Author: cankat öner

Covid-19 pandemisi, hem günlük hem de iş hayatımızda önemli değişimlere yol açtı. Yaşanan değişimler ilk başta olumsuz olarak algılansa da aslında bu değişimlerin fırsata dönüştürülebileceği birçok alanda ortaya çıktı. Özellikle iş hayatımızda daha önceden şüphe ile bakılan uzaktan çalışma yöntemi, günümüzün bilgi teknolojileri ile ne kadar verimli bir şekilde gerçekleştirilebileceği, pandeminin zorunlu kıldığı kısıtlar sayesinde ortaya konuldu. Endoks ailesi olarak pandeminin ülkemizde görülmesi ile ortaya çıkan kısıtlamalar sonrasında çalışanlarımız ile beraber uzaktan çalışma düzenini başarı ile sürdürmekteyiz. Pandemi süreci Endoks’ a sadece uzaktan çalışma yetkinliğinin kazanılmasını sağlamadı, aynı zamanda geliştirilen ürünlerimizin uzaktan devreye alınmasının da gerçekleştirilebileceğini bize gösterdi. Bu yazımızda, sizlerle Güney Kore’ de gerçekleştirdiğimiz bir STATCOM projemizdeki uzaktan devreye alma tecrübemizi paylaşacağız.

Müşterimiz

Güney Kore’ de bulunan YNP firması 2019 yılında raylı ulaşım sistemlerinde reaktif güç kompanzasyonu amacıyla kullanılmak üzere 500kVAr tek faz STATCOM sistemi projesinde çözüm ortağı olarak Endoks’ u seçti. Endoks talep edilen gereksinimlerin sağlanabilmesi için 22.9kV raylı sistem iletim şebekesine transformatör ile bağlantısı gerçekleştirilen, tek faz 690V anma geriliminde çalışan 2 adet 250kVAr’ lık modülden oluşan STATCOM sistemi tasarlayıp üretimini gerçekleştirerek YNP firmasına sevkini 2020 yılının Haziran ayında gerçekleştirdi.

Problemler

Pandemi nedeniyle ortaya çıkan seyahat kısıtlamalarıyla beraber, seyahat sırasındaki bulaşma riski sebebiyle, devreye alma ekibimizin Güney Kore’ ye seyahat etme imkanı bulunmamaktaydı. Bu durum müşterimiz YNP firmasının alt yüklenici olarak yer aldığı projede zor duruma düşmesine ve projedeki taahhütlerini yerine getirememesinden kaynaklı olarak mali cezai yaptırımlar ile karşı karşıya kalma riskini oluşturdu. Müşterimiz YNP firmasının cezai yaptırımlar ile karşı karşıya kalmaması için STATCOM sisteminin Güney Kore’ de kısmi yüklenme koşulları ile fabrika testlerinin yapılması gerekmekteydi. Endoks olarak projede herhangi bir yükümlülüğümüz bulunmamasına rağmen müşterimizin bu şekilde zor bir durumda kalmasına razı olmamız mümkün değildi. Teknik ekibimiz ile müşterimizin fabrika testleri için STATCOM sistemlerinin devreye alma çalışmalarını uzaktan yürütülmesi ile ilgili kapsamlı bir değerlendirme gerçekleştirildi ve bu değerlendirmenin sonunda STATCOM sisteminin fabrika testleri için gerekli çalışmaların uzaktan yürütülmesine karar verildi.

Uzaktan devreye alma çalışmaları için teknik ekibimiz, STATCOM sistemi için montaj doğrulama ile sistem soğuk ve sıcak testleri için detaylı bir planlama yapıp devreye alma çalışmaları için bir ajanda oluşturdu. Bu ajanda müşterimiz YNP firması ile paylaşılarak plan üzerinde mutabık kalındı ve çalışmalar için teknik ekipler arasında zamanlama planlaması yapıldı.

Montaj doğrulama çalışmaları için YNP firmasının teknik ekibine bir kontrol listesi iletildi ve montaj ile ilgili fotoğrafların ve videoların gönderilmesi istendi. STATCOM modüllerinin montajı tamamlanmış olarak sevk edildiğinden dolayı montaj doğrulama çalışmalarında sadece panoların sevki sırasında bağlantılarda herhangi bir kopukluk ve gevşeklik olup olmadığı ve harici olarak bağlanan ana güç kablosunun ve haberleşme kablolarının bağlantılarının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edildi. YNP firmasının teknik ekibi ile gerçekleştirilen birkaç saatlik çalışma ile montaj doğrulama çalışmaları başarı ile tamamlandı.

Çözüm

Montaj doğrulama çalışmalarından sonra STATCOM sisteminin soğuk testlerine geçildi. Soğuk testlerde sistemin enerjisiz durumdaki fonksiyon ve yazılım testleri gerçekleştirilmektedir. Endoks STATCOM sistemlerinin sahip olduğu modern ve gelişmiş kontrol elektroniği ve SCADA yazılım altyapısı sayesinde, modüllerinin soğuk testleri için SCADA bilgisayarına internet üzerinden erişim sağlanarak gerekli testler başarı ile gerçekleştirildi. Soğuk testler sırasında, YNP teknik ekibinin desteğine ihtiyaç duyulmadan, tamamen Endoks teknik ekibi tarafından uzaktan yürütülerek 1 gün içinde sorunsuz bir şekilde tamamlandı.

