TEPPO SYRJÄ RENGASVERKKOLASKENTASOVELLUKSEN KÄYTTÖÖNOTTO TAMPEREEN SÄHKÖNSIIRTOVERKON LASKENTAAN Diplomityö

Tarkastaja: professori Pekka Verho Tarkastaja ja aihe hyväksytty Tieto- ja sähkötekniikan tiedekuntaneuvoston kokouksessa 7.10.2009

II

TIIVISTELMÄ TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Sähkötekniikan koulutusohjelma SYRJÄ, TEPPO : Rengasverkkolaskentasovelluksen käyttöönotto Tampereen sähkönsiirtoverkon laskentaan Diplomityö, 79 sivua, 10 liitesivua Tammikuu 2010 Pääaine: Sähkövoimatekniikka Tarkastaja: professori Pekka Verho Avainsanat: Xpower, verkkotietojärjestelmä, verkostolaskenta, siirtoverkko, silmukoitu verkko Sähkönjakeluverkkojen tehonjako- ja vikavirtalaskenta on suomalaisissa sähköverkkoyhtiöissä totuttu suorittamaan verkkotietojärjestelmään integroitujen laskentatyökalujen avulla. Siirtoverkkojen laskentaan puolestaan on perinteisesti käytetty erillistä laskentaohjelmistoa, kuten Tampereen Sähköverkko Oy:ssä käytössä olevaa ETAPia (Electrical Transient Analyzer Program). Nykyaikaisista verkkotietojärjestelmistä löytyvät laskentatyökalut myös siirtoverkkojen laskentaan, mutta niiden hyödyntäminen on verkkoyhtiöissä jäänyt vähäiseksi.

Työssä otetaan käyttöön Tekla Oyj:n kehittämän Xpower -verkkotietojärjestelmän alueverkkolaskentatyökalut ja niitä käytetään Tampereen siirtoverkon tehonjakolaskentaan. Tarkoituksena on ensinnäkin selvittää, miten hyvin verkkotietojärjestelmä käytännössä soveltuu siirtoverkon laskentaan. Toiseksi tehonjakolaskelmien avulla pyritään hahmottamaan, miten hyvin Tampereen siirtoverkko selviytyy erilaisista vikatilanteista.

Tehonjakolaskennassa käytetään sähkönkulutuksen mallintamisessa apuna käytönvalvontajärjestelmästä (SCADA) saatuja päämuuntajien tuntitehomittaustietoja. Tarkastelussa Tampereen siirtoverkkomalliin simuloidaan erilaisia vikatilanteita, ja verkon kuormittumista tutkitaan kussakin tilanteessa. Lisäksi siirtoverkon ylikuormittumiseen johtavissa vikatilanteissa selvitetään ylikuormittumisen lieventämiseksi tehtävien kytkentätoimenpiteiden mahdollisuuksia. Vikaantuvia komponentteja tarkastelussa ovat Tampereen siirtoyhteydet sekä voimalaitokset.

Tarkastelun perusteella talviaikana Tampereen siirtoverkossa ylikuormittumista esiintyy lähinnä silloin, kun jokin voimalaitoksiin liitetyistä siirtoyhteyksistä vikaantuu. Haasteeksi nousee tällöin voimalaitosten tuottaman tehon siirtäminen eteenpäin siirtoverkkoon. Ylikuormittuminen jää tyypillisesti kuitenkin niin lieväksi, ettei se pakkassäällä aiheuta vauriota siirtojohdoille. Ainoastaan joidenkin harvinaisten kaksoisvikojen aikana ylikuormittuminen kasvaa vaarallisen suureksi.

Kesäaikaan Tampereen omat tuotantolaitokset ovat suurimmaksi osaksi poissa käytöstä, ja kaupungin alueella tarvittava sähköteho siirretään kantaverkosta. Vuonna 2010 siirtoverkkoon tehtävien muutostöiden jälkeen Tampere on kiinteästi yhteydessä kantaverkkoon vain kahdella siirtojohdolla. Toisen kantaverkkoyhteyden vikaantuminen johtaa tällöin jäljelle jääneen johdon ylikuormittumiseen. Tilanne voidaan kuitenkin selvittää ottamalla Myllypuron ja Melon sähköasemien välinen varayhteys käyttöön. Xpower -ohjelmiston alueverkkolaskentasovelluksesta saatujen käyttökokemusten perusteella ohjelmisto soveltuu siirtoverkkojen laskentaan. Sovellus tosin vaikuttaa osin viimeistelemättömältä, ja jotkin sen ominaisuuksista kaipaisivat vielä kehittämistä.

III

ABSTRACT TAMPERE UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Master’s Degree Programme in Electrical Engineering SYRJÄ, TEPPO : Introduction of a Meshed Network Calculation Application for Analyzing the Electricity Transmission Network of Tampere Master of Science Thesis, 79 pages, 10 Appendix pages January 2010 Major: Electrical Power Engineering Examiner: Professor Pekka Verho Keywords: Xpower, Network information system, Power system analysis, Transmission network, Meshed network In Finnish electricity companies it's a common practice to use calculation tools which are integrated into the network information system to calculate the load flow and the fault currents of power distribution networks. However, when it comes to analyzing transmission networks a seperate calculation software is normally used. The power system analysis tools integrated into modern network information systems can be used to analyze transmission networks as well, but this possibility has not been taken advantage of. In this thesis the HV network calculation tools of Tekla Xpower network information system are introduced. The tools are used for load flow calculations on the transmission network of Tampere. The purpose of the thesis is, first of all, to find out how well the network information system is suited for analyzing transmission networks. Secondly, this thesis examines how the transmission network of Tampere manages with different faults with the help of load flow calculations. The power consumption model used in the load flow calculations is based on the hourly power measurements of the main transformers received from the Supervisory Control and Data Acquisition system (SCADA). In the load flow studies a number of different faults are simulated in the transmission network model of Tampere and the load levels within the network are examined. The faults leading to the overload of the transmission network are further studied to find out if the overload can be mitigated by any switching operations. The network components targeted by the faults include the transmission lines and the power plants of Tampere. The study shows that in the winter the overload of the transmission network of Tampere is mainly caused by a fault in one of the transmission lines leading to a power plant. During such faults the main challenge is how to transfer all the energy produced at the powers plant further in to the network. Fortunately the overload is typically so mild that it doesn't actually damage the transmission lines in freezing weather conditions. Only during some rare double-faults does the overload increase to severe levels. In the summer the power plants in Tampere are mostly not in operation and the electrical energy needed in the city is taken from the main transmission grid. The modifications made to the transmission network in 2010 will lead Tampere to be connected to the main grid with only two transmission lines. A fault on one of these lines will cause the remaining line to overload. The situation can be solved, however, by using the auxiliary transmission line between the substations of Myllypuro and Melo. On the basis of user experience the Xpower HV network calculation tools can be used to analyze transmission networks although the application appears unfinished and some of its features have room for improvement.

IV

SISÄLLYS Tiivistelmä...........................................................................................................II Abstract..............................................................................................................III Alkusanat .......................................................................................................... VI Lyhenteet ja merkinnät..................................................................................... VII 1. johdanto.......................................................................................................1 2. Työn taustalla oleva teoria...........................................................................2

2.1. Silmukoidun verkon Tehonjakolaskenta...........................................................2 2.2. Iterointimenetelmät ...........................................................................................4

2.2.1. Gauss-Seidel –menetelmä .................................................................4 2.2.2. Newton-Raphson –menetelmä ..........................................................7

3. Xpower-ohjelmiston esittely .......................................................................10 3.1. Xpower yleisesti..............................................................................................10 3.2. Sähköverkon komponenttien kuvaus ..............................................................13

3.2.1. Generaattorit....................................................................................13 3.2.2. Kantaverkko ....................................................................................13 3.2.3. Kuormitukset...................................................................................13 3.2.4. Johdot ja kiskostot...........................................................................15 3.2.5. Muuntajat ........................................................................................17 3.2.6. Releet ja kytkinlaitteet.....................................................................17

3.3. Laskentamahdollisuudet..................................................................................18 3.3.1. Tehonjakolaskenta...........................................................................18 3.3.2. Vikavirtalaskenta.............................................................................19

4. Tampereen siirtoverkko ja sen mallintaminen............................................22 4.1. Sähköasemat ja siirtoyhteydet.........................................................................22 4.2. Kantaverkon mallintaminen............................................................................26 4.3. Kuormitukset...................................................................................................27 4.4. Tuotantolaitokset.............................................................................................31

5. Tampereen siirtoverkon tehonjako.............................................................33 5.1. Tarkasteltava verkko ja tarkastelumenetelmä .................................................33 5.2. Siirtoverkon kuormittuminen nykytilanteessa ................................................37

5.2.1. Peruskytkentätilanteen tehonjako....................................................37 5.2.2. Tehonjako N-1 –vikatilanteessa......................................................38 5.2.3. Tehonjako N-2 –vikatilanteessa......................................................44

5.3. Siirtoverkon kuormittuminen tulevaisuudessa................................................55 5.3.1. Peruskytkentätilanteen tehonjako....................................................55 5.3.2. Tehonjako vikatilanteessa ...............................................................56

5.4. Vikatarkastelun yhteenveto.............................................................................65

V

6. Tampereen siirtoverkon investoinnit ..........................................................68 6.1. Tarkastelumenetelmä ......................................................................................68 6.2. Hankkion sähköaseman rakentaminen............................................................68

6.2.1. Taustatiedot .....................................................................................68 6.2.2. Tarkastelutulokset vuoden 2007 kuormitustasolla..........................69 6.2.3. Tarkastelutulokset vuoden 2030 kuormitustasolla..........................70

6.3. Johto-osuuden Rautaharkko – Multisilta rakentaminen..................................71 6.3.1. Taustatiedot .....................................................................................71 6.3.2. Tarkastelutulokset vuoden 2007 kuormitustasolla..........................73 6.3.3. Tarkastelutulokset vuoden 2030 kuormitustasolla..........................76

7. Käyttökokemukset .....................................................................................77 Lähteet..............................................................................................................79

Liite 1: Ohjeet siirtoverkon tehonjakolaskentaan Xpowerilla ................................80 Liite 2: Työssä käsiteltävät vikatilanteet.................................................................82 Liite 3: Siirtoverkon kuormittuminen vikatilanteissa Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen ...................................................................................................83 Liite 4: Siirtoverkon kuormittuminen Rautaharkko – Multisilta -yhteyden lisäämisen jälkeen ...................................................................................................86

VI

ALKUSANAT Tämä työ on tehty Tampereen Sähköverkko Oy:lle. Kiitän verkkoyhtiön henkilökuntaa vapaan, ystävällisen ja kiireettömän toimintaympäristön tarjoamisesta työn tekemiselle. Työn ohjaajana toiminutta Kari Tappuraa kiitän erityisesti työhön liittyvistä neuvoista ja kommenteista. Haluan myös kiittää TTY:n professori Pekka Verhoa työhön liittyvästä opastuksesta.

VII

LYHENTEET JA MERKINNÄT

B suskeptanssi DMS Distribution Management System, Käytöntukijärjestelmä I virta P pätöteho PSA Power System Analysis, Verkostolaskenta Q loisteho R resistanssi R0 nollaresistanssi SCADA Supervisory Control And Data Acquisition, Käytönvalvontajärjestelmä Sener Sähköenergialiitto ry U tai V jännite VR Valtion rautatie X reaktanssi X0 nollareaktanssi Y admittanssi Z impedanssi

ε laskentatarkkuus

Sähköasemien lyhenteet

ALJ Alasjärvi HRV Hervanta KA Kangasala KLV Kaleva LMP Lamminpää LLT Lielahti MLO Melo MLP Myllypuro MLS Multisilta NSL Naistenlahti RAT Ratina RTH Rautaharkko TKM Tikinmaa TSK Teisko VSL Vesilinna

1

1. JOHDANTO

Lähtökohtana työn tekemiselle oli Tampereen Sähköverkko Oy:n tarve hankkia käyttöönsä uusi ohjelmisto siirtoverkon tehonjakolaskentaa varten. Yrityksessä oli aikaisemmin ollut käytössä Operation Technology Inc:n toimittamaa ETAP-laskentaohjelmisto (Electrical Transient Analyzer Program). Ohjelmiston lisenssi oli kuitenkin vanhentunut, eikä vanha ohjelmaversio toiminut uudemmissa Windows – käyttöjärjestelmissä. Lisäksi ainoa Tampereen sähköverkko Oy:ssä ETAPin käyttöön perehtynyt henkilö oli jäämässä eläkkeelle. Verkostolaskentatyökalut ovat suomalaisen ajattelumallin mukaan kiinteä osa verkkotietojärjestelmää. Pien- ja keskijänniteverkkojen tehonjako- ja vikavirtalaskenta onkin suomalaisissa sähköverkkoyhtiöissä totuttu suorittamaan verkkotietojärjestelmää käyttäen. Siirtoverkkojen laskentaan verkkotietojärjestelmää ei yleensä ole kuitenkaan käytetty, vaan siirtoverkot on laskettu erillisellä, tähän tarkoitukseen varta vasten suunnitellulla laskentaohjelmistolla. Tampereen Sähköverkko Oy:ssä käytetään Tekla Oyj:n kehittämää Xpower –verkkotietojärjestelmää. Ohjelmiston laskentatyökaluja on mahdollista käyttää siirtoverkon laskentaan, mutta tätä ominaisuutta ei verkkoyhtiössä ole aikaisemmin hyödynnetty.

Tämän työn tarkoituksena on selvittää, ovatko verkkotietojärjestelmän alueverkkolaskentaominaisuudet riittävät, jotta yhtiössä voitaisiin alueverkkolaskennan käyttöönottamisen myötä luopua ETAP -ohjelmiston käytöstä. Työssä Xpowerin alueverkkolaskentaa käytetään Tampereen siirtoverkon tehonjakotarkasteluun, jossa tutkitaan verkossa esiintyviä virtoja peruskytkentätilanteessa sekä erilaisissa vikatilanteissa. Tehonjakotarkastelun avulla saadaan käytännön kokemusta Xpowerin alueverkkolaskennan toimivuudesta todellisessa käyttötilanteessa. Lisäksi tarkastelun tuloksia voidaan hyödyntää siirtoverkon suunnittelu- ja käyttötoiminnassa.

2

2. TYÖN TAUSTALLA OLEVA TEORIA [1, 2, 3]

2.1. Silmukoidun verkon Tehonjakolaskenta

Tehonjakolaskennan kannalta sähköverkon ajatellaan koostuvan solmupisteistä (sähköasemat) sekä niitä yhdistävistä johdoista. Tehonjakolaskennan tarkoituksena on selvittää solmupisteiden jännitteet ja vaihekulmat sekä solmupisteistä lähtevät tai niihin tulevat pätö- ja loistehot. Tarkastellaan tehonjakotehtävää ensin yhden solmupisteen kannalta.

Kuva 3.1: Verkon solmupisteen i kytkeytyminen muihin solmupisteisiin.

Kuvasta 3.1 voidaan Kirchoffin virtalain mukaan kirjoittaa:

inniiiiiiii YUUYUUYUUYUI )(...)()( 22110 −++−+−+= (3.1)

eli toisin järjestettynä

niniiiiniiii UYUYUYUYYYYI −−−−++++= ...)...( 2211210 (3.2)

Vastaava yhtälö voidaan kirjoittaa jokaiselle verkon solmupisteelle.

3

Saatu yhtälöryhmä voidaan kirjoittaa matriisimuodossa:

=

nnnnn

n

n

n U

U

U

yyy

yyy

yyy

I

I

I

ΜΛ

ΜΟΜΜΛΛ

Μ2

1

21

22221

11211

2

1

* eli I=Y*U (3.3)

Matriisia Y kutsutaan solmupisteadmittanssimatriisiksi. Sen alkiot voidaan muodostaa seuraavien sääntöjen mukaan:

- Matriisin lävistäjäalkiot iiy ovat nimeltään itseisadmittansseja. Ne koostuvat

kyseisestä solmupisteestä i lähtevien admittanssien summasta.

- Muut alkiot ijy ovat nimeltään yhteisadmittansseja. Ne ovat solmupisteiden i ja j

välisiä admittansseja miinusmerkkisinä.

Tästä yhtälöryhmästä ei useimmiten pystytä jännitteitä suoraan ratkaisemaan, koska verkon tuotanto ja kulutus tunnetaan tehoina eikä virtoina.

Solmupisteessä i tuotetulle teholle voidaan kirjoittaa:

*iiii IUjQP =+ (3.4)

eli

iiii IUjQP*

=− (3.5)

, jossa *iU on jännitteen iU kompleksikonjugaatti. Virta iI saadaan matriisista (3.3):

∑=

=n

k

kiki UyI1

, jossa iky viittaa matriisin Y alkioon.

Solmupisteen i teho voidaan nyt lausua muodossa:

∑=

=−n

k

kikiii UyUjQP1

* (3.6)

eli

)()(1

ikik

n

kkikiii UyUjQP δδθ −+∠=− ∑

=

(3.7)

, jossa ikθ on: iky :n vaihekulma, kδ on kU :n kulma ja iδ on iU :n kulma.

4

Soveltamalla Eulerin kaavaa ( xjxeix sin*cos += ) yhtälöön (3.7) saadaan pätö- ja

loisteho eriteltyä omiksi yhtälöikseen:

);cos(*1

ikik

n

kkikii UyUP δδθ −+= ∑

=

i=1,2,…,n (3.8)

);sin(*1

ikik

n

kkikii UyUQ δδθ −+= ∑

=

i=1,2,…,n (3.9)

N solmupistettä kohden saadaan siis 2n yhtälöä, joissa on yhteensä 4n muuttujaa:

iP , iQ , iV ja iδ . Kahden muuttujan arvo kussakin solmupisteessä tunnetaan, joten

ratkaistavaksi jää 2n yhtälöä ja 2n tuntematonta sisältävä yhtälöryhmä. Solmupisteet jaetaan kolmeen ryhmään sen perusteella, mitkä kaksi muuttujista tunnetaan.

1) Kuormituspiste: Solmupiste, jossa ei ole jännitesäädettyä tuotantoa. Tunnetaan pätö- ja loisteho. Lasketaan solmupisteen jännite ja sen kulma.

2) Generaattoripiste: Solmupiste, jossa on sähköntuotantoa. Tunnetaan solmupisteessä tuotettu pätöteho sekä solmupisteen jännitteen suuruus. Generaattorin jännitteensäätäjä pitää jännitteen asetellussa arvossa. Tuntemattomia ovat tuotettu loisteho sekä jännitteen vaihekulma.

3) Vertailupiste: Tämän solmupisteen tehtävänä on tasata sähköntuotannon ja kulutuksen välinen ero. Sitä ei tiedetä etukäteen, koska verkon häviöitä ei tunneta tarkasti. Vertailupisteessä on oltava sähköntuotantoa, koska tilanteesta riippuen tehoa täytyy pystyä joko tuottamaan tai kuluttamaan. Vertailupisteen jännite ja sen kulma tiedetään. Kulma voidaan valita vapaasti (yleensä nolla astetta), ja muiden solmupisteiden jännitteiden kulmia verrataan tähän kulmaan. Tuntemattomia ovat solmupisteessä tuotettu/kulutettu pätö- ja loisteho. Vertailupisteitä on verkossa tyypillisesti vain yksi.

Koska yhtälöt (3.8) ja (3.9) ovat epälineaarisia (sisältävät sini- ja kosinitermejä),

täytyy yhtälöryhmä ratkaista numeerisesti jollakin iteratiivisella menetelmällä. Xpowerissa valittavina ovat Gauss-Seidel –menetelmä sekä Newton-Raphson –menetelmä.

2.2. Iterointimenetelmät

2.2.1. Gauss-Seidel –menetelmä

Gauss-Seidel –menetelmä on iteratiivinen laskenta-algoritmi, jolla voidaan ratkaista epälineaarinen yhtälöryhmä. Aluksi menetelmässä arvataan yhtälöryhmän muuttujille jotkin alkuarvot. Tämän jälkeen lasketaan muuttujille yksi kerrallaan uudet arvot,

5

kunnes jokaiselle muuttujalle on saatu laskettua uusi arvo, eli kunnes iterointikierros on päästy loppuun. Iterointikierroksia lasketaan, kunnes jokainen muuttuja on saavuttanut halutun laskentatarkkuuden, eli kunnes jokaiselle muuttujalle xi pätee, että

|xi, uusi – xi, vanha| < ε , jossa xi, uusi = muuttujan uusi arvo xi, vanha= muuttujan edellisen iterointikierroksen arvo

ε = haluttu laskentatarkkuus Tehonjakolaskentaan Gauss-Seidel –menetelmää sovelletaan seuraavasti:

1. Solmupistejännitteiden iteratiivinen laskenta

Ratkaisemalla jännite iU yhtälöstä (3.2) voidaan kuormituspisteiden jännitteille kirjoittaa:

∑≠=

−=n

ikk

kiki

ii

i UyIy

U1

)(1

(3.10)

Virta iI saadaan yhtälöstä (3.5):

*i

iii

U

jQPI

−= (3.11)

Sijoittamalla virran lauseke yhtälöön (3.10) voidaan kuormituspisteiden jännitteet ja kulmat ratkaista:

;)(1

1* ∑

≠=

−−=n

ikk

kiki

ii

ii

i UyU

jQP

yU , jossa (3.12)

iU =Solmupisteen i jännitteen uusi arvo *iU =Solmupisteen i jännitteen edellisen iterointikierroksen arvon kompleksikonjugaatti

kU =Solmupisteen k jännitteen edellisen iterointikierroksen arvo

iP =Solmupisteessä i tuotettu pätöteho

iQ =Solmupisteessä i tuotettu loisteho

ja iiy sekä iky ovat admittanssimatriisin alkioita.

Generaattoripisteissä tuntemattomia ovat loisteho sekä jännitteen vaihekulma. Iterointikierroksen alussa lasketaan generaattoripisteissä tuotetut loistehot yhtälöstä (3.9). Tämän jälkeen jännitteiden kulmat voidaan ratkaista yhtälöstä (3.12). Jännitteen itseisarvo pidetään generaattoripisteissä vakiona, vaikka yhtälöstä (3.12) saatu arvo poikkeaisikin generaattoripisteen jännitteestä. Vain jännitteen vaihekulma päivitetään

6

jokaisella iterointikierroksella. Vertailupisteessä ei tarvitse laskea mitään iterointikierrosten aikana. Iterointia jatketaan, kunnes jokaisen solmupisteen jännite muuttuu kahden peräkkäisen iterointikierroksen välillä haluttua toleranssia vähemmän, eli kunnes

jokaiselle solmupisteelle pätee, että ε<−+ )()1( ri

ri UU ,jossa r viittaa iterointikierrosten

lukumäärään ja ε on valittu toleranssi.

2. Vertailupisteen tehojen laskenta Kun solmupisteiden jännitteet on saatu selville, referenssipisteiden pätö- ja loisteho voidaan laskea yhtälöistä (3.8) ja (3.9).

3. Johtojen tehojen laskenta Kahden solmupisteen välistä johtoa voidaan kuvata pii-sijaiskytkennällä kuvan 3.2

mukaisesti. Sijaiskytkentä koostuu pitkittäisestä admittanssista ikY sekä kahteen osaan

0ikY ja 0kiY jaetusta maata vasten olevasta admittanssista.

Kuva 3.2: Kahden solmupisteen välisen johdon π-sijaiskytkentä.

Solmupisteestä i solmuun k kulkeva virta voidaan kuvan 3.2 mukaisesti lausua:

( ) 001 ikiikkiikikik YUYUUIII +−=+= (3.13)

Vastaavasti solmusta i solmun k suuntaan lähtevälle teholle voidaan kirjoittaa: *ikiikikik IUjQPS =+= (3.14)

Teho ikS saadaan laskettua, kun tehon yhtälöön sijoitetaan virta yhtälöstä (3.13):

( ) *0

****ikiiikkiiik YUUYUUUS +−= (3.15)

Solmupisteiden i ja k välisellä johto-osalla tapahtuvat tehohäviöt saadaan laskettua summaamalla yhteen johdon molemmista päistä johdolle lähtevät tehot.

7

2.2.2. Newton-Raphson –menetelmä

Epälineaarisen funktion ratkaisua voidaan kuvan 3.3 mukaisesti etsiä korvaamalla funktion kuvaaja tangentillaan ratkaisun likiarvon kohdalla ja laskemalla sillä uusi, parempi likiarvo. Tätä jatketaan, kunnes funktion ratkaisu saadaan selville riittävällä tarkkuudella.

Kuva 3.3: Newton-Raphson –menetelmän periaate.

Newton-Raphson –menetelmä soveltaa tätä tekniikkaa yleistäen sen usean muuttujan funktioille. Olkoon fi epälineaarinen yhtälöryhmä:

y=),...,,( 21 ni xxxf ; i=1,2, … ,n (3.16)

Valitaan yhtälöryhmän muuttujien alkuarvoiksi 002

01 ,...,, nxxx , jolloin

y≈),...,,( 002

01 ni xxxf ; i=1,2, …,n (3.17)

Tehtävänä on löytää sellaiset korjaustermit 002

01 ,...,, nxxx ∆∆∆ , jotka alkuarvoihin lisättynä

tuottaisivat yhtälöryhmän tarkan ratkaisun, eli:

y=∆+∆+∆+ ),...,,( 0002

02

01

01 nni xxxxxxf ; i=1,2, …,n (3.18)

Kirjoittamalla yhtälöryhmä Taylorin sarjana saadaan:

y=+

∆

∂∂++∆

∂∂+∆

∂∂+ Tx

x

fx

x

fx

x

fxxxf n

n

iiini

0

0

02

0

2

01

0

1

002

01 ...),...,,( , jossa (3.19)

T=Taylorin sarjan korkeamman asteen termit. 0

1

∂∂x

f i ,0

2

∂∂x

f i ,…,0

∂∂

n

i

x

fovat yhtälöiden fi derivaatat muuttujien x1,x2,…,xn suhteen

pisteissä 01x , 0

2x ,…, 0nx .

Jättämällä Taylorin sarjan korkeamman asteen termit pois voidaan yhtälöryhmän likiarvo kirjoittaa matriisimuodossa:

yxJf ≈∆+ 000 , eli 000 xJfy ∆≈− , eli

8

∆

∆∆

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

∂∂

≈

−

0

02

01

00

2

0

1

0

2

0

2

2

0

1

2

0

1

0

2

1

0

1

1

0

02

01

2

1

n

n

nnn

n

n

nn x

x

x

x

f

x

f

x

f

x

f

x

f

x

f

x

f

x

f

x

f

f

f

f

y

y

y

Μ

Λ

ΜΟΜΜ

Λ

Λ

ΜΜ (3.20)

Matriisia 0J kutsutaan yhtälöryhmän if Jacobin matriisiksi. Korjaustermien likiarvot 0x∆ voidaan tästä yhtälöstä ratkaista. Saadut korjaustermit summataan alkuarvauksiin:

001 xxx ∆+= (3.21) tai yleisesti iterointikierrokselle r+1:

rrr xxx ∆+=+1 (3.22) Iterointia jatketaan, kunnes haluttu laskentatarkkuus saavutetaan, eli kunnes

ε<− y),...,,( 21rn

rri xxxf , (3.23)

jossa ε on haluttu tarkkuus, i=1,2,…,n Newton-Raphson –menetelmää sovelletaan sähköverkkojen tehonjakolaskentaan seuraavasti: 1) Annetaan kaikkien solmupisteiden jännitteille ja kulmille alkuarvot. 2) Lasketaan solmupisteiden pätö- ja loistehot yhtälöistä (3.8) ja (3.9). 3) Lasketaan todellisten tehojen ja 2) –kohdassa laskettujen tehojen erotukset verkon

jokaiselle kuormituspisteelle ja generaattoripisteelle:

laskettuitodellinenii PPP ,, −=∆ (3.24)

laskettuitodellinenii QQQ ,, −=∆

(3.25)

, jossa todellineniP, ja todellineniQ , ovat solmupisteessä tuotettujen tehojen todelliset arvot,

laskettuiP, ja laskettuiQ , ovat solmupisteiden tehojen 2) –kohdassa lasketut arvot.

Generaattoripisteissä loistehon suuruutta ei etukäteen tiedetä, joten näissä pisteissä lasketaan ainoastaan pätötehojen erotus yhtälön (3.24) mukaisesti.

4) Kirjoitetaan yhtälöä (3.20) vastaava matriisiyhtälö:

9

Μ

Μ

ΜΜΛΛΛΛ

ΜΜ

Μ

Μ

m

m

imim

imim

i

i

ULJ

NH

Q

P

∆∆

=∆∆ δ

* (3.26)

, jossa Jacobin matriisin termit m

iim

m

iim

m

iim

m

iim U

QL

QJ

U

PN

PH

∂∂=

∂∂=

∂∂=

∂∂= ,,,

δδ

5) Ratkaistaan matriisiyhtälöstä (3.26) korjaukset solmupisteiden jännitteille ja kulmille.

6) Lisätään korjaukset jännitteiden itseisarvoihin ja kulmiin. Palataan kohtaan 2).

Laskentaa jatketaan, kunnes kohdassa 3) tehojen korjaustermien iP∆ ja iQ∆ suuruudet

ovat riittävän pienet jokaisen solmupisteen osalta. Tämän jälkeen verkon johto-osissa kulkevat virrat ja tehot voidaan laskea samaan tapaan, kuin Gauss-Seidel –menetelmän yhteydessä.

