Aurinkovoimalan Suunnittelu : Ohjelmistot Suunnittelun Tukena

AURINKOVOIMALAN SUUNNITTELU

Ohjelmistot Suunnittelun Tukena

Opinnäytetyö

Sähkö- ja automaatiotekniikka

2020

Sami Ruotsalainen Insinööri (AMK) Tammikuu 2020 Opinnäytetyön nimi

Aurinkovoimalan Suunnittelu Ohjelmistot Suunnittelun Tukena

34 sivua 16 liitesivua Toimeksiantaja

Insinööritoimisto Tauno Nissinen Oy Ohjaaja

Jyrki Liikanen, Antti Lehikoinen Tiivistelmä

Tämän opinnäytetyön tavoitteena oli perehtyä aurinkosähköön ja aurinkovoimalan suunnittelutyöhön ohjelmistojen avulla tarjoten toimeksiantajalle osaamista mahdollisiin tuleviin hankkeisiin. Työssä pyrittiin antamaan lukijalle kattava kuvaus aurinkosähköjärjestelmästä, siihen liittyvistä laitteista ja järjestelmän liittämisestä rakennuksen ja verkonhaltijan sähköverkkoon. Työ on suunnattu erityisesti suunnittelijalle, joka haluaa laajentaa osaamistaan jatkuvasti kasvavalle markkina-alalle.

Työssä käytiin läpi aurinkovoimalan komponentit ja kuvailtiin suunnitteluprosessia esimerk- kien avulla. Konkreettisen kohteen puuttuessa työn laskemissa käytettävät arvot ovat oletuk- sia ja vain suuntaa antavia. Apuna käytettiin aurinkosähkön suunnittelutyökaluja, kuten PVGIS ja PVSize. Aurinkosähköjärjestelmän mitoituksessa käytettiin FinSolar-hankkeen kannattavuuslaskuria. Järjestelmäkaavioiden ja muiden mallipiirustusten teossa käytettiin MagiCAD-ohjelmistoa ja aurinkosähköjärjestelmän mitoituksen apuna käytettiin Excel-ohjel- mistoa.

Suunnittelutyön tukena käytettävät ohjelmistot tuovat tilaajalle rahan arvoista etua hankkeen alkuvaiheessa ja nopeuttavat suunnittelijan työtä koko projektin ajan. Sopivaan kohteeseen hyvin suunniteltuna aurinkosähköjärjestelmä on ympäristöteon lisäksi myös kannattava hanke.

Asiasanat

Aurinkosähköjärjestelmä, PV-järjestelmä, Aurinkovoimala, PVGIS, PVSize

Author Degree Time

Sami Ruotsalainen Bachelor of Engineer-

ing

January 2020 Thesis title

Solar Power Plant Design

And the Use of Supportive Software

34 pages

16 pages of appendices Commissioned by

Insinööritoimisto Tauno Nissinen Oy Supervisor

Jyrki Liikanen, Antti Lehikoinen Abstract

The purpose of this thesis was to become familiar with photovoltaic and software assistance design of solar power plant by providing the comissioner with knowledge of possible future projects. The aim of the thesis was to give the reader a comprehensive description of the photovoltaic system, its associated equipment and the connection of the system to the elec- tricity network of the building and the network operator. The work is aimed especially at de- signers who want to expand their expertise to a constantly growing market.

The thesis deals with the components of a solar power plant and describes the design pro- cess with examples. In the absence of specific use case, the values used in the work calcu- lations are assumed and indicative only. Solar power design tools such as PVGIS and PVSize were used. In order to size the PV system the FinSolar projects profitability calculator was used. To the system diagrams and other model drawings MagiCAD software was used and to the size solar system Excel software was used.

The software used to support the design work provides the customer with a value-for-money advantage in the early stages of the project and speeds up the work of the designer through- out the project. Well designed for a suitable site a photovoltaic system is not only an envi- ronmental activity but also a profitable project.

Keywords

Photovoltaic system, PV system, Solar power plant, PVGIS, PVSize

SISÄLLYS

1 JOHDANTO ... 1

2 AURINKOSÄHKÖ ... 2

2.1 Aurinkosähkö yleisesti ... 2

2.2 Aurinkosähkö osana energiajärjestelmää ... 2

2.3 Aurinkosähköjärjestelmä investointina ... 4

3 AURINKOSÄHKÖJÄRJESTELMÄN KOMPONENTIT ... 5

3.1 Aurinkopaneeli ... 6

3.1.1 Valosähköinen ilmiö osana paneelien toimintaa ... 7

3.1.2 Aurinkopaneeliteknologiat ... 8

3.2 Invertteri ... 9

3.2.1 Invertterien varusteet ... 9

3.2.2 Paneeliketjukohtaiset inverterit ja keskusinvertterit ... 10

3.2.3 Invertterin mitoituksessa käytettävät kaavat ... 12

3.3 Aurinkosähköjärjestelmän suojalaitteet ... 14

3.4 Akusto ... 15

3.5 Kaapelointi ... 16

4 AURINKOVOIMALAN ENERGIANTUOTANTO ... 17

4.1 Yhdistyminen verkonhaltijan sähköverkkoon ... 18

4.1.1 Aurinkovoimalan mittarointi ... 19

5 SUUNNITTELUOHJELMISTOT... 19

5.1 Ohjelmistot suunnittelun tukena ... 20

5.2 PVGIS ... 20

5.3 PVSIZE ... 21

5.4 PVSYST ... 21

6 SUUNNITTELU... 22

6.1 Lähtötiedot ... 22

6.2 Paneelien sijoitus ja asennuskulma ... 23

6.3 Potentiaalintasaus ... 25

6.4 Sähköturvallisuus ja standardit ... 25

6.5 PV-Järjestelmän mitoitus ... 26

6.5.1 Invertterin mitoitus ... 28

6.6 Järjestelmän yhteenveto ... 30

7 LOPPUPÄÄTELMÄT ... 31

LÄHTEET ... 33

LIITTEET

Liite 1. Panasonic HIT+ N335K aurinkopaneelin datalehti

Liite 2. ABB TRIO-5.8/7.5/8.5-TL-OUTD paneeliketjuinvertterin datalehti Liite 3. ABB Stringsizer – Configuration Report

Liite 4. TECSUN PV-kaapeli datalehti Liite 5. S2123-0-001 Järjestelmäkaavio

Liite 6. S2123-0-002 Paneelien kallistuskulma Liite 7. S2123-0-003 Paneelit ylhäältä

Liite 8. Aurinkovoimalan kannattavuuslaskelma Liite 9. PVGIS Performance of grid-connected PV

1 JOHDANTO

Aurinko on suuri energianlähde, jonka säteet tuovat maapallolle energiaa mo- ninkertaisesti siihen, mitä tällä hetkellä kulutetaan. Auringonsäteiden tuoma energia on uusiutuvaa ja ekologista. Muiden uusiutuvien energianlähteiden kanssa aurinkoenergia auttaa vähentämään fossiilisten polttoaineiden käyttöä ja näin ollen vähentämään kasvihuonepäästöjä.

Auringon säteilystä saatavaa energiaa voidaan valjastaa aurinkopaneelien ja aurinkokeräimien avulla. Aurinkokeräimet lämmittävät vettä, jota voidaan hyö- dyntää kotitalouksien käyttövetenä, teollisuuden prosessissa tai rakennusten lämmittämiseen. Aurinkopaneelit absorboivat auringonsäteitä tuottaen sähkö- energiaa, jota tässä työssä käsitellään.

Tämän opinnäytetyön tavoitteena on perehdyttää kannattavan aurinkovoimalan suunnitteluun. Työssä pohditaan aurinkosähköjärjestelmän kannattavuutta in- vestointina ja mitä se vaatii aurinkovoimalan komponenteilta.

Aurinkovoimalan tärkeimmät komponentit ovat aurinkopaneelit ja invertteri.

Työssä tullaan käymään paneelien asennuksen suunnittelussa huomioitavat asiat sekä invertterin mitoitus ja valinta. Työssä tutustutustaan aurinkosähkö- järjestelmien suunnittelussa käytettäviin ohjelmistoihin ja työkaluihin, jotka hel- pottavat ja nopeuttavat suunnittelutyötä. Työn suunnitteluosiossa pureudutaan havainnollistavin esimerkein aurinkojärjestelmän suunnitteluun paneelien kal- listuskulmasta järjestelmän mitoitukseen.

2 AURINKOSÄHKÖ

2.1 Aurinkosähkö yleisesti

Aurinkosähkön hyötyjä verrattuna muihin uusiutuviin energiamuotoihin ovat in- vestoinnin halpa hankintahinta, sekä tuotannon vähäiset huoltokustannukset ja äänivaikutukset. Järjestelmän hiljaisuus mahdollistaa tuotantolaitoksen sijoitta- misen lähelle kuluttajaa, jolloin vältytään sähkön pitkistä siirtomatkoista aiheu- tuvilta kustannuksilta.

Aurinkosähköjärjestelmien hinnat ovat olleet jatkuvassa laskussa. Tämän on mahdollistanut erityisesti aurinkopaneeleissa käytetyn elektroniikan hintakehi- tys. Tämä taas on johtanut aurinkosähkömarkkinoiden räjähdysmäiseen kas- vuun maailmalla. Markkinoiden räjähdysmäinen kasvu on luonut hyvän kasvu- alustan myös yrityksille, jotka yrittävät hyötyä yleisestä innostuksesta aurin- kosähköä kohtaan. Paneelinvalmistajia ja muita toimijoita alalla on paljon, jotka lupaavat toinen toistaan parempaa tuottoa ja takaisinmaksuaikaa.

Suuntaus Suomessa kuitenkin vaikuttaa menevän enemmän ja enemmän iso- jen energiayhtiöiden tarjoamiin avaimet käteen- ja leasing palveluihin. Näin saa- daan varmasti toimiva järjestelmä. Silti järjestelmien takaisinmaksuaika, joka on noin 15 vuotta omakotitalouksille, ei houkuttele kuluttajaa investoimaan järjes- telmään [3, s. 34-35]. Leasing-järjestelmässä tulee ottaa huomioon tämän vai- kutus omakotitalon arvoon. Oma aurinkosähköjärjestelmä talon katolla nostaa talon arvoa, kun taas liisattu järjestelmä katolla vaikeuttaa talon myyntiä eteen- päin, koska tulevan omistajan on sitouduttava järjestelmästä aiheutuviin kului- hin.

