Search

Tässä raportissa esitetään tutkimushankkeen ”Laaja-alaisen aurinkosähkön yleistymisen huomioivat sähköverkon mitoitusperiaatteet" tuloksia. Tutkimushankkeessa selvitettiin miten nykyiset aurinkosähkön huomioivat sähköverkon mitoitusperiaatteet soveltuvat sekä yksittäisten suurten että laajasti yleistyvien kotitalouskokoluokan aurinkosähköjärjestelmien liittämiseen, ja miten mitoitusperiaatteita tulisi kehittää. Tämän lisäksi tutkimuksessa selvitettiin joustavien ratkaisuiden, kuten aurinkosähköinverttereiden loistehon säädön, vaikuttavuutta verkon kapasiteetin riittävyyteen aurinkosähköjärjestelmien yleistyessä. Tutkimuksessa havaittiin, että nykyisessä nopeiden jännitemuutosten yhtälöön perustuvassa voimalaitoksen vaikutusten mitoitustavassa on päivitystarpeita liittyen aurinkosähkötuotannon ominaispiirteet huomioivaan parametrisointiin. Toisin sanoen, nykyiset parametrisoinnit voivat johtaa tarpeettomiin sähköverkoston vahvistusinvestointeihin tai vaihtoehtoisesti asiakkaiden aurinkosähköjärjestelmien mitoituksen rajoittamiseen tarpeettoman pieniksi. Aurinkosähkön laaja-alaisen yleistymisen huomioinnissa tulee tarkastella myös jännitetason nousua sähköverkossa. Tutkimuksessa havaittiin, että aurinkosähköinvertterien hyödyntämisellä loistehon säätöön voidaan hillitä jännitteen nousun ongelmia. Simulaatioiden perusteella havaittiin myös, että maltillinen aurinkosähkön yleistyminen vähentää sähköverkossa muodostuvia häviöitä. Loistehon säädön käyttämisen havaittiin lisäävän hieman häviöitä ja aiheuttavan jakelumuuntajien ylikuormittumisriskin kasvua, mutta simulaatioiden perusteella näiden merkitys on vähäinen, jollei hyvin suurella osalla asiakkaista ole aurinkosähköjärjestelmää. Publishers version

Tässä tutkimusraportissa on käsitelty sähkönjakelun sähköverkkoliiketoiminnan näkymiä sekä kehitysaskeleita. Tutkimuksessa on haettu vastauksia siihen, miten sähkömarkkinalakiin vuonna 2021 tehty muutos vaikuttaa sähköverkkoliiketoimintaan tai millaisia vaikutuksia muuttuneilla valvontamenetelmillä on verkkoliiketoimintaan. Näiden suuria linjoja sisältävien tutkimuskysymysten lisäksi esiin on nostettu joukko pienempiä tutkimuskysymyksiä. Sähköverkkotoimiala kohtaa merkittäviä liiketoiminnallisia haasteista tulevien vuosien aikana. Haasteita syntyy sekä lainsäädännöstä että viranomaissääntelystä, mutta myös sähköverkkojen ikääntymisen, sähkön toimitusvarmuuden, sähkön kysynnän muutoksen ja jopa asiakaskadon seurauksena. Haasteet näyttäytyvät aikajanalla eri tavoin. Lyhyellä aikavälillä liiketoiminnan sääntelystä seuraa haasteita, sillä se pakottaa verkkotoimijoita leikkaamaan liikevaihtoaan samanaikaisesti, kun sähköntoimitusvarmuuden kehittämisvelvoitteen täyttäminen edellyttää merkittäviä korjausinvestointien läpiviemistä. Pidemmällä aikavälillä sähkön kysynnässä ja asiakkaiden pysyvyydessä tapahtuvat osin vaikeasti ennakoitavat muutokset voivat heikentää verkon kehittämisratkaisuiden taloudellista kannattavuutta. Tämä tutkimusraportti on osa laajempaa tutkimushanketta Joustava ja toimintavarma sähkönjakeluverkko, jonka yhteydessä on jo aiemmin julkaistu raportit: - Joustava ja toimintavarma sähkönjakeluverkko - Asiakaskatoriski ja käyttöpaikkakohtainen toimitusvarmuus - Joustava ja toimintavarma sähkönjakeluverkko - Joustoresurssit käyttötoiminnassa - Joustava ja toimintavarma sähkönjakeluverkko - Pienasiakkaiden tehoperusteinen sähkönsiirron hinnoittelu haja-asutusalueilla toimivissa jakeluverkkoyhtiöissä This research report deals with the prospects and development steps of the electricity distribution electricity network business. The study has focused on questions; how the amendment to the Finnish Electricity Market Act in 2021 will affect the electricity network business or what kind of effects the changed regulatory methods will have on the distribution network business. In addition to these broad research questions, several smaller research questions have been raised. The electricity distribution sector will face significant business challenges in the coming years. Challenges arise both in terms of legislation and regulation, but also as a result of the aging of electricity networks, security of electricity supply, changes in electricity demand and even customer losses. Challenges appear differently on the timeline. In the short term, business regulation will pose challenges, as it forces network operators to cut their turnover significantly in the next few years, at the same time as fulfilling the obligation to develop security of electricity supply requires significant repair investments. In the long term, changes in electricity demand and customer contract termination may weaken the feasibility of network development solutions. This research report is part of a larger research project Flexible and Reliable Electricity Distribution Network, for which reports have already been published: - Flexible and reliable electricity distribution network – Risk of customer contract termination and security of supply at the customer points - Flexible and reliable electricity distribution network - Flexible resources in operation - Flexible and reliable electricity distribution network - Power-based pricing of electricity distribution for small customers in distribution network companies operating in sparsely populated areas The reports are written in Finnish. Publishers version