10

3. XPOWER-OHJELMISTON ESITTELY

3.1. Xpower yleisesti [4,5]

Xpower on Tekla Oyj:n kehittämä verkkotietojärjestelmä. Ohjelmiston pääasiallisena tehtävänä on verkkotietojen hallinta, jolla tarkoitetaan sähköverkon komponenttien, kuten johtojen, muuntajien, generaattoreiden ja kytkinlaitteiden sijaintitietojen ja teknisten tietojen varastointia ja esittämistä. Verkkotiedot tallennetaan erilliseen, kaupalliseen Oracle –tietokantaan, josta Xpower käy verkkotiedot hakemassa ja jonne se tallentaa verkkotiedoissa tapahtuvat muutokset. Xpowerin käyttöliittymä on graafinen ja sisältää Windows-ohjelmille tyypilliset valikot ja työkalurivit. Sähköverkko esitetään graafisesti taustakartan päälle piirrettynä. Xpower luo verkkotopografian suoraan verkon komponenttien sijainti- eli koordinaattitietojen perusteella, eli erillistä komponenttien keskinäistä kytkeytymistä kuvaavaa ”solmupistemallia” verkosta ei tarvita. Käyttäjä voi määritellä, mitkä sähköverkon komponenteista hän haluaa kartalle hakea. Esimerkiksi keskijänniteverkon kanssa työskennellessä on usein karttanäkymän selkeyttämiseksi tarkoituksenmukaista jättää pienjänniteverkkoon kuuluvat komponentit pois näkyvistä. Karttanäkymän voi tulostaa paperille, jolloin esimerkiksi kaivuutyömaille voidaan toimittaa kartat lähialueen maakaapeleista. Kuva ohjelmiston päänäkymästä on esitetty kuvassa 2.1 Xpowerin perusversioon on saatavilla erilaisia laajennusosia, joista tärkeimpinä mainittakoon Xpower DMS käytöntukijärjestelmä sekä tässä työssä käytetty Xpower PSA verkostolaskentasovellus. Käytöntukijärjestelmän tehtävänä on ylläpitää tietoa sähköverkon kytkentätilanteesta eli siitä, mitkä verkon erottimista ovat auki ja mitkä kiinni. Käytöntukijärjestelmällä voidaan myös suunnitella askel askeleelta verkolla tehtäviä kytkentöjä. Kytkentäsuunnitelman valmistuttua se voidaan tulostaa paperille ja jakaa kenttähenkilöstölle toteutettavaksi. Käytöntukijärjestelmä toimii käyttöhenkilöstön tukena myös verkon vikatilanteissa. Xpower DMS saa käytönvalvontajärjestelmän (SCADA) kautta reaaliaikaiset tilatiedot sähköasemilla olevilta katkaisijoilta sekä verkolla olevilta kauko-ohjatuilta erottimilta. Vikatilanteessa ilman sähköä jäänyt verkon osa voidaan esittää havainnollisesti käytöntukijärjestelmän karttanäkymässä. Xpower DMS osaa myös laskea arvion vikapaikalle releiltä saatujen vikavirtatietojen perusteella. Xpower DMS:n nykyversio tukee ainoastaan pienjänniteverkkoja sekä sähkönjakeluverkkoja. Xpower PSA lisää verkkotietojärjestelmään verkostolaskentatyökalut, eli käytännössä tehonjako- ja vikavirtalaskennan. Verkostolaskentaa voidaan suorittaa joko olemassa olevalle verkolle tai vasta suunnitteilla olevalle verkon osalle. Nykyisen verkon laskennasta käytetään nimitystä seurantalaskenta ja se suoritetaan verkolle

11

yleensä ainakin kerran vuodessa. Seurantalaskennan tarkoituksena on todeta, että verkko on sähköteknisesti hyväksyttävä, eli että se täyttää verkolle asetetut vaatimukset esimerkiksi jännitteenaleneman suhteen. Suunnitteilla olevan verkon laskennalla puolestaan voidaan esimerkiksi tarkastella erilaisten johtoreittien ja johdinlajien vaikutusta tulevan verkon häviöihin ja näin valita sähköteknisesti hyväksyttävistä vaihtoehdoista edullisin.

12

13

3.2. Sähköverkon komponenttien kuvaus [6, 7]

3.2.1. Generaattorit

Tahtigeneraattorit kuvataan Xpowerissa yleisluonteisella generaattorikomponentilla, joka ei ota tarkemmin kantaa generaattorin fyysiseen rakenteeseen. Tehonjakolaskentaa varten ohjelmalle syötetään generaattorin nimellisteho, –tehokerroin ja nimellisjännite sekä generaattorin tyhjäkäynti- ja kuormitushäviöt. Lisäksi syötetään laskentaa varten halutut pätöteho- ja jänniteasetukset sekä loistehon minimi- ja maksimirajat. Generaattori tuottaa tehonjakolaskennassa pätötehoasetuksen mukaisen vakiopätötehon. Napajännitteensä generaattori pyrkii pitämään asetellussa arvossa säätäen loistehontuotantoansa aseteltujen minimi- ja maksimiarvojen puitteissa. Vikavirtalaskentaa varten täytyy ohjelmalle syöttää generaattorin impedanssitiedot sekä mahdollinen tähtipisteen maadoitustapa. Tarvittavia impedanssitietoja ovat generaattorin myötä- vasta- ja nollaimpedanssit sekä alkureaktanssi ja muutosreaktanssi. Lisäksi tähtipisteen ollessa maadoitettu syötetään ohjelmalle maadoitusimpedanssin arvo.

3.2.2. Kantaverkko

Kantaverkko kuvataan Xpowerin tehonjakolaskennassa jäykkänä solmupisteenä. Tämä tapahtuu siten, että kantaverkkoa kuvaavaan solmupisteeseen lisätään niin sanottu referenssigeneraattori. Referenssigeneraattori ei kuvaa mitään yksittäistä verkossa olevaa generaattoria, vaan sillä mallinnetaan koko solmupisteen takana olevaa kantaverkkoa yleisesti. Referenssigeneraattori toimii tehonjakolaskennassa eri tavalla kuin muut Xpowerin generaattorit. Sen napajännite pysyy aina asetellussa arvossa ja sen tuottama tai kuluttama pätö- ja loisteho vaihtelevat vapaasti siten, että referenssigeneraattori kullakin ajanhetkellä tasaa verkossa olevan tuotannon ja kulutuksen välisen eron. Esimerkiksi jos tarkasteltavassa verkossa pätötehon tuotanto ylittää kulutuksen, referenssigeneraattori asettaa pätötehontuotantonsa negatiiviseksi. Tällöin referenssigeneraattori kuluttaa pätötehoa, eli pätöteho siirtyy tarkasteltavasta verkosta kantaverkkoon päin.

3.2.3. Kuormitukset

Kuormituksia kuvataan Xpowerissa sähköliittymillä. Liittymään merkitään tehonjakolaskentaa varten sähkönkäyttäjän kulutusryhmä sekä vuosienergia. Pienjänniteverkon tehonjakolaskennassa sähköliittymät toimivat sinällään verkon kuormituspisteinä. Jakeluverkon tehonjakoa varten kaikkien pienjänniteliittymien tiedot tallennetaan liittymiä syöttäville jakelumuuntajille, jolloin jakeluverkkoa laskettaessa ei

14

tietokannasta tarvitse hakea pienjänniteverkon tietoja; riittää, kun ladataan keskijänniteverkko jakelumuuntajille asti. Jakelumuuntajat (sekä mahdolliset keskijänniteliittymät) toimivat siis kuormituspisteinä jakeluverkon tehonjakolaskennassa. Vastaavasti alueverkkojen tehonjakolaskentaa varten kaikkien pien- ja keskijänniteliittymien tiedot tallennetaan sähköasemille liittymiä syöttävien keskijännitejohtolähtöjen juuripisteisiin ja niistä edelleen johtolähtöjä syöttäville päämuuntajille. Sähköasemien päämuuntajat toimivat siis kuormituspisteinä alueverkkojen tehonjakolaskennassa.

Eri kuluttajaryhmien sähkönkäyttötottumuksia mallinnetaan Xpowerissa niin sanottujen kuormituskäyrien avulla. Käyrä kuvaa, miten tietyn käyttäjäryhmän sähkönkulutus vaihtelee vuorokauden sisällä ja eri vuodenaikoina. Tampereen Sähköverkko Oy:ssä käytetään kuormitusten kuvaamiseen Sähköenergialiitto ry Senerin (nykyinen Energiateollisuus ry) julkaisemia kuormituskäyriä, joiden lisäksi muutamille yksittäisille asiakkaille on tehty omat kuormituskäyränsä. Kuormituskäyrä koostuu kahdesta erillisestä indeksistä: sisäisestä indeksistä sekä ulkoisesta indeksistä. Ulkoinen indeksi kuvaa sähkönkulutuksen vaihtelua vuoden eri vaiheissa. Tätä varten vuosi on jaettu 26:een kahden viikon jaksoon. Ensimmäinen 2-viikkojakso alkaa tammikuun ensimmäisenä päivänä ja päättyy tammikuun neljäntenätoista päivänä. Kullekin 2-viikkojaksolle on annettu indeksiarvo, joka vastaa kuluttajaryhmän keskimääräistä tehonkulutusta kyseisen 2-viikkojakson aikana verrattuna koko vuoden keskitehoon. Indeksin arvo 100 tarkoittaa, että kyseisen 2-viikkojakson aikana sähkönkulutus on keskimäärin vuoden keskitehon suuruinen.

Sisäinen indeksi kuvaa, miten kuormituksen sähkönkulutus vaihtelee vuorokauden sisällä eri viikonpäivinä. Viikonpäivät on jaettu kolmeen osaan: arki, aatto ja pyhä. Kaikki arkipäivät oletetaan siis samanlaisiksi. Aattokäyrä kuvaa lauantain sähkönkulutusta ja pyhäkäyrä sunnuntain kulutusta. Kukin kolmesta päivätyypistä on jaettu tunneittain 24 osaan. Kullekin tunnille on annettu indeksiarvo, joka kuvaa kyseisen tunnin sähkönkulutuksen suuruutta verrattuna vallitsevan 2-viikkojakson keskimääräiseen tehoon.

Käyttäjäryhmään k kuuluvan kuormituksen keskituntiteho ajankohtana i voidaan laskea yhtälöstä:

100*

100*

8760kiki

ki

qQEP = (2.1)

, jossa kiP on keskituntiteho, E on käyttäjän vuosienergia, kiQ on käyttäjäryhmän k

ajankohtaa i vastaava ulkoinen indeksi (2-viikkoindeksi) ja kiq on käyttäjäryhmän k

ajankohtaa i vastaava sisäinen indeksi (tunti-indeksi). Keskituntiteho kuvaa sähkönkäyttäjän keskimääräistä käyttäytymistä, mutta käytännössä kuluttajan hetkellinen teho voi poiketa merkittävästikin lasketusta keskituntitehosta; välillä hetkellinen teho on suurempi ja välillä pienempi kuin laskettu keskituntiteho. Tehonkulutuksen satunnaisuutta mallinnetaan Xpowerissa siten, että samantyyppisten sähkönkäyttäjien tehojen vaihtelu oletetaan kunakin ajanhetkenä olevan

15

normaalijakauman mukaista. Kullekin sähkönkäyttäjäryhmälle on määritelty keskihajonta, joka kuvaa, miten suurta satunnaisuutta kyseisen sähkönkäyttäjäryhmän tehonkulutuksessa esiintyy. Kun sähkönkäyttäjän keskituntiteho ja tehon hajonta tiedetään, voidaan kyseisen tunnin huipputeho laskea tilastomatematiikan keinoin halutulla todennäköisyydellä. Xpower ottaa tehojen hajonnan huomioon ainoastaan säteittäisten verkkojen tehonjakolaskennassa. Rengasverkkojen tehonjako lasketaan ilman hajontoja, eli kunkin sähkönkäyttäjän kuluttama teho oletetaan olevan juuri keskituntitehon suuruinen. Tämä oletus on sikäli perusteltu, että kuluttajien lukumäärän kasvaessa tehojen hajonnan merkitys pienenee; kun yhden asiakkaan kuluttama teho on laskettua tehoa suurempi, niin samaan aikaan jonkin toisen asiakkaan teho on laskettua pienempi. Sähkönkulutuksen riippuvuutta ulkolämpötilasta mallinnetaan yksinkertaisella lineaarisella mallilla: Jokaiselle sähkönkäyttäjäryhmälle on määritelty lämpötilariippuvuuskerroin, joka kuvaa, miten paljon yhden asteen muutos ulkolämpötilassa vaikuttaa kyseisen kuluttajaryhmän sähkönkulutukseen. Lisäksi jokaiselle vuoden 2-viikkojaksolle on määritelty niin sanottu referenssilämpötila, johon laskentahetken ulkolämpötilaa verrataan. Ulkolämpötilan erotessa referenssilämpötilasta jokaisen sähkönkäyttäjäryhmän 2-viikkoindeksille lasketaan uusi, lämpötilakorjattu arvo kaavalla 2.1.

)(*)( ,riikkiiki TTQTQ −+= η (2.2)

, jossa )( iki TQ on sähkönkäyttäjäryhmän k ajanhetken i lämpötilakorjattu 2-

viikkoindeksi, kiQ on vastaava 2-viikkoindeksi ennen lämpötilakorjausta, kη on

lämpötilariippuvuuskerroin, iT on laskenta-ajanhetken ulkolämpötila ja riT , on

vallitsevan 2-viikkojakson referenssilämpötila. Tuntimitatuille asiakkaille on mahdollista käyttää kulutustietoina todellisia mittausmietoja kuormituskäyrien sijaan. Tuntimittaustietojen käyttö edellyttää, että mittaukset siirretään ensin asiakastietojärjestelmästä Xpowerin tietokantaan ohjelman ymmärtämässä muodossa. Tällä hetkellä tuntimittaustietoja on saatavilla lähinnä keskijänniteasiakkaiden tilaajamuuntamoilta, mutta kaukoluettavien sähkömittareiden yleistyessä mittaustietoja saadaan yhä enemmän myös pienjänniteasiakkailta. Kenties tulevaisuudessa tilastolliset kuormituskäyrät voidaan korvata täysin todellisilla mittaustiedoilla. Kuormitusten ottaman tehon jänniteriippuvuutta ei ole mallinnettu ohjelman nykyversiossa, eli kuormituksen kuluttama teho ei riipu kulutuspisteen jännitteestä.

3.2.4. Johdot ja kiskostot

Johtoja kuvataan Xpowerissa viivamaisilla johtoalkioilla sekä johto-osilla. Johtoalkiot kuvaavat itse fyysistä johtoa, ja alkioista koostuvalla ketjulla pyritään kuvaamaan

16

johdon kulkureittiä maastossa. Johto-osa puolestaan on laskentaa varten tarkoitettu yksinkertaistettu esitys johdosta ja kulkee suorinta reittiä johtoalkioketjun päätepisteiden välillä. Johto-osaan on tallennettu laskentaa varten välttämättömät johtoa koskevat tiedot: johto-osuuden pituus sekä johdinlaji. Johdon pituus voidaan syöttää käsin, tai ohjelma voi laskea sen johtoalkioketjun kulkureitin perusteella. Ideana johto-osissa on, että laskentaa suoritettaessa ohjelman tarvitsee käsitellä jokaista johdon osaa (jakeluverkossa tyypillisesti kahden muuntamon väli, alueverkossa kahden sähköaseman väli) kohden ainoastaan yhtä johto-osakomponenttia sen sijaan, että se joutuisi käsittelemään kenties kymmenistä johtoalkioista koostuvaa johtokokonaisuutta. Eri johdinlajien tekniset tiedot tallennetaan omaan taulukkoonsa. Laskentaa varten syötettäviä tietoja ovat:

- myötä- ja nollaresistanssit (Ω/km)

- myötä- ja nollareaktanssit (Ω/km)

- suskeptanssi (µS/km) - suurin sallittu kuormitusvirta - suurin sallittu 1s oikosulkuvirta - jäähtymisaikavakio

Johdot mallinnetaan laskennassa π-sijaiskytkennällä kuvan 2.2 mukaisesti.

Kuva 2.2: Johdon π-sijaiskytkentä

ljXRZ *)( += , (2.3)

ljBY *= (2.4)

, jossa R on johdon resistanssi, X on reaktanssi, B on suskeptanssi ja l on johdon pituus. Sähköasemakiskot kuvataan johtojen tapaan viivamaisilla kiskokomponenteilla, mutta ne eroavat kuitenkin johdoista sekä esitystavaltaan että laskennalliselta malliltaan. Kiskostot esitetään yleensä kytkentäkaavioina, eli kiskoston rakenne pyritään esittämään mahdollisimman selkeästi pysty- ja vaakasuoria viivoja käyttäen. Kiskoston fyysiset mitat sekä maantieteellinen sijainti eivät tällöin yleensä täysin vastaa todellisuutta. Laskennassa kiskoja ei oteta huomioon, eli niiden impedanssi oletetaan nollaksi.

17

3.2.5. Muuntajat

Muuntajia mallinnetaan kaksi- tai kolmikäämisillä muuntajakomponenteilla. Laskentaa varten syötettäviä tietoja ovat: – muuntajan mitoitusteho – ensiön nimellisjännite – toision nimellisjännite – kolmikäämisillä muuntajilla kolmansion nimellisjännite – kytkentäryhmä – tyhjäkäynti- ja kuormitushäviöt – mahdollisen käämikytkimen tai väliottokytkimen portaiden lukumäärä sekä portaan koko – oikosulku- ja nollaimpedanssi – maadoitustapa sekä mahdollinen maadoitusimpedanssi Ensiöpuoli on muuntajassa määritelty siten, että se on lähempänä lähintä generaattoria kuin muuntajan toisio. Sähköasemien päämuuntajilla ensiö on siis tyypillisesti 110kV:n puolella, mutta generaattoreiden blokkimuuntajilla ensiö on muuntajan alajännitepuolella. Käämikytkimen jännitteensäädön suunnat on määritelty siten, että käämikytkimen ollessa maksimiasennossa muuntajan muuntosuhde on suurimmillaan, eli alajännitepuolen jännite on pienimmillään. Tampereen sähköverkkoyhtiön käytönvalvontajärjestelmässä käytetään juuri päinvastaista merkintätapaa, eli käämikytkimen ollessa maksimiarvossa muuntajan toisiopuolen jännite on suurimmillaan.

3.2.6. Releet ja kytkinlaitteet

Ohjelman nykyversio tukee ylivirtareleitä sekä maasulkureleitä. Ylivirtareleelle syötetään pikalaukaisulle ja/tai aikalaukaisulle vaadittavat havahtumisvirran arvot sekä vastaavat releen toimintahidastukset. Pikalaukaisun yhteydessä rele toimii aina vakioaikatyyppisesti, eli releen toimintahidastuksen kesto ei riipu havaitusta virrasta. Aikalaukaisulle voidaan releen toimintaperiaatteeksi valita vakioaikatoiminnan sijaan jokin muutamasta erilaisesta käänteisaikatoiminnasta, joissa rele suorittaa laukaisun sitä nopeammin, mitä suuremman virran se havaitsee. Releelle voidaan syöttää myös releen ja katkaisijan toiminta-aika, joka kuvaa releen sekä katkaisijan tahatonta hitautta. Vikavirran katkaisuun kuluva aika on releen ja katkaisijan toiminta-ajan sekä releen toimintahidastuksen summa. Lisäksi jos lähdöllä on käytössä pika- ja aikajälleenkytkennät, voidaan releelle syöttää jälleenkytkentöjen jännitteettömien aikojen pituudet. Maasulkulaskentaa tuetaan ainoastaan säteittäisten keskijänniteverkkojen laskennassa. Pienjännite- ja alueverkoillekin voi maasulkureleet lisätä, mutta niillä ei

18

ole mitään funktiota kyseisten verkkojen laskennassa. Ominaisuuksiltaan maasulkurele on pitkälti ylivirtareleen kaltainen. Ylivirta-asetuksen sijaan maasulkureleelle syötetään nollavirran havahtumisarvo. Lisäksi syötetään nollajänniteasetuksen tai loistehoasetuksen arvo. Ylivirtareleiden mallintamista siirtoverkkoon häiritsee se, että laskentaa varten siirtoverkossa täytyy käyttää täsmälleen samaa ylivirtarelekomponenttia kuin jakeluverkossa. Tämä aiheuttaa sen, että kun käyttäjä lataa Xpowerin kartalle jakeluverkon (releineen), niin samalla kartalle tulevat näkyviin myös siirtoverkolle mallinnetut ylivirtareleet. Vastaavasti kun käyttäjä tarkastelee ohjelmassa siirtoverkkoa, niin kartalla näkyvät myös jakeluverkon ylivirtareleet, jotka näyttävät täysin irrallisilta, koska jakeluverkkoa ei näy kartalla. Ohjelmaan voi luoda oman komponenttinsa siirtoverkon ylivirtareleille, mutta laskenta ei osaa ottaa niitä huomioon. Tilanne on sama myös maasulkureleiden kanssa: Ainoastaan yhdentyyppiset, jo jakeluverkossa käytössä olevat maasulkureleet otetaan huomioon laskennassa. Siirtoverkossa voidaan kuitenkin huoletta käyttää erityyppisiä maasulkureleitä, koska ohjelma ei muutenkaan tue siirtoverkon maasulkulaskentaa. Kytkinlaitteina käytetään erottimia ja katkaisijoita. Kytkinlaitteet oletetaan ideaalisiksi, eli niiden impedanssi on nolla. Katkaisijalle voidaan syöttää katkaisukyky, jolloin säteittäisverkon oikosulkulaskenta ilmoittaa, mikäli vikavirta ylittää katkaisijan katkaisukyvyn. Rengasverkkojen oikosulkulaskennassa katkaisukyvyn ylittymistä ei tarkastella, joten alueverkon katkaisijoille katkaisukyvyn syöttämisellä tai syöttämättä jättämisellä ei ole vaikutusta laskentaan.

3.3. Laskentamahdollisuudet [6, 7]

3.3.1. Tehonjakolaskenta

Tehonjakolaskennassa valitaan aluksi haluttu laskenta-ajankohta sekä laskentatapa. Ajankohta voi olla haluttu aikaväli, jonka minimipituus on yksi tunti. Ohjelma laskee tehonjakoa valitun aikavälin yli tunti kerrallaan ja hakee kullekin verkon osalle maksimikuormitustilanteen. Aikavälilaskennan sijaan voidaan suorittaa myös verkon mitoituslaskenta, jolloin tehonjako periaatteessa lasketaan koko vuoden ajalta. Käytännössä mitoituslaskenta laskee ajan säästämiseksi kuitenkin vain ne tunnit, jolloin jonkin kuluttajaryhmän kuormituskäyrä on maksimiarvossaan. Laskentatavaksi valitaan joko säteittäisverkkolaskenta tai rengasverkkolaskenta. Säteittäisverkkolaskenta on tarkoitettu säteittäisten pienjännite- ja keskijänniteverkkojen laskentaan. Rengasverkkolaskentaa tulee käyttää, mikäli laskettava verkko on siirtoverkko, tai mikäli verkko muuten sisältää silmukoita, generaattoreita tai useita rinnakkaisia muuntajia. Rengasverkkolaskentasovellus laskee tehonjaon iteratiivisesti.

19

Sillä voidaan laskea myös säteittäisiä verkkoja, mikäli halutaan päästä parempaan laskentatarkkuuteen laskentanopeuden kustannuksella. Laskenta-algoritmiksi voidaan rengasverkkolaskennassa valita joko Newton-Raphson tai Gauss-Seidel. Newton-Raphson –algoritmi on näistä sekä nopeampi että tarkempi, joten sitä kannattaa suosia. Periaatteessa on mahdollista, että joissain tapauksissa laskenta ei Newton-Raphson –algoritmia käytettäessä suppene lainkaan, jolloin on pakko turvautua Gauss-Seidel –algoritmiin. Suppenemattomuusongelmaan ei kuitenkaan ole törmätty tämän työn aikana. Laskennan jälkeen ohjelma tulostaa tekstimuotoisen raportin, josta selviää lasketun verkon kunkin johto-osan maksimikuormitusajankohta sekä maksimikuormitustilanteessa johdolla kulkeva pätöteho, tehokerroin ja virta. Lisäksi ilmoitetaan kunkin johto-osan loppusolmun jännite. Loppusolmu on rengasverkkolaskennassa määritelty siten, että pätötehoa kulkee keskimäärin enemmän alkusolmusta loppusolmuun kuin toisin päin. Ohjelma laskee myös eri verkon osissa tapahtuvat tehohäviöt sekä verkon kokonaishäviöt. Tekstimuotoisen raportin lisäksi laskentatuloksia voi tarkastella karttanäkymästä graafisesti. Verkon johto-osat saa värikoodattua halutun kriteerin (kuormitusaste, jännitteenalenema) perusteella esimerkiksi siten, että yli 50% kuormituksessa olevat johdot esitetään keltaisella ja yli 100% kuormituksessa olevat punaisella värillä. Lisäksi rengasverkkolaskennassa kunkin johto-osan päihin piirretään suuntanuolet kuvaamaan pätötehon siirtymistä verkossa. Alueverkkojen laskennassa kuormitusten oletetaan sijaitsevan sähköasemien päämuuntajien ensiössä, eli 110kV:n puolella. Tämän seurauksena kuormitusten ottama virta ei varsinaisesti kulje päämuuntajan läpi, joten ohjelma ilmoittaa muuntajan kuormitusasteeksi nolla prosenttia. Tämän seurauksena päämuuntajan kokonaishäviöt ovat kuormituksesta riippumatta vain muuntajan tyhjäkäyntihäviöiden suuruisia. Verkossa kulkeviin virtoihin ei tällä ole juurikaan merkitystä, sillä muuntajan kuormitushäviöt ovat merkityksettömän pieniä muuntotehoon verrattuna. Verkon kokonaishäviöiden laskentaan muuntajien kuormitushäviöiden puuttuminen sen sijaan aiheuttaa merkittävää virhettä. Kuormitusten mallintaminen päämuuntajan ensiöön aiheuttaa myös sen, että alueverkkolaskennassa kuormitusten ottama virta ei riipu päämuuntajan käämikytkimen asennosta, vaan suoraan muuntajan ensiöpuolen jännitteestä. Normaalikäytössä tällä ei kuitenkaan ole muuta merkitystä, kuin että alueverkkoja laskiessaan käyttäjän ei tarvitse huolehtia päämuuntajien toisiojännitteistä eikä käämikytkinten asennoista. Tarkemmat ohjeet laskennan suorittamiseen on esitetty liitteessä 1.

3.3.2. Vikavirtalaskenta

Vikavirtalaskenta käsittää oikosulkulaskennan sekä maasulkulaskennan. Oikosulkulaskenta voidaan suorittaa sekä säteittäisille että rengasverkoille, mutta maasulkulaskenta ainoastaan säteittäisille keskijänniteverkoille.

20

Oikosulkulaskenta laskee kunkin johto-osan kolmivaiheisen sekä yksi- tai kaksivaiheisen vikavirran, kun oikosulku tapahtuu johto-osan alku- tai loppupäässä. Lisäksi ilmoitetaan vikavirtoja vastaavat oikosulkuimpedanssit. Rengasverkkoja laskettaessa ohjelma laskee myös johto-osien päätepisteille kaksi- ja kolmivaiheiset kokonaisoikosulkuvirrat, jotka kuvaavat vikapaikkaan eri suunnista tulevien vikavirtojen summaa. Siirtoverkon oikosulkusuojaus toimii yleensä niin nopeasti, että oikosulkuvirrat eivät ehdi täysin vaimentua oikosulun alkuhetken transienttiarvoista jatkuvan tilan oikosulkuvirroiksi. Siirtoverkon oikosulkuvirtoja tarkastellessa ollaankin yleensä kiinnostuneita niin sanotuista muutosoikosulkuvirroista, jotka kuvaavat oikosulkuvirran suuruutta noin 0,1 sekuntia (noin 5 verkkojaksoa) oikosulun tapahtumahetkestä. Xpowerin alueverkoille laskemat oikosulkuvirrat ovatkin nimenomaan muutosoikosulkuvirtoja, eli generaattorien tuottaman oikosulkuvirran laskennassa käytetään generaattoreiden muutosreaktansseja.

Keskijänniteverkkoa laskettaessa ohjelma arvioi johtojen termistä oikosulkukestoisuutta pahimmassa mahdollisessa tilanteessa: Kolmivaiheinen oikosulku tapahtuu johtolähdön alkupisteessä, ja aikajälleenkytkentä ei poista vikaa verkosta. Oikosulkukestoisuus ilmoitetaan prosentteina ja se ilmaisee vikavirran suuruuden suhteessa suurimpaan sallittuun vikavirtaan. Johdon suurinta sallittua vikavirtaa laskiessaan ohjelma ottaa huomioon yhden pikajälleenkytkennän ja yhden aikajälleenkytkennän vaikutukset: Jälleenkytkennät pidentävät vian kestoaikaa, mutta toisaalta johto ehtii jäähtyä jälleenkytkentöjen välissä, kun johto on jännitteettömänä. Pienjänniteverkkoa tai alueverkkoa laskettaessa johtojen termistä oikosulkukestoisuutta ei tarkastella.

Oikosulkulaskenta tarkastelee myös lasketun verkon ylivirtasuojauksen toimivuutta. Pienjänniteverkoille ohjelma tulostaa kunkin johtolähdön pienimmän yksivaiheisen oikosulkuvirran suhteen lähtöä suojaavan sulakkeen mitoitusvirtaan ja laskee sulakkeen sulamisajan. Keskijännite- tai alueverkkoa laskettaessa ohjelma tulostaa pienimmän kaksivaiheisen vikavirran suuruuden suhteessa lähtöä suojaavan releen havahtumisvirta-asetukseen ja ilmoittaa vian kestoajan releen asetteluarvojen perusteella. Alueverkossa tämän ominaisuuden virheetön toiminta edellyttää kuitenkin, että verkon jokainen johtolähtö on suojattu ylivirtareleellä. Tampereen siirtoverkossa useimmilta maakaapelilähdöiltä ei löydy ylivirtarelettä, vaan suojaus on toteutettu distanssi- ja differentiaalireleillä. Xpowerin nykyversio ei tue kyseisiä reletyyppejä, joten ohjelmaa ei voida käyttää kokonaisvaltaiseen alueverkon relesuojauksen suunnitteluun tai testaukseen.

Keskijänniteverkon maasulkulaskenta suoritetaan aina sähköaseman päämuuntajan syöttämälle verkon osalle kerrallaan. Laskenta antaa verkon osan kokonaismaasulkuvirran kahdella käyttäjän määrittämällä vikaresistanssin arvolla.

Oletuksena vikaresistansseiksi on valittu 0Ω sekä 500Ω. Ohjelma laskee myös optimaalisen sammutuskuristimen induktanssin, jolla kapasitiivinen maasulkuvirta

21

saadaan kokonaan kompensoitua. Lisäksi lasketaan verkon osan jokaisen johtolähdön osuus kokonaismaasulkuvirrasta. Maasulkulaskennalla voidaan myös arvioida keskijännitejohtolähtöjen maasulkusuojauksen toimivuutta. Ohjelma vertaa pienintä laskettavassa verkon osassa esiintyvää tähtipistejännitettä maasulkureleen nollajänniteasetukseen ja ilmoittaa jännitteiden suhteen prosentteina. Lisäksi ohjelma vertaa pienintä johtolähdölle tulevaa nollavirtaa releen havahtumisvirtaan ja ilmoittaa suhteen niin ikään prosentteina. Suojaus on toimiva, mikäli molemmat suhteet ovat yli sata prosenttia. Mekaanisten tehonsuuntareleiden tapauksessa ohjelma vertaa pienimmän tähtipistejännitteen ja pienimmän nollavirran tuloa releen loistehoasetteluun. Suojaus on toimiva, mikäli suhde on yli sata prosenttia.