2.2 Aurinkosähkö osana energiajärjestelmää

Suomessa uusiutuvien energiamuotojen käyttöä pyritään lisäämään energia- ja ilmastostrategian mukaisesti. Strategian tavoitteena on, että 2020-luvulla uusiu- tuvien energiamuotojen osuus loppukulutuksesta on yli 50 prosenttia ja lopulta hiilineutraalius. Tällä hetkellä uusiutuvien energiamuotojen osuus on noin 37 prosenttia. [7.]

EU:n tavoitteena on lisätä uusiutuvien energiamuotojen osuudeksi keskimäärin 20 prosenttiin loppukulutuksesta [19]. Poliittisilla valinnoilla on erittäin suuri vai- kutus aurinkovoiman sekä muiden uusiutuvien energioiden tuotannon lisäämi- seen Suomessa sekä maailmalla. Pelko muun muassa hiiliteollisuuden työpaik- kojen loppumisesta ajaa ilmastopolitiikkaa väärään suuntaan.

Keinoja tavoitteiden saavuttamiseksi valtioilla on erilaisia. Aurinkoisemmilla alu- eilla aurinkovoiman hyödyntäminen alkaa olla jo käytännössä enemmän sääntö kuin poikkeus. Esimerkiksi Kaliforniassa 1.1.2020 jälkeen uusissa omakotita- loissa on oltava aurinkosähköjärjestelmä. Näin Kalifornia pyrkii olemaan hiili- neutraali 30 vuodessa. Tällä hetkellä osavaltion energia tulee 30 prosenttisesti hiilestä. [5.]

Aurinkovoiman kulutus on Suomen koko energian kulutuksesta erittäin margi- naalinen, tilastokeskuksen noin mukaan 0,2 % vuonna 2017 [16]. Kuitenkin, ku- ten alla oleva kaavio osoittaa, sen tuotanto on yksi kasvavimmista uusiutuvista energianmuodoista Suomessa, kuten myös muualla maailmassa.

Uusiutuvien energianlähteiden käyttö on noin 37 % Suomen kokonaiskulutuk- sesta. Niiden käyttö kasvoi 6 % vuonna 2017 ja fossiilisten polttoaineiden ja

Kuva 1. Uusiutuvien energianlähteiden käyttö Suomessa vuosina 1970-2018 [15]

turpeen kulutus laski saman verran. [15.] Vuonna 2018 uusiutuvien energian- lähteiden osuus sähkön tuotannosta pieneni, mutta trendi tässä kuitenkin on ollut positiivinen [16].

Aurinkoenergialla on Suomessa erittäin suuri kasvupotentiaali. On arvioitu, että aurinkosähkön tuotantovolyymi voi kasvaa Suomessa vuoden 2014 7,75GWh 10TWh:n tasolle vuoteen 2050 mennessä. Tämä tarkoittaisi yli tuhatkertaista kapasiteettia hieman yli 30 vuodessa. [3, s.18.]

Vaikka Suomessa aurinkosähkön käyttö ei suurta ole, ovat aurinkosähkön mah- dollistamat mikroverkot tuoneet ratkaisun mökeille ja saaristoon. Esimerkkinä tilanne, jossa halutaan sähköä mökille, joka sijaitsee saaressa. Lähimmät säh- kölinjat menevät kahden kilometrin päässä vastarannalla. Onko edes tarvetta kysyä tarjousta verkonhaltijalta vetää linjat veden yli mökille? Ratkaisuna tähän on aurinkosähköjärjestelmän asentaminen.

Maailmalla aurinkovoimalla voi olla suuria yhteiskunnallisia vaikutuksia. Esimer- kiksi kehitysmaissa, joissa ei ole toimivaa sähköverkkoa, on jo nyt pystytty ra- kentamaan mikroverkkoja. Näin voidaan tarjota kehittyneempää terveydenhuol- toa sekä muita palveluita. Ilmastonmuutoksen vaikutuksien kasvaessa mikro- verkkojen hyödyntäminen on entistä tärkeämpää.

2.3 Aurinkosähköjärjestelmä investointina

Sijoituksille voidaan arvioida kannattavuutta muutamilla erilaisilla menetelmillä.

Yleisin käytössä olevista menetelmistä on takaisinmaksuajan menetelmä, jossa aurinkosähköjärjestelmä ei välttämättä pärjää muille investoinneille. Tässä me- netelmässä ei kuitenkaan oteta huomioon investoinnin pitoaikaa eikä jään- nösarvoa.

Paneelien käyttöikä on noin 30 vuotta ja teknisesti järjestelmä on erittäin toimin- tavarma. Invertteri vaihdetaan järjestelmän toiminta-aikana yleensä vähintään kerran. Vaikka paneeleilla ja invertterillä jäännösarvoa ei olisikaan järjestelmän muita osia, kuten paneelien telineitä ja kaapelireittejä voidaan hyödyntää mah- dollisesti uusiokäytössä. Tämän johdosta järjestelmän kannattavuutta on tar- kasteltava myös käyttäen muita menetelmiä. [11, s.61-66; 3, s.32-34.]

Toinen käytössä olevista kannattavuuslaskentamenetelmistä on nettonykyar- von menetelmä. Nettonykyarvo kuvaa investoinnin kokonaistuottojen ja – tap- pioiden nykyarvojen erotusta koko investoinnin ajalta. Nettonykyarvo lasketaan diskonttaamalla investoinnin elinkaaren kaikki menot ja tulot nykyhetkeen vali- tulla laskentakorolla. Menetelmässä oletetaan, että menot ja tulot ovat eriarvoi- sia kuin nykyisin, lainojen ja sijoitusten kasvaessa korkoa ajan funktiona. [11, s.68; 3, s.32.]

Tämän työn suunnitteluosiossa käydään läpi järjestelmän kannattavuutta takai- sinmaksu- ja nettonykyarvomenetelmällä. Tällöin investoinnista saadaan koko- naiskuva, joka on tarpeeksi lähellä todellisuutta. Kaikissa laskelmissa tulee ot- taa huomioon, että on muuttujia, joita ei voida ottaa huomioon suunnitteluvai- heessa. Näiden muuttujien varalle on tarjolla erilaisia vakuutuksia, mutta niiden- kin kannattavuutta kannattaa pohtia ennen hankintapäätöstä.

Suomessa investoinnin kannattavuutta arvioidessa kannattaa ottaa selvää ajankohtaisista ja alueellisista tuista, joita myönnetään pientuottajille. Tällä het- kellä työ- ja elinkeinoministeriö myöntää yrityksille ja kunnille tavanomaisesti 20

% aurinkovoimalan hankintahinnasta, kun hankintahinta ylittää 10 000 € [20].

Tarkemmat ja ajantasaiset ehdot kannattaa tarkistaa työ- ja elinkeinoministe- riön nettisivuilta. Tuista huolimatta suurempien aurinkovoimaloiden rakentami- nen Suomeen niin, että sähkö myydään sähköpörssiin, ei ole kannattavaa [4].

Investoinnin kannattavuuden edellytyksenä on aurinkosähköjärjestelmän tuo- tannon mitoitus omaan kulutukseen sopivaksi niin, että mahdollisimman vähän tuotetusta energiasta syötetään verkkoon. Tämä sen johdosta, että kuluttajan syöttämä sähkö verkkoon on halvempi, kuin kuluttajan verkosta ostetun sähkön hinta. Sähköyhtiö maksaa verkkoon syötetystä sähköstä yleensä sähköpörssi Nord Poolin määrittelemää Spot-hintaa, eli käytännössä tukkuhintaa, jota yhtiö sitten myy oman palveluhinnaston asettamalla hinnalla. [4.]

3 AURINKOSÄHKÖJÄRJESTELMÄN KOMPONENTIT

Tässä työn osiossa käydään läpi aurinkosähköjärjestelmän komponentteja ja niiden tärkeimpiä ominaisuuksia. Järjestelmän suunnittelussa on tärkeää ym- märtää komponenttien toimintaa ja niiden vaikutusta muihin järjestelmän osiin.

3.1 Aurinkopaneeli

Aurinkopaneeli on aurinkovoimalan tärkein komponentti. Se toimii generaatto- rina, joka tuottaa sähkövirran. Se koostuu useista yksittäisistä aurinkoken- noista. Kennoilla voi olla erilaisia suojakerroksia riippuen käytetystä tekniikasta.

Paneeli on yleisesti kehystetty metallikehyksellä. Aurinkokennot kytketään au- rinkopaneelissa rinnan ja/tai sarjaan, jolloin muodostetaan haluttu jännite ja virta.

Yhden paneelin tuottama jännite on noin 25 V ja virta noin 7-8 A. Paneelin säh- köiset ominaisuudet ovat erittäin riippuvaisia vallitsevista sääolosuhteista, mutta aurinkoisella säällä yhden paneelin huipputeho on noin 200-220Wp. Yh- den aurinkopaneelin koko on noin 1,7 m². Muiden paneelien kallistuksesta joh- tuvan varjon vuoksi paneelille varataan 2,5 m² tilaa. [17, s.2-3; 4.]

Kuva 2: Panasonicin HIT sarjan aurinkopaneeli (Liite 1)

Aurinkopaneelit kytketään yleensä 10-20 paneelien sarjoihin. Tätä sarjakytken- tää kutsutaan nimellä paneeliketju. Paneeliketjun koko mitoitetaan käytettävän invertterin mukaan. Invertterin mitoituksen laskentaesimerkki myöhemmin suunnitteluotsikon alla. Paneeliketjut kytketään yhteen liitäntäkotelossa, johon voidaan myös sijoittaa suojalaitteita. Liitäntäkotelo liitetään vaihtosuuntaajaan ja sitä kautta mahdollisen mittauksen kautta rakennuksen sähköjakelujärjestel- mään. [17, s.3.]

Aurinkopaneelien optimaalisin sijoituspaikka on rakennuksen katto. Suuret au- rinkovoimalat rakennetaan aavaan maastoon. Muita mahdollisuuksia ovat muun muassa paneelien integroiminen rakennuksen julkisivuun tai osaksi au- tokatosta. Uudet innovaatiot mahdollistavat jatkuvasti uusia kohteita hyödyntää ja tuottaa aurinkoenergiaa. Esimerkkejä näistä ovat esimerkiksi Teslan aurinko- tiilet ja Onyx Solarin aurinkolasit rakennuksiin. [10.]

