VAASAN YLIOPISTO         

TEKNILLINEN TIEDEKUNTA 

SÄHKÖTEKNIIKKA 

 

 

 

 

Ilmari Mäntysalo 

MEGAWATTILUOKAN AURINKOVOIMALOIDEN MITOITUS JA AKKU-

POHJAISEN ENERGIAVARASTON HYÖDYNTÄMINEN AURINKOSÄHKÖN 

TUOTANNOSSA 

 

 

 

Diplomityö, joka on jätetty tarkastettavaksi diplomi-insinöörin tutkintoa varten 

Vaasassa 8.6.2017 

 

Työn valvoja Prof. Kimmo Kauhaniemi 

Työn ohjaaja DI Mika Jantunen 

Työn tarkastaja Prof. Timo Vekara 



 

 

1 

ALKULAUSE 

Tämä diplomityö on tehty toimeksiantona Vaasassa sijaitsevalle Ampner Oy:lle. Haluan 

kiittää Pasi Törmästä ja työn ohjaajaa Mika Jantusta erittäin mielenkiintoisesta ja ajan-

kohtaisesta aiheesta. Ohjaajalleni Mika Jantuselle vielä kiitokset kaikesta avusta ja neu-

voista joita sain aina, kun niitä tarvitsin työtä tehdessäni. 

Kiitokset myös työn valvojalle professori Kimmo Kauhaniemelle asiantuntevista neu-

voista ja palautteesta. Lisäksi haluan kiittää työn tarkastajaa Timo Vekaraa. 

Haluan esittää suuret kiitokset vaimolleni Ritvalle ja perheelleni kaikesta tuesta ja kan-

nustuksesta, jota olen saanut koko opiskelujeni ajan. Opiskelukavereille myös kiitokset 

yhteisistä opiskeluvuosista. 

Vaasassa 8.6.2017 

Ilmari Mäntysalo  



 

 

2 

SISÄLLYSLUETTELO 

ALKULAUSE 1 

SYMBOLI- JA LYHENNELUETTELO 4 

TIIVISTELMÄ 7 

ABSTRACT 8 

1 JOHDANTO 9 

2 AURINKOSÄHKÖJÄRJESTELMÄT 11 

2.1 Aurinkovoimalatyypit 11 
2.1.1 Verkkoon kytkemätön järjestelmä 11 
2.1.2 Verkkoon kytketty järjestelmä 11 

2.2 Rakenneratkaisut 12 

2.2.1 Mikroinvertteri 12 

2.2.2 Ketjuinvertteri 13 
2.2.3 Keskusinvertteri 14 

2.3 Komponentit 15 

2.3.1 Aurinkopaneelit 15 
2.3.2 Kaapelit 22 

2.3.3 Invertteri 24 
2.3.4 Suojaus 27 
2.3.5 Muuntaja 28 

3 SÄHKÖN VARASTOINTI 31 

3.1 Sähkövarastojen käyttötarkoitukset aurinkosähköjärjestelmässä 31 
3.1.1 Tuotannon siirto ja tasaus 31 

3.1.2 Taajuuden ja jännitteen säätö 32 
3.2 Akut aurinkosähköjärjestelmässä 33 
3.3 Akun hallintajärjestelmä 36 

4 MITOITUS JA SIMULOINTIMALLI 38 
4.1 DC-puolen mitoitus 40 

4.1.1 Paneeliketjut 40 
4.1.2 Paneelistojen tehot 41 
4.1.3 Kytkentälaatikot 42 
4.1.4 DC-kaapelointi 43 
4.1.5 DC-puolen häviöt 45 

4.1.6 DC-puolen jännitteenalenemat 47 
4.2 AC-puolen mitoitus 48 

4.2.1 AC-kaapelointi 48 
4.2.2 Muuntaja 50 
4.2.3 Keskijännitekaapeli 50 

4.3 Simulointimallin rakentaminen 52 
4.3.1 Energiantuotannon mallinnus 55 



 

 

3 

4.3.2 Tehonjakolaskenta 56 

5 SIMULOINTIEN TULOKSET 57 
5.1 Energiantuotannon simuloinnin tulokset 57 

5.2 Tehonjakolaskennan tulokset 62 

6 AKUSTON HYÖDYNTÄMINEN AURINKOSÄHKÖN TUOTANNOSSA 68 
6.1 Akuston käytön tarkastelu vuositasolla 68 
6.2 Akuston käytön tarkastelu päivätasolla 72 

7 JOHTOPÄÄTÖKSET 77 

8 YHTEENVETO 80 

LÄHDELUETTELO 82 

LIITTEET 89 

 

 

 



 

 

4 

SYMBOLI- JA LYHENNELUETTELO 

Kreikkalaiset symbolit 

α Resistanssin lämpötilakerroin 

γIsc Aurinkopaneelin oikosulkuvirran lämpötilakerroin 

γpm Aurinkopaneelin tehon lämpötilakerroin 

γUoc Aurinkopaneelin tyhjäkäyntijännitteen lämpötilakerroin 

ΔT Lämpötilan muutos 

Δu Suhteellinen jännitteenalenema 

ΔUAC Jännitteenalenema AC-kaapelissa 

ΔUDC Jännitteenalenema DC-kaapelissa 

η Hyötysuhde 

ρ Kaapelin johdinmateriaalin resistiivisyys 

φ Vaihesiirtokulma 

 

Muut symbolit 

Ak Kaapelin poikkipinta-ala 

Ap Aurinkopaneelin pinta-ala 

C Akun kapasiteetti 

cinv Invertterin mitoituskerroin 

cosφ Tehokerroin 

cosφ0 Muuntajan tyhjäkäyntitehokerroin 

f Täytekerroin 

G Säteilyn intensiteetti 

I Virta 

I0 Muuntajan tyhjäkäyntivirta 

I1 Muuntajan ensiökäämin virta 

I2 Muuntajan toisiokäämin virta 

Imax Aurinkopaneelin maksimioikosulkuvirta 

Imax_ocpr Aurinkopaneelin suurin ylivirtasuojaus 

Impp Aurinkopaneelin maksimitehopisteen virta 



 

 

5 

In Ylivirtasuojauksen mitoitusvirta 

Isc Aurinkopaneelin oikosulkuvirta 

P Pätöteho 

P0 Muuntajan tyhjäkäyntihäviö 

Pinv Invertterin nimellisteho 

Pk Muuntajan kuormitushäviö 

Plac AC-kaapelin pätötehohäviö 

Pldc DC-kaapelin häviö 

Pmax Aurinkopaneelin maksimiteho 

Ppv Aurinkopaneeliston huipputeho 

r Kaapelin ominaisresistanssi 

R Resistanssi 

R1 Muuntajan ensiökäämin resistanssi 

R2 Muuntajan toisiokäämin resistanssi 

R20 Resistanssi 20 °C:n lämpötilassa  

RAC Kaapelin vaihtovirtaresistanssi 

s Kaapelin pituus 

Tmax Aurinkopaneelin maksimilämpötila 

Tmin Aurinkopaneelin minimilämpötila 

TSTC Lämpötila testiolosuhteissa 

U Jännite 

U1 Muuntajan ensiöpuolen jännite 

U2 Muuntajan toisiopuolen jännite 

Umax Aurinkopaneelin maksimijännite 

Umin Aurinkopaneelin minimijännite 

Umpp Aurinkopaneelin maksimitehopisteen jännite 

Uoc Aurinkopaneelin tyhjäkäyntijännite 

X Reaktanssi 

 

 

 



 

 

6 

Lyhenteet 

AC Alternating Current, vaihtovirta 

AM Air Mass, ilmamassa 

a-Si Amorfinen pii 

BMS Battery Management System, akun hallintajärjestelmä 

CdTe Kadmiumtelluridi 

CIS Kupari-indiumdiselenidi 

CSP Concentrated Solar Power, keskittävä aurinkovoima  

DC Direct Current, tasavirta 

DOD Depth of Discharge, akun purkaustila 

DSSC Dye-Sensitized Solar Cell, väriaineaurinkokenno 

EMI Electromagnetic Interference, sähkömagneettinen häiriö 

GaAs Galliumarsenidi 

I-V -käyrä Virta-jännite -käyrä 

KOH Kaliumhydroksidi 

MPP Maximum Power Point, maksimitehopiste 

MPPT Maximum Power Point Tracking, maksimitehopisteen seuran-

ta 

NaS Natrium-rikki 

NiCd Nikkeli-kadmium 

NPC Neutral Point Clamped, kolmitasoinen invertteritopologia 

PV Photovoltaics, valosähköinen 

SOC State of Charge, akun varaustila 

STC Standard Test Conditions, aurinkopaneelien testiolosuhteet 

STE Solar Thermal Energy, aurinkolämpö 

THD Total Harmonic Distortion, harmoninen kokonaissärö 

 

 



 

 

7 

VAASAN YLIOPISTO 

Teknillinen tiedekunta 

Tekijä: Ilmari Mäntysalo 

Diplomityön nimi: Megawattiluokan aurinkovoimaloiden mitoitus ja 

akkupohjaisen energiavaraston hyödyntäminen au-

rinkosähkön tuotannossa 

Valvoja: Professori Kimmo Kauhaniemi 

Ohjaaja: DI Mika Jantunen 

Tarkastaja: Professori Timo Vekara 

Tutkinto: Diplomi- insinööri 

Oppiaine: Sähkötekniikka 

Opintojen aloitusvuosi: 2010 

Diplomityön valmistumisvuosi: 2017 Sivumäärä: 94 

TIIVISTELMÄ 

Kiinnostus aurinkosähkön tuotantoa kohtaan on lisääntynyt maailmalla. Suuri ongelma 

on kuitenkin tuotannon voimakas vaihtelu. Akut tarjoavat hyvän mahdollisuuden varas-

toida sähköenergiaa, jolloin sitä voidaan ottaa akuista silloin kun aurinkoenergiaa ei ole 

saatavilla. 

Tämä diplomityö tehtiin toimeksiantona vaasalaiselle Ampner Oy:lle. Työssä mitoitet-

tiin kolme megawattiluokan aurinkosähköjärjestelmää, jotka poikkesivat toisistaan jän-

nitteiltään ja tehoiltaan. Tarkoituksena oli tutkia jännite- ja tehotason vaikutusta mitoi-

tukseen, järjestelmän rakenteeseen, energiantuotantoon ja verkon eri suureisiin. Tarkoi-

tuksena oli myös tutkia mitä hyötyjä akuston käytöllä on osana aurinkovoimalaa tuotan-

non siirron näkökulmasta. 

Työssä käsiteltiin erilaisia aurinkosähköjärjestelmien topologioita sekä niiden perus-

komponentteja paneelilta aina muuntajalle asti. Samalla käytiin läpi komponenttien mi-

toitukseen liittyviä asioita. Lisäksi tarkasteltiin erilaisia akkuteknologioita ja tutkittiin 

niiden tuomia mahdollisuuksia aurinkosähkön yhteydessä. 

Mitoituksien perusteella laadittiin DigSilent PowerFactory -ohjelmalla simulointimalli, 

jota käytettiin sähkön tuotannon mallinnuksessa ja tehonjakolaskennassa. Tuloksille 

tehtiin tarkempi teknillinen tarkastelu.  Taloudellista puolta tarkasteltiin jonkin verran.  

Akuston käyttöä aurinkosähköjärjestelmässä tarkasteltiin PV*SOL -ohjelmalla. Käyttöä 

tarkasteltiin vuosi- ja päivätasolla. Vuositason simuloinnit tehtiin myös ilman akustoa ja 

tuloksia verrattiin järjestelmään, johon oli liitetty akusto.  

Tutkimusten perusteella saatiin kattavasti tietoa teho- ja jännitetasojen vaikutuksesta 

järjestelmän mitoitukseen ja energiantuotantoon. Akustolla pystyttiin hyvin pienentä-

mään verkosta otetun energian määrää. Akusto tarjoaakin ratkaisun aurinkosähkön suu-

rimpaan ongelmaan, eli tuotannon vaihteluun. 

AVAINSANAT: Aurinkosähkö, aurinkosähköjärjestelmä, mitoitus, akku 



 

 

8 

UNIVERSITY OF VAASA  

Faculty of technology 

Author:  Ilmari Mäntysalo 

Topic of the Thesis:  Sizing of Megawatt-Scale Photovoltaic Systems and 

Utilization of Battery Energy Storage with Solar 

Power 

Supervisor:  Professor Kimmo Kauhaniemi 

Instructor: M. Sc. Mika Jantunen 

Evaluator:  Professor Timo Vekara 

Degree:  Master of Science in Technology 

Major of Subject:  Electrical Engineering 

Year of Entering the University:  2010  

Year of Completing the Thesis:  2017  Pages: 94 

ABSTRACT 

Interest towards solar power has increased worldwide. However, one of the biggest 

problem is the fluctuation of production. Batteries offer a good choice to store electrici-

ty so it can be taken from the batteries when solar electricity is not available. 

This thesis was made to Ampner Oy. The company headquarters is located in Vaasa. 

Three different megawatt scale photovoltaic systems were sized. Purpose of this thesis 

was to study how different voltage and power levels affect to sizing process, system 

structure, energy production and load flow calculation results. Battery usage as a part of 

photovoltaic system was also studied. 

Different topologies of photovoltaic systems were introduced. Components from solar 

panels to transformer and issues related to their sizing were also introduced. There was 

an introduction about different battery technologies and studies of possibilities that bat-

teries can offer related to solar power. 

Simulation model was made with DigSilent PowerFactory, based on the results of the 

sizing process. Energy production calculation and load flow studies were made with the 

model. Results were studied mainly from technical point of view but also some eco-

nomical aspects were considered. 

PV*SOL simulation model was made to study battery usage as a part of photovoltaic 

system. Annual and daily simulations were made. Annual simulations were also made 

without battery, so it was possible to compare results of system with battery.  

Based on the studies and simulations, comprehensive results of how different powers 

and voltages influence to sizing process and energy production were gained. Using a 

battery with photovoltaic system reduced the amount of energy taken from the grid. 

Batteries offer a good solution to the fluctuation of solar power. 

KEYWORDS: Solar power, photovoltaic system, sizing, battery 

 



 

 

9 

1 JOHDANTO 

Kiinnostus uusiutuvia energianlähteitä kohtaan on kasvanut vuosi vuodelta ilmaston-

muutoksen takia ja samalla kasvavan energiantarpeen myötä. Aurinkovoimasta on tullut 

merkittävä uusiutuvan energian muoto. Aurinkosähkön käytön lisäämisen ongelmana on 

aikaisemmin ollut etenkin aurinkopaneelien kallis hinta, mutta viime vuosina tapahtu-

neen nopean hinnan alenemisen myötä aurinkosähkö on tullut yhä kannattavammaksi ja 

alkanut täten kiinnostaa yhä enemmän. Varsinkin kotitaloudet ympäri maailmaa ovat 

innostuneet aurinkosähköstä, mutta myös suuren kokoluokan, jopa satojen megawattien 

aurinkovoimaloita on alettu rakentamaan ympäri maailmaa. Aurinkovoiman ongelmana 

on kuitenkin riippuvuus säästä sekä päivän- ja vuodenajasta. Tätä pyritään ratkaisemaan 

sähköenergian varastoinnilla. Erilaiset akut tarjoavatkin hyvän mahdollisuuden päivällä 

tuotetun sähköenergian varastoimiseen. Useita erilaisia akkuteknologioita on jo käytös-

sä ja uusia tutkitaan edelleen. 

Tämän diplomityön tarkoituksena on mitoittaa kolme erilaista megawattiluokan aurin-

kosähköjärjestelmää. Mitoitettavat järjestelmät poikkeavat toisistaan tehoiltaan ja DC-

puolen jännitetasoiltaan ja tarkoitus onkin tutkia erojen vaikutuksia mitoitukseen, ener-

giantuotantoon ja verkon eri suureiden käyttäytymiseen. Suurin osa häviöistä tapahtuu 

juurikin DC-puolella, joten DC-puolen jännitteen suurudella on vaikutusta energian tuo-

tantoon. Työssä esitellään myös eri akkuteknologioita ja tutkitaan akun hyödyntämis-

mahdollisuuksia aurinkosähkön tuotannossa. 

Työ käsittelee ainoastaan valosähköiseen (PV, Photovoltaics) ilmiöön perustuvaa aurin-

kosähkön tuotantoa. Keskitetty aurinkovoima (CSP, Concentrated Solar Power) ja au-

rinkolämpö (STE, Solar Thermal Energy) on jätetty työn ulkopuolelle. Aurinkovoima-

lan tarkkaa layout-suunnittelua ei myöskään tehdä. Taloudelliset tarkastelut on jätetty 

vähemmälle huomiolle, esimerkiksi järjestelmien investointikustannuksia ei tarkastella. 

Simulointiosuudessa keskityttiin ainoastaan verkon tehonjakolaskentaan sekä energian-

tuotannon mallintamiseen, joten esimerkiksi erityyppisiä vikatilanteita ei tarkastella. 