22

4. TAMPEREEN SIIRTOVERKKO JA SEN MALLINTAMINEN

4.1. Sähköasemat ja siirtoyhteydet

Tampereen Sähköverkko Oy:n siirtoverkkoon kuuluu yksitoista sähköasemaa, joilla on yhteensä kahdeksantoista 110/20kV päämuuntajaa ja 663 MVA muuntotehoa. Taulukossa 4.1 on lueteltu TSV:n sähköasemat sekä päämuuntajat nimellistehoineen. Taulukko 4.1: Tampereen siirtoverkon sähköasemat sekä päämuuntajien nimellistehot SÄHKÖASEMA LYHENNE Muuntaja 1 (MVA) Muuntaja 2 (MVA) Muuntaja 3 (MVA) Alasjärvi ALJ 40 48,5

Hervanta HRV 40 40

Kaleva KLV 40 40

Lamminpää LMP 40 40

Lielahti LLT

Myllypuro MLP 30 25

Naistenlahti NSL 30

Ratina RAT tai RTN 40 40

Rautaharkko RTH 40 48,5 25

Teisko TSK 16

Vesilinna VSL 40

Lielahden asemalla ei ole 110/20kV muuntoa lainkaan, vaan se toimii pelkkänä 110kV kytkinasemana. Myllypuron sähköasemalla on kaksi päämuuntajaa, mutta niistä vain yksi on kerrallaan käytössä toisen ollessa tyhjäkäynnillä. Muilla asemilla kaikki päämuuntajat ovat tavallisesti käytössä. Myllypuron ja Teiskon sähköasemien 110kV:n kojeistot ovat rakenteeltaan yksikiskokojeistoja. Muilla sähköasemilla on käytössä käyttövarmuudeltaan paremmat kaksoiskiskokojeistot. Kiskostot on mallinnettu Xpoweriin todellisuutta vastaavasti yhdellä tai kahdella kiskolla. Myös kiskokatkaisijat ja erottimet ovat lisätty oikeille paikoilleen, joten laskennassa voidaan tarkastella esimerkiksi kiskokatkaisijan avaamisen ja sähköaseman kiskoston kahteen osaan jakamisen vaikutuksia verkon tehonjakoon. Tampereen siirtoverkkoon kuuluu noin 50 kilometriä siirtojohtoja. Keskusta-alueen johdot ovat maakaapeliyhteyksiä, ja kaupungin reuna-alueiden yhteydet on toteutettu avojohdoilla. Kuvassa 4.1 on esitetty Tampereen siirtoverkko peruskytkentätilanteessa. Rautaharkko - Hervanta, Hervanta - Kangasala sekä Rautaharkko - Melo –välit ovat kantaverkkoyhtiö Fingridin omistuksessa. Myllypuro -

23

Melo -yhteyden omistaa Fortum Sähkönsiirto Oy lukuun ottamatta Tampereen Sähköverkko Oy:n omistamaa noin puolen kilometrin osuutta yhteydestä. Teiskon sähköasema on kytketty asiakkaaksi Fingridin verkkoon.

24

25

Xpowerissa kullekin johdinlajille syötetään yksi impedanssin arvo. Tampereen siirtoverkossa on joitakin johdinlajeja käytetty useissa eri siirtoyhteyksissä, ja näiden yhteyksien mitatut, pituusyksikköä kohden lasketut impedanssit eroavat toisistaan. Näissä tapauksissa ohjelmaan on syötetty samaa johdinlajia olevien siirtoyhteyksien johtopituuksilla painotettu impedanssien keskiarvo. Tämä aiheuttaa hieman virhettä joidenkin johdinlajien Xpowerissa käytettäviin impedansseihin. Virheen suuruutta on havainnollistettu taulukossa 4.2, jossa verrataan eri johto-osuuksien mitattuja ja Xpowerissa käytettyjä impedansseja toisiinsa. Taulukko 4.2: Tampereen siirtoverkon 110kV siirtoyhteydet ja impedanssit

Taulukosta nähdään, että siirtoyhteyksien mitatut impedanssit ja ohjelmassa

käytetyt impedanssit eroavat toisistaan kaikissa tapauksissa alle kymmenen prosenttia, mitä voidaan pitää tarpeeksi tarkkana.

Eri johdinlajien jatkuvan tilan kuormitettavuudet on esitetty taulukossa 4.3.

Yhteys Johdinlaji Pituus m

ZMitattu

Ω/km

ZXpower

Ω/km Suhde Z Xpower / ZMitattu

RAT - LLT osa1 Duck 305/39 3199 0,394 0,408 1,04

RAT - LLT osa2 AHXLMK 1200 Al 3210 0,131 0,128 0,98

RAT - RTH 1 AHXLMK 1200 Al 3209 0,129 0,128 0,99

RAT - RTH 2 AHXLMK 800 Al 3335 0,138 0,143 1,04

RAT - NSL AHXLMK 1200 Al 2530 0,138 0,128 0,92

NSL - KLV AHXLMK 1200 Al 3700 0,119 0,128 1,07

NSL - VSL AHXLMK 800 Al 2900 0,148 0,143 0,97

VSL - LMP osa1 AHXLMK 800 Al 460 0,148 0,143 0,97

VSL - LMP osa2 Duck 305/39 3000 0,394 0,408 1,04

VSL - LMP osa 3 Duck 305/39 2050 0,403 0,408 1,01

LLT - LMP Duck 305/39 2185 0,390 0,408 1,05

LMP - MLP Duck 305/39 4100 0,390 0,408 1,05

KLV - ALJ 2* Hawk 242/39 4000 0,209 0,212 1,02

ALJ - KA Finch 565/72 5100 0,384 0,384 1,00

RTH - HRV 2* Hawk 242/39 5260 0,197 0,212 1,08

HRV - KA 2* Hawk 242/39 9460 0,222 0,212 0,95

26

Taulukko 4.3 Tampereen Siirtoverkossa käytössä olevien johdinlajien jatkuvan tilan

kuormitettavuudet.

Johdinlaji Kuormitettavuus A

2* Hawk 242/39 940

Duck 305/39 640

Finch 565/72 940

AHXLMK 800 Al 620

AHXLMK 1200 Al 720

Kuormitettavuudet perustuvat valmistajien antamiin arvoihin sekä Imatran Voiman aikanaan antamiin suosituksiin.

4.2. Kantaverkon mallintaminen

Tampereen siirtoverkko on yhteydessä kantaverkkoon neljällä siirtoyhteydellä, joista kolme on vakituisesti käytössä. Hervannan ja Alasjärven sähköasemilta on yhteydet Fingridin omistamaan Kangasalan sähköasemaan. Tämän lisäksi Rautaharkko on yhteydessä Melon sähköasemaan. Myös Myllypuron sähköasemalta on yhteys Meloon, mutta tämä yhteys on normaalisti pois käytöstä. Pääosa Tampereen siirtoverkon ja kantaverkon välisestä tehonsiirrosta tapahtuu Kangasalan suuntaan, jossa on 400/110kV muuntotehoa yhteensä 800MVA (kaksi 400MVA:n muuntajaa). Pääperiaatteena kantaverkon kuvaamisessa on ollut mallintaa ohjelmaan vain ne kantaverkon osat, jotka suoraan vaikuttavat Tampereen siirtoverkon laskentaan. Kangasalan sähköasema mallinnettiin verkon jäykimmäksi pisteeksi liittämällä jäykkää solmua kuvaava referenssigeneraattori Kangasalan sähköaseman 110kV:n kiskoon. Aseman 400/110kV muuntajat ja 400kV:n kiskosto jätettiin mallintamatta, koska niillä ei ole käytännössä vaikutusta Tampereen siirtoverkon tehonjakolaskentaan. Oikosulkulaskentaa varten Kangasalan syöttämä oikosulkuvirta voidaan säätää oikealle tasolle muuttamalla referenssigeneraattorin impedanssia. Tampereen siirtoverkon ja Melon sähköaseman välinen tehonsiirto mallinnettiin liittämällä tavallinen generaattori Melon sähköaseman 110kV:n kiskoon. Generaattorin asetuksia säätämällä valitaan Tampereen verkon ja Melon välillä kulkeva teho halutuksi. Positiivisilla generaattorin tehoasetuksen arvoilla tehoa siirtyy Tampereelle päin ja negatiivisilla arvoilla Melon suuntaan. Teiskon sähköaseman syöttämiseksi ohjelmaan mallinnettiin Kangasalan ja Teiskon sähköasemien välinen Fingridin omistama siirtoyhteys. Todellisuudessa Teiskoa voidaan syöttää myös Mäntän suunnasta, mutta tämä yhteys jätettiin mallintamatta. Teiskon sähköasema on asiakkaana Fingridin verkossa, joten Tampereen Sähköverkko Oy:n kannalta on yhdentekevää, miten Teiskoa tarkkaan ottaen syötetään.

27

4.3. Kuormitukset

Tampereen Sähköverkko Oy:llä on noin 126 000 sähkön siirron asiakasta. Keskijänniteasiakkaita on noin 130 ja suurjänniteasiakkaita yksi: Lamminpään sähköasemalle liitetty Valtion rautatie (VR). Vuonna 2008 Asiakkaiden yhteenlaskettu sähkönkulutus oli 1837GWh ja pitkällä aikavälillä mitattuna kulutus on kasvanut noin puolitoista prosenttia vuodessa [8]. Kuormituksia yritettiin ensin mallintaa suoraan Senerin kuormituskäyrien avulla summaamalla pien- ja keskijänniteasiakkaiden kulutustiedot niitä syöttäville päämuuntajille. Tämä menetelmä osoittautui kuitenkin liian epätarkaksi. Sähköasemittain tarkasteltuna lasketut sähkönkulutukset poikkesivat usein kymmeniä prosentteja käytönvalvontajärjestelmästä saaduista vastaavan ajankohdan todellista mittaustuloksista. Asiaan osaltaan vaikutti Tampereen sähkölaitoksella meneillään ollut asiakastietojärjestelmän uudistusprosessi, jonka vuoksi kaikille tuntimitatuille asiakkaille ei ollut saatavilla tuntimittaussarjoja. Tästä seurasi, että osaa tuntimitatuistakin asiakkaista jouduttiin mallintamaan tilastollisilla kuormituskäyrillä. Senerin kuormituskäyriin perustuva kuormitusten mallintamismenetelmä todettiin liian epätarkaksi, jotta laskentatuloksista olisi saatu mitään käytännön hyötyä. Senerin valmiiden kuormituskäyrien käytöstä luovuttiin alueverkon tehonjakolaskennassa. Sen sijaan kullekin päämuuntajalle päätettiin luoda käytönvalvontajärjestelmän tehomittausten pohjalta oma kuormituskäyränsä. Ideana oli, että tuhansien pienten asiakkaiden sijaan kukin päämuuntaja syöttäisi vain yhtä suurta asiakasta, jonka vuosienergia vastaisi päämuuntajan läpi vuodessa siirtyvää sähköenergiaa ja jonka kuormitus noudattelisi mahdollisimman tarkasti SCADAlta saatuja muuntajan tuntitehomittauksia. Kuormitusten loistehonkulutusta päätettiin mallintaa vastaavalla tavalla luomalla päämuuntajille loistehonkulutuskäyrät SCADAn loistehomittausten pohjalta. Kullekin päämuuntajalle tulisi yhteensä siis kaksi kuluttajaa: Tehokertoimella yksi toimiva pätötehoasiakas sekä nollan tehokertoimella toimiva loistehokuormitus. Kuormituskäyrien lähtötiedoiksi valittiin vuoden 2007 tehomittaukset, koska vuodelta 2006 ja 2009 ei ollut käytettävissä koko vuoden mittauksia ja koska vuonna 2008 Kalevan sähköasema oli remontin vuoksi suuren osan vuotta pois käytöstä. Myös vuoden 2007 aikana sattui parisenkymmentä tapausta, jolloin jokin tai jotkut päämuuntajat olivat (tyypillisesi lyhyen aikaa) irti verkosta. Tällaiset ”aukot” tuntimittaustiedoissa on paikattu korvaamalla puuttuvat tai muuten epätavalliset tehotiedot ensisijaisesti vuoden 2008 vastaavan ajankohdan mittaustiedoilla, mikäli kyseessä oli sellainen päämuuntaja, jonka tehonkulutukseen Kalevan remontin ei katsottu suuresti vaikuttavan. Muussa tapauksessa puuttuvat tehotiedot korvattiin vuoden 2006, 2009 tai viimeisenä vaihtoehtona vuoden 2007 edellisen päivän tiedoilla. Tehojen hajontoihin ei kuormituskäyriä luotaessa ole kiinnitetty huomiota, sillä ohjelma

28

laskee alueverkon tehonjaon ilman hajontoja. Myöskään kuormitusten lämpötilariippuvuutta ei ole huomioitu. Xpower vaatii kuormituksen vuosienergian nimenomaan pätöenergiana eikä ymmärrä nollan tehokertoimella toimivaa kuormitusta. Tästä syystä loistehokuormitusten tehokertoimiksi jouduttiin muuttamaan pienin sallittu 0,01 ja pätövuosienergioiksi yksi prosentti muuntajien loisvuosienergioista. Tämä aiheutti sen, että kunkin päämuuntajan pätötehon kulutus nousi yhdellä prosentilla muuntajan loistehonkulutuksesta. Virhe oli pätötehon kulutukseen suhteutettuna vain muutaman promillen luokkaa, joten se ei vaikuttanut laskentatuloksiin. Kuormitusten mallintaminen SCADAn tehomittauksiin perustuvilla kuormituskäyrillä osoittautui riittävän tarkaksi menetelmäksi pätötehon kulutuksen mallintamiseen. Laskentatulosten ja SCADAn mittaustulosten välinen ero jäi pääsääntöisesti alle kymmeneen prosenttiin, mitä pidettiin tarpeeksi tarkkana. Loistehon kulutusta menetelmä ei kuitenkaan pystynyt tarkasti mallintamaan. Loistehon osalta kulutus vaihteli päivästä toiseen niin paljon, ettei sitä voitu tarkasti kuvata kuormituskäyrämallilla, jossa kahden viikon jaksolta jokaista arkipäivää kuvataan samanlaisella käyrällä. Erityisen pahasti virheellisiä loisteholaskelmat olivat niiden muuntajien osalta, joiden yhteyteen on 20kV:n puolelle liitetty loistehon kompensointikondensaattoreita. Kompensointipariston ollessa kytkettynä loisteho virtasi usein päämuuntajan läpi alueverkkoon päin. Seuraavana päivänä kondensaattori saattoi olla irtikytkettynä, jolloin loisteho kulki vastakkaiseen suuntaan. Tämän mallintamiseen kuormituskäyrämalli ei taipunut. Kuormitusmallia parannettiin loistehon osalta luopumalla erillisistä loistehon kulutusta kuvaavista kuormituskäyristä ja muuttamalla pätötehokuormitusten tehokertoimia hieman ykköstä pienemmiksi. Uudet tehokertoimet laskettiin kunkin päämuuntajan pätö- ja loisvuosienergioista, jotka oli saatu laskemalla yhteen vuoden jokaisen tunnin huipputehomittaukset. Kompensointiparistojen vaikutus monimutkaisti tehokertoimien laskemista niiden muuntajien osalta, joiden yhteydessä kompensointi sijaitsi. Kompensoinnin takia näiden muuntajien tehokertoimet olisivat tulleet kapasitiivisiksi. Tämä ei ollut toivottavaa, sillä se olisi aiheuttanut laskennassa loistehontuotantoa alueverkkoon myös kesäaikaan, jolloin loistehontuotannolle ei yleensä ole tarvetta.

Asia korjattiin eliminoimalla kompensointiparistojen vaikutus muuntajien loisvuosienergioista ennen tehokertoimen laskemista. Eliminointi tehtiin lisäämällä kompensointiparistojen nimellistehoa vastaava määrä loistehonkulutusta ongelmamuuntajien tuntiloistehoihin niiden tuntien osalta, jolloin kompensointiparistot olivat kytkettynä, eli jolloin tuntiloisteho oli negatiivinen. Eliminointimenetelmä ei ollut aivan tarkka, sillä oikeasti kompensointipariston tuottama loisteho on jännitteestä riippuvainen ja nimellisteho tuotetaan vain nimellisjännitteellä. Menetelmän katsottiin kuitenkin olevan tarpeeksi tarkka, jotta tehokertoimet saataisiin laskettua riittävällä tarkkuudella. Kompensointiparistojen vaikutusten poistamisen jälkeen päämuuntajien ottamille tehoille saatiin taulukon 4.4 mukaiset induktiiviset tehokertoimet.

29

Taulukko 4.4: Siirtoverkon tehonjakolaskennassa käytetyt kuormitusten induktiiviset

tehokertoimet TEHOKERTOIMET

M1 M2 M3

MLP 0,99

LMP 0,97 0,99

VSL 0,98

NSL 0,97

RAT 0,99 0,99

KLV 0,99 0,97

ALJ 0,99 0,99

RTH 0,99 0,99 0,89

HRV 0,98 0,98

TSK 0,99

Loistehon kulutuksen kuvaaminen tehokertoimien avulla osoittautui

kuormituskäyrämallia huomattavasti tarkemmaksi menetelmäksi. Aivan pätötehon kulutuksen kanssa samaan tarkkuuteen ei päästy, mutta toisaalta siihen ei ole tarvettakaan, sillä loistehon vaikutus alueverkossa kulkeviin virtoihin on varsin vähäinen. Taulukoissa 4.5a ja 4.5b on havainnollistettu lopullisen kuormitusmallin tarkkuutta eräässä esimerkkitapauksessa. Taulukoissa on vertailtu verkon jokaisen päämuuntajan erään tunnin laskettuja huipputehoja saman ajankohdan todellisiin tehomittauksiin.

Taulukko 4.5a: Päämuuntajien laskettujen ja todellisten pätötehojen vertailu PÄTÖTEHO (MW) 12.2.2007 KLO 16-17

M1 M2 M3 YHT

TOSI XPOWER TOSI XPOWER TOSI XPOWER TOSI XPOWER EROTUS suhde

MLP 18,30 18,60 18,30 18,60 0,30 1,02

LMP 18,60 20,00 11,90 12,10 30,50 32,10 1,60 1,05

VSL 21,20 22,50 21,20 22,50 1,30 1,06

NSL 19,50 21,10 19,50 21,10 1,60 1,08

RAT 28,40 25,00 9,40 7,50 37,80 32,50 -5,30 0,86

KLV 9,20 8,10 18,80 22,10 28,00 30,20 2,20 1,08

ALJ 14,00 19,00 16,80 13,80 30,80 32,80 2,00 1,06

RTH 10,40 10,30 30,90 32,20 7,80 6,80 49,10 49,30 0,20 1,00

HRV 25,20 28,50 12,80 11,90 38,00 40,40 2,40 1,06

TSK 8,20 9,50 8,20 9,50 1,30 1,16

YHT: 281,40 289,00 7,60 1,03

30

Taulukko 4.5b: Päämuuntajien laskettujen ja todellisten loistehojen vertailu LOISTEHO (MVAr) 12.2.2007 KLO 16-17

M1 M2 M3 YHT

TOSI XPOWER TOSI XPOWER TOSI XPOWER TOSI XPOWER EROTUS suhde

MLP 3,40 2,70 3,40 2,70 -0,70 0,79

LMP -7,70 -6,60 1,90 1,70 -5,80 -4,90 0,90 0,84

VSL 4,20 4,60 4,20 4,60 0,40 1,10

NSL 6,50 5,30 6,50 5,30 -1,20 0,82

RAT 6,90 3,60 1,40 1,10 8,30 4,70 -3,60 0,57

KLV 3,20 1,20 -7,80 -6,40 -4,60 -5,20 -0,60 1,13

ALJ 1,10 2,70 2,70 2,00 3,80 4,70 0,90 1,24

RTH 1,80 1,50 5,30 4,60 0,90 3,50 8,00 9,60 1,60 1,20

HRV -6,40 -5,80 3,50 2,40 -2,90 -3,40 -0,50 1,17

TSK 0,50 1,40 0,50 1,40 0,90 2,80

YHT: 21,40 19,50 -1,90 0,91

Koska kompensointiparistojen vaikutukset poistettiin tehokertoimia laskettaessa, verkkomalliin on todellisuutta vastaavasti mallinnettu kondensaattorit tuottamaan loistehoa niinä vuodenaikoina, jolloin kompensoinnille on tarvetta: Hervannan, Kalevan ja Lamminpään sähköasemien 20kV:n kiskoihin on kytketty kondensaattoriparistot loistehon tuottamista varten. Kukin paristo on teholtaan 12,6 MVAr 22kV:n jännitteellä. Paristot toimivat on/off –periaatteella, eli pariston tuottamaa loistehoa ei voi säätää. Kondensaattorien toimintaa ei ole voitu mallintaa siirtoverkon tehonjakolaskentaan täysin todellisuutta vastaavasti, sillä sähköasemien 20kV:n kiskostot eivät ole mukana laskennassa, eikä niitä tavallisesti edes ladata kartalle. Kompensointiparistot on mallinnettu siten, että ne ovat kytkettynä suoraan sähköaseman päämuuntajan alajännitepuolen napoihin. Paristot voidaan irtikytkeä verkosta avaamalla kondensaattorin ja muuntajan välissä oleva katkaisija.

Käytännössä kompensointikondensaattoreiden käyttö tehonjako-laskennassa vaatii, että laskenta suoritetaan kahteen kertaan: Ensin suoritetaan laskenta siten, että kaikki kondensaattorit ovat irti verkosta. Laskentatuloksista katsotaan kantaverkosta otetun loistehon määrä, jonka perusteella kytketään tarvittava määrä kondensaattoreita verkkoon. Tavoitteena on saada Tampereen alueverkon ja kantaverkon välinen loistehonsiirto realistiselle, kantaverkkoyhtiön kanssa tehdyn sopimuksen edellyttämälle tasolle (Enintään noin 20 MVAr Tampereen verkkoon päin tai puolet siitä kantaverkkoon päin [9]). Kun tarvittava määrä kompensointiparistoja on kytketty verkkoon, laskenta suoritetaan uudestaan. Tampereen sähköverkon ainoata 110kV:n asiakasta, Valtion rautatietä, on edelleen mallinnettu Senerin kuormituskäyrillä, koska SCADAn tuntitehoihin perustuva malli ei olisi pystynyt kuvaamaan kyseisen kuormituksen luonnetta. VR:n ottama teho on suurimman osan ajasta parin megawatin luokkaa, mutta muutaman minuutin ajan kerrallaan se saattaa ottaa tehoa yli kymmenen megawattia. Toisaalta välillä VR jopa syöttää tehoa takaisin verkkoon päin. VR:ää päädyttiin mallintamaan Senerin ”kuljetus

31

ja varastointi” kuormituskäyrällä siten, että se ottaa verkosta tehoa keskimäärin pari–kolme megawattia, mikä kuvaa kuormituksen keskimääräistä käyttäytymistä.

Koska kuormituskäyrät rakennettiin pääosin vuoden 2007 tehomittausten perusteella, laskenta on tarkimmillaan, kun sillä lasketaan vuoden 2007 tilanteita. Tulevaisuuden tehonjakotilanteita laskettaessa kuormitusten vuosienergiat täytyy ensin muuttaa laskenta-ajankohtaa vastaavan vuoden tasolle, sillä kuormitusten tehonkulutus skaalautuu vuosienergian perusteella. Tosin vaikka kuormitusten ottaman tehon tasoa voidaan helposti skaalata vuosienergiaa muuttamalla, kuormituskäyrän muoto pysyy samana. Kuormitusmallin tarkkuus tulevaisuuden tehonjakolaskennassa riippuukin pitkälti siitä, miten paljon tehokäyrän muoto todellisuudessa muuttuu vuodesta toiseen. Toisaalta kovin montaa vuotta nykyistä kuormitusmallia ei enää edes tarvita, sillä kaukoluettavien sähkömittareiden käyttö verkossa yleistyy nopeasti: Tampereen Sähköverkko Oy:n alueella siirryttäneen vuoden 2009 loppuun mennessä kokonaan kaukoluettavien mittareiden käyttöön. Realistisesti ajateltuna kestää kuitenkin 2010-luvun alkupuolelle, kunnes Xpowerin tehonjakolaskennassa voidaan siirtyä kuormitusten mallintamisessa tyystin tuntitehomittausten käyttöön.

4.4. Tuotantolaitokset

Tampereella on kaksi voimalaitosta: Lielahti sekä Naistenlahti. Voimalaitosten toiminnasta vastaa Tampereen Energiantuotanto Oy, joka on osa samaa Tampereen Sähkölaitos -konsernia kuin Tampereen Sähköverkko Oy:kin. Lielahden voimalaitos on tyypiltään kombivoimala, jossa pääpolttoaineena käytetään maakaasua. Kaasupolttimelta tulevat kuumat palokaasut ohjataan kaasuturbiineille, jotka pyörittävät kahta generaattoria (LLT G1 ja LLT G2). Ne vastaavat suurimmasta osasta voimalaitoksen sähköntuotannosta. Turbiineita käytetään yleensä rinnakkain samansuuruisilla kuormilla, mutta pienillä kuormituksilla toinen turbiineista pysäytetään. Kaasuturbiinin jälkeen palokaasut ohjataan lämmöntalteenottokattiloihin, joissa palokaasujen lämpöä käytetään höyryn tuottamiseen. Höyry ohjataan höyryturbiinille, joka pyörittää kolmatta generaattoria (LLT G3). Höyryllä tuotetaan myös pääosa voimalaitoksen kaukolämmöstä. Myös palokaasujen jäännöslämpö hyödynnetään kaukolämmön tuotannossa. Lielahden voimalaitoksen sähköteho on 144MW ja lämpöteho 160MW

Naistenlahden voimalaitos koostuu kahdesta yksiköstä. Naistenlahti 1 on Lielahden tapaan kaasukombilaitos. Sen sähköntuotannosta vastaa yksi kaasuturbiiniin liitetty generaattori (NSL G1) sekä yksi höyryturbiinin pyörittämä generaattori (NSL G3). Pääpolttoaineena käytetään maakaasua ja varapolttoaineena kevyttä polttoöljyä. Naistenlahti 1:n sähköteho on 129MW ja lämpöteho 144MW. Naistenlahti 2 on perinteinen kattilalaitos, jossa turvetta ja puuta polttamalla tuotetaan höyryä, joka antaa

32

voimaa höyryturbiinille ja edelleen generaattorille (NSL G2). Lisäksi höyryllä tuotetaan kaukolämpöä. Naistenlahti 2:n sähköteho on 60MW ja lämpöteho 120 MW. Koska voimalaitoksia käytetään myös kaukolämmön tuotantoon, laitosten sähköntuotanto riippuu pitkälti kaukolämmön tarpeesta. Ylimääräinen tuotettu sähkö voidaan myydä pois, mutta kaukolämpö on luonnollisesti kulutettava Tampereen kaukolämpöverkon alueella. Lisäjäähdytyksellä sähköntuotantoa voidaan kasvattaa, mutta tällöin ylimääräinen tuotettu lämpö menee hukkaan, mikä ei aina ole taloudellisesti kannattavaa. Tämän takia talviaikaan voimalaitoksia tyypillisesti ajetaan suurella kuormitusasteella, jolloin sähköä tuotetaan yli oman tarpeen. Kesällä puolestaan voimalaitokset toimivat osakuormalla tai ovat kokonaan pysähdyksissä ja tarvittava sähkö otetaan kantaverkosta. [10, 11] Jokainen voimalaitosten generaattori on mallinnettu Xpoweriin erikseen, jolloin niiden jokaisen sähköteho voidaan säätää halutuksi. Generaattorit liittyvät 110kV:n verkkoon blokkimuuntajien kautta. Voimalaitosten omakäyttösähköä ei ole mallinnettu. Tästä syystä kaikki blokkimuuntajat on mallinnettu kaksikäämisiksi, vaikka todellisuudessa osa niistä on kolmekäämisiä kolmansion syöttäessä itse voimalaitosta.

Tampereelta, Tammerkosken varrelta löytyy myös vesivoimaa yhteensä 14MW. Vesivoimakoneiden nimellisjännite on 5kV ja ne on liitetty jakeluverkkoon Keskiputouksen kytkinasemalla 20/5kV muuntajien kautta. Vesivoimalla tuotettu sähkö kulutetaan yleensä jakeluverkossa, joten se vaikuttaa siirtoverkon tehonjakolaskentaan vain vähentämällä siirtoverkosta päämuuntajien läpi otettavan tehon määrää. Vesivoimaa ei siis ollut tarvetta mallintaa Xpoweriin siirtoverkon tehonjakolaskentaa varten, sillä vesivoiman vaikutus sisältyi jo kuormitusmallissa käytettyihin päämuuntajien tuntitehoihin. Oikosulkulaskentaankin vesivoima vaikuttaa varsin vähäisesti, sillä 20/5kV muuntajan, jakeluverkon ja 110/20kV päämuuntajan impedanssit rajoittavat tehokkaasti vesivoimakoneiden siirtoverkkoon syöttämää vikavirtaa. Näistä syistä vesivoima on jätetty mallintamatta.

33

5. TAMPEREEN SIIRTOVERKON TEHONJAKO

5.1. Tarkasteltava verkko ja tarkastelumenetelmä

Tehonjakotarkastelun tarkoituksena on selvittää Tampereen siirtoverkon johto-osuuksien kuormittumiset verkon normaalissa käyttötilanteessa sekä erilaisissa vikatilanteissa. Tehonjakotarkastelua tehtäessä on huomioitava, että tehonjakolaskennassa kyse on aina jonkin yksittäisen ajankohdan ja yksittäisen tapauksen tarkastelusta. Todellisuudessa verkon tila muuttuu jatkuvasti, mutta laskelmissa voidaan tarkastella vain rajallinen määrä erilaisia tilanteita. Siirtoverkon tehonjakoa on tarkasteltu kahdella eri kuormitustasolla: verkon nykytilannetta vastaavilla kuormitusten arvoilla sekä vuoden 2030 ennustetta vastaavilla kuormituksilla. Nykytilanteen tarkastelussa asiakkaiden vuosienergioina on käytetty vuoden 2007 arvoja, sillä vuoden 2008 sähköasemakohtaiset vuosienergiat eivät Kalevan sähköaseman remontin takia vastaa tyypillisen vuoden tilannetta ja vuoden 2009 vuosienergioita ei ollut vielä saatavilla.