Soğuk testlerin başarı ile tamamlanmasından sonra enerjili testler olan sıcak test aşamasına geçildi. Sıcak testler aşamasında, YNP mühendislerinin sistemin enerjilendirilip gözetiminin gerçekleştirilmesi için sürekli olarak teknik ekibimiz ile beraber çalışması gerekiyordu. Bunun için bilgi teknolojilerinin sağladığı imkanlardan yararlanılarak teknik ekibimiz telekonferans programları yardımıyla müşterimiz YNP’ nin tesisindeki test ortamına bağlanıp, YNP firmasının mühendisleri ile koordineli bir şekilde çalışarak STATCOM modüllerinin sıcak testleri de toplamda 2 gün içerisinde başarı ile tamamlanıp STATCOM sistemi devreye alınarak müşterimizin fabrika testleri için hazır hale getirildi. Müşterimiz YNP firması da fabrika testlerini başarı ile gerçekleştirerek alt yüklenicisi olduğu projedeki yükümlülüklerini sağladı. Proje kapsamındaki saha montaj ve devreye alma çalışmaları içinde YNP firması ile uzaktan yürütülmesi üzerinde mutabık kalındı.

Günümüz bize Covid-19 pandemisinin ortaya çıkardığı yeni koşullara hızla adapte olup, çözümler geliştirerek yolumuzda yürümemiz gerektiğini gösteriyor. Endoks olarak sahip olduğumuz deneyim, bilgi birikimi ve teknik ekibimizin özverisi ile önceden yapılmasını imkansız olarak gördüğümüz STATCOM gibi kompleks ve ileri teknoloji kompanzasyon sistemlerinin uzaktan devreye alma çalışmalarının gerçekleştirilebileceğini gösterdi. Diğer bir değişle, pandeminin ortaya koyduğu kısıtlar var olan yeteneklerimizin su üzerine çıkmasını sağladı diyebiliriz. Bu edindiğimiz uzaktan devreye alma deneyimi ile özellikle yurtdışı proje ihalelerinde uzaktan devreye alma opsiyonumuzu artık göz önünde bulundurarak pandemi döneminde daha emin adımlar ile yolumuzda ilerliyoruz.

Elektrik Güç kalitesi ve Dinamik Gerilim Regülatörü

Elektrik güç kalitesi, günden güne önemi artan bir terimdir. Elektrik enerjisine olan talebin artması, yük karakteristiklerindeki değişim ile güneş ve rüzgar enerji üretim tesisleri gibi yenilebilir enerji kaynaklarının elektrik şebekelerine nüfuz etmesi elektrik güç kalitesi kavramının önemini ortaya çıkarmıştır. Elektrik güç kalitesi, son kullanıcı yüklerinin veya elektrik şebekesine bağlı ekipmanlarının, önemli bir performans ve ömür kaybı yaşamadan, istenilen şekilde çalışmasını sağlayan bir dizi elektriksel parametreler ve limitler olarak tanımlanabilir. Elektrik güç kalitesi problemleri ise, son kullanıcı yüklerinin veya elektrik şebekesine bağlı ekipmanlarının arızalanmasına veya hatalı çalışmasına sebep olan voltaj, akım ve frekans değişimlerinden kaynaklı güç problemleri olarak tanımlanabilir.

Elektrik şebekelerinde en sık karşılaşılan güç kalitesi problemlerinin başında gerilim tepesi, gerilim çukuru, aşırı gerilim, düşük gerilim ve gerilim dengesizliği gelmektedir. Bu güç kalitesi olayları, şebekeye bağlı yüklerin devreden çıkmasına, ekipmanların arızalanmasına ve endüstriye proseslerin durması ile ciddi ekonomik kayıplara sebep olmaktadır. Bu gerilim kalitesi problemleri için en etkin çözümü dinamik gerilim regülatörü (DGR) sağlamaktadır. DGR şebekeye seri olarak bağlanan güç elektroniği tabanlı bir güç kalitesi kompanzayon sistemidir. DGR sağladığı yüksek performanslı gerilim kompanzasyonu ile şebekede oluşan gerilim kalitesi olaylarının yük tarafında görülmesini engelleyerek etkili bir koruma sağlamaktadır.

Temel Çalışma Prensibi

DGR’ nin temel amacı şebeke geriliminde oluşan güç kalitesi olaylarını yarım periyottan daha kısa sürede tespit edip, kompanze ederek yük tarafında gerilim kalitesini sağlamaktır. DGR’ nin temel çalışma prensibini gösteren blok şema Şekil 1’ de verilmiştir. DGR, temel olarak kontrol sistemi ve güç devresinden oluşmaktadır. DGR’ nin kontrol sistemi, şebeke gerilimini sürekli bir şekilde izleyerek, uygulanan tespit ve kontrol yöntemleri yardımıyla gerilimde oluşan güç kalitesi olaylarını yarım periyottan daha kısa bir süre içerisinde tespit etmektedir ve kompanzasyon için gerekli kontrol sinyallerini üretmektedir. DGR’ nin güç devresi ise kompanzasyon için gerekli olan gerilimin üretilmesini ve şebekeye seri bir şekilde iletilerek yük tarafında gerilim problemlerinin görülmesini önlemektedir. Böylelikle yüklerin şebekede oluşan gerilim kalitesi problemlerinden korunmasını sağlamaktadır.