On suositeltavaa valita aurinkopaneelit luotetuilta merkeiltä, kuten LG, Panaso- nic, Canadian Solar. Nämä valmistajat tarjoavat yli 20 vuoden takuun niin pa- neeleille, kuin myös hyötysuhteen heikentymälle. Hyötysuhteen heikentymälle taataan maksimissaan 3-5 prosentin lasku vuodessa valmistajasta riippuen.

Pienemmätkin yritykset voivat näitä tarjota, mutta se edellyttää, että firma on toiminnassa vielä 20 vuoden päästä. Toimintavarmuuden isot valmistajat takaa- vat koko prosessin kattavilla tuotantolinjoilla, joita pienemmät valmistajat eivät pysty tarjoamaan. Pienempien valmistajien on hankala tuottaa joitain kom- ponentteja ja näin niiden on hankittava ne isoilta valmistajilta. [13.]

3.1.1 Valosähköinen ilmiö osana paneelien toimintaa

Valosähköinen ilmiö (Photovoltaic phenomenon) perustuu kahden puolijohde- materiaalin (N ja P) rajapinnassa tapahtuvaan sähköiseen ilmiöön. Työssä tul- laan käyttämään lyhennettä PV aurinkosähköstä. Seostaessa puolijohteita esi- merkiksi fosforilla, materiaaliin muodostuu ylimääräisiä varauksenkuljettajia.

Näin materiaali omaa negatiivisen varauksen ja tätä kutsutaan N-aineeksi. Kun puolijohteita seostetaan esimerkiksi alumiinilla, muodostuu aineeseen positiivi- nen varaus ja tätä kutsutaan P-aineeksi. [11, s.10-11.]

Asettamalla nämä kaksi ainetta vierekkäin saadaan P-N-liitos, jossa elektronit voivat kulkea vapaasti materiaalista toiseen. Tällöin materiaalien väliin muodos- tuu aineiden sisäinen sähkökenttä. Auringon säteilystä tuleva fotoni virittää ne- gatiivisen osittaisvarauksen liikkeelle kohti positiivista. Sisäinen sähkökenttä kuitenkin estää näitä yhdistymästä ja syntyy sähkövirtaa. [11, s.10-11.]

3.1.2 Aurinkopaneeliteknologiat

Aurinkokenno on puolijohdediodirakenne, joka absorboi auringon säteilyener- giaa tasavirraksi. Erilaisia valmistusteknologioita on muun muassa piipohjai- nen- ja ohutkalvoteknologia. Lisäksi on kehitteillä paljon uusia tekniikoita ja ma- teriaaleja, joista voi valmistaa aurinkokennoja. [14, s.4.]

Piipohjainen teknologia on tänä päivänä yleisin teknologia ja se perustuu kitei- seen piihin ja jakautuu vielä kahteen alatyyppiin, yksikiteiseen ja monikiteiseen piihin. Yksikiteisen piin valmistuksessa syntyvistä leikkuu- ja hiontajätteistä voi- daan valmistaa monikiteistä piitä. Sulatus- ja kiteytysprosessissa syntyy kide- virheitä piin kiderakenteeseen. Kidevirheet pienentävät kennon ja sitä kautta paneelin hyötysuhdetta. [11, s.13.]

Ohutkalvoteknologia sisältää lukuisia eri alatyyppejä. Yleisimmät ovat Amorfi- nen pii, CdTe ja CIGS. Näille tekniikoille on yhteistä, että lasipaneelien lisäksi voidaan tehdä myös joustavia paneelirakenteita. Tämä ehkäisee paneelia vau- rioilta asennus- ja kuljetusvaiheessa. Lisäksi paneelit eivät ole yhtä herkkiä var- jostuksille kuin kiteistä valmistetut paneelit. [14, s.4.]

Taulukko 1: Yleisten aurinkopaneeliteknologien ominaisuuksia [11 s.12]

Moni- ja yksikiteisellä piillä valmistetuilla paneeleilla päästään parempaan hyö- tysuhteeseen kuin muilla tekniikoilla valmistetuilla paneeleilla. Muilla teknologi- oilla tehdyt paneelit sietävät varjostumia paremmin kuin kiteisen piin teknologi- oilla tehdyt paneelit. [11, s.12; 14, s.4.]

3.2 Invertteri

Invertteri on aurinkosähköjärjestelmän vaihtosuuntaaja. Se muuttaa paneeleilta tulleen tasasähkön halutun taajuiseksi vaihtosähköksi. Invertterejä on yksi- ja kolmivaiheisina. Pieni järjestelmä kytketään yleisesti yksivaiheisesti. Yli 3,7kWp:n järjestelmät tulee aina kytkeä kolmivaiheisesti. [17, s.3.]

Invertterien suunniteltu käyttöikä on puolet järjestelmän käyttöiästä, joka on jär- jestelmän suuruudesta riippuen 15 vuodesta 25 vuoteen. Invertterien koot ovat 3kVA:n kotitäyttöön tarkoitetuista inverttereistä 50kVA:n yrityskäyttöön tarkoi- tettuihin inverttereihin. [14, s.4-5; 22.]

3.2.1 Invertterien varusteet

Optionaalisina varusteina vaihtosuuntauksen jälkeen invertterissä voi olla yli- jännitesuoja, linjasuodatin, massakondensaattori sekä AC-kytkin. Lisäksi invert- terissä voidaan käyttää MPPT (Maximum Power Point Tracker) -kontrolleria, joka säätää verkkoon syötettävää tehoa, muuttuvan DC-arvon mukaan. Tämä kontrolleri optimoi energian tuoton olosuhteiden muuttuessa. [12, s.11.]

Useamman MPPT:n sisältämät invertterit mahdollistavat eri atsimuuteilla (eli paneelin kallistuskulma horisonttiin nähden) ja/tai kulmalla asennettujen panee- liketjujen yhdistämisen samaan PV-järjestelmään. Esimerkiksi talon eri lap- peelle asennettujen paneelien tuotto voidaan optimoida kytkemällä ne omalle MPPT:lle, kuitenkin samaan invertteriin. [1, s.11; 12, s.11.]

Invertteri voidaan varustaa etäseurantaominaisuuksilla, joilla voidaan seurata ja saada tietoa järjestelmän tilasta. Tällöin yhdistäminen lähialueen muihin au- rinkovoimaloihin on mahdollista. Sääolosuhteiden ollessa lähialueilla samanlai- set pitäisi voimaloiden tuoton oltava suhteessa saman kokoisia. Näin havaitaan, jos toinen voimala toimii vajaateholla ja voidaan ryhtyä toimenpiteisiin. [14, s.5, 15.]

Suuret järjestelmät voidaan lisäksi varustaa omalla sääasemalla tai muilla val- mistajista riippumattomilla seurantapalveluilla. Tämä mahdollistaa laajemman seurannan, niin sääolosuhteiden kuten myös paneelien toiminnan kannalta.

[14, s.11.]

Verkkoon kytketyillä (on grid) ja kytkemättömillä (off grid) inverttereillä on eri ominaispiirteensä, jotta ne täyttävät vaaditut toiminnallisuudet ja tavoitteet.

Verkkoon kytkettyjen invertterien tulee täyttää verkon vaatimukset ja optimoida paneelien tuotto. Ne ovat varustettu suojalaittein, jotka takaavat muun muassa tahdistuksen verkon kanssa. Verkkoon kytkemättömien invertterien tulee pys- tyä tuottamaan mahdollisimman tasalaatuista jännitettä kuluttajan laitteille. [14, s.5.]

3.2.2 Paneeliketjukohtaiset inverterit ja keskusinvertterit

Suurissa aurinkovoimaloissa voidaan käyttää joko lukuisia paneeliketjukohtai- sia inverttereitä tai keskusinverttereitä. Paneeliketjukohtaisia inverttereitä käy- tettäessä muodostetaan toisistaan identtisiä pieniä voimaloita, jotka kytketään sarjaan. Keskusinvertterijärjestelmää käyttäessä useat paneeliketjut kytketään DC-rinnankytkentäkeskusten kautta yhteen. [14, s.5.]

Paneeliketjukohtaisella järjestelmällä voidaan toteuttaa isojakin (jopa 100-2000 kW) järjestelmiä. Jos voimalan teho kasvaa, haasteeksi muodostuu pitkät AC- kaapeloinnit invertterien ja puistomuuntajan välillä. Tällöin joudutaan käyttä- mään poikkipinnaltaan suuria maakaapeleita, AC-kaapelinjakokaappeja, ja mahdollisesti kuitukaapelointia PV-järjestelmän erikoistilanteiden hallintaan.

[12, s.6-8.]

Jos verkkoon liittymisjännite on suurempi kuin 400 VAC, tulee käyttää keskusin- vertterijärjestelmää. Tällöin esimerkiksi 24 paneeliketjua kytketään 6mm² DC- kaapeleilla DC-kytkentäkoteloihin, joista edelleen keskusinvertterille 95mm² DC-kaapeleilla. Keskitetty järjestelmä mahdollistaa loistehon kompensoinnin niin auringon säteily aikaan, että sen puuttuessa. [12, s.6-8.]

Paneeliketjukohtaisella järjestelmällä voidaan toteuttaa isojakin (jopa 100-2000 kW) järjestelmiä. Jos voimalan teho kasvaa, haasteeksi muodostuu pitkät AC- kaapeloinnit invertterien ja puistomuuntajan välillä. Tällöin joudutaan käyttä- mään poikkipinnaltaan suuria maakaapeleita, AC-kaapelinjakokaappeja, ja mahdollisesti kuitukaapelointia PV-järjestelmän erikoistilanteiden hallintaan.

[12, s.6-8.]

Jos verkkoon liittymisjännite on suurempi kuin 400 VAC, tulee käyttää keskusin- vertterijärjestelmää. Tällöin esimerkiksi 24 paneeliketjua kytketään 6mm² DC- kaapeleilla DC-kytkentäkoteloihin, joista edelleen keskusinvertterille 95mm² DC-kaapeleilla. Keskitetty järjestelmä mahdollistaa loistehon kompensoinnin niin auringon säteily aikaan, että sen puuttuessa. [12, s.6-8.]