Vianhoito on oleellinen osa sähköverkkoyhtiön toimintaa. Tehokkaalla vianhoidolla ja sähköjen palautuksella varmistetaan verkon turvallinen tila sekä minimoidaan keskeytyksistä aiheutuvaa haittaa. Samalla tehokas vianhoito on tärkeä osa asiakkaiden laadukasta palvelua. Osa sähköverkkoyhtiöistä on ulkoistanut vianhoidon verkonrakennusurakoitsijoille, jolloin vianhoidon toimintamallit ja sopimukset asettavat edellytykset tehokkaalle ja toimivalle vianhoidolle. Työssä tarkastellaan Elenian vianhoidon nykyisiä toimintamalleja ja toimintaympäristön kehitystä. Elenialla vianhoito kuuluu osaksi Elenian alueellisten verkonrakennusurakoitsijoiden, aluekumppaneiden, sopimuksia. Aluekumppaneiden sopimuskausi on vaihtumassa, jonka vuoksi onkin ajankohtaista kartoittaa mahdolliset muutostarpeet alkavaa sopimuskautta silmällä pitäen. Työssä käsitellään normaalia vianhoitoa ja suurhäiriötoimintaa. Tarkastelusta rajattiin pois suurjännitteinen jakeluverkko ja työn ulkopuolelle jätettiin myös toimintamallit ja käytännöt, jotka eivät liity suoraan vianhoitoa suorittavien urakointikumppaneiden toimintaan. Nykyisiä toimintamalleja tutkittiin ensin vuosien 2017–2021 vikatyötilauksia tarkastelemalla ja tutkimalla mahdollisia trendejä ja poikkeamia. Sen jälkeen tarkasteluun otettiin samalta ajan jaksolta Elenian keskeytystiedot ja tehtiin niille vastaava tarkastelu. Yllättäviä tai merkittäviä poikkeamia ei tarkastelussa noussut esiin, mutta eri alueiden ja erilaisten vuosien vaikutus vikamäärissä tuli selvästi esille. Erilaisista keskusteluista, operatiivisen tekemisen kautta ja vianhoitoa koskevien palaverien pohjalta pyrittiin tunnistamaan toimintamallin heikkouksia ja vahvuuksia. Niitä tarkasteltiin ja osin peilattiin niitä edellä käsiteltyihin tilastoihin. Lopussa esiin nostetuista kehityskohteista esitettiin kehitysehdotukset tai mikäli ne eivät vielä olleet ajankohtaisia, niin maininta myöhemmin tehtävän tarkastelun tarpeellisuudesta. Energiaviraston valvontamenetelmien muutokset ja yleinen maailman tilanne luovat epävarmuuksia toimintaympäristöön. Epävarmuuksien vuoksi ei suuria muutoksia kannata tehdä, vaan jatkaa pitkälti hyväksi osoittautunein toimintamallein ja tehdä pieniä toimintaa kehittäviä muutoksia. Repairing faults and restoring power are essential parts of the distribution system operator’s service. With effective operational models DSO can ensure grid safety and minimize costs caused by interruptions. At the same time, effective outage management and its procedures are important to be able to offer high quality service to customers. Some DSOs have out-sourced the fieldwork to their contractors and thus it’s important to have contracts and operational models that are thought through. In this work, the goal is to review Elenia’s outage management operational models with contractors and how the operational environment is changing. Elenia’s grid has been split into 20 smaller contract areas. Each area is maintained by Elenia’s regional partner and so those partners oversee outage management in their area. The regional partner contract period is ending and the new one will begin in 2024. The new contract period offers a good opportunity for doing changes to the contracts or operational models. In this work the goal is to review if there are things that need improving or changing. The scope is on normal fault repair and major disturbances. Outside of the scope are left high-voltage distribution grid (≥ 110 kV) and operational models that are not directly linked to fault repairing partners. Current operational models were first reviewed by analyzing work orders from the years 2017 to 2021. The goal was to see if there are any trends or unexplained deviations. After that same thing was done to interruption statistics from the same period. No trends or unexplained deviations were discovered but the regional distinction and yearly divergence were noticeable. Different strengths and weaknesses were identified based on different conversations, meetings relating to outage management and through operational work. They were reviewed and some were compared with earlier statistics. In the end development proposals, based on the different things that came up, were presented. Changes to the current regulatory period and the general world situation create many uncertainties in the operational environment. Because of the uncertainties, big changes to the current operational models are not recommended. It's better to do only small changes to improve the outage management.

Sääoloista johtuvien poikkeustilanteiden aiheuttamat haasteet ja kustannukset jakeluverkkoyhtiöille eivät ole hävinneet huolimatta 2010-luvulta alkaneista mittavista toimitusvarmuusinvestoinneista. Vika- ja suurhäiriötilanteiden vaikutusten minimoimiseksi on pyrittävä löytämään muitakin keinoja kuin ilmajohtoverkon kaapelointi. Tässä työssä on kuvattu jakeluverkkoyhtiö Carunan vika- ja suurhäiriöorganisaatiota ja nostettu esille merkittävimpiä nykytilan kehityskohteita organisaatiossa, työkaluissa ja prosesseissa. Työn tavoitteena oli tutkia ja kuvantaa resursoinnin ja tilannekuvan ylläpitoon liittyviä haasteita suuren jakeluverkkoyhtiön toimintaympäristössä, jossa merkittävä osa toiminnoista toteutetaan ostopalveluna. Työssä esitetään mitä lisävarautumisessa, resursoinnissa ja tilannekuvan ylläpidossa voidaan parantaa ja mitä hyötyjä sillä on saavutettavissa. Näitä teemoja selvitettiin haastattelemalla sekä Carunan että urakoitsijoiden käyttöhenkilöstöä. Urakoitsijoiden työnjohtajat haastateltiin puolistrukturoituna haastatteluna verkkoaluekohtaisesti videopuheluna. Kaikille Carunan vikatöihin säännöllisesti osallistuville verkostoasentajille ja työnjohtajille tehtiin verkkokysely, jossa kartoitettiin kenttätyöskentelyn tapoja, nykyisten kenttäsovellusten toimivuutta, mieltymyksiä ja ehdotuksia uudenlaiseen kenttätyökaluun. Työssä esitellään merkittävimmät Carunan verkkoalueelle osuneet poikkeustilanteet vuosina 2010–2021 ja vertaillaan niitä dokumentaation pohjalta niin kattavasti kuin mahdollista. Tarkempi analyysi on tehty vuosien 2017–2021 välille sattuville sääperusteisille poikkeustilanteille. Tarkempiin johtopäätöksiin, esimerkiksi verkkoaluekohtaisen tuntitason analyysiin, työssä ei myrskykohtaisen onnistumisen vertailussa päästä, mutta keinot sen mahdollistamiseksi tulevaisuudessa esitetään. Lisäksi työssä esitetään vastaus työn suurimpaan tutkimuskysymykseen: Millainen uudenlainen työkalu vastaisi sekä verkkoyhtiön että toimittajien tarpeisiin? Visio uudesta työkalusta vastaa urakoisijaorganisaation toiveisiin kustomoitavasta, yhdellä mobiililaittella sujuvasti käytettävissä olevasta kokonaisuudesta, jota maastokäytön mobiilisovellukseksikin voidaan kutsua. Vision mukainen työkalu tarjoaisi lisäksi harppauksen yhtiötason vika- ja työtilannekuvan hallintaan sekä mahdollistaisi kohdennetummat kehitystoimet tulevaisuuteen sen tarjoaman lisänäkyvyyden ansiosta. Ehdotelma nojautuu vahvasti Erillisverkkojen viranomaisverkkoympäristön kehitysprojektin tulevaisuudennäkymiin.