Sähkön varastointipuoli keskittyy ainoastaan akkuihin, joten muut energiavarastot on 

jätetty huomiotta. 



 

 

10 

Työn toisessa luvussa esitellään erilaisia aurinkovoimalatyyppejä, sekä aurinkosähkö-

järjestelmän rakenneratkaisuja. Järjestelmän rakenteeseen vaikuttaa aurinkovoimalan 

teho, joka taas vaikuttaa käytettävään invertteriin. Luvussa esitellään myös aurinkosäh-

köjärjestelmän eri komponentteja aurinkopaneelista muuntajalle asti ja tarkastellaan asi-

oita, joita niiden mitoituksessa täytyy ottaa huomioon. 

Kolmannessa luvussa käsitellään sähkön varastoimista akkua hyväksi käyttäen sekä tar-

kastellaan sen tarjoamia mahdollisuuksia aurinkosähköjärjestelmissä. Luvussa esitellään 

erilaisia akkutyyppejä, käydään läpi mitä asioita tulee huomioida akkua hankkiessa, se-

kä esitellään akun hallintajärjestelmä. 

Neljännessä luvussa tehdään mitoitus kolmelle erilaiselle aurinkovoimalalle, sekä tar-

kastellaan etenkin tasasähköpuolella tapahtuvia häviöitä laskennallisesti. Samassa lu-

vussa kuvaillaan myös DigSilent PowerFactory -mallin rakenne ja esitellään eri simu-

lointitapaukset. 

Viidennessä luvussa esitellään simuloinneista saadut tulokset ja vertaillaan eri järjestel-

mien aiheuttamia eroavaisuuksia teknillisestä näkökulmasta sekä jossain määrin myös 

taloudellisesta näkökulmasta. Simulointituloksia verrataan myös käsin laskettuihin ar-

voihin. Kuudennessa kappaleessa tarkastellaan akuston käyttöä osana aurinkosähköjär-

jestelmää simulointien avulla. Lopuksi johtopäätökset ja yhteenveto.  



 

 

11 

2 AURINKOSÄHKÖJÄRJESTELMÄT 

2.1 Aurinkovoimalatyypit 

2.1.1 Verkkoon kytkemätön järjestelmä 

Verkkoon kytkemättömiä (stand-alone tai off-grid) järjestelmiä käytetään pääasiallisesti 

sellaisilla alueilla, joihin ei ole mahdollista tai tarkoituksenmukaista rakentaa sähkö-

verkkoa. Tällainen järjestelmä koostuu yleensä aurinkopaneelien lisäksi akustosta ja sen 

lataussäätimestä. Aurinkopaneelit tuottavat sähköä suoraan käyttöön ja lataavat samalla 

akkua. Kun aurinkopaneelit eivät tuota sähköä, sitä voidaan ottaa akusta. Tällaisia jär-

jestelmiä käytetään paljon kehitysmaissa tai esimerkiksi kesämökeillä. Mikäli järjestel-

mässä on vaihtosähköllä toimivia laitteita, täytyy järjestelmässä olla invertteri edellä 

mainittujen komponenttien lisäksi. (Patel 2006: 235.) 

2.1.2 Verkkoon kytketty järjestelmä 

Verkkoon kytketyt järjestelmät voidaan jakaa hajautettuihin ja keskitettyihin ratkaisui-

hin. Hajautettuja järjestelmiä käytetään asuinalueilla ja suuremmissa rakennuksissa, ku-

ten tehtaissa, ostoskeskuksissa ja toimistorakennuksissa. Näissä kohteissa sähkö pyri-

tään käyttämään suoraan tuotantopaikalla. Mikäli sähköä tuotetaan enemmän kuin kulu-

tetaan, voidaan ylijäämäsähkö syöttää verkkoon. Verkkoon kytkettyihin järjestelmiin on 

mahdollista liittää myös energian varastointi, esimerkiksi akusto. Tätä aihetta käsitel-

lään tässä työssä. (Stapleton & Neill 2012: 5–7.)  

Keskitetyt voimalat ovat kokoluokaltaan erittäin suuria, yleensä useiden kymmenien, 

jopa satojen megawattien luokkaa. Jopa yli gigawatin suuruisia voimaloita suunnitellaan 

ja ollaan jopa toteuttamassa. Näiden kokoluokkien voimalaitokset vaativat paljon pinta-

alaa, joten niitä rakennetaan yleensä syrjäisemmille seuduille, kuten esimerkiksi au-

tiomaille. Tässä työssä käsitellään suuren keskitetyn verkkoon liitettävän aurinkovoima-

lan mitoitukseen liittyviä asioita. (Komoto, Breyer, Cunow, Megherbi, Faiman & van 

der Vleuten 2013: 27–28.) 



 

 

12 

2.2 Rakenneratkaisut 

2.2.1 Mikroinvertteri 

Mikroinvertterit ovat pieniä aurinkopaneelin taakse asennettavia inverttereitä. Niiden 

teholuokka on pieni (100–300 W) ja niitä käytetäänkin useimmiten pienissä aurin-

kosähköjärjestelmissä. Mikroinverttereillä toteutetun järjestelmän etuna on DC-

kaapeloinnin tarpeettomuus. Inverttereiltä lähtevät AC-kaapelit voidaan yhdistää toi-

siinsa ja sitten kytkeä verkkoon. Toinen etu on järjestelmän helppo laajentaminen pie-

nellä investoinnilla. (Stapleton & Neill 2012: 68.) 

Toisaalta mikroinvertterillä toteutetun järjestelmän huono puoli on invertterin asennus-

paikka. Invertterin vikaantuessa sen korjaaminen tai vaihtaminen on työlästä, koska pa-

neeli täytyy ottaa pois ennen kuin invertteriin pääsee käsiksi. Erittäin kuumissa paikois-

sa mikroinvertterin käyttöä tulisi harkita. Aurinkopaneelin lämmetessä myös invertteri 

lämpenee, minkä seurauksena riski invertterin vikaantumisesta kasvaa. Kuvassa 1 on 

periaatekuva mikroinvertterillä toteutetusta järjestelmästä. (Stapleton & Neill 2012: 68–

69.) 

 

Kuva 1. Mikroinverttereillä toteutetun järjestelmän periaatekuva. 



 

 

13 

2.2.2 Ketjuinvertteri 

Ketjuinvertterillä (eng. string inverter) toteutettu ratkaisu voidaan toteuttaa monella ta-

valla. Invertteriin voidaan liittää yksi tai useampi rinnankytketty paneeliketju, kunhan 

mitoitus otetaan huomioon. Tällöin invertterissä on yksi maksimitehopisteen seuranta. 

Kuvassa 2 on yksiketjuisen ketjuinvertterin periaatekuva. (Stapleton & Neill 2012: 64–

66.) 

 

Kuva 2. Yksinkertaistettu malli ketjuinvertterillä toteutetusta järjestelmästä. 

 

Ketjuinvertterissä voi olla myös useampi maksimitehopisteen seuranta (MPPT, Maxi-

mum Powerpoint Tracking). Tällöin kyseessä on moniketjuinvertteri. Moniketjuinvert-

teriä käytetään yleensä paikoissa, joissa paneeliketjut joudutaan asentamaan eri asentoi-

hin tai suuntaamaan eri tavalla. Tällöin toisen paneeliketjun suuntaamisen vaikutus tai 

varjostuminen ei vaikuta toisen paneeliketjun energian tuotantoon. Kuvassa 3 on periaa-

tekuva moniketjuinvertterillä toteutetusta järjestelmästä. (Stapleton & Neill 2012: 64–

66, 69.) 



 

 

14 

 

Kuva 3. Moniketjuinvertterillä toteutettu järjestelmä, jossa on kaksi maksimitehopis-

teen seuraajaa. 

 

2.2.3 Keskusinvertteri 

Keskusinvertteri on rakenteeltaan hyvin samankaltainen kuin ketjuinvertteri, mutta kes-

kusinvertteriä käytetään suuren kokoluokan aurinkovoimaloissa. Joissakin järjestelmissä 

käytetään yhtä suurta invertteriä koko järjestelmälle tai keskusinvertteri voi koostua 

monista pienemmistä inverttereistä. Tällöin voidaan käyttää myös nimitystä keskusin-

vertteriyksikkö. Keskusinvertteriyksikköä voidaan käyttää niin sanotussa ”master-slave” 

käytössä usean invertterin ansiosta. Tällöin osa keskusinvertterin inverttereistä sammuu, 

kun säteilyintensiteetti on pieni, jolloin muut invertterit voivat toimia lähempänä mak-

simitehopistettä (MPP, Maximum Power Point). Kun taas säteilyintensiteetti on suuri, 

kuorma jaetaan kaikille inverttereille. Kuvassa 4 on esitetty keskusinvertterillä toteutettu 

aurinkosähköjärjestelmä. Tässä työssä keskitytään keskusinvertterillä toteutettuun au-

rinkovoimalaan. (Stapleton & Neill 2012: 67; Komoto ym. 2013: 117; International Fi-

nance Corporation 2015: 36.) 

 



 

 

15 

 

Kuva 4. Keskusinvertterillä toteutetun aurinkosähköjärjestelmän periaatekuva 

2.3 Komponentit 

2.3.1 Aurinkopaneelit 

Aurinkokennot ovat puolijohdekomponentteja, jotka tuottavat tasasähköä altistuessaan 

auringon säteilylle. Yleisin aurinkokennojen valmistusmateriaali on pii. Sähkön tuotan-

to perustuu valosähköiseen ilmiöön. Kenno on rakennettu kahdesta kerroksesta, joista 

toinen on n-tyypin ja toinen p-tyypin puolijohde. Puolijohdekerrosten välissä on niin 

sanottu rajapinta. Valon osuessa kennoon elektronit kasaantuvat toiselle puolelle, jonka 

seurauksena toiselle puolelle jää elektroni-aukko -pareja. Tällöin kerroksien yli syntyy 

sisäinen sähkökenttä, jonka vaikutuksesta elektroni-aukko -parit voidaan erottaa toisis-

taan. Tämän seurauksena syntyy tasavirtaa. (Erat, Erkkilä, Löfgren, Nyman, Peltola & 

Suokivi 2001: 128–129.) 

Tällä hetkellä aurinkokennotyyppejä on monenlaisia. Ensimmäisen sukupolven aurin-

kokennot ovat piistä valmistetut yksi- ja monikiteiset kennot (ks. kuva 5), jotka hallitse-

vat edelleen markkinoita. Yksikiteinen kenno on hyötysuhteeltaan parempi kuin moni-

kiteinen, mutta se on kalliimpi valmistaa, koska sen valmistustapa on monimutkaisempi. 

Toisen sukupolven aurinkokennoista puhuttaessa tarkoitetaan yleensä ohutkalvokenno-



 

 

16 

ja. Ne ovat nimensä mukaisesti ohuita kalvoja, joiden paksuus on muutaman µm:n 

luokkaa. Valmistusmateriaaleja ovat esimerkiksi galliumarsenidi (GaAs), kadmiumtel-

luridi (CdTe), kupari-indiumdiselenidi (CIS) ja amorfinen pii (a-Si). Kolmannen suku-

polven aurinkokennot perustuvat nanotekniikkaan ja näistä tutkituin on väriaineaurin-

kokenno (DSSC, dye-sensitized solar cell). Väriaineaurinkokenno toimii eri periaatteel-

la kuin normaalit puolijohdetekniikkaan perustuvat kennot. Väriaineaurinkokennot hyö-

dyntävät kemiallisia reaktioita toiminnassaan. Valo absorboituu kennon väriainemole-

kyyleissä, josta elektronit siirtyvät puolijohteeseen. Kolmannen sukupolven kennoihin 

voidaan lukea myös joustavat aurinkokennot, joissa valoherkkä aine on painettuna jous-

tavalle pohjamateriaalille. Kolmannen sukupolven kennot ovat kuitenkin vielä tutkimus- 

ja kehitysvaiheessa. (Korpela 2011; Kovanen 2010; Motiva 2016.) 

 

Kuva 5. Vasemmalla yksikiteinen ja oikealla monikiteinen aurinkokenno. (Solar-

Quotes 2016) 

 

Aurinkokennoista koostuvaa kokonaisuutta kutsutaan aurinkopaneeliksi, jossa on useita 

sarjaan- ja rinnankytkettyjä aurinkokennoja. Aurinkopaneelisto puolestaan koostuu sar-

jaan- ja rinnankytketyistä aurinkopaneeleista. Aurinkopaneeleja yhdistämällä ryhmäksi 

saadaan aurinkosähköjärjestelmän haluttu teho, virta ja jännite. Kuvassa 6 on havain-

nollistettu aurinkopaneeliston rakennetta. (Patel 2006: 164.) 



 

 

17 

 

Kuva 6. Esimerkki aurinkopaneeliston muodostamisesta. Vasemmalla kenno (Cell), 

keskellä paneeli (Module) ja oikealla paneelisto (Array). (Samlex Solar) 

 

Noin 90 % kaikista aurinkopaneeleista on valmistettu piikiteestä. Yksikiteisestä piistä 

valmistettu aurinkopaneeli on yleisempi kuin monikiteinen (Motiva 2016). Noin 10 % 

markkinoilla olevista kennoista on ohutkalvokennoteknologiaan perustuvia paneeleja 

(IEA 2016). Yksikiteisten aurinkopaneelien hyötysuhde on 14–20 % ja monikiteisen 

13–15 %. Ohutkalvokennojen hyötysuhteet ovat 6–12 % luokkaa (Stapleton & Neill 

2012: 33). 

Aurinkopaneeleja pystytään asentamaan lukuisilla eri tavoilla moniin eri paikkoihin: 

katolle, maahan, rakennusten julkisivuihin jne. Kolme tärkeintä seikkaa, jotka vaikutta-

vat aurinkopaneelien energiantuotantoon ovat sijainti, kallistuskulma ja suuntaus, eli 

atsimuuttikulma. Paneelin tuotto on parhaimmillaan silloin, kun auringon säteily osuu 

kohtisuoraan paneelin pintaan. Maantieteellinen sijainti ja vuodenaika vaikuttavat täten 

paneelin optimaaliseen kallistuskulmaan. Atsimuuttikulma määritetään ilmansuuntien 

mukaan. Pohjoisella pallonpuoliskolla paneelit asennetaan usein 0 asteen atsimuutti-

kulmaan (etelä), koska aurinko on tällöin korkeimmillaan. Kallistuskulmalla voidaan 

vaikuttaa energiantuotantoon kuukauden mukaan. Suurella kallistuskulmalla voidaan 



 

 

18 

saada parempi tuotto talvikuukausina, koska tällöin aurinko paistaa matalammalta. Ke-

sällä auringon paistaessa korkeammalta energian tuotto on kuitenkin pienempää. Tämän 

takia pitäisi aina löytää optimaalinen kallistuskulma, jolloin saadaan koko vuodelta pa-

ras kokonaistuotto. Kallistuskulmaa on mahdollista myös muuttaa, mikäli paneelit on 

asennettu sellaiselle telineelle, jossa kulman muuttaminen on mahdollista. (Isojunno 

2014.) 

Paneeli voidaan asentaa myös telineeseen, jossa on ns. auringon seuranta (sun tracker). 

Auringon seurannalla on olemassa kaksi erilaista ratkaisua: yksi-akselinen (one-axis 

tracker), joka säätää paneelin kallistuskulmaa tai atsimuuttikulmaa ja kaksi-akselinen 

(two-axis tracker), jossa nämä on yhdistetty. Auringon seurannalla voidaan saavuttaa 

jopa 40 % suurempi energian tuotanto. Auringon seurantajärjestelmä tosin monimut-

kaistaa järjestelmää, mikä taas nostaa investointikustannuksia. Monimutkaisempi järjes-

telmä lisää myös huoltokustannuksia, joten suuremmalla energiantuotannolla ei välttä-

mättä pystytä kattamaan näitä lisäkuluja. (Patel 2006: 176–177.) 

Aurinkopaneelien sähköisiä ominaisuuksia kuvataan virta-jännite -käyrällä (I-V -käyrä). 

Virran suurin arvo on oikosulkuvirta Isc, joka saadaan oikosulkemalla paneelin liittimet, 

jolloin jännite on nolla. Suurin jännitteen arvo on tyhjäkäyntijännite Uoc, joka saadaan 

avaamalla liittimet, jolloin resistanssi on ääretön ja täten virta on nolla. Virta-jännite -

käyrän avulla voidaan määrittää paneelin maksimitehopiste, jossa paneeli saa maksimi-

tehon arvon. Laskennallisesti paneelin maksimiteho Pmax voidaan laskea yhtälöllä 

𝑃max = 𝑈mpp𝐼mpp = 𝑓𝑈oc𝐼sc,            (1) 

missä Umpp on maksimitehopisteen jännite, Impp on maksimitehopisteen virta ja f on täy-

tekerroin. Aurinkopaneelin nimellistehoa voidaan kuvata myös yksiköllä Wp (Watt-

peak). Kuvassa 7 on esitetty aurinkopaneelin teho-jännite -käyrä sekä virta-jännite -

käyrä. (Korpela 2012.) 