Kuva 3: Paneeliketjuinvertterin kytkentäkuva [1, s.13], jossa:

1 Ketjujen kytkentäkotelo 4 Johdonsuojakatkaisija 2 Johdonsuojakatkaisija 5 AC kytkentäkotelo 3 AC kytkentäkotelo

Tämän työn suunnitteluosiossa tullaan käyttämään paneeliketjukohtaisia invert- tereitä, näiden soveltuessa kohteeseen paremmin vikasietoisuutensa, sekä ha- jautetun valvontansa avulla [1, s.12-13].

3.2.3 Invertterin mitoituksessa käytettävät kaavat

Invertteri voidaan mitoittaa seuraavia kaavoja apuna käyttäen [1, s.41-45].

Lasketaan paneelin maksimijännite (Voc max paneeli):

𝑉𝑜𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖= 𝑉_{oc stc}∗ (1 + ( ^𝛽

100) ∗ (𝑇_𝑚𝑖𝑛− 25)) (1) Jossa:

Tmin – 25 = Oletettu alin lämpötila – lämpötila testiolosuhteissa

Voc stc = Paneelin avoimen virtapiirin jännite standardeissa testiolosuhteissa 𝛽 = on muuttuja lämpötilan vaikutuksesta jännitteeseen (%/K)

Kuva 4: Keskusinvertterin kytkentäkuva [1, s.12], jossa:

1 Ketjujen kytkentäkotelo 7 DC kykentäkotelo 2 Ketjun sulake 8 Johdonsuojakatkaisija 3 Katkaisija 9 Katkaisija

4 Virtamittaus 10 Kontaktori 5 Suojalaitteet (SPD) 11 Keskus 6 Ketjun valvonta/ ohjaus

Määritetään paneelin minimijännite Vmpp min

𝑉_{𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑖𝑛}= 𝑉_{𝑚𝑝𝑝 𝑠𝑡𝑐}∗ (1 + ( ^𝛽

100) ∗ (𝑇_{𝑠𝑜𝑙𝑢}− 25)) (2) Jossa:

Tsolu – 25 = Paneelin solun oletettu korkein lämpötila – lämpötila testiolosuh- teissa

Vmpp stc = Paneelin jännite Vmpp standardeissa testiolosuhteissa 𝛽 = on muuttuja lämpötilan vaikutuksesta jännitteeseen (%/K)

Määritetään paneelien enimmäismäärän ketjussa:

𝑁_{𝑚𝑎𝑥 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢} ≤ ^𝑉max 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖

𝑉𝑜𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖 (3)

Jossa:

Nmax ketju = Paneelien enimmäismäärä yhdessä ketjussa Vmax invertteri = Invertterin maksimi sisääntulojännite Voc max paneeli = Paneelin maksimijännite

Määritetään suurin ketjujännite Voc max ketju:

𝑉𝑜𝑐 𝑚𝑎𝑥 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢 = 𝑁_{max 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢}∗ 𝑉𝑜𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖 (4) Jossa:

Nmax ketju = Paneelien enimmäismäärä paneeliketjussa Voc max paneeli = Paneelin maksimijännite

Siinä tapauksessa, että paneeliketjun jännite tippuu tarpeeksi alhaiseksi, invert- terin MPPT ei voi toimia. Tämän takia paneelien minimimäärä ketjussa (Nmin

ketju) tulee määrittää:

𝑁_{𝑚𝑖𝑛 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢} ≥^𝑉𝑚𝑖𝑛 𝑀𝑃𝑃𝑇 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖

𝑉𝑀𝑃𝑃 min 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖 (5)

Jossa:

Vmin MPPT invertteri = Invertterin MPPT:n minimijännite VMPP min paneeli = Paneelin minimijännite

Paneelin maksimivirtaa määriteltäessä voidaan käyttää IEC 60364-7-712 suo- sittelemaa kaavaa:

𝐼𝑠𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖 = 𝐼_{𝑠𝑐 𝑠𝑡𝑐}∗ 𝐾 (6)

Jossa:

Tsolu = Korjauskerroin, jonka minimiarvo on 1.25 ja joka kasvaa olosuhteista riip- puen

Isc stc = Paneelin avoimen piirin virta standardeissa testiolosuhteissa

Joillakin paneeleilla sähköiset ominaisuudet ovat ilmoitettua korkeammat ja ajan saatossa paneelien sähköiset ominaisuudet heikkenevät. Nämä seikat tu- lee ottaa huomioon laskiessa maksimijännitettä. (Voc max).

3.3 Aurinkosähköjärjestelmän suojalaitteet

Jokainen aurinkosähköjärjestelmän, joka kytketään verkonhaltijan verkkoon, on oltava turvallinen ja toimittava vikatilanteessa niin, ettei se aiheuta häiriötä muu- alle sähköverkkoon. Aurinkosähköjärjestelmä tulee voida erottaa verkosta tur- vakytkimen avulla. Turvakytkin tulee sijoittaa tilaan, johon verkkoyhtiöllä on pääsy. Esimerkiksi sähköpääkeskustilaan tai ulos sähköpääkeskuksen lähetty- ville. Useat verkkoyhtiöt ja pelastuslaitokset ohjeistavat sijainnin määrityksessä.

Verkkoyhtiölle ja pelastuslaitokselle välitetyissä dokumenteissa tulee selvitä tur- vakytkimen sijainti. [11, s.97.]

Aurinkosähköjärjestelmät on varustettava suojalaitteilla, jotka kytkevät vikatilan- teessa tuotantolaitoksen tai koko tuotantolaitoksen syöttämän saarekkeen irti yleisestä sähköverkosta poikkeustilanteessa. Voimala ei saa ikinä kytkeytyä verkkoon silloin, kun verkon jännite tai taajuus ei ole annetuissa rajoissa. Tällöin myös sähkön syöttö saarekkeeseen pitää loppua. [11, s.40.]

Standardin SFS-EN 50438 mukaan pienin havaintoaika laukaisun jälkeiselle automaattiselle jälleenkytkennälle on 60 sekuntia. Tämän jälkeen tuotantolai- toksen pätöteho ei saa ylittää määriteltyä muutosnopeutta. Muutosnopeus il- maistaan prosenttiosuutena nimellispätötehosta Pn minuutissa. Jos verkonhal- tija ei määrittele muuta on oletusarvo 10% Pn/min. [11, s.41.]

Suojauslaitteiston tulee erottaa voimala verkosta sopivilla elektronisilla kytki- millä tai mekaanisilla kontaktoreilla. Kytkinlaite tulee spesifioida tuotantolaitok- sen valmistajan määrittämän ylijännitesuojausluokituksen mukaan ja vuotovirta ei saa ylittää 0,1mA auki kytkettynä riippumatta terminaalijännitteestä. [11, s.42.]

Nimellistehon ollessa yli 100kVA tulee tuotantolaitoksen suojaukset määritellä aina tapauskohtaisesti verkkoyhtiön kanssa. Verkkoyhtiöllä saattaa olla vaati- muksena lisäsuojauksia, kuten esimerkiksi Rocof (rate of change of frequency) -suojaus ja nopeampi Anti-Islanding toiminto. [12, s.4.]

3.4 Akusto

Aurinkovoimalaan voidaan kytkeä akkuja, jotka lisäävät voimalan sopeutumis- kykyä verkon eri tilanteille. Akut toimivat lyhytaikaisena varastona tuotetulle sähkölle, jolla voidaan syöttää sähköä silloin kun paneelien tuotto on heikko. Off grid järjestelmässä akuston mitoituksen merkitys korostuu kansallisen verkon puuttuessa.

Taulukko 2: Suojauksen asetteluarvot enintään 100kVA aurinkovoima- loille, jossa Un tarkoittaa jakeluverkon normaalia nimellisjännitettä [11, s.41].

Akkujen tarve on grid- hankkeessa tulee selvittää kohteen kulutusprofiilin avulla [14, s.5]. Kohteen kulutusprofiililla tarkoitetaan kohderakennuksen energian ku- lutusta vuorokauden eri aikoina, sekä eri vuodenaikoina. Kulutusprofiiliin vaikut- tavat rakennuksen lämmitysratkaisut, käyttöajat ja erilaiset energiaratkaisut.

Käytettäviä akkutyyppejä ovat lyijy- ja litium—pohjaiset akut, joista jälkimmäis- ten käyttöikä on huomattavasti isompi [14, s.5]. Akkuteknologian kehittyessä ja hintojen laskiessa akuston ottaminen osaksi järjestelmää voi olla mullistava edistysaskel kohti toimivampaa ja tehokkaampaa energian käyttöä.

Tämän työn suunnitteluosiossa ei tulla suunnittelemaan akustoa siitä syystä, että nämä jouduttaisiin uusimaan ja/tai huoltamaan voimalan käyttöiän aikana mahdollisesti useita kertoja [14, s.5]. Lisäksi todettaan akuston olevan kustan- nustehoton vaihtoehto tilaajan tarpeisiin nähden. Näin aurinkosähköjärjestel- män mitoitus käyttäjän tarpeisiin sopivaksi on erityisen tärkeää, jotta valtakun- nan verkkoon syötetään mahdollisimman vähän sähköä.

3.5 Kaapelointi

PV-järjestelmän kaapeloinnissa tulee ottaa huomioon, että se kestää ympäri- vuotiset sääolosuhteet kesän helteistä, talven pakkasiin. Kaapelin tulee täyttää IEC 62930 standardi, joka määrittelee 1,5kV asti DC-kaapeloinnin PV-järjestel- mässä ja sisältää halogeenittomat ja vähähalogeeniset kaapelit. Yleisesti käy- tössä on väriltään musta (miinus) ja punainen (plus) DC-kaapelipari. [1, s.50.]

Kuva 5: PV-kaapeli ja MC-4 liittimet

Yleisin paneeleissa käytettävä liitin on MC-4 tasavirtaliitin. Tämä kuitenkin voi vaihdella valmistajasta riippuen. Kaapelien liittimet tulee varmistaa DC-käyttöön hyväksytyiksi sekä yhteensopivaksi paneelien liittimien kanssa. Huono liitos jär- jestelmässä on sekä paloturvallisuusriski, että saattaa aiheuttaa turhia katkoja.

[14, s.13.]

Paneelien ja invertterin välinen kaapelointi tulee toteuttaa hienosäikeisellä ja riittävän suuren poikkipinnan omaavia kaapeleita. Plus- ja miinuskaapeli sekä keltavihreä potentiaalintasauskaapeli kuljetetaan samaa johtotietä, jolloin välte- tään kaapeleista muodostuva induktiosilmukka. Esimerkiksi salaman iskiessä lähelle tämä induktiosilmukka voisi aiheuttaa jännitepiikin järjestelmään. [14, s.13.]

