Sähkön hajautetun pientuotannon kehitys jakeluverkoissa ja vaikutukset verkon käyttöön

(1)

Advanced Energy Solutions maisteriohjelma

Sähkön hajautetun pientuotannon kehitys jakeluverkoissa ja vaikutukset verkon

käyttöön

Diplomityö

Tuukka Sandell

Diplomityö 2021

(2)

(3)

Tekijä Tuukka Sandell

Työn nimi Sähkön hajautetun pientuotannon kehitys jakeluverkoissa ja vaikutukset verkon käyttöön

Koulutusohjelma Advanced Energy Solutions Pääaine Sustainable Energy Systems and Markets Vastuuopettaja/valvoja Prof. Matti Lehtonen Työn ohjaaja(t) DI Jan Strandberg

Yhteistyötaho Caruna Oy

Päivämäärä ^24.05.2021 Sivumäärä ^{59 + 20} Kieli ^Suomi.

Tiivistelmä

Kuluttajien jakeluverkkoon liittämä sähkön mikro- ja pientuotanto on kasvattanut suosiotaan jo usean vuoden ajan. Erityisesti aurinkosähkön mikrotuottajien määrä on kasvanut, ja pelkästään vuonna 2020 Carunan verkkoon liitettiin noin 2770 mik- rotuotantolaitosta. Mikrotuotantolaitosten tuotanto aiheuttaa jakeluverkon jännit- teen laatuun muutoksia, ja erityisesti ylijännitteestä voi muodostua ongelmia pie- nen kulutuksen ajankohtina tuotannon ollessa suurta.

Tässä työssä tutkitaan ja esitetään hajautetun pien- ja mikrotuotannon yleisiä vaikutuksia jakeluverkon jännitelaadussa ja suojauksissa sekä voimassa olevien standardien ja suositusten antamia määräyksiä. Työssä myös kerrotaan uusiutuviin energianlähteisiin perustuvien sähköntuotantomuotojen nykytilasta ja tulevaisuu- desta.

Tämän diplomityön tavoitteena on selvittää, voidaanko verkkoon liittää enemmän sähkön mikrotuotantokapasiteettia, mikäli tuotantolaitosten tehokertoimien aset- teluarvoihin vaikutetaan. Tällä hetkellä mikrotuotantolaitokset liitetään useimmiten verkkoon tehokertoimella yksi. Kasvanut mikrotuotannon suosio ja tuotantolaitosten kapasiteetti aiheuttaa tuotannon aikaan jännitteen nousua. Tähän nou- suun on mahdollista vaikuttaa hillitsevästi asettamalla tuotantolaitoksen tehokerroin pienemmäksi induktiiviseen suuntaan.

Työn tuloksista havaitaan, että verkkoon liitettävissä olevaa mikrotuotantolaitteis- tojen tehoa on mahdollista kasvattaa tehokertoimien induktiivisemmalla asettelulla. Tulokset esitetään työssä erilaisten verkkoprofiilien mukaan. Kasvaneiden tuotantolaitostehojen esittämisen ohessa tuloksissa kerrotaan myös verkkoon koh- distuvista muuttuneista kuormituksen tasoista, ja kuinka kasvaneeseen kuormituk- seen kannattaisi reagoida.

Avainsanat Hajautettu tuotanto, Mikrotuotanto, Pientuotanto, Tehokerroin, Kuormitus- aste

(4)

Author Tuukka Sandell

Title of thesis Development and effects of distributed small-scale power generation in distribution networks

Programme Advanced Energy Solutions

Major Sustainable Energy Systems and Markets Thesis supervisor Prof. Matti Lehtonen Thesis advisor(s) M.Sc. (Tech) Jan Strandberg Collaborative partner Caruna Oy

Date 24.05.2021 Number of pages 59 + 20 Language Finnish

Abstract

The distribution network connected small and microscale power production have been growing popularity for several years amongst consumers. Especially the number of the solar PV micro producers has increased, and in 2020 alone, about 2,770 microgeneration plants were connected to Caruna’s distribution grid. The micro production causes changes in the quality of the voltage, and overvoltage in particu- lar might be the case during the times of low consumption but high production.

This study investigates and presents the general effects of distributed small and microscale power production on the voltage quality and protection of the distribution network, as well as the regulations set by current standards and recommendations.

The study also describes the current state and future views of renewable power production.

The aim of this master’s thesis is to find out whether more generation capacity can be connected to the grid, in case the power factors of the generation plants are af- fected. Currently, micro plants are most often connected to the grid with a power factor value of one. The increased popularity of micro production and plant capacities are causing the voltage to rise during production. It is possible to ease the effect of voltage rise by setting the power factors of micro plants more inductive.

The results of this thesis show, that it is possible to increase the capacity of grid connected micro plants by more inductive power factor setup. The study results are presented in the work by different profiles of the network. Not only the increased production capacities are shown, but also the increased level of loads in the network are considered with some reaction proposals.

KeywordsDistributed generation, Microgeneration, Small-scale generation, Power factor, Load factor

(5)

Sisällys

1 Johdanto ... 10

2 Tuotantolaitosten luokittelu ... 12

2.1 Pien- ja mikrotuotanto ... 12

2.2 Sähköntuotannon energialähteet ... 12

2.2.1 Tuulivoima ... 12

2.2.2 Aurinkoenergia ... 14

2.2.3 Vesivoima ... 15

2.2.4 Pien-CHP ... 16

2.2.5 Virtuaalivoimalaitokset ... 17

2.3 Liittämistavat... 18

2.3.1 Epätahtigeneraattorit ... 18

2.3.2 Tahtigeneraattorit ... 19

2.3.3 Invertterit ... 20

3 Uusiutuvan sähköntuotannon kapasiteetti ja tulevaisuuden potentiaali ... 21

3.1 Tuotanto globaalisti ... 21

3.2 Tuotanto Suomessa ... 24

3.3 Pientuotanto Suomessa ... 25

3.4 Tuotannon ennustettavuus ... 27

4 Verkon tekniset vaatimukset ... 29

4.1 Sähkön laatu ... 29

4.1.1 Standardi... 29

4.1.2 Jakelujännitteen ominaisuudet ... 29

4.1.3 Välkyntä ... 31

4.2 Loisteho ... 31

4.3 Sähkömittarit ... 32

4.4 Verkon suojaus ...33

4.5 Vaatimukset voimalaitosjärjestelmille ... 35

4.6 Käyttötoiminta ... 37

5 Hajautetun tuotannon vaikutukset verkkoon ... 39

5.1 Vaikutukset sähkön laatuun ... 39

5.1.1 Toimitusvarmuus ... 39

5.1.2 Ylijännite ... 39

5.1.3 Tehoramppi ... 41

(6)

5.1.4 Loistehotasapaino ... 42

5.1.5 Symmetria ... 43

5.1.6 Harmoninen särö ... 44

5.2 Suojausvaikutukset ... 44

5.2.1 Oikosulkuvirrat ... 44

5.2.2 Jälleenkytkennät ... 47

5.2.3 Tuotantolaitosten keskinäinen suojaustoiminta ... 47

5.3 Verkossa työskentely ... 49

6 Tuotannon simulointi ... 51

6.1 Verkkoalueiden valinta ... 51

6.2 Menetelmät ... 51

7 Simuloinnin tulokset ja johtopäätökset ... 53

7.1 Tulokset ... 53

7.2 Todellinen tuotantopiste ... 62

7.3 Johtopäätökset ... 63

8 Yhteenveto ... 67

Lähdeluettelo 69

(7)

Esipuhe

Haluan kiittää ohjaajaani Jan Strandbergia mielenkiintoisen ja tarpeellisen aiheen löytämi- sestä diplomityölleni, sekä runsaasta avusta työn eri vaiheissa. Kiitän samalla myös koko Carunan muuta henkilöstöä, joka on työssäni auttanut ja tukenut. Haluan esittää kiitokseni myös työni valvojalle professori Matti Lehtoselle hyvistä neuvoista ja kommenteista.

Lisäksi haluan kiittää kumppaniani hänen tuestaan koko kevään kirjoitusprosessin ajan, sekä koko perhettäni, erityisesti vanhempiani, jotka aikoinaan saivat kannustamalla ohjattua opintojani oikeaan suuntaan.

Helsingissä 24.5.2021 Tuukka Sandell

(8)

Symbolit ja lyhenteet Symbolit

cos(φ) Tehokerroin

f Taajuus

Ik Oikosulkuvirta

P Pätöteho

Plt Pitkäaikainen häiritsevyysindeksi Pst Lyhytaikainen häiritsevyysindeksi

Q Loisteho

S Näennäisteho

Un Nimellisjännite

Ur Laskennallinen jännite Uv Vaihejännite

Lyhenteet

A Ampeeri

AJK Aikajälleenkytkentä

BCDC Bright Clouds – Dark Clouds

CHP Combined Heat and Power, sähkön ja lämmön yhteistuotanto CPU Central Processing Unit, keskusyksikkö

ET Energiateollisuus ry

GaAs Galliumarsenidi, mm. ohutkalvokennoissa käytetty puolijohde GW Gigawatti

IEA International Energy Agency, kansainvälinen energiajärjestö ind. Induktiivinen

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change, hallitustenvälinen il- mastonmuutospaneeli

KJ Keskijännite kV Kilovoltti

kVA Kilovolttiampeeri kW Kilowatti

LFSM-O Limited Frequency Sensitive Mode – Over frequency, taajuussäätö- ylitaajuustoimintatila

LoM Loss of Mains, tilanne, jossa verkon jännite katoaa

MW Megawatti

PHS Pumped Hydro Storage, pumpatun veden potentiaalienergiaan perustuva energiavarasto

PJ Pienjännite

PJK Pikajälleenkytkentä

PMSG Permanent Magnet Synchronous Generator, kestomagnetoitu tahtigeneraattori

RR Ramp Rate, tehorampin hetkellinen muutosnopeus

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition, valvomo-ohjelmisto SCIG Squirrel Cage Induction Generator, häkkikäämitetty epätahtigener-

aattori

STN Strategisen Tutkimuksen Neuvosto

(9)

STY Suomen Tuulivoimayhdistys

THD Total Harmonic Distortion, harmoninen kokonaissärö

V Voltti

VJV Voimalaitosten Järjestelmätekniset Vaatimukset VPP Virtual Power Plant, virtuaalivoimalaitos

WRIG Wound Rotor Induction Generator, hiiliharjallinen epätahtigener- aattori

WRSG Wound Rotor Synchronous Generator, vierasmagnetoitu tahtigeneraattori

(10)

1 Johdanto

Ilmaston lämpeneminen on aiheuttanut huolta kansainväliselläkin tasolla jo usean vuoden ajan. Maapallon keskilämpötilan nousun hillitsemiseksi Hallitustenvälinen ilmastopaneeli IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) julkaisi vuonna 2018 raportin, jossa kerrotaan maailmanlaajuisista ympäristövaikutuksista maapallon keskilämpötilan nous- tessa, ja kuinka nousu saataisiin rajoitettua 1,5 asteeseen esiteollisen aikakauden ilmastoon verrattuna [1]. Ilmaston lämpenemisen rajoittamisesta 1,5 asteeseen on sovittu jo vuoden 2015 Pariisin ilmastosopimuksessa [1]. Jotta ilmaston lämpeneminen saataisiin rajoitettua 1,5 asteeseen, toimenpiteiden tulee olla massiiviset. Päästöjä tulee pystyä vähentämään kai- killa eri aloilla ja tämän lisäksi jo ilmakehään tuotettua hiilidioksidia täytyy saada kerättyä esimerkiksi hiilinieluin [1].

