haluttu tavoiteteho ei ylity, sillä muutoin tehomaksu nousee ja huipputehojen leikkaus on ollut turhaa. Rajaus tuli siis tehdä siten, että mahdollinen huipputehon kasvu esimerkiksi kylmemmän talven vuoksi ei ylitä akuston leikkauskapasiteettia. Lisäksi rajoituksen määrittelyssä tuli huomioida
akuston kuluminen. Akuston kapasiteetti uutena on 92 kWh, mutta valmistajan mukaan eliniän lopussa se on 68 % alkuperäisestä, eli 62,56 kWh.
Tehohuippujen rajoitusta varten tuli kartoittaa, kuinka usein ja kuinka suurella te- holla mahdollinen tehoraja ylitetään. Näin voitiin varmistua akuston kapasiteetin riittävyydestä. Valtavan datamäärän vuoksi laskelmat suoritettiin Excelillä.
Tehopiikkien rajoituksessa ensimmäinen askel oli tutkia niiden suuruutta ja kes- toa. Kuten luvussa viisi todettiin, rakennuksen tehontarve on suurimmillaan talvi- sin. Näin ollen tehopiikkejä tarkasteltiin ainoastaan talvipäivien osalta, sillä teho- raja tuli mitoittaa suurimpien tehojen mukaan. Useita päiviä vertailtaessa kuvi- oista 9 ja 12 huomattiin, että rakennuksen kokonaisteho on suurimmillaan välillä klo 15:00 - 22:00. Tällöin myös tehopiikkien rajoitus olisi järkevää kohdistaa tälle noin seitsemän tunnin ajanjaksolle. Rajoitusta suunniteltaessa on tehty oletus, ettei akustoa voida ladata saman päivän aikana esiintyvien tehopiikkien välillä.
Seuraavaksi laskettiin suurin tunnin keskiarvoteho, jonka akusto kykenisi täydellä varauksella syöttämään kuuden, seitsemän ja kahdeksan tunnin ajan, jakamalla akuston energiakapasiteetti purkuajalla. Lisäksi Excelillä laskettiin rakennuksen kokonaistehoista suurimmat liukuvat keskiarvotehot samoille aikaväleille. Vähen- tämällä suurimmasta mitatusta keskitehosta akuston maksimipurkausteho kysei- selle ajalle, saatiin alaraja, johon verkosta otettu teho olisi teoriassa mahdollista rajoittaa. Tulokset on listattu taulukkoon 4.
TAULUKKO 4. Suurimmat keskitehot sekä akuston tehonsyöttökyky Akun pur-
kausaika
Suurin mitattu keskiteho (kW)
Akuston maksimi- purkausteho (kW)
Pienin mahdollinen tehoraja (kW)
6 h 71.64 15.33 56.30
7 h 71.02 13.14 57.88
8 h 68.56 11.50 57.06
Kuten taulukosta huomataan, juuri seitsemän tunnin keskitehot ovat kaikkein suurimmat suhteessa akuston kapasiteettiin. Tällöin rakennuksen huipputeho olisi teoriassa mahdollista rajoittaa noin 58 kilowattiin. Tämä ei kuitenkaan käy- tännössä olisi järkevää, sillä pienikin kasvu rakennuksen tehoissa ylittäisi akuston kapasiteetin. Lukema tarjoaa kuitenkin hyvän lähtökohdan tehorajatarkastelulle.
