Enerji Dağıtım Sistemlerinde Güneş Enerji Santrali Entegrasyonu ve Röle Koordinasyonu / Integration of Solar Power Plant to Energy Distribution Network and Relay Coordination

Enerji Dağıtım Sistemlerinde Güneş Enerji Santrali Entegrasyonu ve Röle Koordinasyonu

Integration of Solar Power Plant to Energy Distribution Network and Relay Coordination

Mehmet Tan Turan1, Yavuz Ateş1, Erdin Gökalp1

1Elektrik Mühendisliği Bölümü Yıldız Teknik Üniversitesi [email protected], [email protected], [email protected]

Özet

Günümüzde, teknolojinin gelişmesi ile birlikte birçok alanda olduğu gibi enerji alanında da yeni gelişmeler ortaya çıkmaktadır. Enerji alanında yaşanan gelişmeler üretim, iletim, dağıtım sistemleri, koruma sistemleri, haberleşme gibi alanların her birisinde gerçekleşmektedir. Üretim alanında en çok gelişme ve değişim yenilenebilir enerji kaynaklarında gözlenmekte iken koruma, iletim, dağıtım sistemleri ve haberleşmede ise akıllı şebeke altyapısının oluşması ve gelişmesi sonucu ortaya çıkmıştır. Gerçekleştirilen çalışmada ETAP programı kullanılarak IEEE 13 baralı test sistemi üzerinde bir Güneş Enerji Santralinin şebeke entegrasyonunun sağlanması amaçlanmıştır. Bu amaçla, öncelikle sistemin bağlanabilirlik kriterleri göz önüne alınarak kısa devre analizi ve yük akış analizleri yapılmıştır. İstenilen kriterlerin uygunluğunun kontrol edilmesinin ardından röle koordinasyonu gerçekleştirilip sisteme ait arıza analizleri yapılarak şebekeye yeni bir Güneş Enerji Santrali (GES) entegrasyonu gerçekleştirilmiş ve sistemin oluşması muhtemel arıza anında kritik yükleri enerjilendirmesi sağlanmıştır. Anahtar kelimeler: Akıllı Şebekeler, Yenilenebilir Enerji Kaynakları, Röle Koordinasyonu, ETAP

Abstract

Nowadays, new improvments are implemented in energy sector as other study fields with the assistance of improving technology. The improvments in energy sector take a part in generation, transmission, distribution and communication systems. The power generation system improvments and studies are mostly focussed on renewables where the main focus area is implementation of smart grid systems for distribution, transmission and protection systems. In this study, it is aimed to integrate a solar power plant to IEEE 13 bus network in the smart grid concept on ETAP environment. The study consists of observation of integration criteria via load flow and short circuit analysis. After ensuring the integration criteria are met, relay coordination studies are conducted along with fault scenario analysis and the solar power plant is connected to the existing network. It is also aimed to use solar power plant as an emergency power supply for critical loads.