Jotta Pariisin ilmastosopimuksen 1,5 asteen rajoitteeseen päästään, päästövähennysten tulee koskea kaikkia teollisuuden aloja. Tämä tarkoittaa, että myös energiantuotannossa pitää vähentää tai luopua kokonaan hiilidioksidia ilmaan runsaasti tuottavista fossiilisista poltto- aineista ja siirtyä puhtaampiin uusiutuviin energianlähteisiin. Sähköntuotannossa onkin ta- pahtunut jo edistysaskeleita ja tuotanto perustuukin yhä enenevissä määrin eri uusiutuviin tuotantomuotoihin kuten vesi-, aurinko- ja tuulivoimatuotantoon [2]. Kansainvälinen energia-alan yhteistyötä edistävä järjestö (IEA) on tehnyt ennusteita sähkön tuotannon kehityk- sestä tulevaisuudessa [2]. Nykyisenkin ympäristöpoliittisen ilmapiirin pysyessä uusiutuvat energiantuotantolähteet kasvattavat ennusteen mukaan tulevaisuudessa osuuttaan [2]. Tiu- kemman ympäristöpoliittisen ilmapiirin ennusteessa uusiutuvat tuotantomuodot kasvavat osuudeltaan yhä merkittävämmiksi [2].

Uusiutuviin energianlähteisiin perustuvan sähköntuotannon kasvattaessa osuuttaan, myös jakeluverkkoihin liitetty sähkön hajautetun pientuotannon määrä on ollut jo pitkään vah- vassa kasvussa. Erityisesti aurinkosähkön pien- ja mikrotuotanto on kasvattanut suosiotaan ja yhä useampi sähkön kuluttuja on nykyään myös pientuottaja [3]. Vaikka puhtaampaan teknologiaan perustuva sähkön pientuotanto on ilmastonäkökulmasta positiivinen asia, aiheuttaa tämä jakeluverkkoyhtiöiden toimintaympäristölle perinteisistä poikkeavia teknisiä haasteita. Kasvava määrä jakeluverkkoon liitettyä hajautettua pien- ja mikrotuotantoa voi aiheuttaa ongelmia muun muassa sähköverkon suojalaitteissa ja sähkön laadussa [4] [5, s.

209–213]. Esimerkiksi heikossa sähköverkossa on perinteisempänä ongelmana voinut esiintyä alijännitettä, mutta hajautettujen tuotantolaitosten vuoksi myös verkon ylijännite voi muodostua yhä useammin ongelmaksi [5, s. 209–212].

Tämän työn keskeisimpänä tarkoituksena on tutkia standardien ja suositusten mukaisia jän- niterajoja noudattamalla, kuinka tehokkaita liittymäpistekohtaisia mikrotuotantolaitoksia voidaan jakeluverkkoyhtiöissä PJ-verkkoon liittää, ja kuinka paljon liitettävissä olevaan mikrotuotantolaitosten tehoon voidaan vaikuttaa niiden tehokertoimien asettelulla. Tutki- muskysymys määritellään yksinkertaisemmin seuraavasti: ”Onko verkkoon liittymäkohtai- sesti liitettävissä oleva sähkön mikrotuotantolaitosten teho kasvatettavissa tuotantolaitosten tehokertoimien eri asetteluilla?” Tutkimustyö toteutetaan yhteistyössä työn tilaajan Ca- runa Oy:n kanssa ja työtä varten toteutetaan Carunan todellisiin verkkoalueisiin perustuva simulointi. Simulointiosuudessa profiileiltaan erilaisissa verkoissa etsitään raja-arvoja ky- seisellä alueella enimmillään liitettävissä oleville tuotantolaitostehoille eri tehokertoimien asetteluarvoilla. Verkkoon liitettävissä olevan tehon määrittelemisen lisäksi simuloinnissa toissijaisesti tutkitaan kasvaneen mikrotuotannon määrän vaikutuksia jakeluverkon ja -

(11)

muuntajien kuormituksessa. Saatujen tulosten perusteella jakeluverkkoyhtiöille annetaan myös ehdotuksia verkon kehittämiseksi, jotta sähkön hajautettua mikrotuotantoa voitaisiin verkkoon liittää mahdollisimman ongelmattomasti. Työssä rajataan mikrotuotantolaitosten tehollisarvo pätöteholtaan 50 kilowattiin (kW) ja tehokertoimien vaikutuksia tutkitaan te- hokertoimesta 1 tehokertoimeen 0,8 induktiivinen (ind.) saakka.

Tämä diplomityö rakentuu kirjallisuusosuudesta ja laskennallisesta simulointiosuudesta.

Kirjallisuusosuus muodostuu kappaleista 2–5. Johdannon jälkeen kappaleessa kaksi kerrotaan uusiutuviin energianlähteisiin perustuvien sähköntuotantolaitosten erilaisista luokit- telumenetelmistä ja näiden yksityiskohtaisemmista ominaisuuksista. Kolmannessa kappaleessa tuodaan esille uusiutuvien sähköntuotantomuotojen potentiaali kansallisesti ja kan- sainvälisesti, sekä sääolohin perustuvan tuotannon osalta sään ennustettavuuden merkitys.

Neljännessä kappaleessa kerrotaan sähköverkon teknisistä vaatimuksista jakeluverkkoyhti- öille ja viides kappale jatkaa tästä, kuinka hajautettu sähköntuotanto vaikuttaa näihin. Kap- paleet kuusi ja seitsemän koskevat työn simulointiosuutta ja niiden tuloksia, sekä mitä tuloksista voidaan päätellä. Lopuksi kappaleessa kahdeksan vedetään yhteen työn saavutuksia ja tarkastellaan tutkimustyön osalta mahdollisia jatkotutkimuskysymyksiä.

(12)

2 Tuotantolaitosten luokittelu

Sähköntuotantolaitokset voidaan luokitella useiden eri ehtojen ja ominaisuuksien mukaan.

Tuotantolaitokset voidaan jakaa eri ryhmiin esimerkiksi käytetyn energianlähteen mukaan, fossiilisia tai uusiutuvia energianlähteitä käyttäviksi, tuotantolaitoksen nimellistehon mukaan tai tuotantoprosessin toimintaperiaatteen mukaan. Tässä kappaleessa määritellään luokitteluperusteita sähköntuotantolaitoksille laitosten tehon, energianlähteen ja tuotantolaitosten liitäntätapojen mukaan.

2.1 Pien- ja mikrotuotanto

Sähkön pientuotanto voidaan määritellä useilla eri keinoilla ja siitä käytetään useita eri ter- mejä. Määritelmät perustuvat useimmiten tuotantolaitosten nimellis- tai maksimitehoon.

Pääasiassa sähkön pientuotanto rajoittuu kymmenistä kilowateista muutamiin megawattei- hin [6]. Sähkömarkkinalain määritelmän mukaan pientuotannolla tarkoitetaan voimalai- tosta tai voimalaitosten muodostamaa kokonaisuutta, jossa tuotannon teho on korkeintaan 2 MVA [7]. Laajamittaisempaa sähkön tuotantoa voidaan pitää jo teollisena sähköntuotan- tona. Tällaiselle teollisen mittakaavan sähköntuotannolle on omat säännöksensä markkinoille, sähköverkolle ja veroille.

Sähkön pientuotantoa kutsutaan myös esimerkiksi termeillä hajautettu tuotanto, mikrotuotanto ja pienimuotoinen tuotanto. Kirjallisuudesta ja mediaa seuraamalla voi löytää muitakin pientuotantoa tarkoittavia termejä. Toisinaan termejä saatetaan yhdistellä toisiinsa.

Tämä aiheuttaa riskin sekoittaa termejä ja merkityksiä. Esimerkiksi sähkön tuotanto tuulivoimalla on hajautettua tuotantoa, mutta yksittäiset tuulivoimaloiden turbiinit saattavat olla teholtaan jo useita megawatteja. Tällöin sähkön tuotantolaitoksia voidaan pitää ha- jautettuna tuotantona muttei enää pientuotantona.

Teholtaan alinta sähkön pientuotantoa kutsutaan myös mikrotuotannoksi. Yleensä sähkön mikrotuotantolaitoksiksi luokitellaan tuotantolaitteistot, joiden teho on alle 50 kVA. Tällais- ten tuotantolaitosten tarkoitus on tuottaa sähköä suoraan kulutuskohteeseen. Jos mikrotuotantolaitoksen sähkön tuotanto ylittää ensisijaisen kohteen kulutuksen ja se on kytketty liit- tymän kautta jakeluverkkoon, tuotantoa voidaan syöttää myös verkon suuntaan. [6]

2.2 Sähköntuotannon energialähteet

Kuten aiemmin todetaan, sähköntuotantolaitokset voidaan luokitella esimerkiksi eri ener- gianlähteiden ja tuotantoprosessien mukaan. Tässä kappaleessa kerrotaan eri uusiutuvia energianlähteitä hyödyntävistä sähköntuotantomuodoista.