Tehorajan tarkempaa määrittelyä varten luotiin Excel-työkalu, jolla tehorajojen vertailu voidaan suorittaa helposti ja nopeasti. Työkaluun syötetään yhteen so- luun haluttu tehoraja, jonka perusteella se hakee vuoden 2017 tehodatasta funk- tiolla LASKE.JOS.JOUKKO vuoden jokaiselle päivälle niiden 15 minuutin ajan- jaksojen määrän, joilla kyseinen tehoraja ylittyy. 15 minuutin ajanjaksojen mää- rästä lasketaan vastaavien tuntien lukumäärä. Lisäksi työkalu laskee KES- KIARVO.JOS.JOUKKO -funktiota käyttäen jokaiselta vuoden päivältä niiden tun- tien keskitehon, joilla syötetty tehoraja ylitetään. Keskitehon ja annetun tehorajan erotus kerrotaan niiden tuntien lukumäärällä, joina tehoraja ylittyy. Tästä tu- lokseksi saadaan jokaisena vuoden päivänä akustosta otettu energia, perustuen vuoden 2017 tehodataan ja annettuun tehorajaan. Lopuksi akustosta otettua energiaa vertaillaan jokaisen päivän osalta toisiinsa MAKS-funktiolla, ja tuloste- taan suurin arvo soluun. Excel-funktiot on esitetty tarkemmin liitteessä 2.
Laskennan tuloksena saadun suurimman akustosta otetun energian perusteella voidaan vertailla toisiinsa eri tehorajoja. Tehoraja tulee valita siten, ettei akus- tosta otettu energia ylitä akuston kapasiteettia, eli 92 kWh:ta. Lisäksi olisi hyvä, ettei akustosta otettu energia ylittäisi sen energiakapasiteettia myöskään sen eliniän lopussa. Eri tehorajoja on vertailtu toisiinsa taulukossa 5.
TAULUKKO 5. Akustosta vuorokauden aikana otettu energia eri tehorajoilla Tehoraja: 58 kW 60 kW 65 kW 70 kW 75 kW
Suurin vuorokaudessa akustosta otettu energia (kWh)
95,88 81,88 51,53 25,13 11,65
Taulukosta huomataan, että ainakin vuonna 2017 akuston kapasiteetti olisi ylitty- nyt 58 kW tehorajalla. Näin ollen sitä ei kannata edes harkita tehorajaksi. Sen sijaan tehorajan nostaminen vain kahdella kilowatilla laskisi akustosta otetun energian hyväksyttävälle tasolle. Jos tehoraja halutaan kuitenkin mitoittaa siten, että samaa tehorajaa voidaan käyttää koko akuston eliniän ajan, tulisi tehorajaa nostaa vielä hieman yli 60 kW:n.
Testikohteen huipputeho päätettiin ainakin aluksi rajoittaa 65 kW:iin, sillä sähkö- tehodata oli saatavilla vain yhdeksi vuodeksi. Näin myöhemmin mahdollisesti esiintyvät suuremmat tehopiikit eivät ylitä akuston leikkauskapasiteettia. Lisäksi rajoitus on sen verran väljä, että rakennuksen huipputeholla on kasvunvaraa myös akuston käyttöiän loppupäässä. Pidemmällä aikavälillä tapahtuviin muutok- siin voidaan lisäksi reagoida muuttamalla tehorajaa. Tehorajan ylittyminen ei kui- tenkaan testirakennuksessa tuottaisi taloudellista menetystä, sillä rakennuksella ei ole omaa sähköliittymää.
6.3 Akuston lataaminen
Ajatuksesta aurinkoenergian varastoimisesta akustoon luovuttiin melko nopeasti.
Tarkasteltaessa kuviota 14 huomataan, että suurin osa aurinkosähköjärjestelmän tuottamasta energiasta käytetään jo IV-koneiden toimesta keskuksella, jolle se on kytketty. Suurimmillaan muille keskuksille jää noin viiden kilowatin tehoja, jo- ten kaikki aurinkoenergia käytetään rakennuksen omilla laitteistoilla. Tämä huo- mataan myös rakennuksen kokonaistehokuvaajasta 11, jossa teho ei laske mis- sään kohtaa negatiiviseksi. Vuonna 2017 ei siis ole kertaakaan myyty tuotettua sähköä verkkoon. Näin ollen on myös turhaa kuluttaa akustoa lataamalla sitä au- rinkosähköllä, joka kuitenkin käytetään kokonaisuudessaan rakennuksessa. Mi- käli akustoa ladattaisiin aurinkosähköllä, tulisi lataustehoa vastaava teho ottaa kuitenkin verkosta, missä ei varsinkaan päiväsaikaan spot-hinnan ollessa korke- alla (kuviot 2 ja 3) olisi järkeä.