 



 

 

19 

 

Kuva 7. Aurinkopaneeliston virta-jännite -käyrä (punainen) ja teho-jännite -käyrä 

(sininen). Kuvaajaan on merkitty maksimitehopisteen virta (Impp) ja jännite 

(Umpp), jotka muodostavat maksimitehon Pmax. Isc on oikosulkuvirta, ja Uoc 

on avoimen piirin jännite. (MyElectrical Engineering 2013, muokattu) 

 

Maksimitehon avulla voidaan laskea paneelin hyötysuhde η 

𝜂 =  
𝑃max

𝐺𝐴p
,              (2) 

missä G on säteilyn intensiteetti ja Ap paneelin pinta-ala (Korpela 2012). 

Aurinkopaneelin yksityiskohtaiset tiedot löytyvät valmistajan datalehdestä. Datalehti 

sisältää mm. paneelin fyysiset mitat, nimellistehon, oikosulkuvirran, tyhjäkäyntijännit-

teen, hyötysuhteen ja lämpötilakertoimet. Sähköiset arvot on mitattu testiolosuhteissa 

(STC, Standard Test Conditions). Tämän ansiosta eri valmistajien paneeleja pystytään 

vertailemaan keskenään. Laboratorio-olosuhteet on määritelty IEC-standardissa 

61215:2005 ja siinä pätevät seuraavat ehdot (Sesko ry 2015: 17): 

▪ Kennon lämpötila 25 °C 

▪ Säteilyintensiteetti 1000 W/m2 

▪ Ilmamassa (AM, Air Mass) 1,5. 



 

 

20 

Aurinkopaneelin energiantuottoon vaikuttavat säteilyintensiteetti, kennon lämpötila ja 

säteilyn kulma. Matala säteilyintensiteetti laskee merkittävästi paneelin oikosulkuvirtaa. 

Tyhjäkäyntijännitteen pienentyminen on vähäisempää, kuten kuvasta 8 voidaan havaita. 

Paneeli voi varjostua jostain syystä myös osittain, jonka seurauksena varjostetut kennot 

menettävät jännitettä, mutta samalla niiden täytyy päästää koko paneelin virta läpi. Täl-

löin kenno käyttäytyy kuorman tavoin, jossa läpi kulkeva virta muuttuu lämmöksi, jol-

loin kenno saattaa vaurioitua. Tämä ongelma on ratkaistu jakamalla paneeli pienempiin 

osiin ja yhdistämällä ne diodeilla, jolloin virta kulkee diodin läpi, kun kenno varjostuu. 

Tämän ansiosta koko paneelin tehoa ei menetetä. (Patel 2006: 171–174.) 

 

 

Kuva 8. Erään SaloSolarin aurinkopaneelin I-V -käyrä eri säteilyintensiteeteillä. (Sa-

loSolar) 

 

Paneelin lämpötilan nousu aiheuttaa merkittävän tyhjäkäyntijännitteen laskun ja samalla 

pienen oikosulkuvirran nousun. Piikennoista valmistettavissa paneeleissa saatu teho las-

kee noin 0,5 % aina, kun kennon lämpötila nousee yhdellä celsiusasteella. Näin ollen 



 

 

21 

aurinkopaneeli tuottaa energiaa paremmin matalissa lämpötiloissa. (Patel 2006: 174–

175.) Kuvassa 9 on erään aurinkopaneelin I-V -käyrä eri lämpötiloissa.  

 

 

Kuva 9. Erään SaloSolarin aurinkopaneelin I-V -käyrä eri lämpötiloissa. (SaloSolar) 

 

Aurinkopaneelistoa suunniteltaessa täytyy huomioida ympäristöolosuhteet, aurinkopa-

neelien sähköiset ominaisuudet ja muut aurinkosähköjärjestelmän osien vaatimukset, 

kuten esimerkiksi järjestelmän jännitetaso. Paneelivalmistajat ilmoittavat paneelin data-

lehdessä sallitun maksimijännitteen. Aikaisemmin järjestelmien maksimijännitteet ovat 

olleet 600 V, josta on siirrytty 1000 V:n ja nykyään jo 1500 V:n jännitteisiin. Invertterin 

maksimijännite ja maksimitehopisteen seurannan alue tulee myös huomioida. Toinen 

tärkeä arvo mitoituksessa on virtaraja (Maximum Series Fuse Rating, Reverse Current 

Rating jne,), joka on suurin virta, joka saa kulkea paneelin läpi. Tämä suure täytyy 

huomioida myös suojauksen suunnittelussa. (Stapleton & Neill 2012: 121, 125–127.) 

Aurinkopaneelien mitat asettavat rajoituksia järjestelmän suunnittelussa. Etenkin katto-

asennuksissa nämä rajoitteet täytyy ottaa huomioon. Suurissa järjestelmissä tämä ei 



 

 

22 

usein ole kuitenkaan ongelma. Ympäristön lämpötilavaihtelut tulee myös huomioida, 

sillä kennon lämpötilalla on vaikutus etenkin tyhjäkäyntijännitteeseen, kuten aiemmin 

todettiin. (Stapleton & Neill 2012: 107, 127.) 

2.3.2 Kaapelit 

Tasasähkökaapelointi sisältää kaiken kaapeloinnin aina paneelilta invertterille. Mikäli 

paneeliketjuja on useita, niiden kaapelit yhdistetään usein kytkentälaatikossa, toiselta 

nimeltään liitäntärasiassa, ennen invertteriä. Kytkentälaatikon ansiosta invertterille voi-

daan viedä vähemmän kaapeleita. Kytkentälaatikko voi sisältää erityyppisiä suojauslait-

teita, kuten ylivirtasuojauksen, kytkimen tai erotuslaitteita. Suojauslaitteistoa käsitellään 

tarkemmin myöhemmin tässä työssä. (Sesko ry 2015: 16; Stapleton & Neill 2012: 73.) 

Kaapelin poikkipinta-alalla on suuri merkitys aurinkosähköjärjestelmässä ja sen valin-

taan vaikuttavat paneelien ulostulovirta- ja jännite. Kaapelin poikkipinta-ala tulisi mi-

toittaa siten, että jännitteenalenema olisi mahdollisimman pieni, minkä ansiosta häviöt 

ovat vähäisemmät (Stapleton & Neill 2012: 72–73). DC-kaapelin häviöt Pldc lasketaan 

yhtälöstä 

𝑃ldc =  
𝜌s𝐼2

𝐴k
,              (3) 

missä ρ on kaapelissa käytetyn johdinmateriaalin resistiivisyys, s on kaapelin pituus, I 

on virta ja Ak on kaapelin poikkipinta-ala. Tasajännitteellä jänniteenalenema ΔUDC las-

ketaan yhtälöstä 

𝛥𝑈DC = 𝐼2𝑟𝑠,              (4) 

missä I on virta, r on kaapelin ominaisresistanssi ja s on kaapelin pituus. Suhteellinen 

jännitteenalenema Δu saadaan laskettua: 

𝛥𝑢 =
𝛥𝑈DC

𝑈
100%,             (5) 

missä ΔUDC on tasajännitteen jännitteenalenema ja U on jännite. (Tiainen 2010: 111.) 



 

 

23 

Yleisesti käytössä oleva mitoitusperiaate on, että tasajännitepuolen jännitteenalenema ei 

ylittäisi 1 %:a. Eri maissa on kuitenkin säädetty maksimiarvot jännitteenalenemalle ja 

esimerkiksi Australiassa sallitaan jopa 5 %:n jännitteenalenema. Aurinkosähköjärjes-

telmän muut komponentit, esimerkiksi sulakkeet, saattavat myös vaikuttaa jännitteena-

lenemaan. (Stapleton & Neill 2012: 148.) 

AC-kaapelointia mitoitettaessa täytyy huomioida invertterin AC-puolen jännite ja virta, 

sekä oikosulkuvirrat. Kaapeleissa ei saa tapahtua myöskään liian paljoa häviöitä tai jän-

nitteenalenemaa. Eristys täytyy valita ympäristön mukaan sopivaksi. (International Fi-

nance Corporation 2015: 81) 

Kolmivaiheiselle järjestelmälle kaapelien pätötehohäviö Plac voidaan laskea yhtälöllä 

𝑃lac = 3𝐼2𝑅AC,             (6) 

missä I on virta ja RAC kaapelin vaihtovirtaresistanssi. ABB:n (2000: 501) Teknisiä tie-

toja ja taulukoita -kirjassa vaihtosähkökaapelin vaihejännitteen alenema ΔUAC lasketaan 

yhtälöstä 

𝛥𝑈AC = 𝐼(𝑅ACcos𝜑 + 𝑋sin𝜑),           (7) 

missä I on johtimen virta, RAC on johtimen vaihtovirtaresistanssi, X on johtimen reak-

tanssi ja φ on vaihejännitteen ja -virran välinen vaihesiirtokulma. Yhtälö pätee lyhyeh-

köille siirtoetäisyyksille. AC-puolen suhteellinen jännitteenalenema saadaan myös las-

kettua yhtälöllä 5 sijoittamalla vaihejännitteen alenema tasajännitteen aleneman tilalle. 

Kaapelin täytyy kestää myös ympäristön rasituksia, kuten kosteutta, tuulta ja lunta. Li-

säksi kaapelin tulee kestää ultraviolettisäteilyä tai se tulee suojata soveltuvalla tavalla. 

Mikäli kaapeli altistuu suolalle, tulee sen johtimien olla monisäikeistä ja johtimien ma-

teriaaliltaan tinattua kuparia. Monilla kaapelivalmistajilla on varta vasten aurinkosähkö-

järjestelmille suunniteltua kaapelia, jossa on erityisesti huomioitu ulkoilman vaikutuk-

set. Tämän kaltainen kaapeli on suunniteltu tasavirtakäyttöön ja se on usein taipuisaa, 

joten se on helppo asentaa. (Sesko ry 2015: 40; Stapleton & Neill 2012: 150.) 



 

 

24 

Aurinkosähköjärjestelmän kaapelointia mitoitettaessa tulee huomioida myös kaapelien 

kuormitettavuus, johon vaikuttavat esimerkiksi kaapelin rakenne, ympäristön lämpötila, 

maan lämpöresistiivisyys mikäli kaapeli upotetaan maahan, asennussyvyys ja asennus-

tapa. Eri asennuspaikoissa on huomioitava korroosiokestoisuus ja erityyppiset mekaani-

set vaatimukset. Kaapelivalmistajat ilmoittavat kuormitustaulukoilla, kuinka suurella 

virralla tiettyjä kaapeleita saa yhtäjaksoisesti kuormittaa ilman liiallista lämpenemistä. 

Kuormitettavuuden laskennassa määritetäänkin, kuinka suuri virta kaapelissa voi kul-

kea, jotta lämpötila säilyisi rajalämpötilan alapuolella tai vaihtoehtoisesti kuinka suuren 

lämpenemän tietty virta aiheuttaa kaapelille. (Elovaara & Haarla: 316.) 

2.3.3 Invertteri 

Invertteri, eli vaihtosuuntaaja, on aurinkosähköjärjestelmän osa, jonka pääasiallinen teh-

tävä on muuttaa aurinkopaneelien tuottama tasasähkö vaihtosähköksi, jota voidaan syöt-

tää sähköverkkoon. Invertterit voivat olla yksi- tai kolmivaiheisia ja niissä voi olla si-

säänrakennettu muuntaja. Nykyajan inverttereissä on MPPT, joka varmistaa, että panee-

lista saadaan suurin mahdollinen teho. Inverttereiden täytyy myös osallistua verkon hal-

lintaan. Sen täytyy kyetä mm. syöttämään verkkoon loistehoa ja osallistua verkon taa-

juuden säätöön. Tässä työssä käsitellään ainoastaan kolmivaiheisia inverttereitä. (Staple-

ton & Neill 2012: 60-61; Carlstedt 2014.) 

Yleisimmät kolmivaiheinvertterin topologiat ovat kaksi- tai kolmitasoinen. Kaksitasoi-

sessa invertterissä jokaisessa haarassa on kaksi kytkintä (ks. kuva 10). Vaihejännite voi 

vaihdella kaksitasoisessa invertterissä kahden arvon välillä. Kolmitasoisissa invertte-

reissä ulostulojännite voi taas vaihdella kolmen eri arvon välillä. Kolmitasoista invertte-

riä kutsutaan myös nimellä NPC-invertteri (Neutral Point Clamped) johtuen välipiirin 

jännitteen keskipisteen kytkentätavasta (ks. kuva 11). Kolmitasoisia inverttereitä käyte-

tään erityisesti keski- ja suurjännitteillä ja niillä on suuri potentiaali myös aurinkovoi-

makäytössä. (Keskinen 2014a; Keskinen 2014b.) 

 



 

 

25 

 

Kuva 10. Kaksitasoisen kolmivaiheisen invertterin pääpiirikaavio (Keskinen 2014a) 

 

 

Kuva 11. Kolmitasoisen kolmivaiheisen invertterin pääpiirikaavio. (Keskinen 2014b) 

 

Inverttereissä on sisäänrakennettuna suojausmenetelmiä erityyppisille vioille, kuten 

esimerkiksi ylikuumenemiselle, ylijännitteille ja -virroille ja oikosuluille. Suojauksia on 



 

 

26 

AC- ja DC-puolella.  Invertterin täytyy kyetä irtautumaan verkosta, mikäli verkko on 

vikaantunut tai se toimii asetettujen arvojen ulkopuolella. Tällaisia tilanteita voivat olla 

verkon yli- ja alijännitteet, sekä yli- ja alitaajuudet. Muita invertterin suojauksia ovat 

esimerkiksi saarekekäytön estosuojaus ja maasulkujen havainnointi. (ABB 2015; Stap-

leton & Neill 2012: 69–70.) 

Invertterin mitoituksessa tulee huomioida mm. aurinkopaneeliston tuottama maksimite-

ho, jännite ja virta. Paneeliston maksimiteho voidaan ylimitoittaa invertteriin nähden. 

Aurinkopaneelien hintojen laskun myötä tämä on tullut kannattavaksi ja ylimitoitettu 

paneelisto tuottaa pienillä säteilyvoimakkuuksilla enemmän energiaa. Ylimitoitus ilmoi-

tetaan DC:AC -suhteella (DC:AC ratio). Esimerkiksi jos paneeliston teho on 1,5 kW ja 

invertterin AC-teho on 1 kW, niin tällöin suhde on 1,5 (150 %). (Global Sustainable 

Energy Solutions.) 

Toinen tapa ilmoittaa invertterin ja paneeliston tehon suhde on mitoituskerroin cinv, joka 

määritellään yhtälöllä 

𝑐inv =
𝑃inv

𝑃pv
,              (8) 

missä Pinv on invertterin nimellisteho ja Ppv on invertteriin kytketyn aurinkopaneeliston 

huipputeho. Mitoituskertoimen oikeasta arvosta on olemassa erilaisia mielipiteitä ja 

suosituksia: Pohjois-Euroopassa suositellaan käytettäväksi 0,65–0,8, Keski-Euroopassa 

0,75–0,9 ja Etelä-Euroopassa 0,85–1. Erään suosituksen mukaan inverttereitä ei pitäisi 

alimitoittaa yli kymmentä prosenttia paneelien nimellistehosta tai alimitoittamisesta tu-

lisi luopua jopa kokonaan. (Carlstedt 2014.) Paavolan (2012) mukaan paneelit toimivat 

harvoin nimellistehollaan, joten tällöin invertterin alimitoittamisesta on hyötyä. Toisaal-

ta jos invertteri on alimitoitettu, niin se toimii huipputehon aikaan rajoittavana tekijänä, 

eikä kaikkea mahdollista tehoa saada hyödynnettyä.  

Liiallinen paneeliston ylimitoittaminen eli invertterin alimitoittaminen voi pienentää 

invertterin elinikää. Jotkin invertterivalmistajat ovatkin ilmoittaneet suurimman panee-

liston ylimitoituskertoimen inverttereilleen. Esimerkiksi SolarEdge on ilmoittanut, että 



 

 

27 

paneelisto voidaan ylimitoittaa 135 % tai jopa 155 % invertterin AC-tehoon nähden, 

riippuen invertterimallista (SolarEdge 2016). 

Paneeliston lämpötila vaikuttaa maksimitehopisteeseen, joten tämä tulisi huomioida 

myös invertteriä mitoittaessa. Inverttereillä on tietty MPPT-alue ja sen tulisi kattaa eri 

lämpötilojen I-V -käyrien maksimitehopisteen jännitteen pisteet. Kun invertteri toimii 

MPPT-alueella, niin koko järjestelmä toimii parhaalla mahdollisella hyötysuhteella. 