Tämän tutkimushankkeen tavoitteena on määrittää sähköautojen lataustapahtumien aiheuttama kuormitus kiinteistöverkoissa. Liikenteen sähköistyminen on yksi keskeisimmistä ja nopeimmin kehittyvästä energiainfrastruktuuriin vaikuttavasta kehitystrendistä. Huomioiden sähköverkkojen maltillisen uusiutumistahdin, on sähköautojen nopea yleistyminen luonut tarpeen sähköautojen muodostaman kuormitusvaikutusten luotettavalle määrittämiselle. Sähköautojen latauskuormituksen mallinnus perustuu tilastotietojen pohjalta rakennettuun tilastolliseen simulointimalliin. Tilastoaineistojen lisäksi mallin syötteenä käytettiin kylmälaboratoriossa tehtyjä sähköautojen latausmittauksia, joiden tavoitteena oli määrittää kylmien olosuhteiden vaikutus latauksen tehoprofiiliin ja energiasisältöön. Projektin tuloksena havaittiin, että sähköautojen latauksen aiheuttama kuormitus on riippuvainen ulkolämpötilasta. Latauksen lisääntyvään kuormitukseen vaikuttaa autojen ajon aikaisen energiankulutuksen lisääntymisen lisäksi lataustapahtuman aikana tapahtuva akun lämmitys ja auton esilämmitys. Projektin tuloksia hyödynnetään sähköautojen latauksen suunnittelua avustavien ohjeistusten muodostamisessa. Publishers version

Tässä raportissa käsitellään sähkönjakelun verkkopalvelumaksujen tehoperusteisen hinnoittelun kehittämistä erityisesti harvaan asutuilla alueilla toimivien jakeluverkkoyhtiöiden näkökulmasta. Raportissa esitetään hinnoittelun kehittämiseen liittyviä ilmiöitä, hinnoittelun kehittämisellä saavutettavia hyötyjä sekä aiheutuvia haasteita huomioiden erityisesti maaseutumaisen sähköverkoston ominaispiirteet. Tutkimuksessa havaittiin, että tehoperusteisen hinnoittelun käyttöönotto voi tehostaa verkoston kapasiteetin käyttöä, mikäli asiakkaat ottavat hinnoittelun huomioon laite- ja kuormitusvalinnoissaan. Tämän tulisi pitkällä aikavälillä hillitä verkostoon sitoutuvaa omaisuutta, ja täten verkkopalvelumaksujen korotuspainetta. Hinnoittelun kehittäminen tulee tehdä tarkkaan harkiten, sillä liian korkea tehomaksun painotus voi myös johtaa kustannusvastaavuuden näkökulmasta epäoikeudenmukaiseen maksujen jakautumiseen asiakkaiden kesken, koska harvaan asutuilla alueilla merkittävä osa kustannuksista aiheutuu asiakkaan verkkoliittymän olemassaolosta. Publishers version

This research project aimed at providing further understanding of electric vehicle (EV) charging in a cold environment. The report provides laboratory measurement results and acts as supporting documentation for the raw measurement data. The laboratory measurements were executed at a large temperature-controlled vehicle technology laboratory, and the charging measurements were logged from a three-phase power analyzer. The testing comprised four battery electric vehicles (BEVs) and a single plug-in hybrid electric vehicle (PHEV). All cars were tested at 20 °C, 0 °C, -10 °C, and -20 °C. The results describe the charging behavior of each vehicle under different ambient temperature operating conditions. The further analysis of the results is included in a separate research report. Publishers version

Tässä tutkimuksessa on tarkasteltu sähkönjakelun käyttötoiminnan nykytilaa sekä sen käytössä olevia joustoresursseja. Niitä ovat sekä verkkotoimijan hallitsemat tekniset joustoresurssit että verkkotoimijan palveluna ostamat joustoresurssit. Käyttötoiminnan hallinnassa olevia joustoresursseja ovat mm. muuntajien käämikytkimet, verkkoon kytketyt pientuotannon liitäntälaitteet, mikroverkkojen operointilaitteistot ja varavoimakoneet. Näitä hyödyntämällä verkkotoimija voi vaikuttaa verkon jännitteeseen, käyttötilanteeseen, kuormitukseen sekä toimitusvarmuuteen. Verkkotoimijan palveluna hankkimat resurssit ovat toisten osapuolten hallinnassa olevia resursseja. Tällaisia ovat sähkönkäyttäjien ohjattavissa olevat kuormat käsittäen esimerkiksi rakennusten lämmitys- ja sähköauton latauskuormia. Parhaassa tapauksessa verkon kuormitusta voidaan keventää kuormanohjauksella merkittävästi. Joustoresursseja hyödyntämällä käyttötoiminta voi lykätä verkon vahvistusinvestointeja tai parhaassa tapauksessa verkon vahvistaminen voidaan välttää. Joustoresurssien laajamittaiseksi hyödyntämiseksi verkkotoimijoiden on hyvä valmistella hankkeita, joissa joustoratkaisuja koestetaan verkkotoimijoiden omassa toimintaympäristössä. Pilottihankkeet ovat tarpeen erityisesti verkkotoimijan palveluna hankkimissa joustoresursseissa, joissa asiakkaan ohjattavien kuormien lisäksi osapuolena on usein myös kuormanohjausaggregaattori. This study has considered the present state of electricity distribution operations and the flexible resources. These include both the technical flexibility resources managed by the distribution system operator (DSO) and the flexibility resources purchased as a service by DSO. Flexible resources of DSO include for instance transformer on-load tap-changers, grid-connected smallscale production connection devices, microgrid operating equipment and backup power machines. By utilizing these, the DSO can influence the network voltage, operating situation, load and security of supply. Resources acquired by the DSO as a service are resources under the control of other parties. These are the loads that can be controlled by electricity users, including, for example, the heating loads of buildings and electric cars charging loads. In the best case, the load on the network can be significantly reduced by load control. By utilizing flexibility resources, operations can delay network reinforcement investments or, at best, network reinforcement can be avoided. To be able to make extensive use of flexibility resources, it is good for the DSOs to prepare projects in which flexibility solutions are tested in the network operators' own operating environment. Pilot projects are especially needed in flexible resources acquired by a DSO as a service, in which, in addition to the controllable loads of the customer, a load control aggregator is also involved. Publishers version