2.2.1 Tuulivoima

Uusiutuvien energianlähteiden yhteisen osuuden kasvaessa sähkön kokonaistuotannossa myös tuulivoimalla tuotettu sähkö on kasvattanut osuuttaan markkinoilla. Sen lisäksi, että tuulivoimaloiden määrät ovat kasvaneet, myös niiden koko ja teho on kasvanut merkittä- västi. Maalle tarkoitettujen tuulivoimaloiden napakorkeus on kasvanut jo yli 150 metriin ja nimellisteho voi olla 5 MW. Merituulivoimalat ovat vielä tätäkin massiivisempia. Korkeim- mat merituulivoimalat ovat napakorkeudeltaan jo noin 180 metrisiä ja niiden nimellistehot voivat olla 10 MW. [8]

(13)

Koon lisäksi tuulivoimalat on yleensä jaettu myös niiden akseleiden asennon mukaan, pys- tyakselisiin ja vaaka-akselisiin voimaloihin. Tuulivoimaloiden tuotannon teho on tuulen no- peuden lisäksi suoraan verrannollinen potkurin pyyhkäisypinta-alaan. Koska vaaka-akseli- silla tuulivoimaloilla suuri pyyhkäisypinta-ala on helpommin ja kustannustehokkaammin toteutettavissa, suurempi osa laajan mittakaavan tuulivoimatuotannosta on toteutettu näillä. [9]

Pientuulivoimaksi lasketaan yleensä nimellisteholtaan alle 50 kW tuotantolaitokset. Nämä mittaluokaltaan pientuulivoiman ylärajalla olevat voimalat ovat käytössä pääasiassa maata- louksissa ja pienteollisuudessa. Yleisin pientuulivoiman hyödyntämisen kohde on Suomessa kuitenkin mökeillä. Näiden nimellistehot ovat yleensä alle 1 kW ja lapojen pyyhkäisypinta- ala jää 2–3 metriin. Omakotitalojen paikalliseen sähkön tuotantoon käytetään nimellisteholtaan 3–4 kW tuulivoimaloita. [9]

Pientuulivoimaa käytetään pääasiassa akkujen lataukseen 12, 24, 48 sekä 230 voltin järjes- telmissä [9]. 12, 24, ja 48 voltin tasasähköjärjestelmissä tuulivoimaloiden tuottama vaihto- jännite pitää ensin tasasuunnata, jotta tuotettu sähkö voidaan varastoida akkuihin. Tällöin jakeluverkkoon liitetyn järjestelmän pitää muuntaa alun perin tuulivoimalla tuotettu sähkö- energia invertterillä takaisin verkolle sopivan muotoiseksi vaihtosähköksi. Paikallinen pientuulivoiman tuotanto voidaan käyttää myös lämmitysenergian tuottamiseen tai liittää suoraan omakotitalon omaan sähköverkkoon kulutettavaksi [9].

Kuva 1. Havainnekuva tuulivoimaloiden kasvun kehityksestä [76]

(14)

2.2.2 Aurinkoenergia

Auringon maahan saakka säteilemää energiaa voidaan hyödyntää energian tuotannossa esimerkiksi lämpöenergiaa tuottavilla aurinkokeräimillä ja sähköä tuottavilla aurinkoken- noilla. Aurinkosähkön tuotanto perustuu valosähköiseen ilmiöön, jossa auringonsäteilyn fo- tonit vapauttavat aurinkokennojen puolijohdemateriaaleista elektroneja liikkeelle aiheut- taen näin sähkövirran syntymisen. Aurinkokennon n- ja p-tyypin puolijohteissa auringon- säteilyn fotonien energia saa n-puolen elektronit kulkeutumaan p-puolen aukkoihin. Näin kulkeutuvat elektronit luovat kytkettyyn ulkopuoliseen piiriin sähkövirran. Aurinkokennoja vertaillessa kennojen hyötysuhteen lisäksi yhtä tärkeä parametri on, kuinka paljon ovat pää- omakustannukset wattia kohden. [10, s. 152] [11, s. 82–83]

Aurinkokennojen valmistamisen kannalta tärkein ja yleisimmin käytetty aine on pii. Tätä puolijohdemateriaalia käytetään aurinkokennoissa yksi- tai monikiteisenä. Puolijohdema- teriaali piille perustuvat aurinkokennoteknologiat hallitsevat nykyään suurinta osaa, noin 90 prosenttia, markkinoilla käytetyistä aurinkokennoista. Nykymarkkinoilla olevilla piiki- dekennoilla saavutetaan yleensä noin 15–17 prosentin hyötysuhde. Laboratorio-olosuhteissa on päästy kuitenkin jo yli 20 prosentin hyötysuhteisiin. Piikidekennoista yksikitei- sestä piistä valmistetut kennot ovat tuotantokustannukseltaan monikiteisiä kennoja jonkin verran kalliimpia. [10, s. 153] [12]

Ohutkalvokennot ovat aurinkokennomarkkinoiden hieman uudempi, niin sanotusti toisen sukupolven aurinkokennoteknologia. Ohutkalvokennoissa valmistusmateriaalina piin sijasta käytetään muita puolijohdeseoksia, kuten esimerkiksi Galliumarsenidia (GaAs). Ohut- kalvokennot rakentuvat hyvin ohuista, yleensä muutaman mikrometrin paksuisista, valo- herkistä kalvoista, jotka on asetettu halvemmalle pohjamateriaalille. Ohutkalvokennot ke- räävät hajasäteilyä piikidekennoja paremmin, mutta ovat kokonaishyötysuhteeltaan kuitenkin niitä jäljessä. Yleensä markkinoiden ohutkalvokennoilla saavutetaan noin 9–11 prosentin hyötysuhde. [10, s. 153–154] [12]

Kolmannen sukupolven aurinkokennoteknologioita ei vielä toistaiseksi juuri nähdä markkinoilla, koska ne ovat vielä tutkimus ja kehitysasteella. Kolmannen sukupolven

Kuva 2. Aurinkokennon toimintaperiaate [12]

(15)

aurinkokennoteknologioihin kuuluu muun muassa nanokidekennot ja erilaiset joustavat au- rinkokennot. Nanokidekennojen sähkön tuotanto ei enää perustu puolijohteissa tapahtu- vaan pn-liitosten elektronien liikkeeseen, vaan erilaisiin kemiallisiin reaktioihin, jotka saavat elektronit liikkeelle virtapiirissä. [12]

Aurinkovoimalaitosten sähkön tuotantoa voidaan hyödyntää joko yksivaiheisena tai kolmi- vaiheisena, riippuen siitä, millaisen invertterin kautta laitos on verkkoon kytketty. Käytet- tävä invertterilaitteisto määräytyykin myös tuotantolaitteiston tehon mukaan. Tällä hetkellä esimerkiksi pienimmät mikrotuotantolaitokset, alle 3 kWp paneelistoilla, ovat markkinoilla olevien invertterilaitteistojen perusteella järkevää kytkeä verkkoon ainoastaan yksivaihei- silla inverttereillä [13]. Yksivaiheisten aurinkosähköjärjestelmien liitännän maksimisulake- koko on 16 A, joten yksivaiheisen aurinkosähkön mikrotuotantolaitoksen maksimiteho voi olla korkeimmillaan noin 3,7 kVA [4]. Teholtaan tätä suuremmat mikrotuotantolaitokset ovat kolmivaiheisesti verkkoon liitettyjä.

Carunan verkkoon asennettiin vuoden 2020 aikana kokonaisuudessaan yli 2800 alle kahden MVA:n pienaurinkotuotantolaitosta [14]. Näistä noin 2770, eli valtaosa, on korkeintaan 50 kVA:n mikrotuotantolaitoksia [14]. Kaikkien vuonna 2020 aikana asennettujen pienau- rinkovoimalaitosten yhteinen keskiteho on noin 9,25 kVA [14]. Yksivaiheisiksi tuotantolai- toksiksi ilmoitettiin kaikista tuotantolaitoksista olevan kokonaisuudessaan vain 24 kpl, eli selkeä vähemmistö. Tilastojen valossa yleisimmin 1-vaiheiset aurinkosähköä tuottavat mikrotuotantolaitokset kytketään kiinteistöjen L1 vaiheeseen. Myös edellä mainituista 24 tuo- tantolaitoksesta 75 %, eli 18 kpl, on kytketty vaiheeseen L1. Näin siksi, että myös asiakkaiden suurin kulutuskuorma on usein kytkettynä tähän vaiheeseen, jolloin omasta sähköntuotan- nosta saadaan suurin hyöty. [15]

2.2.3 Vesivoima

Vesivoiman hyödyntäminen perustuu vesimassojen potentiaalienergiaan ja energian tal- teenottoon potentiaalienergian vapautuessa putouksessa. Vapautetun vesimassan potenti- aalienergia muuttuu pudotessaan ensin liike-energiaksi, minkä jälkeen liike-energia muunnetaan vesivoimalan turbiinin mekaaniseksi energiaksi [16]. Turbiinin pyörittämä generaattori muuntaa mekaanisen energian lopulta sähköenergiaksi.

Koska vesivoimalat perustuvat vesimassojen potentiaalienergiaan, vesivoimaloiden putous- korkeudet vaikuttavat laitosten tehoon. Vesivoimalat voidaan jakaa tehojen perusteella kol- meen kokoluokkaan. Minivesivoimalat ovat nimellisteholtaan alle 1MW tuotantolaitoksia, pienvesivoimalat 1–10 MW tuotantolaitoksia ja suurvesivoimalat yli 10 MW tuotantolaitoksia [17]. Yleensä vesivoimalat sijaitsevat jokien varsille rakennetuissa padoissa, jolloin säh- köä voidaan tuottaa tarpeen näin vaatiessa esimerkiksi kulutushuippujen tasaamiseen [16].

