SÄHKÖNSYÖTÖN VARMUUDEN PARAN-

TAMISEN VAIHTOEHTOJA

Henry Lågland

12.10.2018

2

SISÄLLYSLUETTELO

ALKUSANAT 7

1. JOHDANTO 8

2. TUTKIMUKSEN TARKOITUS JA TUTKIMUSMENETELMÄ 9

3. TUTKITUT TEKNOLOGIAT JA NIIDEN SOVELTAMINEN 11 3.1. Tutkitut lähdöt 11

3.1.1. Häggvikin lähtö 12

3.1.2. Nybyn lähtö 13

3.2. Tutkitut teknologiat 15 3.3. Sähkövarastot 15 3.4. 1000 V jakelujärjestelmä 16 3.5. Verkostoautomaatio 18 3.6. Siirrettävä varavoima 19 3.7. Kiinteä varavoima 19 3.8. Maakaapelointi 20

4. LASKENTA JA TULOKSET 22 4.1. Laskentamenetelmät ja -perusteet 22 4.2. Investointikustannukset 24 4.3. Luotettavuusindeksit ja jännitekuopat 25

4.3.1. Luotettavuusindeksit 26

4.3.2. Lyhyet keskeytykset ja jännitekuopat 28

4.4. Yksittäisvikojen keskeytyskustannukset 31 4.5. Suurhäiriökustannukset 33 4.6. Vakiokorvaukset 35 4.7. Vuotuiset kokonaiskeskeytyskustannukset 39

5. KANNUSTINVAIKUTUKSET ERI TEKNOLOGIOILLA 43 5.1. Laatukannustin 43 5.2. Investointikannustin 44 5.3. Tehostamiskannustin 46

6. INVESTOINTIEN KANNATTAVUUDET 49

7. FYYSISEN TOIMINTAYMPÄRISTÖN VAIKUTUKSET 52

8. YHTEENVETO 54 8.1. Luotettavuusindeksit ja jännitekuopat 54 8.2. Yksittäisviat 54 8.3. Suurhäiriöt 55 8.4. SML:n vaatimukset 55

3

8.5. Keskeytyskustannukset 55 8.6. Investointien takaisinmaksuajat 55 8.7. Luotettavuuden parantamisen kohdistus 56 8.8. Tutkittujen teknologioiden tyypillisiä käyttökohteita 57

9. JOHTOPÄÄTÖKSET 59 9.1. Tutkittujen teknologioiden vahvuudet 59 9.2. Optimaalinen kaapelointiaste 60 9.3. SML:n vaatimusten täyttäminen kaava-alueiden ulkopuolisilla alueilla 62

LÄHDELUETTELO 63

4

Lyhenneluettelo

1 kV 1000 V jakelujärjestelmä

a Vuosi

AJK Aikajälleenkytkentä

AMKA Riippukierrekaapeli

CIGRE International Council on Large Electric Systems

DMS Distribution Management System

DSO Distribution System Operator

ET Energiateollisuus

EV Energiavirasto

FRT Fault-Ride-Through

GIS Graphic Information System

JHA Jälleenhankinta-arvo

JK Johtokatkaisija(t)

JM Jakelumuuntamo

KA Kaapelointiaste

KAH Keskeytyksestä aiheutuva haittakustannus

KJ Keskijännite

KK Kaukokäyttö

KO Kauko-ohjaus

ME Metsä

MK Maakaapeli, maakaapelointi

PAS Päällystetty avojohto

PJ Pienjännite

PJK Pikajälleenkytkentä

SA Sähköasema

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SH Suurhäiriö

SML Sähkömarkkinalaki

SV Sähkövarasto

SVV Siirrettävä varavoima

5

TSO Transmission System Operator

TV Tienvarsi

UML Unified Modelling Language

V Vyöhyke

VSV Vaasan Sähköverkko Oy

VV Varavoima

U-kuoppa Jännitekuoppa

YV Yksittäisvika

Symboliluettelo

36 h yli 36 h kestävien keskeytysten kustannukset

∆P Keskiteho

a Keskeytystehon haitta-arvo

b Keskeytysenergian haitta-arvo

c PJK:n tehon haitta-arvo

d AJK:n tehon haitta-arvo

Ɛ Annuiteettikerroin

f, λ Vikataajuus

fAJK Aikajälleenkytkentä taajuus

fPJK Pikajälleenkytkentä taajuus

IK Investointikannustin

INV Investointikustannus

JHA Jälleenhankinta-arvo

JHATP Verkkokomponentin oikaistu tasapoisto

KA Kaapelointiaste

KAH1 Normaalioloista aiheutuva keskeytyksen haittakustannus

KAH2 Suurhäiriöistä aiheutuva keskeytyksen haittakustannus

KAN Kannustinvaikutus

KOPEX Verkonhaltijan kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset

L Pituus

6

LK Laatukannustin

MAIFI Lyhyiden keskeytysten keskimääräinen lukumäärä/asiakas, a

ME Metsässä kulkeva

n Lukumäärä

N Kuluttajien lukumäärä

p Korkoprosentti

P Teho

PA Pitoaika

SAIDI Keskeytysten keskimääräinen kestoaika/ asiakas, a

SAIFI Pitkien keskeytysten keskimääräinen lukumäärä/ asiakas, a

SH Suurhäiriökustannukset

T Kuluttajatiheys

TJSA1 Yksittäisvikojen aiheuttama toimittamatta jääneen sähkön arvo

TJSA2 Suurhäiriöiden aiheuttama toimittamatta jääneen sähkön arvo

TK Tehostamiskannustin

TMA Takaisinmaksuaika

TV Tienvieriasennus

VK12 Vakiokorvaukset yli 12 h kestävistä keskeytyksistä

VK24 Vakiokorvaukset yli 24 h kestävistä keskeytyksistä

Uc Sopimuksen mukainen jännite (SFS-EN 50160)

Alaindeksit

AJK Aikajälleenkytkentä

i Komponentti

j Kuluttajaryhmä

k Vuosi

PJK Pikajälleenkytkentä

PE Pelto

TV Tienvieri

z Suojausvyöhyke

7

ALKUSANAT

Tämä tutkimus liittyy, Vinpower projektin osioon, Review of alternative solutions for im-

proving security of supply. Tässä osion tapaustutkimuksessa vertaillaan maakaapeloinnille

vaihtoehtoisten teknologioiden vaikutuksia ja taloudellisuutta sähkömarkkinalain (SML)

sähkön jakelulle asettamien vaatimusten täyttämisessä. Kiitokset projektin ohjausryhmälle

erittäin mielenkiintoisen ja ajankohtaisen aiheen valinnasta. Vaasan yliopiston professoreille

Lauri Kumpulaiselle ja Kimmo Kauhaniemelle haluan lausua kiitokset mahdollisuudesta

osallistua tutkimusosioon sekä tuesta työn suorituksen aikana. Tutkimuksen relevanttisuu-

den varmistaa sen suoritus Vaasan Sähköverkko Oy:n (VSV) jakeluverkon datalla. Kiitokset

tästä toimitusjohtajalle Juha Rintamäelle. Lopuksi suuret kiitokset Vaasan Sähköverkon

yleissuunnittelijalle Ari Salolle ja hankepäällikölle Jarmo Leppiselle, jonka suunnitelmat ovat

olleet lähtökohtana tutkimusta suoritettaessa ja jotka ovat antaneet arvokkaat näkemyksensä

verkkoyhtiön näkökulmista tutkimuksen eri vaiheissa.

Vaasassa 12.10.2018

Henry Lågland

8

1. JOHDANTO

Tutkimus on projektin Vaasan innovaatioalusta sähköverkkojen tutkimukseen (Vinpower)

osaprojektin, vaihtoehtoja keskijänniteverkon vioista aiheutuvien pitkien keskeytysten vai-

kutusten lieventämiseksi, suoritettu vaikutus- kustannusanalyysi. Projektisuunnitelmassa

määritellyistä vaihtoehdoista ohjausryhmä valitsi tarkastelun kohteeksi kokonaisuuden, joka

koostuu verkkoyhtiön sähkövarastoista, 1000 V jakelujärjestelmästä, verkostoautomaatiosta

sekä varavoimasta. Seuraavassa on lyhyt yhteenveto raportin sisällöstä.

Tutkimuksen tarkoitusta ja käytettyä tutkimusmenetelmää, Unified Modelling Language

(UML), käydään läpi raportin luvussa kaksi. Tutkittuja teknologioita, verkkoyhtiön sähköva-

rastot, 1000 V jakelujärjestelmä, verkostoautomaatio, varavoima ja maakaapelointi, sekä

niiden soveltamista tutkittuun verkkoon kuvataan raportin kolmannessa luvussa. Ensim-

mäisessä kappaleessa kuvataan tutkittua verkkoa sekä annetaan verkon lähtötietoja. Luvun

kaksi kappaleissa 2-8 selostetaan kuinka tutkittuja teknologioita, on sovellettu tutkittavaan

verkkoon. Raportin luku neljä sisältää tapaustutkimuksen laskelmat ja tulokset. Luvun en-

simmäisessä kappaleessa kuvataan laskentamenetelmät ja -perusteet sekä laskentamalli. Eri

tulossuureiden laskemismenetelmät kuvataan kappaleissa 2-7. Luvussa viisi selvitetään säh-

köverkkotoiminnan regulaation kannustinvaikutuksia eri teknologioiden kohdalla. Tutkittu-

jen teknologioiden kannattavuudet eli takaisinmaksuajat on laskettu ja esitetty luvussa 6.

Koska verkkoyhtiöiden fyysiset toimintaympäristöt eroavat merkittävästi toisistaan luvussa

7 on tutkittu fyysisen toimintaympäristön vaikutuksia teknologioiden takaisinmaksuaikoi-

hin. Raportin luku kahdeksan sisältää yhteenvedon tutkimuksen tuloksista. Yhteenvedossa

annetaan suuntaa antavia tuloksia eri teknologioiden vaikutuksista luotettavuusindekseihin,

jännitekuoppien lukumäärään, yksittäisvikojen keskeytyskustannuksiin, suurhäiriöiden kes-

keytyskustannuksiin ja SML:n vaatimusten täyttymiseen koskien keskeytysten maksimi kes-

toa, sekä investointien takaisinmaksuaikoihin. Kappaleessa seitsemän tarkastellaan mihin

verkon osiin sovellettavan teknologian luotettavuutta parantava vaikutus kohdistuu. Kappa-

leessa kahdeksan luetellaan teknologioiden tyypillisiä käyttökohteita perustuen tutkimuksen

tuloksiin. Tutkimuksesta tehtäviä johtopäätöksiä tarkastellaan luvussa yhdeksän. Käsiteltä-

vät aiheet ovat eri teknologioiden vahvuudet, optimaalinen kaapelointiaste sekä strategioita

täyttää SML:n vaatimukset kaava-alueiden ulkopuolisilla alueilla.

9

2. TUTKIMUKSEN TARKOITUS JA TUTKIMUSMENETELMÄ

Sundom Smart Grid hankkeen työpaketin WP B1 tutkimuksessa, verkonparannusvaihtoeh-

dot, tutkittiin miten regulaatio vaikuttaa jakeluverkon toimitusvarmuusinvestointien kannat-

tavuuteen (Lågland, H. 2015). Tutkimuskohteina olivat erityisesti maakaapelointi ja verkos-

toautomaatio. Tässä tutkimuksessa verrattiin vaihtoehtoisia ratkaisuja keskijänniteavojohto-

jen maakaapeloinnille sähkönsyötön varmistamiseksi erityisesti SML:n vaatimusten täyttä-

misen suhteen, sekä sähkönjakelun luotettavuuden parantamiseksi kaava-alueilla. Tässä tut-

kimuksessa keskitytään pääosin tarkastelemaan, kuinka vaatimukset voidaan täyttää kaava-

alueiden ulkopuolella eri teknologioita hyödyntäen. Tulokset palvelevat maaseutu- ja taaja-

maverkkoyhtiöitä, jotka oletettavasti voivat paremmin hyödyntää olemassa olevien ilmajoh-

tojen jäljellä olevaa käyttöikää, ts. yhtiöt välttyvät ennenaikaisilta maakaapeloinneilta (Kum-

pulainen, L., Kauhaniemi, K., 2018).

Tutkimusmenetelmänä käytetty UML perustuu olemassa olevan tutkimustiedon (known

impacts) sekä simuloinnin/analyyttisen laskennan (discovered impacts) hyödyntämiseen.

Tiedossa olevia vaikutuksia on hankittu sekä kansainvälisistä että kansallisista tutkimusra-

porteista. Koska TSO tulee yhä riippuvaisemmaksi DSO:sta mm. järjestelmäpalvelujen suh-

teen, CIGRE (International Council on Large Electric Systems) on viime vuosina laajenta-

nut työryhmätoimintaansa käsittämään myös keskijännitepuolen.

Vaihtoehtoisten ratkaisujen mahdolliset vaikutukset tunnistetaan sekä niiden kustannukset

ja hyödyt lasketaan tunnistetuille sidosryhmille, jotta voidaan näyttää kuinka tiedossa olevat

sekä löydetyt vaikutukset liittyvät hyötyihin sekä sidosryhmiin laajassa asiayhteydessä (Kuva

1). Tutkimuksen löydetyt vaikutukset perustuvat kehitetyn luotettavuus- ja kustannuslas-

kentajärjestelmän monipuoliseen hyödyntämiseen, jonka käytöllä saadaan vertailu eri vaih-

toehtoisten teknologioiden keskinäisestä kilpailukykyisyydestä sekä löydetään eri teknologi-

oiden kilpailukykyisimmät sovelluskohteet. Laskentajärjestelmä mahdollistaa vaihtoehtois-

ten ratkaisujen herkkyysanalyysien suorittamisen.