Sähköistyneessä maailmassamme katkeamaton sähkönsaanti on noussut yhdeksi perustarpeeksi, minkä vuoksi on tärkeää, että sähkönjakelussa esiintyy mahdollisimman vähän katkoksia. Kaikilta vikatilanteilta ei kuitenkaan voida välttyä, minkä takia nopea reagoiminen vikatilanteisiin ja niiden nopea paikantaminen on tärkeää, jotta terveet alueet verkosta saadaan palautettua mahdollisimman nopeasti. Jakeluverkko on laaja infrastruktuuri, minkä tarkoitus on jakaa sähköä rajatulle alueelle, niin kaupunkiin kuin maaseudullekin. Usein maaseudun lähdöt ovat paljon vikaherkempiä kuin kaupunkilähdöt johtuen pääosin maanalaisen kaapeloinnin yleistymisestä kaupunkialueilla. Maaseutulähdöillä saattaa olla syöttävän aseman ja asiakkaan välillä kymmenien kilometrien matka, jonka varrelle mahtuu tiheästi kasvavia metsiä ja muita vika-alttiita alueita. Tästä syystä maaseutulähdöt ovat vikaherkempiä, mikä yhdessä hankalan maaston ja pitkien välimatkojen kanssa hidastaa työryhmien työskentelyä vikojen paikantamisen ja korjaamisen parissa. Nämä lisäävät manuaalisen vianpaikantamiseen kuluvaa aikaa, eli asiakkaiden sähkötöntä aikaa. Mitä pidempään asiakkaat ovat sähköttä, sitä enemmän tyytymättömiä asiakkaita esiintyy, mikä myös lisää sähköntoimittajien kustannuksia, sillä mahdollisia korvausvaatimuksia saattaa esiintyä katkoksen jälkeen. Näistä syistä on tärkeää, että viat pystytään paikantamaan verkosta mahdollisimman nopeasti, mikä oli yksi päämotivaatioista automaattisen vianhallinnan jatkokehittämiseen. Yksi tämän diplomityön päätavoitteista oli kehittää Hitachi Energy Finland Oy:lle DMS600 WS ohjelmistoon automaattinen vianhallinnan hallintatyökalu, eli vian paikannus, erotus ja palautus, lyhennettynä FLIR. Ideana oli kehittää toiminnallisuus, jonka tarkoitus on paikantaa viat automaattisesti verkosta kokeilukytkentöjä hyödyntäen. Kokeilukytkennöillä tarkoitetaan sitä, että vika paikannetaan algoritmisella toimintatavalla; missä tiettyjä verkon kytkimiä operoidaan ohjelmiston generoimalla tavalla siihen asti, kunnes vika-alue on saatu paikannettua. Kun vika-alue on paikannettu, se pystytään erottamaan muusta verkosta ja terveet alueet lähdöltä voidaan palauttaa takasyötöistä. Työssä tarkastellaan myös sähköenergiavarastojen mahdollisia käyttötapoja palautuksen yhteydessä. Suurin osa työhön käytetystä ajasta kului implementointiin, mikä oli itsessään pitkä ja aikaa kuluttava prosessi, mutta siitä jäi käteen paljon hyvää tietoa yleisesti isojen toiminnallisuuden kehittämisestä, kuin myös DMS600 ohjelmistosta ja sen toiminnasta konepellin alla. Implementointi toteutettiin pääosin C++ kielellä sisältäen kymmeniätuhansia rivejä koodia. Työssä esiteltiin MicroSCADA X DMS600 ohjelmistoperhe sisältäen muutama sen keskeinen työssä käytetty ohjelmisto, mistä saatiin hyvä yleisnäkymä, miten ohjelmiston sisäinen kommunikaatio toimii, mitä toiminnallisuuksia on jo olemassa ja mitä oli tarpeen toteuttaa. Toteuttamistarpeen yksi pääsyistä oli se, että olemassa olevaa toiminnallisuutta pystyi hyödyntämään vain kourallisessa vikatilanteista, johtuen sen puutteista. Työssä toteutettu FLIR toiminnallisuus pyrkii toimimaan myös näissä hankalammissa tilanteissa mihin aiempi toteutus ei kyennyt, mikä on suurilta osin kokeilukytkentöjen ansiota.