Padoilla voidaan myös säädellä veden pintaa ja putoamiskorkeutta. Tavallinen pienvesivoi- malaitoksen putoamiskorkeus suomalaisissa laitoksissa on 2–6 metriä. Suomessa isompien- kin voimalaitosten putoamiskorkeudet ovat maltillisia Jumiskon voimalaitoksen Kemijär- vellä ollessa Suomen korkein 96 metrin putouksellaan. [17]

Koska vesimassojen potentiaalienergiaa on helppo käyttää energiavarastona, on patojen ja vesialtaiden yhteyteen rakennettu soveltuvissa paikoissa myös pumppaamoja, joilla vettä saadaan pumpattua takaisin ylös patoaltaaseen (PHS). Tämä tuo sähkön kulutukseen ja tuotantoon tarvittua tasapainoa. Kun sähkön tuotantoa on muiden uusiutuvien energialähtei- den vuoksi enemmän kuin kulutusta, sitä voidaan käyttää edullisesti energiavaraston

(16)

lataamiseen eli veden pumppaamiseen ylös altaisiin. Kun muuta uusiutuvaa tuotantoa on vähemmän, aiemmin pumpattua vettä voidaan käyttää sähkön tuottamiseksi. [16]

Jokiin rakennettujen patojen lisäksi vesivoimaa voidaan hyödyntää sähkön tuotantoon myös muilla keinoin. Esimerkiksi vuorovesi-ilmiö liikuttaa suuria määriä vesimassoja päi- vittäin ja tätä käytetään hyväksi sähkön tuotantoon. Nousuveden aikaan veden annetaan virrata vapaasti rannikolla sijaitsevaan altaaseen. Laskuveden aikaan altaaseen padottuun veteen on varastoitunut potentiaalienergiaa, jota voidaan jälleen hyödyntää sähköntuotan- toon juoksuttaessa vesi takaisin mereen. [16]

2.2.4 Pien-CHP

Lämmön ja sähkön yhteistuotannolla (CHP) tarkoitetaan erilaisilla prosesseilla, yleensä polttamalla, toteutettua energian tuotantoa, jossa tuotetaan samassa prosessissa sekä läm- pöenergiaa että sähköä. Sähkön tuotannon sivutuotteena syntyy lämpöä, jota hyödynnetään yhteistuotannossa esimerkiksi teollisuudessa tai kaukolämmössä. Suurempien tuotantolaitosten yhteistuotannossa käytetystä polttoaineesta saadaan korkea, jopa 90 prosentin, ko- konaishyötysuhde. Yhteistuotannossa energiaa menee vähemmän hukkaan sähkön ja läm- mön erillistuotantoon verrattuna. Pien-CHP tuotannossa ei kuitenkaan päästä hyötysuh- teeltaan yhtä korkeisiin lukemiin kuin suurissa tuotantolaitoksissa. Tämä johtuu siitä, että suurissa laitoksissa tuotantoprosessin optimointi on volyymin vuoksi suhteellisesti kannat- tavampaa. [18]

Pien-CHP:n tuotannossa on käytössä useita eri teknologioita. Perinteisemmistä tuotantota- voista esimerkkeinä voidaan pitää höyrykoneita, höyryturbiineja ja polttomoottoreita. Uu- dempia teknologioita CHP:n pientuotannossa ovat muun muassa lämpötilaeroon

Kuva 3. Vuorovesi-ilmiöön perustuvan vesivoiman toimintaperiaate [16]

(17)

perustuvat stirling -moottorit, kaasutoimiset mikroturbiinit, elektrokemiallinen polttoken- notuotanto sekä vielä kehitettävät, esimerkiksi metsähakkeeseen ja muihin biomassoihin perustuvat kaasutusprosessit. [18]

CHP-tuotannossa on teknisesti helppoa käyttää fossiilisten polttoaineiden sijasta uusiutuvia ja bioperäisiä polttoaineita. Erityisesti pienimuotoisessa CHP-tuotannossa tähän onkin yleensä kiinnitetty huomiota. Olomuodoltaan nämä polttoaineet ovat hyvinkin erilaisia.

Polttoaineena voidaan käyttää esimerkiksi kiinteitä metsä- ja peltobiomassoja kuten puuha- ketta, sahanpurua ja olkia, nestemäisiä polttoaineita kuten bioetanolia sekä erilaisia biokaa- suja. [18]

Yleisesti tarkastellen hyvän kohteen tunnusmerkkejä pien-CHP:n tuotantoon ovat riittävä ja tasainen lämmön sekä sähkön kulutus. Lämmön tuotannossa siirtoetäisyydenkin tulisi pysyä maltillisena häviöiden minimoimiseksi. Pienimuotoiselle CHP-tuotannolle sopivia kohteita ovat esimerkiksi maidontuotantoa harjoittavat maatilat. Maatiloilla on monesti myös hyvät edellytykset tuottaa polttoainetta omiin tarpeisiin. Jos omaan laitokseen on in- vestoitu, maatilalla voidaan tuottaa biokaasua esimerkiksi lannasta, rehusta ja biojätteistä omavaraisesti. Vielä pienempää tuotantoa varten markkinoilla on myös talokohtaisia mikro- CHP-laitoksia. [19]

2.2.5 Virtuaalivoimalaitokset

Virtuaalivoimalaitoksella (VPP) tarkoitetaan sähkön tuotannon ja kulutukset yhdistävää älykästä alustaa, jolla voidaan hallita pieniä kulutus- ja tuotantokohteita sekä energiavarastoja. Virtuaalivoimalaitos ei siis ole oma fyysinen tuotantolaitoksensa. Virtuaalivoimalaitos- ten tehtävänä on maksimoida sähkön ja lämmön pientuotannon arvo. Tämä tapahtuu tasaa- malla kulutus- ja tuotantopiikkien välisiä eroja energiaverkossa. Virtuaalivoimalaitosten toiminta perustuukin energian tuotannon, varastoinnin ja kulutuksen väliseen jatkuvaan ky- syntäjoustoon.

Toimivaan virtuaalivoimalaitoksen muodostamaan kokonaisuuteen voidaan liittää erilaisia sähkön ja lämmön hajautettuja pientuotantolaitoksia, energiavarastoja, etänä ohjattavissa olevia kulutuspisteitä sekä kokonaisuutta tukevia perinteisiä sähkö- ja lämpövoimaloita [20]. Pelkästään energian tuotannon lisäksi oleellista on vaikuttaa energian kulutukseen.

Energiajärjestelmän kannalta kulutuksen vähentämisellä on samankaltainen vaikutus kokonaisuuteen kuin tuotannon lisäämisellä. Nämä verkkoon liitetyt kulutuspisteet voivat toi- mia verkossa kuten voimalaitokset, jos niillä on kyky varastoida tai tuottaa energiaa [21].

Tarkkaan mittarointiin ja seurantaan perustuvan älykkään ohjauksen ansiosta kuluttajat ei- vät edes huomaa verkon tasapainotukseen osallistumista. Esimerkiksi kotitalouksien sisä- lämpötilojen ei pitäisi muuttua jatkuvan seurannan ja nopean reagoinnin ansiosta [22].

Suomessa tutkitaan parhaillaan omassa hankkeessaan mahdollisimman laajamittaisia rat- kaisuja uusiutuvan energian kustannustehokkaalle käytölle. Kyseessä on BCDC Energia - tutkimushanke, jossa on tarkoitus kehittää toimiva konsepti virtuaalivoimalaitokselle ky- syntäjouston ja sähkön pientuotannon maksimoimiseksi. Tutkimuksessa yhdistetään ky- synnän, pilvipalveluiden ja energiatuotannon optimointi käyttäen hyväksi tuoreimpia ICT- ja digipalveluita sekä entistä tarkempia sääennusteita. Tutkimushankkeen tuloksena on tarkoitus saada aikaan pilvipalveluun pohjautuva digimarkkinapaikka hajautettujen energia- resurssien vaihdantaan. BCDC Energia -tutkimus on Oulun yliopiston koordinoima ja Stra- tegisen tutkimuksen neuvoston (STN) rahoittama hanke. Tutkimusta tehdään yhteistyössä

(18)

muidenkin Suomen Akatemian yhteydessä toimivien STN:n rahoittamien hankkeiden kanssa. Näiden lisäksi mukana tutkimushankkeessa on useita muitakin kumppaneita sekä julkiselta että yksityiseltä sektorilta, esimerkiksi Energiavirasto ja Caruna Oy. [23]

Useat yksityiset energia-alan toimijat kehittävät ja ovat jo ottaneet käyttöönkin erilaisia virtuaalivoimalaitosten sovellutuksia. Esimerkiksi energiayhtiö Helen kokoaa yksityisiä säh- köllä lämmittäviä kotitalouksia oman sähkötuotteensa kautta tasapainottamaan sähköverk- koa ja energiatuotantoa [22]. Myös Fortum on koonnut noin 70 omakotitaloutta yhdeksi virtuaalivoimalaitokseksi. Näissä omakotitalouksissa Fortum käyttää etäältä lämminvesiva- raajia ja saa ohjattua 100 kW edestä lämmityskuormaa kantaverkkoyhtiö Fingridin sähkö- järjestelmän tehotasapainon ylläpitoon. [24]

2.3 Liittämistavat

Sähkön tuotantomuodosta riippuen tuotantolaitosten verkkoon liittämiseksi voidaan käyt- tää eri liitäntälaitteistoja. Tuotantolaitosten verkkoon liittämiseksi käytetään yleisimmin tahtigeneraattoreita, epätahtigeneraattoreita sekä staattisia vaihtosuuntaajia eli invertte- reitä. Tässä kappaleessa kerrotaan perustietoa näiden liitäntälaitteistojen ominaisuuksista.

2.3.1 Epätahtigeneraattorit

Sekä tahti- että epätahtigeneraattoreiden pääkomponentit ovat staattori ja roottori, kuten missä tahansa muussakin pyörivässä sähkökoneessa. Epätahtigeneraattori saa nimityksensä sen roottorin ja staattorin toisistaan poikkeavista pyörimisnopeuksista. Epätahtigeneraat- torissa pyörivän roottorin oikosuljetut käämitykset aiheuttavat ympärilleen pyörivän mag- neettikentän. Tämä pyörivä magneettikenttä indusoi roottorin ympärillä olevan staattorin käämityksiin sähkövirran, joka johdetaan staattorin napojen kautta verkkoon. Sähköä tuot- taessa epätahtigeneraattorin pyörivä roottori pyörii staattorin pyörivää magneettikenttää edellä. Tätä viivettä kutsutaan jättämäksi. [10, s. 90]

Epätahtigeneraattoreiden etuja ovat muun muassa kestävyys, yksinkertainen mekaaninen rakenne sekä massavalmistamisen myötä myös alhainen hinta. Epätahtigeneraattorit kuitenkin tarvitsevat magnetoituessaan reaktiivista tehoa. Epätahtigeneraattorit ottavatkin toimiessaan reaktiivista tehoa staattorin kautta suoraan verkosta tai erillistä tehoelektroniik- kaa hyödyntämällä. Verkkomagnetoituvat epätahtigeneraattorit pystyvät näin ollen syöttä- mään sähköä vain jännitteelliseen verkkoon. [25, s. 66]

(19)

Epätahtigeneraattorin roottorikäämitykset voidaan toteuttaa kahdella eri käämitysmallilla.

Häkkikäämitetyissä epätahtigeneraattoreissa (SCIG) roottorin päädyissä olevat oikosulku- renkaat oikosuljetaan niiden väliin kytkettävillä johdinsauvoilla [10, s. 90]. Tämä käämitys- mallia kutsutaan nimellään sen ulkoisen häkkimäisen rakenteen vuoksi. Epätahtigeneraat- tori voidaan toteuttaa myös liukurenkailla ja näitä laahaavilla hiiliharjoilla (WRIG) [25, s.

67]. Tällaisessa rakenteessa käämitysten päädyt kytketään toisiinsa liukurenkaiden ja har- jojen välisen kontaktin avulla.

2.3.2 Tahtigeneraattorit

Maailmassa suurin osa sähkön tuotannosta tuotetaan tahtigeneraattoreiden avulla [10, s.