Vuoden 2007 tarkastelu kuvastanee melko hyvin myös vuoden 2009 tilannetta, vaikka Tampereen vuosittainen siirtoenergia onkin vuodesta 2007 lähtien ollut laskusuhdanteinen: Vuonna 2007 sähkön siirron vuosienergia häviöineen oli 2023 GWh ja vuoden 2009 energiaksi on ennustettu 1855GWh. Osa laskusta voidaan kuitenkin selittää Tampereen suurimman yksittäisen asiakkaan, M-realin tehtaan, alasajolla, joten yleisesti ottaen vuoden 2007 kokonaiskuormitustilanne vastannee vuotta 2009 varsin hyvällä tarkkuudella. [8]

Nykytilanteen tehonjakotarkastelu on suoritettu kahtena eri ajankohtana: 7.2.2007 klo 18-19 sekä 24.5.2007 klo 11-12. Helmikuun alun tilanne kuvaa verkkoa huippukuormitustilanteessa, jolloin sähkönkulutus on suurimmillaan ja siirtoverkkoa kuormitetaan raskaasti. Toisaalta tällöin myös Tampereen voimalaitokset ovat käynnissä ja suurin osa tarvittavasta sähköstä saadaan kaupungin omista tuotantolaitoksista. Sähkönsiirto kantaverkon ja Tampereen siirtoverkon välillä on tällöin melko vähäistä. Toukokuun loppupuolen laskentatilanne kuvaa tapausta, jolloin Tampereen voimalaitokset ovat suurimmaksi osaksi pysähdyksissä, mutta kesälomakausi ei vielä ole alkanut ja sähkönkulutus on kohtalaisen suurta. Tampereen siirtoverkon ja kantaverkon väliset rajayhteydet ovat tällöin raskaassa kuormassa. Tampereen siirtoverkkoon on vuosien 2009 ja 2010 aikana tulossa muutoksia: Multisiltaan rakennetaan uusi sähköasema Kangasala – Tikinmaa ja Rautaharkko – Melo siirtojohtojen risteyskohtaan. Multisillan sähköasema syöttää pääasiallisesti uutta

34

Vuoreksen kaupunginosaa, mutta tämän lisäksi osaa Rautaharkon sähköaseman kuormituksista ryhdytään syöttämään Multisillan suunnasta. Tämä pienentää Rautaharkon sähköaseman ottamaa tehoa keskimäärin noin viidellä megawatilla. Multisillan sähköaseman rakentamisen yhteydessä Rautaharkosta Melon suuntaan lähtevä Dove –johto puretaan. Tämä heikentää Tampereen siirtoverkon käyttövarmuutta, sillä muutoksen jälkeen Tampere on pysyvästi yhteydessä kantaverkkoon ainoastaan Alasjärven ja Hervannan sähköasemilta. Kuvassa 5.1 on esitetty vuoden 2010 mukainen Tampereen siirtoverkko peruskytkentätilanteessa. Tehonjakotarkasteluissa siirtoverkkona on käytetty edellä kuvattua vuoden 2010 mukaista verkkoa, jotta tarkastelutulokset olisivat merkityksellisiä vielä työn valmistumisen jälkeenkin. Tulevaisuuden tehonjakotarkastelussa kuormitusten on oletettu kasvavan Elinkeinoelämän keskusliiton ja Energiateollisuus ry:n vuonna 2007 tekemän arvion mukaisesti: Vuoteen 2020 saakka sähkönkulutus kasvaa vuosittain 1,2 prosenttia ja vuosien 2020-2030 välillä 0,7 prosenttia vuodessa [12]. Koska ennusteen mukaan vuosittainen sähkönkulutuksen kasvu on melko vähäistä, tarkastelu on tehty ennusteen mukaisesti lasketuilla vuoden 2030 kuormitusarvoilla, jotta kuormitukset eroavat riittävästi nykytilanteen kuormitustasosta. Kuormitusten kasvun on oletettu olevan suhteellisesti samansuuruista Tampereen jokaisella sähköasemalla. Tämä ei todellisuudessa pidä täysin paikkaansa, sillä laitakaupungin sähköasemilla kuormitukset kasvanevat uudisrakentamisen myötä nopeammin kuin kaupungin keskustassa.

Nykyverkon tarkastelun tavoin tarkastelu on tehty erikseen helmikuun ja toukokuun kuormitustilanteissa. Verkkotopologia sekä voimalaitosten tuottama sähköteho on pidetty ennallaan, eli tulevaisuuden tehonjakotarkastelussa selvitetään siirtoyhteyksien kuormittumista tilanteessa, jossa siirtoverkkoon ei tehdä lainkaan muutoksia seuraavan parinkymmenen vuoden aikana.

Tarkasteluissa siirtoverkko on lähtökohtaisesti peruskytkentätilanteessa. Pelkän peruskytkentätilanteen tarkasteleminen ei kuitenkaan riitä, sillä siirtoverkko tulisi olla rakennettu siten, että yksittäinen vika ei aiheuta sähköttömyyttä verkossa. Tämän takia onkin syytä tarkastella siirtoverkon tehonjakoa myös erilaisissa vikatilanteissa, jotta saadaan käsitys, miten hyvin Tampereen siirtoverkko selviää häiriöistä. Työssä on tarkasteltu N-1 –vikatilanteita ja lisäksi joitain N-2 –tilanteita. N-1 –tilanteessa yksi verkon komponenteista vikaantuu ja N-2 –tilanteessa tapahtuu kaksi vikaa samaan aikaan. Kahden komponentin yhtäaikainen vikaantuminen siirtoverkossa on erittäin harvinaista. Kaksoisvikaa vastaavaan tilanteeseen voidaan kuitenkin joutua esimerkiksi silloin, kun yksi verkon siirtoyhteyksistä on pois käytöstä huoltotöiden takia ja jokin siirtoverkon komponenteista vikaantuu. Tämän pahempia vikatilanteita ei ole tutkittu, koska niiden tapahtumistodennäköisyys on hyvin pieni. Teiskon ja Multisillan sähköasemat on jätetty tarkastelun ulkopuolelle, koska ne eivät ole kytketty Tampereen sähköverkko Oy:n siirtoverkkoon, vaan ne ovat asiakkaana Fingridin verkossa.

35

Tampereen siirtoverkon saarekekäyttöä ei myöskään ole tutkittu. Todellisessa suurhäiriötilanteessa Tampere pyrkii tuotantolaitoksillaan tukemaan kantaverkkoa niin pitkälle kuin mahdollista. Tällöin voimalaitosten toimintapiste (jännitteen- ja tehonsäätö) ajautuisi niin kauaksi normaalia käyttöä vastaavasta tilanteesta, että saarekkeeseen siirtyminen ei todennäköisesti onnistuisi.

Ohjelman helmikuun huippukuormitustilanteessa laskemat kuormitusten ottamat virrat ovat kuormitusmallin luonteesta johtuen noin kymmenesosan todellisia virtoja pienemmät: Ohjelman laskema kuormitustilanne ei suoraan kuvaa huippupäivän kuormitusta, vaan kyseisen 2-viikkojakson tyypillisen päivän kuormitusta. Jotta ohjelman laskemat virrat kuvaisivat paremmin juuri huippukuormitustilannetta, kuormitusten ottamaa tehoa kasvatettiin kymmenellä prosentilla. Toukokuun tilannetta laskettaessa tällaiseen menettelyyn ei ollut tarvetta, sillä laskentatilanne oli kuormitusten osalta tyypillinen loppukevään päivä, joten ohjelman laskemat kuormitusvirrat vastasivat varsin hyvin todellista tilannetta. Generaattoreiden sähköntuotanto säädettiin todellisuutta vastaavaksi kummassakin laskentatilanteessa taulukon 5.1 mukaisesti. Taulukko 5.1: Voimalaitosten sähköntuotanto nykyisen verkon tehonjakotarkastelussa

HELMIKUU TOUKOKUU

Generaattori Pätöteho MW Loisteho MVAr Pätöteho MW Loisteho MVAr

NSL G1 44 10 0 0

NSL G2 49 3 24 15

NSL G3 81 0 0 0

LLT G1 42 10 0 0

LLT G2 43 11 0 0

LLT G3 53 0 0 0

Helmikuun laskentatilanteessa kaikki voimalaitokset ovat siis toiminnassa, mutta toukokuussa käynnissä on vain Naistenlahden kakkosyksikkö.

36

37

5.2. Siirtoverkon kuormittuminen nykytilanteessa

5.2.1. Peruskytkentätilanteen tehonjako

Taulukossa 5.2 on listattu peruskytkentätilanteen tehonjakolaskennan tulokset johto-osuuksittain sekä ampeereina että prosentteina johdon jatkuvan tilan kuormitettavuudesta. Negatiivinen virran arvo tarkoittaa, että virta kulkee johdon loppusolmusta alkusolmuun päin. Taulukko 5.2: Siirtoyhteyksien kuormittumiset peruskytkentätilanteessa HELMIKUU TOUKOKUU

YHTEYS VIRTA (A) KUORMITUS % VIRTA (A) KUORMITUS %

RAT - LLT -300 47 110 17

RAT - RTH 1 230 32 -110 16

RAT - RTH 2 200 32 -100 16

RAT - NSL -290 41 -100 14

NSL - KLV 370 51 -290 40

NSL - VSL 70 12 220 36

VSL - LMP -70 11 110 17

LLT - LMP 370 58 110 17

LMP - MLP 110 17 70 12

KLV - ALJ 210 22 -430 45

ALJ - KA 20 2 -520 56

RTH - HRV 210 22 -390 41

HRV - KA -30 3 -530 57

Talven huippukuormitustilanteessa eniten kuormittuu johto-osuus Lielahti – Lamminpää, jonka virta on 370 ampeeria eli 58% johdon jatkuvan tilan kuormitettavuudesta. Naistenlahti – Kaleva –kaapelin virta on samaten 370 ampeeria, mutta maakaapelin paremman kuormitettavuuden ansiosta sen kuormitusaste jää 51 prosenttiin. Muiden siirtoyhteyksien kuormitusaste jää alle puoleen suurimmasta sallitusta.

Toukokuun tilanteessa raskaimmin kuormittuvat puolestaan Tampereen siirtoverkon ja kantaverkon väliset siirtoyhteydet: Hervanta – Kangasala –osuus on 57 prosentin ja Alasjärvi – Kangasala 56 prosentin kuormassa. Tampereen siirtoverkon sisäisten yhteyksien kuormitukset jäävät toukokuun tilanteessa alle 50 prosenttiin. Yhteenvetona peruskytkentätilanteen tehonjakotarkastelusta voidaan todeta siirtoyhteyksien kuormitusasteet jäävät kumpanakin laskenta-ajankohtana varsin kohtuulliselle tasolle, eikä yksikään johdoista ole lähelläkään ylikuormittumista.

38

5.2.2. Tehonjako N-1 –vikatilanteessa

Työssä tarkasteltavia vikatilanteita ovat siirtojohtojen vikaantumiset sekä voimalaitosten sähköntuotannossa tapahtuvat häiriöt. Tarkempi lista tarkastelluista vikatilanteista on liitteessä 2. Tarkastelun tavoitteena on selvittää, mitkä siirtoyhteydet ylikuormittuvat tai ovat lähellä ylikuormittumista (kuormitusaste yli 90%) kussakin vikatilanteessa. Tarkastelussa on myös selvitetty, voidaanko ylikuormittuneiden johtojen kuormitusta pienentää verkon kytkentätilannetta muuttamalla. Helmikuun kuormitustilanteessa löydettiin kaksi vikatilannetta, jotka johtivat jonkin siirtoyhteyden ylikuormittumiseen. Lisäksi löydettiin yksi kuormitettavuuden ylärajalle johtava vikatilanne. Nämä vikatilanteet on esitetty taulukossa 5.3 Taulukko 5.3: Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat N-1 -viat helmikuun

kuormitustilanteessa.

Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta / kuormitusaste

Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

1. RAT-LLT LLT-LMP, 670A / 104% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

5. NSL-KLV NSL-RAT, 640A / 90% Kyllä

8. LLT-LMP LLT-RAT, 670A / 104% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

Vikatapaus 1: Ratina – Lielahti -johdon vikaantuessa yhteys Lielahti – Lamminpää ylikuormittuu. Tämä johtuu siitä, että kaikki Lielahden voimalaitoksen tuottama sähköteho siirtyy nyt verkkoon Lielahti – Lamminpää –johdon kautta. Voimalaitoksen käydessä suurella teholla sen tuotanto ylittää siirtojohdon kuormitettavuuden. Ylikuormitustilannetta ei voida korjata verkon kytkentätilannetta muuttamalla, vaan ainoa tapa tilanteen parantamiseksi on vähentää Lielahden voimalaitoksen tuotantoa. Toisaalta ylikuormittuva Lielahti – Lamminpää –yhteys on Duck –avojohtoa, joka talvisissa olosuhteissa kestää muutaman kymmenen prosentin ylikuormittumisen. Täten kyseisen johdon 104 prosentin kuormitusaste ei aiheuttane ongelmia todellisuudessa. Vikatapaus 5: Kun yhteys Naistenlahti – Kaleva vikaantuu, Naistenlahti – Ratina –yhteyden virta nousee 90%:iin sallitusta. Tämä ei sinänsä ole vielä vaarallista, mutta koska Naistenlahti – Kaleva –johto on 1200Al –maakaapelia, yhteyden kuormitusasteen ei mielellään soisi olevan liian lähellä kuormitettavuuden ylärajaa. Maakaapeleita ei voida ylikuormittaa avojohtojen tapaan, sillä vaikka kaapeli kestäisikin lyhytaikaista ylikuormitusta, kuumentunut maakaapeli kuivattaa maata ympäriltään, mikä heikentää maan jäähdytysominaisuuksia. Naistenlahti – Ratina –yhteyden kuormitusta voidaan pienentää lisäämällä tehonsiirtoa Naistenlahdesta Vesilinnan suuntaan, jolloin tehon siirtyminen Naistenlahdesta Ratinaan vastaavasti pienenee. Tämä voidaan tehdä avaamalla kiskokatkaisija Lamminpään sähköasemalta. Tällöin Vesilinnaa sekä Lamminpään asemalla Valtion rautatietä syötetään ainoastaan

39

Naistenlahdesta sen sijaan, että niitä syötettäisiin rinnakkain Naistenlahden ja Lielahden sähköasemilta. Tämä kytkentä pienentää Naistenlahti – Ratina –johdon kuormitusasteen noin 80 prosenttiin. Kytkentätilannetta voidaan vielä optimoida vaihtamalla Lamminpään sähköasemalla toinen päämuuntajista VR:n muuntajien kanssa samalle kiskolle. Tämä lisää entisestään tehonsiirtoa Naistenlahdesta Vesilinnan suuntaan, ja Naistenlahti – Ratina –johdon kuormitusaste laskee 71 prosenttiin. Yllä mainitut kytkentätoimenpiteet tosin pienentävät tehon siirtoa Lielahdesta Lamminpään suuntaan, jolloin Lielahti – Ratina –yhteyden kuormitus kasvaa. Yllä kuvatussa optimitilanteessa Lielahti – Ratina –johdon kuormitusaste nousee 70 prosenttiin, joten tämän enempää ei Lamminpään asemalla kannata kuormituksia vaihtaa Naistenlahden syöttämälle kiskolle. Tilannetta on vielä havainnollistettu kuvissa 5.2a ja b.

Kuva 5.2a: Tehonjako helmikuun kuormitustilanteessa NSL-KLV –johdon ollessa auki.

40

Kuva 5.2b: Tehonjako helmikuun kuormitustilanteessa NSL-KLV –johdon ollessa auki,

optimoitu kytkentätilanne.

Vikatapaus 8: Lielahti – Lamminpää –johdon vikaantuessa koko Lielahden voimalaitoksen tuottama sähköteho siirtyy siirtoverkkoon Lielahti – Ratina –siirtoyhteyttä pitkin, jolloin yhteyden kuormitus kasvaa 104 prosenttiin sallitusta. Tässä vikatapauksessa huomionarvoista on se, että osa Lielahti – Ratina –yhteydestä on 1200Al –maakaapelia. Kaapelin kuormitettavuus on suurempi, kuin siirtoyhteyden Duck –avojohto-osuudella, joten kaapelin kuormitusaste nousee vain 93 prosenttiin. Kuitenkin koska maakaapelin ylikuormitettavuus on heikko, sen läpi kyseisessä vikatapauksessa kulkeva virta on huolestuttavan lähellä kaapelin suurinta sallittua virtaa. Tilanne on samankaltainen vikatapaus 1:n kanssa, eli verkon kytkentätilannetta muuttamalla ei voida pienentää ylikuormittuvan johdon virtaa.

Toukokuun kuormitustilanteessa löytyi kolme siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen ja yksi kuormitettavuuden ylärajalle johtavaa vikatapausta. Kaikissa näissä vikatapauksissa toinen Tampereen siirtoverkon ja kantaverkon välisistä siirtoyhteysketjuista, eli KA-ALJ-KLV-NSL ja KA-HRV-RTH, katkesi ja johti jäljelle jäävän siirtoketjun ylikuormittumiseen. Vikatapaukset on lueteltu taulukossa 5.4. Toukokuun vikatilanteissa ratkaisevaksi tekijäksi häiriöstä selviämisen kannalta nousee se, kuinka paljon tehoa Tampereelle voidaan tarvittaessa syöttää Melon ja Myllypuron välistä siirtoyhteyttä pitkin. Mitä useampaa Tampereen länsiosan sähköasemaa voidaan syöttää Melon suunnasta, sen pienemmiksi virrat jäävät Itä-Tampereen siirtojohdoilla. Melo – Myllypuro –yhteyden käyttöönotosta on aina sovittava erikseen Fortumin kanssa, ja yhteys voidaan ottaa käyttöön vain, jos se Fortumille sopii. Fortum on ulkoistanut siirtoverkkonsa käyttötoiminnan Empower

41

Oy:lle, ja Empowerilta saadun arvion mukaan Melosta on perustilanteessa saatavilla lyhyellä varoitusajalla tehoa noin 20 megawattia, joka riittää Tampereen sähköasemista vain Myllypuron syöttämiseen. Melosta saatavilla olevan tehon määrää saadaan lisättyä 80 megawattiin, mutta tämä edellyttää kytkentätoimenpiteiden suorittamista Fortumin verkossa, mikä voi kestää muutamia tunteja. Nämä ovat kuitenkin vain arvioita saatavissa olevasta tehosta, ja Fortumin edustajaa on konsultoitava aina tapauskohtaisesti. [13] Taulukko 5.4: Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat N-1 -viat toukokuun

kuormitustilanteessa.

Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta / kuormitusaste

Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

10. KLV-ALJ KA-HRV, 960A / 102% Kyllä

11. ALJ-KA KA-HRV, 1060A / 113% HRV-RTH, 920A / 98%

Kyllä

12.RTH-HRV KA-ALJ 910A / 97% KLV-NSL, 680A / 95%

Kyllä

13.HRV-KA KA-ALJ 1060A / 112% ALJ-KLV 960A / 102% KLV-NSL 820A 114%

Kyllä

Vikatapaus 11: Alasjärvi – Kangasala –johdon vikaantuminen johtaa tilanteeseen, jossa Tampereen siirtoverkon alueella tarvittava sähköteho kulkee kokonaisuudessaan Kangasala – Hervanta –johtoa pitkin, jolloin kyseinen johto ylikuormittuu. Lisäksi Hervanta – Rautaharkko –johdon virta nousee aivan kuormitettavuuden ylärajalle. Kesäaikaan avojohtoja ei voida ylikuormittaa samaan tapaan kuin talvella, joten Kangasala – Hervanta –yhteyden joutuminen 13 prosentin ylikuormaan ei ole toivottavaa. Tilannetta voidaan parantaa ottamalla Melon ja Myllypuron välinen siirtoyhteys käyttöön ja syöttämällä osaa Tampereen sähköasemista tätä kautta. Tällaisessa tilanteessa kannattaa käytännössä jakaa Tampereen siirtoverkko kahteen osaan ja syöttää verkon länsipuoliskoa Melon suunnasta ja itäpuoliskoa Kangasalta. Mikäli Tampereen siirtoverkko säilytettäisiin yhtenäisenä, vaarana olisi tehon siirtyminen Kangasalta Meloon Tampereen siirtoverkon läpi, mikä entisestään pahentaisi tilannetta. Jakamalla Tampereen siirtoverkko kahteen osaan voidaan varmistaa, että teho siirtyy nimenomaan Melosta Tampereelle eikä toisin päin.

Pelkän Myllypuron sähköaseman syöttäminen Melon suunnasta ei riitä ratkaisemaan Kangasala – Hervanta –johdon ylikuormittumista, sillä johto jää vielä viiden prosentin ylikuormaan. Mikäli Myllypuron lisäksi myös Lamminpään sähköasemaa syötetään Melon suunnasta, Kangasala – Hervanta –johdon kuormitusaste laskee 90 prosenttiin maksimista. Tätä voidaan pitää juuri ja juuri hyväksyttävänä tilanteena. Myllypuron Melosta ottama sähköteho on tällöin noin 44 megawattia. Vielä parempaan tilanteeseen päästään, jos Myllypuron ja Lamminpään lisäksi myös

42

Vesilinnan sähköasemaa syötetään Melon suunnasta. Tällöin Kangasala – Hervanta –johdon kuormitusaste jää 77 prosenttiin maksimista, mitä voidaan pitää jo varsin hyvänä. Melosta Myllypuroon siirtyvä teho nousee tällöin 67 megawattiin. Vikatilannetta sekä sen ratkaisua on esitetty kuvissa 5.3a ja b.

Kuva 5.3a: Tehonjako toukokuun kuormitustilanteessa KA-ALJ –johdon ollessa auki.

Kuvaan on merkitty vikatilanteen kannalta kriittisimpien siirtoyhteyksien virrat.

43

Kuva 5.3b: Tehonjako toukokuun laskentatilanteessa KA-ALJ –johdon ollessa auki,

Myllypuron, Lamminpään ja Vesilinnan sähköasemia syötetään Melon suunnasta.

Vikatapaus 10: Alasjärvi – Kaleva –johdon vikaantuminen johtaa edellä käsitellyn vikatapaus 11:n kanssa samankaltaiseen mutta lievempään ylikuormittumisongelmaan. Kyse on jälleen siitä, että KA-ALJ-KLV-NSL –siirtoketjun katkeaminen johtaa jäljelle jäävän Kangasala – Hervanta –kantaverkkoyhteyden ylikuormittumiseen. Tilanne on kuitenkin helpompi kuin vikatapauksessa 11, sillä Alasjärven sähköasemaa voidaan syöttää Kangasala – Alasjärvi –johtoa pitkin, joten Kangasala – Hervanta –johdon kuormitusaste nousee vain 102 prosenttiin.

Ylikuormittumisongelma voidaan ratkaista samalla tavalla kuin vikatapauksessa 11, eli ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön ja syöttämällä osaa Tampereen sähköasemista tätä kautta. Koska Kangasala – Hervanta –johdon ylikuormittuminen on lähtökohtaisesti lievempää kuin vikatapaus 11:ssa, Myllypuron ja Lamminpään sähköasemien syöttäminen Melon suunnasta riittää laskemaan Kangasala – Hervanta –johdon kuormituksen 750 ampeeriin eli 79 prosenttiin maksimista. Vesilinnan Sähköasemaa ei siis tarvitse tässä vikatapauksessa syöttää Melon suunnasta. Vikatapaus 13: Kun Kangasala – Hervanta –johto vikaantuu, Kangasala – Alasjärvi – Kaleva – Naistenlahti –johdot ylikuormittuvat, koska Tampereella kulutettava sähköteho kulkeutuu tätä jäljelle jäävää kantaverkkoyhteyttä pitkin. Tilanne on siis vastaava kuin vikatapaus 11, mutta tässä tapauksessa eri kantaverkkoyhteys on vikaantuneena. Suhteellisesti eniten kuormittuu Kaleva – Naistenlahti –yhteys, jonka virta nousee 820 ampeeriin eli 114 prosenttiin suurimmasta sallitusta. Kangasala –

44

Alasjärvi –johto kuormittuu vastaavasti 112 prosenttiin ja Alasjärvi – Kaleva –johto 102 prosenttiin maksimista. Näistä Kaleva – Naistenlahti –johto on 1200Al –maakaapelia, jonka jatkuvan tilan ylikuormitettavuus on heikko.

Tämäkin vikatapaus voidaan ratkaista ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön ja syöttämällä Myllypuron, Lamminpään ja Vesilinnan sähköasemia Melon suunnasta. Tällaisella kytkentäjärjestelyllä kaikkien ylikuormittuneiden johto-osuuksien virrat saadaan laskettua selvästi jatkuvan tilan kuormitettavuuden alapuolelle. Myllypuro – Melo –yhteyden ollessa käytössä suurimpaan kuormaan jää Kangasala – Alasjärvi –johto 730 ampeerin eli 77 prosentin kuormituksella. Vikatapaus 12: Hervanta – Rautaharkko –johdon vikaantuminen johtaa samankaltaiseen, mutta lievempään tilanteeseen kuin edellinen vikatapaus 13: Suurin osa Tampereella tarvittavasta sähkötehosta kulkee Kangasala – Alasjärvi – Kaleva – Naistenlahti –yhteyttä pitkin. Tässä tapauksessa mikään näistä johdoista ei kuitenkaan varsinaisesti ylikuormitu, sillä Hervannan sähköasemaa voidaan syöttää suoraan Kangasalta, mikä pienentää jäljelle jäävän kantaverkkoyhteyden kuormitusta. Kangasala – Alasjärvi –johdon kuormitus nousee kuitenkin 97 prosenttiin ja Kaleva – Naistenlahti –johdon kuormitus 95 prosenttiin maksimista, joten tässäkin vikatapauksessa on syytä ottaa Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön. Syöttämällä Myllypuron ja Lamminpään sähköasemia Melon suunnasta saadaan Kangasala – Alasjärvi –johdon kuormitus pudotettua 700 ampeeriin eli 74 prosenttiin maksimista. Kaleva – Naistenlahti – johdon kuormitus laskee vastaavasti 470 ampeeriin eli 65 prosenttiin. Vikatapaus 9: Edellä mainittujen vikatapausten lisäksi Lamminpää – Myllypuro –yhteyden vikaantuminen aiheuttaa sekä helmikuussa että toukokuussa Myllypuron sähköaseman jäämisen kokonaan ilman sähköä. Tilanne voidaan kuitenkin korjata ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön, jolloin Myllypuroa voidaan syöttää Melon suunnasta.

5.2.3. Tehonjako N-2 –vikatilanteessa

Mahdollisia kahden vian yhdistelmiä on Tampereen siirtoverkossa yli sata erilaista. Kaikkia erilaisia kahden vian kombinaatioita ei ole tarkasteltu, vaan työhön on valikoitu kahdeksantoista todennäköisintä ja/tai mielenkiintoisinta kaksoisvikaa. Kaikki sellaiset kahden vian yhdistelmät, joissa jokin tai jotkut sähköasemat jäävät kokonaan ilman sähköä, on jätetty tarkastelematta. Nämä viat muistuttavat jäljelle jäävän verkon kannalta huomattavasti työssä tarkasteltuja yhden vian tapauksia, ja ilman sähköä jääneiden sähköasemien korvattavuutta arvioidessa on tarkasteltava alueen sähkönjakeluverkkoa, mikä ei kuulu työn aihepiiriin. Tarkastellut vikatilanteet on lueteltu liitteessä 2. Taulukossa 5.5 on lueteltu ne tarkastellut N-2 –vikatapaukset, jotka johtivat ainakin yhden siirtoyhteyden joutumisen yli 90% kuormitukseen helmikuun kuormitustilanteessa.

45

Taulukko 5.5: Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat N-2 viat helmikuun

kuormitustilanteessa. Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta /

kuormitusaste Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

22. Lielahti ei tuota ja HRV-KA ei käytössä

NSL-RAT 730A / 102% Kyllä

23. Lielahti ei tuota ja NSL-VSL ei käytössä

NSL-RAT 690A / 96% Kyllä

27. NSL-KLV ja RAT-NSL ei käytössä

NSL-VSL 730A / 117% LLT-RAT 950A / 149% VSL-LMP 600A / 96%

Ei

28. NSL-KLV ja NSL-VSL ei käytössä

NSL-RAT 730A / 102% Ei

29. NSL-VSL ja RAT-NSL ei käytössä

NSL-KLV 730A / 102% Ei

30. RAT-RTH 1 ja NSL-KLV ei käytössä

RAT-RTH 2 790A / 128% Kyllä

31. RAT-RTH 1 ja KLV-ALJ ei käytössä

RAT-RTH 2 630A / 102% Kyllä

33. RAT-LLT ja RAT-NSL ei käytössä

LLT-LMP 660A / 104% NSL-KLV 960A / 133%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

34. NSL-KLV ja RAT-LLT ei käytössä

LLT-LMP 660A / 104% NSL-RAT-960A / 133%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

Vikatapaus 22: Lielahden voimalaitoksen ollessa poissa käytöstä Hervanta – Kangasala –yhteyden vikaantuminen johtaa Ratina – Naistenlahti –johdon ylikuormittumiseen. Tämä johtuu siitä, että koko Tampereen verkon alueella kulutettava sähköteho kulkee nyt Naistenlahden sähköaseman kautta. Koska etelän sähköasemille ei saada siirrettyä tehoa Kangasala – Hervanta –johtoa pitkin eikä Lielahden voimalaitokselta, siirtyy Naistenlahti – Ratina -kaapelia pitkin etelään päin 730 ampeerin virta, joka on 102 prosenttia suurimmasta sallitusta. Tilannetta voidaan parantaa lisäämällä tehonsiirtoa Naistenlahdesta Vesilinnan suuntaan, jolloin vastaavasti vähemmän tehoa siirtyy suoraan Naistenlahdesta Ratinaan. Tämä voidaan tehdä siirtämällä Ratinan sähköasemalla Ratina – Rautaharkko 1 –johto Ratina – Rautaharkko 2 ja Ratina – Naistenlahti –johtojen kanssa samalle kiskolle ja avaamalla Ratinan kiskokatkaisija. Kytkentöjen seurauksena Naistenlahti – Vesilinna –johtoa pitkin siirtyy Vesilinnan, Lamminpään, Myllypuron, Lielahden sekä Ratinan kolmosmuuntajan tarvitsema teho Naistenlahti – Ratina –johdon vastatessa Hervannan, Rautaharkon sekä Ratinan ykkösmuuntajan syöttämisestä. Kytkennöillä Naistenlahti – Ratina –kaapelin virta saadaan pienennettyä 580 ampeeriin eli 80 prosenttiin maksimista. Tilannetta on havainnollistettu kuvissa 5.4a ja b.