(Carlstedt 2014.) 

Invertteri aiheuttaa verkkoon sähkömagneettisia häiriöitä (EMI, Electromagnetic Inter-

ference) ja harmonista kokonaissäröä (THD, Total Harmonic Distortion). THD kertoo 

särön suuruuden perustaajuiseen virtaan tai jännitteeseen nähden. Invertterin särö tar-

koittaa ulostulojännitteen taajuuskomponenttien yhteisvaikutusta. Tähän ei lasketa pe-

rustaajuista komponenttia. THD:n muodostumiseen vaikuttavat esim. käytetty modulaa-

tiotapa, kuollut aika, jännitteenalenemat invertterin kytkimissä, suodatus ja välipiirin 

jännite. (Patel 2006: 227; Keskinen 2014a; Oliva, A., Chiacchiarini, H., Aymonino, A. 

& Mandolesi, P.: 2005). 

2.3.4 Suojaus 

Aurinkosähköjärjestelmän suojaus sisältää ylivirta- ja ylijännitesuojauksen, vikavir-

tasuojauksen sekä maadoituksen ja ukkossuojauksen. Ylivirtasuojauksessa käytetään 

sulakkeita tai katkaisijoita. Suojaus voidaan näillä toteuttaa sekä AC- että DC-puolella. 

Mikäli järjestelmässä on useita paneeliketjuja rinnankytkettynä, voidaan jokaiselle pa-

neeliketjulle toteuttaa oma ylivirtasuojauksensa ja tämän jälkeen vielä koko paneelistol-

le. Ylivirtasuojaus sijoitetaan usein kytkentälaatikkoon. (Stapleton & Neill 2012: 75–

78.) 

Sulakkeiden ja katkaisijoiden lisäksi aurinkosähköjärjestelmässä on erottimet. DC-

puolella erottimia voi olla ylivirtasuojauksen tapaan paneeliketjujen lisäksi myös koko 

paneeliryhmälle. AC-puolella on oltava myös oma erotin. (Stapleton & Neill 2012: 76.)  

Ylivirtasuojauksen mitoituksessa tärkein huomioitava suure on paneelin oikosulkuvirta. 

Aurinkopaneeli on virtarajoitettu laite, joten sen suurin tuottama virta on oikosulkuvirta. 



 

 

28 

Oikosulkuvirtaan vaikuttavat lämpötila ja säteilyintensiteetti, joten nämä täytyy myös 

ottaa huomioon suojausta suunniteltaessa. Vikavirtasuojauksen mitoituksessa tulee 

huomioida paneelien virtaraja, josta kerrottiin aiemmin kappaleessa 2.3.1. Tämä tulee 

huomioida myös tilanteissa, joissa paneelistossa on useampi paneeliketju rinnankytket-

tynä, koska vikavirta on tällöin kaikkien ketjujen summa. (Stapleton & Neill 2012: 120–

121.) 

2.3.5 Muuntaja 

Muuntajaa käytetään vaihtosähköjärjestelmissä jännitteen ja virran muuntamiseen. 

Muuntajalla voidaan muuttaa myös jännitteen vaihekulmaa. Invertteriltä tuleva vaihto-

sähköjännite on usein pieni, joten muuntajalla jännite nostetaan sen suuruiseksi, että au-

rinkosähköjärjestelmä voidaan liittää verkkoon. 

Muuntajan käämit voidaan kytkeä tähteen (Y, y), kolmioon (D, d) ja jakelujännitteillä 

voidaan käyttää myös ns. hakatähtikytkentää (Z, z). Näiden lisäksi symbolit N ja n ker-

tovat, mikäli tähtipiste on esillä muuntajan kannella. Yläjännitekäämille käytetään isoa 

kirjainsymbolia ja muille käämityksille pientä. Vaihekulman muutos ilmaistaan tunnus-

luvulla, joka on muodostettu 12-tuntisesta kellotaulusta siten, että 1 tunti vastaa 30 as-

teen vaihesiirtoa. Esimerkiksi tunnusluku 5 ilmaisee, että alajännite on 150 astetta ylä-

jännitettä jäljessä. (Elovaara & Haarla 2011: 142.) 

Elovaara ja Haarla (2011: 160) mainitsevat useita eri näkökohtia muuntajaa hankittaes-

sa. Niitä ovat: 

▪ Asennusolosuhteet 

▪ Ympäristön tai jäähdytysväliaineen lämpötila 

▪ Nimellistaajuus 

▪ Mitoitusjännitteet 

▪ Kunkin käämityksen mitoitusteho eri jäähdytystavoilla 



 

 

29 

▪ Kytkentäryhmä 

▪ Kuormitusjakson kuvaus 

▪ Jäähdytystapa 

▪ Oikosulkuimpedanssit ja nollavuoroiset impedanssit. 

 

Mikäli muuntajia käytetään rinnakkain, täytyy varmistua siitä, että yksikään muuntajista 

ei ylikuormitu. Kaikilla muuntajilla täytyy olla sama kytkentäryhmä ja niiden muunto-

suhteiden täytyy olla samat. Mitoitustehot eivät saa poiketa enempää kuin 1:3 suhteessa 

toisistaan ja suhteellisten oikosulkuimpedanssien on oltava lähellä toisiaan. (Elovaara & 

Haarla 2011: 150.) 

Muuntajassa tapahtuvat häviöt voidaan luokitella kuormitus- ja tyhjäkäyntihäviöiksi. 

Näiden häviöiden tulisi olla mahdollisimman pienet. Kuormitushäviöt Pk voidaan laskea 

𝑃k =  𝐼1
2𝑅1 + 𝐼2

2𝑅2,             (9) 

missä I1 on ensiökäämin virta, R1 on ensiökäämin resistanssi, I2 on toisiokäämin virta ja 

R2 on toisiokäämin resistanssi (Aura & Tonteri 1996: 22). Yhtälöstä huomataan, että 

virtojen kasvaessa myös kuormitushäviöt kasvavat. Tyhjäkäyntihäviöt P0 saadaan las-

kettua 

𝑃0 = 𝑈1𝐼0cos𝜑0,           (10) 

missä U1 on ensiöpuolen jännite, I0 on tyhjäkäyntivirta ja cosφ0 on tyhjäkäyntitehoker-

roin (Aura & Tonteri 1996: 25). 

Muuntaja sijaitsee usein sähköasemalla. Sähköasemat luokitellaan kytkinlaitoksiin, jois-

sa yhdistetään ainoastaan saman jännitetason johtoja ja muuntoasemiin, jossa on yksi tai 

useampi muuntaja. Muuntajat ja johdot liitetään sähköasemalla ns. kokoojakiskoihin. 

Liittyminen tehdään kytkinlaitteiden (katkaisija tai erotin) avulla. Katkaisijan kautta lii-

tetty kisko on pääkisko ja erottimen kautta liitetty kisko on apukisko. Sähköasemalla on 



 

 

30 

myös virta- ja jännitemuuntajia, jotka välittävät tietoa suojaus- ja valvontalaitteille. 

(Heikkilä 2004.) 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 

31 

3 SÄHKÖN VARASTOINTI 

3.1 Sähkövarastojen käyttötarkoitukset aurinkosähköjärjestelmässä 

3.1.1 Tuotannon siirto ja tasaus 

Aurinkosähkön ongelmana on suuri tuotannon vaihtelu, joka riippuu säästä ja päivän- ja 

vuodenajasta. Esimerkiksi pilvisellä säällä paneelien vastaanottama säteily saattaa vaih-

della hyvin voimakkaasti lyhyelläkin aikavälillä, joka vaikuttaa paneelien tuottamaan 

tehoon. Kuvassa 12 on esimerkkitapaus tuotannon päiväkohtaisesta vaihtelusta. 

 

 

Kuva 12. Esimerkki urinkosähköjärjestelmän tuottaman tehon päiväkohtaisesta vaih-

telusta. (Energy Storage Association 2016) 

 

Kuvasta 12 havaitaan, että tuotannon vaihtelu saattaa olla todella suurta.  Sähkön tuo-

tannon ja kulutuksen tulee olla tasapainossa, että verkon taajuus pysyy mahdollisimman 

tasaisena. Tuotannon vaihtelu aiheuttaa tehonheilahteluja, jotka aiheuttavat taajuuden 

heilahteluja sähköverkossa. Tämä taas huonontaa sähkön laatua. Sähkövarastoilla pysty-

tään tasaamaan aurinkosähköjärjestelmän verkkoon syöttämää tehoa. Mikäli järjestel-



 

 

32 

män syöttämä teho alenee, sähkövarasto alkaa syöttää verkkoon sähköä. Kun järjestelmä 

tuottaa paljon tehoa, varastoa voidaan ladata. (Fingrid 2008.) 

Aurinkosähköjärjestelmän tuotanto on korkeimmillaan keskipäivällä, kun aurinko on 

tällöin korkeimmillaan. Kulutushuippu osuu harvoin tähän ajankohtaan. Kuvassa 13 on 

esitetty 2 kW:n aurinkosähköjärjestelmän tuotto ja erään kahden hengen omakotitalon 

sähkön kulutus päivän aikana tunnin tarkkuudella. 

 

 

Kuva 13. Aurinkosähköjärjestelmän tuotto (keltainen käyrä) ja omakotitalon kulutus 

(punainen käyrä). (Vanhanen 2015) 

 

Kuvan tapauksessa sähkön tuotanto on suurempaa kuin kulutus noin klo 10–14 välillä ja 

tällöin ylijäämäsähkö myydään verkkoon. Ylijäämäsähköstä maksetaan karkeasti kol-

masosa kulutuksessa korvatun sähkön hinnasta. Sähkövarastolla voitaisiin mahdollistaa 

tässä tapauksessa tuotantohuipun siirto huippukulutushetkille ja ns. kalleimmille tun-

neille. Tuotannon siirto on mahdollista toteuttaa myös suuressa mittakaavassa. (Parta-

nen 2016; Vanhanen 2015.) 

3.1.2 Taajuuden ja jännitteen säätö 

Mikäli sähköverkossa kulutus on tuotantoa suurempaa, verkon taajuus laskee ja tuotan-

non ollessa kulutusta suurempaa, verkon taajuus nousee. Esimerkiksi Suomessa verkon 

taajuus saa vaihdella normaalitilanteessa välillä 49,9–50,1 Hz. Verkossa täytyy olla taa-

juusohjattua käyttöreserviä sekä taajuusohjattua häiriöreserviä. Taajuusohjatut reservit 



 

 

33 

ovat nopeasti aktivoituvia pätötehoreservejä, jotka reagoivat automaattisesti taajuuden 

muutoksiin. Näiden täytyy reagoida sekunti- ja minuuttitasolla. Taajuusohjattuja reser-

vejä voidaan kutsua myös ns. pyöriviksi reserveiksi. Akut pystyvät toimimaan taajuus-

ohjattuna reserveinä nopean vasteajan ansiosta. Helenillä on pilottihanke Helsingin Su-

vilahdessa, jossa 1,2 MW:n tehoista akustoa käytetään osana taajuusohjattua käyttö- ja 

häiriöreserviä. Akusto koostuu 15000 litiumioni-akkukennosta ja sen energiakapasiteetti 

on 600 kWh. (Fingrid 2008; Helen 2016.) 

Sähkövaraston verkkovaihtosuuntaajalla pystytään toteuttamaan myös jännitteensäätöä 

loistehokompensaation avulla. Loistehon nousu aiheuttaa verkossa jännitteen nousun ja 

loistehon pieneneminen vastaavasti laskee verkon jännitettä. Loistehon kompensointi 

sähkövarastoilla toteutetaan siten, että jännitteen laskiessa sähkövarasto syöttää verk-

koon loistehoa. Tämän ansiosta verkon jännitevaihtelut tasoittuvat. (Nokelainen 2013.) 

Helenin Suvilahden sähkövarastoa käytetään myös loistehon kompensointiin (Helen 

2015). 

3.2 Akut aurinkosähköjärjestelmässä 

Akut koostuvat kahdesta elektrodista ja elektrolyytistä. Toinen elektrodeista on anodi ja 

toinen katodi. Anodi on hapettava elektrodi, joka lähettää positiivisia ioneja, kun akkua 

puretaan. Samalla se varautuu negatiivisesti, joten sitä voidaan pitää ulkoisen virtapiirin 

elektronilähteenä. Samaan aikaan katodi käyttää ulkoisen virtapiirin elektroneja ja ano-

din lähettämiä positiivisia ioneita. Näin syntyy sähkövirtaa. Akun kapasiteetin tunnus 

on C ja yksikkö Ah, eli ampeeritunti. (Ter-Gazarian 2011: 135.)  

Erityyppiset akut omaavat erilaisia ominaisuuksia. Seuraavaksi on lueteltu asioita, jotka 

ovat akkujen toiminnan kannalta tärkeitä (Alanen, Koljonen, Hukari & Saari 2003: 48–

49): 

▪ Energiatiheys  

▪ Tehotiheys 



 

 

34 

▪ Ulostulojännite ja purkausprofiili 

▪ Lataus-purkauskertojen lukumäärä 

▪ Itsepurkautumisnopeus eli kuinka nopeasti akku menettää potentiaaliaan, kun 

se on käyttämättömänä ladatussa tilassa.  

▪ Elinikä 

▪ Turvallisuustekijät, vikatilanteiden luonne ja todennäköisyys, materiaalien 

myrkyllisyys, komponenttien reaktiivisuus, käyttäytyminen oikosulku- tai vir-

ran läpilyöntitilanteessa 

▪ Ympäristölliset tekijät, materiaalien myrkyllisyys, materiaalien hävittäminen 

ja kierrätettävyys 

▪ Toimintaolosuhteet, korkea- tai matalalämpötilakennot, kennojen umpinaisuus 

tai ilmatiiviys, paineolosuhteet, mahdollinen biologinen yhteensopivuus 

▪ Hinta. 

 

Uusia akkuja kehitetään jatkuvasti ja kehitystyö keskittyy akkumateriaaleihin, toiminta-

olosuhteiden laajentamiseen, energia- ja tehotiheyden ja eliniän lisäykseen sekä valmis-

tusprosesseihin. Akut voidaan jaotella tehoakkuihin ja energia-akkuihin riippuen niiden 

toimintaperiaatteesta. Tehoakut pystyvät varastoimaan ja tuottamaan suuria, mutta ly-

hyitä tehopuskureita. Energia-akut on tarkoitettu taas suurten energiamäärien varastoi-

miseen jolloin ne tuottavat energiaa pidemmäksikin aikaa. (Alanen ym. 2003: 49.) 

Lyijyakku on nykypäivänä edullisin akkutyyppi. Lyijyakkua käytetään eniten autoissa, 

mutta sitä voidaan käyttää myös sähkön laatuun liittyvissä sovelluksissa ja pyörivien 

reservien kanssa. Katodina käytetään lyijyoksidia, anodina lyijyä ja elektrolyyttinä rik-

kihappoa. Lyijyakun hyvänä puolena edullisuuden lisäksi voidaan pitää sen suurta teho-

tiheyttä (autoissa esim. 600 W/kg). Huonoja puolia ovat nopea itsepurkautuminen, pieni 

energiatiheys, haitallisuus ympäristölle ja huono kylmäkestävyys. Lyijyakuilla on lisäk-

si lyhyt elinikä ja ne vaativat aika ajoin myös huoltoa. Lyijyakut ovat painavia, joten 

niitä käytetään suurimmaksi osaksi stationäärisovelluksissa. (Alanen ym. 2003: 50; Ter-

Gazarian 2011: 137.) 



 

 

35 

Litium on keveytensä ansiosta erinomainen materiaali akuille. Litiumakuissa katodina 

käytetään metallioksidia, anodina hiiligrafiittia ja elektrolyyttinä esimerkiksi orgaanisia 

nesteitä tai kiinteitä polymeerejä. Vesiliuosta ei voida käyttää elektrolyyttinä, koska li-

tiumilla on suuri reaktiivisuus. Litiumioniakkuja käytetään eniten kannettavissa sovel-

luksissa, kuten kännyköissä ja kannettavissa tietokoneissa. Litiumioniakuissa on korkea 

energiatiheys ja hyötysuhde ja ne ovat pitkäikäisiä. Litiumioniakkujen huonona puolena 

on ollut korkea hinta, mutta teknologian kehittyessä hinnat ovat alentuneet. Esimerkiksi 

sähköautoissa käytettävän litiumakun hinta on tutkimusten mukaan alentunut jopa 80 % 

viimeisten kuuden vuoden aikana. Hintojen laskun ansiosta suuret akut ovat yleistymäs-

sä. Yhdysvaltalaisyhtiö Tesla on pystyttänyt Kaliforniaan nimellisteholtaan 20 MW:n ja 

energiakapasiteetiltaan 80 MWh:n litiumioniakuista koostuvan sähkövaraston, josta riit-

tää yrityksen mukaan sähköä noin 15000 kodille yli neljän tunnin ajaksi. (Alanen ym. 