10

Kuva 1. Tapaustutkimuksen tutkimusmenetelmä (CIGRE TB721, 2018 soveltaen).

Tavoitteena vaihtoehtoisten ratkaisujen suhteen on selvittää:

- Investointi-, kunnossapito- ja viankorjauskustannukset sekä keskeytyskustan-

nukset

- Tuotot, kuten regulaation kannustimet sekä mahdolliset jousto- ja reservipalvelu

tuotot

- Säästöt keskeytys- sekä vakiokorvauskustannuksissa

- Luotettavuusindeksien SAIFI, SAIDI ja MAIFI parannukset

- Jännitekuoppien lukumäärien kehitys eri teknologioilla

- Vaihtoehtoisten teknologioiden takaisinmaksuajat

- Eri teknologioiden kyky varmistaa 36 h vaatimus kaava-alueiden ulkopuolella

- Toimintaympäristön vaikutus tuloksiin

Lopputuloksena on suuntaa antava käsitys eri teknologioiden keskinäisestä kilpailukykyi-

syydestä parantaa kuluttajien sähkönjakelun luotettavuutta sekä niiden mahdollisuuksista

korvata/täydentää maakaapelointia lain asettamien vaatimusten saavuttamisessa sekä käsitys

eri teknologioiden kilpailukykyisimmistä sovelluskohteista.

11

3. TUTKITUT TEKNOLOGIAT JA NIIDEN SOVELTAMINEN

3.1. Tutkitut lähdöt

Vaasan Sähköverkko Oy:n ehdotuksen mukaan tutkimus päätettiin suorittaa Petolahden

sähköaseman (SA) jakelualueella. Sähköasemalta lähtee neljä lähtöä: Petalax C, Bjurbäck,

Häggvik ja Nyby. Keskeytystilastojen 2016 ja 2017 mukaan Häggvikin ja Nybyn lähtöjen

keskeytyslukumäärät ja -ajat ovat selkeästi korkeammat kuin kahden muun lähdön. Keskey-

tyksistä aiheutuvat kustannukset (KAH) on täten myös korkeampi, joten nämä kaksi lähtöä

valittiin tutkimuksen kohteeksi (Kuva 2). Häggvikin kylän lisäksi Häggvikin lähtö syöttää

Moikipään kylää sekä Bredskäretin ja Bergön saaria. Nybyn kylän lisäksi Nybyn lähtö syöt-

tää seuraavia pienkyliä: Rainebäck, Rönnholm, Björknäs, Ribäck, Västerbrännan, Ahlholm,

Svarvar ja Kolina. Kuvassa 3 on Petolahden SA:n keskijännitekojeiston pääkaavio.

Häggvik

NybySA Petalax

Kuva 2. Vaasan Sähköverkko Oy:n jakelualue, Petolahden SA sekä Häggvikin ja Nybyn lähtöjen sijainti.

12

Kuva 3. Petolahden SA:n pääkaavio. EPV alueverkko Oy:n 110 kV ulkokentän kytkentä on 1+A. 20 kV ko-

jeiston kennot vasemmalta oikealle ovat: mittaus, Petalax C, Nyby, Häggvik, Bjurbäck, syöttökenno ja sam-

mutuslaitteiston syöttökenno. Sähköasema uusittiin vuonna 2013, joten sen suojareleistys on moderni.

3.1.1. Häggvikin lähtö

Häggvikin lähdön kulutuksen painopiste on KO-vyöhykkeissä V3 ja V4 (Kuva 3). Lähdön

huipputeho on 2,4 MW ja keskiteho 0.976 MW. Lähdön huomattavin metsäisyys on vyö-

hykkeessä V1. Vyöhykkeiden V1 ja V2 varasyöttöreittinä käytetään Petalax C, joka piakkoin

on kokonaan maakaapeloitu. Myös Korsbäckin lähtö toimii varasyöttöreittinä. Kaikki va-

rasyöttöpisteet on varustettu kauko-ohjauksella.

Bergön ja Bredskäretin saarissa ei ole varavoimaa, jota käytettäisiin yksittäisvioissa. Bredhäl-

lanin haara on suojattu johtokatkaisijalla. Muuntamoon 251 tuleva kauko-ohjaus on huomi-

oitu jo tässä tutkimuksessa. Kaapelointiaste (KA) on korkein vyöhykkeessä V7. Lähdön

kuluttajatiheys T on 14.3 kuluttajaa/km, joten kyseessä on sekaverkko, jolla ei kuitenkaan

vielä ole kaava-alueita.

1+A

13

V2 V1

V3

V6

V5 V7

V4

Kuva 4. Häggvikin lähdön lähtöarvot: Kauko-ohjausvyöhykkeet V1-V7, jakelumuuntamoiden/kauko-

ohjattujen JM:n lukumäärä, maakaapelipituus MK, avojohtopituus metsässä (ME), tienvieressä (TV) ja pelloil-

la (PE), johtopituus yhteensä, kaapelointiaste (KA), teho P, kuluttajien lukumäärä, kuluttajatiheys T, haarajoh-

to-/lähtöpituus prosentteina.

3.1.2. Nybyn lähtö

Lähdön kulutuksen painopisteet ovat vyöhykkeissä V1 ja V5 (Kuva 5). Lähdön huipputeho

on 1,1 MW ja keskiteho 0.449 MW. Metsäisin vyöhyke on V4. Kauko-ohjatut varasyöttö-

14

pisteet ovat Nybyssä ja Övermalaxissa. Långåminnessa on paikallisohjattava varasyöttöpis-

te. Nyby on tyypillinen maaseutulähtö, jonka kuluttajatiheys T on 6.5 kuluttajaa/km. Nybyn

lähdön syöttämällä alueella ei myöskään ole kaava-alueita.

V1 V4

V2

V3 V5

Kuva 5. Nybyn lähdön lähtöarvot: Kauko-ohjausvyöhykkeet V1-V5, jakelumuuntamoiden/kauko-ohjattujen

JM:n lukumäärä, maakaapelipituus MK, avojohtopituus metsässä (ME), tienvieressä (TV) ja pelloilla (PE),

johtopituus yhteensä, kaapelointiaste (KA), teho P, kuluttajien lukumäärä, kuluttajatiheys T, haarajohto-

/lähtöpituus prosentteina.

15

3.2. Tutkitut teknologiat

Tutkittujen teknologioiden vaikutusten ja taloudellisen potentiaalin selvittäminen pohjautuu

eri teknologioiden soveltamiseen kahdessa tutkitussa lähdössä (Perusverkko taulukossa 1).

Jakelumuuntajan PJ-puolelle liitettävillä sähkövarastoilla voidaan lyhentää sekä yksittäisvi-

kojen että suurhäiriöiden jakelukeskeytysten pituutta. 1000 V jakelujärjestelmällä vähenne-

tään lyhyiden ja pientehoisten haarajohtojen muille verkonosille aiheuttamia keskeytyksiä

1000 V haarojen muodostaessa omat suojausvyöhykkeensä. Johtokatkaisijat suojaavat te-

hokkaasti niiden syöttöpuolella sijaitsevia kuluttajia muun verkonosien yksittäisvioilta. Siir-

rettäviä varavoimalähteitä käytetään yleisesti suunnitelluissa keskeytyksissä välttä-

mään/vähentämään suunnitellun keskeytyksen kuluttajille aiheuttamia haittoja. Tässä tutki-

taan, voidaanko siirrettävää varavoimaa hyödyntää kustannustehokkaasti myös yksittäisvi-

kakeskeytyksissä. Koska Bergön saaressa ei ole varasyöttöreittiä eikä varavoimaa selvitettiin

myös kiinteän varavoiman käytön hyödyllisyyttä ja taloudellisuutta. Vertailukohtina näille

vaihtoehdoille oli perusverkkojen lisäksi lähtöjen lisäkaapelointi runkojohdon metsäisillä

osuuksilla lähdön eri suojausvyöhykkeillä z01-z03.

Taulukko 1. Perusverkko sekä perusverkkoon sovelletut vaihtoehtoiset teknologiat.

3.3. Sähkövarastot

Häggvikin lähdöllä on Bergön saaressa kaksi päähaaraa ja yksi sivuhaara, jossa on jo johto-

katkaisija (Kuva 6). Saaren päähaarat voisi olla hyvä pitää erillään, jotta toisen vioittuessa

16

saari saisi syöttönsä toisen haaran kautta. Varasyötön kytkentäpisteinä ovat kauko-ohjatut

erottimet Bredskäretillä ja Bergön keskustan jakelumuuntamolla 251. Bergön kylän keskus-

tan läntiseen haaran jakelumuuntamoon 251 ajatellaan sijoitettavan 2 kpl 50 kWh sähköva-

rastoa. Toisen päähaaran jakelumuuntamoon JM 1626 ajatellaan sijoitettavan yksi 25 kWh

sähkövarasto. Moikipään kylän jakelumuuntamoon JM 1651 ajatellaan sijoitettavan 25 kWh

ja Petolahden kylän jakelumuuntamoon JM 347 samoin 25 kWh sähkövarasto. Sähkövaras-

ton energia-arvo tarkoittaa varaston hyödynnettävissä olevaa energiaa. Kaikkien varastojen

nimellisteho on sama kuin varaston energian lukuarvo.

Kuva 6. Sähkövarastojen sijoituspaikat ja kapasiteetit Häggvikin lähdössä.

3.4. 1000 V jakelujärjestelmä

1000 V jakelujärjestelmän soveltamislaajuuden selvittämiseksi molempien lähtöjen jakelujär-

jestelmälle soveltuvien haarajohtojen teho-pituus toimintapisteet merkittiin 1000 V AMKA-

riippukierrejohtojen teknistaloudellisten käyttöalueiden kuviin (LTY, 2005). Kokonaan

maakaapeloituja haaroja ja varasyötöllä varustettuja haaroja ei huomioitu. Jotta riittävä mää-

rä haarajohtoja saadaan mukaan niin, että vaikutus olisi merkittävä Häggvikin lähtö lasket-

tiin sekä kannattavuusvaatimuksella a) että b) kun taas Nybyn lähtö laskettiin ainoastaan

kannattavuusvaatimuksella a) (Kuva 7). Kuvassa 8 on esitetty kuvan 7 mukaisten pisteiden

17

harajohtojen fyysinen sijainti lähdöillä. Raportissa Häggvikin lähdön kohdalla ilmoitetut tu-

lokset ovat kannattavuusvaatimuksella b). Taulukossa 2 on esitetty 1000 V jakelujärjestel-

mälle soveltuvien haarajohtojen lukumäärä eri kannattavuusvaatimuksilla sekä jakelujärjes-

telmälle soveltuvien haarajohtojen lukumäärän osuus lähdön kaikkien haarajohtojen luku-

määrästä.

Kuva 7. Taloudellisin perustein valittujen 1000 V AMKA–riippukierrejohtojen teknistaloudelliset käyttöalueet

verrattuna Raven keskijänniteavojohtoon, kun huomioidaan: a) investointi- ja häviökustannukset, b) lisätään

keskeytyskustannukset ja c) myös käyttö ja kunnossapitokustannukset (LTY, 2005). Häggvikin haarojen toi-

mintapisteet on merkitty vihreillä pisteillä ja Nybyn haarojen toimintapisteet sinisillä pisteillä.

Taulukko 2. 1000 V jakelujärjestelmälle soveltuvien haarajohtojen lukumäärä eri kannattavuusvaatimuksilla

(Kuvat 7 ja 8).

Kannattavuus Häggvik Nyby

Kpl % Kpl %

a) b) c)

9 6 5

45 30 25

6 2 1

67 22 11

20 100 9 100

Kaikista haarajohdoista 33 27

18

Kuva 8. Kannattavuusvaatimuksille a) ja b) soveltuvat haarajohdot 1000 V jakelujärjestelmässä Häggvikin ja

Nybyn lähdöissä.

3.5. Verkostoautomaatio

Häggvikin lähtöön ajatellaan sijoitettavan kaksi johtokatkaisijaa Bredskäretin pohjoisosaan

suojaamaan lähdön ensimmäisen suojausvyöhykkeen z01 kuluttajia Bergön saaren verkon

vioilta (Kuva 9, vasen). Myös Nybyn lähdön kahden päähaaran alkuun ajatellaan sijoitetta-

van johtokatkaisijat suojaamaan ensimmäisen suojausvyöhykkeen z01 kuluttajia päähaaro-

jen verkon vioilta (Kuva 9, oikea). Lisäksi haarakatkaisijat suojaavat suojausvyöhykkeensä

kuluttajia toisessa haarassa tapahtuvilta vioilta.

19

Kuva 9. Häggvikin (vasemmalla) ja Nybyn (oikealla) johtokatkaisijoiden sijoitus lähdön haaroihin.

3.6. Siirrettävä varavoima

Tässä tarkastelussa tutkitaan, voidaanko siirrettävää varavoimaa käyttää suunniteltujen kes-

keytysten lisäksi kustannustehokkaasti myös yksittäisvikakeskeytyksissä. Tämä voisi olla ti-

lanne varsinkin Häggvikin lähdössä Bredskäretissä ja Bergössä, joissa ei ole varasyöttöreit-

tiä. Kannattavuusasteesta riippuen kysymykseen saattaisi tulla myös kiinteä varavoima.