Şekil 1 – DVR Çalışma Prensibi

Güç Katı Topolojisi

DGR’ nin güç katı tek hat gösterimi Şekil 2’ de verilmiştir. DVR güç katı da kapasitör bankası üzerinden sırt-sırta bağlanmış aktif doğrultucu güç katı seri evirici güç katlarından oluşmaktadır.

Şekil 2 – DGR güç katı tek hat devre şeması

 

Aktif doğrultucu, PWM sinyallleri ile kontrol edilen IGBT tabanlı bir doğrultucu çeşitidir. Konvansiyonel diyotlu/tristörlü doğrultuculara göre çok daha düşük akım toplam toplam harmonik bozulumuna (THD:<%3) sahiptir. Aktif doğrultucunun görevi, kontrol sisteminden gelen anahtarlama sinyallerine göre kompanzasyon için gerekli olan sabit da gerilimi sağlamaktır. Aktif doğrultucunun güç katı, evirici, da bağ kondansatör bankası ve çıkış filtresinden oluşmaktadır. Evirici kontrol sisteminin gönderdiği anahtarlama sinyallerine göre gerekli olan sabit da bağ gerilimini sağlamak için şebekeden gerekli olan aktif gücün akışını gerçekleştirir. Çıkış filtresi ise aktif doğrultucu eviricisi tarafından üretilen anahtarlama harmoniklerinin filtrelenmesi için kullanılmaktadır.

Seri evirici güç katı ise evirici, çıkış filtresi, koruma tristör grubu ve enjeksiyon transformatöründen oluşmaktadır. Evirici, kontrol sisteminin oluşturduğu anaharlama sinyallerine göre kompanzasyon için gerekli olan gerilimi oluşturmaktadır. Çıkış filtresi, aktif doğrultucu filtresinde olduğu gibi, seri evirici tarafından üretilen anahtarlama harmoniklerinin filtrelenmesi için kullanılmaktadır. Koruma tristör grubu ise her faz için birbirine anti-paralel olarak bağlı tristörlerden oluşmaktadır. Koruma tristör grubu, şebekede veya DGR’ de bir hata oluşması durumunda aktif hale gelerek seri evirici güç katının devreden ayrılmasını ve sistemin korumasını sağlamaktadır. Enjeksiyon transformatörü ise evrici tarafından üretilen kompanzasyon gerilimini şebekeye seri olarak enjekte edilmesini ve şebeke ile DGR arasındaki izolasyonu sağlamaktadır.

DA bağ kondansatör bankası ise, aktif doğrulcucu kontrolcüsü kompanzasyon anında tepki verene kadar ki süre içerisinde DVR’ ın beklenen kompanzasyon gereksinimlerini sağlayabilmesi için gerekli olan enerjiyi depolamak için kullanılmaktadır.

Günümüzde yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının artması, elektrik şebekelerinde üretim altyapısının merkezi üretim yapısından, dağıtık üretim yapısına doğru evirilmesine sebep olmaktadır. Dağıtık üretim yapısı, merkezi üretim yapısına göre tasarlanmış elektrik şebekelerinde çeşitli teknik kalite problemlerine yol açmaktadır. Bu problemlerin başında ise, elektrik üretim santrallerinin bağlantı noktalarında karşılaşılan aşırı gerilim olaylarıdır. Bu yazıda, elektrik üretim santrallerinin elektrik şebekesine bağlandığı noktada neden gerilim yükselmesi olayına sebep olduğu açıklanmaya çalışılacaktır.

Üretim santrallerinin bağlantı noktasında görülen gerilim yükselmesi olayı aşağıda sunulan basitleştirilmiş eşdeğer elektrik devresi yardımıyla incelenebilir. Bu devrede elektrik şebekesi, üretim santralinin bağlantı noktasından bakıldığı zaman temel olarak bir gerilim kaynağı ve bu kaynağa seri bağlı bir empedans olarak modellenmiştir. Üretim santrali de analizi basitleştirmek için sadece bir gerilim kaynağı olarak modellenmiştir.

Şekil 1 – Üretim santralinin şebeke bağlantısının basitleştirilmiş eşdeğer devre gösterimi

 

Bu basitleştirilmiş eşdeğer devrede, elektrik üretim santralinin bağlı olduğu noktadaki Vg gerilimi Kirchhoff’ un gerilim kanunu yardımıyla elde edilen aşağıdaki denklem yardımıyla hesaplanabilir;

Elektrik üretim santralinin bağlı olduğu noktada oluşması beklenen gerilim yükselmesi, verilen denklemden elde edilen Şekil 2’ deki vektör diyagramı yardımıyla açıklanabilir. Bu vektör diyagramında, şebeke gerilimi Vs, eş değer devredeki referans gerilimi olarak alınmıştır ve faz açısı 0° derece olarak kabul edilmiştir. Elektrik üretim santrallerinin temel amacı aktif güç üreterek elektrik şebekesine iletmek olması sebebiyle, bu vektörel gösterimde üretim santralinin sadece aktif güç ürettiği kabul edilmiştir. Bu sebeple, üretim santralinin bağlantı noktasındaki gerilim vektörü ile şebeke iletilen akım vektörlerinin, vektör diyagramında gösterildiği gibi aynı fazda olması gerekmektedir.