Myös akuston latauksen ohjausta spot-hinnan perusteella mietittiin. Akustoa la- dattaisiin sähkön ollessa halpaa, jolloin rakennuksen tehohuippujen tasaaminen olisi mahdollista halvalla sähköllä. Tätä ajatusta päädyttiin kuitenkin lopulta yk- sinkertaistamaan siten, että akusto ladataan täyteen yöllä ja päivisin sitä ainoas- taan puretaan. Ratkaisuun päädyttiin ohjauslogiikan pitämiseksi yksinkertaisena.
Lisäksi sähkön pörssihinta on alimmillaan juuri öisin, joten tehohuippujen leikkaus tapahtuisi verrattain halvalla sähköllä.
Akustoa ladatessa tulee varmistaa, ettei latauksen aikana ylitetä rakennuksen aiempia tehohuippuja, sillä se nostaisi tehomaksua ja näin laskisi akustosta saa- tuja taloudellisia hyötyjä huomattavasti. Tästä ei kuitenkaan muodostu ongelmaa, mikäli akustoa ladataan ainoastaan öisin, jolloin rakennuksen kokonaisteho on muutenkin pieni (kuviot 9, 10 ja 11). Myös akuston oma ohjausjärjestelmä pitää huolen, ettei teho nouse liian suureksi.
Akuston latauksen ajankohtaa suunnitellessa täytyy huomioida vuorokauden- aika, sähkön hinta sekä rakennuksen tehoprofiili. Vertailtaessa kuvioita 3 ja 10 huomataan, että sähkön hinta sekä L-talon kulutus lähtevät nousuun noin kello kuudelta aamulla ja ovat alimmillaan puolenyön ja aamukuuden välillä. Näin ollen kello 0:00 - 6:00 on looginen ajankohta akuston lataamiselle. Akuston alatehoraja tulisi siis mitoittaa riittävän pieneksi, jotta lataus tapahtuisi pääosin öisin. Kuiten- kin tehorajan on oltava niin suuri, että akku ehtii latautua täyteen yön aikana myös talvipakkasilla. Tehodataa tarkasteltaessa kuitenkin huomattiin, ettei lataamisen rajaaminen ainoastaan yön aikana tapahtuvaksi olisi välttämättä mahdollista akuston omalla ohjauksella. Kylmimpinä kuukausina, jolloin lämmitystehot ovat suuret, rakennuksen kokonaisteho ei pudonnut yölläkään juuri alle 30 kW:n. Vas- taavasti kesällä kokonaisteho ei noussut välttämättä lainkaan yli 30 kW:n. Tämä johtaisi siihen, että lämpiminä päivinä akustoa ladattaisiin kellon ympäri.
Lataus päätettiin kuitenkin alustavasti toteuttaa akuston omalla logiikalla. Näin vältyttiin rakennusautomaation sekoittamisesta ohjaukseen. Myöskään ympäri- vuorokautisella latauksella ei kesäaikaan ole merkitystä, sillä akustoa ei käytetä kesällä tehopiikkien tasaamiseen. Näin ollen lataus on lähinnä akuston varausta ylläpitävää, eikä se kuluta suuria energiamääriä.
Akuston latausraja tuli määritellä siten, että akusto latautuu varmasti täyteen suu- rimpien tehojen aikaan, sillä silloin tarve huipputehojen leikkaukselle on suurim- millaan. Kylmimpinä öinä tehontarve vaihtelee 20 kW ja 30 kW välillä, mutta te- hohuiput nousevat aina 40 kW:iin asti. Kuten taulukosta aiemmin todettiin, raken- nuksen teho alkaa nousta noin kello 6:00 aamulla, joten lataukselle olisi aikaa noin kuusi tuntia. Näin ollen lataustehon tulisi olla vähintään 15,33 kW tunnissa, jotta tyhjä akusto saataisiin ladattua täyteen ennen seuraavia tehohuippuja. Riit- tävä minimiteho voisi olla esimerkiksi 45 kW. Silloin akku ladattaisiin suurimmaksi osin yöllä, mutta se latautuisi tarpeen vaatiessa vielä aamun ja aamupäivän tun- teina. Näin voitaisiin varmistaa, että akku kykenisi rajaamaan tehopiikkejä myös suuritehoisimpina päivinä.