3.7. Kiinteä varavoima

Koska Bredskäretin kulutuskohteista suurin osa on kesämökkejä, kiinteän varavoiman

luonnollinen sijoituspaikka on Bergön saaren keskusta. Kiinteän varavoiman sopiva sijoitus

olisi JM 251 yhteydessä, jolloin sen syöttämää aluetta vikatilanteissa tarpeen mukaan voi-

daan ohjata jakelumuuntamon kauko-ohjatuilla johtoerottimilla (Kuva 10). Bergön saaren

keskiteho on 468 kW, joten kiinteän varavoiman nimellistehon lasketaan olevan 500 kW.

20

JM 251

KVV 500 kW

Kuva 10. Kiinteän varavoiman (500 kW) liittäminen Bergön saaren keskustan jakelumuuntamon JM 251 yh-

teyteen.

3.8. Maakaapelointi

Maakaapeloinnin takaisinmaksuaikaa voidaan lyhentää kertaluokalla kohdistamalla inves-

toinnit ainoastaan suojausvyöhykkeen runkojohdon metsässä kulkeville osuuksille. Vaasan

Sähköverkon alihankintana teettämä verkon olosuhdeluokittelu antaa tähän hyvät edellytyk-

set. Kaapelointi-investoinnin alueen merkitystä on tässä yhteydessä haluttu tarkastaa erik-

seen, joten maakaapeloinnin takaisinmaksuaika on laskettu lähtöjen kaikissa suojaus-

vyöhykkeissä z01, z02 ja z03 (Kuva 11). Taulukossa 3 lähtöjen suojausvyöhykkeiden kaape-

lointiasteet on esitetty nykyverkoissa (KK) sekä ajatelluissa vaihtoehtoisissa kaapelointi-

investoinneissa. Koska Häggvikin suojausvyöhykkeen z03 kaapelointiaste on lähtöarvoltaan

paljon korkeampi kuin muiden suojausvyöhykkeiden ja sen runkojohto jo kulkee tienvieres-

sä, se on jätetty tarkastelun ulkopuolelle. Maakaapeloinnin takaisinmaksuajat lasketaan il-

man johtokatkaisijoiden vaikutuksia.

21

Kuva 11. Johtokatkaisijat jakavat lähdöt suojausvyöhykkeisiin. Suojausvyöhyke z01muodostuu johtolähdön

SA-katkaisijan ja johtokatkaisijoiden välille. Lähdön päähaara muodostaa suojausvyöhykkeen z02 ja lähdön

sivuhaara suojausvyöhykkeen z03. Vasemmalla esitetään Häggvikin lähdön suojausvyöhykkeet ja oikealla Ny-

byn lähdön suojausvyöhykkeet.

Taulukko 3. Tutkittujen lähtöjen nykyiset (KK) kaapelointiasteet (KA) sekä kaapelointiasteet suojausvyöhyk-

keiden runkojohdon metsäisten osuuksien kaapeloinneissa (MK1-MK3).

Lähtö Suojausvyöhyke Lähtö

z01 z02 z03 MKA MK

Häggvik

KK

MK1

MK2

MK3

12.1 %

31.8 %

12.1 %

12.1 %

12.1 %

12.1 %

30.8 %

12.1 %

40.2 %

40.2 %

40.2 %

40.2 %

17.3 %

28.2 %

22.2 %

24.0 %

8.1 km

3.6 km

-

Nyby

KK

MK1

MK2

MK3

2.5 %

27.8 %

2.5 %

2.5 %

10.8 %

10.8 %

25.7 %

10.8 %

1.5 %

1.5 %

1.5 %

37.2 %

4.5 %

8.7 %

9.0 %

23.4 %

2.8 km

3.0 km

12.5 km

z02 z03

z01

z01

z02z03

NOP

JM 251

22

4. LASKENTA JA TULOKSET

4.1. Laskentamenetelmät ja -perusteet

Tutkimusmenetelmän UML mukaan eri teknologioiden tuntemattomat vaikutukset (disco-

vered impacts) selvitetään simuloinnilla tai analyyttisellä laskennalla. Tässä työssä hyödynne-

tään analyyttiseen laskentaan perustuvaa taulukkolaskentapohjaista sähkön jakelun luotetta-

vuuden tutkimukseen, koulutukseen sekä johtoautomaation markkinointiin kehitettyä las-

kentatyökalua (Kuva 12). Sähkömarkkinalaki erottelee kaava-alueet ja muut alueet, jolloin

jakeluvarmuuden tunnuslukujen alueelliset arvot tulee voida selvittää. Tunnuslukujen alu-

eellisten erojen selvitysmahdollisuus onkin laskentatyökalun parhaita ominaisuuksia. Las-

kentamalli analysoi kaikki vika-/kuormalohko yhdistelmät. Kahden suojareleellä varustetun

katkaisijan välinen verkko muodostaa suojausvyöhykkeen. Tyypillisesti lähtö koostuu kol-

mesta suojausvyöhykkeestä: runkojohdon ensimmäinen ja toinen puolisko sekä pisin haara-

johto. Vika-/kuormalohkot muodostuvat suojausvyöhykkeiden runko- ja haarajohtojen

komponenttiryhmistä. Lähdön haarajohdot on luokiteltu (a-h) haaran pääkomponentin

mukaan. DMS tiedostojen ja GIS kuvien avulla muokatut lähtötiedot syötetään suojaus-

vyöhykettäin laskentajärjestelmän lähtötietokenttiin. Valmiin laskentapohjan ansiosta tulok-

set saadaan välittömästi graafisessa muodossa. Tuloksina ovat luotettavuusindeksit ja kes-

keytyskustannukset. Laskentajärjestelmää voidaan muokata kulloisenkin tarpeen mukaan.

Tässä tutkimuksessa sitä on muokattu niin että yhdellä tiedostolla voidaan samalla kertaa

käsitellä useampia teknologioita. Mikäli tarkasteltavan verkon keskeytystilasto on käytettä-

vissä, laskentajärjestelmä voidaan kalibroida keskeytystilaston avulla. Laskentajärjestelmän

paras ominaisuus on kuitenkin sen kyky vertailla eri verkkoratkaisuja keskenään luotetta-

vuuden ja keskeytyskustannusten suhteen. Tarvittavat lähtötiedot sekä niiden lähteet on

esitelty taulukossa 4.

23

Taulukko 4. Laskentajärjestelmän vaatimat muuttujien arvot sekä niiden lähteet.

Ryhmä Muuttuja Lähde Verkon osa

Jakelujärjes-telmä

Vikataajuus Johtopituus Avojohtopituus metsä Avojohtopituus met-sä/tienvieri Korjausaika Komponentin vaihto-aika

Kansalliset raportit DMS Kartta Kartta, olosuhde-luokittelu Kansalliset raportit Kansalliset raportit

Vyöhyke runko/haara Vyöhyke runko/haara Vyöhyke runko/haara

Kulutus ja kuluttajat

Kuluttajalukumäärä Jakelumuuntamotehot, vuosikulutus

DMS DMS

Vyöhyke runko/haara Vyöhyke runko/haara

Kytkentäajat Käsiohjaus Kauko-ohjaus

Laskenta Tutkimus

Vyöhyke runko/haara

Kuva 12. Laskentajärjestelmän rakenne. Vasemmalla on lähdön kaaviollinen esitys. Ylhäällä on lähtöarvojen

syöttötaulukko ja alhaalla graafiset tulokset.

24

4.2. Investointikustannukset

Investointivaihtoehtojen hintatiedot perustuvat Energiaviraston yksikköhintaluetteloon

(EV 2016-2023). Niiltä osin, kun hintoja siinä ei ole käytettävissä, ne on haettu käytettävissä

olevasta tutkimustiedosta. Tämä koskee sähkövarastojen hintatietoja, jotka perustuvat

TTY:n tutkimukseen (Varonen, 2017). Sähkövarastojen yksikköhintana on käytetty 2000

€/kWh. Jotta kaikki investointivaihtoehdot olisivat vertailukelpoisia keskenään, lasketaan

kaapelointivaihtoehdoille (1000 V ja maakaapeloinnit) kaksi takaisinmaksuaikaa. Lyhyin ta-

kaisinmaksuaika saadaan, kun kaapeloidaan olemassa olevan avojohtoverkon pitoajan lo-

pussa. Maksimi takaisinmaksuaika saadaan, kun kaapeloidaan olemassa olevan verkon olles-

sa suhteellisen uusi. Kun investointiresurssit ovat rajalliset kiinnostaa takaisinmaksuajan

lisäksi investoinnin kokonaishinta joka kaapeloinnin ollessa kysymyksessä on huomattavan

suuri verrattuna muihin vertailtuihin vaihtoehtoihin.

Taulukko 5. Investointikustannukset, Häggvik.

Teknologia Osa Määrä Hinta

k€

Yhteensä

K€

Huom.

SV 25 kWh

50 kWh

3 kpl

2 kpl

50,0

100

150

200

350

Varonen, kuva 11, taulukko 4

pa=20 a

r=5%

h=0.05 e/kWh

1 kV Kolmikäämimuuntaja 20 / 1,0 /0,4 kV

1-pylväsmuuntamo

1,0 kV suojalaitteisto

AMKA 35 - 50 mm2

AMKA 70 mm21-pylväsmuuntamo

1/0,4 kV jakelumuuntaja, 16 kVA

9 kpl

9 kpl

9 kpl

36 km

7,9 km23 kpl

23 kpl

10,5

5,1

2,6

17,3

19,65,1

0,9

94,5

45,9

23,4

622

154117

19,2

1077

-929

148

Vähennettynä vastaavan

avojohtoverkon kustannuksilla

JK Johtokatkaisija, kauko-ohjattu 2 kpl 26,7 53,4 Lisätään kauko-ohjattujen erottimien

tilalle

SVV Siirrettävä varavoimakone, 410 kVA 1 kpl 68,1 68,1

KVV Kiinteä varavoimakone, 500 kW 1 kpl 100 100

MK1 Maakaapelointi

Maakaapelioja, tav. olos.

Puistomuuntamo: kevyt

AvojohtoPylväsmuuntamo

8,1 km

8,1 km

5 kpl

8,1 km5 kpl

18,1

24,2

8,6

30,85,1

147

196

47,3

390

-250-28,1

112

Vähennettynä vastaavan avojohtoverkon kustannuksilla

MK2 Maakaapelointi

Maakaapelioja, tav. olos.

Puistomuuntamo: kevyt

AvojohtoPylväsmuuntamo

3,6 km

3,6 km

3 kpl

3,6 km3 kpl

18,1

24,2

8,6

30,85,1

65,6

87,7

21,5

175

-112-22,5

41

Vähennettynä vastaavan avojohtoverkon kustannuksilla

25

Nybyn kohdalla sähkövarasto ja varavoima investoinnit on jätetty pois, koska lähdöllä on

hyvät varasyöttöyhteydet.

Taulukko 6. Investointikustannukset, Nyby.

Teknologia Osa Määrä Hinta

k€

Yhteensä

k€

Huom.

1 kV Kolmikäämimuuntaja 20 / 1,0 /0,4 kV

1-pylväsmuuntamo

1,0 kV suojalaitteisto

AMKA 35 - 50 mm2

AMKA 70 mm21-pylväsmuuntamo

1/0,4 kV jakelumuuntaja, 16 kVA

6 kpl

6 kpl

6 kpl

3,1 km

8,2 km11 kpl

11 kpl

10,5

5,1

2,6

17,3

19,65,1

0,9

63,0

30,6

15,6

53,6

16156,1

9,9

390

-304

86,0

Vähennettynä vastaavan avojohtoverkon

kustannuksilla

JK Johtokatkaisija, kauko-ohjattu 2 kpl 26,7 53,4 Lisätään kauko-ohjattujen erottimien tilalle

MK1 Maakaapelointi

Maakaapelioja, tav. olos.

Puistomuuntamo: kevyt

AvojohtoPylväsmuuntamo

2,8 km

2,8 km

3 kpl

2,8 km3 kpl

18,1

24,2

8,6

30,85,1

50,7

67,8

25,8

144

-86,2-15,3

42,8

Vähennettynä vastaavan avojohtoverkon kustannuksilla

MK2 Maakaapelointi

Maakaapelioja, tav. olos.

Puistomuuntamo: kevyt

AvojohtoPylväsmuuntamo

3,0 km

3,0 km

5 kpl

3,0 km5 kpl

18,1

24,2

8,6

30,85,1

54,3

72,6

43,0

170

-92,4-25,5

52,0

Vähennettynä vastaavan avojohtoverkon kustannuksilla

MK3 Maakaapelointi

Maakaapelioja, tav. olos.

Puistomuuntamo: kevyt

AvojohtoPylväsmuuntamo

12,4 km

12,4 km

4 kpl

12,4 km4 kpl

18,1

24,2

8,6

30,85,1

224

300

34,4

558

-382-20,4

156

Vähennettynä vastaavan avojohtoverkon kustannuksilla

4.3. Luotettavuusindeksit ja jännitekuopat

Eri sähkönjakelun luotettavuutta parantavien vaihtoehtojen vaikutus luotettavuusindeksei-

hin (SAIFI, SAIDI) on tärkeää tietää ennen mahdollisen investoinnin suorittamista. Yhteis-

kunnan toimintojen digitalisoitumisen myötä jännitekuoppien vaikutus sähkön jakelun laa-

tuun on korostunut ja kuluttajien tietoisuus niistä on myös lisääntynyt. Kehittyvän teknolo-

gian ja yhä parantuneen vianhallintaprosessin seurauksena lyhyiden keskeytysten (MAIFI)

osuus kaikista keskeytystä on lisääntymässä ja niidenkin merkitys korostumassa. Tässä tut-

kimuksessa kuluttajan näkökulma on huomioitu painottamalla indeksit kuluttajalukumääril-

lä.