Ikääntyvä alueverkko ja sähköasemat luovat tarpeen tarkastella tulevaisuuden korvausinvestointimääriä tarkemmin. Lisäksi energiamurroksen vaikutuksia sähköasemien ja alueverkon investointeihin pitää selvittää. Näiden perusteella on tunnistettu tarpeelliseksi päivittää vanhaa pitkän tähtäimen suunnitelmaa. Työn tavoitteena oli laatia korvausinvestointisuunnitelma alueverkolle ja sähköasemille vuosille 2022--2036. Korvausinvestointisuunnitelman luomiseksi selvitettiin alueverkon ja sähköasemien nykytila. Sähköasemien osalta selvitettiin päämuuntajien kuormitusaste mittaustietojen perusteella. Lisäksi selvitettiin sähköasemien komponenttien ikä- ja tyyppitietoja sekä asemilla käytettyjä kojeistoratkaisuja. Nykytilaselvityksessä tarkasteltiin myös maasulkuvirran ja loistehon kompensoinnin tilannetta verkossa. Maasulkuvirran kompensoinnille asetettiin tavoitteeksi keskitetyn kompensoinnin käyttöön ottaminen jokaisella sähköasemalla. Loistehon kompensoinnin tavoitetilaksi asetettiin loistehomaksujen minimointi, mutta todettiin parhaan ratkaisun löytämisen vaativan erillisen selvityksen. Alueverkosta selvitettiin siirtojohtojen ikäjakauma ja alueverkon osien kuormitustilanne, jonka perusteella saatiin tilannekuva kuormitusasteesta nykytilassa. Tulevaisuuden muutostekijöitä verkkoyhtiön toimintaympäristössä selvitettiin, sekä tarkasteltiin tarkemmin sähköautojen ja lämmitystapamuutosten vaikutusta verkkoalueella tulevaisuudessa sähköasema- ja alueverkkotasolla. Alueverkkoon liitettävä uusiutuviin energianlähteisiin perustuva tuotanto on myös lisääntymässä energiamurroksen johdosta. Kyseinen tuotanto on tällä hetkellä pääosin tuulivoimaa, mutta myös suuret aurinkovoimalahankkeet ovat yleistymässä Suomessa. Työssä selvitettiin tuotannon liitettävyyttä alueverkkoon kantaverkon liittymispistetasolla ja verrattiin sitä maakunnan potentiaalisimpiin tuulivoima-alueisiin. Lopputuloksena työssä laadittiin pääosin nykytilaselvityksen perusteella korvausinvestointisuunnitelma sähköasemille ja alueverkolle. Työn rajaamiseksi korvausinvestointisuunnitelma päädyttiin jättämään yleiselle tasolle. The aging regional network and primary substations create a need for a more accurate study on future replacement investments. Also, the impact of energy transition on regional grid and primary substations requires an examination. The main purpose of this thesis was to create a plan for replacement investments of regional grid and primary substations for years 2022--2036. In order to create a replacement investment plan, a present state analysis was made for regional grid and substations. In the case of substations, the load situation of the main transformers was determined on the basis of measurement data. In addition, the age and type of the substation components and used switchgear solutions were examined. Status of earth fault current compensation and reactive power compensation was investigated as a part of the present state analysis. Target state of equipping every substation with centralized earth fault compensation was set. The target state for reactive power compensation was set to minimize reactive power fees. It was discovered that a further separate study is needed to find the best solution for reactive power compensation. The age distribution and the load situation of the regional network was studied to obtain information of present state. The changes in the operating environment in the future were studied. The impacts caused by electric vehicle charging and changes in the methods of heating buildings were examined in more detail at substation and regional network level. The amount of large-scale renewable energy based production installed into regional networks is increasing due to energy transition. The production is currently mainly large-scale wind power but larger solar power plants are also becoming more popular in Finland. As a part of this thesis, the connectivity of large-scale production to the regional network was studied and compared to the most potential wind power production areas in the county. The main result of the thesis was a replacement investment plan for the substations and the regional network which was mostly made on basis of the present state analysis. The replacement investment plan was decided to be made on general level to limit the scope of the thesis.

Yhteiskunnan jatkuvasti kasvava riippuvuus laadukkaasta ja häiriöttömästä sähkönjakelusta on viime vuosien poikkeustilanteiden aiheuttamien laajojen sähkönjakelun häiriöiden vuoksi ko-rostunut entisestään. Sähkönjakelun toimitusvarmuuden parantamiseksi uusi sähkömarkkinalaki 588/2013 astui voimaan 9. elokuuta 2013. Uuden sähkömarkkinalain mukaan verkkoyhtiöiden on kehitettävä sähköverkkojaan siten, että pisin yhtäjaksoinen keskeytysaika myrskyn tai lumi-kuorman seurauksena on asemakaava-alueella 6 tuntia ja asemakaava-alueen ulkopuolella 36 tuntia. Sähkömarkkinalain asettamat vaatimukset on täytettävä siirtymäsäännöksessä esitetyn aika-taulun mukaisesti niin, että kaikki sähkönkäyttöpaikat ovat vaatimusten piirissä vuoden 2028 loppuun mennessä. Vuonna 2017 sähkömarkkinalakiin kirjatun muutoksen jälkeen Energiaviras-to on voinut myöntää sähköverkkoyhtiön hakemuksen perusteella jatkoaikaa toimitusvarmuus-vaatimusten täyttämiselle painavista syistä vuoteen 2032 ja erittäin painavista syistä vuoteen 2036 asti. Siirtymäsäännöstä koskien valmisteilla on lakimuutos, jonka mukaan edellä mainitus-ta poikkeuslupamenettelystä luovuttaisiin ja merkittävää ennenaikaista uusimista vaativan säh-köverkon haltijalle myönnettäisiin siirtymäaikaa vuoteen 2036 asti. Diplomityön tarkoituksena on tutkia uudistetun sähkömarkkinalain mukaisten toimitusvar-muusvaatimusten aiheuttamia haasteita tarkasteltavassa haja-asutusalueen sähkönjakeluver-kossa. Työn keskeisimpänä tutkimuskohteena on uuden kevytsähköaseman vaikutusten tarkas-telu toimitusvarmuuteen sekä normaaleissa että poikkeuksellisissa käyttöolosuhteissa keskey-tyksestä aiheutuvan haitan avulla. Vaikutusten tarkastelu normaaleissa käyttöolosuhteissa to-teutetaan aikavälin 29.4.2019–20.3.2020 tilastotietoihin perustuen. Vastaavasti suurhäiriötarkas-telu toteutetaan vuoden 2016 Rauli sekä 2019 Aapeli-myrskyn tilastotietoihin perustuen. Tämän lisäksi tarkastellaan verkon eri saneerausmenetelmien elinkaarikustannuksia vähäisellä kulutuk-sella olevalla esimerkkitapauksen johto-osuudella sekä arvioidaan eri muutostekijöiden vaiku-tusta tarkasteltavien verkkoratkaisuiden kannattavuuteen. Sähköaseman tarkastelussa saatujen tulosten perusteella havaitaan, että kun pitkät ja vika-alttiit syöttöalueet jaetaan pienempiin ja helpommin hallittavissa oleviin osiin, keskeytyksestä aiheutuvan haitan kokonaisvaikutus tarkasteltavassa verkossa olisi noin kolmanneksen alhai-sempi niin normaaleissa kuin poikkeuksellisissakin käyttöolosuhteissa, mikäli sähköasema oli-si ollut tarkastelujaksolla käytössä. Molemmissa tilanteissa suurimpana tekijänä ovat verkossa esiintyvät laajat vikakeskeytykset. Vaikutusten havaitaan vaihtelevan hieman lähdöstä riippuen, sillä kahdella tarkasteltavalla lähdöllä keskeytyksestä aiheutuva haitta alenee jopa 40 %, kun taas kolmannella lähdöllä vaikutukset jäävät 20 % tuntumaan. Saneerausmenetelmien vertailun tuloksena havaitaan, että saneerattavan kohteen ja käytetyn verkkoratkaisun yhteensovittamisella on merkittävä vaikutus investoinnin kannattavuuteen. Yli-leveällä johtokadulla havaitaan olevan elinkaarikustannuksia alentava vaikutus, mikäli kohde ja ajankohta on valittu oikein. Esimerkkitapauksessa tarkastelujakson lopulla käyttöiän jatkamisen seurauksena elinkaarikustannusten havaittiin valitun saneerausmenetelmän mukaan olevan 4,3–17,6 % vastaavia vertailutasoja alhaisemmat. Tulosten mukaan ilman ylileveää johtokatua toteutetuissa verkkoratkaisuissa maakaapelointi vaikuttaa edullisimmalta ja luotettavimmalta vaihtoehdolta, mikäli olosuhteet maakaapeloinnille ovat suotuisat. Ylileveän johtokadun vaiku-tuksesta elinkaarikustannukset tasoittuvat ja selkeää edullisinta vaihtoehtoa ei ole havaittavissa. The modern society’s ever-increasing dependency on high-quality and uninterrupted electrici-ty distribution has become even more pronounced due to pervasive outages caused by excep-tional circumstances of recent years. In order to improve the security of electricity distribution, the new Electricity Market act 588/2013 came into effect on 9th August 2013. According to the Electricity Market Act, grid companies are required to develop their distribution networks so that a single interruption may not last longer than 6 hours in areas covered by local detailed plans and 36 hours in other areas. The requirements set by the Electricity Market act must be met within the transition time, so that all customers are covered by the requirements by the end of 2028. Following the amend-ment to the Electricity Market Act that came into effect in 2017, the Energy Authority has been able to grant an extension for meeting the security of supply requirements until 2032 for serious reasons and until 2036 for very serious reasons. With regard to the timetable set in the Electrici-ty Market Act, an amendment to the law is being prepared to abandon the above-mentioned exemption procedure and to grant an extension until 2036 to grid companies whose distribution network may require significant early renovation. The purpose of this thesis is to study the challenges caused by the security of supply re-quirements of the revised Electricity Market Act in the electricity distribution network of an area of dispersed settlement. The main research topic of this thesis is to examine the effects of a new substation under normal and exceptional operating conditions using the outage costs in electrical distribution networks. The analysis of the effects under normal operating conditions is carried out during a timespan of almost one year between 29 April 2019 - 20 March 2020 and under exceptional circumstances during the storms Rauli and Aapeli in 2016 and 2019 using ac-tual statistics. In addition, the life cycle costs of different network renovation methods and the effects of certain changing factors in a part of the network with low power consumption is as-sessed. Based on the results of the substation review, it is found that by dividing the long and fault-prone feeders into smaller and more manageable sections, the overall impact of the outage costs in electrical distribution networks would be reduced by about one-third under both normal and exceptional operating conditions if the substations had been in use at the time. In both sit-uations, the biggest factors are found to be the large-scale power outages. The effects are found to vary slightly depending on the feeder, with two feeders having their outage costs re-duced by as much as 40 %, while the third feeder would have a 20 % reduction. As a result of the comparison of the renovation methods, it is found that the coordination of the object to be renovated and the network solution used has a significant effect on the suita-bility of the investment. When this is done correctly the results show that the life cycle costs are reduced. At the end of the review period, as a result of the extension of the service life, the total costs are found to be 4,3 to 17,6 % lower than the corresponding reference levels. The re-sults also show that underground cabling seems to be the cheapest and most reliable option for network solutions implemented without wide power line corridor if the conditions for under-ground cabling are favorable. As a result of the wide power line corridor, the life cycle costs are leveled out and no clear cheapest alternative can be detected.