46

Kuva 5.4a: Tehonjako vikatapauksessa 22 helmikuun kuormitustilanteessa. Kuvaan on

merkitty vikatilanteessa kriittisten siirtoyhteyksien virrat.

Kuva 5.4b: Tehonjako vikatapauksessa 22 helmikuun kuormitustilanteessa, optimoitu

kytkentätilanne.

47

Vikatapaus 23: Lielahden voimalaitoksen ollessa pysähdyksissä Naistenlahti – Vesilinna –yhteyden vikaantuminen johtaa Naistenlahti – Ratina –kaapelin virran kasvamiseen 690 ampeeriin, joka on 96 prosenttia kaapelin kuormitettavuudesta. Tampereen länsiosaa syötetään kyseisessä vikatilanteessa ainoastaan Ratina – Lielahti –johtoa pitkin. Koska Naistenlahti on lähin tuotantopiste, valtaosa Länsi-Tampereelle siirrettävästä tehosta tulee Ratinan sähköasemalle juuri Naistenlahti – Ratina –kaapelia pitkin, jolloin se kuormittuu raskaasti. Tilanteen korjaamiseksi on lisättävä Naistenlahdesta Kalevan suuntaan siirrettävää tehoa, jolloin vastaavasti Naistenlahdesta Ratinaan siirrettävän tehon määrä pienenee. Yksinkertaisimmillaan tämä voidaan toteuttaa irtikytkemällä Alasjärvi – Kaleva –johto, jonka jälkeen Kalevaa ja Alasjärveä voidaan syöttää ainoastaan säteittäisesti Naistenlahden sähköasemalta. Kytkennän seurauksena Naistenlahdesta Kalevaan siirrettävän tehon määrä nousee, jolloin tuotannon pysyessä samana Naistenlahti – Ratina –kaapelin virta pienenee 380 ampeeriin eli 54 prosenttiin sallitusta. Haittapuolena kytkennässä on se, että Tampereen länsiosassa kulutettava teho joudutaan nyt siirtämään kantaverkosta Kangasala – Hervanta –johtoa pitkin, jolloin johdon kuormitus nousee 680 ampeeriin, joka on 73 prosenttia tupla-Hawk –johdon maksimivirrasta. Avojohdolle 73 prosentin kuormitusaste ei kuitenkaan ole varsinkaan talvisaikaan ongelma. Vikatapaukset 27-29: Vikatapauksissa 27-29 on tarkasteltu tilanteita, joissa kaksi Naistenlahden sähköaseman kolmesta siirtoyhteydestä (Naistenlahti – Kaleva, Naistenlahti – Vesilinna ja Naistenlahti – Ratina) on samanaikaisesti poissa käytöstä. Naistenlahti – Kaleva ja Naistenlahti – Ratina –yhteyksien samanaikainen vikaantuminen (vika 27) aiheuttaa ylikuormitusta useilla siirtojohdoilla. Naistenlahti – Vesilinna –kaapelia pitkin kulkee tässä tapauksessa koko Naistenlahden voimalaitoksen tuotanto vähennettynä Naistenlahden päämuuntajan kulutuksella. Kaapelin virta nousee 730 ampeeriin, joka on 117 prosenttia sen kuormitettavuudesta. Vesilinnan päämuuntaja ottaa 140 ampeerin virran, joten Vesilinnasta Lamminpäähän siirtyy 600 ampeeria. Tämä on juuri ja juuri johdon kuormitettavuuden rajoissa (96% kuormitusaste). Lamminpäästä Lielahteen siirtyy vielä 290 ampeeria virtaa, ja kun tämä summataan Lielahden omaan tuotantoon, Lielahti – Ratina –yhteyden virta nousee 950 ampeeriin. Tämä on 149 prosenttia siirtoyhteyden avojohto-osuuden ja 132 prosenttia maakaapeliosuuden suurimmasta sallitusta virrasta. Tilanteen parantamiseksi on olemassa varsin rajallinen määrä mahdollisia kytkentätoimenpiteitä. Naistenlahti – Vesilinna –johdon ylikuormitusta ei voida kytkennöillä ratkaista lainkaan, vaan ainoa keino tilanteen parantamiseksi on rajoittaa Naistenlahden voimalaitoksen tuotantoa. Lielahti – Ratina – johdon kuormitustilannetta voidaan parantaa ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja irtikytkemällä Lamminpää – Lielahti –johto. Tällöin Naistenlahden ylijäämätuotanto siirtyy Myllypurosta Meloon sen sijaan, että se kuormittaisi Lielahti – Ratina – yhteyttä.

48

Tällaisella kytkentäjärjestelyllä Lielahti – Ratina –johdon kuormitus putoaa 670 ampeeriin, joka on 104 prosenttia yhteyden avojohto-osuuden ja 93 prosenttia maakaapeliosuuden kuormitettavuudesta. Lielahden osalta tilanne vastaa kytkentöjen jälkeen siis vikatapausta kahdeksan. Vikatapausta on havainnollistettu kuvissa 5.5a ja b.

Kuva 5.5a: Tampereen siirtoverkon tehonjako helmikuun kuormitustilanteessa

vikatapauksessa 27. Kuvaan on merkitty vikatilanteen kannalta oleellisten

siirtoyhteyksien virrat.

49

Kuva 5.5b: Tehonjako vikatapauksessa 27 helmikuun kuormitustilanteessa, Myllypuro

– Melo –yhteys käytössä ja Lamminpää – Lielahti –johto irtikytketty.

Kun Naistenlahti – Kaleva ja Naistenlahti – Vesilinna –yhteydet ovat samaan aikaan poissa käytöstä (vikatapaus 28), jäljelle jäävä Naistenlahti – Ratina –johdon virta kasvaa 730 ampeeriin, ja kaapeli joutuu kahden prosentin ylikuormaan. Tämä johtuu vikatapauksen 27 tavoin siitä, että koko naistenlahden voimalaitoksen tuotanto, josta on vähennetty naistenlahden päämuuntajan kulutus, siirtyy tätä jäljelle jäävää siirtoyhteyttä pitkin. Asiaa ei voida korjata kytkentätoimenpiteillä, vaan ainoastaan Naistenlahden tuotantoa vähentämällä. Vikatapauksessa 29, jossa Naistenlahti – Ratina ja Naistenlahti – Vesilinna –kaapelit vioittuvat samanaikaisesti, tilanne on täysin vastaava vikatapauksen 28 kanssa: Jäljelle jäävä kaapeli joutuu 730 ampeerin kuormaan, eli se ylikuormittuu kaksi prosenttia. Tässäkään tilanteessa kytkentätoimenpiteillä ei voida saada asiaan parannusta. Vikatapaukset 30 ja 31: Vikatapauksissa 30 ja 31 on käsitelty tilanteita, joissa Ratina – Rautaharkko 1 -kaapelin ollessa poissa käytöstä pohjoisempi Tampereen kantaverkkoyhteysketjuista (Kangasala – Alasjärvi – Kaleva – Naistenlahti) katkeaa. Kun kantaverkkoyhteys katkeaa Väliltä Naistenlahti – Kaleva (vikatapaus 30), aiheuttaa se Ratina – Rautaharkko 2 –kaapelin selkeän ylikuormittumisen (790 ampeeria, 128% kuormitusaste). Tämä johtuu siitä, että Alasjärven ja Kalevan sähköasemia ei voida syöttää Naistenlahdesta, vaan teho on kierrätettävä Kangasalan sähköaseman kautta. Tämä lisää jäljelle jäävän kantaverkkoyhteyden (Kangasala – Hervanta – Rautaharkko –

50

Ratina) kuormitusta, ja koska Ratina – Rautaharkko –välillä on käytössä vain yksi kaapeli, se joutuu ylikuormaan.

Tilanteen parantamiseksi Hervannasta Kangasalan suuntaan siirtyvää tehoa täytyy tuntuvasti rajoittaa. Tämä on tietenkin mahdollista vähentämällä Tampereen voimalaitosten sähköntuotantoa, mutta asia voidaan myös ratkaista ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja siirtämällä tehoa kantaverkkoon tätä kautta. Kuitenkin pelkän Myllypuro – Melo –yhteyden käyttöönotto ei välttämättä ratkaise ylikuormitusongelmaa, sillä Meloon siirtyvän tehon määrä riippuu Tamperetta ympäröivän verkon tilasta. Varmempi ratkaisu onkin Myllypuro – Melo –yhteyden käyttöönoton jälkeen irtikytkeä Hervanta – Kangasala –yhteys, jolloin kaikki ylimääräinen Tampereella tuotettu teho siirtyy varmasti Melon suuntaan. Tällöin Ratina – Rautaharkko 2 –kaapelia kuormittaa vain Rautaharkon ja Hervannan ottama teho, ja kaapelin kuormitus pienenee 440 ampeeriin, joka on 71 prosenttia suurimmasta sallitusta. Myllypuro - Melo –johtoa pitkin siirtyy tässä tilanteessa 350 ampeeria virtaa. Vikatapaus 31, jossa poissa käytöstä ovat Ratina – Rautaharkko 1 ja Kaleva – Alasjärvi –yhteydet, on lievempi variaatio edellä kuvatusta vikatapauksesta 30. Naistenlahden voimalaitos syöttää tässä vikatapauksessa Kalevan sähköasemaa, jolloin sähkötehoa jää vähemmän kantaverkkoon siirrettäväksi. Ratina – Rautaharkko 2 –kaapeli joutuu tässäkin vikatapauksessa ylikuormaan, mutta vain lievästi (630 ampeeria, 102% kuormitusaste). Ylikuormitustilanne voidaan helposti ratkaista samaan tapaan kuin edellisessä vikatapauksessa 30, ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja tarvittaessa irtikytkemällä Hervanta – Kangasala –johto. Vikatapaus 33: Kun Ratina – Lielahti ja Ratina – Naistenlahti –johdot ovat samanaikaisesti poissa käytöstä, Tampereen siirtoverkko jakaantuu pohjois-etelä –suunnassa kahteen osaan. Tämän seurauksena Naistenlahti – Kaleva –kaapelin virta nousee 960 ampeeriin, joka on 133 prosenttia suurimmasta sallitusta. Ylikuormittuminen johtuu siitä, että kyseisessä vikatilanteessa Tampereen voimalaitosten tuottamaa tehoa ei voida siirtää etelään päin, vaan kaikki ylimääräinen tuotettu teho on siirrettävä kantaverkkoon Alasjärven kautta. Kantaverkkoon siirtyvä teho kuormittaa täten myös Naistenlahti – Kaleva –kaapelia, joka jo ennen vikaa oli noin viidenkymmenen prosentin kuormassa. Naistenlahti – Kaleva –johdon lisäksi kyseisessä vikatapauksessa ylikuormittuu myös Lielahti – Lamminpää –yhteys, vaikkakin vain lievästi (660 ampeeria, 104% kuormitusaste). Tämä johtuu vikatapauksen 1 mukaisesti siitä, että Lielahti – Ratina –yhteyden ollessa poissa käytöstä koko Lielahden voimalaitoksen tuotanto kuormittaa jäljelle jäävää Lielahti – Lamminpää –johtoa. Kuten vikatapauksen yksi yhteydessä on mainittu, Lielahti – Lamminpää –yhteyden ylikuormittumista ei voida ratkaista verkon kytkentätoimenpiteillä. Toisaalta siihen ei ole pakottavaa tarvettakaan, sillä kyseinen avojohto-osuus selviää talviaikaan neljän prosentin ylikuormituksesta. Naistenlahti – Kaleva –kaapelin ylikuormittumisen ratkaisemiseksi Alasjärveltä Kangasalaan siirtyvää tehoa tulee rajoittaa. Tämä voidaan jälleen toteuttaa ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja siirtämällä osa

51

Tampereella tuotetusta tehosta kantaverkkoon tätä kautta. Tilanteen mukaan voi jälleen olla kannattavaa jakaa Tampereen siirtoverkko itä-länsi –suunnassakin kahteen osaan, jotta estetään Kangasalan ja Melon välinen tehonsiirto Tampereen verkon läpi. Kun Myllypuro – Melo –johto otetaan käyttöön ja Lamminpää – Vesilinna –yhteys avataan, Naistenlahti – Kaleva –kaapelin kuormitus pienenee 600 ampeeriin, joka on 84 prosenttia kaapelin kuormitettavuudesta. Myllypurosta siirtyy tässä tilanteessa Melon suuntaan 360 ampeerin virta. Vikatapaus ja sen ratkaisu on esitetty kuvissa 5.6a ja b.

Kuva 5.6a: Tampereen siirtoverkon tehonjako helmikuun kuormitustilanteessa

vikatapauksessa 33: Ratina – Lielahti ja Ratina – Naistenlahti –johdot vikaantuneina.

Kuvaan on merkitty vikatilanteen kannalta oleellisten siirtoyhteyksien virrat.

52

Kuva 5.6b: Tehonjako helmikuun kuormitustilanteessa vikatapauksessa 33, Myllypuro –

Melo –yhteys otettu käyttöön ja Lamminpää – Vesilinna –johto irtikytketty.

Vikatapaus 34: Vikatapaus 34 on pitkälti edellisen vikatapauksen 33

kaltainen. Kun Ratina – Lielahti ja Naistenlahti – Kaleva –yhteydet ovat poissa käytöstä, ongelmaksi tulee jälleen Tampereella tuotetun sähkötehon siirtäminen Naistenlahden sähköasemalta kantaverkkoon päin. Koska Naistenlahdesta ei tässä tapauksessa voida siirtää tehoa Kalevaan, kantaverkkoon siirtyvä teho kulkee kokonaisuudessaan Naistenlahdesta Ratinaan ja siitä edelleen Rautaharkon ja Hervannan kautta Kangasalan suuntaan. Tämän seurauksena Naistenlahti – Ratina –kaapeli joutuu 960 ampeerin eli 133 prosentin kuormaan. Tämän lisäksi Lielahti – Lamminpää –johto joutuu edellisen vikatilanteen tapaan neljän prosentin ylikuormaan. Ylikuormitustilanne voidaan ratkaista täsmälleen samaan tapaan, kuin edellisessä vikatapauksessa, eli ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja kytkemällä Lamminpää – Vesilinna –johto pois verkosta. Kytkennöillä saadaan Naistenlahti – Ratina –kaapelin kuormitus pudotettua 600 ampeeriin, joka on 84 prosenttia suurimmasta sallitusta virrasta. Toukokuun kuormitustilanteessa N-2 –vikatapauksista jätettiin tarkastelematta ne, joissa toisena vikaantuvista kohteista oli Lielahden voimalaitos tai Naistenlahden ykkösvoimala. Kyseiset voimalaitokset eivät toukokuun tarkasteluhetkellä olleet muutenkaan käynnissä, joten vikatapaukset vastaisivat täysin jo tarkasteltuja N-1 –tapauksia. Toukokuun kuormitustilanteessa tarkastelluista N-2 –vikatapauksista viisi

53

aiheutti jonkun Tampereen siirtoverkon johto-osuuden joutumisen ylikuormitukseen tai lähelle ylikuormitusta. Nämä vikatapaukset on lueteltu taulukossa 5.6. Taulukko 5.6: Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat N-2 –viat toukokuun

kuormitustilanteessa. Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta /

kuormitusaste Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

19. Naistenlahti 2 ei tuota ja ALJ - KA ei käytössä

KA – HRV 1180A / 126% HRV – RTH 1040A / 111%

Kyllä

20. Naistenlahti 2 ei tuota ja HRV - KA ei käytössä

KA-ALJ 1180A / 125% ALJ – KLV 1080A / 115% KLV – NSL 940A / 130%

Kyllä

29. NSL - VSL ja RAT - NSL ei käytössä

KA – HRV 850A / 90% Kyllä

31. RAT – RTH 1 ja KLV - ALJ ei käytössä

KA – HRV 960A / 102% RTH – RAT 2 640A / 103%

Kyllä

32. RAT – RTH 1 ja ALJ - KA ei käytössä

KA – HRV 1060A / 113% HRV – RTH 920A / 98% RTH – RAT 2 730A / 118%

Kyllä

Vikatapaus 19: Kun naistenlahden kakkosyksikön tuotannossa on häiriö ja samaan aikaan Kangasala – Alasjärvi –yhteys on poissa käytöstä, kyseessä on vakavampi variaatio jo käsitellystä vikatapauksesta 11, jossa vain Kangasala – Alasjärvi –johto oli vikaantuneena. Kangasala – Alasjärvi –yhteyden vikaantumisen seurauksena Tampereen siirtoverkon alueella kulutettava sähköteho joudutaan siirtämään kantaverkosta jäljelle jäänyttä Kangasala – Hervanta – Rautaharkko – Ratina –siirtoketjua pitkin, ja häiriö Naistenlahti 2:n tuotannossa edelleen kasvattaa tämän siirtoketjun kuormitusta. Seurauksena Kangasala – Hervanta –johdon kuormitus nousee 1170 ampeeriin eli 25 prosentin ylikuormaan. Hervanta – Rautaharkko –välilläkin virta on vielä 1040 ampeeria, joka on 111% suurimmasta sallitusta. Ylikuormitusta voidaan jälleen lieventää ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön ja syöttämällä Tampereen länsiosaa tätä kautta. Kuitenkin koska tässä vikatapauksessa siirtoyhteyksien ylikuormittuminen on suhteellisen runsasta, tilanteen korjaamiseksi Melon suunnasta on otettava varsin suuri määrä tehoa, mikä ei käytännössä ole välttämättä aina mahdollista. Syöttämällä Myllypuron, Lamminpään ja Vesilinnan sähköasemia Melon suunnasta saavutetaan Kangasala – Hervanta –johdolla niukasti hyväksyttävä kuormitustaso: 840 ampeeria, joka on 90 prosenttia johdon kuormitettavuudesta. Melosta otettava virta on tällöin 330 ampeeria.

Mikäli Melosta otettavalle teholle ei ole rajoitusta, tilannetta voidaan edelleen parantaa syöttämällä aiemmin mainittujen sähköasemien lisäksi myös Naistenlahden sähköasemaa Melon suunnasta. Hervanta – Kangasala –johdon kuormitus putoaa tällöin 750 ampeeriin eli 80 prosenttiin maksimista, mitä voidaan pitää jo varsin kelvollisena kuormitustasona. Melosta otettava virta nousee kuitenkin

54

tällöin 420 ampeeriin, mikä vastaa noin 85 megawatin tehoa. Näin suuren tehomäärän siirtäminen Melosta Myllypuroon ei välttämättä ole käytännössä mahdollista. Vikatapaus 20: Kangasala – Hervanta –johdon vikaantuminen Naistenlahti 2 –voimalan ollessa pysähdyksissä aiheuttaa jo käsiteltyä vikatapausta 13 vastaavan, mutta vakavamman ylikuormitustilanteen Kangasala – Alasjärvi – Kaleva – Naistenlahti –kantaverkkoyhteysketjulle. Suhteellisesti eniten ylikuormittuu Kaleva – Naistenlahti –kaapeli, jonka virta nousee 940 ampeeriin, eli kaapeli ylikuormittuu 30 prosenttia. Ylikuormitustilanteen ratkaisemiseksi pätevät täsmälleen samat toimenpiteet kuin edellisessä vikatapauksessa. Ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön ja syöttämällä Myllypuron, Lamminpään ja Vesilinnan sähköasemia tätä kautta saadaan ylikuormittuneen kantaverkkoyhteysketjun kuormitustaso pienennettyä juuri ja juuri hyväksyttävälle tasolle. Raskaimpaan kuormaan jää Kangasala – Alasjärvi –johto 840 ampeerin virralla ja 90 prosentin kuormitusasteella. Mikäli myös Naistenlahden sähköasemaa voidaan syöttää Melon suunnasta, Kangasala – Alasjärvi –johdon kuormitus laskee 750 ampeeriin eli 80 prosenttiin suurimmasta sallitusta. Vikatapaus 29: Naistenlahti – Vesilinna ja Naistenlahti – Ratina –kaapeleiden samanaikainen vikaantuminen aiheuttaa Tampereen siirtoverkon jakaantumisen kahteen osaan. Naistenlahden, Kalevan ja Alasjärven sähköasemat jäävät omaksi haarakseen, joita syötetään Kangasala – Alasjärvi –johdolla sekä Naistenlahden voimalaitoksen käynnissä olevalla kakkosyksiköllä. Loppuosaa Tampereen siirtoverkosta syötetään Kangasalan sähköasemalta Kangasala – Hervanta –johdolla, joka tässä vikatilanteessa joutuu 850 ampeerin kuormaan, joka on 90 prosenttia johdon kuormitettavuudesta. Tilanne ei välttämättä vaadi toimenpiteitä, mutta johdon kuormitusta voidaan halutessa pienentää syöttämällä Myllypuron sähköasemaa Melon suunnasta. Tällä kytkennällä Kangasala – Hervanta –johdon kuormitus laskee 770 ampeeriin eli 82 prosenttiin sallitusta. Vikatapaukset 31 ja 32: Vikatapaukset 31 ja 32 käsittelevät tilanteita, joissa Ratina – Rautaharkko 1 –kaapelin ollessa poissa käytöstä Tampereen siirtoverkon yhteys kantaverkkoon katkeaa Kangasala – Alasjärvi tai Alasjärvi – Kaleva –väliltä. Kyseiset vikatapaukset ovat siis vakavampia versioita jo käsitellyistä vikatapauksista 10 ja 11. Vikatapauksessa 32 pohjoisempi Tampereen kantaverkkoyhteyksistä katkeaa väliltä Kangasala – Alasjärvi. Tämä aiheuttaa ylikuormittumista jäljelle jäävän kantaverkkoyhteysketjun Kangasala – Hervanta –välillä, koska kaikki Tampereella tarvittava sähköteho joudutaan siirtämään kyseistä johtoa pitkin. Ilmajohto joutuu 1060 ampeerin kuormaan, eli se ylikuormittuu 13 prosenttia. Lisäksi koska Rautaharkon ja Ratinan välisistä kaapeleista paksumpi on poissa käytöstä, jäljellä olevan 800Al –kaapelin kuormitus nousee 730 ampeeriin, joka on 18 prosenttia yli kaapelin kuormitettavuuden. Vikatapauksessa 31 pohjoisempi kantaverkkoyhteyksistä on poikki Alasjärvi – Kaleva –väliltä, eli kyse on hieman helpommasta tilanteesta: Alasjärveä sähköasemaa voidaan syöttää suoraan Kangasalan sähköasemalta, joten eteläisen

55

kantaverkkoyhteyden kuormitus ei nouse aivan yhtä suureksi kuin vikatapauksessa 23. Kangasala – Hervanta –johto kuormittuu silti kaksi prosenttia yli sen 960 ampeerin kuormitettavuuden. Myös Rautaharkko – Ratina 2 –kaapeli ylikuormittuu tässäkin vikatapauksessa lievästi: sen virta nousee 640 ampeeriin, joka on 103 prosenttia kaapelin kuormitettavuudesta. Molemmat vikatapaukset voidaan ratkaista samaan tapaan kuin kyseisiä vikatapauksia vastaavat vikatapaukset 10 ja 11, eli syöttämällä Tampereen länsiosaa Melon suunnasta ja näin pienentämällä ylikuormittuneella kantaverkkoyhteydellä kulkevaa virtaa turvallisemmalle tasolle.

5.3. Siirtoverkon kuormittuminen tulevaisuudessa

5.3.1. Peruskytkentätilanteen tehonjako

Taulukossa 5.7 on esitetty Tampereen siirtoverkon kuormittuminen vuoden 2030 kuormitustasolla helmi – ja toukokuun kuormitustilanteissa. Taulukko 5.7: Siirtoyhteyksien kuormittumiset peruskytkentätilanteessa vuoden 2030

kuormitustasolla. HELMIKUU TOUKOKUU

YHTEYS VIRTA (A) KUORMITUS % VIRTA (A) KUORMITUS %

RAT - LLT -260 41 130 21

RAT - RTH 1 190 27 -140 20

RAT - RTH 2 170 27 -120 20

RAT - NSL -300 41 -110 15

NSL - KLV 280 39 -360 50

NSL - VSL 130 22 270 43

VSL - LMP 40 6 130 21

LLT - LMP 410 64 130 21

LMP - MLP 130 21 90 14

KLV - ALJ 80 9 -530 57

ALJ - KA -150 16 -650 69

RTH - HRV 90 10 -490 52

HRV - KA -190 20 -660 70

Verrattaessa vuoden 2030 virtoja nykytilanteen vastaaviin virtoihin (taulukko 5.2) havaitaan, että helmikuun kuormitustilanteessa joidenkin siirtoyhteyksien virrat ovat jopa pienentyneet nykytilanteen virtoihin verrattuna. Tämä selittyy sillä, että kuormitusten kasvaessa suurempi osa voimalaitosten tuottamasta tehosta kulutetaan jo

56

lähellä tuotantolaitoksia. Siirtoyhteyksien virrat ovat kasvaneet lähinnä Länsi-Tampereella sekä Kangasalan sähköasemaan kytketyillä siirtojohdoilla. Eniten kuormittuu Lielahti – Lamminpää –johto, jonka virta on 410 ampeeria eli 64 prosenttia suurimmasta sallitusta. Muiden siirtoyhteyksien kuormitusasteet jäävät alle viiteenkymmeneen prosenttiin.

Toukokuun kuormitustilanteessa siirtoyhteyksien virrat ovat 2030-vuoden kuormitustasolla pääsääntöisesti kasvaneet noin 20 prosenttia nykytilanteeseen verrattuna. Suurimpaan kuormaan joutuvat nykytilanteen tavoin Kangasalan sähköasemaan liittyvät siirtojohdot. Kangasala – Hervanta –yhteyden virta on 660 ampeeria (70% maksimista) ja Kangasala – Alasjärvi –yhteyden 650 ampeeria (69% maksimista). Näiden lisäksi yli viidenkymmenen prosentin kuormitusasteeseen nousevat Kaleva – Naistenlahti –kaapeli (360 ampeeria, 50% maksimista) sekä Alasjärvi - Kaleva (650 ampeeria, 69% maksimista) ja Hervanta – Rautaharkko (490 ampeeria, 52% maksimista) –johdot.

5.3.2. Tehonjako vikatilanteessa

Vuoden 2030 kuormitustasolla löydettiin helmikuun kuormitustilanteessa kaksi siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavaa N-1 –vikatilannetta sekä seitsemän N-2 –tilannetta. Lisäksi neljä N-2 -vikatilannetta johti vähintään yhden siirtoyhteyden joutumiseen lähelle ylikuormitusta (yli 90% kuormitusaste). Vikatilanteet on esitetty taulukossa 5.8.

57

Taulukko 5.8: Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat viat vuoden 2030

kuormitustasolla helmikuun kuormitustilanteessa. Vika Yli 90% kuormitetut johdot,

virta / kuormitusaste Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

1. Ratina – Lielahti ei käytössä LLT - LMP 670A / 105% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

8. Lielahti – Lamminpää ei käytössä LLT – RAT 670A / 105% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

17. Naistenlahti 1 ei tuota ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä

KA – HRV 960A / 102% Kyllä

18. Naistenlahti 1 ei tuota ja Hervanta – Kangasala ei käytössä

KA – ALJ 960A / 102% Kyllä

21. Lielahti ei tuota ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä

KA – HRV 1020A / 109% Kyllä

22. Lielahti ei tuota ja Hervanta – Kangasala ei käytössä

NSL – RAT 900A / 125% KA – ALJ 1020A / 109%

Kyllä

23. Lielahti ei tuota ja Naistenlahti – Vesilinna ei käytössä

NSL – RAT 750A / 105% Kyllä

27. Naistenlahti – Kaleva ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä

NSL – VSL 710A / 114% LLT – RAT 840A / 131%

Ei

28. Naistenlahti – Kaleva ja Naistenlahti – Vesilinna ei käytössä

NSL – RAT 710A / 99% Ei

29. Naistenlahti – Vesilinna ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä

NSL – KLV 710A / 99% Ei

30. Ratina – Rautaharkko 1 ja Naistenlahti – Kaleva ei käytössä

RAT – RTH 2 640A / 104% Kyllä

33. Ratina – Lielahti ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä

LLT – LMP 670A / 104% NSL – KLV 840A / 116%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

34. Naistenlahti – Kaleva ja Ratina – Lielahti ei käytössä

LLT – LMP 670A / 104% NSL – RAT 840A / 117%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

Vikatapauksissa 1 ja 8 yleinen kuormitustason kasvu ei vaikuta ylikuormittuneiden siirtoyhteyksien virtoihin. Kyseisissä vikatapauksissa ongelmana on Lielahden voimalaitoksen tuottaman tehon siirtäminen Lielahden sähköasemalta eteenpäin silloin, kuin toinen asemalta lähtevistä johdoista on vikaantuneena. Koska voimalaitosten tuottama sähköteho pidettiin kuormitustason suhteen vakiona, ylikuormittuvan siirtojohdon virta ei riipu kuormitustasosta. Kyseisissä vikatapauksissa pätevät siis samat havainnot kuin nykytilanteen tapauksessakin. Vikatapauksissa 17 ja 18 Naistenlahden voimalaitoksen ykkösyksikkö on poissa käytöstä ja samanaikaisesti toinen Kangasalan sähköasemaan yhteydessä olevista siirtoyhteyksistä ( Hervanta – Kangasala tai Alasjärvi – Kangasala) vikaantuu. Tämä ei nykytilanteen aiheuttanut minkään siirtojohdon joutumista lähelle ylikuormitusta, mutta vuoden 2030 kuormitustasolla jäljelle jäävä Kantaverkkoyhteys joutuu lievään ylikuormaan (960 ampeeria, 102% suurimmasta sallitusta). Tämä ei taaskaan talvisaikaan ole varsinainen ongelma, sillä avojohtoja voidaan pakkassäällä ylikuormittaa muutamia kymmeniä prosentteja. Mikäli jäljelle jäävän kantaverkkoyhteyden virtaa halutaan kuitenkin pienentää, tämä onnistuu syöttämällä

58

Myllypuron sähköasemaa Melon suunnasta. Kangasalan sähköasemaan kytketyn siirtojohdon virta pienenee tällöin 820 ampeeriin eli 87 prosenttiin kuormitettavuudesta. Vikatapaus 21 vastaa muuten vikatapausta 17, mutta sähköntuotannon häiriö tapahtuu tässä tapauksessa Lielahden voimalaitoksella. Tämäkään vikatapaus ei nykyisellä kuormitustasolla aiheuttanut siirtoyhteyksien ylikuormittumista, mutta 2030 –vuoden kuormitustasolla Kangasala – Hervanta –johto joutuu 1030 ampeerin kuormaan, eli yhdeksän prosentin ylikuormaan. Ylikuormittuminen voidaan jälleen ratkaista Melo – Myllypuro –yhteyden avulla: Syöttämällä Myllypuron sähköasemaa sekä Lamminpään sähköaseman toista päämuuntajaa Melon suunnasta Kangasala – Hervanta –johdon virta pienenee 750 ampeeriin eli 80 prosenttiin suurimmasta sallitusta. Vikatapauksessa 22 Lielahden voimalaitos on poissa käytöstä ja Kangasala – Hervanta –johto vikaantuu. Tällöin kaikki Tampereen siirtoverkossa tarvittava sähköteho kulkee Naistenlahden sähköaseman kautta. Tämä aiheutti jo nykyisellä kuormitustasolla Naistenlahti – Ratina –kaapelin ylikuormittumisen, mutta 2030 –luvun kuormitustasolla kaapelin ylikuormittuminen on huomattavasti suurempaa: Kaapelin virta nousee 900 ampeeriin, joka on 25 prosenttia yli kaapelin kuormitettavuuden. Tämän lisäksi Kangasala – Alasjärvi –johdon kuormitus nousee 1020 ampeeriin eli 109 prosenttiin maksimista. Nykyisellä kuormitustasolla vikatapaus pystyttiin selvittämään kaupungin siirtoverkon sisäisillä kytkennöillä, mutta vuoden 2030 kuormitustasolla joudutaan turvautumaan Melon ja Myllypuron väliseen siirtoyhteyteen. Syöttämällä Myllypuron sähköasemaa sekä Lamminpään sähköaseman kakkosmuuntajaa Melon suunnasta saadaan Naistenlahden sähköaseman kautta kulkevaa tehoa pienennettyä riittävästi, jotta Naistenlahti – Ratina –kaapelin ylikuormittuminen voidaan selvittää Tampereen siirtoverkon sisäisillä kytkennöillä. Kuvissa 5.7a ja b on esitetty vikatapaus sekä sen ratkaisemiseksi tarvittavat kytkentätoimenpiteet. Myllypuron sähköasemalla Melo – Myllypuro –yhteys on siis otettu käyttöön. Lamminpään sähköasemalla ykkösmuuntaja sekä Lielahti –johto on siirretty VR:n muuntajien ja Vesilinna –johdon kanssa samalle kiskolle ja kiskokatkaisija on avattu. Ratinan sähköasemalla Päämuuntajat on vaihdettu vastakkaisille kiskoille, Rautaharkko 2 –kaapeli on siirretty Rautaharkko 1 –kaapelin kanssa samalle kiskolle ja kiskokatkaisija on avattu. Kytkentöjen seurauksena Melon kautta syötetään Myllypuron sähköasemaa sekä Lamminpään kakkosmuuntajaa. Naisenlahti – Vesilinna –kaapelin kautta siirretään tehoa Vesilinnan sähköasemalle, Lamminpään ykkösmuuntajalle ja VR:n muuntajille sekä Ratinan ykkösmuuntajalle. Naistenlahti – Ratina –kaapeli puolestaan syöttää Ratinan kolmosmuuntajaa sekä Rautaharkon ja Hervannan sähköasemia. Naistenlahti – Ratina –kaapelin virta pienenee kytkentöjen seurauksena 600 ampeeriin eli 83 prosenttiin suurimmasta sallitusta. Kangasala – Alasjärvi –johdon virta puolestaan pienenee 800 ampeeriin eli 86 prosenttiin maksimista.