26

4.3.1. Luotettavuusindeksit

Lähdön pitkien keskeytysten keskimääräinen taajuus, SAIFI:

, jossa

z = suojausvyöhyke

= komponentin i vikataajuus

= komponentin i lukumäärä/pituus

= Kuluttajien lkm

Lähdön keskeytysten keskimääräinen kestoaika, SAIDI:

, jossa

= komponenttiryhmän i vyöhykkeen j vian aiheuttama keskeytysaika

= komponenttiryhmän i vikataajuus

= komponentin i lukumäärä/pituus

= suojausvyöhykkeen z kuluttajien lkm

= Kuluttajien lkm

Häggvikin lasketut luotettavuusindeksit eri teknologioilla on esitetty kuvassa 13. Suurin

SAIFI:a parantava vaikutus on johtokatkaisijoilla, kun ne suojaavat lähdön alkupään kulut-

tajia Bredskäretin ja Bergön saarissa tapahtuvilta vioilta. Varavoiman hyöty on huomattava

(SAIDI) johtuen siitä, ettei lähdön alkua lukuun ottamatta varasyöttöreittiä ole käytettävis-

sä. Koska vielä tänään suojauksen asetteluarvot ovat >100 ms, suojauksella ei pystytä vai-

kuttamaan jännitekuoppien määrään, joka voi olla moninkertainen näihin laskennallisiin

arvoihin verrattuna. Sähkövarastojen SAIDI:a parantava vaikutus on muuntopiirikohtainen.

Jotta saadaan laskettua sähkövaraston Fault-Ride-Through (FRT) toiminnon rahallinen ar-

27

vo laskenta suoritetaan olettaen, että sähkövarasto on varustettu ko. toiminnolla. Nykytek-

nologialla käytetään kuitenkin rinnankytkentää, joka vaatii syötön keskeytyksen.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

SAIFI SAIDIKK-VV 3,8 2,9

KK 3,8 2,5

KK+SV 3,8 2,4

KK+1kV 3,4 1,8

KK+JK 2,6 2,4

KK+KVV 3,8 1,4

KK+MK1 2,9 1,9

KK+MK2 3,4 2,4

1/ah/a

Häggvik

Kuva 13. SAIFI ja SAIDI eri teknologioilla Häggvikin lähdössä.

Nybyn lasketut luotettavuusindeksit eri teknologioilla on esitetty kuvassa 14. Myös tässä

lähdössä johtokatkaisijat parantavat SAIFI:a merkittävästi. Nybyn suojausvyöhykkeen z03

maakaapeloinnilla on suurin hyöty johtuen kauko-ohjausvyöhykkeen V4 metsäisyydestä ja

kauko-ohjausvyöhykkeen V5 suuresta tehosta sekä kauko-ohjauksen puutteesta ko. va-

rasyöttöpisteessä.

28

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

SAIFI SAIDIKK-VV 4,3 2,9

KK 4,3 2,9

KK+1kV 4,2 2,8

KK+JK 2,1 2,6

KK+MK1 4,0 2,7

KK+MK2 3,7 2,7

KK+MK3 3,0 2,0

1/ah/a

Nyby

Kuva 14. SAIFI ja SAIDI eri teknologioilla Nybyn lähdössä.

4.3.2. Lyhyet keskeytykset ja jännitekuopat

Lyhyellä keskeytyksellä tarkoitetaan ohimenevän vian aiheuttamaa enintään 3 minuuttia kes-

tävää keskeytystä. Indikatiivisina arvoina on esitetty, että normaaleissa käyttöolosuhteissa

lyhyiden keskeytysten esiintymismäärä vaihtelee vuosittain muutamasta kymmenestä usei-

siin satoihin. Lyhyistä keskeytyksistä noin 70 % voi olla kestoltaan alle yhden sekunnin

(Alanen et al., 2006).

Lähdön lyhyiden keskeytysten keskimääräinen taajuus, MAIFI:

, missä

z = suojausvyöhyke

= jakelualueen pikajälleenkytkentä taajuus (0.3 1/km, a)

29

= jakelualueen aikajälleenkytkentä taajuus (0.15 1/km, a)

= suojausvyöhykkeen z avojohdon pituus metsässä

= suojausvyöhykkeen z avojohdon pituus metsässä tienvieressä

Taulukko 7. Ehdotetut lyhyiden keskeytysten tavoitetasot (Alanen et al., 2006).

Kpl/kuluttaja, a

City

Taajama

Maaseutu

0

10

60

Jännitekuoppa on jakelujännitteen äkillinen aleneminen välille 1−90 % Uc ja jännitteen pa-

lautuminen lyhyen ajan kuluttua. Jännitekuopan kesto on tavallisesti 10 millisekunnista yh-

teen minuuttiin, jossa Uc on sopimuksen mukainen jännite (SFS-EN 50160). Suurin osa

jännitekuopista on kestoltaan alle yksi sekuntia ja niiden suuruus on alle 60 %. Hetkellinen

jännitekuoppa on kestoltaan alle 30 sykliä, lyhytaikainen alle 3 sekuntia ja tilapäinen alle yh-

den minuutin. Suuria jännitekuoppia on suhteellisesti vähän, mutta pieniä jännitekuoppia

saattaa kertyä vuodessa jopa tuhansia. Jännitekuoppia voivat aiheuttaa luonnonilmiöt, met-

sän eläimet, siirtoverkossa esiintyvät viat tai suuret verkossa siirtyvät tehot. Normaaleissa

käyttöolosuhteissa jännitekuoppien odotettavissa oleva määrä vuoden aikana voi olla muu-

tamista kymmenistä tuhanteen. Määrä ja laatu vaihtelevat kuitenkin havaintopaikan mu-

kaan. Siirtoverkon lyhyemmät etäisyydet pienentävät kuoppien syvyyttä. Samoin tekevät

syöttökaapeleiden suuremmat poikkipinta-alat ja mahdolliset rinnakkaissyötöt. Esiintyvyys

taas riippuu jakelualueen vika-alttiudesta. Laitteiden herkkyys jännitekuopille vaihtelee. Täs-

tä syystä myös eri asiakkaiden jännitekuopista aiheutuvat kustannukset vaihtelevat suuresti.

Herkimpiä jännitekuopille ovat prosessiteollisuuden laitteet. Jännitekuoppien lukumäärä

voidaan vähentää ja vaikutuksia voidaan pienentää mm. vaihtamalla jakelumuuntajien ki-

pinävälisuojia venttiilisuojiksi ja asentamalla jakelumuuntamoille sähkövarastoja. Jännite-

kuoppien aiheuttamat kustannukset riippuvat suuresti teollisuuden ja kuluttajan tyypistä.

Jännitekuoppien esiintymistiheydelle tai kestoajalle ei ole asetettu vaatimuksia. (Alanen et

al., 2006)

30

Kuvissa 15 ja 16 esitetään lasketut lyhyet keskeytykset (MAIFI) ja jännitekuopat eri tekno-

logioilla. Maakaapeloinnilla on suurin lyhyitä keskeytyksiä vähentävä vaikutus, kun taas joh-

tokatkaisijat tehokkaasti vähentävät asiakkaiden kokemien lyhyiden keskeytysten määrää.

Mikäli FRT-teknologia olisi käytettävissä silläkin jännitekuoppia voitaisiin vähentää muun-

topiireissä, joissa on sähkövarasto. Koska vielä tänä päivänä suojauksen asetteluarvot ovat

>100 ms, suojauksella ei pystytä vaikuttamaan U-kuoppien määrään, joka voi olla monin-

kertainen näihin laskennallisiin arvoihin verrattuna.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

MAIFI U-kuoppaKK-VV 9,6 21

KK 9,6 21

KK+SV 8,2 18

KK+1kV 8,1 17

KK+JK 5,8 21

KK+KVV 9,6 21

KK+MK1 5,7 16

KK+MK2 7,7 19

1/a

Häggvik

Kuva 15. MAIFI ja U-kuoppien laskennallinen määrä Häggvikin lähdössä eri teknologioilla.

31

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

MAIFI U-kuoppaKK-VV 7,7 21

KK 7,7 21

KK+1kV 6,5 19

KK+JK 2,4 21

KK+MK1 6,9 20

KK+MK2 6,2 18

KK+MK3 4,0 15

1/a

Nyby

Kuva 16. MAIFI ja U-kuoppien määrä Nybyn lähdössä eri teknologioilla.

4.4. Yksittäisvikojen keskeytyskustannukset

Lähdön yksittäisvikojen keskeytyskustannukset muodostuvat toimittamatta jääneen sähkön

arvosta (TJSA1) sekä pika- ja aikajälleenkytkentöjen kustannuksista (Lakervi et al., 2008).

, missä

z = suojausvyöhyke

= komponenttiryhmän i vikataajuus

= keskeytystehon haitta-arvo

= keskeytysenergian haitta-arvo

32

= komponenttiryhmän i aiheuttama keskeytysaika kuluttajaryhmälle j

= keskimääräinen keskeytysteho

Lähdön pikajälleenkytkennän kustannukset, PJK:

, missä

z = suojausvyöhyke

= jakelualueen pikajälleenkytkentä taajuus (0.3 1/km, a)

= suojausvyöhykkeen z avojohdon pituus metsässä

= suojausvyöhykkeen z avojohdon pituus metsässä tienvieressä

Lähdön aikajälleenkytkennän kustannukset, AJK:

, missä

= jakelualueen aikajälleenkytkentä taajuus (0.15 1/km, a)

Yksittäisvikojen keskeytyskustannukset, KAH1:

Häggvikin ja Nybyn lähtöjen yksittäisvikojen vuotuiset keskeytyskustannukset on esitetty

kuvassa 17. Jännitekuopan arvoksi on laskettu kolmasosa (0.43 €/kW) PJK:n keskeytyste-

hon haitta-arvosta (1.3 €/kW). Noin kaksinkertaisesta keskitehosta johtuen Häggvikin läh-

dön keskeytyskustannukset ovat noin kaksinkertaiset Nybyn lähtöön verrattuna. Häggvikin

lähdössä sähkövarastojen keskeytyskustannuksia pienentävä vaikutus näkyy selvästi myös

lähtötasolla. Ilman FRT-toimintoa sähkövarastojen tuottama hyöty pelkistyy noin puoleen

lasketusta arvosta.

33

0

10

20

30

40

50

60

KK-VV KK KK+SV KK+1kV KK+JK KK+KVV KK+MK1 KK+MK2

AJK 3,1 3,1 2,9 2,4 1,9 3,1 1,8 2,5

PJK 12,4 12,4 11,0 9,5 7,5 12,4 7,4 10,0

TJSA1 40,8 36,6 32,5 30,7 35,2 24,3 27,5 34,3

K€/a

Yksittäisvikojen keskeytyskustannukset, Häggvik

TJSA1 PJK AJK

0

10

20

30

40

50

60

KK-VV KK KK+1kV KK+JK KK+MK1 KK+MK2 KK+MK3

AJK 1,2 1,2 0,9 0,3 1,0 0,9 0,6

PJK 4,6 4,6 3,8 1,4 4,1 3,7 2,4

TJSA1 21,3 21,3 20,1 20,0 19,8 19,6 14,8

K€/a

Yksittäisvikojen keskeytyskustannukset, Nyby

TJSA1 PJK AJK

Kuva 17. Yksittäisvikojen keskeytyskustannukset Häggvikin (yllä) ja Nybyn (alla) lähdöissä.

4.5. Suurhäiriökustannukset

Sähköhuollon suurhäiriön määritelmiä on useita sekä kansallisia että kansainvälisiä. Useim-

missa määritelmissä suurhäiriö käsittää häiriöt sekä suurjännite- että keskijännitejärjestel-

missä. Suurhäiriön Tässä tarkastellaan suurhäiriön vaikutuksia verkkoyhtiön (DSO) verkos-

sa, joten sopiva määritelmä on:

34

Sähköhuollon suurhäiriö on pitkäkestoinen ja/tai laaja sähkökatko, jonka seurauksena pe-

lastuslaitoksen ja yhden tai useamman muun julkisen toimijan (kunta, poliisi jne.) on tarve

ryhtyä jakeluverkonhaltijan lisäksi toimenpiteisiin vähentääkseen häiriöstä aiheutuvia vaka-

via henkilö- ja omaisuusvahinkoja (Verho et al., 2012). Suurhäiriöiden aiheuttajia ovat

yleensä poikkeuksellisen kovat ja laajat myrskyt, lumimyrskyt tai tykkylumi.

Jotta suurhäiriön vaikutuksia voidaan laskea, on määritelmän kuitenkin oltava riittävän

konkreettinen. Tässä työssä tarkastellaan häiriöitä jakeluyhtiön kannalta, jolloin suurhäiriöt

voidaan luokitella niiden todennäköisyyden ja tuhon mukaan kolmeen luokkaan, ks. tauluk-

ko 8 (Partanen et al. 2006).

Taulukko 8. Suurhäiriöiden luokittelu.