Üretim santralinin ilettiği akımın şebeke empedansı üzerinde oluşturduğu gerilim vektörleri, şebeke gerilimi vektörünün üzerine eklendiğinde, vektör diyagramında görüldüğü gibi üretim santralinin bağlantı noktasındaki gerilim, şebeke geriliminden daha büyük bir genliğe ve pozitif bir faz açısı değerine sahip olacaktır.

Şekil 2 – Eşdeğer devredeki gerilimlerinin ve akımın vektör diyagramı gösterimi

Şekil 2 ‘ deki vektörel diyagramdan da gözüktüğü gibi üretim santrali bağlantı noktasındaki gerilim yükselmesi, üretim santralinin şebekeye ilettiği akıma veya diğer bir deyişle, üretim santralinin şebeke ilettiği güce ve şebeke empedans değeriyle şebeke empedansının karakteristiğine bağımlıdır. Şebeke eşdeğer empedansı karakteristiği üretim santralinin bağlı olduğu şebekenin gerilim seviyesine göre değişiklik göstermektedir. Yüksek gerilim şebekelerinde, şebeke eşdeğer empedansının X/R oranı 1’ in üzerinde, orta gerilim şebekelerinde 1 civarında ve alçak gerilim seviyelerinde 1’ in altında kabul edilmektedir.

Şebeke empedansının karakteristiğinin gerilim yükselmesi üzerindeki etkisi Tablo 1’ de birim (per-unit) değerler ile gerçekleştirilen yük akışı analizi sayısal örneği ile ortaya konulmuştur. Bu tablodaki değerlerde, elektrik üretim santralinin sadece aktif güç ürettiği kabul edilmiştir. Bu sebeple, elektrik üretim santralinin aktif güç değerini P_g=1pu ve reaktif güç değerini de Q_g=0pu olarak alınmıştır. Şebeke gerilimi ise 10° pu alınmıştır.

Tablo 1 – Sayısal örnek ile ilgili veriler ve elde edilen sonuçlar

Tablo 1’ de verilen sonuçlardan görüldüğü gibi, elektrik üretim santralleri şebeke bağlantı noktalarında, elektrik şebekesi gerilim seviyesi ve eş değer empedans karakteristiğine bağımlı olarak farklı oranlarda gerilim büyüklüğünün artmasına sebep olmaktadır.

Yüksek gerilim seviyelerinde üretim santrallerinin sebep olduğu gerilim artış oranı göreceli olarak daha düşük olmasına karşın, dağıtık üretim santrallerinin yoğun olarak yer aldığı ve sayılarının gün geçtikçe artış gösterdiği orta gerilim ve alçak gerilim dağıtım şebekelerinde bu oran ciddi seviyelere ulaşabileceği bu yazıda sunulan sayısal örnek yardımıyla açıkça görülmektedir.

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.

Manyetik kontrollü reaktörler (magnetically controlled reactors – MCR), ilk olarak 90’ lı yılların sonunda Rusya ve eski Sovyetler Birliği ülkelerinde, konvansiyonel şönt reaktörlerinin iletim sistemlerindeki reaktif güç akışı kontrolündeki yetersiz performansı sebebiyle ve şönt reaktörlerin anahtarlamalarından kaynaklı ortaya çıkan güç kalitesi problemlerinin önüne geçilmesi amacıyla geliştirilmiş ve kullanılmıştır.^1,2 MCR, herhangi bir yükseltici transformatöre ihtiyaç duyulmadan yüksek gerilim seviyesine direk bağlanabilen bir çeşit kontrol edilebilir doymuş reaktördür.

MCR’nin yapısı temel olarak silisli sac nüveye sarılı ana sargı, kompanzasyon sargısı ve kontrol sargısı olmak üzere 3 adet sargıdan ve bir doğrultucu devresinden oluşmaktadır. MCR’ nin çelik nüvesi standart reaktörlerden farklı olarak özel bir doyum karakteristiğine sahiptir. Bu doyum karakteristiğinin sağlanabilmesi için nüve üzerinde manyetik valf adı verilen özel kesitler oluşturulmaktadır. Ana sargı veya diğer adıyla çalışan sargı, yüksek gerilim seviyesine direk bağlı olarak kullanılan sargıdır ve değişken reaktör karakteristiği göstererek, MCR’ nin beklenen endüktif reaktif gücü üretmesini sağlar. Kompanzasyon sargısı, doğrultucu devresinin beslemesi için gerekli gerilimi sağlar. Kontrol sargısı, reaktörü doyuma sokmak için gerekli doğru akım (DA) mıknatıslanma akımının uygulandığı sargıdır. Doğrultucu devresi ise, kontrol sargısına uygulanan mıknatıslanma akımının kontrollü ve değişken bir şekilde üretilmesini sağlar.

MCR, nüvenin manyetik doyum prensibinden yararlanarak çalışır. Doğrultucu devresi tarafından üretilen ve seviyesi kontrollü bir şekilde ayarlanabilen DA mıknatıslanma akımı, MCR’ nin kontrol sargısına uygulanarak nüvenin çalışma doyum noktası değiştirilebilir. Bu sayede, MCR’ nin çalışan sargısının endüktif süseptansı kontrol edilir ve istenilen endüktif reaktif güç elektrik şebekesine iletilir.