Laivanrakennusalalla käytetään edelleen pääosin AutoCAD ja Microsoft Excel -ohjelmistoja niiden helppokäyttöisyyden ja edullisten kustannusten takia. Ohjelmistot asettavat rajoitteita tiedon hallinnalle, kun samaa tietoa esiintyy useammissa paikoissa. Tiedon muuttaminen manuaalisesti useasta piirustuksesta ja Excel-tiedostosta vie aikaa paljon sekä vaarantaa työn eheyden. Tietokantapohjaisella ohjelmistolla voitaisiin tällaiset tiedot muuttaa niin, että tieto päivittyisi kaikkialle projektiin kerralla ja samanlaisena. AutoCADin käyttäminen aiheuttaa tarpeettoman paljon manuaalista piirtämistä, sillä piirustuksia ei voi tuottaa suoraan tietokannasta. Laivaprojekteissa on tarpeen suorittaa erilaisia sähköteknisiä laskelmia, mutta AutoCADiin ei ole integroitu sähköteknistä laskentaa, joten laskennat suoritetaan erillisellä laskentaohjelmistolla. Laskennan integroiminen osaksi suunnitteluohjelmistoa mahdollistaisi laskennan tuloksien seurannan suunnittelutyön edistyessä. Tämän työn tavoitteena on tehostaa kohdeyrityksen sähkösuunnittelua ja sen laatua. Tavoite pyritään saavuttamaan vertailemalla eri ohjelmistoja ja löytämällä kohdeyritykselle sopiva suunnitteluohjelmisto, jolla voitaisiin tuottaa suunnitelmia tehokkaammin ja laadukkaammin sekä integroida sähköteknistä laskentaa. Tutkimuksessa vertaillaan CADMATIC Electricalia ja MagiCADin AutoCAD-versiota, joilla molemmilla voidaan tehdä sähköteknisiä laskelmia. CADMATIC on tietokantapohjainen ohjelmisto, kun taas MagiCAD ei ole, mutta siinä voidaan päivittää suunnittelutietoa piirustusten välillä. Tutkimus toteutetaan tapaustutkimuksena, jossa käytetään tutkimusmenetelminä kirjallisuustutkimusta ja kvalitatiivista case-pohjaista tutkimusta. Työn tulokseksi saatiin, että CADMATIC Electrical on kokonaisuutena kohdeyrityksen kannalta parempi vaihtoehto, sillä projektitietokannan ja makrojen avulla voidaan tuottaa suunni-telmia tehokkaasti ja laadukkaasti. CADMATIC ei kuitenkaan ole joka osa-alueella parempi kuin MagiCAD, jonka sähkötekninen laskenta on edistyneempi. Joka tapauksessa kohdeyrityksen kannalta parempi vaihtoehto riippuu hyvin paljon siitä, millaisia ja minkä kokoisia projekteja yritys toimittaa telakoille jatkossa.