Luokka Esiintymistiheys Kestoaika Laajuus

I 5 v 48 h Jakeluverkko

II 20 v 120 h Useampi verkkoyhtiö

II 100 v Min. 14 vrk Maanlaajuinen

Suurhäiriön kustannusten arvioimiseksi tässä mallinnetaan luokan I määritelmää täyttävää

suurhäiriötä, jonka kesto on vähintään 48 h. Paikallisen verkkoyhtiön kohdalla tällaisen

suurhäiriön esiintyminen saattaa kuitenkin olla kyseenalaista. Muiden kuin Länsi-Suomen

verkkoyhtiöiden kannalta ko. kesto lienee relevantti. Määritelmän lisäksi mallinnuksen pe-

rustana on Monte Carlo-simulointien todennäköisyysjakaumat, jotka on saatu simuloimalla

ko. mallin suurhäiriö yhteensä 10 000 kertaa. Tuloksena on vikojen lukumäärän, verkkoalu-

een pisimmän korjausajan ja vyöhykekohtaisten keskeytysaikojen todennäköisyysjakaumat,

sekä maakaapeloinnin vaikutus niihin (Verho et al., 2012, liite 5). Simuloinnin tulosten mu-

kaan verkkoalueen pisimmän korjausajan suurin todennäköisyys on 42 h. Tässä tutkimuk-

sessa viankorjauskapasiteettia on käytössä yksi korjauspartio/lähtö, jonka kapasiteetti on

0.35 vikaa/h. Korjaustoimet lasketaan aloitettavan kahden tunnin kuluttua häiriön synty-

mästä.

Suurhäiriössä toimittamatta jääneen sähkön arvo TJSA2:

35

, missä

z = suojausvyöhyke

= komponenttiryhmän i vikataajuus

= keskeytystehon haitta-arvo

= keskeytysenergian haitta-arvo

= komponenttiryhmän i aiheuttama keskeytysaika kuluttajaryhmälle j

= keskimääräinen keskeytysteho

Kuva 18. Vikojen lukumäärän, sähköttä olevien kuluttajien sekä jäljellä olevien vikojen lukumäärä Häggvikin

lähdössä, kun korjaustoimenpiteet aloitetaan 6 h (laskennassa 2 h) kuluttua suurhäiriön alettua ja käytettävissä

on yksi korjauspartio/lähtö jonka korjauskapasiteetti on 0.35 vikaa tunnissa.

4.6. Vakiokorvaukset

Vakiokorvausmenettely tarkoittaa, että jakeluverkonhaltija maksaa sähkönkäyttäjälle korva-

uksen yli 12 tuntia kestävästä sähkönkäyttömahdollisuuden puuttumisesta riippumatta siitä,

36

onko keskeytyksestä aiheutunut asiakkaalle haittaa vai ei (ET, 2014). Korvauksen suuruus

riippuu yhtäjaksoisen keskeytyksen pituudesta, ks. taulukko 9. Verkonhaltija voi kuitenkin

vapautua korvausvastuusta sovellusohjeessa mainituin perustein. Keskeytyksestä asiakkaille

aiheutuvia haittoja voidaan rajoittaa jakamalla sähköä vuoron perään eri kohteisiin, jolloin

myöskään vakiokorvausperustetta ei synny. Asiakkaan vuotuista verkkopalvelumaksua mää-

ritettäessä lähtökohtana ovat ao. vuotta koskeva kulutusarvio ja keskeytysajankohtana voi-

massa ollut tariffi. Vakiokorvauksia määritettäessä otetaan huomioon sekä sähkö- että ar-

vonlisävero. Tässä tutkimuksessa arvonlisäveroa ei ole huomioitu.

Taulukko 9. Vakiokorvauksen määrä on sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta (ET, 2014).

Yhtäjaksoinen keskeytysaika

Korvaus sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelu-maksusta

Huom.

12 h-24 h 24 h-72 h 72 h-120 h 120 h-192 h 192 h-288 h Vähintään 288h

10 % 25 % 50 % 100 % 150 % 200 %

Vakiokorvauksen enimmäismäärä verkkopalvelun keskeytymisen joh-dosta on kuitenkin sähkönkäyttäjää kohti enintään 2000 €.

Suurhäiriön kustannukset (TJSA2+vakiokorvaukset):

, missä

= Toimittamatta jääneen sähkön arvo suurhäiriössä

= Vakiokorvaus yli 12 h keskeytyksestä

= Vakiokorvaus yli 24 h keskeytyksestä

= Korvaus yli 36 h keskeytyksestä (Tässä tutkimuksessa 100 % sähkönkäyt-

täjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta)

Häggvikin ja Nybyn lähtöjen suurhäiriön lasketut kustannukset on esitetty kuvassa 19. Kus-

tannukset on laskettu tämän päivän tilanteen mukaan:

- Suurhäiriö jakeluverkossa jonka kesto on 48 h

37

- Verkkoalueen pisimmän korjausajan suurin todennäköisyys on 42 h

- Kaapelointiaste KJ-puolella: Häggvik 17 % ja Nyby 5 %

- Korjauskapasiteetti yksi korjauspartio lähtöä kohti

- Korjauspartion kapasiteetti on 0.35 vikaa/h

- Suurhäiriön sattuessa korjaustoimet lasketaan aloitettavan 2 h kuluttua häiriön

syntymästä

- Vakiokorvaus sähkönkäyttäjän vuotuisesta verkkopalvelumaksusta, ks. taulukko 9

0

100

200

300

400

500

KK-VV KK KK+1kV KK+JK KK+MK1 KK+MK2 KK+MK3

Korjaus 5,6 5,6 3,8 5,6 5,8 4,0 4,5

36 h 29,2 29,2 0,0 29,2 0,0 0,0 0,0

VK-24 17,3 17,3 7,3 17,3 0,0 7,3 17,3

VK-12 4,1 4,1 4,0 4,1 6,9 8,1 4,1

TJSA2 156,1 156,1 110,7 156,1 64,2 96,8 114,0

K€

Suurhäiriön kustannukset Nyby

TJSA2 VK-12 VK-24 36 h Korjaus

Kuva 19. Häggvik lähdön (yllä) ja Nyby lähdön (alla) suurhäiriön kustannukset.

Suurhäiriön määritelmän (luokka I) mukaan osalle lähdön kuluttajia tulee yli 36 h keskey-

tyksiä. Jotta niiden esiintyvyys ja kustannusvaikutus voidaan laskea tässä tutkimuksessa kor-

38

vaus yli 36 h keskeytyksestä on määritelty 100 % sähkönkäyttäjän vuotuisesta siirtopalvelu-

maksusta 361 €/a (ilv). Tässä tutkimuksessa arvonlisäveroa ei ole huomioitu. Kustannusten

suuruuden hahmottamiseksi ne muunnetaan vuosikustannuksiksi seuraavin olettamuksin:

- Luokan I suurhäiriötä esiintyy tarkasteltavalla jakelualueella 1/40 a (Määritelmän

mukaan 1/5 a)

- Kustannukset jaetaan taseriksi ajanjaksolle 20 vuotta, annuiteettikerroin 0.074

kun korko on 4 %

Tulokset ovat tällöin helpommin vertailtavissa yksittäisvikojen keskeytyskustannuksiin. Eri

teknologiavaihtojen suurhäiriön kustannukset vuositasolla on esitetty kuvassa 20.

39

Kuva 20. Lähtöjen suurhäiriön kustannukset annuiteettimenetelmällä vuositasolle jaettuina. Yllä on Häggvikin

ja alla Nybyn suurhäiriökustannukset nykyisillä suurhäiriöresursseilla.

Häggvikin noin kolminkertaiset kustannukset johtuvat kaksinkertaisen keskitehon lisäksi

myös kaksinkertaisesta kuluttajalukumäärästä sekä osittain myös vaikeammasta toimin-

taympäristöstä. Maakaapelointi on tehokkain ensimmäisen suojausvyöhykkeen runkojoh-

dossa. Myös sähkövarastoilla ja kiinteällä varavoimalla yli 36 keskeytysten kustannuksia voi-

daan pienentää. Koska sähkövarastot on kytketty jakeluverkon PJ-puolelle ja PJ-verkko on

kaapeloitu, sähkövarastoilla voidaan välttää 12 h, 24 h ja 36 h keskeytykset käyttämällä so-

pivasti sähkövaraston kapasiteettia sen muuntopiirissä. Korjauskustannuksiin on sisällytetty

ainoastaan KJ-puolen korjauskustannukset. KJ-verkon korjauksen jälkeen joudutaan ei

suurhäiriökestoisia PJ-verkkoja korjaamaan pitkäänkin (viikkoja).

4.7. Vuotuiset kokonaiskeskeytyskustannukset

Häggvikin kokonaiskeskeytyskustannukset vuositasolla on esitetty kuvassa 21. Vaikka tässä

on lähdetty siitä, että suurhäiriön (Luokka I) esiintymistaajuus on ainoastaan kerran verkon

pitoajan aikana (1/40 a) on sen vaikutus keskeytyskustannuksiin vuositasolla samaa suu-

ruusluokkaa kuin yksittäisvikojen. Pienimmät keskeytyskustannukset saadaan, kaapeloimalla

lähdön ensimmäisen suojausvyöhykkeen metsässä kulkevat osuudet (-47.7 %). Myös 1000

V jakelujärjestelmällä keskeytyskustannukset pienenevät merkittävästi (-30.1 %). Näillä kah-

della vaihtoehdoilla yli 36 h keskeytykset voidaan välttää. Kaksinkertaistamalla suurhäiriön

korjausresurssit yli 36 h keskeytykset voidaan välttää kaikissa vaihtoehdoissa (Kuva 21,

alempi). Vaihtoehdosta riippuen säästö kokonaiskeskeytyskustannuksissa on noin 15-30 %

normaaliresursseihin verrattuna.

Nybyn kokonaiskeskeytyskustannukset vuositasolla on esitetty kuvassa 22. Kolmannen

suojausvyöhykkeen kauko-ohjausvyöhykkeen V4 metsäisyydestä ja kauko-

ohjausvyöhykkeen V5 suuresta tehosta sekä kauko-ohjauksen puutteesta ko. varasyöttöpis-

teessä tämän suojausvyöhykkeen runkojohdon metsässä kulkevien osuuksien maakaape-

lointi pienentää merkittävästi yksittäisvikojen keskeytyskustannuksia. Tästä johtuen myös

tällä vaihtoehdolla on pienimmät kokonaiskeskeytyskustannukset (-40 %).

40

Kuva 21. Häggvikin kokonaiskeskeytyskustannukset vuositasolla yllä ja alla vastaavat kustannukset kaksinker-

taisilla suurhäiriön korjausresursseilla.

41

Kuva 22. Nybyn kokonaiskeskeytyskustannukset vuositasolla.

Suurhäiriön suhteellinen osuus kokonaiskeskeytyskustannuksista tutkituissa lähdöissä eri

teknologioilla on esitetty kuvassa 23. Nykyverkossa (KK) osuus on Häggvikin lähdössä

noin 45 % ja Nybyn lähdössä noin 35 %. Pienin se on maakaapeloimalla ensimmäisen suo-

jausvyöhykkeen runkojohto. Osuus on tällöin Häggvikin lähdössä 32 % ja Nybyn lähdössä

18 %. Tämä osoittaa, että jakeluyhtiöiden strategia nostaa verkkojensa kaapelointiastetta on

oikeaan osunut. Koska johtokatkaisijat niin tehokkaasti pienentävät yksittäisvikojen kustan-

nuksia verkostoautomaatio nostaa suurhäiriökustannusten suhteellista osuutta.

42

Kuva 23. Suurhäiriön kustannusten suhteellinen osuus kokonaiskeskeytyskustannuksista vuositasolla Häggvi-

kin lähdössä (vasemmalla) ja Nybyn lähdössä (oikealla).

43

5. KANNUSTINVAIKUTUKSET ERI TEKNOLOGIOILLA

Regulaation kannustimien laskentaohjeet annetaan Energiaviraston sähkön jakeluverkko-

toimintaa ja sähkön suurjännitteistä jakeluverkkotoimintaa koskevassa liitteessä 2: Valvon-

tamenetelmät neljännellä 1.1.2016 – 31.12.2019 ja viidennellä 1.1.2020 – 31.12.2023 valvon-

tajaksolla (EV). Laatukannustimen lisäksi muutkin kannustimet vaikuttavat jakeluvarmuutta

parantavien investointien kannattavuuteen. Tässä tarkasteltavat kannustimet ovat laatu-,

investointi-, ja tehostamiskannustin. Toimitusvarmuuskannustimen tarpeellisuus pitää voida

perustella. Koska sitä ei välttämättä joka teknologian kohdalla pystytä tekemään on se jätet-

ty tämän tarkastelun ulkopuolelle. Teknologioiden kannustinvaikutukset lasketaan vertaa-

malla niitä nykyverkkoon (KK).

5.1. Laatukannustin

Laatukannustimen vaikutus saadaan vertailemalla jakeluverkon yksittäisvikojen keskeytys-

kustannuksia KAH1 sekä suurhäiriön keskeytyskustannuksia TJSA2 investoinnin jälkeen

oleviin vastaaviin laskennallisiin kustannuksiin.

