Blog

Lisanslı GES’lerde Şebeke Yönetmeliği EK-18 Gereksinimleri Üzerine

No Comments

Son dönemde hayata geçen lisanslı Güneş Enerjisi Santrali (GES) projelerinin sayısının artması ve önümüzdeki günlerde Hibrit Santraller ve Mini YEKA’ların da uygulamaya geçecek olması sebebiyle Şebeke Yönetmeliği EK-18’in (Rüzgar ve Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesislerinin Şebeke Bağlantı Kriterleri) ne gibi gereksinimleri olduğunu ve ekipman seçiminde öne çıkan önemli hususları bu yazımızda kısaca özetlemeye çalıştık.

İletime veya dağıtım seviyesine OG’den bağlı tüm lisanslı GES’lerin EK-18’de verilen ilgili gereksinimleri karşılaması gerekmektedir. Yönetmelikte rüzgar santralleri için belirtilen 10 MW sınırı, güneş enerji santralleri için de yanlış şekilde yorumlanabilmektedir. GES’ler dağıtım sistemine OG seviyesinden bağlı olması halinde herhangi bir güç sınırı olmaksızın yönetmelik kapsamına girmektedir.

Yönetmelik üzerinden gidersek ilk olarak, iletim veya dağıtım seviyesinden bağlı olan tüm GES’lerin, şebekede bir arıza olması ve şebeke geriliminin Şekil 1’deki 1 ve 2 nolu alanlarda kalması durumunda, şebekeye bağlı kalmaları gerekmektedir. Ayrıca, arıza temizlendikten hemen sonra (şebeke geriliminin 0.9 pu üzerine çıkması hali) 1 ve 2 nolu bölgeler için saniyede nominal aktif gücünün sırasıyla en az %20’si ve % 5’i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır. Reaktif güç açısından ise, GES bünyesindeki eviricilerin maksimum reaktif güç değerine (endüktif veya kapasitif) % 10 hata payı ile 60 ms içerisinde ulaşabilmeli ve 1.5 sn süresince bu desteği verebilmelidir.

Şekil 1 Arıza Durumunda Şebeke Gerilimi Değişimi

Burada ekipman ve santral güç kontrolcüsü (Power Plant Controller – daha bilinen ifade olduğu için bu yazıda PPC olarak İngilizce kısaltması kullanılmaktadır) seçiminde bu kriterin mutlaka değerlendirilmesi ve ilgili üretici/uygulayıcı firmalardan bu konuda teyit alınması gerekmektedir. Eviricilerin, 60 ms içerisinde maksimum reaktif güç desteğini verebildiği ise eviricinin dinamik modelleri üzerinden gerçekleştirilecek analizler ile gösterilebilmelidir. Bu nedenle, ekipman temin süreçlerinde eviricilerin dinamik modellerinin sorulması ve bu maddede belirtilen gereksinimlerin karşılanıp karşılanmadığının teyidi büyük önem arz etmektedir.

İkinci olarak TEİAŞ’tan veya dağıtım şirketinden gelecek talebe istinaden aktif çıkış gücünün % 20-100 aralığında istenen değere dakikada % 5 (100 MW’tan küçük santraller için) ve % 4 (100 MW’tan büyük santraller için) değişim hızı ile ulaşabilmesidir. Burada önemli husus, seçilen PPC’nin TEİAŞ veya dağıtım şirketinden aldığı komutu GES bünyesindeki tüm eviricilere belirtilen eğime uygun biçimde aktarabilmesi ve santral çıkış gücünün istenen değere gelebilmesidir.

Üçüncü madde ise frekans değişiminde santrallerin vereceği tepkinin yönetmelikte belirtilen çerçevede sağlanmasıdır. Şekil 2’de gösterildiği üzere, GES’in 50.3 Hz’den başlayarak 51.5 Hz’e kadar % 4 değişimle aktif gücünü düşürmesi (bu da 1.2 Hz değişimde gücün % 60 azaltılmasına karşılık gelmektedir) ve 51.5 Hz üzerinde ise aktif gücünü tamamen sıfırlaması ya da devreden çıkması gerekmektedir. Bu çalışma rejimini PPC yönetmekte ve şebeke frekansına göre gerekli aktif güç değişimini hesap ederek eviricilerin çıkış güçlerini ayarlamaktadır.