MCR, esnek alternatif akım iletim sistemi (FACTS) cihazlarından biri olarak sınıflandırılmaktadır ve statik VAR kompanzatörü (SVC) sisteminde kullanılan tristör kontrollü reaktörün (TKR) alternatifi olarak kabul görmektedir.³

TKR ile kıyaslandığında;

• Maliyeti daha düşüktür.

• Daha düşük harmonik bozulumuna sahiptir. <3%

• Daha az kurulum alanına sahiptir.

• Bakım maliyetleri daha düşüktür.

İletim sistemlerinde, gerilim regülasyonu ve iletim kapasitesinin arttırılması amacıyla kullanımının yanında, sabit kapasitör veya harmonik filtre bankaları ile beraber kullanılarak dağıtım şebekelerinde ve endüstriyel tesislerde reaktif güç kompanzasyonu ile hızlı değişen reaktif güç akışından kaynaklı gerilim regülasyonu ve fliker problemlerinin ortadan kaldırılması amacıyla da kullanılabilir.

1 Bryantsev, A., V. Dorofeev, M. Zilberman, A. Smirnov, and S. Smolovik. "Magnetically controlled shunt reactor application for AC HV and EHV transmission lines." In Proc. CIGRE, pp. 307-314. 2006.

2 B. V. Oleksyuk, V. N. Tulsky and S. Palis, "Magnetically Controlled Shunt Reactors as Sources of Current and Voltage Harmonics," in IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 33, no. 4, pp. 1818-1824, Aug. 2018.

3 Bryantsev, A., M. Bryantsev, B. Bazylev, S. Dyagileva, A. Negryshev, R. Karymov, E. Makletsova, and S. Smolovik. "Power compensators based on magnetically controlled shunt reactors in electric networks with a voltage between 110 kV and 500 kV." In 2010 IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America (T&D-LA), pp. 239-244. IEEE, 2010.

Elektrik güç kalitesi nedir?

Elektrik güç kalitesi ile ilgili çeşitli kaynaklarda farklı tanımlamalar bulmak mümkündür. Elektrik güç kalitesi kimi kaynaklara göre elektrik şebekesinin güvenirliği, kimi kaynaklara göre ise sadece gerilim kalitesi olarak tanımlanmıştır. Fakat bu tanımlamalar, elektrik güç kalitesi kavramını açıklama da yetersiz kalmaktadırlar.

Daha kapsayıcı bir tanımlama yapmak gerekirse, elektrik güç kalitesi, son kullanıcı yüklerinin veya elektrik şebekesine bağlı ekipmanlarının, önemli bir performans ve ömür kaybı yaşamadan, istenilen şekilde çalışmasını sağlayan bir dizi elektriksel parametreler ve limitler olarak tanımlanabilir.

Elektrik güç kalitesi problemleri ise, son kullanıcı yüklerinin veya elektrik şebekesine bağlı ekipmanlarının arızalanmasına veya hatalı çalışmasına sebep olan voltaj, akım ve frekans değişimlerinden kaynaklı güç problemleri olarak tanımlanabilir.

Elektrik güç kalitesinin önemli bir kavram haline gelmesine sebep olan etkenler nelerdir?

Son yıllarda, elektrik enerjisine olan talebin artması, yük karakteristiklerindeki değişim ile güneş ve rüzgar enerji üretim tesisleri gibi yenilebilir enerji kaynaklarının elektrik şebekelerine nüfuz etmesi elektrik güç kalitesi kavramının önemini ortaya çıkarmıştır.

Teknolojide yaşanan gelişmeler ile elektrik enerjisini hayatımızın vazgeçilmez bir parçası haline gelmiştir ve elektrik enerjisine olan talebin gün geçtikçe artmasına sebep olmaktadır. Elektrik enerjisine olan talepteki hızlı artışa rağmen elektrik üretim, iletim ve dağıtım altyapısı aynı hızla gelişememektedir. Bu durum, elektrik şebekelerinde güç kalitesi problemlerinin görülme sıklığı artmasına sebep olmuştur.

Gelişen teknoloji aynı zamanda yük karakteristiklerinin de değişimine yol açmıştır. Mikroişlemci ve yarıiletken tabanlı yükler güç kalitesi problemlerinden etkilenen yük çeşitlerinin başında gelmelerine rağmen birçok güç kalitesi probleminin de kaynağını oluşturmaktadırlar.

Yenilenebilir enerji sistemleri kullanımının armasıyla beraber, elektrik üretim altyapısı dağıtık bir yapı haline gelmiştir. Güneş ve rüzgar gibi yenilenebilir enerji üretim sistemlerinin değişken üretim karakteristiği, dağıtık üretim yapısının getirdiği karmaşıklık ile birleşince elektrik şebekelerindeki yük akışı daha öngörülemez bir hal almaktadır. Bu durum merkezi üretim yapısına göre şekillenmiş olan iletim ve dağıtım şebekelerinde çeşitli güç kalitesi problemlerinin ortaya çıkmasına sebep olmaktadır.

Elektrik şebekelerinde karşılaşılan başlıca güç kalitesi problemleri nelerdir?