Keywords: Smart Grid, Reneweable Energy Sources, Relay Coordination, ETAP

1. Giriş

Geleneksel enerji sistemlerinde kullanılmakta olan konvansiyonel üretim tesisleri yerlerini yenilenebilir enerji kaynakları ile üretim yapan santrallere bırakmaktadır. Son yıllarda artan çevresel duyarlılık rüzgâr enerji santralleri (RES) ve güneş enerji santralleri (GES) gibi yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını daha da arttırmaktadır [1]. Akıllı şehirlerin omurgası olarak görülen akıllı şebekelerin yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının artması ile birlikte önemi de artmaktadır [2]. Konvansiyonel üretim tesisleri ve eski teknoloji ile oluşturulmuş şebeke altyapıları günümüzün ihtiyaçlarına cevap vermemekte, yeni tesislerin şebekeye entegrasyonu ile birlikte daha kompleks bir yapı ortaya çıkmaktadır. Konvansiyonel santraller ile birlikte yeni nesil yenilenebilir enerji üretim tesislerinin entegrasyonu bu noktada karşımıza çözülmesi gereken ilk problem olarak çıkmaktadır. Üretim tesislerinden başlayarak tüketicilere kadar olan tüm bileşenler ve cihazlar birbirleri ile etkileşim içerisinde olmalıdır[3]. Bu etkileşimi ektin kılmak adına haberleşme sistemi ve akıllı şebeke bileşenlerinin hızı büyük önem taşımaktadır[4]. Tüketiciden gelen talep değişimine göre şebeke bileşenlerini sürekli olarak kontrol etmenin yanında yenilenebilir enerji kaynaklarındaki değişimin sistemde oluşturacağı etki de incelenip sistem dizaynı gerçekleştirilmelidir[5]. Bu problemi çözmek için öncelikle yetersiz hale gelen altyapıda gerekli iyileştirmeler yapılmalı, geliştirilmiş şebeke çözümleri sunulmalıdır. Bu noktada karşılaşılan diğer bir sorun ise yenilenebilir enerji kaynaklarının sürekliliğinin net olarak bilinemiyor olmasıdır [6]. Rüzgar hızı ve güneş radyasyonu tahminleri bu üretim tesislerinin çıkış gücünün belirlenmesinde ana kriterlerdendir. Bu nedenle güçlü şebekelerde yenilenebilir enerji kaynaklarıyla üretim yapan tesisler ile konvansiyonel enerji üretim tesisleri paralel olarak kullanılmakta, RES ve GESler ikincil enerji kaynağı olarak değerlendirilmektedir. Bu metot ile çıkış gücü tahmini daha net olarak yapılmakta ve beslenilen

yükler için enerjinin sürekliliği sağlanmaktadır. Bu bağlamda

yeni nesil enerji üretim tesisleri konvansiyonel ve yenilenebilir

enerji üretim tesislerinin birleşimi olarak

değerlendirilmektedir [7].

Fotovoltaik panellerin (PV) şebekeye bağlantısındaki

kriterlerin başında eklenecek üretim tesisinin şebekeye olan

etkisi gelmektedir. Mevcut sistemin akım taşıma kapasitesi,

kısa devre gücü, gerilim seviyesi, sistemin kararlılığı gibi

faktörler göz önüne alınarak bir GES’in şebekeye bağlantısı

gerçekleştirilmektedir.

Konvansiyonel

şebekelerde

kullanılmakta olan koruma sistemleri, yeni nesil üretici ve

tüketiciler için yetersiz kalmaktadır[8]. Geleneksel koruma

sistemleri hız ve güvenilirlik faktörleri göz önüne alındığında

geliştirilmeye ihtiyaç duymaktadır [9]. İşletme maliyetleri de

göz önüne alındığında koruma sisteminin optimal olarak

dizaynı büyük önem arz etmektedir[10]. Bu bağlamda, şebeke

entegrasyonu öncesinde gerçekleştirilmesi gereken diğer bir

analiz ise röle koordinasyon analizidir. Sistemdeki mevcut

rölelere ait selektif çalışma kriterlerine uygun röleler seçilerek

koordinasyon çalışması gerçekleştirilmelidir.

Mevcut şebekeye eklenilecek olan GES için diğer bir önemli

kriter ise sistemden optimum verimin alınabiliyor olmasıdır.

Bu amaçla, kurulum yapılacak olan bölgeye ait güneş

radyasyon verileri ve güneşlenme süresi büyük önem

taşımaktadır. Aynı zamanda, GES entegrasyonu sağlanması ile

birlikte sisteme ait verim, optimum enerjilendirme kapasitesi,

geniş çalışma aralıkları faktörlerinin sağlanmış olması

gerekmektedir [11]. Şebekede entegrasyon için dikkate

alınması gereken faktörlerden olan kısa devre gücü ve

eklenecek GES’in sistemin kısa devre gücünde oluşturacağı

etki incelenmelidir. Gerilim kaynakları sistemde hata anında

oluşacak kısa devre akımı arttırıcı etki gösterirler ancak yeni

eklenen santralle birlikte eklenecek olan röleler arıza

temizleme süresini azaltıcı etki gösterebilirler [12]. Bu

nedenle eklenecek olan tesisin şebekede oluşturacağı pozitif

ve negatif etkiler incelenmelidir [13].