Lyhyet sähkökatkot ovat nykypäivänä yksi asiakkaita häiritsevimmistä sähkönjakeluverkon ongelmista. Useimmiten ne johtuvat verkon normaaleista suojaustoimenpiteistä ja niiden esiintyminen on hyvin vaikeasti ennustettavissa. Joissain tapauksissa asiakkaat voivat kokea myös jännitekuopat häiritsevinä, ja asiakkaalle voi olla vaikea erottaa onko kyse lyhyestä sähkökatkosta vai jännitekuopasta. Ilmetessään lyhyet sähkökatkot sekä jännitekuopat voivat aiheuttaa asiakkaiden sähkölaitteiden yllättäviä sammumisia sekä muita ongelmatilanteita. Kummallekkaan ilmiölle ei olla kuitenkaan vielä asetettu varsinaisia rajoja jakelujännitetteen laatua määrittävässä standardissa SFS-EN 50160 niiden sattumanvaraisuuden takia. Diplomityön tarkoituksena oli selvittää, millaisia ongelmia lyhyet sähkökatkot ja jännitekuopat voivat aiheuttaa asiakkaiden laitteissa sekä tarkastella keinoja ongelmien vähentämiseksi. Toisena työn tarkoituksena oli tarkastella sähköverkkoyhtiö Elenian nykyistä prosessia asiakkaiden lyhyistä sähkökatkoista kokemien ongelmien selvittämiseen sekä kartoittaa sen suurimpia ongelmakohtia. Tavoitteena oli löytää tulevaisuuden kannalta potentiaalisimmat ratkaisut lyhyiden sähkökatkojen vähentämiseen ja pohtia miten jännitekuoppaongelmiin voitaisiin puuttua tulevaisuudessa. Toisena tavoitteena oli luoda tunnistettujen ongelmakohtien pohjalta uusi häiriöselvitysprosessi. Tutkimusta rajattiin toimenpiteiden osalta sellaisiin, jotka olisivat nopeasti toteutettavissa, ja asiakkaita koskevissa tarkemmissa tarkasteluissa pääpaino oli yritysasiakkaissa. Tulevaisuuden kannalta potentiaalisimpia ratkaisuja kartoitettiin sisäisillä haastatteluilla, laitevalmistajahaastatteluilla sekä kirjallisuuskatsauksella. Erityisen potentiaaliseksi ratkaisuksi osoittautuivat Custom Power-laitteet, joista eritoten UPS-laitteiden käyttö on lisääntynyt maailmalla huomattavasti. Myös vyöhykkeisiin jakamisella verkkokatkaisijaa käyttäen havaittiin olevan mahdollisuuksia tulevaisuudessa. Näiden lisäksi löydettiin vahvistavaa näyttöä nykyisten toimenpiteiden, kuten eläinsuojien käytön tehokkuudesta. Elenialla käytössä olevista toimintamalleista, kuten vianrajauksen periaatteista löydettiin kehityskohteita, joihin puuttumisella voisi olla suotuisia vaikutuksia lyhyiden sähkökatkojen määrille. Vanhan häiriöselvitysprosessin suurimpia ongelmakohtia kartoitettiin haastattelemalla Elenian asiantuntijoita sekä lyhyistä sähkökatkoista ilmoittaneita yritysasiakkaita. Kehitystyön pohjana käytettiin myös Elenialla vuonna 2012 laadittua häriöselvitysprosessin sisäistä ohjeistusta, ja uuden prosessin ideointia varten järjestettiin workshop-työpaja. Uudessa prosessissa hyödynnettiin laajasti jo olemassa olevia tietojärjestelmiä sekä ohjelmistorobotisointia. Kehitystyön tuloksena syntyi entistä selkeämpi ja toimivampi prosessi asiakkaiden kokemien häiriöiden selvittämiseen, joka on muutamien jatkokehitystarpeiden jälkeen valmiina pilotoitavaksi. Työn tuloksena voidaan todeta, että lyhyet sähkökatkot ja jännitekuopat ovat todellinen haitta sähkönkäyttäjille. Asiakashaastatteluiden ja kirjallisuuskatsauksen perusteella niistä mahdollisesti aiheutuvat kustannukset voivat kasvaa hyvin suuriksi, ja asioiden puutteellinen selvittäminen heikentää asiakkaiden tyytyväisyyttä. Tuloksina löydettyihin ongelmakohtiin olisi hyvä keskittyä Elenialla jatkossa, ja uusien ratkaisujen kuten UPS-laitteiden käyttöä sähköverkkoyhtiön omisteisesti tulisi tutkia lisää. Tulevaisuudessa jännitekuoppien seurantaan tulisi kiinnittää laajemmin huomiota sähköverkossa.

Ilmastonmuutoksen takia on kehitetty vaihtoehtoisia tapoja sähköntuotannolle. Fossiilisten polttoaineiden käyttöä vähennetään niiden ympäristövaikutuksien takia ja näin ollen uusiutuvat energiantuotantomuodot ovat koko ajan yleistymässä niiden hinnan alentuessa. Yksi yleistyvä energiantuotantomuoto on tällä hetkellä aurinkosähkö. Aurinkosähköjärjestelmät yleistyvät pienjänniteverkon sähköliittymillä koko ajan asiakkaiden pyrkiessä omavaraisuuteen. Tässä diplomityössä tutkitaan PowerWorld -simulointiohjelmaa hyväksi käyttäen sähköliittymille hankittujen aurinkosähköjärjestelmien vaikutusta sähköverkkoon ja sähköverkon suunnitteluun. Aurinkosähköjärjestelmien tuotettu teho on täysin sääriippuvainen ja tämä voi muodostua pienjänniteverkossa ongelmaksi. Aurinkosähköjärjestelmät nostattavat jännitteitä pienjänniteverkon solmupisteissä ja standardissa SFS-EN 50160 on määritelty, että nopea jännitevaihtelu saa olla enimmillään 5 %. Tämä 5 %:n arvo pitää ottaa huomioon sähköverkon suunnittelussa. Tämän diplomityön tavoitteena on tutkia sähköverkon suunnittelun näkökulmasta Sähköenergialiitto ry:n ohjeistamaa laskentakaavaa sallitulle tuotantotehon kytkemiselle. Laskentakaavan periaatteena on, että sähköliittymän oikosulkuvirta pitää olla riittävä, jotta kytkettävä aurinkosähköjärjestelmä ei aiheuta yli 5 % jännitteen muutosta sähköliittymän solmupisteellä. Samalla tutkittiin aurinkosähköjärjestelmien yhteisvaikutusta pienjänniteverkossa pahimman skenaarion mukaan eli tuotannon ollessa maksimissa ja kuormitus minimissä. Diplomityön tuloksena saatiin selville useamman kytketyn aurinkosähköjärjestelmän olevan riski sähkön laadulle. Jännite nousee simuloidun pienjänniteverkon solmupisteissä yli + 10 %:n nimellisjännitteeseen, vaikka oikosulkuvirtaa on sähköliittymillä tarpeeksi. Sähköenergialiitto ry:n laskentakaavaa ei tulisi näin ollen käyttää sellaisenaan, jos samassa muuntopiirissä on useampia aurinkosähköjärjestelmiä. Sähköenergialiitto ry:n laskentakaava mitoittaa sähköverkon liian jännitejäykäksi, jos tarkastellaan yhden liittymän kytkettyä aurinkosähköjärjestelmää.