89]. Tahtigeneraattorit, erityisesti kestomagnetoidut (PMSG), ovat kasvattaneet suosiotaan myös tuulivoimatuotannossa [26]. Tahtigeneraattorissa roottori ja staattori pyörivät tismal- leen samalla nopeudella. Ne ovat mekaaniselta rakenteeltaan huomattavasti monimutkai- sempia ja täten myös kalliimpia verrattuna vastaavan mittaluokan epätahtigeneraattorei- hin. Merkittävä etu tahtigeneraattoreilla kuitenkin on, etteivät ne tarvitse magnetoituessaan reaktiivista tehoa. Tällöin ei tarvita erillistä loistehoa kompensoivaa laitteistoa. Riittävän moninapaisia tahtigeneraattoreita voidaan käyttää myös suoravetoisina ilman vaihdelaatik- koa. [25, s. 69]

Tahtigeneraattoreissa magnetointi voidaan tuottaa roottorin kestomagneeteilla (PMSG) tai vierasmagnetoimalla roottori magnetointikäämityksillä (WRSG). Vierasmagnetoidut tahtigeneraattorit jaetaan harjallisiin ja harjattomiin. Harjallisissa vierasmagnetoiduissa tahtigeneraattoreissa johdetaan tasavirtaa roottorin käämityksiin liukurenkaiden ja yleensä käy- tettävien hiiliharjojen välityksellä magnetoimisvirran luomiseksi. Harjattomissa tahtigeneraattoreissa taas on samaa tarkoitusta varten sen omalle akselille rakennettu oma pieni vaihtovirtageneraattori. Näissä harjattomissa tahtikoneissa akselilla pyörivästä ankkurista saadaan diodisillan kautta tuotettua tarvittu magnetoimisvirta. Koska kestomagneetit luovat roottoriin pysyvän magneettisen tilan, koko generaattorin magneettista tilaa voidaan oh- jata vain staattorin jännitettä muuttamalla. [25, s. 69] [10, s. 89]

Kuva 4. Häkkikäämitetty roottori [10, s. 91]

(20)

2.3.3 Invertterit

Kolmas aiemmin mainittu keino liittää sähkön tuotantoa verkkoon on käyttää vaihtosuun- taajaa eli invertteriä. Tuotettu tasasähkö muunnetaan invertterillä taajuudeltaan ja ampli- tudiltaan verkon kanssa yhteensopivaksi vaihtosähköksi. Invertteri on puhtaasti elektroni- nen laite, jossa ei ole lainkaan liikkuvia osia. Muunnos tasasähköstä vaihtosähköksi tapahtuu invertterissä erilaisten puolijohdekytkimien muodostamissa piireissä. Invertterissä muunnettu vaihtosähkö voidaan kuluttaa paikallisesti kiinteistön omassa sähköverkossa tai syöttää muualle jakeluverkkoon.

Inverttereitä on markkinoilla sekä yksi- että kolmivaiheisina. Yksivaiheisen invertterin kautta kytketystä sähkön tuotannosta saatu hyöty on pienempi, koska tuotettua sähköä voidaan kuluttaa vain tähän yhteen vaiheeseen kytketyssä kuormassa. Kolmivaiheisilla invert- tereillä saadaan tuotetusta sähköstä suurempi hyöty, kun sitä voidaan syöttää kaikkiin kol- men vaiheen laitteisiin. Myös tehon kulutukseltaan suuremmat laitteet toimivat yleensä kol- mella vaiheella, joten näiden sähkön kulutus saadaan katettua tasaisemmin kolmivaiheista invertteriä käyttämällä. [13]

Invertteriliitäntää sähköverkkoon käytetään pääasiassa aurinkosähköä tuotettaessa, mutta niitä voidaan käyttää akkuja hyväksi käyttäen myös esimerkiksi vaihtosähköä tuottavien tuulivoimaloiden yhteydessä [10, s. 226]. Invertterit ovatkin käytetyin liityntätapa sähkö- verkkoon hajautetun sähkön pien- ja mikrotuotannossa. Invertterijärjestelmä voidaan toteuttaa keskitetysti niin, että esimerkiksi useamman aurinkopaneelin kokonaisuudessa sar- jaan kytketyt paneelit on kytketty verkkoon saman invertterin kautta [13]. Tämä aiheuttaa koko järjestelmän tehontuoton pienenemisen, jos edes osaan paneeleista tulee tuotantohäi- riö. Paneelikohtaisia mikroinverttereitä käyttämällä päästään tehokkaampaan lopputulok- seen [13]. Tällöin mahdollinen häiriö tuotannossa vaikuttaa vain kyseisen paneelin, ei kaikkien paneelien muodostaman kokonaisuuden tuotantoon. Tällainen mikroinverttereistä muodostuva kokonaisuus on kuitenkin kustannuksiltaan keskitettyä invertteriä kalliimpi järjestelmä.

Invertterit, kuten muutkin tehoelektroniikan laitteet, synnyttävät sähköverkon jännittee- seen harmonisia yliaaltoja [27]. Harmoniset yliaaltojännitteet ovat sinimuotoisen taajuudeltaan 50 hertsin perusjännitteen monikertoja. Harmoniset yliaallot saavat verkon jännitteen säröytymään, mikä aiheuttaa esimerkiksi häviöiden kasvua verkossa ja laitteiden kuormi- tettavuuden alenemista. Harmonisten yliaaltojen kertalukujen summaa verkossa kutsutaan jännitteen kokonaissäröksi (THD). Sähkön laadullisia ominaisuuksia käsittelevässä standardissa SFS-EN 50160 liittymäkohtien harmonisille yliaaltojännitteille on asetettu raja-arvot laadun ylläpitämiseksi. [28]

(21)

3 Uusiutuvan sähköntuotannon kapasiteetti ja tulevaisuuden potentiaali

Ilmaston lämpenemisen hallinnassa uusiutuviin energianlähteisiin perustuvan sähköntuo- tannon tulee yhä kasvattaa osuuttaan sähkön kokonaistuotannosta. Tämän tavoitteen saa- vuttamiseksi eri energianlähteiden käyttökapasiteetti tulee saada hyödynnettyä aiempaa te- hokkaammin. Tässä kappaleessa kerrotaan uusiutuviin energianlähteisiin perustuvan säh- köntuotannon nykytilasta ja sen potentiaalista sekä kansainvälisesti että Suomessa. Kappa- leessa kerrotaan myös sääolosuhteiden vaikutuksesta tuotantomääriin ja sääennusteiden merkityksestä.

3.1 Tuotanto globaalisti

Vuonna 2018 sähköä tuotettiin maailmanlaajuisesti noin 27 000 TWh. Tästä noin 20 000 TWh tuotettiin fossiilisia polttoaineita tai ydinvoimaa käyttämällä. Loppu 7 000 TWh tuotettiin tuuli- ja aurinkoenergialla sekä muilla uusiutuvilla energialähteillä. [2]

Kansainvälisen energia-alan yhteistyötä edistävän järjestön (IEA) mukaan globaalin sähkön kulutuksen kasvun ja näin myös tuotannon ei odoteta laantuvan tulevaisuudessa. Vuonna 2018 sähkön osuus maailmanlaajuisesti kokonaisenergian kulutuksesta oli noin 19 %. Ny- kyisellä kehityksellä IEA ennustaa sähkön kulutuksen kuitenkin kasvavan vuosittain noin 2,1 % vuoteen 2040 saakka. Tämä tarkoittaisi sitä, että sähkön osuus kokonaisenergian kulutuksesta vuonna 2040 olisi kasvanut jo noin 24 %:iin. Ennusteen mukaan maailmanlaa- juinen sähkön kokonaiskulutus vuonna 2040 olisi tällöin noin 42 000 TWh. Tästä määrästä noin 18 000 TWh tultaisiin tuottamaan uusiutuvia energialähteitä hyödyntäen ja loput 24 000 TWh tuotettaisiin fossiilisilla polttoaineilla ja ydinvoimalla. Uusiutuvat energianläh- teet kasvattaisivat näin osuuttaan 26 %:sta 43 %:iin globaalista sähkön tuotannosta vuosina 2018–2040. [2]

(22)

Kestävämmän kehityksen mukaisessa ennusteessa sähkön kulutus olisi vielä merkittäväm- mässä roolissa suhteessa kulutettavan kokonaisenergian määrään. Tämän ennusteen mukaan vuoteen 2040 mennessä sähkön prosentuaalinen osuus globaalista kokonaisenergian tarpeesta kasvaisi 31 %:iin. Vaikka prosentuaalinen osuus energian kokonaiskulutuksesta kasvaa tässä ennusteessa, sähkön kulutuksen absoluuttinen määrä ennusteessa kuitenkin tippuisi nykyisen kehityksen mukaisesta 42 000 TWh:sta 38 000 TWh:iin. Kestävämmän kehityksen ennusteen mukaan vuoden 2040 sähkön kulutuksesta uusiutuvilla energialäh- teillä tuotettu osuus olisi 26 000 TWh. Tämä tarkoittaisi 68 % osuutta kokonaiskulutuksesta. Loput 32 % eli 12 000 TWh sähkön kulutuksesta tuotettaisiin fossiilisilla polttoaineilla ja ydinvoimalla. [2]

Kuva 5. Sähkön tuotannon kehityspolut tuotantomuodoittain nykyi- sillä toimilla ja voimakkaammilla kestävän kehityksen toimilla [2]

(23)

Kehityspolusta riippumatta vesivoiman ennustetaan pitävän globaalisti asemansa eniten sähköenergiaa tuottavana uusiutuvana energianlähteenä. Vuosina 2020–2025 tuuli- ja au- rinkosähkön asennetun yhteiskapasiteetin ennustetaan kasvavan kuitenkin yli 1 000 GW.

Tämä tarkoittaisi suurempaa asennettua tuotantokapasiteettia kuin vesi- tai hiilivoimaloilla.