Gerçekleştirilen çalışmada IEEE 13 Baralı Test Sistemi şebeke

modeli olarak kullanılmıştır [14]. Simülasyon çalışmaları için

ETAP programı kullanılmıştır. Şebeke modelinde gerekli yük

akış ve kısa devre analizleri gerçekleştirilip, sisteme ait

parametreler elde edilmiş, sistemin davranışı gözlemlenmiştir.

Elde edilen veriler ışığında uygun bağlantı noktası seçimi

yapılarak, kritik yükler atanmıştır. Sisteme GES entegrasyonu

yapılması amacıyla bir adet 600 kVA gücünde GES modeli

oluşturulmuştur. Oluşturulan GES modelinde Yıldız Teknik

Üniversitesi Davutpaşa Kampüsüne ait güneş radyasyonu

dataları kullanılmıştır (Enlem=41.02, Boylam=28.89). Şebeke

modeli, GES modeli ve parametreler elde edildikten sonra

sisteme GES entegrasyonu yapılmıştır. Normal operasyon

şartlarında GES şebeke ile paralel çalışırken olası bir arıza

durumunda sistemdeki kritik yükleri beslemek amacıyla

şebekeden izole edilen yükler sadece GES ile beslenmiş, her

iki durum için de gerekli analizler yapılarak sistemin

güvenilirliği sağlanmıştır.

Yapılan çalışmada kısaca tanıtım yapılan giriş bölümünü

takiben 2.bölümde sistem tanıtımı ve simülasyon çalışmaları

açıklanmıştır. 3. Bölümde ise kurulan sisteme ait simülasyon

sonuçları ve bu simülasyonlar sonucu elde edilen verilerin

yorumlanması açıklanırken 4. bölümde çalışmaya ait genel

sonuçlardan bahsedilmiştir.

2. Sistem Tanıtımı ve Metodoloji

Gerçekleştirilen çalışmada kullanılan IEEE 13 baralı test sistemine ait genel şema Şekil 1’de görüldüğü üzere konfigüre edilip ETAP programında yapılan simülasyon çalışmaları için kullanılmıştır. Sistemde kullanılan yük değerleri, iletim hatları, bağlantı konfigürasyonu değiştirilmemiştir.

Şekil 1: IEEE 13 Baralı Test Sitemi.

Şekil 1’de belirtilen baralardan 633 nolu baraya 600 kVA gücünde GES, dönüştürme oranı 0,48/4,16 kV olan bir trafo üzerinden bağlanmıştır. Sistemde başlangıçta hiçbir koruma elemanı yer almamaktadır. Bara girişlerinde ve gerekli noktalarda kesiciler, röleler ve akım trafoları eklenmiştir. Bu koruma ekipmanlarına ait parametreler, yük akış ve kısa devre analizleri sonucunda elde edilen sonuçlar göz önüne alınarak belirlenmiştir. 634 nolu baraya direkt olarak bağlı bulunan 494 kVA gücünde tüketiciler kritik yükler olarak belirlenmiştir. Gerçekleştirilen analizlerde ile olarak sisteme ait yük akışı ve ardından kısa devre hesapları yapılmıştır. Röle koordinasyonu için ilk adım olan nominal akım değerleri yük akış analizi ile, röleye ait açma eğrisinin belirlenmesi için ihtiyaç duyulan minimum kısa devre akım değerline ise kısa devre analizi ile ulaşılmıştır. Ayrıca, seçilmiş olan röle ve kesicilerin maksimum dayanım akımını belirlemek amacıyla maksimum kısa devre akım değerleri hesaplanmıştır.

2.1. Simülasyon Parametreleri

ETAP programında gerçekleştirilmiş olan simülasyon çalışmalarında transformatörler, iletim hatları, yükler, kapasitörler, kesici ve röleler, PV modüller ve şebeke modeli kullanılmıştır. IEEE 13 baralı sistemin bağlı olduğu şebeke Tablo 1’de belirtilmiş olan parametreleri içermektedir.

Tablo 1: Şebeke modeline ait parametreler

Bağlantı Bara No

Gerilim (kV) 4.16

Kısa Devre Gücü (MVAsc)

71.072

X/R 2.864

13 baralı sistemde kullanılmış olan yüklere ait veriler Tablo 2’de belirtilmiştir.