59

Kuva 5.7a: Tehonjako helmikuun kuormitustilanteessa vuoden 2030 kuormitustasolla

vikatilanteessa 22: Lielahden voimalaitoksen tuotannossa on häiriö ja Kangasala –

Hervanta –johto on irtikytketty.

Kuva 5.7b: Tehonjako helmikuun 2030 kuormituksilla vikatilanteessa 22, optimoitu

kytkentätilanne.

60

Vikatapauksessa 23 Lielahden voimalaitos on poissa käytöstä ja Naistenlahti – Vesilinna –kaapeli vikaantuu. Tämä aiheutti jo nykyisellä kuormitustasolla Naistenlahti – Ratina –kaapelin virran kasvamiseen lähelle ylikuormitusrajaa (690 ampeeria, 96% kuormitusaste). Vuoden 2030 kuormitustasolla tilanne on nykytilannetta pahempi, sillä kaapelin virta kasvaa tällöin jo selvästi ylikuormituksen puolelle (750 ampeeria, 105% kuormitusaste). Vikatapaus voidaan selvittää samaan tapaan kuin nykytilanteessakin, eli kasvattamalla Naistenlahdesta Kalevaan kulkevan virran määrää. Tällöin Naistenlahdesta Ratinan suuntaan siirtyvä virta vastaavasti pienenee. Nykytilanteessa tämä saavutettiin parhaiten irtikytkemällä Kangasala – Alasjärvi –johto, mutta vuoden 2030 kuormitustasolla tämä aiheuttaisi Kangasala – Hervanta –johdon ylikuormittumisen, sillä pääosa Tampereen etelä- ja itäosissa tarvittavasta sähköstä jouduttaisiin ottamaan kantaverkosta. Vuoden 2030 kuormitustasolla parhaaseen lopputuloksen päästäänkin, jos Kangasala – Alasjärvi –johdon sijaan irtikytketään Alasjärvi – Kaleva –kaapeli. Naistenlahti – Ratina – kaapelin virta ei tällöin pienene liian paljoa, joten Kangasalta Hervantaan siirrettävä teho pysyy johdon kuormitettavuuden rajoissa (790 ampeeria, 84% kuormitusaste). Naistenlahti – Ratina – yhteyden virta pienenee tällaisella kytkennällä 520 Ampeeriin eli 72 prosenttiin kaapelin kuormitettavuudesta. Vikatapauksissa 27-29 kaksi kolmesta Naistenlahden Sähköasemalta lähtevästä siirtokaapelista on samanaikaisesti vikaantuneena, jolloin jäljellä oleva kaapeli ylikuormittuu tai joutuu aivan kuormitettavuutensa rajoille. Tilanne on vuoden 2030 kuormitustasolla hieman nykytilannetta lievempi, sillä kasvaneen kuormitustason johdosta Naistenlahden voimalaitoksen tuotannosta jää pienempi osa siirrettäväksi sähköasemalta eteenpäin. Muuten kyseisten vikatilanteiden kohdalla pätevät samat havainnot kuin nykyverkon tapauksessakin, eli ainoa tapa selvittää kussakin vikatilanteessa jäljelle jääneen kaapelin ylikuormittuminen on vähentää Naistenlahden voimalaitoksen tuotantoa. Lisäksi vikatapauksessa 27, jossa vikaantuneena ovat Naistenlahti – Kaleva ja Ratina – Naistenlahti –kaapelit, ylikuormittuu Lielahden ja Ratinan välinen siirtoyhteys. Tämän yhteyden ylikuormittuminen voidaan selvittää samaan tapaan kuin nykytilanteessakin, eli ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja irtikytkemällä Lielahti – Lamminpää –johto. Vikatapauksessa 30 paksumpi Ratinan ja Rautaharkon välisistä kaapeleista on poissa käytöstä, kun Pohjoisempi Tampereen siirtoverkkoyhteysketjuista katkeaa Naistenlahti – Kaleva –väliltä. Tällöin jäljelle jäävällä Ratina – Rautaharkko 2 -kaapelilla siirretään tehoa Hervannan ja Rautaharkon sähköasemille, minkä lisäksi kaapelia kuormittaa Tampereella tuotettu ylimääräinen, kantaverkkoon siirrettävä teho. Nykytilanteen tarkastelussa Ratina – Rautaharkko 2 –kaapeli joutui selkeään 28 prosentin ylikuormaan, mutta vuoden 2030 kuormitustasolla kaapeli ylikuormittuu vain

61

lievästi (640 ampeeria, 104% kuormitusaste), sillä lisääntyneen sähkönkulutuksen johdosta pienempi osa Tampereella tuotetusta sähköstä jää kantaverkkoon siirrettäväksi. Nykytilanteessa kaapelin ylikuormittuminen pystyttiin selvittämään yksinkertaisesti ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja irtikytkemällä Hervanta – Kangasala –johto. Ratina – Rautaharkko 2 –kaapeli syöttää tällöin ainoastaan Hervannan ja Rautaharkon sähköasemia ,ja ylimääräinen Tampereella tuotettu teho siirretään Myllypurosta Melon suuntaan. Vuoden 2030 kuormitustasolla tällainen ratkaisu ei ole paras mahdollinen, sillä kasvaneiden kuormitusten takia Ratina – Rautaharkko 2 –kaapeli jäisi silti melko raskaaseen kuormaan (550 ampeeria, 89% kuormitusaste). Parempi ratkaisu vuoden 2030 kuormitustasolla on Hervanta – Kangasala –johdon irtikytkemisen sijaan järjestää Hervannan sähköasemalla kytkentä siten, että ykkösmuuntaja on Rautaharkko –johdon kanssa yhdellä kiskolla ja kakkosmuuntaja Kangasala –johdon kanssa toisella kiskolla, ja tämän jälkeen avata Hervannan kiskokatkaisija. Ratina – Rautaharkko 2 –kaapeli syöttää tällöin vain Rautaharkon sähköasemaa sekä Hervannan ykkösmuuntajaa, jolloin kaapelin virta jää kohtuullisemmalle 460 ampeerin tasolle, joka on 75 prosenttia kaapelin kuormitettavuudesta. Myllypurosta Meloon siirretään tässä kytkentätilanteessa 62 megawattia tehoa.

Vikatapauksissa 33 ja 34 vikaantuneena on Lielahti – Ratina –yhteys sekä toinen Naistenlahdesta kantaverkkoon päin lähtevistä kaapeleista (Naistenlahti – Ratina tai Naistenlahti – Kaleva). Jäljelle jäävä näistä kaapeleista joutuu tällöin 840 ampeerin kuormaan, eli se ylikuormittuu 16-17 prosenttia. Ylikuormittuminen on lievempää kuin vastaavassa vikatapauksessa nykyverkon kuormituksilla laskettuna: nykytilanteessa ylikuormittuminen oli 33 prosentin tasoa. Tämä johtuu siitä, että Tampereen kuormitusten kasvun myötä kantaverkkoon siirrettävän tehon määrä on vuonna 2030 pienempi kuin nykytilanteessa.

Molemmat vikatilanteet voidaan selvittää täsmälleen samaan tapaan kuin nykytilanteessakin, eli ottamalla Myllypuro – Melo –yhteys käyttöön ja irtikytkemällä Lamminpää – Vesilinna –johto. Ylikuormittuneen kaapelin virta pienenee tällöin 550 ampeeriin eli 77 prosenttiin kaapelin kuormitettavuudesta.

Tämän lisäksi molemmissa vikatapauksissa ylikuormittuu lievästi Lielahti – Lamminpää –johto: siirtoyhteyden virta nousee 670 ampeeriin eli johto ylikuormittuu neljä prosenttia. Kytkentätoimenpiteillä ei voida selvittää johdon ylikuormittumista, mutta neljän prosentin ylikuormitus ei avojohdolle ole talvisaikaan ongelma.

Toukokuun kuormitustapauksessa vuoden 2030 kuormitustasolla

löydettiin kolme N-1 –vikatapausta ja yksitoista N-2 vikatapausta, jotka johtivat siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen. Nykytilanteeseen verrattuna ylikuormittuminen oli odotetusti huomattavasti pahempaa: Toukokuun kuormitustilanteessa ongelmana on sähkötehon siirtäminen kantaverkosta Tampereen siirtoverkon asemille, ja kuormitustason nousu kasvattaa suoraan kantaverkosta tarvittavan tehon määrää. Ylikuormittumiseen johtavat vikatilanteet on esitetty taulukossa 5.9

62

Taulukko 5.9: Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat viat vuoden

2030 kuormitustasolla toukokuun kuormitustilanteessa. Vika Yli 90% kuormitetut johdot,

virta / kuormitusaste Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

5. Naistenlahti – Kaleva ei käytössä

HRV – RTH 860A / 91% KA – HRV 1030A / 109%

Kyllä

10. Kaleva – Alasjärvi ei käytössä HRV – RTH 1030A /110% KA – HRV 1200A / 128%

Kyllä

11. Alasjärvi – Kangasala ei käytössä

HRV – RTH 1150A / 123% KA – HRV 1320A /141%

Kyllä, jos Melosta saadaan riittävästi tehoa

12. Rautaharkko – Hervanta ei käytössä

KLV – NSL 850A / 119% ALJ – KLV 1030A / 109% KA – ALJ 1140A / 122%

Kyllä

13. Hervanta – Kangasala ei käytössä

NSL – RAT 730A / 101% KLV – NSL 1030A / 143% ALJ – KLV 1200A / 128% KA – ALJ 1320A / 140%

Kyllä, jos Melosta saadaan riittävästi tehoa

19. Naistenlahti 2 ei tuota ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä

HRV – RTH 1280A / 136% KA – HRV 1450A / 154%

Ei

20. Naistenlahti 2 ei tuota ja Hervanta – Kangasala ei käytössä

NSL – RAT 730A / 101% KLV – NSL 1150A / 160% ALJ – KLV 1330A / 141% KA – ALJ 1440A / 154%

Ei

27. Naistenlahti – Kaleva ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä

HRV – RTH 860A / 91% KA – HRV 1030A / 109%

Kyllä

28. Naistenlahti – Kaleva ja Naistenlahti – Vesilinna ei käytössä

HRV – RTH 860A / 91% KA – HRV 1030A / 109%

Kyllä

29. Naistenlahti – Vesilinna ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä

HRV – RTH 870A / 93% KA – HRV 1040A / 111%

Kyllä

30. Ratina – Rautaharkko 1 ja Naistenlahti – Kaleva ei käytössä

RTH – RAT 2 630A / 102% HRV – RTH 860A / 91% KA – HRV 1030A / 109%

Kyllä

31. Ratina – Rautaharkko 1 ja Kaleva – Alasjärvi ei käytössä

RTH – RAT 2 810A / 131% HRV – RTH 1030A /110% KA – HRV 1200A / 128%

Kyllä

32. Ratina – Rautaharkko 1 ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä

RTH – RAT 2 930A / 149% HRV – RTH 1150A / 123% KA – HRV 1330A / 141%

Kyllä, jos Melosta saadaan riittävästi tehoa

34. Naistenlahti – Kaleva ja Ratina – Lielahti ei käytössä

HRV – RTH 860A / 91% KA – HRV 1030A / 109%

Kyllä

63

Vikatapauksissa 5, 10 ja 11 kyse on siirtoyhteysketjun Kangasala – Alasjärvi – Kaleva – Naistenlahti katkeamisesta eri kohdista. Tämä johtaa eteläisemmän siirtoyhteysketjun ylikuormittumiseen erityisesti Kangasala – Hervanta –väliltä. Vakavin vikatapauksista on Kangasala – Alasjärvi –johdon irtikytkeytyminen (vika 11), sillä tällöin kaikille Tampereen sähköasemille joudutaan siirtämään tehoa Kangasala – Hervanta –johtoa pitkin. Tämä aiheutti jo nykytilanteen tarkastelussa kyseisen johdon ylikuormittumisen 13 prosentin verran. Vuoden 2030 kuormitustasolla ylikuormittuminen on vielä vakavampaa: johdon virta nousee 1320 ampeeriin, eli johto ylikuormittuu 41 prosenttia. Ylikuormitustilannetta voidaan lievittää syöttämällä Tampereen länsiosaa Melon kautta, mutta tilanne vaatii Melo –yhteyden kuormittamisen aivan äärirajoilleen. Syöttämällä Myllypuron, Lamminpään ja Vesilinnan sähköasemia Melon suunnasta Kangasala – Hervanta –johdon kuormitus laskee 900 ampeeriin, joka on 97 prosenttia johdon kuormitettavuudesta. Johdon virta laskee siis vaivoin sallitun kuormitusrajan alapuolelle, ja varmuusmarginaali johdon kuormitettavuuteen nähden jää vaarallisen pieneksi. Lisäksi yllämainittujen kytkentöjen jälkeen Melosta otetaan 82 megawattia tehoa, joka jo hieman ylittää siirtoyhteydelle karkeasti arvioidun 80 megawatin kapasiteetin. Pohjoisemman kantaverkkoyhteysketjun katkeaminen Alasjärvi – Kaleva –väliltä (vika 10) tai Kaleva – Naistenlahti –väliltä (vika 5) johtavat lievempään ylikuormitustilanteeseen Kangasala – Hervanta –johdolla. Tilanne on tällöin helpommin selvitettävissä Melo – Myllypuro –yhteyden avulla myös vuoden 2030 kuormitustasolla. Vikatapauksissa 12 ja 13 kyse on puolestaan eteläisemmän kantaverkkoyhteysketjun katkeamisesta Hervanta – Rautaharkko –väliltä (vika 12 ) tai Kangasala – Hervanta –väliltä (vika 13). Vikatapaus 13 on näistä vakavampi ja johtaa Tampereen pohjoisemman kantaverkkoyhteysketjun selvään ylikuormittumiseen. Tämän lisäksi myös Naistenlahti – Ratina –kaapeli ylikuormittuu lievästi (101% kuormitusaste). Tilanne voidaan selvittää samaan tapaan kuin vikatapausten 5-11 yhteydessä, eli ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön. Kuitenkin Naistenlahti – Ratina –kaapelin ylikuormittumisen takia Tampereen siirtoverkon kytkentä kannattaa järjestää siten, että Melon suunnasta syötetään Myllypuron, Lamminpään ja Lielahden sähköasemia sekä Ratinan ykkösmuuntajaa. Tällaisella kytkennällä Myllypuron sähköasema ottaa Melon suunnasta noin 83 megawattia tehoa, eli jälleen hieman yli 80 megawatin kapasiteetin. Melo –yhteyden käyttöönotto pienentää Kangasalta otettavan virran määrää siten, kytkennän jälkeen Kangasala – Alasjärvi –johdon virta on 900 ampeeria ja kuormitusaste 96 prosenttia. Johdon virta jää siis jälleen vaarallisen lähelle suurinta sallittua arvoa. Eteläisemmän siirtoyhteysketjun katkeaminen Hervanta – Rautaharkko –väliltä johtaa selvästi edellistä vikatapausta lievempään ylikuormitusongelmaan, ja tilanne voidaan selvittää ilman, että Melo – Myllypuro –yhteyttä täytyy kuormittaa äärirajoilleen.

64

Vikatapaukset 19 ja 20 ovat vakavampia variaatioita vikatapauksista 11 ja 13. Toinen Kangasala – Hervanta ja Kangasala – Alasjärvi –johdoista on vikaantuneena, minkä lisäksi viimeinenkin toiminnassa ollut tuotantolaitos, naistenlahden kakkosyksikkö, on poissa käytöstä. Tämä lisää entisestään jäljellä olevan kantaverkkoyhteyden kuormitusta, jolloin kyseisen siirtoyhteyden virta nousee vuoden 2030 kuormitustasolla jopa 1440-1450 ampeeriin, eli siirtoyhteys ylikuormittuu 54 prosenttia. Näin vakavaa ylikuormittumista ei voida selvittää edes Melo – Myllypuro –yhteyden avulla, sillä edes Myllypuron, Lamminpään ja Vesilinnan syöttäminen Melon suunnasta ei riitä laskemaan Kangasalaan yhteydessä olevan siirtojohdon virtaa johdon kuormitettavuuden alapuolelle. Ylikuormituksen selvittämiseksi täytyisi edellä mainittujen asemien lisäksi myös Naistenlahden sähköasemaa syöttää Melosta. Tämä vaatisi kuitenkin 105 megawatin tehon ottamista Melon suunnasta, mikä ei käytännössä liene mahdollista. Tällöinkin ylikuormittuneen siirtoyhteyden virta laskisi vain juuri ja juuri kuormitettavuuden alapuolelle (920 ampeeria, 98% kuormitusaste). Vikatapauksissa 27-29 kaksi kolmesta Naistenlahden sähköasemalta lähtevästä siirtoyhteydestä on samanaikaisesti poissa käytöstä. Tämä aiheuttaa toukokuun kuormitustilanteessa virtojen kasvua Tampereen eteläisemmällä kantaverkkoyhteydellä. Nykytilanteen tarkastelussa vikatapaukset eivät johtaneet varsinaisesti minkään johto-osuuden ylikuormittumiseen. Ainoastaan Naistenlahti – Vesilinna ja Naistenlahti – Ratina –kaapeleiden samanaikainen vikaantuminen (vika 29) noteerattiin vikatarkastelussa, ja tällöinkin Kangasala – Hervanta –johdon kuormitus nousi vain 850 ampeeriin eli 90 prosenttiin johdon kuormitettavuudesta. Vuoden 2030 kuormitustasolla kaikki kolme vikatapausta aiheuttavat selvää ylikuormittumista Kangasala – Hervanta –välillä. Johdon virta nousee 1030-1040 ampeeriin, eli johto ylikuormittuu noin kymmenen prosenttia. Kaikki kolme vikatapausta voidaan kuitenkin selvittää syöttämällä Myllypuron ja Lamminpään sähköasemia Melon suunnasta. Tämä tosin vaatii joitakin ylimääräisiä kytkentätoimenpiteitä Lamminpään sähköasemalla: Vesilinnan sähköasemalle täytyy järjestää syöttö Lamminpään kautta, koska vikojen takia Vesilinnaa ei voida syöttää Naistenlahden suunnasta. Käytännössä tämä onnistuu siten, että Lamminpään sähköasemalla VR:n muuntajat siirretään kahden muun päämuuntajan ja Myllypuro –johdon kanssa samalle kiskolle, Lielahti –johto siirretään Vesilinna –johdon kanssa toiselle kiskolle ja kiskokatkaisija avataan. Kun Melo – Myllypuro –yhteys otetaan käyttöön, Lamminpään muuntajia syötetään Myllypuron suunnasta ja Vesilinnaa Lielahden suunnasta Lamminpään toisen kiskon kautta. Näillä kytkennöillä Kangasala – Hervanta –johdon virta laskee vikatapauksesta riippuen 760-770 ampeeriin eli 81-82 prosenttiin suurimmasta sallitusta. Vikatapauksissa 30-32 paksumpi Rautaharkon ja Ratinan välisistä kaapeleista on poissa käytöstä ja Kangasala – Alasjärvi – Kaleva – Naistenlahti –siirtoketju katkeaa eri kohdista. Vikatapaukset vastaavat siis pitkälti jo käsiteltyjä vikatapauksia 5,10 ja 11, mutta toisen Rautaharkko – Ratina –kaapelin puuttuminen heikentää selvästi kyseisten sähköasemien välistä yhteyttä ja johtaa jäljelle jääneen kaapelin ylikuormittumiseen.

65

Lievin vikatapauksista on Kaleva – Naistenlahti -kaapelin vikaantuminen samanaikaisesti Rautaharkko – Ratina 1 –kaapelin kanssa. Tämä ei nykytilanteen tarkastelussa johtanut minkään siirtoyhteyden ylikuormittumiseen, mutta vuoden 2030 kuormitustasolla Kangasala – Hervanta –johto ylikuormittuu yhdeksän prosenttia ja Rautaharkko – Ratina 2 –kaapeli kaksi prosenttia. Kahdessa muussa vikatapauksessa siirtoyhteyksiä joutui kuormitettavuutensa rajoille tai ylikuormaan jo nykyverkon tarkastelussa, ja vuoden 2030 kuormitustasolla ylikuormittuminen on huomattavasti suurempaa. Ylikuormittumiset voidaan kussakin vikatapauksessa selvittää syöttämällä Tampereen länsiosaa Melon kautta. Tosin vikatapausta 32 selvitettäessä Melo – Myllypuro –yhteydestä joudutaan ottamaan koko kapasiteetti käyttöön, kuten vikatapauksessa 11 jouduttiin tekemään. Vikatapauksessa 34 vikaantuneina ovat samanaikaisesti Kaleva – Naistenlahti sekä Ratina – Lielahti –yhteydet. Tämä ei nykyverkon tarkastelussa aiheuttanut minkään siirtoyhteyden ylikuormittumista, mutta vuoden 2030 kuormitustasolla Kangasala – Hervanta –johto ylikuormittuu yhdeksän prosenttia. Ylikuormittuminen johtuu siitä, että Kaleva – Naistenlahti –kaapelin vikaantumisen takia Tampereen pohjoisemmalla kantaverkkoyhteydellä voidaan syöttää tehoa vain Kalevan sähköasemalle asti, joten eteläisempi kantaverkkoyhteys joutuu syöttämään suurinta osaa Tampereen siirtoverkosta. Ratina – Lielahti –osuuden vikaantuminen ei siis toukokuun kuormitustapauksessa aiheuta siirtoyhteyksien ylikuormittumista. Tilanne on siis pitkälti vikatapauksen 5 kaltainen ja ylikuormitustilanne voidaan myös selvittää samalla tavalla: Syöttämällä Tampereen länsiosaa Melon suunnasta.

5.4. Vikatarkastelun yhteenveto

Tarkastelun perusteella talven kuormitustilanteessa suurimmaksi kysymykseksi nousee, pystytäänkö Naistenlahden ja Lielahden voimalaitoksissa tuotettu teho siirtämään verkkoon silloin, kun jotkin voimalaitosten yhteydessä olevien sähköasemien siirtoyhteyksistä ovat vikaantuneina. Lielahden sähköasema on yhteydessä kahteen muuhun sähköasemaan, ja jos toinen näistä siirtoyhteyksistä vikaantuu, niin jäljelle jäävä yhteys joutuu lievään ylikuormaan. Tämä ei kuitenkaan ole talvella varsinainen ongelma, sillä ylikuormittuva johto-osuus on tyypiltään Duck- avojohtoa ja kestää talvisissa olosuhteissa varsin hyvin ylikuormitusta. Naistenlahden sähköasemalta on yhteydet kolmeen muuhun sähköasemaan, ja yhden yhteyden vikaantuminen ei vielä ylikuormita kahta jäljelle jäävää johtoa. Talven kuormitustilanteessa Tampereen siirtoverkko selviääkin kaikista N-1 –vikatapauksista ilman suurempia ongelmia. Myös tarkastelluista N-2 –vikatapauksista eniten ylikuormittumisia aiheuttivat ne kaksoisviat, joissa vikaantuneina komponentteina olivat jotkin Naistenlahden ja Lielahden sähköasemilta lähtevistä siirtoyhteyksistä. Erityisen ongelmalliseen tilanteeseen joudutaan, jos Naistenlahdesta Ratinan ja Kalevan suuntaan lähtevät

66

kaapelit ovat samaan aikaan vikaantuneena. Tällöin Naistenlahden tuotanto joudutaan siirtämään Vesilinnan suuntaan 800mm2 maakaapelia pitkin, joka joutuu vajaan parinkymmenen prosentin ylikuormaan. Tällaisessa tilanteessa jouduttaneen jo sopimaan Naistenlahden voimalaitoksen kanssa tuotannon rajoittamisesta. Muissa kaksoisvikatapauksissa ylikuormittumiset jäivät muutaman prosentin suuruisiksi, tai ne pystyttiin selvittämään verkolla tehtävien kytkentätoimenpiteiden avulla. Huomionarvoista on myös, että vikatilanteet, joissa toisena tai molempina vikaantuvina komponentteina olivat Tampereen tuotantolaitokset, eivät aiheuttaneet erityisen pahoja ongelmia verkolla.

Toukokuun kuormitustilanteessa puolestaan suurimpana ongelmana on tarvittavan sähkötehon siirtäminen kantaverkosta Tampereelle silloin, kun toinen Kangasalan sähköasemaan liittyvistä siirtoyhteyksistä on vikaantuneena. Tampereella tarvittava teho siirtyy tällöin kokonaisuudessaan jäljelle jäävää kantaverkkoyhteyttä pitkin, jolloin yhteys ylikuormittuu. Lähes kaikki toukokuussa ylikuormittumista aiheuttaneet N-1 ja N-2 vikatapaukset olivatkin juuri sellaisia, joissa toisena vikaantuvista komponenteista oli jommankumman kantaverkkoyhteysketjun katkeaminen. Toukokuussa kaikki ylikuormittumista aiheuttaneet vikatapaukset pystyttiin selvittämään ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön ja syöttämällä Tampereen länsiosaa Melon suunnasta. Mitään erityisen vakavaa vikatilannetta ei siis löydetty. Tarkastelussa tuli kuitenkin selvästi esille, mitä vaaratekijöitä aiheutuu siitä, että Tampereen siirtoverkko on kiinteästi yhteydessä kantaverkkoon vain kahdella siirtojohdolla. Oman sähköntuotannon ollessa vähäistä Tampere on kantaverkkoyhteyden vikaantumisen sattuessa riippuvainen siitä, että Melo – Myllypuro –yhteys saadaan otettua riittävän nopeasti käyttöön, ja että Melon suunnasta pystytään siirtämään tarvittava määrä tehoa. Kuormitustason kasvattaminen nykytilanteesta vuotta 2030 vastaavalle tasolle ei helmikuun kuormitustilanteessa juurikaan vaikuttanut vikatarkastelun tuloksiin. Tämä johtui siitä, että Tampereen voimalaitosten tuotanto pidettiin muuttumattomana. Kuormitustason kasvu tosin aiheutti sen, että kaksoisvikatapaukset, joissa toisena vikaantuneena komponenttina oli jokin voimalayksiköistä, aiheuttivat aiempaa kovempaa ylikuormittumista kantaverkkoyhteyksillä. Nämä ylikuormittumiset pystyttiin kuitenkin selvittämään ottamalla Melo – Myllypuro –yhteys käyttöön. Toukokuun tilanteessa kuormitusten muuttaminen vuoden 2030 tasolle puolestaan vaikutti merkittävästi tarkastelun tuloksiin. Siirtoverkon virrat kasvoivat parisenkymmentä prosenttia, mikä pahensi selvästi eri vikatilanteissa tapahtuvia siirtojohtojen ylikuormittumisia. Toisen kantaverkkoyhteyden katkeaminen vuoden 2030 kuormitustasolla aiheutti sen, että jäljelle jäänyt kantaverkkoyhteys ylikuormittui neljäkymmentä prosenttia, ja ylikuormituksen selvittämiseksi Melo – Myllypuro –yhteydestä jouduttiin ottamaan koko arvioitu siirtokapasiteetti käyttöön. Mikäli kantaverkkoyhteyden kanssa oli samanaikaisesti vikaantuneena toukokuussa ainoa käynnissä oleva tuotantoyksikkö (Naistenlahti 2), jäljelle jääneen kantaverkkoyhteyden

67

ylikuormittumista ei enää pystytty selvittämään. Tässä yhteydessä on kuitenkin syytä huomioida, että laskelmissa käytetty kuormitusten kasvuennuste on nykyvalossa tarkasteltuna melko optimistinen, sillä kuormitusten oletettiin kasvavan noin prosentin verran vuosittain. Todellisuudessa Tampereella sähkönkulutus on vuoden 2006 huippuvuoden jälkeen ollut hieman laskemaan päin.