Elektrik şebekelerinde en çok karşılaşılan güç kalitesi problemlerinin başında gerilim çukuru ve tepesi ile harmonikler gelmektedir. Bunlarla beraber, elektrik şebekelerinde değişken reaktif güç akışından kaynaklanan düşük gerilim, aşırı gerilim, gerilim dalgalanması (fliker) ile hatların dengesiz yüklenilmesi sebebiyle ortaya çıkan gerilim ve akım dengesizliği olayları da sıklıkla görülen güç kalitesi problemleridir.

Elektrik güç kalitesi problemlerinin etkileri nelerdir?

Elektrik güç kalitesi problemleri, kabloların ve transformatörlerin aşırı ısınmasına ve ömür kaybına, kapasitör banklarının arızalanmasına, koruma ekipmanlarının hata vermesine, izolasyon ekipmanlarının aşırı strese maruz kalarak arızalanmasına, şebekeye bağlı cihazların devre dışı kalmasına veya arızalanmasına ve iletişim hatlarında gürültüye yol açmaktadır. Bu etkiler, şebeke operatörleri ile tüm endüstriyel, ticari ve mesken müşterileri için ciddi seviyelere ulaşan ekonomik kayıplara yol açmaktadır.

Elektrik güç kalitesi nasıl iyileştirilir?

Elektrik güç kalitesinin iyileştirilmesi için, problemlerin uygun çözüm yöntemleri ile azaltılması veya tamamen ortadan kaldırılması gerekmektedir. Farklı güç kalitesi problemleri için farklı çözüm yöntemleri bulunmaktadır.

Gerilim çukuru ve tepesi problemlerinin etkilerinin azaltılması için en etkin çözüm yöntemleri kesintisiz güç kaynakları ve güç elektroniği tabanlı seri bir kompanzasyon sistemi olan dinamik gerilim iyileştiricisidir. Kesintisiz güç kaynakları yüksek maliyetleri sebebiyle genellikle düşük güçlü hassas yüklerin, gerilim çukuru ve tepesi olaylarından korunması amacıyla tercih edilmektedir. Orta ve yüksek güçlü hassas yükleri korumak için ise, dinamik gerilim iyileştiricisi öne çıkmaktadır.

Harmonikler ve reaktif güç akışından kaynaklanan güç kalitesi problemlerini ortadan kaldırmak için pasif filtreler ve güç elektroniği tabanlı aktif kompanzasyon yöntemleri kullanılmaktadır. Pasif filtreler, yüksek güçlü reaktif güç ve harmonik kompanzasyonu için düşük maliyetli bir çözümdür. Fakat, harmonik filtreleme performansı zayıftır ve şebeke ile rezonans oluşturma riski bulunmaktadır. Güç elektroniği tabanlı çözüm sistemleri ise, statik VAR kompanzastörü (SVC), manyetik kontrollü reaktör (MCR), statik kompanzatör (STATCOM) ve aktif güç filtreleridir (APF). Bu sistemlerin seçiminde, hangi güç kalitesi olayına çözüm getirileceği, ihtiyaç duyulan kompanzasyon gücü, kurulum alanı, maliyet gibi birçok parametre göz önünde bulundurulmaktadır.

 

İnsanoğlunun tekerin icadı ve binek hayvanların kullanımı ile başlayan, ulaşım amacıyla bir araç kullanılması gereksinimi, sanayi devrimi ile birlikte buharlı trenler, içten yanmalı motorlar ve en sonunda elektrikli araçlarla karşılanmaktadır. Her ne kadar elektrikli araçların icadı ve kullanımı 1900 lü yıllardan öncesine denk gelmiş olsa da, batarya maliyetleri, ulaşım menzilinin kısıtlılığı, içten yanmalı motorlardaki yakıtın ucuzluğu gibi sebeplerle elektrikli araçlar yaygınlaşamamış, bu sebeple de son zamanlarda popülerliğini geri kazanana kadar trafikte göremediğimiz bir araç türü olmuştur.

Fosil yakıtların çevreye olan zararının anlaşılması fosil yakıtlara alternatif teknolojilere ilgiyi artırmıştır. Bunların başında fosil yakıtların en fazla kullanıldığı sektörlerden birisi enerji sektörü olduğu için yenilenebilir enerji teknolojileri ve batarya teknolojileri; aynı zamanda içten yanmalı motorlar yerine gelebilecek şekilde elektrikli araç teknolojileri gelmektedir. Özellikle enerji depolama teknolojilerinin de gelişmesi ile birlikte depolama sistem maliyetleri önemli ölçüde azalmış ve bu da yüksek menzilli elektrikli araçların da satin alınabilecek fiyatlara gelmesini sağlamıştır.