Kaapeloinnin kannalta invertterin sijoitus tulisi suurissa järjestelmissä olla mah- dollisimman lähellä paneeleita. Näin pienennetään kaapeloinnin kustannuksia.

Pienissä järjestelmissä invertterin sijainnilla ei ole niin suurta väliä sen ollessa paneeleiden ja pääkeskuksen välissä. [17, s.2-3.]

4 AURINKOVOIMALAN ENERGIANTUOTANTO

Aurinkovoimalan energiantuotantoon vaikuttaa moni asia, mutta kolme isointa tekijää ovat auringon säteily, paneelien lämpötila ja varjostukset. Mitä enemmän säteilyä tarpeeksi tuulettuvassa ympäristössä, sen isompi on voimalan tuotanto.

Voimalaa suunniteltaessa tulee ottaa huomioon, onko lähettyvillä puita tai kor- keita rakennuksia, jotka voivat luoda varjoja osalle paneeleista. Myös muiden paneelien varjostukset, puiden lehdet ja saasteet tulee karsia mahdollisimman vähäiseksi. Varjojen ja vioittuneiden paneelien vahinkoa voidaan rajata ohitus- diodeilla, jotka kytketään rinnan paneelin kanssa. Yksittäisen paneelin vioittu- essa tai sen tuotannon laskiessa muista syistä diodi auttaa kiertämään vikakoh- dan niin, ettei koko paneeliketjun tuotanto häviä. Näin moduulin toimintavar- muus saadaan taattua. Toisaalta se pienentää moduulin hyötysuhdetta. [1, s.34-35.]

4.1 Yhdistyminen verkonhaltijan sähköverkkoon

Aurinkovoimalan yhdistäminen verkonhaltijan sähköverkkoon tulee huomioida jo aikaisessa vaiheessa suunnittelua. Voimala yhdistetään pienjännite- (PJ), keskijännite- (KJ), tai suurjänniteverkkoon (SJ) riippuen voimalan koosta. Ylei- sesti ottaen yksityisten kuluttajien PV-järjestelmät yhdistetään PJ-verkkoon, kaupalliset ja teolliset voimalat KJ-verkkoon ja isoimmat aurinkopuistot SJ- Verkkoon.

Jo ennen tuotantolaitoksen hankintapäätöstä tulee selvittää, millainen on kysei- sen kunnan rakennusjärjestys. Tähän liittyvät vaatimukset vaihtelevat kunnittain ja nämä saa selville ottamalla yhteyttä kunnan rakennustarkastajaan. [4] Suuret ympäristöön vaikuttavat aurinkosähköjärjestelmät edellyttävät maankäyttö- ja rakennuslain mukaisen toimenpideluvan. Tällöin hankkeelle tulee nimetä pää- suunnittelija sekä vastaava työnjohtaja. [14, s.7.]

Toinen ennen hankkimispäätöstä tehtävä asia on selvittää tuotantolaitoksen so- veltuvuus liitäntäpaikkaan. Liitäntäpaikka on esimerkiksi rakennus ja sen pää- tai ryhmäkeskus. Huomioon otettavia tekijöitä ovat muun muassa keskuksessa olevat vapaat lähdöt aurinkojärjestelmää varten sekä varokkeiden, muiden suo- jalaitteiden ja kaapeleiden kestoisuuksien riittävyys. [8.]

Lisäksi tulee selvittää, että laitos täyttää sähköverkon ja sähköturvallisuusmää- räysten vaatimukset. Parhaiten nämä saa selville ottamalla yhteyttä alueella toi- mivaan verkonhaltijaan. Myös sähkönmyyjään tulee olla ajoissa yhteydessä en- nen tuotannon aloittamista. [8.]

Voimalan liittämisestä tehdään yleensä tuotannon liittymissopimus. Tämän tarve kuitenkin arvioidaan tapauskohtaisesti. Sähköverkonhaltijan kanssa tulee tehdä myös verkkopalvelusopimus sähköntuotantoa varten. [8.]

Kaikkien laitteiden, jotka syöttävät sähköä verkkoon tulee täyttää niille asetetut vaatimukset. Nämä vaatimukset takaavat sähkön laadun pysymisen sähköver- kon vaatimalla tasolla sekä sähkön kuluttajien ja sähköverkon parissa työsken- televien henkilöiden turvallisuuden. Voimalaa ei voida yhdistää sähköverkkoon, jos se ei täytä sille määrättyjä jännite- ja taajuusarvoja. [8.]

4.1.1 Aurinkovoimalan mittarointi

Nimellisteholtaan yli 100kVA voimala tulee varustaa erillisellä mittalaitteella, jolla saadaan laskettua oman tuotannon kulutus, eli voimalan tuottamaa ener- giaa, joka käytetään suoraan kohteessa. Mikäli voimalan vuosituotanto ylittää 800 000 kWh, on oman tuotannon kulutuksesta maksettava sähköveroa. Ver- konhaltija on vastuussa verkkoon syötetyn ja verkosta otetun energian mittaa- misesta, mutta oman tuotannon kulutuksen mittaamisvastuu on sähkön tuotta- jalla. Sähkömittarin nettoamistapa on syytä tarkistaa sähköyhtiöltä. [8, 9.]

Verkonhaltijalla voi olla käytössä hetkellisesti netottavia sekä ei lainkaan ne- tottavia mittareita. Netottava mittari laskee vaiheiden kuluttaman ja tuottaman tehon yhteen, eli jos vaihe 1 tuottaa 100W ja kaksi muuta vaihetta ottaa ver- kosta yhteensä 50W, niin netottavalla mittarilla kyseisellä hetkellä on verkkoon antoa 50W. [11, s.32-34.]

Mikäli verkonhaltijalla on ei-netottava mittari, tulisi vaiheiden kuormitus olla mahdollisimman pientä, jolloin vältytään tilanteelta, jossa yhdellä vaiheella syö- tetään verkkoon ja muilla otetaan verkosta sama teho. Tässä tapauksessa verk- koyhtiö laskuttaa ottaman tehon todennäköisesti kalliimmalla hinnalla, jolla ku- luttaja myy.

5 SUUNNITTELUOHJELMISTOT

Suunnitteluohjelmistot ovat erittäin iso osa insinöörin työtä nykypäivänä. Ohjel- mistot helpottavat päätöksen tekoa ja nopeuttavat suunnittelua. Ohjelmistoja käyttäessä sen tuloksia on kuitenkin osattava analysoida, sillä selkeää kaavaa siitä miten tulos on saatu ei ole välttämättä suoraan nähtävillä. Ohjelmistoja on osattava käyttää rinnan muiden työkalujen ja maalaisjärjen kanssa luotettavan

Taulukko 3: Netotuksen vaikutus lopulliseen laskutukseen [11, s.33]

tuloksen saamiseksi. On hyvä esimerkiksi varmistaa puolueettoman ohjelman mitoitus valmistajakohtaisella laskentaohjelmalla.

Seuraavaksi käydään läpi aurinkovoimalan suunnitteluun tarkoitettuja suunnit- teluohjelmistoja, jotka helpottavat ja nopeuttavat suunnittelutyötä.

5.1 Ohjelmistot suunnittelun tukena

Erilaisia suunnitteluohjelmistoja löytyy tältäkin alalta monia, toiset auttavat 3D mallintamaan aurinkovoimalaa erittäin yksityiskohtaisesti ja toiset antavat tiet- tyjen kriteerien perusteella invertterin mallin ohjelmiston katalogista. Ohjelmis- tojen hinnat ovat ohjelmasta riippuen maksuttomista tuhansiin euroihin vuo- dessa. Ohjelmistoja suunnittelun helpottamiseksi ovat muun muassa PVGis, PVSyst, Sundat ja Sunny design.

5.2 PVGIS

PVGIS on Euroopan komission ylläpitämä työkalu, joka kertoo auringon säteilyn määrän ja sen avulla laskee PV-järjestelmän suorituskyvyn. Ohjelmistolla voi- daan laskea, kuinka paljon erilaisilla PV-järjestelmillä voidaan saada energiaa eri puolilla maailmaa. Työkalu on ilmainen ja selainpohjainen. Tämä tekee tästä hyvän työkalun projektin alkuvaiheessa.

Aluksi järjestelmä pyytää syöttämään sijainnin, jonka voi halutessaan valita kar- tasta tai kirjoittaa osoitteen tai koordinaatit kartan alla sijaitseviin tekstikenttiin.

Tämän jälkeen järjestelmä hakee sijainnille tarvittavan säteilymäärän tietokan- nastaan.

Sitten tulee täyttää PV-järjestelmän tiedot:

- PV tekniikka:

o Kiteinen pii, CIS, CdTe tai tuntematon - Huipputeho (kWp)

- Järjestelmän häviöt

- Vapaasti seisova vai rakennukseen integroitu - Paneelien asennuskulma ja atsimuutti

- PV-järjestelmän kustannus ja elinikä

Kun tiedot on syötetty, saadaan PV-järjestelmän energiantuoton kuukausittain, horisonttiluonnoksen sekä arvioidut tuotot vuodessa (ks liite 9.). Näitä tietoja

voidaan käyttää hyödyksi muissa ohjelmistoissa lähtötietoina tai varmistua oh- jelmiston arvojen paikkansapitävyydestä.

5.3 PVSIZE

PVSize on ABB:n tarjoama ilmainen työkalu aurinkosähköjärjestelmien mitoi- tukseen ja invertterin suorituskyvyn arvioimiseen. Ohjelmiston tarkoituksena on auttaa käyttäjää, sekä suunnittelijaa löytämään sopivan paneelilinjan ja invert- terin yhdistelmä. Ohjelmiston tietokannasta löytyy kaikki ABB:n aurinkoinvertte- rit, noin 6500 aurinkopaneelia, sekä noin 400 erilaista sääasetusta eri puolilta maailmaa. [2.]

Työkalu on tarkoitettu paneeliketjun mitoitukseen ABB:n inverttereille. Työkalu ei huomioi erilaisia paneelien kallistuskulmia tai muita paneelien toimintaan vai- kuttavia olosuhteita. Tämä kuten myös muidenkin valmistajien tarjoamat työka- lut ovat oiva lisä koko järjestelmän kattavalle järjestelmälle, sillä tällä helpolla työkalulla voidaan nopeasti varmistaa laskelmat oikeaksi.