Tuuli- ja aurinkosähkötuotannon asennetun kapasiteetin ennustetaankin ohittavan hiilivoi- maloiden kapasiteetin vuonna 2024. [29]

Kuva 6. Vesi- aurinko- ja tuulivoiman asennetun kapasiteetin kehitys ver- rattuna maakaasu- ja hiilivoimatuotantoon [29]

(24)

3.2 Tuotanto Suomessa

Sähkön kokonaiskulutus Suomessa vuonna 2019 oli 86,1 TWh, josta 77 % eli 66,0 TWh oli kotimaista tuotantoa. Kotimaisesta sähköntuotannosta ydinvoimalla tuotettiin 35 %, tur- peen poltolla 4 % ja fossiilisilla polttoaineilla, esimerkiksi CHP-laitoksissa, 14 %. Uusiutu- vien energianlähteiden osuus Suomalaisesta sähköntuotannosta vuonna 2019 oli siis 47 % eli 31 TWh. [30]

Uusiutuvien energialähteiden sähköntuotannosta suurimmat osuudet ovat vesivoimalla ja puuperäisillä biopolttoaineilla. Vuonna 2019 vesivoimalla katettiin 40 % uusiutuvasta säh- köntuotannosta ja puuperäisillä biopolttoaineilla lähes 41 %. Loppu 19 % sähköstä tuotettiin tuulivoimalla, mikä on jälleen suurempi osuus kuin aikaisempina vuosina. Suomessa tuotetusta sähköstä aurinkovoiman merkitys oli hyvin pieni, 0,2 % osuudellaan ja muiden uusiutuvien sähköntuotantotapojen merkitys oli tilastollisesti mitätön. [30]

Vesivoimaloita on teholliselta kapasiteetiltaan Suomessa nykyään asennettuna noin 3,1 GW [31]. Tämä muodostuu 220 erillisestä vesivoimalaitoksesta ympäri Suomen. Teknisesti mahdollista potentiaalia vesivoiman lisärakentamiselle olisi arviolta noin 1,7 GW verran.

Tällöin vesivoiman asennetun tuotantokapasiteetin kokonaisteho olisi noin 4,9 GW. Suurille tuotantolaitoksille (>10 MW) ei ole enää potentiaalista asennusmahdollisuutta, mutta pientuotantoa on arvion mukaan potentiaalista rakentaa lisäksi 63 MW kapasiteetin verran.

Vaikka teknisesti vesivoimaa voidaan Suomaan rakentaa lisää 1,7 GW verran, taloudellisesti kannattava lisärakentaminen rajoittuisi noin 0,7 GW kapasiteettiin. Tällöin vesivoiman asennettu kokonaiskapasiteetti olisi noin 3,8 GW. [32]

Asennettua tuulivoimakapasiteettia oli Suomessa vuoden 2019 loppuun mennessä noin 2,3 GW [33]. Tämä nimellinen tuotantokapasiteetti muodostui yhteensä 754 rakennetusta tuu- livoimalasta [33]. Sähköä näillä voimaloilla tuotettiin tämän vuoden aikana yhteensä 5,9 TWh [33]. Tuulivoimalla tuotettu sähkö on kasvattanut osuuttaan viime vuosien ajan säh- kön kokonaistuotannosta Suomessa. Suomen Tuulivoimayhdistys ry (STY) ennustaa, että tämä kehitys myös jatkuu. STY:n ennusteen mukaan tuulivoiman asennettu

Kuva 7. Sähkön tuotannon kehitys Suomessa tuotantomuodoittain [30]

(25)

kokonaiskapasiteetti kasvaa 7,0–8,5 GW:iin vuoteen 2030 mennessä [34]. Tällä saavutettaisiin noin 25–30 TWh:n vuosituotanto. Kokonaispotentiaalia uudelle tuulivoimatuotan- nolle olisi kuitenkin vielä huomattavasti enemmän. Teknisesti Suomen maaperältä löytyisi tuulivoiman hyödyntämiselle kapasiteettia 12,6 GW:n verran ja Suomen merialueilta peräti 71 GW:n verran. Taloudellinen kannattavuus ei kuitenkaan tue näin korkeaa tuotantokapasiteettia. Myös taloudellinen kannattavuus huomioiden, Suomen merialueilta löytyisi potentiaalia rakennettavalle lisätuulivoimalle 14 GW:n verran. Tällöin tuulivoimalla tuotettua sähköä saataisiin vuodessa noin 60 TWh. [32]

Verkkoon liitetyn aurinkosähkötuotannon asennettu kapasiteetti oli vuoden 2019 lopussa 198 MW [3]. Tämä on verkkoon liitetystä sähkön kokonaistuotantokapasiteetista vielä vain hyvin marginaalinen osuus. Aurinkosähkön tuotannon kapasiteetti on kuitenkin ollut myös vankassa kasvussa viime vuosina ja vuosien 2018 ja 2019 välinen kapasiteetin kasvu olikin peräti 64 % [3]. Pitkällä aikavälillä aurinkosähkön kokonaistuotannon potentiaalin Suo- messa arvioidaan olevan teholtaan noin 24 GW. Tällä asennetun laitteiston kapasiteetilla saavutettaisiin noin 18 TWh:n kokonaistuotanto vuodessa, mikä tarkoittaisi, että asennettua aurinkopaneelien pinta-alaa olisi 484 km2 paneelien vuosituotantoluvulla 800 kWh/kWp.

[32]

Vuonna 2019 puuperäisillä biopolttoaineilla tuotettiin Suomessa sähköä lähes 12,71 TWh.

Tämä vastaa noin 19 % osuutta Suomen omasta sähköntuotannon kokonaismäärästä. Käy- tettävissä olevien puuperäisten biopolttoaineiden kokonaisenergiasisällön potentiaalin Suo- messa vuonna 2050 arvioidaan olevan 138–154 TWh [32]. Tämä kokonaismäärä jakautuisi tällöin sekä sähkön ja lämmön tuotantoon esimerkiksi, CHP-laitoksissa ja erillistuotantona, että kaupattavaksi muualle.

Vuonna 2017 sähköä tuotettiin Suomessa biokaasua polttamalla 0,178 TWh [35]. Useimmi- ten biokaasua käytetäänkin sähkön ja lämmön tuotantoon CHP-laitoksissa [35]. Biokaasun tuotanto ja käyttö sopii erinomaisesti erityisesti maitotiloille, joihin sitä pidetään erittäin potentiaalisena vaihtoehtona varmistaa energian saanti [36]. Jätteistä ja lannasta tuotetulla biokaasulla arvioidaan voida potentiaalisesti tuottaa energiaa 4–6 TWh vuodessa. Lisäksi saman verran arvioidaan olevan potentiaalia biokaasun tuottamisella myös rehulla ja muilla viljelystuotteilla, jolloin biokaasun kokonaispotentiaali energian tuotannossa olisi 8–12 TWH vuodessa. [32]

3.3 Pientuotanto Suomessa

Sähköverkkoon liitetyn pientuotannon määrä on Suomessa vähäinen verrattuna sähkön tuotannon kokonaiskapasiteettiin. Verkkoon liitetyn sähkön tuotannon kokonaiskapasiteetti vuonna 2019 oli yli 17 500 MW. Tästä ainoastaan 278 MW eli noin 1,6 % oli pientuo- tantolaitosten kapasiteettia. [3]

(26)

Suurimmasta osasta verkkoon liitetystä sähkön pientuotannon kapasiteetista vastaa tällä hetkellä aurinkosähkölaitteistot. Aurinkosähkötuotannon kapasiteetti oli vuoden 2019 lopussa noin 198 MW eli peräti 71 % kaikesta pientuotannosta [3]. Kasvua edellisen vuoden loppuun aurinkosähkölaitteistojen kapasiteetissa oli 64 %, joten kasvuvauhti on huomat- tava. Myös Carunan verkkoon liitetyn aurinkosähkön tuotantokapasiteetin teho on kasvanut viime vuosien aikana rajusti. Kesäkuun 2020 loppuun mennessä Carunan verkkoon liitettyä aurinkosähköntuotantoa oli yhteensä 72,02 MW [37].

Vuonna 2019 muita sähköverkkoon liitettyjä uusiutuvia energialähteitä käyttäviä sähkön pientuotantolaitoksia oli esimerkiksi tuuli- bio- ja vesivoimalaitokset [3]. Kuten edellä on mainittu, erityisesti biokaasun tuotannolla ja poltolla on paljon potentiaalia kasvattaa kapa- siteettiaan sähkön ja lämmön pientuotannossa. Sopivat edellytykset tälle on useilla maatiloilla, erityisesti maidon tuotantoa harjoittavilla sellaisilla. Maatiloilla on yleisesti paljon raaka-aineita biokaasun tuottamiseksi. Maatiloilla on myös iso ja tasainen ympärivuotinen sähkö- ja lämpöenergian tarve.

Kuva 8. Aurinkosähköjärjestelmien kehitys Carunan verkossa [37]

Kuva 9. Alle 1 MW pientutantolaitosten kehitys Suomessa vuosina 2018–2019 [3]

(27)

3.4 Tuotannon ennustettavuus

Uusiutuvista sähkön pientuotantometodeista biomassan ja biokaasun polttamiseen sekä ve- sivoimaan perustuvaa tuotantoa on ajankohdaltaan ja kapasiteetiltaan pääasiassa helppo ennustaa ja hallita. Aurinko- ja tuulivoimaan perustuvaa sähköntuotantoa taas on huomattavasti vaikeampaa ennustaa sääolosuhteiden jatkuvan vaihtelun takia. Käytettävissä olevien aurinko- ja tuulivoimaloiden osalta sähkön tuotantomäärien ennustamisen tarkkuus perustuukin täysin sääolosuhteiden ennustamisen tarkkuuteen [38].

Mitä enemmän aurinko- ja tuulivoimaan perustuvaa sähköntuotantoa verkkoon on kytket- tynä, sitä merkittävämmäksi sään ennustamisen tarkkuus muodostuu. Tarkempien sääen- nusteiden avulla esimerkiksi sähkömarkkinoilla toimivat osapuolet pystyvät tekemään tarkempia osto- ja myyntitarjouksia ja tuotannon sekä kulutuksen tasapainoa on helpompi hallita, mikä vähentää ylläpidettävän reservituotannon kapasiteettia [38]. Hajautettujen pien- tuotantolaitosten osalta tuotannon ennustaminen on keskitettyihin tuotantolaitoksiin verrattuna vielä hankalampaa paikallisien sääilmiöiden vaihteluiden vuoksi [38]. Tämä sen vuoksi, että hajautetut pienlaitokset voivat olla maantieteellisesti toisistaan etäällä, eikä sama ennustus päde kaikkiin saman alueen tuotantolaitoksiin enää niin tarkasti. Keskite- tyissä tuotantolaitoksissa tuotantolaitteet ovat yleisesti tiiviimmin aseteltu. Mitä lyhyem- män ajan päähän sääennusteet kohdennetaan, sitä tarkemmiksi ne tulevat myös paikallises- tikin.