Ancak her ne kadar elektrikli araçların depolama kapasiteleri kullanım açısından tatmin edici menzilleri mümkün kılacak şekilde büyümüş olsa da, bu bataryaların dolum işlemi de bir o kadar uzun sürmektedir. Dolum işleminin kısaltılması için değişik elektrikli araç şarj istasyonu teknolojileri kullanılmakta olup, bunlar temel itibariyle elektrikli araçların farklı güçlerde şarj edilmesi esasına dayanmaktadır. Farklı şarj modları için gerekli şarj gücü ve 100 km lik menzil için gerekli şarj süreleri aşağıdaki tablo ile özetlenebilir[1]:

Şarj Gücü	Şarj Modu	100 km Menzil için Şarj Süresi
120 kW – DC	Mod 4	10 dk
50 kW – DC	Mod 4	20 – 30 dk
22 kW – AC trifaze	Mod 3	1 – 2 saat
10 kW – AC trifaze	Mod 3	2 – 3 saat
7.4 kW – AC monofaze	Mod 1 ya da 2	3 – 4 saat
3.3 kW – AC monofaze	Mod 1 ya da 2	6 – 8 saat

Tablo 1: Farklı şarj güçleri ve modlarına yöre 100 km seyahat için gerekli yaklaşık şarj süreleri

Görüldüğü üzere şarj süresini kısaltmak için kullanılan şarj istasyonlarının gücü gayet yüksek değerlere ulaşmış durumdadır. Elektrikli araçların şarj istasyonlarını kullanım zamanı ve yoğunluğu kullanıcıların talebine bağlı olduğu için de bu yüksek güçteki bağlantılar herhangi bir talep olmadığı durumda şebekedeki belirli bir kapasitenin hiç kullanılmamasına ya da puant talep zamanına denk gelen bir şarj işlemi ile birlikte şebeke kısıtlılıklarına sebep olabilmektedirler. Bu sebeple şarj istasyonlarından çekilen enerjinin anlık olarak yönetilebilmesi ya da şarj istasyonlardaki talebin puant zamanlara denk gelmemesi için çeşitli yöntemler aktif olarak denenmektedir.

Bu yöntemlerden ikisi kullanıcılara farklı zamanlarda kullanacakları enerji için farklı fiyatlar verilmesi ya da akıllı şarj dediğimiz algoritma ile şebekedeki yük durumu gözetilerek şarj gücü ve zamanının belirlendiği yöntemdir. Bu yazıda bu iki yöntemin kullanılması ile birlikte elektrik şebekesine etkinin nasıl olduğu ve farklı yöntemlerle hangi elektrikli araç yaygınlaşma oranına ulaşılabileceği ele alınacaktır.

Yazının geri kalanında, Ocak 2011 tarihli Proceedings of IEEE vol. 99, No 1 sayısında J. Lopez, F. Soares, P. Almeida tarafından hazırlanan “Integration of Electrical Vehicles in the Electric Power System” isimli makale kullanılmıştır.

Değişik yük profillerine sahip mesken, ticarethane ve sanayi kullanıcılarının bağlandığını varsaydığımız bir şebeke modeli kullanılmıştır. 15 kV gerilim kullanan şebeke modeli şu şekilde gösterilebilir. Şebekedeki numaralar gerilim problemleri yaşanan noktaları ve harfler ise yüklenme problemleri ile karşı karşıya kalan kabloları göstermektedir.

Şekil 1: Simulasyonların gerçekleştirildiği şebeke ve gerilim ve akım problemleri yaşanan yerler

Elektrikli Araç şarj yöntemlerini karşılaştırılması için üç yöntem kullanılmıştır:

1. Normal Şarj: Elektrik fiyatlarının gün boyunca sahip olduğu ve şebekedeki durumun gözetilmeden kullanıcıların taleplerine olduğu gibi cevap verilmeye çalışılan “normal şarj” (dumb-charging) durumu,
2. Çift Zamanlı Tarife: Kullanıcılara gün içerisinde iki farklı fiyat verilerek elektrikli araç şarj işlemi saatinin değiştirilmeye çalışıldığı ancak kullanıcıların talebinin oluşması durumunda şebeke kısıtlılıklarının önemsenmediği “çift zamanlı tarife” (dual tariff charging) durumu,
3. Akıllı Şarj: Kullanıcılarla yapılan anlaşmalar neticesinde şebeke kısıtlılıklarının gözetilerek şarj gücü ve şarj işlemi zamanının ayarlanabildiği “akıllı şarj” (smart charging) durumu.

Kullanıcıların sahip olduğu araçların hiçbiri elektrikli araç olmayacak şekilde başlayan enerji simulasyonları elektrikli araç yaygınlaşmasını her seferinde %1 artırarak toplam şebeke kapasitesine ulaşılana kadar devam etmiştir. Kullanılan elektrikli araç tipleri hibrit araç ve elektrikli araçlar olmak üzere şebekede yer alacak araçların %20’si hibrit ve geri kalan %80’i elektrikli araç olacağı varsayılmıştır.

Makale içerisinde belirtilen algoritmalar ile elektrikli araç yaygınlaşması her üç şarj yöntemi için de denenerek, şebekede kısıtlılıkları göz önünde bulundurularak yer alabilecek maksimum elektrikli araç yüzdesi belirlenmiş ve bu yüzdelere göre de şebekede sıkıntı yaşanan durumlar raporlanmıştır. Yapılan simulasyonlar sonucu şebeke kısıtlılıkları göz önünde bulundurularak Normal Şarj durumunda maksimum %10 elektrikli araç yaygınlaşma oranına, Çift Zamanlı Tarife durumunda maksimum %14 elektrikli araç yaygınlaşma oranına ve Akıllı Şarj durumunda ise maksimum %52 elektrikli araç yaygınlaşma oranına ulaşılmıştır. Şebekede sorun yaşanan noktalardaki gerilim ve yüklenme durumları aşağıdaki tablolarda ortaya konulmaktadır.