, missä

= vertailtavan teknologian yksittäisvikojen keskeytyskustannusten

pieneneminen verrattuna perusverkkoon

= vertailtavan teknologian suurhäiriön keskeytyskustannusten

pieneneminen verrattuna perusverkkoon (Vakiokorvauksia ei huomioida

kannustimia laskettaessa)

Taulukossa 10 on annettu tarkasteltujen teknologioiden laatukannustimet Häggvikin ja Ny-

byn lähdöissä. Molemmissa lähdöissä suurimmat kannustimet ovat maakaapeloinnilla.

Häggvikin lähdössä myös varavoiman ja 1000 V jakelujärjestelmän laatukannustimet ovat

merkittävät.

44

Taulukko 10. Laatukannustin eri teknologioilla

Teknologia ∆KAH1 k€/a

∆TJSA2 k€/a

Laatukannustin k€/a

Häggvik SV 1 kV JK SVV KVV MK1 MK2

9,9 13,8 11,8 16,5 16,5 19,7 9,6

0,1 5,1 0,0 4,0 4,0 11,2 1,9

10,1 18,9 11,8 20,6 20,6 30,8 11,6

Nyby SV 1 kV JK SVV KVV MK1 MK2 MK3

2,2 5,4 2,1 2,9 9,3

0,5 0,0 4,2 2,7 1,9

2,7 5,4 6,3 5,6 11,2

5.2. Investointikannustin

Investointikannustimen tarkoitus on taata riittävä tulorahoitus verkon korvausinvestointei-

hin. Investointikannustimen vaikutus voidaan laskea vertaamalla nykyverkon tasapoiston

suuruutta uuden verkon tasapoiston suuruuteen. Verkkokomponentin i vuoden k oikaistun

tasapoiston laskenta:

45

, jossa

= verkkokomponentin i oikaistu tasapoisto vuonna k

= verkkokomponentin i oikaistu jälleenhankinta-arvo

ipitoaika = verkkokomponentin i teknistaloudellinen pitoaika

KHIk = kuluttajahintaindeksi vuonna k

KHI2016 = kuluttajahintaindeksi vuonna 2016

Tässä kaapelointiteknologioiden kohdalla (1 kV, MK_) investointikustannukset INV on

laskettu teknologian investointikustannukset vähennettynä vastaavan avojohtoverkon in-

vestointikustannuksilla. Tutkittujen teknologioiden investointikannustimien arvot on annet-

tu taulukossa 11. Sähkövarastojen investointikannustin on selvästi suurin.

Taulukko 11. Investointikannustin eri teknologioilla

Teknologia INV k€/a

PA a

Investointikannustin k€/a

Häggvik SV 1 kV JK SVV KVV MK1 MK2

131,3 147,8 53,4 68,1 100,0 112,4 40,7

10 40 25 25 25 40 40

13,1 3,7 2,1 2,7 4,0 2,8 1,0

Nyby SV 1 kV JK SVV KVV MK1 MK2 MK3

86,0 53,4 42,8 52,0 156,0

40 25 40 40 40

2,2 2,1 1,1 1,3 3,9

46

5.3. Tehostamiskannustin

Tehostamiskannustimen todellista vaikutusta on erittäin vaikea laskea johtuen siitä, että

käytettävässä StoNED-menetelmässä on useita muuttuvia tekijöitä ja kutakin yhtiötä vielä

verrataan omaan vertailuhetken verrokkiryhmäänsä. Tämä verrokkiryhmä voi muuttua ver-

tailuhetkittäin. Nämä asiat johtavat erittäin suureen epälineaariseen optimointitehtävään.

Tuloksissa on lisäksi merkittävää ajallista vaihtelua. Tehostamiskannustimen vaikutus laske-

taankin tässä tutkimuksessa siten, että verkon nykytilan operatiivisia kustannuksia verrataan

investointien jälkeisiin arvoihin, jolloin saadaan erotuksena tehostamiskannustimeen vaikut-

tavat kustannukset. Operatiivisiin kustannuksiin lasketaan viankorjaus- ja kunnossapitokus-

tannukset. Tulos korjataan yhtiökohtaisella tehostamistavoitteella. Tässä yhtiökohtainen

tehostamistavoite on laskettu olevan 2 %.

, jossa

KOPEX = nykyverkon ja investoitavan verkon viankorjaus- ja kunnossapitokus-

tannusten erotus

Tehostamiskannustimen arvot eri teknologioiden kohdalla on laskettu taulukkoon 12. Ku-

ten huomataan, arvo on merkittävä ainoastaan maakaapeloinnin kohdalla, joka merkittävästi

pienentää viankorjuu- ja kunnossapitokustannuksia.

Taulukko 12. Tehostamiskannustin eri teknologioilla.

Teknologia ∆KOPEX k€/a

Tehostamiskannustin k€/a

Häggvik SV 1 kV JK SVV KVV MK1 MK2

13,2 13,2 12,3 13,2 13,2 13,2 6,7 9,9

0,0 0,9 0,0 0,0 0,0 6,5 3,3

Nyby SV

12,5

47

1 kV JK SVV KVV MK1 MK2 MK3

11,8 12,5 12,1 11,5 10,2

0,7 0,0 0,4 1,0 2,3

, missä

= laatukannustin

= investointikannustin

= tehostamiskannustin

Tarkasteltujen teknologioiden kannustinvaikutukset graafisesti esitettyinä on esitetty kuvissa

24 (Häggvik) ja 25 (Nyby).

Kuva 24. Eri teknologioiden kannustinvaikutukset Häggvikin lähdössä.

48

Kuva 25. Eri teknologioiden kannustinvaikutukset Nybyn lähdössä.

49

6. INVESTOINTIEN KANNATTAVUUDET

Regulaation laatukannustimessa KAH huomioidaan nyt täysmääräisenä. Tarkastelun yh-

denvertaisuuden vuoksi tässä on huomioitu ainoastaan laatu-, investointi ja tehostamiskan-

nustimien vaikutukset. Sähkövarastojen investoinnin kohdalla innovaatiokannustimen hyö-

dyntäminen olisi kuitenkin todennäköistä.

Takaisinmaksuaika TMA:

, jossa

= Investointikustannus, johtoinvestointien kohdalla varsinaisesta investointi-

kustannuksesta vähennetään vastaavan avojohtoverkon JHA

= Kannustinvaikutus

, jossa

= Investointikustannus

Regulaation kannustimien vaikutuksiin perustuvat teknologiainvestointien takaisinmaksu-

ajat on esitetty kuvassa 26. Eri teknologioiden takaisinmaksuajat (TMA1) ovat selvästi pi-

demmät Nybyn lähdössä verrattuna Häggvikin lähdön takaisinmaksuaikoihin niiden tekno-

logioiden kohdalla, jossa ko. teknologioiden tarkastelu on suoritettu molemmissa lähdöissä.

Sähkövarastojen takaisinmaksuaika on 7-8 vuotta, mikä on lyhyempi kuin niiden pitoaika 10

vuotta. FRT-toiminnon puuttuminen ei myöskään merkittävästi pidennä takaisinmaksuai-

kaa. Sähkövarastoilla saavutettava kustannussäästö jännitekuoppien osalta on ainoastaan 1,3

% sähkövarastolla saavutettavasta kannustinarvosta.

1000 V jakelujärjestelmän investoinnin takaisinmaksuaika on selvästi kannattavampi Hägg-

vikin lähdössä. Sen soveltuvuutta ja kannattavuutta vähentää Vaasan Sähköverkon taipu-

mus maakaapeloida lyhyet haarajohdot.

50

Häggvikin lähdössä teho ja kuluttajalukumäärä johtokatkaisijoiden syöttö- ja alapuolella on

suunnilleen yhtä suuri, kun taas Nybyn lähdössä noin 70 % tehosta ja kuluttajalukumäärästä

on johtokatkaisijoiden perässä. Yhdessä lähtöjen pienen tehon kanssa tämä selittää verkos-

toautomaation suhteellisen pitkän takaisinmaksuajan verrattuna muissa tutkimuksissa saa-

tuihin tuloksiin.

Siirrettävän varavoiman käyttö myös vikakeskeytyksissä näyttäisi olevan kannattavaa Hägg-

vikin lähdössä. Tosin yleisen käytännön mukaisesti Vaasan Sähköverkossakin vikatilanteissa

henkilöresurssit käytetään ensisijaisesti vian paikallistamiseen, eristämiseen ja korjauk-

seen/komponentin vaihtoon sekä jakelun palauttamiseen.

Kiinteä varavoima on Häggvikin lähdössä laskelmien mukaan suhteellisen kannattava inves-

tointivaihtoehto johtuen siitä, että noin 72 % lähdön kuluttajista sijaitsevat saarissa, joihin ei

ole varasyöttöä ja joissa ei ole varavoimaa käytettävissä.

Maakaapelointivaihtoehtojen suhteellisen lyhyehköt takaisinmaksuajat (TMA1) johtuvat

siitä, että kaapeloidaan ainoastaan runkojohdon metsäiset osuudet.

51

Kuva 26. Teknologioiden investointien takaisinmaksuajat Häggvikin ja Nybyn lähdöissä. Häggvikin SV:n kohdalla alempi takaisinmaksuaika (TMA1) tarkoittaa SV FRT-ominaisuuden kanssa ja pidempi takaisinmak-suaika (TMA2) SV ilman FRT-ominaisuutta. Kaapelointivaihtoehtojen (1 kV ja MK_) kohdalla takaisinmak-suaika TMA1 tarkoittaa kaapeloinnin takaisinmaksuaikaa korvattavan ilmajohtoverkon ollessa pitoaikansa lopussa. TMA2 taas tarkoittaa kaapeloinnin takaisinmaksuaikaa korvattavan ilmajohtoverkon ollessa uudehko.

52

7. FYYSISEN TOIMINTAYMPÄRISTÖN VAIKUTUKSET

Kuluttajatiheyden lisäksi verkkoyhtiöiden fyysiset toimintaympäristöt eroavat toisistaan

merkittävästi. Helpoimmat ne ovat Länsi-Suomen laajoilla peltoalueilla ja ehkä vaativimmat

Itä-Suomen metsäisillä alueilla, jossa tykkylumi asettaa avojohtoverkot kovalle koetukselle.

Fyysisen toimintaympäristön vaikutusta on tässä mallinnettu muuttamalla yksittäisvika- (y-

akseli) ja suurhäiriötaajuutta (x-akseli). Yksittäisvikataajuutta on muutettu ainoastaan avo-

johtojen metsässä kulkevien osuuksien sekä tienvieriasennusten osalta. Sekä yksittäisvika-

että suurhäiriötaajuutta on akseleilla suurennettu askelettain 100 %. Tulokset on esitetty

kuvissa 27 (Häggby) ja 28 (Nyby). Tulosten mukaan kaapelointi, 1000 V jakelujärjestelmän

ja varavoimien (Häggvik) investointien takaisinmaksuajat noin puolittuvat tutkitulla vikataa-

juusalueella. Verkostoautomaation ja sähkövarastojen takaisinmaksuajat lyhenevät selvästi

vähemmän. Verkostoautomaatio vain 8 % (Häggvik) ja 21 % (Nyby) johtuen siitä, ettei SH-

taajuus vaikuta näkyvästi takaisinmaksuaikaan.

Kuva 27. Toimintaympäristön (YV- ja SH-taajuus) vaikutukset teknologioiden takaisinmaksuaikoihin Häggvi-kin lähdössä (VA=JK).

YV taajuus

10 1/a

7 1/a

3.5 1/a

1/40 a 2/40 a 3/40 a SH taajuus

53

Kuva 28. Toimintaympäristön (YV- ja SH-taajuus) vaikutukset teknologioiden takaisinmaksuaikoihin Nybyn lähdössä (VA=JK).

YV taajuus

10 1/a

7 1/a

3.5 1/a

1/40 a 1/20 a 1/10 a SH taajuus

54

8. YHTEENVETO

Seuraavassa on yhteenveto tutkimuksen tuloksista aihealueittain. Tässä esitettävät tulokset

ja näkemykset perustuvat tässä tarkasteltujen teknologioiden keskinäiseen vertailuun. Pai-

kallisella verkkoyhtiöllä on oma pitkän aikavälin strategia ja lyhyen aikavälin suunnitelmat,

joissa näkemys on laajempi ja aikahorisontti pidempi.

8.1. Luotettavuusindeksit ja jännitekuopat

Johtokatkaisijat parantavat selvästi eniten lähtöjen keskimääräistä SAIFI:a. Parannus on

Häggvikin lähdössä noin kolmannes ja Nybyn lähdössä keskimääräinen SAIFI laskee noin

puoleen.

Häggvikin lähdön SAIDI laskee kiinteän varavoiman käytöllä puoleen nykyisestä arvostaan.

Nybyn lähdössä suurin parannus, noin kolmannes, aikaansaadaan kolmannen suojaus-

vyöhykkeen runkojohdon metsässä kulkevan avojohto-osuuden maakaapeloinnilla.

Kuluttajien kokemien lyhyiden keskeytysten lukumäärää vähenee Häggvikin lähdössä eniten

ensimmäisen suojausvyöhykkeen runkojohdon metsäisten avojohto-osuuksien maakaape-

loinnilla tai johtokatkaisijoilla (noin 40 %). Johtokatkaisijoilla Nybyn lähdön keskimääräisen

MAIFI:n parannus on jopa 78 %.

Jännitekuoppien lukumäärää voidaan vähentää ainoastaan FRT-toiminnolla varustettujen

sähkövarastojen käytöllä sekä kaapeloinnilla. Kaapeloimalla Häggvikin lähdön ensimmäisen

suojausvyöhykkeen runkojohdon metsäiset avojohto-osuudet parannus on noin 24 % ja

Nybyn lähdön kolmannen suojausvyöhykkeen vastaava kaapelointi aiheuttaa noin 28 %

parannuksen.