2003: 52–53; Kestävä Energiatalous 23.2.2017; The Guardian 31.1.2017) 

Natrium-rikki -akuissa (NaS) anodina toimii nestemäinen natrium (Na) ja katodina nes-

temäinen rikki (S). Elektrodien erottamiseen on käytetty keraamista beta-alumiinia, joka 

toimii elektrolyyttinä. Natrium-rikki -akkuja käytetään eniten sähkön kysynnän- ja laa-

dunhallinnassa. Ne ovat tehokkaita ja voivat hetkellisesti tuottaa jopa kuusinkertaisen 

tehon nimellistehoon verrattuna. (Alanen ym. 2003: 53.) 

Nikkeli-kadmium (NiCd) -akut koostuvat nikkelioksidikatodista ja kadmiumanodista. 

Kaliumhydroksidiliuos (KOH) toimii elektrolyyttinä. Suurempia järjestelmiä voidaan 

käyttää sähkön kysynnänhallintaan ja häiriötilanteiden sattuessa varareservinä. Nikkeli-

kadmium -akut ovat pitkäikäisiä, niissä on suuri purkausnopeus, pieni itsepurkautumis-

nopeus ja ne kestävät hyvin kylmää. Niiden huonoja puolia ovat pieni tehotiheys, kor-

kea hinta ja käyttöön vaikuttava muistiefekti. Kadmium on lisäksi ympäristölle vaaral-

lista ja myrkyllistä. (Alanen ym. 2003: 50–51.) 

Yhdysvaltalainen Aquion Energy on kehittänyt akun, joka on yhtiön mukaan valmistet-

tu täysin ympäristöystävällisistä materiaaleista. Katodina toimii mangaanioksidi ja ano-

dina hiilititaanifosfaattiyhdiste (Carbon Titanium Phosphate Composite). Erikoisuutena 

on suolaveden (Alkali-ion Saltwater) käyttö elektrolyyttinä.  Akkuja voidaan käyttää 

esimerkiksi kysynnänhallintaan. Yhtiön valmistama akku on täysin huoltovapaa ja pit-



 

 

36 

käikäinen ja sen lataus- ja purkausaika on 4–20 tuntia. (Aquion Energy 2016a, Aquion 

Energy 2016b.) 

Virtausakut poikkeavat rakenteeltaan tavanomaisista akuista. Teholähteenä on akkuyk-

sikkö ja energiavarastona toimii elektrolyyttisäiliö. Elektrolyyttejä kierrätetään akkuyk-

sikön ja säiliön välillä, joten elektrolyyttejä voidaan vaihtaa ja regeneroida. Virtausak-

kutyyppejä ovat esimerkiksi redoksivirtausakku ja sinkki-bromi -virtausakku. Virtaus-

akut ovat pitkäikäisiä ja niitä käytetään kuormitusten tasaukseen, varavoimana ja uusiu-

tuvan energian tuotannontasaukseen. (Alanen ym. 2003: 59–65.) 

3.3 Akun hallintajärjestelmä 

Akun hallintajärjestelmä (BMS, Battery Management System), huolehtii akun monito-

roinnista, latauksesta ja purkauksesta. Patelin (2006: 206) mukaan akun hallintajärjes-

telmä valvoo ja säätää seuraavia asioita akkujärjestelmässä: 

▪ Jännite ja virta 

▪ Akun lämpötila ja paine 

▪ Akun varaustila (SOC, state of charge) ja purkaustila (DOD, depth of dis-

charge) 

▪ Lataus- ja purkausnopeus 

▪ Lataus- ja purkauskertojen määrä. 

 

Akun hallintajärjestelmä säätää akuille syötettävää jännitettä ja virtaa. Se katkaisee syö-

tön akulle, mikäli jännite nousee liian korkeaksi tai laskee liian matalaksi. (The Penn-

sylvania State University 2015.) 

Akun lataus- ja purkausnopeutta kuvataan omalla merkinnällä, esim. C/10. Merkintä 

kertoo, kuinka kauan akkua pitää ladata tai purkaa, että saavutetaan 100 %:n varaustila 

tai 100 %:n purkaustila. Esimerkiksi jos 100 Ah akun purkausnopeus on C/10, saadaan 



 

 

37 

purkausvirraksi 10 A, jos latausnopeus on C/2, latausvirta on 50 A jne. (Patel 2006: 

186.) 

Akun lataus voidaan jakaa kolmeen vaiheeseen: 

▪ Bulkkilataus 

▪ Pienenevän tehon lataus (Taper charge) 

▪ Ylläpitolataus. 

 

Bulkkilatauksen tarkoituksena on ladata akkua nopeasti. Tällä latauksella on tarkoitus 

saavuttaa yleensä 80–90 % akun varaustilasta. Pienenevän tehon latauksessa latausteho 

pienenee vähitellen, kunnes akun varaustila on saavutettu haluttuun arvoon. Ylläpitola-

tauksen tehtävänä on pitää akun varaustila halutulla tasolla, kun akusta ei haluta ottaa 

tehoa. Tällä estetään itsepurkautumisen vaikutus. (Patel 2006: 204.) 

  



 

 

38 

4 MITOITUS JA SIMULOINTIMALLI 

Tässä osuudessa tavoitteena on mitoittaa kolme erilaista aurinkosähköjärjestelmää. En-

simmäisen järjestelmän invertteri on ABB:n kolmitasoinen PVS980 2000 kVA ja sen 

tiedot on saatu valmistajan datalehdestä. Toisessa ja kolmannessa järjestelmässä käyte-

tään kuvitteellista kaksitasoista invertteriä, jonka tiedot ovat arvioituja. Järjestelmä 2 

koostuu kahdesta moduulista ja arvot ovat kuumalla jäähdytysnesteellä. Järjestelmä 3 

koostuu yhdestä moduulista ja arvot ovat kylmällä jäähdytysnesteellä (Jantunen 2017). 

Taulukossa 1 on esitetty järjestelmien inverttereiden sähköiset arvot. 

Taulukko 1. Inverttereiden sähköiset arvot kussakin tarkasteltavassa järjestelmässä. 

(ABB 2015; Jantunen 2017) 

 

Järjestelmä 1 Järjestelmä 2 Järjestelmä 3 

DC-maksimijännite (V) 1500 1250 1250 

MPPT-jännitealue (V) 935–1100 715–1100 715–1100 

Näennäisteho (kVA) 2000 2000 1444,4 

Pätöteho (kW), cosφ = 0,9 1800 1800 1300 

Virta (A) 1750 2180 1573 

AC-jännite (V) 660 530 530 

Hyötysuhde EU (%) 98,6 98 98 

 

Järjestelmissä käytetään SaloSolarin monikidepiipaneelia, jonka malli on 4BB SS330P. 

Kyseinen paneeli valittiin käytettäväksi siksi, koska Ampnerilla on aikaisempaa yhteis-

työtä SaloSolarin kanssa. Datalehden mukaan suurin järjestelmäjännite on 1000 V, mut-

ta paneeli valittiin kuitenkin käytettäväksi mitoitukseen suuren tehonsa vuoksi. Paneelin 

on todettu myös muilta osin soveltuvan mitoitettaviin järjestelmiin ja ympäristöön. Tau-

lukossa 2 on mitoituksessa käytetyt arvot, jotka löytyvät paneelin datalehdestä. Lämpö-

tilakertoimet ilmoitettiin datalehdessä %/°C, mutta taulukkoon arvot on muutettu jännit-

teen osalta V/°C ja virran osalta A/°C. 

 



 

 

39 

Taulukko 2. Aurinkopaneelin tekniset tiedot. (SaloSolar) 

 Arvo 

Maksimiteho (W) 330 

MPP jännite (V) 37,25 

Tyhjäkäyntijännite (V) 45,94 

MPP virta (A) 8,86 

Oikosulkuvirta (A) 9,41 

Tehon lämpötilakerroin (V/°C) -0,1639 

Tyhjäkäyntijännitteen lämpöti-

lakerroin (V/°C) -0,147 

Oikosulkuvirran lämpötilaker-

roin (A/°C) 0,0052 

 

Kuvassa 14 on havainnollistettu mitoitettavien komponenttien sijoittuminen järjestel-

mässä. Ketjukaapeleihin sisältyvät myös paneelien väliset kaapelit. 

 

 

Kuva 14. Mitoitettavien järjestelmien rakenne. 

 

 

 

 



 

 

40 

4.1 DC-puolen mitoitus 

4.1.1 Paneeliketjut 

Järjestelmän jännite määräytyy sarjaan kytkettyjen aurinkopaneelien määrän mukaan ja 

koska paneelin jännite riippuu ympäristön lämpötilasta, tulee tämä huomioida paneeli-

ketjua mitoitettaessa. Tässä työssä sijoituspaikaksi valittiin Pohjois-Afrikka. Tarkkoja 

lämpötilavaihteluita ei ollut saatavilla, joten mitoituksessa käytettiin lämpötilavaihtelua 

0–50 °C:n välillä, jota Stapleton & Neill (2012: 129) käyttävät esimerkkilaskelmassaan 

Australiassa. 

Ketjulle lasketaan minimi- ja maksimimäärä paneeleita, jotka invertterin jänniterajat 

sallivat eri lämpötiloissa. Korkeassa lämpötilassa paneelin jännite on pienimmillään, 

joten paneelin minimijännite Umin lasketaan yhtälöstä 

𝑈min = 𝑈mpp + (𝛾pm(𝑇max − 𝑇STC)),        (11) 

missä Umpp on paneelin maksimitehopisteen jännite, γpm on paneelin tehon lämpötilaker-

roin, Tmax on paneelin maksimilämpötila ja TSTC on lämpötila STC:ssä. Paneelin maksi-

milämpötilaan lisätään 25 °C, mikäli ympäristön lämpötila on suurempi kuin 25 °C. 

Tämä on standardoitu Australiassa, mutta ei esimerkiksi USA:ssa. (Stapleton & Neill 

2012: 128–129.) Tässä tapauksessa lisäys on tehty. Paneelien datalehdissä ei usein ker-

rota lämpötilakerrointa maksimitehopisteen jännitteelle, joten laskuissa on käytetty 

maksimitehon lämpötilakerrointa. 

Paneelin jännite on korkeimmillaan matalissa lämpötiloissa. Paneelin maksimijännite 

Umax lasketaan yhätlöstä 

𝑈max = 𝑈oc + (𝛾Uoc(𝑇min − 𝑇STC)),         (12) 

missä Uoc on paneelin avoimen piirin jännite, γUoc on tyhjäkäyntijännitteen lämpötilaker-

roin, Tmin on paneelin minimilämpötila ja TSTC on lämpötila STC:ssä. Paneelin minimi-

lämpötila on sama, kuin ympäristön minimilämpötila, eli tässä tapauksessa 0 °C. 



 

 

41 

Paneelin minimijännitteen arvoksi saatiin 29,06 V ja maksimijännitteen arvoksi 

49,62 V. Paneelien minimimäärä ketjussa saadaan jakamalla invertterin MPP:n minimi-

jännite paneelin minimijännitteellä ja maksimimäärä saadaan jakamalla invertterin mak-

simijännite paneelin maksimijännitteellä. Taulukossa 3 on esitetty tulokset eri järjestel-

mille. 

Taulukko 3. Paneelien minimi- ja maksimilukumäärät ketjussa eri järjestelmillä. 

 

Järjestelmä 1 Järjestelmä 2 Järjestelmä 3 

Paneelien min. lkm. 33 25 25 

Paneelien max. lkm. 30 25 25 

 

Taulukon 3 tuloksista havaitaan, että ensimmäisessä järjestelmässä minimilukumäärä on 

suurempi kuin maksimilukumäärä. Tämä johtuu invertterin suuresta MPP-alueen mini-

mijännitteestä ja suuresta lämpötilan vaihtelusta. Joidenkin inverttereiden datalehdistä 

löytyy erikseen minimi- tai käynnistysjännite, joka on usein pienempi kuin MPP-alueen 

minimijännite. Kyseisen invertterin datalehdessä tätä arvoa ei kuitenkaan ollut. Mitoi-

tusta jatkettiin tässä tapauksessa siten, että paneelien lukumääräksi ketjua kohden valit-

tiin 30, sillä invertterin maksimijännite ei saa ylittyä. Järjestelmissä 2 ja 3 käytetään 25 

paneelia ketjussa. Järjestelmässä 1 jännite voi siis vaihdella välillä 872–1489 V ja jär-

jestelmissä 2 ja 3 jännite voi vaihdella välillä 727–1241 V. 

4.1.2 Paneelistojen tehot 

Järjestelmien tehoja on lähdetty tarkastelemaan invertterien pätötehon mukaan, kun 

cosφ = 0,9. Tässä työssä paneelistojen tehot on ylimitoitettu. Paneelistoja lähdettiin mi-

toittamaan siten, että tehot mitoitettiin 130 % invertterin tehosta. Järjestelmä 1:n tehoksi 

saatiin 2372,76 kW, kun huomioitiin kerroin 1,3 (130 %) ja invertterin maksimihyöty-

suhde (ks. taulukko 1, s. 38). Tämä jaettiin yhden ketjun teholla, joka tässä tapauksessa 

oli 30 kertaa yhden paneelin teho, jolloin ketjun tehoksi saatiin 9,9 kW. Koko järjestel-

män teho jaettiin yhden ketjun teholla, jolla saatiin ketjujen lukumäärä invertteriä koh-

den. Tulokseksi saatiin 239,67 ketjua ja tämä pyöristettiin 240:een ketjuun. Paneelien 

lukumääräksi saatiin täten 7200. Kun tämä kerrotaan paneelin teholla, saadaan järjes-



 

 

42 

telmän todellinen teho ja mitoituskerroin. Todelliseksi tehoksi saatiin täten 2,376 MW, 

joten paneeliston teho oli todellisuudessa 132 % invertterin tehosta. 

Järjestelmässä 2 päätettiin käyttää samaa paneelimäärää, mutta pienemmän jännitteen 

takia ketjuja tarvitaan enemmän. Jakamalla paneelien kokonaislukumäärä yhdessä ket-

jussa olevien paneelien lukumäärällä saadaan tarvittava määrä ketjuja, joka tässä ta-

pauksessa on 288. Samalla paneelimäärällä teho ja mitoituskerroin pysyivät samoina. 

Järjestelmän 3 tulokset saatiin samaan tapaan kuin järjestelmä 1:n tapauksessa. Tässä 

tapauksessa ketjujen lukumääräksi saatiin 209, joten paneeleita on yhteensä 5225 kap-

paletta. Tällöin kokonaistehoksi saatiin noin 1,724 MW, jolloin paneeliston teho oli 

noin 133 % invertterin tehosta. 

4.1.3 Kytkentälaatikot 

Jännite- ja tehotasojen poikkeavuudet toisistaan vaikuttavat DC-puolen suunnitteluun ja 

mitoitukseen. Järjestelmän 1 invertterissä on datalehden mukaan 8–32 DC-sisäänmenoa 

(ABB 2015). Oletetaan että järjestelmissä 2 ja 3 käytettävän invertterin sisäänmenojen 

lukumäärä on sama. Tällöin kaikkia ketjuja ei voi kytkeä suoraan invertteriin, joten pa-

neeliketjuja täytyy yhdistää kytkentälaatikoissa. 

Mitoituksissa käytetään ABB:n 1500 V:n kytkentälaatikkoa. Kytkentälaatikkoja on va-

littavana erikokoisia DC-sisäänmenojen lukumäärän perusteella. Järjestelmään 1 vali-

taan 32:n sisäänmenon kytkentälaatikko (ABB 2016), josta käytetään 30 sisäänmenoa. 

Datalehdestä ei löytynyt 30:n DC-sisäänmenon kytkentälaatikkoa, joten tämän takia va-

littiin 32:n malli. Tällöin järjestelmään 1 tulee kahdeksan kytkentälaatikkoa. Järjestel-

mään 2 valitaan myös 32:n sisäänmenon kytkentälaatikko, joista jokainen on käytössä. 

Tällöin järjestelmässä on yhdeksän kytkentälaatikkoa. Käytettävän kytkentälaatikon 

maksimiulostulovirta on 320 A (ABB 2016).  

Järjestelmässä 3 ketjujen lukumäärä ei ole parillinen, joten vähintään yhteen kytkentä-

laatikkoon tule eri määrä ketjuja kuin muihin. Tässä kohtaa päädyttiin valitsemaan kah-

deksan kappaletta 28:n sisäänmenon kytkentälaatikkoa, joista seitsemään kytketään 26 



 

 

43 

ketjua ja yhteen 27 ketjua. Tämän kytkentälaatikon maksimiulostulovirta on 280 A 

(ABB 2016). 