5.4 PVSYST

PVSyst on erityisesti aurinkosähköjärjestelmien suunnitteluun ja toteutukseen suunnattu sovellus. Sovelluksen aloitussivulta löytyvät välilehdet PV- järjestelmän alustavaan ja varsinaiseen suunnitteluun. Tämän lisäksi aloitussivulta löytyvät sovelluksen tietokannat ja erilaisia työkaluja PV- järjestelmän mallintamiseen, sekä mitatun tiedon analysoimiseen. Tämä sekä muut koko järjestelmän kattavat suunnittelutyökalut ovat yleensä maksullisia.

Järjestelmä käyttää laskelmissa yleisiä malleja PV- komponenteista.

Halutessaan voidaan määrittää haluamansa valmistajan PV-komponentteja tai muokata nykyisiä malleja manuaalisesti tietokannat välilehdellä.

Suunnitteluvälilehtien alta voidaan valita verkkoon kytketty -, erillinen - tai pumpaamoon liitetty PV-järjestelmä. Alustavan suunnittelun välilehti tarjoaa mahdollisuuden vertailla PV-järjestelmän tuottoennustuksia muun muassa eri pinta-aloilla, sekä katto- ja paneelityypeillä. Näin voidaan tarjota tilaajalle vaihtoehtoisia ratkaisuja ja tuottoennusteita jo projektin alkuvaiheessa. Osion alla voidaan vertailla myös muun muassa eri kokoisien PV-järjestelmien hintaeroja, joka auttaa budjetin määrittämisessä.

6 SUUNNITTELU

Tässä osiossa käydään läpi aurinkovoimalan suunnitteluprosessi alusta lop- puun, käyttäen apuna esimerkkejä suunnittelutyöstä. Esimerkkien tarkoituk- sena on selventää suunnittelun vaiheita tarkemmin, jotta lukijalle tulee selkeä kuva suunnitteluprosessista.

Esimerkkityönä käytetään kunnan tilaamaa aurinkosähköjärjestelmää toimitilan katolle. Soveltuvaa pinta-alaa toimitilan katolla on 250m². Aurinkosähköjärjes- telmälle suoritetaan kannattavuuslaskelma, jonka perusteella tilaaja antaa toi- meksiannon suunnittelutyölle. Kannattavuuslaskemaa käsitellään kohdassa PV-järjestelmän mitoitus (ks. Liite 8).

6.1 Lähtötiedot

Aurinkovoimalahankkeen tilaaja määrittelee kenelle, mitä, mihin, milloin ja miksi työ tehdään. Projektin alkuvaiheessa on suunnittelijan oltava hereillä ja kysellä

Kuva 6: Alustavan suunnitteluvälilehden tulosnäkymä (PVSYST)

tilaajan tiedot aiheesta, sekä mahdollisesti suositeltava esimerkiksi kustannus- tehokkaampaa ratkaisua.

Tarjouspyyntö- ja urakkasopimusasiakirjoissa määritellään vaadittava doku- mentaatioiden ja merkintöjen laajuudesta. Merkintöjen ja dokumentaatioiden tarkoituksena on taata järjestelmän tehokas ja turvallinen huolto sekä muu käyttö. [14, s.14.]

Sähkönimikkeistön 2010 mukaan aurinkovoimayksiköt luetaan ”Sähkön tuotan- tojärjestelmät ja -laitteistot” alaotsikon alle. Aurinkovoimayksiköiden järjestel- mätunnus on S2123 ja siihen sisältyvät kaikki tarvittavat liitäntäosat niin, että yksikkö on sellaisenaan toimiva kokonaisuus. [18, s.7.]

6.2 Paneelien sijoitus ja asennuskulma

Kohteen sijainti on aurinkosähkövoimaloiden suunnittelun kannalta erittäin tär- keä. Missä tilaajan toimitilat sijaitsevat? Suomen globaalin sijainnin takia au- rinko paistaa pääosin etelästä, nousten idästä ja laskien länteen (ks kuva 6).

Aurinkopaneelien optimaalisin kallistuskulma Helsingissä on 40⁰ ja Rovanie- mellä 49⁰. Paneelien tuotto ei pienene paljon kallistuskulman ollessa 30 ja 60 välillä. Pienemmällä kallistuskulmalla tuotto keskittyy enemmän kesälle ja isom- malla kulmalla talvelle. [14, s.6; 8.]

Paneelin kallistuskulmalla on kuitenkin vaikutus seuraavan paneelin varjostu- maan. Kuten liitteestä 6 huomataan, aurinkopaneelien kulman ollessa 25⁰ au- rinkokulmaksi (eli kulma, jonka jälkeen toinen paneeli peittää auringonsäteet) muodostuu 33⁰, kun taas paneelien ollessa 30⁰ kulmassa aurinkokulma on jo 36⁰. Molemmissa tapauksissa paneelille on varattu tilaa 2,5 metriä.

Aurinkokulmaa voidaan suurentaa paneelien kulmaa pienentämällä tai kasvat- tamalla paneelien välistä etäisyyttä. Näiden kolmen muuttujan suhde pitää ar- vioida tapauskohtaisesti joka projektiin. Vaikuttavina tekijöinä ovat muun mu- assa käytettävä pinta-ala ja muiden rakennuksien ja puiden muodostamat var- jot. Näiden vaikutuksia voidaan simuloida PVSyst ja Sundat suunnitteluohjel- mistoilla.

Paneelit asennetaan yleensä alumiini- ja teräsrakenteiden varaan, jolloin pa- neelin kallistusta voidaan säätää optimaaliseksi kyseiselle sijainnille. Rakentei- den, kannakkeiden sekä kiinnikkeiden on oltava kyseiseen tarkoitukseen suun- niteltuja ja valmistajan tai maahantuojan hyväksymiä käytettävälle paneelityy- pille. [14, s.9.]

Kuva 7: kuvaaja auringon kierrosta Helsinki-Vantaan lentokentän sääasemalta kesäkuussa. (PVSyst ohjel- masta)

Optimaalisin sijoituspaikka varjojen välttämiseksi aurinkopaneeleille on katto.

Katolle ja siihen telineiden kautta asennettuihin paneeleihin kohdistuva tuuli- ja lumikuorma tulee huomioida suunnittelussa. Suomessa lumikuormat vaihtele- vat alueiden välillä 1.4-2.6kN/m² ja paneelien tyypillinen kuormituksen kesto on 5,4kN/m². [14, s.12.]

Varsinkin paneelien tukirakenteen ollessa kelluva vesikatteen päällä tulee kiin- nittää huomiota paneelikenttään kohdistuviin tuulikuormiin. Tyypillisesti tuuli- kuormia kompensoidaan tukirakenteeseen kiinnitetyillä vastapainoilla. Kelluvaa tukirakennetta suunniteltaessa tulee huomiota kiinnittää tuulikuorman lisäksi erityisesti kattorakenteen pintakuorman kantokykyyn. [14, s.9-10.]

Toinen vaihtoehto on kiinnittää paneelien tukirakenne kattoon asian mukaisilla kiinnikkeillä. Kiinnikkeet valitaan sopivaksi kyseiselle kattotyypille. Jokaisella kattotyypillä on omat erityispiirteensä, jotka tulee huomioida suunnittelussa.

Tärkeää on varmistua mahdollisien läpivientien vesitiiviydestä. [14, s.9-10.]

6.3 Potentiaalintasaus

Aurinkosähköjärjestelmä liitetään osaksi rakennuksen potentiaalintasausta.

Näin vähennetään esimerkiksi ukonilman aiheuttamaa jännitteen indusoitu- mista paneeleiden telineisiin, jolloin vältytään turhilta laiterikoilta ja muilta häi- riöiltä. Rakennuksen maadoituskaaviossa huomioidaan aurinkosähköjärjestel- mälle tehtävät asennukset.

Keltavihreän potentiaalintasausjohtimen on oltava poikkipinnaltaan vähintään 6mm² kuparia tai 16mm² alumiinia. Tämän lisäksi poikkipinnan on oltava vähin- tään puolet järjestelmän suurimmasta poikkipinta-alasta. Pääpotentiaalinta- sausjohtimen ei tarvitse olla suurempi poikkipinta-alaltaan kuin 25mm². Lisäksi yli 50m asennuksissa suositellaan tehtäväksi lisäyhdistyksiä telineille.

6.4 Sähköturvallisuus ja standardit

On tärkeää noudattaa sähköasennuksia ja -laitteistoja koskevia lakeja, asetuk- sia, määräyksiä sekä ohjeita. Näin järjestelmän asennus, huolto ja käyttö on turvallista. Vallitsevat standardit ja ohjeet löytyvät helpoiten viimeisimmästä

SFS 600 käsikirjasta sekä sähköturvallisuusviranomaisen TUKES:n nettisivulta.

[11, s.68.]

SFS 600-1 käsikirja sisältää standardit pienjänniteasennuksiin (SFS 6000), kos- kien määräyksiä muun muassa: suojauksiin, johdinmitoituksiin, järjestelmien ra- kenteisiin ja laitevalintoihin. Käsikirjassa on myös oma standardi valosähköisille tehonsyöttöjärjestelmille (SFS 6000-7-712). [11, s.30.]

SFS 607-käsikirjan sisältää yksityiskohtaisemmat standardit aurinkosähköjär- jestelmien suunnitteluun, toteutukseen, käyttöönottoon, käyttöön ja ylläpitoon.

Myös Saksan yleisen pienjakeluverkon kanssa rinnan toimivalle mikrotuotanto- laitteistolle (VDE-AR-N-4105) asetetut määräykset täyttyessä laitteiston yhdis- täminen Suomessa yleiseen sähköverkkoon on sallittua. [11, s.31.]

Aurinkosähköjärjestelmä on huomioitava kerrostaloille ja julkisille rakennuksille tehtävässä pelastussuunnitelmassa ja siihen liittyvässä riskikartoituksessa. Pe- lastussuunnitelmassa tulee mainita, jos pelastushenkilökunnan ei ole turvallista mennä tiettyihin osiin rakennusta aurinkosähköjärjestelmän aiheuttaessa säh- köiskunvaaraa. [11, s.38-39.]