8.2. Yksittäisviat

Molemmissa tutkitussa lähdössä yksittäisvikojen keskeytyskustannuksia voidaan pienentää

noin kolmanneksella kaapeloinnilla. Häggvikin lähdössä tehokkainta on ensimmäisen suo-

jausvyöhykkeen ja Nybyn lähdössä kolmannen suojausvyöhykkeen runkojohdon avojohdon

metsäisten osuuksien kaapelointi.

55

8.3. Suurhäiriöt

Suurhäiriöiden keskeytyskustannuksia voidaan pienentää sähkövarastoilla, kiinteällä vara-

voimalla ja kaapeloinnilla. Suurin keskeytyskustannusvähennys saavutetaan ensimmäisen

suojausvyöhykkeen runkojohdon metsässä kulkevien osuuksien kaapeloinnilla. Toiseksi

suurin kustannusvähennys saadaan 1000 V jakelujärjestelmällä.

8.4. SML:n vaatimukset

Verkkoyhtiöillä on investoinneillaan koko jakelualueillaan tarkoitus tehdä kokonaisuudessa

verkosta ja toiminnasta semmoista, että vuoden 2028 jälkeen ei asemakaava-alueiden ulko-

puolella ole enää yli 36 h kestäviä keskeytyksiä (myrskyissä ja lumikuormissa). Tästä syystä

tämä tutkimus on liian suppea, jotta voitaisiin tehdä varmoja johtopäätöksiä. Tutkimus kui-

tenkin osoittaa, että muualla kuin kaava-alueilla SML:n vaatimusten täyttäminen vaatii kaa-

pelointiasteen ja suurhäiriön korjausresurssien optimointia.

8.5. Keskeytyskustannukset

Teknologiasta riippuen lähtöjen kokonaiskeskeytyskustannuksia voidaan vähentää 40 %-

47.7 %. Häggvikin lähdössä ensimmäisen suojausvyöhykkeen runkojohdon metsässä kulke-

vien osuuksien kaapelointi antaa alhaisimmat keskeytyskustannukset, kun taas Nybyn läh-

dössä kolmannen suojausvyöhykkeen vastaava kaapelointi johtaa pienimpiin keskeytyskus-

tannuksiin. Olemassa olevilla korjausresursseilla ainoastaan lisäkaapeloinnilla tai 1000 V

jakelujärjestelmällä yli 36 h keskeytykset voidaan välttää. Korjausresursseja riittävästi lisää-

mällä voidaan kaikilla teknologioilla yli 36 h keskeytykset välttää. Suurhäiriöiden keskeytys-

kustannusten osuus kokonaiskeskeytyskustannuksista on molemmissa lähdöissä pienin kaa-

peloitaessa ensimmäisen suojausvyöhykkeen runkojohdon metsäiset osuudet.

8.6. Investointien takaisinmaksuajat

Ajalta jolta tilastoa on (2016-2017) tarkasteltujen lähtöjen KAH-kustannukset johdon pi-

tuusyksikköä kohden ovat hyvinkin kohtuullisia (520 €/km, a ja 320 €/km), joten odotetta-

vissa oli, ettei teknologioiden investointien takaisinmaksuajat ole kovin lyhyitä. Maakaape-

56

loinnin takaisinmaksuajat ovat yllättävän lyhyet, kun kaapelointi suoritetaan olemassa ole-

van verkon pitoajan lopussa runkojohdon metsäisillä osuuksilla. Lyhyt takaisinmaksuaika

on siirrettävällä varavoimalla Häggvikin lähdössä, jossa siitä on suuri hyöty johtuen lähdön

toisen puoliskon puuttuvasta varasyöttömahdollisuudesta. Nybyn lähdössä, sen sijaan, va-

ravoimasta on vähän hyötyä koska sillä on hyvät varasyöttöyhteydet. Suhteellisen lyhyestä

takaisinmaksuajasta johtuen Bergön saaren varustaminen kiinteällä varavoimalla on kuiten-

kin realistisempi vaihtoehto. Häggvikin lähdön sähkövarastojen takaisinmaksuaika (7-8 a)

on lyhyempi kuin niiden pitoaika (10 a). Verkostoautomaation lisääminen on Häggvikin

lähdössä kannattavampaa kuin Nybyn lähdössä. Verkostoautomaation suhteellisen pitkä

takaisinmaksuaika Nybyn lähdössä johtuu siitä, että teho ja kuluttajalukumäärä johtokat-

kaisijoiden alapuolella on suurempi (n. 70 %) kuin niiden syöttöpuolella.

Fyysisellä toimintaympäristöllä on erittäin suuri vaikutus investointien takaisinmaksuaikoi-

hin. Kaapelointi, 1000 V jakelujärjestelmän ja varavoiman (Häggvik) investointien takaisin-

maksuajat noin puolittuvat tutkituilla vikataajuusalueilla. Verkostoautomaation ja sähköva-

rastojen takaisinmaksuajat lyhenevät selvästi vähemmän. Verkostoautomation takaisinmak-

suaika lyhenee ainoastaan 8 % (Häggvik) ja 21 % (Nyby).

8.7. Luotettavuuden parantamisen kohdistus

Koska sähkövarasto on kytketty PJ-puolelle jakelun luotettavuuden paraneminen, kohdis-

tuu muuntopiiriin, johon sähkövarasto on kytketty. Muodostamansa suojausvyöhykkeen

ansiosta 1000 V jakelujärjestelmän aiheuttama luotettavuuden paraneminen kohdistuu

muuhun osaan verkkoa sekä kaapelointinsa ansiosta koko jakeluverkkoon. Johtokatkaisijat

suojaavat syöttöpuolella olevia kuluttajia johtokatkaisijan alapuolella olevilta vioilta. Liitettä-

essä siirrettävä varavoima jakelumuuntamon PJ-puolelle se hyödyntää syötettävän muunto-

piirin kuluttajia. KJ-puolelle liitetyn kiinteä varavoima hyödyntää kaikkia saarekkeen kulut-

tajia. Kaapelointi parantaa kaikkien lähtöön liitettyjen kuluttajien jakelun luotettavuutta.

57

8.8. Tutkittujen teknologioiden tyypillisiä käyttökohteita

Kauko-ohjatut johtoerottimet muodostavat jakeluverkon käytön ja vianhallintajärjestelmän

perustan. Yksittäisvioissa kaukokäyttö mahdollistaa suojauksen toiminnan jälkeen vikapai-

kan nopean eristämisen sekä terveiden verkonosien varasyötön.

Johtokatkaisijoiden käytöllä verkon suojaustoimintoja siirretään myös jakeluverkkoon. Use-

amman suojausvyöhykkeen ansiosta pienempi osa kuluttajia kokee keskeytyksen johtokat-

kaisijan takaisissa vioissa. Tämä parantaa lähdön keskimääräisiä yksittäisvikojen luotetta-

vuusindeksejä (SAIFI, SAIDI ja MAIFI). Teknologian mahdollistamia tulevaisuuden ratkai-

suja on suojausperusteinen vianhallinta, jossa myös päävarasyöttöpisteet on varustettu joh-

tokatkaisijoilla. Tällöin yksittäisvikojen aiheuttamat keskeytyskustannukset saadaan vähen-

nettyä keskimäärin kolmanteen osaan. Ratkaisun edellytyksenä on kuitenkin nopea ja var-

matoiminen tiedonsiirtoverkko.

Pienet jakelumuuntamoiden PJ-puolelle kytketyt sähkövarastot toimivat varavoimalähteinä,

vähentävät/estävät pitkiä jakelukeskeytyksiä sekä mahdollistavat SML:n vaatimusten täyt-

tämisen muuntopiirissään (Taulukko 13). FRT-toiminnolla varustettuna ne voivat vähen-

tää/estää myös lyhyitä keskeytyksiä sekä jännitekuoppia. Hyödyntämällä PJ-verkon korkeaa

kaapelointiastetta sähkövarastot voivat suurhäiriöissäkin toimia varavoimalähteinä muunto-

piirissään. Täten niiden käytöllä kaava-alueiden ulkopuolisten alueiden maakaapelointias-

teen nostamispainetta voidaan vähentää.

1000 V jakelujärjestelmällä voidaan korvata pienitehoiset avojohto haarajohdot niiden pito-

ajan lopussa. Edellytyksenä on, että tiedossa on, ettei haarajohdon teho tulevaisuudessakaan

kasva yli jakelujärjestelmän kannattavuusrajan. Tällaisia alueita ovat esim. järvi- ja saarialueet

sekä yksittäiskuluttajien syöttöhaarat. Kaapeloinnin ansiosta jakelua voidaan useimmiten

jatkaa suurhäiriössäkin. Jakelujärjestelmä muodostaa oman suojausalueensa vähentäen täten

sekä yksittäisvikojen että suurhäiriöiden keskeytyskustannuksia. Varastointikustannusten

nousu saattaa kuitenkin muodostaa käyttöönoton kynnyksen.

Tässä tutkittiin olisiko siirrettävän varavoiman hyödyntäminen myös yksittäisvikojen kes-

keytyksissä kannattavaa. Tulokset vahvistavat, että hyvillä varasyöttöreiteillä varustetuissa

58

jakeluverkoissa siirrettävän varavoiman käyttö ei yleensä ole perusteltavissa. Varasyöttöreit-

tien puuttuessa kuten esim. saaristoissa varavoiman käyttö osoittautui erityisen kannatta-

vaksi. Laajempi selvitys varavoiman käytöstä, ks. Haakana et al., 2014.

Bergön saaren sähkön jakelussa kiinteän varavoiman käyttö osoittautui kannattavaksi. Eri-

tyisen kannattavaa se on yksittäisvikojen aiheuttamien keskeytysten yhteydessä mutta pie-

nentää keskeytyskustannuksia myös suurhäiriössä.

Maakaapelointi osoittautui tutkitussa verkossa yllättävän kannattavaksi. Syynä oli tutkittujen

lähtöjen matala kaapelointiaste (17 % ja 5 %). Kannattavuutta paransi myös se tosiasia, että

tarkastelussa oletettiin ainoastaan suojausvyöhykkeiden runkojohdon metsässä kulkevien

osuuksien kaapeloitavan. Kannattavin suojausalue kaapeloida on yleensä ensimmäinen suo-

jausalue. PAS-johdon käyttö on maakaapelointia vieläkin kannattavampaa. Vierimetsän ja

johtokatujen hoito on useimmiten kannattavimpia menetelmiä vähentää keskeytyskustan-

nuksia.

Taulukko 13. Tutkittujen teknologioiden hyötyjä. Sulkeissa olevat toiminnot ei ole tässä tarkasteltu (Palizban & Kauhaniemi, 2016). Osa sähkövaraston hyödyistä edellyttävät FRT-toimintoa.

Tekno-

logia

INV KAH1 KAH2 Laatu SM Käyttö

Suuru

us

Lyk

käy

s

TJS

A1

PJK

AJK

TJS

A2

VK

12

VK

24

36 h

SA

IFI

SA

IDI

MA

IFI

U-k

uo

pat

U s

äätö

Res

ervim

arkkin

at

Lo

iste

ho

Kuo

rman

tasa

us

Iner

tia

1)

KK

SV

1000 V

JK

SVV

KVV

MK

+

+

+

(+)

(+)

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

(+)

(+)

(+)

(+)

(+)

(+)

(+)

(+)

(+)

1) Fingrid: Inertian loppuminen kesäaikaan, kun kysyntä on pientä ja hajautettutuotanto (aurinkotuo-

tanto) on maksimissaan. Tästä tullee stabiliteettiongelma, joka synnyttää inertian kysyntää ja markki-

noita.

59

9. JOHTOPÄÄTÖKSET

Seuraavassa on esitetty muutamia johtopäätöksiä, joita voidaan vetää suoritetun tutkimuk-

sen tulosten pohjalta. Ensimmäisessä kappaleessa on yhteenveto eri teknologioiden vah-

vuuksista. Toisessa kappaleessa arvioidaan mikä voisi olla kaava-alueiden ulkopuolisten alu-

eiden keskijänniteverkon optimaalinen kaapelointiaste. Kolmannessa kappaleessa on lyhyt

katsaus siitä, kuinka verkkoyhtiön fyysinen toimintaympäristö vaikutta sen strategiaan täyt-

tää SML:n vaatimukset.

9.1. Tutkittujen teknologioiden vahvuudet

Kaapelointi on merkittävin yksittäisvikojen vähentämisen ja suurhäiriöiden vaikutusten vä-

hentämisen keino (Kuva 29). Kaapeloinnin kustannustehokkuus on suurin verkon runko-

johdon metsässä kulkevilla osuuksilla.

1000 V jakelujärjestelmä on kaapelointiakin tehokkaampi keskeytysten vaikutusten vähen-

tämisessä verkon pienitehoisissa haaroissa koska se lisäksi muodostaa oman suojaus-

vyöhykkeensä.

Verkostoautomaatio on kustannustehokkain yksittäisvikojen vaikutusten pienentäjä. Johto-

katkaisija suojaa syöttöpuolella olevia kuluttajia johtokatkaisijan alapuolella olevien vikojen

vaikutuksilta.