4.1.4 DC-kaapelointi 

ABB:n kytkentälaatikoissa jokaiselle ketjulle on toteutettu ylivirtasuojaus sulakkeella, 

jonka koko on 15 A (ABB 2016). Tätä virtaa on käytettävä mitoitusvirtana ketjukaape-

lia mitoitettaessa (Sesko Ry 2015: 39). Ylivirtasuojauksen mitoitusvirralle In täytyy li-

säksi päteä 

𝐼n > 1,5𝐼sc ja            (13) 

𝐼n < 2,4𝐼sc ja            (14) 

𝐼n ≤ 𝐼max _ocpr,           (15) 

missä Isc on paneelin oikosulkuvirta ja Imax_ocpr on paneelin suurin sallittu sulakkeen ni-

mellisvirta (Sesko Ry 2015: 29). Käytettävän paneelin suurin sallittu sulakkeen nimel-

lisvirta on paneelin datalehden mukaan 15 A (SaloSolar), jolloin yhtälö 15 pätee.  Pa-

neelin maksimioikosulkuvirran arvo Imax 50 °C:n lämpötilassa lasketaan: 

𝐼max = 𝐼sc + (𝛾Isc(𝑇max −  𝑇STC)),         (16) 

missä Isc on paneelin oikosulkuvirta STC-olosuhteissa ja γIsc on oikosulkuvirran lämpö-

tilakerroin. Sijoittamalla arvot yhtälöön 16 saadaan oikosulkuvirraksi 9,67 A. Sijoitta-

malla tämän kaavojen 13 ja 14 oikosulkuvirtojen (Isc) paikalle, voidaan todeta, että jär-

jestelmän suojaus on toteutettu oikein. 

Ketjukaapeliksi on valittu Leonin valmistama BETAflam Solar 125 flex 1500V DC. 

Asennustapa on ilmassa pinnan päällä siten, että johdot koskettavat toisiaan. Tarkastel-

tavaksi valittiin kaksi eri poikkipinta-alaista kaapelia.  Taulukossa 4 on esitetty näiden 

kaapelien tekniset tiedot edellä mainitulle asennustavalle. 

 



 

 

44 

Taulukko 4. Ketjukaapelin tekniset tiedot eri poikkipinta-aloilla. (Leoni 2016) 

 

Poikkipinta-ala (mm2) 

4 6 

Resistanssi (mΩ/m) 5,09 3,39 

Kuormitettavuus (A) 45 59 

 

Otetaan huomioon vielä ympäristön lämpötilasta aiheutuva kerroin, joka on datalehden 

mukaan 50 °C:n lämpötilassa 0,88 (Leoni 2016). Kerrotaan virrat tällä kertoimella, jol-

loin kuormitettavuus 4 mm2:n kaapelille on 39,6 A ja 6 mm2:n kaapelille 51,9 A. Mo-

lemmat ovat selkeästi enemmän kuin vaadittava 15 A mitoitusvirta. 

Kytkentälaatikosta invertterille lähtevä virta on kaikkien kytkentälaatikkoihin kytketty-

jen ketjujen virtojen summa. Paneelin maksimivirta 9,67 A, joka on koko ketjussa kul-

keva virta. Tämä virta kerrottiin jokaisen järjestelmän kytkentälaatikkoihin liitettyjen 

ketjujen määrällä. Järjestelmässä 1 jokaisesta kytkentälaatikosta lähtevä virta on 

290,1 A, järjestelmässä 2 se on 309,44 A ja järjestelmässä 3 seitsemässä 26:n sisäänme-

non kytkentälaatikossa 251,42 A ja yhdessä 27:n sisäänmenon kytkentälaatikossa 

261,09 A.  

Kytkentälaatikon ja invertterin väliseksi kaapeliksi valittiin Leonin SOLARpower Alu-

ATA kaapeli. Tarkasteluun valittiin kolme eri poikkipinta-alaa.  Kaapelin tekniset tiedot 

löytyvät taulukosta 5. 

Taulukko 5. Kytkentälaatikolta invertterille lähtevän DC-kaapelin tekniset tiedot eri 

poikkipinta-aloilla. (Leoni 2016) 

 

Poikkipinta-ala (mm2) 

185 240 300 

Resistanssi (mΩ/m) 0,164 0,125 0,1 

Kuormitettavuus (A) 383 444 501 

 



 

 

45 

Kaapelin kuormitettavuus on ilmoitettu suoraan maahan asennetulle kaapelille. Johti-

men lämpötila on tällöin 90 °C, maaperän lämpötila 20 °C ja asennussyvyys 1 m. (Leo-

ni 2016) 

Mitoitusvirta laskettiin jokaiselta kytkentälaatikolta lähtevän virran perusteella. Maape-

rän tyypiksi valittiin kuiva sora tai savi.  Ympäröivän maan lämpötilan ollessa 20 °C 

korjauskerroin on 0,96 ja lämpöresistiivisyyden korjauskerroin kuivalla soralla on 0,85 

(Tiainen 2010: 53–54). Mitoitusvirrat saatiin jakamalla kytkentälaatikoiden ulostulovir-

rat korjauskertoimien tulolla.  Lasketut arvot on esitetty taulukossa 6. Järjestelmässä 3 

mitoitusvirta on laskettu sen kytkentälaatikon virran perusteella, johon on kytketty 27 

paneeliketjua. 

Taulukko 6. Kytkentälaatikolta lähtevän kaapelin mitoitusvirrat kullekin järjestelmäl-

le. 

 

Kytkentälaatikon kaape-

lin mitoitusvirta (A) 

Järjestelmä 1 355 

Järjestelmä 2 379 

Järjestelmä 3 320 

 

Datalehdessä ilmoitetut kuormitettavuuden arvot (ks. taulukko 5) on laskettu IEC 60287 

-standardin mukaan, mutta siinä ei ilmoiteta, onko maaperän lämpöresistiivisyyden kor-

jauskerrointa otettu huomioon (Leoni 2016). Oletetaan, että se on huomioitu, joten ver-

taamalla laskettuja mitoitusvirtoja datalehden kuormitettavuusvirtoihin jo 185 mm2:n 

kaapeli riittää kuormitettavuudeltaan jokaisessa järjestelmässä. 

4.1.5 DC-puolen häviöt 

DC-puolen häviöissä on huomioitu ainoastaan kaapelihäviöt. Kaapelien datalehdissä 

ilmoitetut resistanssit olivat 20 °C:n lämpötilassa ja koska resistanssi on riippuvainen 

lämpötilasta, arvot muutettiin ketjukaapelille ensin 50 °C:een sopiviksi seuraavasti: 

𝑅 = 𝑅20(1 + 𝛼𝛥𝑇),           (17) 



 

 

46 

missä R on kaapelin resistanssi/metri, R20 kaapelin resistanssi metriä kohden 20 °C:n 

lämpötilassa, α resistanssin lämpötilakerroin ja ΔT lämpötilan muutos. Resistanssin 

lämpötilakertoimen arvo ketjukaapelille, jonka johdin on kuparia, on 0,0039 1/°C 

(Tammertekniikka 2010: 177). Lämpötilan muutos on tässä tapauksessa 30 °C, joten 

resistanssin arvoksi saatiin 4 mm2:n kaapelille 5,67 mΩ/m ja 6 mm2:n kaapelille 

3,79 mΩ/m.  

Kaapelien häviöt metriä kohden saatiin kertomalla kunkin kaapelin resistanssi kyseises-

sä kaapelissa kulkevan virran neliöllä. Puiston layout-suunnitelmaa ei otettu huomioon 

kaapeleiden pituuksia määritettäessä, joten pituus on jokaiselle ketjun kaapelille ja kyt-

kentälaatikon kaapelille oletettu samaksi. Taulukossa 7 on esitetty tehohäviöt 100 met-

rin pituisille ketjukaapeleille ja 50 metrin pituisille kytkentälaatikon kaapeleille (Pää-

kaapeli) jokaisessa eri järjestelmässä eripaksuisilla kaapeleilla. 

Taulukko 7. Tehohäviöt kullekin järjestelmälle eri poikkipinta-alaisilla DC-

kaapeleilla. 

Poikkipinta-ala (mm2) Tehohäviö (kW) 

Ketjukaapeli Pääkaapeli Järjestelmä 1 Järjestelmä 2  Järjestelmä 3 

4 185 18,25 22,34 15,22 

4 240 16,93 20,66 14,22 

4 300 16,09 19,58 13,58 

6 185 14,03 17,27 11,56 

6 240 12,71 15,59 10,56 

6 300 11,87 14,52 9,93 

 

Tuloksista havaitaan, että kaapeleiden poikkipinta-alalla on suuri vaikutus järjestelmien 

tehohäviöihin. Järjestelmässä 1 on selvästi pienemmät häviöt verrattuna järjestelmään 2, 

koska järjestelmän 1 DC-puolen jännite on suurempi. Järjestelmän 3 tehohäviöt ovat 

luonnollisesti pienemmät, koska sen teho on selvästi pienempi kuin järjestelmissä 1 ja 2. 

Todellisuudessa pienemmän jännitteen järjestelmissä ketjukaapelit ovat lyhempiä, kos-

ka paneeleita on ketjussa vähemmän, joten niistä aiheutuvat häviöt olisivat pienempiä. 

Kaikissa järjestelmissä on kuitenkin käytetty samoja johtopituuksia. 



 

 

47 

4.1.6 DC-puolen jännitteenalenemat 

Jännitteenalenemat laskettiin samoilla johtopituuksilla kuin häviöt. Laskennassa käytet-

ty jännitetaso on tässä tapauksessa kussakin järjestelmässä 1100 V, eli MPP-alueen kor-

kein jännite. Tulokset on esitetty taulukossa 8. 

Taulukko 8. Jännitteenalenemat kullekin järjestelmälle prosentteina eri poikkipinta-

alaisilla DC-kaapeleilla. 

Poikkipinta-ala (mm2) Jännitteenalenema (%) 

Ketjukaapeli Pääkaapeli Järjestelmä 1 Järjestelmä 2  Järjestelmä 3 

4 185 1,43 1,46 1,39 

4 240 1,33 1,35 1,29 

4 300 1,26 1,28 1,23 

6 185 1,10 1,13 1,06 

6 240 1,00 1,02 0,96 

6 300 0,93 0,95 0,90 

 

Jännitteenalenemat riippuvat erityisesti virrasta ja resistanssista, kuten häviötkin, joten 

poikkipinta-alaltaan suuremmilla kaapeleilla ja pienemmillä virroilla jännitteenalene-

makin on pienempi. Järjestelmän 3 jännitteenaleneman laskuissa on käytetty suurimman 

virran omaavan kytkentälaatikon virtaa.  

Käytettävän paneelin datalehdessä johdon paksuudeksi ilmoitetaan 4 mm2 ja kytkentä-

laatikon kaapelin suurin koko on ilmoitettu datalehdessä 240 mm2 (ABB 2016; SaloSo-

lar). Näillä perusteilla simulointeihin valittiin käytettäväksi kyseisiä kaapelikokoja, 

vaikka isommilla kaapeleilla häviöt ja jännitteenalenemat olisivat olleet pienempiä. 

 

 

 



 

 

48 

4.2 AC-puolen mitoitus 

4.2.1 AC-kaapelointi 

Invertteriltä lähtevän AC-kaapelin mitoitusvirtaa lähdettiin laskemaan invertteriltä läh-

tevän virran arvoa käyttäen. Järjestelmien paneelitehot ovat ylimitoitettuja invertterin 

tehoon nähden, mutta invertterit rajoittavat AC-puolen virran suuruutta niin, että mak-

simivirta ei ylity. Kaapeliksi valittiin Prysmianin 1,9/3,3 kV yksijohdinkaapeli, jonka 

johdinmateriaali on kupari. Datalehdestä valittiin tarkasteluun koot 240 mm2 ja 

300 mm2 ja näiden kaapelien tekniset tiedot on esitetty taulukossa 9. 

Taulukko 9. Invertteriltä muuntajalle lähtevän AC-kaapelin tekniset tiedot eri poikki-

pinta-aloilla. (Prysmian 2014) 

 

Poikkipinta-ala (mm2) 

240 300 

Johtimen vaihtovirtaresistanssi 

(Ω/km) 0,0983 0,0794 

Induktanssi (mH/km) 0,312 0,303 

Kapasitanssi (µF/km) 0,742 0,824 

Kuormitettavuus ilmassa (A) 560 645 

 

Kaapelien kuormitettavuudet eivät ole läheskään riittäviä, kun tarkastellaan järjestel-

mien invertterien maksimivirtoja. Tästä johtuen jokaiselle vaiheelle päätettiin valita 

käytettäväksi useita kaapeleita. Tällöin invertterin virta pystyttiin jakamaan käytettävien 

kaapelien lukumäärällä vaihetta kohti. Järjestelmässä 1 päätettiin käyttää neljää kaape-

lia/vaihe, järjestelmässä 2 kolme kaapelia/vaihe ja järjestelmässä 3 neljä kaapelia/vaihe. 

Järjestelmä 2:ssa invertteri koostui kahdesta moduulista, joista lähtee omat kaapeloinnit 

muuntajalle. Tästä johtuen invertterin kokonaisvirta jaettiin kahdella. Yksittäisten kaa-

pelien kuormitusvirrat kullekin järjestelmälle on esitetty taulukossa 10. 

 

 



 

 

49 

Taulukko 10. Invertteriltä lähtevän AC-kaapelin kuormitusvirrat kullekin järjestelmäl-

le. 

 

Invertteriltä lähtevän AC-

kaapelin kuormitusvirta (A) 

Järjestelmä 1 437,5 

Järjestelmä 2 363,3 

Järjestelmä 3 393,3 

 

Kaapelin datalehdessä ympäristön lämpötilakertoimen arvoksi on ilmoitettu 0,88, kun 

ympäristön lämpötila on 50 °C (Prysmian 2014). Kaapelin asennustavaksi valittiin kaa-

pelitikkaat yhdessä kerroksessa. Kaapeleita on tässä tapauksessa 12 tai 9 vierekkäin jot-

ka koskettavat toisiaan, mutta Tiainen (2010: 54) ei ilmoita korjauskerrointa 12 kaape-

lille.  Kaikissa tapauksissa käytettiin yhdeksän kaapelin korjauskerrointa, joka on 0,78. 

Järjestelmän 2 laskuissa on oletettu, että kummankin moduulin kaapelit menevät omia 

reittejään muuntajalle, vaikka kaapeleita todellisuudessa lähtee invertteriltä yhteensä 18 

kappaletta. Näillä kertoimilla saadut yksittäisten kaapelien mitoitusvirrat on esitetty tau-

lukossa 11.  

Taulukko 11. Invertteriltä lähtevän yksittäisen AC-kaapelin mitoitusvirrat kullekin jär-

jestelmälle. 

 

Invertteriltä lähtevän AC-

kaapelin mitoitusvirta (A) 

Järjestelmä 1 637 

Järjestelmä 2 539 

Järjestelmä 3 573 

 

Kuormitettavuuksien perusteella järjestelmiin 1 ja 3 valittiin poikkipinta-alaltaan 

300 mm2 kaapeli, jonka kuormitettavuus on datalehden mukaan 645 A ja järjestelmään 

2 valittiin 240 mm2 kaapeli, jonka kuormitettavuus on 560 A (ks taulukko 9, s. 49).  



 

 

50 

Taulukossa 12 on esitetty pätötehohäviöt invertterin ja muuntajan väliselle kaapeloinnil-

le 10 metrin pituisella matkalla. Laskuissa on käytetty invertteriltä lähtevän maksimivir-

ran arvoa. 

Taulukko 12. Invertterin ja muuntajan välisten kaapeleiden poikkipinta-alat ja koko 

kaapeloinnin pätötehohäviöt kullekin järjestelmälle. 

 

Yksittäisen kaapelin poik-

kipinta-ala (mm2) 

Pätötehohäviö 

(kW) 

Järjestelmä 1 300 1,82 

Järjestelmä 2 240 2,34 

Järjestelmä 3 300 1,47 

 

4.2.2 Muuntaja 

Vaikka järjestelmät ovat ylimitoitettuja, niin invertteri päästää ainoastaan datalehdessä 

ilmoitetun määrän tehoa verkkoon. Standardissa IEC60075-1 on ilmoitettu suositeltuja 

muuntajien vakiokokoja ja näihin teholuokkiin sopivat muuntajan tehot ovat 1600 kVA 

ja 2000 kVA, jotka valittiin käytettäväksi simuloinneissa. (Openeletrical 2012.) Järjes-

telmässä 1 alajännitepuolen jännite on 0,66 kV ja järjestelmissä 2 ja 3 alajännitepuolen 

jännite on 0,53 kV. Muuntajan yläjännitepuolen jännitteeksi valittiin kaikissa järjestel-

missä 21 kV. 