Aurinkosähköjärjestelmälle tulee tehdä sähköturvallisuutta ylläpitävä kunnossa- pito-ohjelma ja laitteistolla tulee olla koulutettu vastuuhenkilö. Kunnossapito-oh- jelman dokumentaatiossa tulee kuvata järjestelmän kytkennät, rakenne ja toi- mintamalli poikkeustilanteiden varalta. [11, s.38-39.]

6.5 PV-Järjestelmän mitoitus

Aurinkovoimalan mitoitukseen vaikuttavat tilaajan budjetin lisäksi käytettävä maa-ala, sekä kohteen energiankulutus. Jos kohde on uudiskohde, energian- kulutus tulee arvioida mitoitusta varten. Mitä tarkemmin kohteen energiankulu- tuksen pystyy mittaamaan tai arvioimaan sitä paremmin voidaan mitoittaa kus- tannustehokas ja kannattava aurinkosähköjärjestelmä.

Mitoituksen tulisi vastata kiinteistön pohjakuormaa päiväkäytössä ja aurin- kosähkön huipputuoton aikana kesällä kiinteistön kokonaiskulutusta. Pohjaku- lutuksella tarkoitetaan kiinteistön koneiden ja kojeiden kulutusta, jotka toimivat kiinteistön kävijämäärästä ja muista tekijöistä riippumatta. [11, s.75-77; 14, s.7.]

Mitoitus tehdään osana kannattavuuslaskelmaa ja nämä molemmat toteutetaan FinSolar-hankkeen [3] kannattavuuslaskurilla (ks. Liite 8). Kiinteistön kuukau- sittainen sähkönkulutus arvioidaan ja selvitetään sähkön hinta sekä sähkön siir- tohinta. Hinnaksi keskisuurelle järjestelmälle arvioidaan 1200 € / kW vuonna 2016 toteutuneiden hankkeiden hintojen perusteella [11, s.60.].

Päädytään lopputulemaan, jossa järjestelmän kooksi saadaan 34kWp. Tällöin takaisinmaksuajaksi järjestelmälle saadaan 13 vuotta ja investoinnin nettonyky- arvoksi (eli kokonaistuotoksi 30 vuoden käyttöiällä) 33708 €. (ks. Liite 8)

Järjestelmän mitoituksen yhteydessä on erittäin tärkeää varmistua liittymän so- veltuvuudesta. Alla olevassa taulukossa on esitelty suositusarvoja eri kokoisien

Taulukko 4: jossa aurinkosähkön tuotanto kuvattu punaisella ja rakennuksen yh- teiskulutus kuvattu sinisellä.

Taulukko 5: Toteutuneiden aurinkosähköjärjestelmähankkeiden kokonais- hinnat eri kokoluokissa vuonna 2016. [11, s.60]

PV-järjestelmien liittymien päävarokkeiden koosta. Tästä huolimatta on hyvä olla varhaisessa vaiheessa paikalliseen verkkoyhtiöön, joka voi edellyttää tiet- tyjä toimenpiteitä ennen liityntää. [12, s.3.]

6.5.1 Invertterin mitoitus

Seuraavaksi mitoitetaan invertteri aiemmin esiteltyjen kaavojen pohjalta. Vali- taan paneeliksi Panasonic malli VBHN335KJ01, jonka datalehdestä (Liite 1.) saadaan avoimen piirin jännitearvoksi 𝑉_{oc stc}= 71.5V. Oletetaan lämpötilan las- kevan Helsingin seudulla -13⁰C ja haetaan paneelin datalehdestä lämpötilaker- roin jännitteelle 𝛽=-0.258%/K. Lasketaan paneelin ottama maksimijännite 𝑉𝑜𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖:

𝑉𝑜𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖 = 71.5𝑉 ∗ (1 + (−0.00258^%

K) ∗ (−13 − 25)) = 78,5𝑉 (1)

Määritetään paneelin minimijännite Vmpp min.Paneelin jännitehaetaan paneelin datalehdestä Vmpp= 59.9V. Solun lämpötilan oletetaan olevan 35⁰C kuumempi kesällä kuin vallitsevan lämpötilan. Helsingin seudun lämpötilan odotetaan maksimissaan nousevan 20⁰C, jolloin solun lämpötila on noin 55⁰C.

𝑉_{𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑖𝑛}= 59.9𝑉 ∗ (1 + (−0.258^%

K) ∗ (55 − 25)) = 55,3𝑉 (2)

Taulukko 6: PV-järjestelmän maksimiteho (AC) suositusarvot suhteessa liittymän päävarokkeisiin. [12, s.3]

Valitaan invertteriksi ABB TRIO-8.5-TL-OUTD datalehdestä (Liite 2.) saadaan sen maksimijännite 𝑉max 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖=1000V. Paneelin maksimijännitteelle käyte- tään aiemmin laskettua arvoa 𝑉𝑜𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖=78,5V. Lasketaan paneelien enim- mäismäärän ketjussa 𝑁_{𝑚𝑎𝑥 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢}:

𝑁_{𝑚𝑎𝑥 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢} ≤ ^1000𝑉

78,5𝑉 = 12,73 ≈ 12 (3)

Käytetään aiemmin laskettuja arvoja 𝑁_{𝑚𝑎𝑥 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢}=12 ja 𝑉𝑜𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖= 78,5V, kun lasketaan suurin ketjujännite Voc max ketju:

𝑉𝑜𝑐 𝑚𝑎𝑥 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢 = 12 ∗ 78,5𝑉 = 942𝑉 (4)

Invertterin datalehdestä haetaan MPPT:n pienin toimintajännite, joka on 70%

arvosta Vstart.

𝑉𝑚𝑖𝑛 𝑀𝑃𝑃𝑇 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖 = Vstart ∗ 70% = 350V ∗ 0.7 = 245V

Paneelien vähimmäislukumäärä saadaan arvojen 𝑉𝑚𝑖𝑛 𝑀𝑃𝑃𝑇 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖= 245V ja 𝑉_{𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑖𝑛}= 55,3𝑉 osamääränä:

𝑁_{𝑚𝑖𝑛 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢} ≥ ^245𝑉

55,3𝑉 =4,4 ≈ 5 (5)

Paneelin datalehdestä haetaan paneelin virta 𝐼_{𝑠𝑐 𝑠𝑡𝑐}. Lasketaan paneelin mak- simivirta 𝐼𝑠𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖, joka on sarjaan kytketyssä paneeliketjussa yhtä suuri, kuin paneeliketjun virta 𝐼𝑠𝑐 max 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢:

𝐼𝑠𝑐 max 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑒𝑙𝑖 = 𝐼𝑠𝑐 max 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢 = 6.05𝐴 ∗ 1.5 = 9,075𝐴

Lopuksi voidaan verrata yhden paneeliketjun maksimivirtaa 𝐼𝑠𝑐 max 𝑘𝑒𝑡𝑗𝑢 invert- terin suurimpaan kokonaisvirtaan 𝐼 𝑆𝐶_𝑚𝑎𝑥 ja yhden inputin maksimivirtaan 𝐼_{𝑀𝑃𝑃𝑇 𝑚𝑎𝑥}. Invertterin yhden inputin maksimivirran ollessa vähintään kaksi ker- taa suurempi, kuin paneeliketjun maksimivirran voidaan paneeliketjuja laittaa sarjaan yhden inputin perään.

Tässä tapauksessa invertterin maksimivirta 𝐼_{𝑀𝑃𝑃𝑇 𝑚𝑎𝑥} = 15𝐴, joten paneeliket- juja ei voida asettaa rinnan. Invertterin kokonaisvirran 𝐼 𝑆𝐶_𝑚𝑎𝑥 tässä tapauk- sessa ollessa 20A, todetaan, että invertterin molempia MPPT-lähtöjä voidaan hyödyntää.

6.6 Järjestelmän yhteenveto

Yhteenvetona todetaan, että kyseisiä paneeleita voidaan ketjuttaa 5-12 kappa- leen sarjoihin, jotta ne toteuttavat invertterin vaatimukset. Invertterissä on 2 MPPT:ä, jolloin voidaan toteuttaa esimerkiksi 2*12 paneeliketjua per invertteri.

Lisää paneeleita saadaan lisäämällä useampi invertteri. Todetaan, että ketjussa paneeleiden lukumäärä on suositeltavaa olla tasaluku, jolloin ketjun ollessa kahdessa rivissä rivit menevät tasan. Näin asennuksesta tulee siistimpi ja varjot yms. vaikuttavat molempiin rivistöihin samalla tavalla.

Tässä kohdassa on syytä tarkastella paneelien ryhmittelyä paneelien suuntauk- sien ja varjostuksien perusteella. Jos osa paneeleista varjostuu eri aikaan tai eri tavoin ryhmitellään ne toisen MPPT:n taakse. Myös eri suuntauksella tai kal- listuskulmalla asennetut paneelit tulee ryhmitellä erikseen. Myös eri paneelityy- pit tulee ryhmitellä erikseen. Suotavaa olisi käyttää samaa paneelityyppiä koko järjestelmässä.

Aikaisemmin PV-järjestelmän mitoitus otsikon alla laskettiin järjestelmän kooksi 34kWp. Valitun invertterin AC teho on 8.5kWp, jolloin inverttereitä tarvitaan:

4𝑘𝑝𝑙 ∗ 8,5𝑘𝑊𝑝 = 34𝑘𝑊𝑝

Näin ollen paneeliketjuja järjestelmään tulee kuusi kappaletta, joissa jokaisessa on 12 aurinkopaneelia. Paneelien yhteislukumäärä on 96. Lasketaan liitteen 7 mukaan paneeleiden tarvittava pinta-ala:

18,95𝑚 ∗ 12,875𝑚 = 244𝑚2

Todetaan käytettävän pinta-alan olevan sopiva ja pidetään paneelien väli vali- tussa 2,5 metrissä. Tarvittaessa paneelien välitystä voidaan pienentää tai kas- vattaa. Valitaan liitteen 6 mukaisesti paneelien kallistuskulmaksi 25⁰.

Aurinkopaneelien DC-kaapelointi toteutetaan 1x4 (musta) + 1x4 (punainen), jonka todetaan olevan riittävä kyseiselle virralle (Liite 4.). Todetaan paneelien liitännän olevan SMK ja kaapelin koko 4mm2 (Liite 1). Huomataan invertterin suurimman ulostulojännitteen olevan 14.5 A (Liite 2).