Sähkövarastoilla voidaan nykyteknologialla (ilman FRT-teknologiaa) vähentää yksittäisviko-

jen ja suurhäiriöiden toimittamatta jääneen sähkön arvoa sekä vähentää/välttää pitkiä kes-

keytyksiä sähkövaraston muuntopiirissä. Sähkövaraston FRT-teknologia olisi yksi ratkaisu

vastata digitaaliyhteiskunnan vaatimuksiin keskeytymättömästä sähkön jakelusta.

Siirrettävä varavoima on kustannustehokas ratkaisu varasyöttöreitittömien pienten alueiden

ja tehojen sähkön jakelun hoitamiseksi yksittäisvikatilanteissa. Suurempien alueiden, tehojen

ja kuluttajamäärien ollessa kyseessä kiinteä varavoima voi tulla kannattavaksi.

60

Kuva 29. Tutkittujen teknologioiden vaikuttavuus yksittäisvika- ja suurhäiriökustannusten vähentämisessä.

9.2. Optimaalinen kaapelointiaste

Täyttääkseen SML:n vaatimukset kaava-alueet on pääsääntöisesti kaapeloitava ja niillä on

oltava kaapeliyhteys sähköasemaan vähintään varareitin kautta (Lågland, 2016). Muiden

kuin kaava-alueiden osalta vaatimusten täyttäminen on optimointitehtävä. Lähtökohtaisesti

voidaan olettaa, että verkkoyhtiöiden investointiresurssit käytetään kaava-alueiden kaape-

lointiin ja muiden alueiden luotettavuuden parantamiseen jää vähemmän resursseja. Kus-

tannustehokkaiden johtokatkaisijoiden käyttö on tällöin perusteltua.

City-alueiden ulkopuolisten verkkoyhtiöiden pienjänniteverkon kaapelointiaste lienee ylei-

sesti suuruusluokka kaksi kertaa korkeampi kuin keskijännitepuolen kaapelointiaste. Suur-

häiriöiden merkityksen kasvaessa vaihtoehtoinen strategia keskijännitepuolen maakaape-

lointiasteen nostamiselle on jossakin vaiheessa (2020-luvulla) aloittaa pienjännitepuolen

korkean kaapelointiasteen hyödyntäminen lisäämällä sähkövarastoja valikoidusti strategisiin

jakelumuuntamoihin. Tällä tavalla voidaan painetta keskijännitekaapeloinnin nostamiseksi

61

vähentää. Tämä vaihtoehtoinen strategia perustuu siihen, että suurhäiriöt lisääntyvät ja nii-

den merkitys kasvaa. Vaihtoehtoisessa strategiassa:

- Hyödynnetään pienjänniteverkon korkeaa kaapelointiastetta lisäämällä sähköva-

rastoja strategisesti tärkeisiin jakelumuuntamoihin

- Aluksi voisi tavoitteena olla yksi sähkövarasto kylää kohti (vanhainkoti, koulu,

hallinto, kauppa, pienteollisuus) jolloin kylässä olisi varavoimaa (0.5 h- 1.5 h)

myös suurhäiriötilanteessa (Liite 1)

- Koska sähkövarastojen varavoimaa sopivasti hyödyntäen, yli 6 h (36 h) keskey-

tykset voidaan välttää sähkövaraston muuntopiirissä, SML:n vaatimukset kes-

keytysten maksimikestosta täytetään

- Näin KJ-verkon kaapelointiasteen nousu voidaan pysäyttää tyypillisesti noin 50

%

Kuva 30. Kaapelointiasteen vaihtoehtoisia kehityksiä fiktiivisessä verkossa vuoteen 2028 mennessä.

62

9.3. SML:n vaatimusten täyttäminen kaava-alueiden ulkopuolisilla alu-

eilla

Verkkoyhtiön fyysinen toimintaympäristö vaikuttaa merkittävästi eri teknologioiden käyt-

töön. Suurhäiriötaajuuden ollessa suuri maakaapelointiasteen nostaminen on tällä hetkellä

vallitseva menetelmä täyttää SML:n vaatimukset. Lähtöjen alkupään kaapelointi hyödyntää

kaikkia kuluttajia. Kustannustehokkuutta voi vielä merkittävästi parantaa kaapeloimalla ai-

noastaan runkojohdon metsäiset alueet. Kustannustehokkaiden johtokatkaisijoiden ensim-

mäisen ja toisen suojausvyöhykkeen runkojohdon metsäisten alueiden maakaapelointi joh-

taa korkeaan kaapelointiasteeseen. Mikäli verkkoyhtiöllä on käytössä 1000 V jakelujärjes-

telmä tarvittavia korjausresursseja suurhäiriössä voidaan pienentää käyttämällä 1000 V jake-

lujärjestelmää lähtöjen lyhyissä pienitehoisissa haarajohdoissa. Tämä strategia on järkevä

alueilla, joissa suurhäiriöiden esiintymistodennäköisyys ja vaikutus on suuri.

Alueilla, joissa suurhäiriön esiintymistodennäköisyys on pieni (<1/40 a) saattaa alhaisen

maakaapeliasteen säilyttäminen olla kustannustehokas strategia. Yksittäisvikojen vaikutuksia

voidaan tehokkaasti vähentää johtokatkaisijoiden käytöllä. Riittävät suurhäiriön korjausre-

surssit on kuitenkin varmistettava.

Alueilla, joissa suurhäiriön esiintymistodennäköisyys on kohtuullinen saattaa olla kannatta-

vaa ottaa käyttöön vaihtoehtoisia teknologioita kuten 1000 V jakelujärjestelmä ja pienet

sähkövarastot. Tällöin voidaan jopa lähtötasolla kustannustehokkuus optimoida korjausre-

surssien, maakaapelointiasteen ja käytettävien teknologioiden suhteen.

63

LÄHDELUETTELO

Alanen, R, Hätönen, H. (2006). Sähkön laadun ja jakelun luotettavuuden hallinta.

CIGRE TB721. (2018). The impact of battery energy storage systems on distribution net-

works.

Eduskunta. Laki sähkö- ja maakaasumarkkinoiden valvonnasta (590/2013).

http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2013/20130590

Eduskunta. Sähkömarkkinalaki 1.9.2013 / 588.

http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2013/20130588

Energiatutkimus SER. (2010). Sähkönjakelun toimitusvarmuuden kriteeristö ja tavoitetasot.

EV. Verkkokomponentit ja yksikköhinnat 2016 – 2023.

ET. (2014). Vakiokorvaukset – sovellusohje.

EV. Valvontamenetelmät neljännellä 1.1.2016 – 31.12.2019 ja viidennellä 1.1.2020 –

31.12.2023 valvontajaksolla.

Haakana, J., Kaipia, T., Lassila, J., Partanen, J. (2014). Reserve Power Arrangements in Ru-

ral Area Underground Cable Networks. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 29,

NO. 2, APRIL 2014.

Haastattelu. Salo, A., Leppinen, J. 31.5.2018. Tutkittava verkko ja lähtöaineisto

Haastattelu. Salo, A., Leppinen, J. 3.10.2018. Väliraportti.

Haastattelu. Sandstedt, B. 10.06.2018. Varavoiman käytön käytännöt Herrfors Oy:ssä.

Honkapuro, S., Tahvanainen, K., Viljanen, S., Partanen, J., Mäkinen, A.., Verho, P., Järven-

tausta, P. (2007). Keskeytystunnuslukujen referenssiarvojen määrittäminen.

64

Kumpulainen, L., Kauhaniemi, K. (2018). Sähkönsyötön varmuuden parantamisen vaihto-

ehtoja.

Lakervi, E., Partanen, J. (2008). Sähkönjakelutekniikka.

Lohjala, J. (2005). Haja-asutusalueiden sähkönjakelujärjestelmien kehittäminen – erityisesti

1000 V jakelujännitteen käyttömahdollisuudet.

Lågland, H. (2012). Comparison of Different Reliability Improving Investment Strategies

of Finnish Medium-Voltage Distribution Systems. 8.2.3 Zone handling

Lågland, H. (2015). Verkonparannusvaihtoehdot, Regulaation vaikutus jakeluverkon toimi-

tusvarmuusinvestointien kannattavuuteen

Lågland. H. (2016). Teoretisk analys av leveranssäkerhet I Smart Grid Gotlands testom-

råde.

Palizban, O., Kauhaniemi, K. (2016). Energy storage systems in modern grids—Matrix of

technologies and applications. Journal of Energy Storage 6 (2016) 248–259.

Partanen, J., Lassila, J., Kaipia, T., Matikainen, M., Järventausta, P., Verho, P., Mäkinen, A.,

Kivikko, K., Pylvänäinen, J. ja Nurmi, V-P. (2006). Sähkönjakeluverkkoon soveltuvat toi-

mitusvarmuuskriteerit ja niiden raja-arvot sekä sähkönjakelun toimitusvarmuudelle asetetta-

vien toiminnallisten tavoitteiden kustannusvaikutukset.

Partanen, J., Lohjala, J., Kaipia, T., Rissanen, A., Lassila, J. (2005). 1000 V sähkönjakelujär-

jestelmän teknistaloudellinen tarkastelu.

Sähköenergialiitto ry Sener. (2002). Sähköverkkoyhtiön toiminta suurhäiriössä. Verkosto-

suositus YA 7:02.

Varonen, V. (2017). Sähkövarastojen käyttö verkkoliiketoiminnassa. TTY. Diplomityö.

Verho, P., Sarsama, J., Strandén, J., Krohns-Välimäki, H., Hälvä, V., Hagqvist, O. (2012).

Sähköhuollon suurhäiriöiden riskianalyysi- ja hallintamenetelmien kehittäminen - Projektin

loppuraportti.

65

VSV. Petlahden SA, pääkaavio.

VSV. Petolahden SA, keskeytystilasto 2016-2017.

VSV. Petolahden jakelumuuntajien kulutukset.

VSV. Petolahden KJ-verkko (GIS kuvat).

VSV. Johtoalkiot PTL J03, J04.

VSV. Petolahden KJ-verkko, johtoautomaatio.

VSV. KJ-tehonlaskenta PTL J03 Nyby.

VSV. KJ-tehonlaskenta PTL J04 Häggvik.

66

Liite 1. Sähkövarastojen käyttö maaseutujakelussa

Pieniä sähkövarastoja (25 kWh) aletaan käyttämään fiktiivisen verkkoyhtiön suurimpien ky-

lien päämuuntamoissa vuoden 2020 alusta. Aluksi voisi tavoitteena olla yksi SV kylää kohti

(vanhainkoti, koulu, suurkeittiö, hallinto, kauppa, pienteollisuus) jolloin kylässä olisi vara-

voimaa (0.5 h- 1.5 h) myös SH tilanteissa. Mikäli kokemukset ovat positiivisia käyttöä laa-

jennetaan asteittain.

Vuonna 2023 keskijännitepuolen KA on 47 % ja avojohtoverkkoa on 0.53x2200 km =

1166 km, joissa JM on noin 1000 kpl. Kun näistä 50 % sijaitsee kaava-alueen ulkopuolella,

JM on noin 500 maaseudulla. Vuoteen 2028 mennessä voidaan välttää noin 13 % KA nou-

su käyttämällä SV. Lasketaan säästön varovasti olevan 10 %, eli 0.1x(18.1+24.2+8.6)

k€/km x 2200 km = 11198 k€ josta puolet on säästöä kaava-alueiden ulkopuolelta eli 5600

k€. Tällä säästöllä saadaan 25 kWh SV 5600 k€/25x2 k€ kpl eli 112 kpl.

Kaava-alueen ulkopuolella on JM 1166 km/2x1 JM/km kpl eli 583 kpl

SV olisi vuonna 2028 112 kpl/583 kpl x100 % = 19.2 % eli joka viidennessä JM olisi SV

Tämä tulos sopii yhteen kauko-ohjaus- ja suojausvyöhykkeiden laajuuden kanssa jossa 5 km

on yleisesti hyväksytty koko taajama-/haja-asutusalueella. Näihin jakelumuuntamoihin voi-

daan keskittää:

- Verkostoautomaatio

- Sähkövarasto

- Hajautettu kompensointi

(Lågland, H. 2012. 8.2.3 Zone handling)

67

Liite 2.

Komponenttien hinnat: EV. Verkkokomponentit ja yksikköhinnat 2016 – 2023.

Sähkövarastojen hinnat: Varonen, V., 2017. 2000 €/kWh (hyöty-kWh)

Keskeytystehon ja -energian haitta-arvot a, b, c, d: Honkapuro et al., 2007, taulukko 4.6.

Kuluttajahintaindeksit: http://www.stat.fi/til/khi/

Komponenttien vikataajuudet:

- AJ pelto = 0.02 1/km, a

- AJ tienvieri = 0.05 1/km, a

- AJ, metsä = 0.08 1/km, a

- MK = 0.015 1/km, a

- JM = 0.008 1/a

- IJ 1000 V = 0.0195 1/km, a

- JM 1000 V = 0.053 1/a

Jälleenkytkentätaajuudet:

- fAJK = 0.30 1/km, a

- fPJK= 0.15 1/km, a

Ohjausajat:

- Kauko-ohjaus = 0.08 h (5 min)

- Käsiohjaus = f (ajomatka) = 0.4-1.3 h

- Varasyötön kytkentä = 0.17 h (10 min)

- Siirrettävän varavoiman kytkentä = 3 h

- Kiinteän varavoiman kytkentä = 0.08 h (5 min)

Korjaus-/vaihtoajat:

- AJ = 2h

- MK = 24 h

- JM = 4 h