4.2.3 Keskijännitekaapeli 

Kullekin järjestelmälle laskettiin, virta joka kulkee keskijännitepuolen kaapelissa. Ky-

seessä on sama virta, kun muuntajan toisiopuolen virta I2, joka saadaan muuntajan 

muuntosuhteesta 

𝑈1

𝑈2
=

𝐼2

𝐼1
,            (18) 

missä U1 on muuntajan ensiöpuolen jännite, U2 on muuntajan toisiopuolen jännite ja I1 

on muuntajan ensiöpuolen virta. Yhtälö ratkaisemalla ja arvot sijoittamalla saatiin kul-

lekin järjestelmälle kuormitusvirta I2. Tätä virtaa käytetään mitoitusvirran laskemiseen. 



 

 

51 

Järjestelmän 1 virran arvo on 55 A, järjestelmän 2 virran arvo on 55,02 A ja järjestel-

män 3 virran arvo on 39,69 A. Asennustavaksi valittiin asennustapa D, eli monijohdin-

kaapeli maassa ja asennussyvyys 0,7 m (Tiainen 2010: 46). Maaperäksi valittiin kuiva 

sora, jonka lämpöresistiivisyyden korjauskerroin on 0,85 ja maaperän lämpötilaksi 

25 °C, jonka korjauskerroin PEX-eristeiselle kaapelille on 0,93 (Tiainen 2010: 53–54). 

Mitoitusvirrat kullekin järjestelmälle lasketaan jakamalla virta I2 korjauskertoimien tu-

lolla. Lasketut mitoitusvirrat on esitetty taulukossa 13. 

Taulukko 13. Keskijännitekaapelin mitoitusvirta kullekin järjestelmälle. 

 

Keskijännitekaapelin 

mitoitusvirta (A) 

Järjestelmä 1 69,6 

Järjestelmä 2 69,6 

Järjestelmä 3 50,2 

 

Kaapeliksi valittiin Prysmianin 3-johtiminen AHXAMK-W 20 kV -kaapeli. Taulukossa 

14 on kyseisen kaapelin tekniset tiedot kolmella eri poikkipinta-alalla. 

Taulukko 14. Keskijännitekaapelin tekniset tiedot eri poikkipinta-aloilla. (Prysmian 

2013) 

 

Poikkipinta-ala (mm2) 

95 150 185 

Vaihejohtimen vaihtovirtaresistanssi (Ω/km) 0,41 0,27 0,21 

Induktanssi vaihetta kohti (mH/km) 0,4 0,37 0,36 

Kapasitanssi (µF/km) 0,21 0,24 0,26 

Kuormitettavuus maassa (A) 235 300 330 

 

Vertaamalla taulukon 13 mitoitusvirran arvoja taulukon 14 kuormitettavuuteen, havai-

taan, että jo 95 mm2 kaapeli on kuormitettavuudeltaan riittävä jokaiseen järjestelmään. 

Tarkastellaan eri paksuisten kaapelien häviöitä eri järjestelmissä. Taulukossa 15 on las-

kettu pätötehohäviöt kunkin järjestelmän tapauksissa eripaksuisilla johdoilla. Häviöt on 



 

 

52 

laskettu 1 km johtopituudelle ja virtana käytetty kuormitusvirtaa I2, joka on laskettu yh-

tälöllä 18. 

Taulukko 15. Keskijännitekaapelin pätötehohäviöt eri poikkipinta-alaisilla johdoilla 

kussakin järjestelmässä. 

 

Pätötehohäviö (kW) 

Poikkipinta-ala (mm2) Järjestelmä 1 Järjestelmä 2 Järjestelmä 3 

95 3,72 3,72 1,94 

150 2,45 2,45 1,28 

185 1,91 1,91 0,99 

 

Häviölaskujen perusteella simulointeihin päätettiin valita poikkipinta-alaltaan 185 mm2 

kaapeli, koska tällöin häviöt ovat selvästi pienemmät verrattuna pienempiin kaapeleihin. 

Kyseistä kaapelia päätettiin käyttää jokaisessa järjestelmässä.  

4.3 Simulointimallin rakentaminen 

Simulointimalli rakennettiin DigSilent PowerFactory-ohjelmalla. Aurinkosähköjärjes-

telmiä kuvattiin ohjelmasta löytyvällä valmiilla PV System -lohkolla. Lohkoon määri-

tettiin ensin paneelityyppi. Ohjelmasta löytyi joitain valmiita paneelityyppejä, mutta 

mallia varten tehtiin uusi paneelityyppi, jonka arvot otettiin samasta SaloSolarin panee-

lista, jota käytettiin mitoitusosuudessa (ks. taulukko 2, sivu 39). Seuraavaksi määritet-

tiin paneelien lukumäärät jokaiseen järjestelmään. Järjestelmässä 1 ja 2 oli siis 7200 pa-

neelia ja järjestelmässä 3 paneeleita oli 5225. Välilehteen määritettiin myös rinnankyt-

kettyjen inverttereiden lukumäärää (jokaisessa järjestelmässä yksi), sekä nimellisteho ja 

tehokerroin (ks. taulukko 1, s. 38). Nimellistehona käytettiin taulukosta 1 näennäistehon 

arvoa. Järjestelmien sijainniksi valittiin Pohjois-Afrikka (31° N, 7° E), joka valittiin sa-

tunnaisesti. Sijaintitiedot määritettiin PV System -lohkon jälkeiseen kiskoon. Atsimuut-

tikulmaksi määritettiin 0 astetta ja kallistuskulmaksi 30 astetta. Ohjelman PV System-

lohko ei huomioi DC-puolen häviöitä, joten ne huomioitiin, kun määritettiin lohkon in-



 

 

53 

vertterin hyötysuhdetta. Järjestelmän 1 hyötysuhteeksi saatiin 97,8973 %, järjestelmän 2 

hyötysuhteeksi 97,1480 % ja järjestelmän 3 hyötysuhteeksi 97,1918 %.  

Kullekin järjestelmälle asetettiin samat ympäristötekijät PV System-lohkon Environ-

ment Data -välilehteen. Kuvassa 15 on esitetty määritellyt olosuhteet ja laskentame-

netelmät. 

 

Kuva 15. PV-System lohkon Environment Data -välilehden tiedot simulointimallissa. 

 

PV System -lohkolta malli jatkuu invertterin ja muuntajan välisellä AC-kaapelilla. Si-

mulointimallia varten tehtiin kaksi uutta johtotyyppiä mitoitusosuudessa käytetyn 

Prysmianin 1,9/3 kV:n kaapelin datalehden arvojen perusteella (ks. Taulukko 9, sivu 

48). Kaapelien Basic Data -välilehdellä määritettiin jokaisen järjestelmän rinnakkaisten 

johtojen määrä vaihetta kohden. Järjestelmässä 1 lukumäärä oli neljä, järjestelmässä 2 

kuusi ja järjestelmässä 3 neljä. Täten saatiin sama määrä johtimia kuin mitoitusosuudes-

sa. 



 

 

54 

Eri järjestelmien muuntajien arvot poikkesivat toisistaan ainoastaan tehon ja alajännite-

puolen kohdalla. Kaikkien muuntajien kytkentäryhmäksi valittiin Dyn11. Muuntajan 

Basic Data -välilehdelle muuntajan reaktanssin arvoksi määritettiin 0,06 p.u. ja resis-

tanssin arvoksi 0,00875 p.u.. Load Flow -välilehdelle No Load Current:in arvoksi mää-

ritettiin 0,1 % ja No Load Losses:in arvoksi 2,25 kW.  

Keskijännitekaapelille määritettiin ohjelmaan kaapelin datalehden tietojen perusteella 

(ks. taulukko 14, sivu 51). Kyseistä kaapelia käytettiin kaikkien järjestelmien kohdalla. 

Kussakin järjestelmässä kaapelin pituus oli 1 km ja asennustapa maassa. Kaikki järjes-

telmät yhdistettiin lopulta samaan kiskoon, joka kytkettiin External Grid -lohkoon. Ku-

vassa 16 on simulointia varten rakennettu malli kokonaisuudessaan. 

 

 



 

 

55 

 

Kuva 16. Simulointimallien rakenne DigSilent PowerFactory -ohjelmassa. 

 

4.3.1 Energiantuotannon mallinnus 

Energian tuotantoa mallinnettiin ohjelman Quasi-Dynamic Simulation -menetelmällä, 

joka suorittaa tehonjakolaskelmia käyttäjän määrittelemällä ajanjaksolla ja aikavälillä. 

Jokaisen järjestelmän PV System -lohkoon määritettiin myös loistehon säätö External 

Station Controllerilla. Tämän tarkoitus oli säätää invertterin tuottamaa loistehoa siten, 

että jokaisessa järjestelmässä muuntajan jälkeisen 21 kV:n kiskon loistehon arvo on nol-



 

 

56 

la. PV System-lohkossa määritettiin myös käytettäväksi Solar Calculation -menetelmää, 

joka huomioi Environment Data -välilehteen (ks. kuva 15) valitut laskentamallit ja ym-

päristötekijät. 

4.3.2 Tehonjakolaskenta 

Tehonjakolaskentaa varten Solar Calculation -menetelmä vaihdettiin Active Power In-

put -menetelmään, jolloin järjestelmät eivät käytä Environment Data -välilehteen asetet-

tuja laskentamalleja ja ympäristötekijöitä. Invertterin hyötysuhdetta ei myöskään tällöin 

huomioida simuloinnissa. Tällöin kukin järjestelmä syöttää verkkoon tasaisesti sen ver-

ran tehoa, kun lohkossa on määritetty. Järjestelmien 1 ja 2 pätötehot ovat 1,8 MW ja 

järjestelmän 3 pätöteho on 1,3 MW. Ensimmäisessä tehonjaon laskennan tapauksessa 

loistehon säätö otettiin pois käytöstä ja toisessa tapauksessa se kytkettiin päälle. Loiste-

hon säätö toteutettiin samalla tavalla kuin energiantuotannon simuloinnissa, eli muunta-

jan jälkeisen kiskon loistehon arvo oli nolla. 

 

  

  

 

 

 

 

 

 

 



 

 

57 

5 SIMULOINTIEN TULOKSET 

5.1 Energiantuotannon simuloinnin tulokset 

Tässä osuudessa kunkin järjestelmän energiantuotanto simuloitiin yhden kalenterivuo-

den ajan. Simuloinnin ajanjaksoksi valittiin 1.1.–31.12.2015 ja laskenta-aikaväliksi yksi 

tunti. Jokaisen järjestelmän invertteriltä lähtevät energiat kuukausittain on esitetty tau-

lukossa 16.  

Taulukko 16. Invertteriltä lähtevän energian määrät kullekin järjestelmälle. 

 

Energia (MWh) 

Järjestelmä 1 Järjestelmä 2 Järjestelmä 3 

Tammikuu 323,2 320,7 232,8 

Helmikuu 335,7 333,1 241,9 

Maaliskuu 422,5 419,7 304,5 

Huhtikuu 436,8 434,3 314,9 

Toukokuu 461,5 458,8 332,7 

Kesäkuu 447,7 445,1 322,7 

Heinäkuu 462,0 459,3 333,1 

Elokuu 456,6 453,9 329,2 

Syyskuu 423,5 421,1 305,3 

Lokakuu 394,0 391 283,9 

Marraskuu 327,9 325,4 236,2 

Joulukuu 309,0 306,6 222,6 

Yhteensä 4800 4769 3460 

 

Tuloksista havaitaan, että suuremmalla järjestelmäjännitteellä energian tuotanto on pa-

rempaa. Aurinkovoimalan käyttöikä on kuitenkin pitkä, jopa 30 vuotta, ja paneelien 

energian tuotanto laskee vuosien kuluessa, joten pitkällä aikavälillä tarkasteltaessa vuo-

sittainen energian tuotanto tulisi laskemaan. Kuvassa 17 on esitetty kunkin järjestelmän 



 

 

58 

tuottamat energiamäärät AC-puolen häviöt huomioituna. Samat tulokset on esitetty tau-

lukon muodossa liitteessä 1. 

 

 

Kuva 17. Järjestelmien tuottamat energiat kuukausittain AC-puolen häviöt huomioi-

tuna. 

 

Taulukon 16 ja kuvan 17 energiamäärien perusteella laskettiin kunkin järjestelmän 

energiahäviöt invertterin ja keskijännitekaapelin loppupään välillä. Tulokset on esitetty 

kuvassa 18. Samat tulokset on esitetty taulukon muodossa liitteessä 2. 



 

 

59 

 

Kuva 18. Järjestelmien AC-puolen energiahäviöt kuukausittain. 

 

Tulokset puoltavat teoriaa siitä, että suuremmalla jännitteellä energiahäviöt ovat pie-

nemmät. Edellä mainitut energiahäviöt ovat ainoastaan AC-puolella tapahtuvia häviöitä, 

joten ne eivät ole missään järjestelmässä kovin suuria. DC-puolen jännitetason vaikutus-

ta energiahäviöihin arvioitiin vielä karkeasti tekemällä energiantuotannon simulointi, 

kun inverttereiden hyötysuhteeksi määritettiin 100 %. Tällöin inverttereiltä lähtevän ko-

konaisenergian määrästä vähennettiin aikaisemmista tuloksista (ks. taulukko 16) saadut 

kokonaisenergiat, jonka avulla saatiin DC-puolen häviöt. Järjestelmän 1 tasajännitepuo-

len häviöt olivat noin 86 MWh ja järjestelmässä 2 tasajännitepuolen häviöt olivat noin 

117 MWh ja järjestelmässä 3 noin 83 MWh. Kaikkien järjestelmien yhteenlasketut 

energiahäviöt on esitetty taulukossa 17. 

 

 

 



 

 

60 

Taulukko 17. Järjestelmien yhteenlasketut energiahäviöt vuoden aikana. 

 

Energiahäviöt (MWh) 

Järjestelmä 1 137,6 

Järjestelmä 2 184,1 

Järjestelmä 3 124,0 

 

Järjestelmän 3 energiahäviöt ovat prosentuaalisesti pienemmät verrattaessa järjestelmän 

2 häviöihin. Tästä voidaan päätellä, että mikäli järjestelmässä käytetään pienempää jän-

nitettä, niin paneeliston teho kannattaa pitää myös pienempänä. 

Taulukon 17 perusteella voidaan laskea energiahäviöiden takia menetetty rahallinen 

hyöty. Nordpoolin mukaan sähköenergian keskihinta vuonna 2015 Suomessa oli 

29,66 €/MWh (Nordpool 2016). Vaikka simulointien sijaintipaikka oli Pohjois-Afrikka, 

niin laskuissa käytettiin silti Nordpoolin ilmoittamaa keskihintaa. Taulukossa 18 on hä-

viöiden aiheuttama rahallinen menetys kullekin järjestelmälle vuoden ajalta. 

Taulukko 18. Energiahäviöistä aiheutuva rahallinen menetys kullekin järjestelmälle. 

 

Rahallinen menetys 

Järjestelmä 1 4081 €  

Järjestelmä 2 5460 € 

Järjestelmä 3 3677 € 

 

Taulukosta 18 havaitaan, että järjestelmässä 1 taloudelliset menetykset ovat pienemmät 

järjestelmään 2 verrattuna. Järjestelmän 3 taloudelliset menetykset ovat pienimmät, 

mutta tämä johtuu pienemmästä tehosta, jonka seurauksena häviöt ovat suuruudeltaan 

pienempiä. Näistä voidaan päätellä, että suuremmalla järjestelmäjännitteellä taloudelli-

set menetykset ovat pienemmät. Vuoden ajanjaksolla rahallinen menetys ei ole suuri 

näin pienillä järjestelmillä, mutta aurinkovoimalan käyttöikä saattaa olla kuitenkin jopa 

30 vuotta, joten siihen suhteutettuna rahallinen menetys voi olla hyvinkin suuri.  Tar-

kastellaan eri jännitetasojen kumulatiivisia kassavirtoja diskontattuna 20 MW:n järjes-



 

 

61 

telmälle. Laskentakoroksi määritettiin 5 % ja vertailuun valittiin järjestelmä 1 ja järjes-

telmä 2. Energian tuotto on saatu simuloinneista ja oletetaan, että energian tuotanto pie-

nenee 0,5 % vuodessa paneelien ikääntymisen seurauksena. Tilannetta on tarkasteltu 

kahdella eri sähkön myyntihinnalla ja kolmena eri ajanjaksona. Tulokset on esitetty tau-

lukossa 19, kun myytävän sähkön hinta on 30 €/MWh. Taulukossa 20 on tulokset säh-

kön hinnan ollessa 90 €/MWh. 

Taulukko 19. Kumulatiiviset tulot ja niiden erotukset eri järjestelmillä eri ajanjaksoilla 

sähkön myyntihinnan ollessa 30 €/MWh. 