Koska sään ennustaminen pitkän aikavälin päähän on äärimmäisen hankalaa, paikallisesti tarkoista lyhyen aikavälin ennusteista muodostuu sähkömarkkinoille yhä tärkeämpiä. Tässä yhteydessä lyhyellä aikavälillä tarkoitetaan tunneista 1–2 vuorokautta koskeviin sääennus- teisiin. Suomalaisessa BCDC Energia -hankkeessa toimivat tutkijat pyrkivät tuottamaan paikallisesti yhä tarkempia ennusteita, jotta aurinko- ja tuulivoimatuotantoa voidaan hyödyn- tää sähkömarkkinoilla parhaimmalla mahdollisella tavalla. Hankkeen yhteydessä toteute- tussa Energiasää -konseptissa annetaan ennuste aurinko- ja tuulivoimalla tuotetulle energi- alle tulevalle 24 tunnille paikkakuntakohtaisesti. Tämä ennuste ilmoitetaan tunneittain tuo- tettuna energiana kilowattitunteina tietyillä oletuksilla käytetyistä tuotantolaitteista. BCDC Sää -tutkimusryhmä kehittää paikallisia lyhyen aikavälin ennusteita, joihin Energiasään tuotantoennuste perustuu. Hetkittäisen sähköntuotannon ennustamisen lisäksi

(28)

Energiasään luotettavuus auttaa BCDC Markkinat -tutkimusryhmää markkinamekanismien kehittelemisessä toimivammiksi. [39] [40]

Kuva 10. Havainnekuva Energiasään toiminnasta [40]

(29)

4 Verkon tekniset vaatimukset

Sähkön merkitys ihmisille nyky-yhteiskunnassa on äärimmäisen korkea. Maapallon väestön kasvaminen ja ilmastotavoitteiden saavuttaminen nostaa sähkön kulutusta ja sen tärkeyttä tulevaisuudessa vielä entisestään. Sähkön merkityksen ja kulutuksen kasvaessa myös toimiva sähköverkkoinfrastruktuuri nostaa merkitysarvoaan. Tässä kappaleessa kerrotaan sähkön laatuun ja mittaukseen sekä verkon suojaukseen ja siinä operoimiseen vaikuttavista tekijöistä ja vaatimuksista.

4.1 Sähkön laatu

Suomessa kuluttajille toimitettavan sähkön laadun varmistamiseksi pyritään vaikuttamaan esimerkiksi standardein ja lakeja säätämällä. Sähkömarkkinalain 97 §:ssä sanotaankin seuraavasti: ”Jollei toisin ole sovittu, sähkönjakelussa ja muussa verkkopalvelussa sekä sähkön- toimituksessa on virhe, jos sähkö ei laadultaan vastaa Suomessa noudatettavia standardeja taikka jos sähkönjakelu tai sähköntoimitus on yhtäjaksoisesti tai toistuvasti keskeytynyt eikä keskeytystä voida pitää keskeytyksen syy ja olosuhteet huomioon ottaen vähäisenä” [7]. Säh- kömarkkinalaissa on määritelty myös toimista, esimerkiksi hinnanalennuksista ja vahin- gonkorvauksista, jos sähkön toimituksessa tai laadussa esiintyy virheitä. Seuraavissa ala- kappaleissa tarkennetaan sähkön laadullisia vaatimuksia.

4.1.1 Standardi

Suomen Standardisoimisliitto SFS ry on julkaissut 31.3.2020 päivitetyn Suomalaisen ver- sion eurooppalaisesta sähkön laatua käsittelevästä standardista. Standardissa SFS-EN 50160 määritellään pääominaisuudet sähkölle normaaliolosuhteissa käyttäjän liittymäkoh- dassa pien- keski- ja suurjännitteisissä vaihtosähkönjakeluverkoissa. Standardissa määri- tellään vaatimuksia jakelujännitteen ominaisuuksista taajuudelle, jännitteen suuruudelle, aaltomuodolle ja kolmivaiheisen jännitteen symmetrisyydelle. Sähkön eri ominaisuuksille on standardissa asetettu raja-arvot, joiden sisällä kuluttaja voi sähkön laatuominaisuuksien olettaa pysyvän liittymäpisteessään eurooppalaisessa jakeluverkossa. Nämä vaihtosähkön ominaisuudet vaihtelevat satunnaisesti sähköverkossa johtuen esimerkiksi kuormitusmuu- toksista verkossa, verkkoon kytkettyjen laitteiden aiheuttamista häiriöistä sekä muista ul- kopuolisista vioista. Tällaisissa tapauksissa sähkön laatu saattaa poiketa standardista pie- nissä määrissä tapauksia. Aiemmin mainittujen ominaisuuksien lisäksi sähkön laatuun kat- sotaan vaikuttavan muitakin ominaisuuksia, joista kaikkia ei aina voida edes ennustaa tai antaa täsmällisesti standardiin sopivia sovellettavia arvoja. Tällaisiin ominaisuuksiin kuuluu esimerkiksi jännitekuopat. [41]

4.1.2 Jakelujännitteen ominaisuudet

Sähkön ominaisuuksien tarkastelemiseksi tietyssä verkon pisteessä, käytössä täytyy olla jot- kin vertailuarvot, joihin kyseisen pisteen jännitteen ominaisuuksia voidaan suhteuttaa.

Standardissa SFS-EN 50160 vertailu- tai referenssijännitteen määrittelemiseksi on käytetty jakelujärjestelmän nimellisjännitettä tai muuta sopimuksen mukaista jännitettä. Standar- din mukaan pienjännitteen (PJ) nimellinen tehollisarvo on määritelty Un ≤ 1 kV ja keskijän- nitteen (KJ) nimellinen tehollisarvo on määritelty 1 kV ≤ Un ≤ 36 kV. Nollan ja vaiheen vä- lisen nimellisjännitteen (vaihejännite) arvon pienjännitteelle on tarkennettu standardissa olevan 230 V. Keskijänniteverkossa yleisimmin käytössä oleva vaiheiden välinen jännitetaso (pääjännite) Suomessa on 20 kV. [41]

(30)

Jakelujännitteen ominaisuuksista on standardissa SFS-EN 50160 annettu hyvin samankal- taiset vaatimukset sekä pien- että keskijännitteelle. Standardin mukainen nimellistaajuus jakelujännitteelle on 50 Hz. Yhteiskäyttöverkoissa jännitteen taajuuden tulee pysyä vaihte- luvälillä ± 1 % 99,5 % vuodesta niin PJ- kuin KJ-verkoissakin. Lisäksi jännitteen taajuuden tulee pysyä vaihteluvälillä -6 % – +4 % ympäri vuoden eli 100 % ajasta. Erillisverkoissa, esimerkiksi jakelujärjestelmissä tietyillä saarilla, vaatimukset jännitteen taajuudelle voivat olla hieman löyhemmät. [41]

Jännitetason vaihtelu normaaleissa käyttöolosuhteissa ei saa ylittää arvoa ± 10 % sopimuksen mukaisesta jännitteestä Uc tai nimellisjännitteestä Un, ellei kyse ole syrjäseudulla sijait- sevasta tai yleiseen siirtoverkkoon liittämättömästä jakeluverkosta. Tällöin jännitetaso saa vaihdella nimellis- tai sopimusjännitteestä välillä -15 % – +10 %. Verkon käyttäjiä tulisi kuitenkin informoida näistä vaihteluista. Hetkellisiä jännitetason vaihteluita jakeluverkoissa saattaa aiheuttaa esimerkiksi verkossa tapahtuvien vikojen aiheuttamat jännitekuopat tai kytkentätoimenpiteiden aiheuttamat ylijännitteet. [41]

Jännite-epäsymmetrialla tarkoitetaan tilannetta, jossa perustaajuisten vaihejännitteiden te- hollisarvot tai niiden väliset kulmat eivät ole samat eli symmetriset toisiinsa nähden. Kol- mivaiheisessa sähköverkossa epäsymmetriaa voi luoda esimerkiksi epätasainen kuormitus vaiheiden välillä. Epäsymmetrian suuruus ilmaistaan yleensä nolla- ja vastakomponenttien suhteena jännitteen myötäkomponenttiin. Normaaleissa käyttöolosuhteissa 10 minuutin te- hollisarvon jokaisesta perustaajuisesta jakelujännitteen vastakomponentista 95 % tulee olla välillä 0 % - 2 % perustaajuisesta myötäkomponentista. Joissakin tapauksissa epäsymmet- ria-arvoja esiintyy liittymispisteessä jopa 3 % saakka. Standardin mukaisena tarkastelujak- sona toimii viikon mittaiset mittausjaksot. [41] Jännite-epäsymmetria Uu voidaan määritellä kaavan 1 mukaisesti tai laskea myös pääjännitteitä hyväksi käyttäen kaavoilla 2 ja 3 [42].

𝑈_𝑢 = 𝑗ä𝑛𝑛𝑖𝑡𝑡𝑒𝑒𝑛 𝑣𝑎𝑠𝑡𝑎𝑘𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑡𝑖

𝑗ä𝑛𝑛𝑖𝑡𝑡𝑒𝑒𝑛 𝑚𝑦ö𝑡ä𝑘𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑡𝑖 × 100 %

𝑈_𝑢 = √1 − √3 − 6 𝛽 1 + √3 − 6 𝛽

𝛽 = 𝑈₁₂⁴ + 𝑈₂₃⁴ + 𝑈₃₁⁴ (𝑈₁₂² + 𝑈₂₃² + 𝑈₃₁² )²

(1)

(2)

(3)

(31)

Standardissa SFS-EN 50160 annetaan raja-arvot myös sallituille harmonisille yliaaltojän- nitteille verkon liittymispisteissä. Normaalisti harmoniset yliaaltojännitteet on rajattu jär- jestyslukuun 40 saakka, mutta standardissa rajaaminen tehdään järjestysluvun 25 yliaaltoi- hin saakka. Standardissa on taulukoitu kunkin järjestysluvun harmoniselle yliaallolle prosentuaalinen raja-arvo 10 minuutin keskimääräisestä jännitteen tehollisarvosta, jonka ala- puolella arvon tulee pysyä jakelujännitteeseen verrattuna 95 % viikon mittaisesta mittausjakson ajasta. Lisäksi THD-arvon tulee olla korkeintaan 8 % kun yksittäisiä harmonisia yliaaltoja Uh tarkastellaan järjestyslukuun 40 saakka. THD:n arvo voidaan laskea kaavalla 4.