7 LOPPUPÄÄTELMÄT

Energiapolitiikka on murroksessa niin Suomessa kuin maailmalla. Tämän het- ken poliittisilla valinnoilla on kauaskantoiset vaikutukset niin hyvässä kuin pa- hassa. Samaan aikaan kun kasvatetaan uusiutuvien energiamuotojen käyttöä, lisääntyy myös ihmiskunnan päästöt väestön kasvaessa ja vaurastuessa. EU:n asettamiin päästötavoitteisiin on melkein jokaisella valtiolla vielä matkaa. Tä- män lisäksi maailman suurvallat tulisi saada houkuteltua mukaan talkoisiin.

Eri puolilla maailmaa sääolosuhteet ovat hyvinkin erilaiset. Tämän vuoksi kaik- kia mainospuheita aurinkopaneelin tuotosta ei Suomessa kannata ottaa to- desta. Tämä ei tarkoita kuitenkaan, etteikö Suomessa aurinkovoima olisi oikein suunniteltuna ja sopivaan kohteeseen asennettuna kannattava sijoitus niin lom- pakolle kuin ympäristölle.

Todetaan työssä tehdyn invertterin mitoituslaskelman vastaavan PVSize- ohjel- mistosta saatavaa dataa. Yleisimpien paneeli- ja invertterimallien löytyessä suunnittelutyökalusta, paneelien ja invertterien vertailuun käytetään kyseistä työkalua. Muiden valmistajien inverttereiden vertailu voidaan suorittaa manuaa- lisesti, esimerkiksi excelillä käyttäen työssä esitettyjä kaavoja tai etsiä kyseisen valmistajan vastaavaa työkalua.

Mitoitettaessa aurinkosähköjärjestelmää nopein ja turvallisin tapa on käyttää mitoitustyökaluja ja suunnitteluohjelmistoja. Näin voidaan välttyä inhimillisiltä laskuvirheiltä ja aikaa jää muuhun suunnittelutyöhön. Aurinkosähköjärjestelmän tuoton optimoinnin kannalta suunnitteluohjelmistoja käyttäessä tulee huomi- oida, että lämpötilojen ja muiden suureiden on oltava mahdollisimman lähellä paikallisia arvoja. Tämän lisäksi uusimpia paneeleita ei välttämättä suunnitte- luohjelmistoista löydy. Tällöin suunnitteluohjelmistojen arvoja on muokattava manuaalisesti tai mitoitettava järjestelmä käsin.

Aiemman suunnittelukokemuksen aurinkosähköjärjestelmistä puuttuessa, työn hankalin osuus oli ylivoimaisesti arvioida voimaloiden tehoarvojen mittasuh- teita. Myös oikean kohteen puuttuessa esimerkeistä, kohteen tarkemmista tie- doista saatavat arvot laskentaohjelmiin olivat arvioitava. Haasteena oli myös useiden ammattilaiskäyttöön suunnattujen ohjelmistojen maksullisuus ja rajalli- nen budjetti. Näin ollen alkuperäinen suunnitelma ohjelmistojen laajemmasta vertailusta oli jätettävä pois.

Aurinkosähkön saatavuuden ollessa kausittaista, erityisesti Suomessa, erittäin tärkeä kehityskohde on akustojen kapasiteetin kasvattaminen. Ennen tätä au- rinkosähkö ei voi olla Suomessa muuta kuin täydentävä energiamuoto muiden uusiutuvien energiamuotojen rinnalla. Tässäkin tapauksessa aurinkosähköllä on suuri kasvupotentiaali ja aurinkoinen tulevaisuus.

LÄHTEET

1. ABB Oy. Photovoltaic plants, Cutting edge technology. 05/2019

2. ABB Oy. PVSize. WWW-dokumentti. Saatavissa:

https://new.abb.com/power-converters-inverters/solar/software- tools/pvsize. [viitattu 23.10.2019].

3. Auvinen, K., Jalas, M., Juntunen, J., Liuksiala, L., Lovio, R., Müller, J &

Nissilä, H. FinSolar: Aurinkoenergian markkinat kasvuun Suomessa.

1/2016. Saatavissa: https://core.ac.uk/download/pdf/80719117.pdf 4. Auvinen, K. & Jalas, M. Aurinkosähköjärjestelmien hintatasot ja kannat-

tavuus. 24.3.2017. Saatavissa: https://finsolar.net/kannattavuus/aurin- kosahkon-hinnat-ja-kannattavuus/

5. Chappel, B. California Gives Final OK to Require Solar Panels on New Houses. 6.12.2018. Saatavissa:

https://www.npr.org/2018/12/06/674075032/california-gives-final-ok-to- requiring-solar-panels-on-new-houses?t=1573391746935. [viitattu 3.11.2019].

6. European Comission. PVGIS. 15.10.2019. Saatavissa:

https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/tools.html

7. Gaia Consulting Oy. Aurinkosähkö. WWW-dokumentti Saatavissa:

https://www.motiva.fi/ratkaisut/uusiutuva_energia/aurinkosahko/. [vii- tattu 5.12.2019].

8. Heikkilä, T. Sähkötuotantolaitoksen liittäminen jakeluverkkoon.

11.6.2019. Saatavissa: https://energia.fi/files/3888/ohje_tuotannon_liit- tamisesta_asiakasviestintaan_PAIVITETTY_20190611.pdf

9. Jokinen, M. Energiaverotus 8.11.2019. WWW-dokumentti. Saatavissa:

https://www.vero.fi/syventavat-vero-ohjeet/ohje-hakusivu/56206/ener- giaverotus/. [viitattu 5.12.2019].

10. Kallio, A. Kaksi tärkeintä mitoitusperustetta aurinkovoimalalle. WWW- dokumentti. Päivitetty 19.1.2018. Saatavissa: https://www.helen.fi/au- rinko/yritykset/ajankohtaista/kaksi_t%C3%A4rkeint%C3%A4_mitoitus- perustetta_aurinkovoimalalle. [viitattu 22.11.2019].

11. Lehto, I., Liuksiala, L., Lähde, P., Olenius, M., Orrberg, M &Ylinen, M.

ST-käsikirja 40, Aurinkosähköjärjestelmien suunnittelu ja toteutus, Säh- kötieto ry. 2017

12. Mäkinen, J. Aurinkosähkö osana energiamurrosta, PV-voimalan suun- nittelijan opas, suunnittelu – toteutus – ylläpito. 2019

13. Radiki. Mitä eroa on aasialaisilla ja eurooppalaisilla aurinkopaneeleilla.

17.8.2019. WWW-dokumentti. Saatavissa: https://www.radiki.fi/com- ponent/content/article/2-uutiset-2018/18-mita-eroa-on-aasialaisilla-ja- eurooppalaisilla-aurinkopaneeleilla?Itemid=101. [viitattu 5.12.2019].

14. Ranta S. & Heikkinen T. ST 55.32 Verkkoon kytketyt aurinkosähköjär- jestelmät. 6/2019

15. Suomen virallinen tilasto (SVT): Energian hankinta ja kulutus [verkkojul- kaisu]. ISSN=1799-795X. Helsinki: Tilastokeskus Saatavissa:

http://www.stat.fi/til/ehk/?_ga=2.4524787.138837282.1576400245- 459319935.1572791221. [viitattu: 15.12.2019].

16. Suomen virallinen tilasto (SVT): Sähkön ja lämmön tuotanto [verkkojul- kaisu]. ISSN=1798-5072. Helsinki: Tilastokeskus Saatavissa:

http://www.stat.fi/til/salatuo/index.html. [viitattu: 3.11.2019].

17. Sähkötieto ry. ST 55.33 Aurinkoenergiaa hyödyntävät laitteet ja niiden liittäminen rakennuksen sähkönjakelujärjestelmään. 15.11.2013 18. Sähkötieto ry. ST-70.12 S2010-Sähkönimikkeistö. 16.10.2017

19. Tilastokeskus. EU:n ilmasto- energiapaketti. WWW-dokumentti. Saata- vissa: https://www.stat.fi/meta/kas/eun_ilmasto.html. [viitattu

20.11.2019].

20. Työ- ja elinkeinoministeriö. Tuettavat hankkeet. WWW-dokumentti.

Saatavissa: https://tem.fi/tuettavat-hankkeet . [viitattu 20.11.2019].

Photovoltaic module HIT

N335K

Panasonic’s unique heterojunction technology uses ultra-thin amorphous silicon layers. These thin dual layers reduce losses, resulting in higher energy output than conventional panels.

Our powerful Panasonic HIT^® N335K features a high module efficiency of 20%, an industry leading temperature coefficient of -0.258% /⁰C and a sleek design.

Powerful and efficient, designed to get the most out of your roof!

n-type crystalline silicon wafer Double-sided textured surface i-type amorphous layer Amorphous layer Transparent electrode (TCO) Lattice-type electrodes Finger Tab

These amorphous silicon layers reduces the recombination of electrons to minimum level.

Electrodes Ultra-thin amorphous silicon layer

HIT^® is a registered trademark of Panasonic Group

Quality and Reliability

Panasonic’s vertical integration, over 20 years of experience manufacturing HIT^® and 20 internal tests 3-times beyond those mandated by current standards provide extreme quality assurance.

Higher efficiency (of 20%) through improved cells The HIT+ cells boast an even cleaner junction be- tween the layers of the cells. The cells are man- ufactured in Japan and offer you an even higher efficiency than the before.

Enhanced Frame Design

A 40mm frame increases durability and strength, being able to handle loads of up to 5400Pa.

Also, the water drainage system gives rain water and snow melt a place to go, reducing water stains and soiling. Less dirt on the module means more sunlight getting through to generate power.

Low Degradation

HIT “N-type” cells result in extremely Low Light Induced Degradation (LID) and zero Potential Induced Degradation (PID) which supports reliability and longevity. This technology reduces annual degradation, guaranteeing more power for the long haul.

Our competitive advantages

High Performance at High Temperatures As temperature increases, HIT^® continues to perform at high levels due to the industry leading temperature coefficient of -0.258% /⁰C. No other module even comes close to our temperature characteristics. That means more energy throughout the day and particularly in summer.

25 Year Product and Performance Guarantee**

Industry leading 25 year product workmanship and performance guarantee is backed by a century old company - Panasonic.

Power output is guaranteed to 86.2% after 25 years.