Lataustehorajan määrittelyn tarkastamiseen käytettiin samaa Excel-työkalua, jota käytettiin huipputehorajan määrityksessä. Työkalussa laskenta käännettiin siten, että haettiin jokaiselle vuoden päivälle niiden tuntien määrä, joina syötetty tehoraja alitetaan. Näiden perusteella Excel laskee automaattisesti päiväkohtai- sen latausajan ja -tehon, sekä vuoden pienimmän vuorokaudessa akustoon la- dattavissa olevan energiamäärän. Pienin akustoon ladattavissa oleva energia- määrä vuoden 2017 tehodataan perustuen laskettiin muutamalla eri latausteho- rajalla, jotta saataisiin hyvä käsitys lataustehorajan vaikutuksesta akustoon ladat- tavissa olevan energian määrästä. Laskennan tulokset on esitetty taulukossa 6.
TAULUKKO 6. Lataustehorajan vaikutus akustoon vuorokaudessa ladattavissa olevan energian määrään
Lataustehoraja (kW) 35 40 45 50 55
Pienin vuorokaudessa akustoon ladatta- vissa oleva energiamäärä (kWh)
16,9 54,2 99,9 142,5 186,6
Taulukosta huomataan, että jo viiden kilowatin nosto lataustehossa vaikuttaa huomattavasti akustoon ladatun energian määrään. Aiemmin määritellyllä teho- rajalla 45 kW latausraja on taulukon mukaan riittävä, sillä akustoon ladatun ener- gian määrä ylittää akuston kapasiteetin. Huonoimmillaankin vuorokaudessa on siis käytettävissä akuston koko energiakapasiteetti.
6.4 Akuston käyttöikä
Akuston syklikestoksi on valmistajan toimesta ilmoitettu 3900 lataus-purkusykliä.
Näin ollen akuston käyttöikää määritettäessä tuli laskea, kuinka usein akkua käy- tetään. Tässä luvussa vertaillaan eri tehorajojen vaikutusta akuston käyttöastee- seen.
Akuston käyttöikää laskiessa yhtenä syklinä käsiteltiin jokaista päivää, jona akus- toa on käytetty. Ratkaisuun päädyttiin laskennan pitämiseksi yksinkertaisena. To- dellisuudessa joinakin päivinä akuston käyttö on hyvin vähäistä, eikä se näinä päivinä juuri kulu. Akuston eliniänodotteen laskenta suurella tarkkuudella ei kui- tenkaan olisi mielekästä, sillä rakennuksen tehontarve vaihtelee vuodesta toi- seen, esimerkiksi ulkolämpötilan mukaan. Näin ollen yhden vuoden tehodatalla eliniän tarkka määrittely ei ole järkevää, eikä välttämättä edes mahdollista.