[41]

𝑇𝐻𝐷 = √ ∑ (𝑢_ℎ)²

40

ℎ = 2

4.1.3 Välkyntä

Standardissa SFS-EN 50160 välkyntä on määritelty valonlähteen luminanssin eli pintakirk- kauden tai spektrijakauman muutosten aiheuttamaksi näköaistimuksen ajalliseksi vaihte- luksi. Yleisemmin välkynnällä tarkoitetaan valaistuksen kirkkaudessa tapahtuvia nopeita muutoksia, jotka ovat silmin havaittavissa. Lamppujen kirkkauden vaihtelua eli välkyntää aiheuttaa esimerkiksi jännitetason vaihtelu ja epäharmoniset yliaallot sähköverkossa. Väl- kynnän on määritelty tarkoittavan jännitetason vaihtelua taajuudeltaan 35 Hz saakka. [25, s. 102] [41]

Näköaistin havaitsema välkyntä koetaan usein ärsyttäväksi. Välkynnälle on tietyt havahtu- mistason ominaisuudet, jolloin välkyntä on helpommin havaittavissa ja muuttuu tämän myötä ärsyttäväksi. Sekä välkynnän amplitudi että taajuus vaikuttavat välkynnän häiritse- vyyteen. Välkynnän häiritsevyys ja siihen reagointi on kuitenkin subjektiivista, ja ihmiset kokevat välkynnän häiritsevyyden eri tavoin. Häiritsevimmillään välkynnän on yleisesti ha- vaittu olevan 8,8 Hz taajuudella. Välkynnän ärsyttävyyden arvioimiseksi on standardissakin määritelty erikseen välkynnän häiritsevyysindeksi. Välkynnän ärsyttävyyttä arvioidaan ly- hytaikaisella (Pst) ja pitkäaikaisella (Plt) häiritsevyysindeksillä. Lyhytaikainen Pst mitataan 10 minuutin aikaväliltä ja pitkäaikainen Plt lasketaan kahdestatoista Pst arvosta, jotka on saatu kahden tunnin mittausaikavälillä. Standardissa määritellään, että normaaleissa käyt- töolosuhteissa Plt arvon tulisi olla 95 % ajasta vähemmän kuin yksi, minkä tahansa viikon pituisen mittausjakson ajan. [25, s. 102] [41]

4.2 Loisteho

Sähköverkon kokonaisteho eli näennäisteho (S) muodostuu pätötehosta (P) ja loistehosta (Q). Monet sähkölaitteet kuluttavatkin toimiessaan sekä pätö- että loistehoa. Riippuen siitä, onko verkkoon kytketty sähkölaite kuormaltaan induktiivinen vai kapasitiivinen, loistehoa kuluu energian varastoimiseen joko laitteen muodostamaan magneetti- tai sähkökenttään.

Tämän vuoksi loisteho ei tee sähköverkossa todellista työtä kuten pätöteho, vaan energiaa kuluu hukkaan loistehon kulkiessa edestakaisin verkon ja kuorman välillä. Koska loisteho ei tee todellista työtä ja se kuitenkin kuormittaa sähköverkon johtimia ja muita komponentteja, sitä ei ole kannattavaa siirtää pitkiä matkoja verkossa. [43] [44]

(4)

(32)

Todelliseen työhön käytettävän pätötehon virran ja jännitteen välillä ei esiinny vaihesiirtoa, mutta loistehon tapauksessa sen sijaan esiintyy. Induktiivisessa eli positiivisessa loistehossa jännitteen vaihe on virtaa 90° edellä ja kapasitiivisessa eli negatiivisessa loistehossa jännit- teen vaihe on virtaa 90° jäljessä. Voidaan siis puhua loistehon tuottamisesta tai kuluttami- sesta sähköverkossa. Induktiivisen ja kapasitiivisen loistehon vaihesiirrot ovat 180° kulmassa eli toisiinsa nähden päinvastaisia. Tämän vuoksi mitoittamalla induktiivisia tai kapa- sitiivisia komponentteja verkkoon sopivassa suhteessa, verkkoa turhaan kuormittavaa loistehoa voidaan kompensoida pois. Tällöin loisteho värähtelee verkossa induktiivisen ja kapasitiivisen kuorman välillä. Kannattavinta loistehoa on kompensoida paikallisesti kulutus- pisteen lähellä sopivalla reaktiivisella kompensointilaitteistolla. [43] [44]

Graafisesti näennäistehoa, pätötehoa ja loistehoa voidaan havainnollistaa tehokolmiolla. Q kuvastaa reaktiivisen kuorman aiheuttamaa loistehoa verkossa, P todellista työtä tekevää pätötehoa ja näiden summa S näennäistehoa. Kulma φ kertoo, missä kulmassa virta ja jän- nite kulkee toisiinsa nähden ja tehokerroin cos(φ) kertoo pätötehon ja näennäistehon väli- sen suhteen. Puhtaasti resistiivinen kuorma on tehokertoimeltaan 1. Tällöin loisteho ei kuor- mita järjestelmää lainkaan. [43]

4.3 Sähkömittarit

Sähkömarkkinalain 22§ mukaan verkonhaltijan tehtävä on järjestää sähköntoimituksen mittaus, jota käytetään muun muassa laskutuksen perustana, ja ilmoittaa näiden mittaus- tietojen sisältö molemmille osapuolille, sähkön toimittajalle ja kuluttajalle käyttöpaikassa [7]. Ensimmäisen sukupolven älymittareiden keskeisimmät toiminnallisuudet olivat sähkön kulutuksen etäluettavuus ja sähkön tuntiperusteinen kulutuksen ja tuotannon mittaus. Etä- luettavat sähkömittarit ja tietojenhallintajärjestelmät vaativat halutulla tavalla toimiakseen kaksisuuntaisia tiedonsiirtoyhteyksiä ja tätä kokonaisuutta kutsutaan älykkääksi mittaus- järjestelmäksi. Iso osa ensimmäisen sukupolven älymittareista asennettiin vuosina 2009–

2013. Tämä johtui maaliskuussa 2009 voimaan astuneesta Valtioneuvoston asetuksesta, jossa säädettiin tuntimittausvelvoitteesta. Siirtymäajan päätyttyä 1.1.2014 mennessä 80 % jakeluverkkoyhtiöiden käyttöpaikoista piti olla tuntimittauksen piirissä. Koska ensimmäi- sen sukupolven etäluettavien älymittareiden pitoaikaväliksi on määritelty 10–20 vuotta, on arvioitu, että siirtyminen toisen sukupolven älymittareihin tulisi tapahtumaan 2020-luvun puolivälin paikkeilla. [45] [46]

Kuva 11. Tehokolmio mukaillen lähdettä [75]

(33)

Ensimmäisen sukupolven älymittareista siirryttäessä seuraavan sukupolven älymittareihin, toiminnallisuuksien ja mittaustiedon määrät tulevat kasvamaan. Konkreettiset erot mittauslaitteiden toiminnallisuuksista eivät kuitenkaan ole yksiselitteisiä, ja eri toimijoilla on erilaisia näkemyksiä näistä. Työ- ja elinkeinoministeriö on julkaissut tilaamansa selvityksen loppuraportin, jossa tarkastellaan sähkömittareiden vähimmäistoiminnallisuusvaatimuk- sia. Tilatussa selvityksessä tarkastelun alla on käyttöpaikat, joiden liittymän pääsulakekoko on korkeintaan 3 x 63 A ja nämä toiminnallisuusvaatimukset koskisivat kaikkia jakeluver- konhaltijoita. Vähimmäisiksi mittauslaitteiden toiminnallisuuksien ominaisuuksiksi rapor- tissa mainitaan muun muassa 3–15 minuuttiin kiristynyt mittaustiheys, vaihekohtainen pätötehon, loistehon ja energian mittaus sekä mittareiden ohjelmistojen etäpäivitettävyys.

Mittauslaitteiden tulee myös olla turvallisia sekä fyysiseltä käytettävyydeltään että tietotur- van näkökulmasta. Mittarin tuottamia sähkönkulutustietoja tulisikin käsitellä kuten henki- lötietoja mittarilta saakka. [45]

Valtaosa Carunan käyttämistä mittareista on suoraan mittaavia, kolmivaiheisia ja alle 63 A:n NES kotitalousmittareita. Mittareilla mitataan asiakkaiden käyttöpaikoilta sähkön laatua muun muassa jännitteen ja virran osalta sekä energiaa ja pätö- ja loistehoa kaksisuun- taisesti käyttöpaikalta verkkoon ja verkosta käyttöpaikalle. Kahdensuuntaisella mittauksella on Caruna netottaa kulutuksen ja tuotannon, mikä on laskutuksen kannalta asiakkaalle kan- nattavampaa [47]. Useat mittareiden asetukset ovat verkkoyhtiökohtaisia ja niiden tarpei- den mukaisesti muokattavissa. Caruna kerää etäluettavilla NES-mittareilla käyttöpaikoilta useita tietoja, ja esimerkiksi nolla- ja vaihevikatapahtumista tulee käyttökeskukseen hälytys.

Monia mittareiden toiminnallisuuksia ei myöskään välttämättä ole otettu käyttöön, vaikka luetut tiedot mahdollistaisivatkin jo niiden hyödyntämisen. Mittareiden sisäiseen lokiin tal- lentuu myös viimeisimpiä tapahtumia ja sähkönsyöttö käyttöpaikalle on katkaistavissa kau- kokäytöllä. [48] [49]

4.4 Verkon suojaus

Rakenteeltaan säteittäisessä jakeluverkossa häiriöt ja viat saadaan rajattua helpommin ren- gaskäyttöiseen verkkoon verrattuna. Säteittäisessä verkossa myös oikosulkuvirrat ovat pie- nemmät ja selektiivisen suojauksen toteuttaminen sekä jännitteen säätö on yksinkertaisem- paa. Näistä syistä jakeluverkkoja käytetäänkin pääasiassa säteittäisinä. Tästä huolimatta keskijänniteverkko kuitenkin rakennetaan keskeisiltä osin usein rengasmaiseksi niin, että se on jonkin erottimen kautta avonainen, jolloin verkkoa käytetään säteittäisenä. Rengas- mainen rakenne auttaa vikapaikan tehokkaammassa rajaamisessa niin, että vian vaikutus kohdistuu pienemmälle asiakasmäärälle. Taajamissa ja tiheämmin asutetuissa keskitty- missä myös pienjänniteverkkoja rakennetaan rengasmaisiksi, mutta yleisempi tapa on rakentaa PJ-verkko säteittäisiksi. Tämä johtuu siitä, että rengasverkosta saatava hyöty esimerkiksi harvaan asutussa PJ-verkossa vian sattuessa on merkitykseltään vähäinen rakennus- kustannuksiin nähden. [5, s. 13]

Jakeluverkkoon vikavirtoja aiheuttavista vioista yleisimpiä vikatyyppejä ovat oikosulut ja maasulut. Keskijänniteverkon osalta suojamekanismi perustuu toimintatavoiltaan erilaisiin suojareleisiin [5, s. 176, 190]. Suojareleillä suojataan KJ-verkkoa myös muun muassa yli- ja alijännitteiltä sekä ylikuormitukselta. Erilaisilla suojareleiden valinnoilla pyritään