Ajanjakso Järjestelmä 1 Järjestelmä 2 Erotus 

20 vuotta 17,07 M€ 16,90 M€ 170 k€ 

25 vuotta 19,15 M€ 18,97 M€ 180 k€ 

30 vuotta 20,75 M€ 20,54 M€ 210 k€ 

 

Taulukko 20. Kumulatiiviset tulot ja niiden erotukset eri järjestelmillä eri ajanjaksoilla 

sähkön myyntihinnan ollessa 90 €/MWh. 

Ajanjakso Järjestelmä 1 Järjestelmä 2 Erotus 

20 vuotta 51,21 M€ 50,71 M€ 500 k€ 

25 vuotta 57,46 M€ 56,90 M€ 560 k€ 

30 vuotta 62,24 M€ 61,63 M€ 610 k€ 

 

Taulukoiden 19 ja 20 tuloksista havaitaan, että suuremmalla jännitetasolla saavutetaan 

selkeästi suurempi taloudellinen hyöty verrattuna matalampaan jännitetasoon. Energian 

hinnan ollessa korkea, pitkällä aikavälillä pienemmän jännitetason käyttö aiheuttaa suu-

ret taloudelliset menetykset. Tulokset puoltavat korkeamman jännitetason käyttöä. 

 

 



 

 

62 

5.2 Tehonjakolaskennan tulokset 

Energian tuotannon mallintamisen jälkeen järjestelmille suoritettiin tehonjakolaskenta. 

Tehonjakolaskennassa saadut virrat, pätötehot, loistehot ja pätötehohäviöt kussakin jär-

jestelmässä on esitetty taulukoissa 21, 22 ja 23. 

Taulukko 21. Tehonjakolaskennan tulokset järjestelmässä 1. 

 

Virta 

(A) 

Pätöteho 

(MW) 

Loisteho 

(Mvar) 

Pätötehohäviö 

(kW) 

Järjestelmä 1 (PV 

System -lohko) 1692 1,8 0,872 - 

AC-kaapeli 1692 1,798 0,87 1,71 

Muuntaja 53 1,78 0,758 18,68 

MV-kaapeli 53 1,778 0,757 1,78 

 

Taulukko 22. Tehonjakolaskennan tulokset järjestelmässä 2. 

 

Virta 

(A) 

Pätöteho 

(MW) 

Loisteho 

(Mvar) 

Pätötehohäviö 

(kW) 

Järjestelmä 2 (PV 

System -lohko) 2098 1,8 0,872 - 

AC-kaapeli 2099 1,798 0,870 2,17 

Muuntaja 53 1,771 0,759 27,36 

MV-kaapeli 53 1,769 0,758 1,76 

 

Taulukko 23. Tehonjakolaskennan tulokset järjestelmässä 3. 

 

Virta 

(A) 

Pätöteho 

(MW) 

Loisteho 

(Mvar) 

Pätötehohäviö 

(kW) 

Järjestelmä 3 (PV 

System -lohko) 1526 1,3 0,630 - 

AC-kaapeli 1526 1,299 0,628 1,39 

Muuntaja 38 1,286 0,555 13,04 

MV-kaapeli 38 1,285 0,554 0,93 

 



 

 

63 

Tehonjakolaskennan pätötehohäviöiden tulokset vastaavat suhteellisen hyvin edellä mi-

toituksen yhteydessä laskettuja arvoja. Suurimmat erot aiheutuivat invertterien virroista, 

koska simulointimallin virta poikkesi invertterin datalehden maksimivirrasta. Tehohä-

viölaskuissa käytettiin kunkin invertterin datalehdessä ilmoitettua maksimivirtaa. Koska 

virrat poikkeavat jo simulointimallin alussa lasketuista arvoista, aiheuttaa se muihinkin 

verkon osiin poikkeavuutta virroissa ja tehoissa. Taulukossa 24 on esitetty yhteenlaske-

tut pätötehohäviöt kullekin järjestelmälle, kun simulointien tuloksiin on lisätty myös 

DC-puolen laskennalliset pätötehohäviöt (ks. taulukko 7, sivu 46). 

Taulukko 24. Kokonaispätötehohäviöt jokaisessa järjestelmässä. 

 

Pätötehohäviöt (kW) 

Järjestelmä 1 39,10 

Järjestelmä 2 51,95 

Järjestelmä 3 29,58 

 

Taulukosta 24 voidaan havaita, että kokonaispätötehohäviöt ovat selvästi pienempiä jär-

jestelmässä 1 verrattuna pienemmän jännitteen omaavaan järjestelmään 2. Järjestelmäs-

sä 3 pätötehohäviöt ovat prosentuaalisesti pienemmän verrattuna saman jännitetason 

omaavaan järjestelmään 2. Tämä puoltaa suuremman jännitetason käyttöä isommissa 

järjestelmissä. 

Tehonjakolaskennassa tarkasteltiin myös kiskojen jännitteitä. Taulukoissa 25, 26 ja 27 

on esitetty järjestelmien kiskojen nimellisjännitteet ja tehonjakolaskussa saadut jännit-

teiden arvot. 

Taulukko 25. Järjestelmän 1 kiskojen jännitteet. 

 
Nim. jännite (kV) Jännite (kV) 

Terminal 0,66 0,682 

Terminal (3) 0,66 0,682 

Terminal (6) 21 21,022 

 



 

 

64 

Taulukko 26. Järjestelmän 2 kiskojen jännitteet. 

 

Nim. jännite (kV) Jännite (kV) 

Terminal (1) 0,53 0,55 

Terminal (4) 0,53 0,55 

Terminal (7) 21 21,022 

 

Taulukko 27. Järjestelmän 3 kiskojen jännitteet. 

 
Nim. jännite (kV) Jännite (kV) 

Terminal (2) 0,53 0,546 

Terminal (5) 0,53 0,546 

Terminal (8) 21 21,016 

 

Tuloksista huomataan, että jokaisessa kiskossa on pientä jännitteennousua. Tämä johtuu 

loistehosta, jota ei tehonjakolaskennan ensimmäisessä tapauksessa kompensoitu, kuten 

energian tuotannon mallinnuksessa. Toinen syy jännitteennousuun on aurinkosähköjär-

jestelmien verkkoon syöttämä teho. 

Tehonjakolaskenta tehtiin vielä siten, että loistehon kompensointi kytkettiin päälle kul-

lekin järjestelmälle. Järjestelmien virrat, pätötehot, loistehot ja pätötehohäviöt on esitet-

ty taulukoissa 28, 29 ja 30 ja taulukossa 31 on esitetty kokonaispätötehohäviöt kullekin 

järjestelmälle, kun DC-puolen laskennalliset häviöt on myös huomioitu (ks. taulukko 7, 

sivu 46). 

Taulukko 28. Tehonjakolaskennan tulokset järjestelmässä 1 loistehokompensoinnilla. 

 

Virta 

(A) 

Pätöteho 

(MW) 

Loisteho 

(Mvar) 

Pätötehohäviö 

(kW) 

Järjestelmä 1 (PV 

System -lohko) 1560 1,8 0,097 - 

AC-kaapeli 1560 1,799 0,095 1,45 

Muuntaja 49 1,782 0 16,17 

MV-kaapeli 49 1,781 0,028 1,51 



 

 

65 

 

Taulukko 29. Tehonjakolaskennan tulokset järjestelmässä 2 loistehokompensoinnilla. 

 

Virta 

(A) 

Pätöteho 

(MW) 

Loisteho 

(Mvar) 

Pätötehohäviö 

(kW) 

Järjestelmä 1 (PV 

System -lohko) 1934 1,8 0,096 - 

AC-kaapeli 1934 1,798 0,094 1,84 

Muuntaja 49 1,775 0 23,53 

MV-kaapeli 49 1,773 0,028 1,49 

 

Taulukko 30. Tehonjakolaskennan tulokset järjestelmässä 3 loistehokompensoinnilla. 

 

Virta 

(A) 

Pätöteho 

(MW) 

Loisteho 

(Mvar) 

Pätötehohäviö 

(kW) 

Järjestelmä 3 (PV 

System -lohko) 1404 1,3 0,064 - 

AC-kaapeli 1404 1,299 0,062 1,17 

Muuntaja 35 1,288 0 11,34 

MV-kaapeli 35 1,287 0,029 0,79 

 

Taulukko 31. Kokonaispätötehohäviöt jokaisessa järjestelmässä loistehokompensoin-

nilla. 

 

Pätötehohäviöt (kW) 

Järjestelmä 1 36,06 

Järjestelmä 2 47,52 

Järjestelmä 3 27,52 

 

Tuloksista havaitaan, että loistehon kompensoinnin ansiosta pätötehohäviöt pienenivät 

selvästi kaikissa järjestelmissä. Myös virrat ja loistehot pienenivät. Muuntajan yläjänni-

tepuolen kiskossa loisteho oli nolla kussakin järjestelmässä, joten loistehon säätö toimi 

oikein. Tarkastellaan kiskojen jännitteitä loistehokompensoinnilla. Taulukoissa 32, 33 ja 

35 on esitetty kiskojen nimelliset jännitteet ja simulointien antamat jännitteet. 



 

 

66 

 

Taulukko 32. Järjestelmän 1 kiskojen jännitteet loistehokompensoinnilla. 

 

Nim. jännite (kV) Jännite (kV) 

Terminal 0,66 0,667 

Terminal (3) 0,66 0,667 

Terminal (6) 21 21,018 

 

Taulukko 33. Järjestelmän 2 kiskojen jännitteet loistehokompensoinnilla. 

 

Nim. jännite (kV) Jännite (kV) 

Terminal (1) 0,53 0,538 

Terminal (4) 0,53 0,538 

Terminal (7) 21 21,018 

 

Taulukko 34. Järjestelmän 3 kiskojen jännitteet loistehokompensoinnilla. 

 

Nim. jännite (kV) Jännite (kV) 

Terminal (2) 0,53 0,535 

Terminal (5) 0,53 0,535 

Terminal (8) 21 21,013 

 

Taulukoiden tuloksista havaitaan, että loistehon pienenemisen ansiosta kiskojen jännit-

teiden nousu ei ollut niin suurta, kuin ilman loistehon kompensointia. Tämä päti kaikis-

sa järjestelmissä. Kuvassa 19 on esitetty kiskojen jännitteet suhteellisina arvoina ilman 

loistehokompensointia ja loistehokompensoinnin kanssa. 

 



 

 

67 

 

Kuva 19. Järjestelmien kiskojen jännitteet suhteellisarvoina ilman loistehokompen-

sointia ja loistehokompensoinnin kanssa. 

 

Kuvasta 19 havaitaan, että jokaisessa järjestelmässä muuntajan yläjännitepuolen kisko-

jen jännitteet ovat suhteellisarvoiltaan samat riippumatta onko loistehokompensointi 

päällä. Tämä johtuu jännite-erojen suhteellisesta pienuudesta. Kuvassa 20 on vielä esi-

tetty järjestelmien pätötehohäviöt ilman loistehokompensointia ja loistehokompensoin-

nin kanssa. Kuvaajissa on huomioitu myös DC-puolen häviöt. 

 

 

Kuva 20. Eri järjestelmien pätötehohäviöt ilman loistehokompensointia ja loisteho-

kompensoinnin kanssa 



 

 

68 

6 AKUSTON HYÖDYNTÄMINEN AURINKOSÄHKÖN TUOTANNOSSA 

Tässä osuudessa tarkastellaan akuston käyttöä osana aurinkosähköjärjestelmää. Li-

tiumioni-akusto liitettiin aiemmin työssä mitoitettuun aurinkosähköjärjestelmään, joka 

tässä tapauksessa on järjestelmä 1. Simuloinnissa käytettiin Valentin Softwaren 

PV*SOL -ohjelmistoa. Ohjelmalla pystytään tarkasti mallintamaan aurinkosähköjärjes-

telmän energian tuotanto huomioiden kaapelihäviöt, paneelien mahdolliset varjostukset 

yms. PV*SOL käyttää tallennettua säädataa energiantuotannon laskennassa, joten oh-

jelmasta valittiin paikka, joka on mahdollisimman lähellä aiemmin tehtyjä simulointeja. 

Tässä tapauksessa lähin sijainti oli noin 31° N ja 9° E. Simuloinnit tehtiin ensin ilman 

akustoa, jonka jälkeen akuston kanssa. Näin akuston käytön hyötyjä pystyttiin tarkaste-

lemaan vuositasolla. Tarkasteluun valittiin myös eräs heinäkuinen päivä, jolloin akuston 

käyttöä tutkittiin päivätasolla.  

Aurinkosähköjärjestelmä oli jo aiemmin mitoitettu, joten simulointimalli rakennettiin 

sen mukaan. Käytettävän akuston energiakapasiteetiksi määritettiin noin 1,5 MWh ja 

akuston invertterin nimellistehoksi 1 MW. Ohjelmasta valittiin satunnaisesti valmiiksi 

määritetty teollisuuden kulutuskäyrä, jonka vuosittaiseksi energian kulutukseksi määri-

tettiin 2000 MWh. 

6.1 Akuston käytön tarkastelu vuositasolla 

Ensin simuloitiin järjestelmän 1 sähköenergian tuotanto. Kuvassa 21 on esitetty aurin-

kosähköllä tuotettu energiamäärä kuukausittain, suoraan kulutukseen käytettävä energia 

(Suora käyttö) ja verkkoon syötettävä energia järjestelmässä jossa ei ole akustoa. Samat 

tulokset on esitetty taulukon muodossa liitteessä 3. 



 

 

69 

 

Kuva 21. Tuotettu aurinkoenergia järjestelmässä, jossa ei ole akkua. Kuvassa myös 

verkkoon syötetyn energian ja suoran käytön osuudet. 

 

Simulointien tuloksista huomataan, että vuoden aikana tuotettu kokonaisenergia on lä-

hestulkoon sama kuin aikaisemmissa simuloinneissa, vaikka kuukausittaiset tuotot 

poikkeavat DigSilent PowerFactoryllä tehdyistä simuloinneista (vrt. kuva 17, sivu 58). 

Tuloksista nähdään, että suuri osa tuotetusta energiasta syötetään verkkoon. Tämä joh-

tuu järjestelmään määritetystä kokonaiskulutuksesta (2000 MWh), joka on aurinkosäh-

köjärjestelmän kokoon nähden pieni. 

Kuvassa 22 on esitetty kokonaiskulutus sekä aurinkoenergian ja verkosta otetun energi-

an osuudet kokonaiskulutuksesta järjestelmässä, jossa ei ole akustoa. Samat tulokset on 

esitetty taulukon muodossa liitteessä 4. 



 

 

70 

 

Kuva 22. Kulutus kuukausittain järjestelmässä, jossa ei ole akustoa. Kuvassa on myös 

esitetty verkon energian ja aurinkoenergian osuudet kulutuksesta. 

  

Kuvasta 22 havaitaan, että aurinkoenergialla pystytään hyvin kattamaan järjestelmän 

energian kulutusta. Simulointiin määritetty energiankulutus on kuitenkin yli puolet pie-

nempää, kuin aurinkosähköjärjestelmän tuottama energia vuodessa, joten osuus voisi 

olla suurempikin. Tästä voidaan päätellä, että tuotanto ja kulutus eivät vastaa kovin hy-

vin toisiaan. 

Tarkastellaan simulointituloksia järjestelmässä, johon on liitetty akusto. Kuvassa 23 on 

esitetty aurinkosähköllä tuotettu energiamäärä kuukausittain, suoraan kulutukseen käy-

tettävä aurinkoenergia (Suora käyttö), verkkoon syötettävä energia sekä akuston latauk-

seen käytettävä energia. Akustoa ladataan ainoastaan aurinkosähköllä. Samat tulokset 

on esitetty liitteessä 5 taulukon muodossa. 

 



 

 

71 

 

Kuva 23. Tuotettu aurinkoenergia järjestelmässä, jossa on akusto. Kuvassa myös 

akuston lataukseen käytetyn energian, verkkoon syötetyn energian ja suoran 

käytön osuudet 

 

Kuvasta 23 nähdään, että merkittävä osa tuotetusta aurinkoenergiasta voidaan käyttää 

akuston lataukseen. Verkkoon syötetään kuitenkin vielä suurin osa tuotetusta energiasta. 

Tätä osuutta voitaisiin pienentää kasvattamalla akuston energiakapasiteettia vieläkin 

suuremmaksi. Verkkoon syötettävää energiaa saatiin kuitenkin vuositasolla pienennet-

tyä merkittävästi. 

Kuvassa 24 on esitetty kokonaiskulutus sekä aurinkoenergian, verkosta otetun energian 

ja akustosta otetun energian osuudet kokonaiskulutuksesta kuukausittain. Samat tulokset 

on esitetty liitteessä 6 taulukon muodossa. 



 

 

72 

 

Kuva 24. Kulutus kuukausittain järjestelmässä, jossa on akusto. Kuvassa on myös esi-

tetty akuston energian, verkon energian ja aurinkoenergian osuudet kulutuk-

sesta. 

 

Kuvan 24 perusteella voidaan nähdä, että akuston avulla tuotettua au