Tehon rajoitusta vaativien päivien määrä laskettiin Excelillä käyttäen LASKE.JOS.JOUKKO -funktiota, jolla laskettiin jokaiselle päivälle erikseen teho- rajan ylittävien varttitehojen määrä. Funktiolla saatu varttitehojen lukumäärä muutettiin tuntitehojen lukumääräksi luettavuuden parantamiseksi. Lopuksi funk- tiolla LASKE.JOS laskettiin sellaisten päivien lukumäärä, joina tehorajan ylittä- vien tuntien lukumäärä poikkeaa nollasta. Kuten aiemmin mainittiin, jokaista täl- laista päivää käsiteltiin yhtenä syklinä. Akuston käyttöikä vuosina saatiin jaka- malla sen syklikesto juuri lasketuilla vuosittaisilla sykleillä. Laskennasta saatiin ikään kuin sivutuotteena myös akuston käyttöaika tunteina vuoden ajalta. Lisäksi laskettiin akuston keskimääräinen käyttöaika tunteina niiltä päiviltä, jolloin akus- toa on ylipäätään käytetty, käyttäen KESKIARVO.JOS -funktiota. Käytetyt funk- tiot on kuvattu tarkemmin liitteessä 2. Vertailun vuoksi laskelmat tehtiin valitun
tehorajan lisäksi myös muutamalla muulla tehorajalla. Edellä mainittujen laskel- mien tulokset on listattu taulukkoon 7. Taulukosta huomataan, kuinka tehoraja vaikuttaa erityisesti akun vuotuiseen käyttöaikaan, sekä päivittäiseen käyttömää- rään. Käyttöikään vaikutus on hieman maltillisempi, koska laskennassa huomioi- daan ainoastaan käyttöpäivien lukumäärä.
TAULUKKO 7. Akuston käyttöasteet eri tehorajoilla
Tehoraja: 58 kW 60 kW 65 kW 70 kW 75 kW Akun käyttö vuodessa (h) 587.25 484.50 321.00 186.25 71.50 Keskimääräinen käyttöaika päi-
viltä, joina akkua käytetään (h) 3.07 2.71 2.02 1.39 0.72 Päivät, jolloin teho ylittää teho-
rajan (syklit vuodessa) 191 179 159 134 99 Akuston käyttöikä vuosina 20.4 21.8 24.5 29.1 39.4
Laskennan perusteella piirrettiin myös kuvio 15, josta ilmenee päiväkohtaisesti 65 kW:n tehorajan ylittävien tuntien lukumäärä. Taulukosta huomataan, että akuston käyttö painottuu talven kuukausille, aivan kuten tehohuiputkin. Kuvaa- jasta on huomioitava, että maalis-huhtikuun taitteessa oleva jyrkkä syöksy akus- ton käytössä johtuu tehodatan puutteesta tällä aikavälillä.
KUVIO 15. Akuston päiväkohtainen käyttö tunteina, kun tehoraja on 65 kW Vertailun vuoksi piirrettiin myös kuvio 16, jossa sama asia on esitettynä 60 kW tehorajalla. Kuviosta nähdään, kuinka paljon pieni tehorajan lasku kasvattaa akuston käyttöastetta. Myös tässä kuviossa näkyy datan puute huhtikuun koh- dalla.
KUVIO 16. Akuston päiväkohtainen käyttö tunteina, kun tehoraja on 60 kW
Kuvioista 15 ja 16 huomataan, kuinka akuston käyttöaste on kesän aikana hyvin pieni. Tehon rajaus kesäaikaan, kun huipputehot ovat muutenkin pieniä, ei kui- tenkaan ole taloudellisesti järkevää. Aihetta avataan hieman enemmän seuraa- vassa alaluvussa.
6.5 Säästöt
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 kahden 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 € vuodessa.
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 kuitenkin hillitsee tehohuippujen hinnoittelumalli, jossa tehomaksu määräytyy kahden tehohuipun keskiarvon mukaan.
1 957 € 1 747 € 1 622 € 1 498 € 1 448 €
N Y K Y I N E N H U I P P U T E H O
( 7 8 K W )
7 0 K W T E H O R A J A
6 5 K W T E H O R A J A
6 0 K W T E H O R A J A
5 8 K W T E H O R A J A
12 kk tehomaksut, alv 0 %
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
58 kW 60 kW
Akuston kustan- nus
Säästö 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 (€)
1902,77 1614,81 965,54 467,46 206,42
Keskimääräinen vuorokau- dessa akustosta otettu ener- gia (kWh)
27,13 22,99 13,77 6,66 2,94
Päivät, jolloin teho ylittää te- horajan (syklit vuodessa)
191 179 159 134 99