Puant Zaman	Yöntem	Gerilim (p.u.)
		1	2	3	4	5
21	Elektrikli Araç Olmadığı Durum	0.961	0.962	0.962	0.962	0.964
21	%10 Normal Şarj	0.951	0.951	0.951	0.951	0.953
23	%14 Çift Zamanlı Tarife	0.951	0.952	0.952	0.952	0.953
23	%52 Akıllı Şarj	0.950	0.950	0.950	0.950	0.952

Tablo 2: Gerilim sorunları yaşayan noktalarda farklı şarj yöntemleri ile ulaşılan gerilim değerleri

Puant Zaman	Yöntem	Yüklenme (%)
		A	B	C	D	E	F
21	Elektrikli Araç Olmadığı Durum	71.7	63.5	43.2	43.1	42.9	35.1
21	%10 Normal Şarj	80.1	71.4	49.6	49.3	49.2	39.4
23	%14 Çift Zamanlı Tarife	80.0	71.7	50.6	50.3	50.1	39.5
23	%52 Akıllı Şarj	81.7	74.4	54.6	54.2	54.1	40.6

Tablo 3: Yüklenme sorunları yaşayan noktalarda farklı şarj yöntemleri ile ulaşılan yüklenme değerleri

Şekil 2: Farklı şarj yöntemleri ile şebekedeki yükün zamana bağlı değişimi

Limit yaygınlaşma oranlarında için elektrikli araçların gerilim ve yüklenme oranlarına etkisi farklı şarj yöntemlerine göre fazla değişmemektedir, sadece Akıllı şarj durumunda şebeke yüklenmeleri önemsenebilecek miktarda artmaktadır. Elektrikli araç olmadığı durum ile limit yaygınlaşma oranındaki değerler arasında ise önemli farklılıklar bulunmaktadır.

Yukarıdaki grafik farklı şarj yöntemleri ve limit yaygınlaşma oranları için şebekeden çekilen toplam yük miktarının zamana bağlı değişimini göstermektedir. Grafiği okumak gerekirse yaklaşık 18 MW’lık puant tüketim miktarına normal şarj ile %10 yaygınlaşma oranında, çift zamanlı tarife ile %14 yaygınlaşma oranında ve akıllı şarj ile %52 yaygınlaşma oranında erişilmektedir. Şebeke yatırımlarına puant tüketim miktarına göre karar verildiği düşünüldüğünde bu yaygınlaşma oranları arasındaki fark oldukça önemlidir.

Değişik şarj yöntemleri ile elde edilen şebeke kullanımı (grid utilization) miktarına bakıldığında, ortalama yük miktarının elektrikli araç olmadığı durumda 11.5 MW, %10 Normal Şarj durumunda 12.2 MW, %14 Çift Zamanlı Tarife durumunda 12.6 MW ve %52 Akıllı Şarj durumunda ise 15.6 MW olduğu gözlemlenmiştir. Bu 3 yöntem için puant yükün yaklaşık aynın olduğu düşünüldüğünde akıllı şarj yöntemiyle yüksek bir şebeke kullanımı elde edildiği sonucuna ulaşılmaktadır.

Şebeke kısıtlılıkları bu dört farklı durum için aşağıdaki şekilde görselleştirilmiştir:

Şekil 3: Farklı durumlar için şebeke yüklenmeleri – a) Elektrikli Araç Olmadığı Durum, b) %10 Normal Şarj, c) %14 Çift Zamanlı Tarife, d) %52 Akıllı Şarj

İncelenen makale ışığında değişik şarj yöntemleri için şebekedeki kısıtlılıklar incelenmiş ve bu şarj yöntemlerine göre elde edilebilecek maksimum elektrikli araç yaygınlaşma oranı hesaplanmıştır. Aynı şebekede denenen yöntem ile şebekeye herhangi bir yatırım yapılmadan ne kadar elektrikli araç kullanılabileceğini gösteren bu çalışma ile şarj istasyonlarında uygulanabilecek akıllı şarj yöntemleri ile önemli miktarda elektrikli aracın şebekede yer alması sağlanabilir. Akıllı şarj yöntemlerinin fiili olarak uygulanabilmesi için şebeke kısıtlılıklarını takip eden ve buna göre şarj gücünü ayarlayabilen bir sisteme ihtiyaç duyulmaktadır. Bu kapsamda şarj istasyonları ile şarj sistemi operatörü arasındaki iletişimi sağlayan OCPP protokolü her ne kadar bir özel şirket tarafından geliştirilmiş olsa da, açık kaynak kodlu olması, kullanımının ücretsiz olması gibi sebeplerle sektörün genelinde bir fiili standart olarak kullanılmaktadır. Ulusal elektrikli araç kurgusundaki sorunların çözümü için ENDOKS olarak öncü durumda bulunmaktayız. Bu kapsamda elektrikli araçların şebekeye entegrasyonunun artırılması için çeşitli Ar-Ge projelerimizle ve Türkiye Elektro Mobilite Derneği (AVERE) bünyesinde yaptığımız Çalışma Grupları ile faaliyetlerimize devam etmekteyiz. Faaliyetlerimiz ve Elektrikli Araçlar ile ilgili konuşmak için bizimle iletişime geçebilirsiniz.

Rıfat Anıl Aydın

[1] UCD Energy Institute, The State of Play in Electric Vehicle Charging Services, 2018