68

6. TAMPEREEN SIIRTOVERKON INVESTOINNIT

6.1. Tarkastelumenetelmä

Tampereen siirtoverkon vahvistamiseksi on suunnitteilla joitakin investointeja, joiden vaikutuksia on tässä luvussa tutkittu tehonjakolaskennan keinoin. Tarkastelumenetelmä on sama kuin nykyverkon tarkastelussakin, ja tarkoituksena on tutkia investointien vaikutuksia siirtoverkon johto-osuuksien kuormittumisiin peruskytkentätilanteessa sekä eri vikatilanteissa. Vertaamalla laskentatuloksia nykyverkon tehonjakolaskennan tuloksiin saadaan selville, kuinka hyödyllisiä investoinnit ovat siirtoverkon käyttövarmuuden parantamisen kannalta.

6.2. Hankkion sähköaseman rakentaminen

6.2.1. Taustatiedot

Hankkion kaupunginosassa sähkönjakelu on järjestetty 20kV:n kytkinaseman avulla, jonne on vedetty 20kV:n siirtoyhteydet Kalevan, Hervannan ja Alasjärven sähköasemilta. Tavallisesti kytkinasemaa syötetään Kalevasta siten että Kalevan muuntaja 1 syöttää Hankkioon lähtevää johtoa ja muuntaja 2 huolehtii Kalevan alueen syöttämisestä. Kuormitusten kasvaessa Hankkion alueella lisääntyy tarve korvata kytkinasema varsinaisella 110/20kV:n sähköasemalla. Asemalle on varattu tontti Kangasalantien ja Tampere – Jyväskylä –moottoritien risteyksen yhteydestä. Asema syöttäisi nykyisen kytkinaseman aluetta, minkä lisäksi osa Hervannan sähköaseman syöttämistä kuormituksista siirrettäisiin Hankkion aseman vastuulle.

Hankkion sähköasemalle kaapeloitaisiin 110kV:n siirtoyhteydet Alasjärven sähköasemalta sekä mahdollisesti myös Hervannan sähköasemalta. Alasjärveltä tuleva kaapeli kulkisi Tampere – Jyväskylä –moottoritien vierustaa , ja kaapelin pituudeksi tulisi 2,6km. Hervannasta kaapelin rakentaminen Hankkion

69

sähköasemalle on vaikeampi tehtävä, eikä kaapelin reittiä ole vielä tarkemmin suunniteltu. Yksi vaihtoehto on kaapelin vetäminen Ahertajankatu – Juvanrinne – Juvankatu –reittiä, jolloin kaapelin pituudeksi tulisi 2,8km. Työssä on tarkasteltu Hankkion sähköaseman vaikutusta Tampereen siirtoverkon tehonjakoon erilaisissa vikatilanteissa. Mikäli Hankkion asema päädytään rakentamaan pistokkaaksi, sen vaikutukset siirtoverkon tehonjakoon jäävät varsin vähäisiksi. Silmukoidusti rakennettu Hankkion sähköasema (yhteydet Alasjärveltä ja Hervannasta) puolestaan luo verkkoon uuden Pohjois – Etelä –suuntaisen siirtoyhteyden, jota voidaan käyttää hyväksi vikatilanteissa. Työssä onkin tarkasteltu ainoastaan silmukoidusti rakennettua Hankkion asemaa. Tavoitteena on jälleen ollut saada selville, miten paljon uusi siirtoyhteys parantaisi Tampereen siirtoverkon selviämistä erilaisista vikatilanteista. Tämän perusteella voidaan päätellä, onko Hankkion sähköaseman rakentaminen silmukoiduksi järkevää.

Tarkastelussa on myös tutkittu Alasjärvi – Hankkio – Hervanta –yhteyttä pitkin kulkevaa virtaa eri vikatapauksissa. Virran avulla voidaan selvittää tarvittava kaapelin poikkipinta-ala kyseiselle siirtoyhteydelle. Pistokkaaksi rakennettu sähköasemahan pärjäisi varsin ohuella siirtokaapelilla, sillä tällöin kaapelin tehtävänä olisi syöttää ainoastaan Hankkion sähköasemaa. Silmukoidussa vaihtoehdossa kaapelin täytynee kuitenkin olla paksumpaa, jotta siirtoyhteyttä voitaisiin käyttää myös tehonsiirtoon Alasjärven ja Hervannan sähköasemien välillä.

Itse tehonjakotarkastelu on suoritettu samaan tapaan kuin nykyverkollekin, eli tarkastelussa on käsitelty kaksi eli kuormitustilannetta (helmikuu ja huhtikuu), kaksi kuormitustasoa (vuosi 2007 ja 2030) ja 34 eri vikatilannetta. Hankkion sähköasemalle on siirretty Hervannan sähköaseman ykkösmuuntajalta kulutusta keskimäärin kuuden megawatin tehoa vastaava määrä. Lisäksi Kalevan sähköaseman ykkösmuuntaja on irtikytketty verkosta ja vastaava määrä kulutusta on lisätty Hankkion asemalle.

6.2.2. Tarkastelutulokset vuoden 2007 kuormitustaso lla

Liitteessä 3 on lueteltu vikatilanteet, jotka johtavat siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen. Verrattaessa listaa nykyverkolla ylikuormittumista aiheuttaneisiin vikatilanteisiin (taulukot 5.3 ja 5.5) havaitaan, että helmikuun kuormitustilanteessa Hankkion sähköaseman lisäämisestä on varsinaista hyötyä vain kahdessa tarkastelluista vikatapauksista: tapauksissa 22 ja 23, joissa vikaantuneina ovat Lielahden voimalaitos sekä Hervanta – Kangasala tai Naistenlahti – Vesilinna –johto. Kyseiset vikatapaukset aiheuttivat ennen Hankkion lisäämistä ylikuormittumista verkolla, mutta Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen ylikuormittumista ei enää ilmene. Nykyverkollakin kyseiset ylikuormitustilanteet voitiin selvittää Tampereen siirtoverkon sisäisten kytkentätoimenpiteiden avulla, joten kokonaisuutena Hankkion sähköasemasta olisi silmukoituna varsin vähän hyötyä helmikuun kuormitustilanteessa siirtoverkon käyttövarmuuden kannalta.

70

Alasjärvi – Hankkio – Hervanta –yhteyden virta pysyy suurimmassa osassa vikatapauksia 370 ampeerissa tai sen alapuolella, mutta yhdessä vikatapauksessa virta nousee 560 ampeeriin (Tarkempi lista liitteessä 3). Huipputilanteessa Hankkio – Hervanta –kaapeli voidaan kuitenkin virran rajoittamiseksi irtikytkeä ilman, että siitä aiheutuu siirtoverkolle tehonjaon kannalta ongelmia. Toukokuun kuormitustilanteessa silmukoidusta Hankkion sähköasemasta on hyötyä seitsemässä eri vikatilanteessa. Uusi siirtoyhteys ehkäisee siirtoyhteyksien ylikuormittumisen vikatapauksissa 10 (Kaleva – Alasjärvi vikaantuneena), 12 (Rautaharkko – Hervanta vikaantuneena) ja 29 (Naistenlahti – Vesilinna ja Ratina – Naistenlahti vikaantuneena). Lisäksi neljässä muussa vikatapauksessa ylikuormittuminen jää lievemmäksi kuin ennen Hankkion rakentamista. Uudesta sähköasemasta ei kuitenkaan ole hyötyä toukokuun kaikkein vaikeimmissa vikatapauksissa, eli niissä, joissa vikaantuneena on toinen Kangasalan sähköasemaan liittyvistä siirtojohdoista (Alasjärvi – Kangasala tai Hervanta – Kangasala). Näissä vikatapauksissa koko Tampereen tarvitsema sähköteho joudutaan edelleen tuomaan Hervannan tai Alasjärven sähköasemalle asti yhdellä jäljellä olevalla siirtojohdolla, mikä johtaa kyseisen siirtojohdon selvään ylikuormittumiseen. Jotta Hankkion sähköasemasta olisi hyötyä edellä mainituissa vaikeimmissa vikatilanteissa, täytyisi Hankkion sähköasemalta vetää suora siirtoyhteys Kangasalan sähköasemalle. Tämän toteuttaminen lienee kuitenkin käytännössä vaikeaa. Toukokuun kuormitustilanteessa Alasjärvi – Hankkio – Hervanta –yhteyden virta nousee kahdessa vikatapauksessa yli 500 ampeeriin ja kolmessa muussa vikatapauksessa yli 450 ampeeriin. Tämän perusteella siirtoyhteys tulisi siis olla vahvuudeltaan vähintään 800mm2:n maakaapelia (kuormitettavuus noin 620A), jotta siirtoyhteys ei joudu vikatilanteissa ylikuormaan.

6.2.3. Tarkastelutulokset vuoden 2030 kuormitustaso lla

Vuoden 2030 helmikuun kuormitustilanteessa Hankkion sähköaseman lisäämisellä ei ole juuri mitään vaikutusta siirtoverkon käyttövarmuuteen. Ennen Hankkion sähköaseman lisäämistä kolmetoista vikatapausta tarkastelluista 34:stä aiheutti siirtoyhteyksien ylikuormittumista verkolla. Hankkion sähköaseman lisääminen ei ehkäise ylikuormittumista yhdessäkään näistä vikatapauksista. Vain yhdessä vikatapauksessa Hankkion sähköasemasta on edes osittaista hyötyä: Vikatapaus 22, jossa Hervanta – Kangasala –yhteys vikaantui Lielahden voimalaitoksen ollessa pysähdyksissä, aiheutti ennen Hankkion sähköaseman lisäämistä kahden siirtoyhteyden ylikuormittumisen. Hankkion sähköaseman lisääminen vähensi ylikuormittuvien yhteyksien määrän yhteen. Vuoden 2030 helmikuussa Alasjärvi – Hankkio – Hervanta –yhteyden virrat jäävät huomattavasti vastaavan vuoden toukokuun virtoja pienemmiksi. Virta nousee

71

yhdessä vikatapauksessa 540 ampeeriin ja kahdessa muussa tapauksessa yli 450 ampeeriin. Toukokuun 2030 kuormitustilanteessa Hankkion sähköaseman lisäämisestä on selvää hyötyä useissa vikatilanteissa. Ennen Hankkion lisäämistä neljätoista vikatapausta tarkastelluista 34:stä johti siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen. Hankkion sähköaseman lisääminen ehkäisee ylikuormittumisen neljässä näistä vikatilanteista. Tämän lisäksi kaikissa jäljelle jäävissä kymmenessä vikatapauksessakin Hankkion sähköasemasta on osittaista hyötyä, eli uuden sähköaseman lisääminen joko vähentää ylikuormittuvien siirtoyhteyksien lukumäärää tai lieventää ylikuormituksen suuruutta. Kuitenkin nykytilanteen tavoin myöskään vuoden 2030 kuormitustasolla Hankkion sähköaseman lisääminen ei ratkaise ylikuormitusongelmaa kaikkein vaikeimmissa vikatapauksissa, eli niissä, joissa vikaantuneena on toinen Alasjärvi – Kangasala ja Hervanta – Kangasala –johdoista. Hankkion sähköaseman lisääminen siis auttaa jo muutenkin helpompien vikatilanteiden selvittämistä, mutta ei tarjoa ratkaisevaa hyötyä juuri kaikkein vaikeimmissa vikatapauksissa. Toukokuun 2030 kuormitustasolla Alasjärvi – Hankkio – Hervanta –yhteyden virta nousi suurimmillaan 650 ampeeriin ja neljässä vikatapauksessa virta ylitti 600 ampeeria. Tämän perusteella jopa 800mm2:n maakaapeli olisi hieman alimitoitettu kyseiselle välille, ja suositeltavaa olisikin käyttää 1200mm2:n kaapelia (kuormitettavuus noin 720 ampeeria).

6.3. Johto-osuuden Rautaharkko – Multisilta rakentaminen

6.3.1. Taustatiedot

Multisillan sähköaseman rakentamisen yhteydessä vanha Rautaharkko – Melo –välillä kulkeva Dove –avojohto puretaan. Tämä heikentää Tampereen siirtoverkon käyttövarmuutta, sillä purkutoimenpiteen jälkeen Tampere on kiinteästi yhteydessä kantaverkkoon ainoastaan kahdella siirtojohdolla.

Tilanteen parantamiseksi on Rautaharkon ja Multisillan sähköasemien välille suunniteltu rakennettavaksi uusi siirtoyhteys joko maakaapelilla tai avojohdolla toteutettuna. Maakaapeli kulkisi samaa reittiä kuin nykyinen Dove –johtokin, eli suorinta reittiä Rautaharkosta Multisiltaan. Kaapelin pituudeksi tulisi tällöin 3,0 kilometriä. Mahdollisen avojohdon on suunniteltu hyödyntävän jo olemassa olevia johtokatuja siten, että Johto kulkisi aluksi Rautaharkosta Hervannan suuntaan nykyisen tupla-Hawk –johdon rinnalla. Rautaharkko – Hervanta ja Kangasala – Multisilta (nykyinen Kangasala – Tikinmaa) –johtojen yhteyskohdassa uusi avojohto kääntyisi lounaaseen ja kulkisi Multisillan sähköasemalle Kangasala – Multisilta –johdon

72

rinnalla. Johtopituudeksi tulisi tällöin 4,7 kilometriä. Rautaharkko – Multisilta –yhteys toimisi kolmantena kiinteänä siirtoyhteytenä Tampereen verkon ja kantaverkon välillä.

Uuden kantaverkkoyhteyden vaikutuksia on selvitetty simuloimalla Rautaharkko – Multisilta –yhteydellä vahvistettuun verkkomalliin erilaisia vikatilanteita ja tutkimalla siirtoyhteyksien kuormittumista kussakin tilanteessa. Uuden yhteyden kahta eri kulkureittivaihtoehtoa on vertailtu siten, että ensin kaikki simuloinnit on suoritettu käyttämällä Rautaharkko – Multisilta –yhteyden kulkureittinä lyhyempää maakaapelivaihtoehtoa. Tämän jälkeen vikatapaukset, jotka johtivat yhden tai useamman siirtoyhteyden ylikuormittumiseen, on laskettu uudelleen käyttäen uuden yhteyden kulkureittinä nyt pidempää avojohtovaihtoehtoa. Vertailemalla näin saatuja laskentatuloksia toisiinsa voidaan päätellä, miten suuri merkitys yhteyden kulkureitin valinnalla on verkon tehonjakoon.

Rautaharkko – Multisilta –yhteyden lisääminen aiheuttaa sen, että Tampereen siirtoverkon tehonjako tulee jossain määrin riippuvaiseksi Tamperetta ympäröivän verkon kuormitustilanteesta. Tämä johtuu siitä että yhteyden lisäämisen jälkeen osa Kangasalan sähköasemalta Meloon tai Tikinmaalle siirtyvästä tehosta pääsee kulkeutumaan Tampereen verkon läpi. Fingridiltä saatujen tietojen perusteella Tikinmaan sähköasemalta eteenpäin siirtyvänä tehona on laskelmissa helmikuun kuormitustilanteessa käytetty arvoa 170MW ja toukokuun kuormitustilanteessa arvoa 140MW. Vastaavasti Melosta eteenpäin siirtyvänä tehona on käytetty arvoja 40MW ja 25MW. Multisillan sähköaseman kuormitukseksi on oletettu talvella 25MW ja kevään kuormitustilanteessa 20MW. Näiden tehojen on vuoden 2030 tarkastelussa oletettu kasvavan samalla nopeudella kuin Tampereen kuormitustenkin (vuosittain 1,2% aina vuoteen 2020 asti ja edelleen 0,7% / vuosi 2030 vuoteen asti).

73

6.3.2. Tarkastelutulokset vuoden 2007 kuormitustaso lla

Taulukoissa 6.1a ja 6.1b on esitetty Tampereen siirtoyhteyksien kuormittuminen peruskytkentätilanteessa Rautaharkko – Multisilta –yhteyden lisäämisen jälkeen. Taulukko 6.1a: Tampereen siirtoyhteyksien kuormittuminen helmikuun

kuormitustilanteessa Rautaharkko- Multisilta –yhteyden lisäämisen jälkeen. RTH-MLS –yhteys maakaapelia, pituus 3,0km

RTH-MLS –yhteys avojohtoa, pituus 4,7km

Yhteys Virta (A) Kuormitusaste (%) Virta (A) Kuormitusaste (%)

RAT - LLT -310 49 -310 49 RAT - RTH 1 360 51 330 46 RAT - RTH 2 320 51 290 47 RAT - NSL -530 74 -470 66 NSL - KLV 130 18 190 26 NSL - VSL 90 14 80 13 VSL - LMP -50 9 -60 9 LLT - LMP 360 57 360 57 LMP - MLP 110 17 110 17 KLV - ALJ -40 4 20 2 ALJ - KA -230 25 -180 19 RTH - HRV -100 8 -40 4 HRV - KA -320 28 -250 22 RTH - MLS 550 430

Taulukko 6.1b: Tampereen siirtoyhteyksien kuormittuminen toukokuun

kuormitustilanteessa Rautaharkko- Multisilta –yhteyden lisäämisen jälkeen.

RTH-MLS –yhteys maakaapelia, pituus 3,0km

RTH-MLS –yhteys avojohtoa, pituus 4,7km

Yhteys Virta (A) Kuormitusaste (%) Virta (A) Kuormitusaste (%)

RAT - LLT 110 17 110 17 RAT - RTH 1 -100 14 -100 15 RAT - RTH 2 -90 14 -90 15 RAT - NSL -140 19 -130 18 NSL - KLV -320 45 -310 43 NSL - VSL 220 36 220 36 VSL - LMP 110 18 110 17 LLT - LMP 110 17 110 17 LMP - MLP 70 12 70 12 KLV - ALJ -460 49 -450 48 ALJ - KA -560 59 -550 58 RTH - HRV -430 46 -420 45 HRV - KA -570 60 -560 60 RTH - MLS 110 80

74

Taulukoista havaitaan, että varsinkin talven kuormitustilanteessa Tampereen verkon läpi kulkeutuu merkittävä määrä virtaa: Rautaharkko – Multisilta –yhteyden ollessa maakaapelia Kangasalan sähköasemalta otetaan yhteensä 550 ampeeria virtaa, ja vastaava määrä siirtyy eteenpäin Multisillan asemalle. Tampereen sisäisistä siirtoyhteyksistä eniten kuormittuu Naistenlahti – Ratina –kaapeli. Sen virta nousee 530 ampeeriin (74% kuormitusaste), kun se ennen verkon vahvistamista oli 290 ampeeria, eli 41 prosenttia suurimmasta sallitusta (taulukko 5.2).

Kevään kuormitustilanteessa Tampereen verkon läpi kulkeva virta jää talven tilannetta huomattavasti pienemmäksi. Rautaharkko –Multisilta –yhteyden ollessa maakaapelia sen virta on 110 ampeeria. Tampereen sisäisen verkon tehonjako vastaa tällöin pitkälti ennen uuden kantaverkkoyhteyden lisäämistä vallinnutta tilannetta.

Taulukoista 6.1a ja 6.1b voidaan myös havaita, että Rautaharkko – Multisilta –yhteyden johtoreitin valinta vaikuttaa Kangasalan sähköasemalta Tampereen verkon läpi Multisiltaan kulkevan tehon määrään ja sitä kautta myös Tampereen sisäisen verkon tehonjakoon. Avojohtovaihtoehdossa Tampereen läpi kulkeva virta jää suuremman johtopituuden ja sitä kautta suuremman impedanssin takia pienemmäksi, kuin lyhyemmässä maakaapelivaihtoehdossa. Ero ei kuitenkaan ole niin dramaattinen, että se suoranaisesti poissulkisi kumpaakaan vaihtoehdoista. Lisäksi, kuten myöhemmin havaitaan, maakaapelivaihtoehto on parempi osassa vikatilanteista.

Helmikuun kuormitustilanteessa Rautaharkko – Multisilta –yhteyden lisäämisestä ei ole hyötyä yhdessäkään ylikuormitukseen johtavassa vikatilanteessa. Päinvastoin uudesta siirtoyhteydestä on ennemminkin haittaa: Rautaharkko – Multisilta –yhteyden lisäämisen jälkeen ylikuormittumista esiintyi viidessätoista vikatapauksesta tarkastelluista 34:stä, kun ennen yhteyden lisäämistä ylikuormittumista havaittiin kahdessatoista tapauksessa. Syynä tilanteen pahenemiseen on Kangasalan sähköasemalta Tampereen verkon läpi Multisiltaan kulkeva virta, joka lisää kuormitusta Tampereen sisäisillä yhteyksillä. Tampereen Itä-länsi –suuntaisilla johdoilla läpivirtaus ei talvisaikaan tuota ongelmia, mutta pohjois-etelä –suuntaisilla yhteyksillä kuormitus kasvaa useissa vikatapauksissa liian suureksi. Erityisen ongelmallinen on Naistenlahti – Ratina –kaapeli, joka jo peruskytkennässä on noin 70 prosentin kuormituksessa. Ratina – Rautaharkko –välillä ylikuormitusta ei esiinny, ellei toinen sähköasemien välisistä kaapeleista ole poissa käytöstä.

Uuden siirtoyhteyden reittivaihtoehdoista avojohtoreitti on talven kuormitustilanteessa vikatarkastelun kannalta suotuisampi, sillä avojohdon suuremman johtopituuden ja sitä kautta suuremman impedanssin takia Tampereen läpi kulkeva teho jää pienemmäksi maakaapelivaihtoehtoon verrattuna. Tosin vikatilanteessa Rautaharkko – Multisilta –yhteys voidaan irtikytkeä, jolloin tehon läpivirtaus lakkaa kokonaan. Näin toimittaessa uuden siirtoyhteyden kulkureitillä ei luonnollisesti ole merkitystä.

Toukokuun kuormitustilanteessa Rautaharkko - Multisilta -yhteydestä on huomattavaa hyötyä lähes kaikissa siirtoverkon ylikuormittumiseen johtavissa vikatilanteissa. Ennen uuden yhteyden lisäämistä ongelmana oli tehonsiirto

75

kantaverkosta Tampereen verkkoon silloin, kun toinen Kangasalan sähköasemalle menevistä siirtoyhteysketjuista on poissa käytöstä. Rautaharkko - Multisilta -yhteyden myötä Tampereen siirtoverkko on kiinteästi yhteydessä kantaverkkoon kolmella johdolla, ja yhden yhteyden katkeaminen ei näin ollen ole yhtä vakavaa kuin aikaisemmin: Ilman Rautaharkko - Multisilta -yhteyttä yhdeksän eri vikatapausta tarkastelluista 34:stä aiheutti ylikuormitusta verkolla, mutta uuden siirtoyhteyden lisäämisen jälkeen ylikuormitusta ilmenee vain viidessä vikatapauksessa.

Tampereen oman sähköntuotannon ollessa vähäistä Rautaharkko - Multisilta -yhteys myös vähentää huomattavasti Tampereen riippuvuutta Myllypuro - Melo -yhteydestä vikatilanteiden selvittämisessä. Ennen uuden siirtoyhteyden lisäämistä käytännössä ainoa tapa selvittää vikatilanteiden aikaiset siirtoverkon ylikuormittumiset oli pyytää Fortumilta lupa Myllypuro - Melo -yhteyden käyttöönottamiselle ja syöttää Tampereen länsiosaa tätä kautta. Rautaharkko - Multisilta -yhteyden lisäämisen jälkeen tähän ei useimmiten ole tarvetta, vaan suurin osa ylikuormitustapauksista pystytään selvittämään Tampereen verkon sisäisillä kytkentätoimenpiteillä. Käytännössä tämä tarkoittaa Tampereen verkon jakamista kahteen osaan siten, että toista osaa syötetään Kangasalan sähköasemalta jäljellä olevaa toimivaa johtoa pitkin ja toista osaa syötetään Rautaharkon ja Multisillan välisellä yhteydellä.

Rautaharkko - Multisilta -yhteyden reittivaihtoehdoista maakaapelivaihtoehto on toukokuun kuormitustilanteessa suotuisampi. Peruskytkentätilanteessa teho virtaa Tampereen verkon läpi, mutta toisen Kangasala -yhteyden vikaantuessa teho alkaa virrata Multisillasta Rautaharkkoon päin. Tämä lievittää kuormitusta jäljellä olevalla Tampere - Kangasala -johdolla. Maakaapelilla Multisillasta otetaan enemmän tehoa avojohtovaihtoehtoon verrattuna johtuen maakaapelireitin pienemmästä impedanssista. Ero ei kuitenkaan ole kovin huomattava: Vikatilanteen aikana jäljellä olevan Kangasala -yhteyden kuormitus jää maakaapelivaihtoehdolla noin 50 ampeeria tai viisi prosenttiyksikköä pienemmäksi avojohtovaihtoehtoon verrattuna. Liitteessä 4 on esitetty lista vikatapauksista, jotka johtavat siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen helmi- ja toukokuun kuormitustilanteissa.

Koska Rautaharkko - Multisilta -yhteys kuormittuu talviaikaan huomattavasti raskaammin kuin kesällä, yhteyden johdinpaksuutta valittaessa ratkaisevia ovat nimenomaan talviaikana eri kytkentätilanteissa kyseisellä siirtoyhteydellä esiintyvät virrat. Toukokuun kuormitustilanteessa yhteyden virta ylittää vain yhdessä vikatapauksessa 500 ampeeria, kun helmikuun tilanteessa siirtoyhteyden virta on jo peruskytkentätilanteessa 550 ampeeria. Vikatilanteet eivät tosin helmikuussa juurikaan kasvata Rautaharkko - Multisilta -johdon kuormitusta perustilanteeseen verrattuna, sillä vain viidessä vikatapauksessa yhteyden virta nousee 600 ampeerin yläpuolelle. Tämän perusteella siirtoyhteyden johdoksi riittäisi yksi 1200mm2:n maakaapeli tai kuormitukseltaan vastaava avojohto. Edellä mainittua paksumpaa johdinta joudutaan kuitenkin käyttämään, mikäli halutaan varautua tilanteeseen, jossa Fingridin omistama Kangasala - Multisilta -yhteys vikaantuu. Tehon läpivirtaus Tampereen verkon läpi kasvaa tällöin huomattavasti: Rautaharkko - Multisilta -

76

yhteyden virta nousee helmikuun kuormitustilanteessa yli 800 ampeeriin ja toukokuun tilanteessakin yli 500 ampeeriin. Tällöin uuden yhteyden johdinlajiksi joudutaan valitsemaan Finch -avojohto tai jonkinlainen tuplakaapeli.

6.3.3. Tarkastelutulokset vuoden 2030 kuormitustaso lla

Kuormitustason kasvu ei helmikuun kuormitustilanteessa Rautaharkko - Multisilta -yhteyden lisäämisen jälkeenkään juuri vaikuta Tampereen sisäisen siirtoverkon tehonjakoon. Eniten kuormittuvan Naistenlahti - Ratina -kaapelin virta nousee vain kymmenellä ampeerilla vuoden 2007 tilanteeseen verrattuna. Myös tehon läpivirtaus Tampereen halki kasvaa vain vähäisesti: Rautaharkosta Multisiltaan siirtyy 570 ampeeria virtaa, eli 20 ampeeria vuoden 2007 tilannetta enemmän. Myöskään vikatilanteiden aikaiset virrat eivät juurikaan muutu vuoden 2007 tasosta, joten kokonaisuutena nykytilanteessa tehdyt havainnot pätevät helmikuun osalta sellaisenaan myös vuoden 2030 kuormitustasolla. Ainoa poikkeus on aikaisemmin mainittu Kangasala - Multisilta -johdon vikaantuminen. Tämä aiheuttaa vuoden 2030 kuormitustasolla Rautaharkko - Multisilta -yhteyden kuormituksen kasvamisen jopa 960 ampeeriin. Tämäkin virta tosin pystytään vielä siirtämään Finch -avojohdolla (kuormitettavuus 940 ampeeria), sillä parin prosentin ylikuorma ei talviaikana ole vaarallista. Kuten muillakin tarkastelluilla siirtoverkkokonfiguraatioilla toukokuun kuormitustilanteessa kuormitustason kasvu vaikuttaa selvästi Tampereen siirtoverkon virtoihin. Kangasala -yhteyksien virrat nousevat noin 700 ampeeriin, joka on noin 140 ampeeria vuoden 2007 virtoja enemmän. Virtojen kasvu selittyy kuitenkin lähes yksinomaan Tampereen alueen kuormitusten kasvulla, sillä Tampereen siirtoverkon läpi kulkeva virta kasvaa vuoden 2007 tilanteeseen verrattuna vain noin kymmenellä ampeerilla. Toukokuun kuormitustilanteessa Rautaharkko - Multisilta -yhteydestä on merkittävää hyötyä useimmissa tarkastelluissa vikatilanteissa, kuten kävi ilmi vuoden 2007 kuormitustasolla tehdyssä tarkastelussa. Vuoden 2030 kuormitustasolla Rautaharkko - Multisilta -yhteyden lisääminen ei varsinaisesti ehkäise verkon ylikuormittumista yhdessäkään vikatapauksessa: Ylikuormittumista (kuormitusaste yli 90%) esiintyy neljässätoista vikatapauksessa niin ennen Rautaharkko - Multisilta -yhteyden lisäämistä kuin sen jälkeenkin. Uudesta siirtoyhteydestä on kuitenkin huomattavaa hyötyä, kun ylikuormittumista ryhdytään purkamaan verkon kytkentätoimenpiteillä. Ennen Rautaharkko - Multisilta -yhteyden lisäämistä ylikuormittumiset pystyttiin ratkaisemaan vain ottamalla Myllypuro - Melo -yhteys käyttöön, ja kaikkein vakavimmissa vikatapauksissa ylikuormittumista ei pystytty kokonaan selvittämään Melo -yhteyden kapasiteetin loppumisen vuoksi. Rautaharkko - Multisilta -yhteyden lisäämisen jälkeen kaikki tarkastelussa ilmenneet ylikuormitustilanteet pystytään selvittämään, ja vain kolmessa vikatapauksessa joudutaan edes turvautumaan Myllypuro - Melo -yhteyteen.