Şekil 2 Santral Gücünün Frekansa Bağlı Değişimi

Dördüncü madde ise genelde ek donanım yatırımı gerektiren santralin sağlaması gereken reaktif güç desteğidir. GES’lerin iletim veya dağıtım bağlantı noktasında koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dahilindeki reaktif güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmak zorundadır. Burada önemli husus, santralin maksimum aktif güç verirken yaklaşık anma gücünün yarısı kadara karşılık gelen bir reaktif gücü de beraberinde verebilmesidir. Bu iletim veya dağıtım seviyesinden bağlı santraller için DC ve evirici gücü yanı sıra indirici/evirici trafoların kurulu gücünün seçiminde de göz önünde bulundurulmalıdır. Son dönem santrallerin tasarımında gerek DC gücün gerekse eviricilerin AC anlaşma gücünün üstünde seçilmesi sayesinde (trafoların da buna uygun seçilmesi kaydı ile) aşağıdaki eğri büyük oranda eviricilerin vereceği reaktif güç desteği ile sağlanabilmektedir. Ancak özellikle iletim seviyesinden bağlı santrallerde indirici trafolar ile santral içerisindeki evirici trafolarından kaynaklı reaktif gücün karşılanabilmesi için ek evirici yatırımları yerine OG seviyesinden bağlı reaktif güç kompanzasyon sistemlerinin kullanımı daha ekonomik bir çözüm olmaktadır. Bu nedenle EK-18’de de talep edildiği üzere, santrallerin EK-18 uyumluluk analizleri yapılırken reaktif güç desteği yeterliliğinin de değerlendirilmesi ve gereken reaktif gücün PPC üzerinden eviriciler veya ek kompanzasyon sistemleri ile karşılandığı husususun teyit edilmesi gerekmektedir.

Şekil 3 GES’lerin Sağlaması Gereken Reaktif Güç Eğrisi

Yukarıdaki eğriye ilave olarak iletim seviyesinden bağlı santrallerin, bağlantı noktası geriliminin 0.9-1.1 pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktasındaki gerilimin değişimine göre çıkış reaktif gücünü dinamik bir şekilde ayarlaması gerekmektedir. Literatürde “droop” kontrol olarak adlandırılan bu kontrolde, reaktif güç çıkışının gerilime karşı değişimi gösteren eğrinin eğimi TEİAŞ’ın talebine göre %2-7 arasında değiştirilebilmelidir. Böylece PPC tarafından verilen komutlar ile GES, şebekedeki gerilim değişimlerine otomatik olarak tepki vererek, endüktif veya kapasitif yönde reaktif güç desteği ile bara geriliminin nominal değerde kalmasına katkı sağlamaktadır. Ayrıca normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, Şekil 4’teki grafikte belirtildiği üzere en geç 200 ms içerisinde cevap vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90’ına ise en geç 1 saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde de dengeye oturmalıdır.

Şekil 4 Reaktif Güç Değişimi Tepki Süreleri

Özetle, iletim veya dağıtım sistemine bağlı lisanslı GES’lerin aktif ve reaktif çıkış güçlerinin arıza, frekans salınımı ve gerilim değişimi durumlarında kontrol edilebilmesi ve EK-18’de belirtilen koşullar çerçevesinde santral kontrolcüsünün yani PPC’nin tepki vererek eviriciler ve varsa ek kompanzasyon sistemlerini yönetmesi gerekmektedir. Bu nedenle de henüz santraldeki tasarım ve malzeme seçimi süreçleri tamamlanmadan EK-18 gereksinimleri göz önünde bulundurulmalı ve gerçekleştirilecek analizler ile sistem tasarımının (anma güçleri vb.) ve özellikle eviricilerin yeterliliklerinin doğrulanması büyük önem arz etmektedir. Bununla birlikte seçilecek PPC’nin EK-18’de belirtilen tüm kontrol fonksiyonlarını desteklemesi ve sadece eviricileri değil varsa ek kompanzasyon sistemlerini de yönetebilir kabiliyette olması gerekmektedir.

Bir cevap yazın

E-posta hesabınız yayımlanmayacak. Gerekli alanlar * ile işaretlenmişlerdir