Post-print / final draft

Only abstract. Paper copies of master’s theses are listed in the Helka database (http://www.helsinki.fi/helka). Electronic copies of master’s theses are either available as open access or only on thesis terminals in the Helsinki University Library. Vain tiivistelmä. Sidottujen gradujen saatavuuden voit tarkistaa Helka-tietokannasta (http://www.helsinki.fi/helka). Digitaaliset gradut voivat olla luettavissa avoimesti verkossa tai rajoitetusti kirjaston opinnäytekioskeilla. Endast sammandrag. Inbundna avhandlingar kan sökas i Helka-databasen (http://www.helsinki.fi/helka). Elektroniska kopior av avhandlingar finns antingen öppet på nätet eller endast tillgängliga i bibliotekets avhandlingsterminaler. Sähköistymisen aste yhdistetään usein korkeaan elintasoon, hyvinvointiin, teollisuuden rakenteeseen ja ilmastotekijöihin. Kaikkien edeltävistä on katsottu määräävän sen, että Suomessa käytetään runsaasti sähköä. Tässä tutkielmassa sähkövoimaa katsotaan toisesta näkökulmasta. Tutkimuskohteena ovat sähkönjakelun keskeytymiset eli sähkökatkot. Sähkökatkot voivat kestää muutamista minuuteista useampaan kuukauteen, ja Suomen kaltaisessa valtiossa niillä on monenlaisia vaikutuksia. Tutkielma tarkastelee sähkön katkeamista yhtäältä sähköä kodissaan käyttävien ihmisten, toisaalta sähköverkon asiantuntijoiden kannalta. Tutkimustarkoituksena on käsitellä sähkökatkoa esimerkkinä riskistä eli vaaran mahdollisuudesta, joka tulkitaan osana kulttuurin käytäntöjä ja uskomuksia. Oletus on, että keskeytys tuo sähkötekniikan sekä siihen liittyvät käytännöt ja uskomukset uudella tavalla kielenkäytön ja toiminnan piiriin. Erityisesti asiaa tarkastellaan luontoon, instituutioihin, selviytymiseen sekä asiantuntija- ja maallikkotietoon liittyvien käsitysten näkökulmista. Lisäksi tutkielma katsoo, miten sähköverkkoyhtiöiden pitäisi tiedottaa sähkökatkoista kotitalousasiakkailleen ja millä tavalla tavallinen ihminen voi varautua sähkökatkoihin. Tärkeimmät teoreettiset lähteet ovat Bruno Latourin ja Charles Perrow'n tekniikantutkimukset, Ulrich Beckin aikalaisdiagnoosi riskiyhteiskunnasta sekä Mary Douglasin ja Aaron Wildaskyn kulttuurinen riskitutkimus. Menetelmissä sovelletaan A. J. Greimasin strukturalistista semiotiikkaa. Tämän lisäksi tutkielmaa kehystävät Suomen sähkömarkkinoiden avaaminen kilpailulle ja sen yhteys tekniikan varmuuteen sekä viimeaikaiset myrskyt, jotka ovat aiheuttaneet sähkökatkoja Suomessa. Tutkielman aineistoja on kolme. Suomen sähköverkon parissa työskentelevien asiantuntijoiden haastattelut tavoittelevat niitä haasteita, joita sähkön toimittamiseen liittyy. Samalla katsotaan, miten asiantuntijat toivoisivat sähkön käyttäjien varautuvan sähkökatkoihin. Pääkaupunkiseudulla asuvien sähkön käyttäjien haastatteluista taas selvitetään tarkemmin, mitä vaikutuksia sähkökatkoilla on tavallisen sähkön käyttäjän kannalta. Haastatteluiden analyysimenetelmänä toimivat strukturalistis-semioottiset mallit tekstien perusrakenteista. Lisäksi suuremmalle joukolle etelä- ja itä-suomalaisia sähkön käyttäjiä lähetettiin kyselylomake. Tämä pyrkii saavuttamaan yleisemmän kuvan sähkökatkojen vaikutuksista kodeissa. Kyseistä aineistoa tarkastellaan ristiintaulukoimalla ja selittämällä löytyneitä eroja laadullisesti. Tutkielman perusteella sähkökatko ei muodostu vaativaksi arjesta täysin eroavaksi tapahtumaksi vaan jäsentyy erilaiseksi toiminnaksi ja käsityksiksi. Käyttäjien osalta tietynlaisten sähkökatkojen, joista ei seuraa ylimääräistä vaivaa, haittaa vähätellään ja niissä nähdään jopa luonnonomaista ja yhteisöllistä tunnelmaa. Sekä sähkön käyttäjät että asiantuntijat katsovat, että tietynlaisista katkoista pitäisi selvitä, erityisesti jos katkon aiheuttavat luonnontapahtumat. Toisaalta kun sähkökatko muuttuu hankalaksi, käyttäjät vaativat sähköverkkoyhtiöiltä toimitusvarmuutta. Raja siedettävän ja hankalan sähkökatkon välillä on suhteellinen ja riippuu esimerkiksi siitä, kuinka usein määrittelijä on kokenut sähkökatkoja. Kielenkäytön osalta asiantuntijat esittivät perusteluita sille, miksi käyttäjien pitäisi varautua sähkökatkoihin nykyistä enemmän. Sähkön käyttäjät, jotka korostivat sähkönsiirron tasa-arvoisuutta, asettavat kuitenkin vastuun luotettavasta sähkönjakelusta sähköverkkoyhtiöille.