77

7. KÄYTTÖKOKEMUKSET

Työn tekemisessä saatujen käyttökokemusten perusteella Xpower -ohjelmiston rengasverkkolaskentasovellusta on mahdollista käyttää siirtoverkon laskentaan edellyttäen, että tarkasteltava verkko sekä sen kanssa vuorovaikutuksessa olevat siirtoverkon osat mallinnetaan ohjelmistoon riittävällä tarkkuudella. Suurimmiksi haasteiksi laskennan käyttöönotossa osoittautuivatkin juuri kuormitusten sekä joissain kytkentätilanteissa kantaverkon mallintaminen. Haasteet eivät kuitenkaan johtuneet ohjelmistosta, vaan siitä, että yksittäisten kuormitusten, varsinkaan pienjänniteasiakkaiden, käyttäytymistä ei tunneta tarpeeksi tarkasti. Kaukoluettavien sähkömittareiden yleistyminen ratkaissee ongelman lähivuosien aikana. Puutteena ohjelmistossa koettiin se, että siirtoverkkoja laskettaessa ohjelma ei osaa laskea oikein päämuuntajien kuormitushäviöitä. Tämän seurauksena ohjelmistolla ei pystytä esimerkiksi helposti vertailemaan verkon kokonaishäviöitä eri kytkentätilanteissa. Päämuuntajahäviöt tosin saadaan laskettua käyttämällä laskentasovelluksena keskijänniteverkon laskentaa, mutta ominaisuuden soisi toimivan myös alueverkkolaskennassa. Nykyisellään siirtoverkon kokonaishäviöiden selvittämiseksi käyttäjä joutuu siis laskemaan verkolla tapahtuvat häviöt ja muuntajien häviöt erikseen ja tämän jälkeen summaamaan häviöt yhteen. Siirtoverkkojen oikosulkulaskentaa olisi mahdollista kehittää lisäämällä ohjelmistoon tuen distanssi- ja differentiaalireleille, jolloin ohjelmalla voitaisiin simuloida siirtoverkon relesuojauksen toimintaa eri vikatilanteissa. Lisäksi jo nykyään tuetuista ylivirta- ja maasulkureleistä olisi hyvä saada erikseen siirtoverkkoon tarkoitetut relekomponentit, jotta siirtoverkolla ei jouduttaisi käyttämään samoja komponentteja jakeluverkon kanssa. Nykyisellään siirtoverkon oikosulkulaskennasta ei koettu olevan juurikaan hyötyä Tampereen sähköverkkoyhtiölle. Toisaalta siirtoverkon vikavirtalaskennalle ei yhtiössä ole tarvettakaan: Kantaverkkoyhtiö laskee pyydettäessä Tampereen siirtoverkolla esiintyvien oikosulkuvirtojen suuruudet, eikä tämän lisäksi vikavirtalaskennalle ole yhtiössä muuta käyttöä. Siirtoverkon tehonjakolaskennassa haitalliseksi koettiin laskentatulosten epäselvä esitystapa. Kaikkien siirtoverkon johto-osien laskentatulokset esitetään yhtenä pitkänä luettelona, jolloin varsinaisten siirtoyhteyksien tulokset sekoittuvat esimerkiksi muuntajille tai generaattoreille kulkevien johto-osien tulosten kanssa. Tilanteen parantamiseksi käyttäjälle tulisi antaa monipuolisemmat työkalut laskentatulosten esitystavan muokkaamiseen. Laskentatuloksista saataisiin luettavampia, jos ohjelmaan pystyttäisiin esimerkiksi määrittelemään, että siirtoyhteyksien laskentatulokset esitetään omassa luettelossaan ja muuntajille ja generaattoreille lähtevien johtojen tulokset

78

omassaan. Toinen hyvä parannus laskentatuloksiin liittyen olisi haluttujen tulosten esittäminen suoraan karttanäkymässä. Xpower tukee jo nykyisellään tätä ominaisuutta, mutta ei siirtoverkkoja laskettaessa. Eräs mahdollisesti hyödyllinen uudistus olisi generaattoreiden tuotannon kuvaaminen tuotantokäyrillä samaan tapaan, kuin kuormituksia kuvataan kuormituskäyrillä. Nykyisellään tuotanto pysyy käyttäjän määrittelemässä vakioarvossa koko laskenta-aikavälin yli. Tämän takia tarkkojen laskentatulosten saamiseksi laskettavan aikavälin tulee olla niin lyhyt, että tuotanto ei todellisuudessakaan muutu laskettavan aikavälin sisällä. Esimerkiksi koko vuoden kattavalle mitoituslaskentatoiminnolle ei nykyisellään ole käyttöä. Generaattoreiden tehontuotannon kuvaaminen tuotantokäyrillä mahdollistaisi mitoituslaskennan suorittamisen ja säästäisi käyttäjän tehontuotannon manuaalisen asettelun vaivalta. On tosin kyseenalaista, miten tarkasti generaattoreiden tuottamaa tehoa pystyttäisiin käyrämuotoisesti kuvaamaan. Ehdottomana etuna Xpowerin alueverkkolaskentasovelluksessa (verrattuna erilliseen siirtoverkon laskentaohjelmistoon) on se, että itse ohjelmisto ja sen käyttöliittymä ovat jo valmiiksi tuttuja sähköverkkoyhtiön henkilökunnalle. Tämä alentanee kynnystä alueverkkolaskennan käyttämiselle, ja ongelmatilanteissa apua on pyydettävissä jo valmiiksi tunnettujen yhteyshenkilöiden kautta. Lisäksi laskentasovelluksen tuotantokäyttöön ottaminen ei vaadi yhtiöltä rahallista panostusta, sillä vaaditut ohjelmistolisenssit on jo aikoinaan hankittu.

79

LÄHTEET [1] Lakervi, E., Partanen, J. 2008. Sähkönjakelutekniikka. Helsinki. Gaudeamus Helsinki University Press / Otatieto. 284 s. [2] Elovaara, J., Laiho, Y. 1999. Sähkölaitostekniikan perusteet. Helsinki. Valopaino Oy. 487s. [3] Kothari, D P., Nagrath, I J., 2003. Modern Power System Analysis. New Delhi. Tata McGraw-Hill. 694s. [4 ] Tekla Xpower General System Description. 2008. Tekla Oyj. 98s. [5] Verho, P . 2009. SVT-3430 Sähkönjakeluautomaatio –kurssin luentomateriaali. TTY (julkaisematon) [6] Tekla Xpower PSA Theory Guide. 2008. Tekla Oyj. 194s. [7] Tekla Xpower PSA System User’s Guide. 2008. Tekla Oyj. 108s. [8] Sihvo, Petri. Verkkopäällikkö. Tampereen sähköverkko Oy. Keskustelu. 9.12.2009 [9] Vanhanarkaus, Jouni. Sähkömestari. Tampereen sähköverkko Oy. Keskustelu 8.12.2009 [10] Tampereen sähkölaitos, toimipisteet [WWW]. [Viitattu 8.12.2009]. Saatavissa: http://www.tampereensahkolaitos.fi/internet/Yrityksest%C3%A4/Toimintamme/Toimipisteemme.htm [11] Lehtonen, E. 1993. ETAP-ohjelmiston käyttöönotto Tampereen sähkönsiirtoverkon tehonjako- ja vikavirtalaskentaan. Diplomityö - TTY. 79s. [12] Elinkeinoelämän keskusliitto EK ja Energiateollisuus ry. Arvio Suomen sähkön kysynnästä vuosille 2020 ja 2030 [WWW]. Marraskuu 2007. Saatavissa: http://www.energia.fi/content/root%20content/energiateollisuus/fi/julkaisut%20ja%20tutkimukset/liitteet/arvio%20suomen%20s%C3%A4hk%C3%B6n%20kysynn%C3%A4st%C3%A4%20vuosille%202020%20ja%202030%20_2_.pdf?SectionUri=%2Ffi%2Fjulkaisut [13] Vähämurto, Antti. Empower Oy. Sähköpostikeskustelu. 16.9.2009

80

Liite 1: Ohjeet siirtoverkon tehonjakolaskentaan Xp owerilla

1. Valitse suunnitelmatyypiksi ”siirtoverkon digitointi” 2. Hae siirtoverkko Master –tietokannasta. Laskentaa varten koko siirtoverkko täytyy olla haettuna, joten zoomaa riittävän kauaksi, jotta siirtoverkko mahtuu kokonaan ruudulle. 3. Laskentaoptioiden asettelu:

a. Avaa Laskentaoptiot –ikkuna (laskenta -> optiot) b. Laskentatapa –välilehdeltä valitse laskentamoduuliksi

Rengasverkkolaskenta ja tämän jälkeen jännitetasoksi Alueverkko. Varmista myös, että Valitut laskentatavat –kohdassa on valittuna ”Tehonjako – aikaväli”

c. Optiot –välilehdeltä lisää valittuihin optioihin ”Solmumerkintöjen piirto”

d. Sulje Laskentaoptiot –ikkuna painamalla ”OK” 4. Laskenta-ajankohdan valinta:

a. Avaa laskentaparametrit –ikkuna (laskenta -> parametrit) b. Tehonjako –välilehdeltä paina ”lisää…” –painiketta, jolloin Tehonjaon

parametrit –ikkuna avautuu. c. Tehonjaon parametrit –ikkunan Aikavälit –välilehden Aikaväli –kohtaan

syötetään laskettavat tunnit. Suositeltavaa on laskea yksi tunti kerrallaan, jolloin Ensimmäinen tunti ja Viimeinen tunti –kohtiin syötetään täsmälleen sama ajankohta. Kellonaika syötetään päättyvän tunnin mukaan. Esimerkiksi jos halutaan laskea ajankohta 3.12.2009 klo 16-17, niin sekä ensimmäisen että viimeisen tunnin kohdalle syötetään 3.12.2009 klo 17.

d. Sulje Tehonjaon parametrit –ikkuna ja Laskentaparametrit –ikkuna painamalla ”OK”. Verkon kulutus määräytyy valitun laskenta-ajankohdan perusteella.

5. Generaattoreiden tuottaman tehon asettelu: Ohjelma ei osaa itse säätää

generaattoreiden tuotantoa valitun laskenta-ajankohdan perusteella, vaan tuotettu teho täytyy syöttää käsin.

a. Generaattorit löytyvät Naistenlahden ja Lielahden sähköasemilta. Zoomaa tarpeeksi lähelle sähköasemaa, jotta generaattorit tulevat näkyviin.

b. Avaa generaattorin laitekortti: Valitse generaattori (hiiren vasen painike). Tämän jälkeen paina hiiren oikeaa painiketta ja valitse ”Ominaisuudet…” , jolloin laitekortti avautuu.

c. Generaattorin tuottama pätöteho syötetään laitekortin Tekniset tiedot –välilehdelle ”Pätöteho (MW)” –kohtaan. Saman välilehden Minimiloisteho ja Maksimiloisteho –kohtiin syötetään tuotetun loistehon ylä- ja alaraja. Generaattori pyrkii pitämään napajännitteensä

81

nimellisarvossa säätämällä tuotetun loistehon määrää annettujen rajojen puitteissa. Alarajaksi voi hyvin syöttää 0 MVAr.

d. Sulje laitekortti painamalla ”OK” e. Tee sama muille generaattoreille.

6. Laskettavan verkon valinta: a. Avaa ”Verkon valinta” –ikkuna (Laskenta -> Verkon valinta). b. Siirtoverkon laskenta suoritetaan aina kerralla koko verkolle. Paina

Verkon valinta –ikkunan Verkon valinta –välilehdeltä ”Valitse kaikki” –painiketta. Valintaikkunaan pitäisi ilmestyä kaikki verkolla olevat generaattorit.

c. Sulje Verkon valinta –ikkuna painamalla ”OK” 7. Suorita laskenta valitsemalla Laskenta –valikosta ”Laske”. 8. Laskennan tulosten tarkastelu.

Laskennan valmistuttua ohjelma avaa laskentatulokset –ikkunan, jossa näkyy raportti laskennan tuloksista. Valmiin raportin avulla tulosten tarkastelu on kuitenkin melko vaivalloista, sillä raportissa on paljon turhaa tietoa. Laskentatuloksia kannattaakin tutkia yksi siirtojohto kerrallaan:

a. Laskennan päätyttyä valitse tarkasteltava siirtojohto (hiiren vasen painike).

b. Tämän jälkeen paina hiiren oikeaa painiketta ja valitse ”Johdon tulokset”.

Valitun johdon laskentatulokset tulostuvat Laskentatulokset –ikkunan alareunaan.

82

Liite 2: Työssä käsiteltävät vikatilanteet

N-1 -vikatilanteet

1. Ratina – Lielahti -yhteys ei käytössä 2. Ratina – Rautaharkko 1 ei käytössä 3. Ratina – Rautaharkko 2 ei käytössä 4. Ratina – Naistenlahti ei käytössä 5. Naistenlahti – Kaleva ei käytössä 6. Naistenlahti – Vesilinna ei käytössä 7. Vesilinna – Lamminpää ei käytössä 8. Lielahti – Lamminpää ei käytössä 9. Lamminpää – Myllypuro ei käytössä 10. Kaleva – Alasjärvi ei käytössä 11. Alasjärvi – Kangasala ei käytössä 12. Rautaharkko – Hervanta ei käytössä 13. Hervanta – Kangasala ei käytössä 14. Naistenlahti 1 voimalaitos ei toiminnassa 15. Naistenlahti 2 voimalaitos ei toiminnassa 16. Lielahden voimalaitos ei toiminnassa

N-2 -vikatilanteet

17. Naistenlahti 1 voimalaitos ei toiminnassa ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä 18. Naistenlahti 1 voimalaitos ei toiminnassa ja Hervanta – Kangasala ei käytössä 19. Naistenlahti 2 voimalaitos ei toiminnassa ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä 20. Naistenlahti 2 voimalaitos ei toiminnassa ja Hervanta – Kangasala ei käytössä 21. Lielahden voimalaitos ei toiminnassa ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä 22. Lielahden voimalaitos ei toiminnassa ja Hervanta – Kangasala ei käytössä 23. Lielahden voimalaitos ei toiminnassa ja Naistenlahti – Vesilinna ei käytössä 24. Naistenlahti 1 ja Lielahti ei toiminnassa 25. Naistenlahti 1 ja 2 ei toiminnassa 26. Naistenlahti 2 ja Lielahti ei toiminnassa 27. Naistenlahti – Kaleva ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä 28. Naistenlahti – Kaleva ja Naistenlahti – Vesilinna ei käytössä 29. Naistenlahti – Vesilinna ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä 30. Ratina – Rautaharkko 1 ja Naistenlahti – Kaleva ei käytössä 31. Ratina – Rautaharkko 1 ja Kaleva – Alasjärvi ei käytössä 32. Ratina – Rautaharkko 1 ja Alasjärvi – Kangasala ei käytössä 33. Ratina – Lielahti ja Ratina – Naistenlahti ei käytössä 34. Naistenlahti – Kaleva ja Ratina – Lielahti ei käytössä

83

Liite 3: Siirtoverkon kuormittuminen vikatilanteiss a Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat viat helmikuun kuormitustilanteessa

Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen. Taulukossa on myös esitetty kussakin

vikatilanteessa Alasjärvi – Hankkio – Hervanta –siirtoyhteydellä kulkeva suurin virta.

Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta / kuormitusaste

Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

Hankkion siirtojohdoilla kulkeva suurin virta

1. RAT - LLT LLT – LMP 670A / 104% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

90A

5. NSL – KLV NSL – RAT 640A / 90% Kyllä 350A

8. LLT - LMP LLT – RAT 670A / 104% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

60A

27. NSL – KLV ja RAT - NSL

NSL - VSL 730A / 117% VSL – LMP 600A / 96% LLT – RAT 950A / 149%

Ei 340A

28. NSL – KLV ja NSL - VSL

NSL – RAT 730A / 102% Ei 350A

29. NSL – VSL ja RAT - NSL

NSL – KLV 730A / 102% Ei 370A

30. RAT – RTH 1 ja ALJ - KA

RAT – RTH 2 800A / 128% Kyllä 350A

31. RAT – RTH 1 ja KLV - ALJ

RAT – RTH 2 680A / 109% Kyllä 350A

33. RAT – LLT ja RAT - NSL

LLT – LMP 660A / 104% NSL – KLV 960A / 133%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

560A

34. NSL – KLV ja RAT - LLT

LLT – LMP 670A / 104% NSL – RAT 960A / 133%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

350A

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat viat toukokuun kuormitustilanteessa

Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen.

Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta / kuormitusaste

Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

Hankkion siirtojohdoilla kulkeva suurin virta

11. ALJ - KA KA-HRV 1060A / 113% Kyllä 460A

13. HRV - KA KA-ALJ 1050A / 112% Kyllä 490A

19. NSL 2 ei toimi ja ALJ - KA

KA-HRV 1180 / 125% Kyllä 510A

20. NSL 2 ei toimi ja HRV - KA

KA-ALJ 1170A / 125% Kyllä 530A

31. RAT - RTH 1 ja KLV - ALJ

RTH – RAT 2 570A / 92% Kyllä 380A

32. RAT – RTH 1 ja ALJ - KA

KA – HRV 1060A / 112% Kyllä 480A

84

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat viat helmikuun 2030 kuormitustilanteessa

Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen. Vika Yli 90% kuormitetut johdot,

virta / kuormitusaste Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

Hankkion siirtojohdoilla kulkeva suurin virta

1. RAT - LLT LLT – LMP 670A / 105% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

90A

8. LLT – LMP LLT – RAT 670A / 105% Ei, mutta kestää ylikuormitusta

70A

17. NSL 1 ei toimi ja ALJ - KA

KA – HRV 950A / 101% Kyllä 450A

18. NSL 1 ei toimi ja HRV – KA

KA – ALJ 950A / 101% Kyllä 430A

21. LLT ei toimi ja ALJ - HRV

KA – HRV 1020A / 108% Kyllä 440A

22. LLT ei toimi ja HRV - KA

KA – ALJ 1020A / 108%

Kyllä 490A

23. LLT ei toimi ja NSL - VSL

NSL – RAT 730A / 101% Kyllä 120A

27. NSL – KLV ja RAT - NSL

NSL – VSL 710A / 114% LLT – RAT 840A / 131%

Ei 280A

28. NSL – KLV ja NSL - VSL

NSL – RAT 710A / 99% Ei 280A

29. NSL – VSL ja RAT - NSL

NSL – KLV 710A / 99% Ei 430A

30. RAT – RTH 1 ja NSL - KLV

RAT – RTH 2 640A / 104% Kyllä 280A

33. RAT – LLT ja RAT - NSL

LLT – LMP 670A / 104% NSL – KLV 840A / 117%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

540A

34. NSL – KLV LLT – LMP 670A / 105% NSL – RAT 840A / 117%

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

280A

85

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat viat toukokuun 2030 kuormitustilanteessa

Hankkion sähköaseman lisäämisen jälkeen.

Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta / kuormitusaste

Ratkaistavissa kytkentätoimenpiteillä?

Hankkion siirtojohdoilla kulkeva suurin virta

10. KLV - ALJ HRV – RTH 950A / 101% Kyllä 480A

11. ALJ - KA KA – HRV 1320A / 140% Kyllä, jos Melosta saadaan riittävästi tehoa

580A

12. RTH - HRV ALJ – KLV 950A / 101% KLV – NSL 850A / 119%

Kyllä 450A

13. HRV - KA KA – ALJ 1310A / 140% Kyllä, jos Melosta saadaan riittävästi tehoa

600A

19. NSL 2 ei toimi ja ALJ - KA

KA – HRV 1440A / 153% Ei 630A

20. NSL 2 ei toimi ja HRV - KA

KA – ALJ 1430A / 153% Ei 650A

30. RAT – RTH 1 ja NSL - KLV

RTH – RAT 2 630A / 101% HRV – RTH 850A / 91%

Kyllä 390A

31. RAT – RTH 1 ja KLV - ALJ

RTH – RAT 2 720A / 117% HRV – RTH 950A / 101%

Kyllä 480A

32. RAT – RTH 1 ja ALJ - KA

KA – HRV 1320A / 140% Kyllä, jos Melosta saadaan riittävästi tehoa

600A

34. NSL – KLV ja RAT - LLT

HRV – RTH 850A / 91% Kyllä 390A

86

Liite 4: Siirtoverkon kuormittuminen Rautaharkko – Multisilta -yhteyden lisäämisen jälkeen

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat vikatapaukset helmikuun 2007

kuormitustilanteessa. Taulukossa on myös esitetty Rautaharkko - Multisilta -yhteydellä

kulkeva virta kussakin vikatilanteessa. Sulkeissa olevat arvot kuvaavat tilannetta, jossa

yhteys on toteutettu avojohtoa käyttäen. Ilman sulkeita olevat arvot puolestaan kuvaavat

maakaapelilla toteutettua siirtoyhteyttä.

Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta / kuormitusaste

Ratkaistavissa kytkentä-toimenpiteillä?

Rautaharkko – Multisilta – yhteyden virta

1. RAT-LLT

LLT-LMP 670A / 104% (670A / 104%) NSL-RAT 820A / 114% (770A / 106%)

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

540A (420A)

2. RAT-RTH 1 RAT-RTH 2 650A / 105% (600A / 96%) Kyllä 540A (410A)

3. RAT-RTH 2 RAT-RTH 1 660A / 91% (600A / 84%) Kyllä 540A (420A)

5. NSL-KLV NSL-RAT 650A / 90% (650A / 90%) Kyllä 620A (500A)

8. LLT-LMP

LLT-RAT 670A / 105% (670A / 105%) Ei, mutta kestää ylikuormitusta

560A (430A)

13. HRV-KA NSL-RAT 660A / 92% (600A / 84%) Kyllä 380A (310A)

22. LLT ei toimi ja HRV-KA

NSL-RAT 760A / 106% (760A / 105%) Kyllä 60A (50A)

23. LLT ei toimi ja NSL-VSL

NSL-RAT 830A / 116% (800A / 111%) Kyllä 320A (250A)

27. NSL-KLV ja RAT-NSL

NSL-VSL 730A / 118% (730A / 118%) VSL-LMP 600A / 97% (600A / 97%) LLT-RAT 960A / 150% (960A / 150%)

Ei 610A (490A)

28. NSL-KLV ja NSL-VSL

NSL-RAT 740A / 103% (740A / 103%) Ei 610A (500A)

29. NSL-VSL ja RAT-NSL

NSL-KLV 730A / 102% (730A / 102%) Ei 240A (200A)

30. RAT-RTH 1 ja NSL-KLV

NSL-RAT 650A / 90% (650A / 90%) RAT-RTH 2 800A / 129% (800A / 129%)

Kyllä 610A (500A)

31. RAT-RTH 1 ja KLV-ALJ

RAT-RTH 2 640A / 103% (640A / 103%) Kyllä 530A (500A)

33. RTH-LLT ja RAT-NSL

NSL-KLV 960A / 133% (960A / 133%) LLT-LMP 660A / 104% (660A / 104%)

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

130A (100A)

34. NSL-KLV ja RAT-LLT

LLT-LMP 670A / 105% (670A / 105%) NSL-RAT 960A / 134% (960A / 134%)

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

610A (500A)

35. KA-MLS 810A (740A)

36. KA-TKM 760A (600A)

87

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat vikatapaukset toukokuun 2007

kuormitustilanteessa. Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta /

kuormitusaste Ratkaistavissa kytkentä-toimenpiteillä?

Rautaharkko – Multisilta – yhteyden virta

11. ALJ-KA KA-HRV 840A / 90% (880A / 94%) Kyllä 220A (180A), korvaustilanteessa 400A

19. NSL 2 ei toimi ja ALJ-KA

KA-HRV 910A / 96% (960A / 102%) Kyllä 270A (220A), korvaustilanteessa 400A

20. NSL 2 ei toimi ja HRV-KA

KA-ALJ 870A / 93% (920A / 98%) Kyllä 310A (250A), korvaustilanteessa 520A

31. RAT-RTH 1 ja KLV-ALJ

RTH-RAT 2 640A / 103% (640A / 103%) Kyllä 170A (140A) korvaustilanteessa 110A

32. RAT-RTH 1 ja ALJ-KA

RTH-RAT 2 730A / 118% (730A / 118%) KA-HRV 850A / 90% (890A / 94%)

Kyllä 210A (180A) korvaustilanteessa <100A

35. KA-MLS 520A (480A)

36. KA-TKM 300A (240A)

88

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat vikatapaukset helmikuun 2030

kuormitustasolla. Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta /

kuormitusaste Ratkaistavissa kytkentä-toimenpiteillä?

Rautaharkko – Multisilta – yhteyden virta

1. RAT-LLT LLT-LMP 670A / 105% (670A / 105%) NSL-RAT 800A / 111% (740A / 103%)

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

560A (430A)

2. RAT-RTH 1 RAT-RTH 2 590A / 96% (540A / 87%) Kyllä 560A (430A)

6. NSL-VSL NSL-RAT 680A / 94% (620A / 86%) Kyllä 570A (440A)

8. LLT-LMP LLT-RAT 670A / 105% (670A / 105%) Ei, mutta kestää ylikuormitusta

580A (450A)

17. NSL 1 ei toimi ja ALJ-KA

KA-HRV 1000A / 107% (1000A / 106%) Kyllä 70A (50A)

18. NSL 1 ei toimi ja HRV-KA

KA-ALJ 950A / 101% (950A / 101%) Kyllä 60A (60A)

21. LLT ei toimi ja ALJ-KA

KA-HRV 1040A / 111% (1040A / 111%) Kyllä 20A (10A)

22. LLT ei toimi ja HRV-KA

NSL-RAT 850A / 118% (860A / 119%) KA-ALJ 970A / 103% (980A / 104%)

Kyllä 70A (60A)

23. LLT ei toimi ja NSL-VSL

NSL-RAT 910A / 126% (870A / 121%) Kyllä 330A (260A)

24. NSL 1 ja LLT ei toimi

KA-HRV 900A / 96% (880A / 94%) Kyllä 170A (130A)

27. NSL-KLV ja RAT-NSL

NSL-VSL 710A / 115% (710A / 115%) LLT-RAT 840A / 132% (840A / 132%)

Ei 580A (470A)

28. NSL-KLV ja NSL-VSL

NSL-RAT 720A / 100% (720A / 100%)

Ei 580A (470A)

29. NSL-VSL ja RAT-NSL

NSL-KLV 710A / 99% (710A / 99%) Ei 220A (180A)

30. RAT-RTH 1 ja NSL-KLV

RAT-RTH 2 650A / 105% (650A / 105%) Kyllä 580A (470A)

33. RAT-LLT ja RAT-NSL

LLT-LMP 670A / 104% (670A / 104%) NSL-KLV 840A / 117% (840A / 117%) KA-HRV 900A / 96% (880A / 93%)

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

160A (120A)

34. NSL-KLV ja RAT-LLT

LLT-LMP 670A / 105% (670A / 105%) NSL-RAT 850A / 118% (850A / 118%)

Kyllä (avojohto jää ylikuormaan, mutta se ei ole ongelma talvella)

580A (470A)

35. KA-MLS 960A (890A)

36. KA-TKM 840A (660A)

89

Siirtoyhteyksien ylikuormittumiseen johtavat vikatapaukset toukokuun 2030

kuormitustilanteessa.

Vika Yli 90% kuormitetut johdot, virta / kuormitusaste

Ratkaistavissa kytken-tätoimen-piteillä?

Rautaharkko – Multisilta – yhteyden virta

5. NSL-KLV

KA-HRV 910A / 96%(930A / 99%) Kyllä 130A (110A), korvaustilanteessa 350A

10. KLV-ALJ

KA-HRV 990A / 106% (1030A / 110%) Kyllä 210A (170A) ,korvaustilanteessa 490A

11. ALJ-KA

KA-HRV 1050A / 112% (1100A / 117%) HRV-RTH 880A / 94% (930A / 99%)

Kyllä 270A (220A) ,korvaustilanteessa 490A

12. RTH-HRV

KA-ALJ 930A / 99% (970A / 103%)

Kyllä 220A (190A) korvaustilanteessa 470A

13. HRV-KA

KA-ALJ 1010A / 107% (1060A / 113%) ALJ-KLV 890A / 95% (940A / 100%) KLV-NSL 720A / 100% (770A / 107%)

Kyllä 320A (270A) korvaustilanteessa 640A

19. NSL 2 ei toimi ja ALJ-KA

KA-HRV 1110A / 118% (1180A / 125%) HRV-RTH 940A / 100% (1010A / 107%)

Kyllä 330A (270A) korvaustilanteessa 640A

20. NSL 2 ei toimi ja HRV-KA

KA-ALJ 1070A / 114% (1130A / 121%) ALJ-KLV 950A / 102% (1020A / 108%) KLV-NSL 780A / 108% (840A / 117%)

Kyllä 370A (310A) korvaustilanteessa 640A

27. NSL-KLV ja RAT-NSL

KA-HRV 910A / 97% (930A / 99%)

Kyllä 130A (110A) korvaustilanteessa 380A

28. NSL-KLV ja NSL-VSL

KA-HRV 910A / 97% (930A / 99%) Kyllä 130A (110A) korvaustilanteessa 370A

29. NSL-VSL ja RAT-NSL

KA-HRV 910A / 97% (940A / 100A) Kyllä 130A (100A) korvaustilanteessa 230A

30. RAT-RTH 1 ja NSL-KLV

RTH-RAT 2 630A / 102% (630A / 102%) KA-HRV 910A / 97% (930A / 99%)

Kyllä 130A (110A) korvaustilanteessa <100A

31. RAT-RTH 1 ja KLV-ALJ

KA-HRV 990A / 106% (1030A / 110%) RTH-RAT 2 800A / 130% (800A / 130%)

Kyllä 210A (170A) korvaustilanteessa 240A

32. RAT-RTH 1 ja ALJ-KA

KA-HRV 1050A / 112% (1100A / 117%) HRV-RTH 880A / 94% (930A / 99%) RTH-RAT 2 920A / 149% (920A / 149%)

Kyllä 270A (220A) korvaustilanteessa 240A

34. NSL-KLV ja RAT-LLT

KA-HRV 910A / 97% (930A / 99%) Kyllä 130A (110A) korvaustilanteessa 240A

35. KA-MLS KA-HRV 1010A / 107% (980A / 104%) KA-ALJ 940A / 100% (920A / 98%)

Kyllä 640A (590A)

36. KA-TKM 360A (290A)