Tablo 2: IEEE 13 baralı sistemde kullanılan yük modellerine ait parametreler

Yük Adı Lump 1 Load 1 Lump 3 Lump 4 Lump 5 Lump 6 Load 2 Lump 7 Lump 9 Motor 1 Cap 1 Cap 2

Yük Tanımı 3 Faz - Aktif Reaktif Yük (P+Q) 1 Faz - Empedans (Z) 3 Faz - Aktif Reaktif Yük (P+Q) 3 Faz - Aktif Reaktif Yük (P+Q) 1 Faz - Empedans (Z) 3 Faz - Aktif Reaktif Yük (P+Q) 3 Faz - Aktif Reaktif Yük (P+Q) 1 Faz - Motor

Yükü 1 Faz Şönt Kapasitör 3 Faz Şönt Kapasitör

Bağlı Bulunduğu

Bara 634 646 671 675 692 611 652 671 632 645 611 675

Toplam Güç (kVA)

Kritik Yük (E/H)

E

100 kVAR H

600 kVAR H

Simülasyon için kullanılan IEEE 13 baralı test sisteminde frekans 60 Hz ve İngiliz ölçü birimleri kullanılmıştır. Sistemde kullanılan OG kesici ve röleler, AG kesici ve röleler ile akım trafolarına ait bilgiler Tablo 3’de belirtilmiştir. Kesici ve rölelerin seçiminde kısa devre analizi sonuçları baz alınmıştır.

Tablo 3: Kesici ve röle modellerine ait parametreler

CB 1

SACE

CB 124

XT2L

TMA

PV

BUS 1600 ABB E2B SACE

CB

Alçak gerilim seviyesinde kullanılan kesici ve röleler ABB marka iken orta gerilim kesicileri Siemens, röleler SEL 311L modeli seçilmiştir. Orta gerilim rölelerine akım giriş bilgisi sağlamak için akım trafoları kullanılmıştır. Kullanılan akım trafoları, yük akış analizi sonuçlarına göre seçilmiştir. Akım trafolarına ait bilgiler Tablo 4’de belirtilmiştir.

Tablo 4: Akım trafolarına ait parametreler

Akım Trafosu ID

CT 1 CT 2 CT 3 CT 4 CT 5 CT 6 CT 7 CT 8

MV CB 1 MV CB 2 MV CB 3 MV CB 4 MV CB 5 MV CB 6 MV CB 7 MV CB 8

Röle ID

Relay 1 Relay 2 Relay 3 Relay 4 Relay 5 Relay 6 Relay 7 Relay 8

Dönüştürme Oranı 400/1 A 400/1 A 400/1 A 400/1 A 400/1 A 400/1 A 400/1 A 400/1 A

Modelleme çalışmasında kullanılan AG ve OG rölelerin ayar değerleri IEC Normal İnvers eğri modeli kullanılarak belirlenmiştir. IEC Normal İnvers eğri modeli oluşturmak amacıyla kullanılan matematiksel gösterim Formül 1’de belirtilmiştir.

MV CB 1

MV CB 2

MV CB 3

MV CB 4

MV CB 5

MV CB 6

MV CB 7

MV CB 8 LV

Akım Değeri (A) 400

400 1600

Marka No

Siemens Siemens Siemens Siemens Siemens Siemens Siemens Siemens

123AF-

20 123AF20 123AF20 123AF20 123AF20 123AF20 123AF20 123AF20 E2N

Trip Ünitesi

Röl= e Marka t 0,14 / ((I / Ip) ^ 0,02 −1) *Tp (1)

ID Model

Şebeke modeline ait parametrelerin belirlenmesi ve

konfigürasyonun oluşturulması aşamalarının ardından GES modeli için gerekli bileşenler eklenip modelleme aşamasında

bir sonraki adıma geçilmiştir.

2.2. Güneş Enerji Santraline Ait Bileşenler

Simülasyon çalışması için oluşturulan GES modeli, PV Panel, PV Modül, İnverter bileşenlerini içermektedir. Modelleme için ilk aşamada PV panel seçilmesi ve parametrelerin belirlenmesi gerekmektedir. Bu aşamada PV panel modelleme amacıyla Kyocera KD205GX-LPU modeli seçilmiştir [15]. Panele ait parametreler Tablo 5’de gösterilmiştir.

Tablo 5: PV panele ait parametreler

Panel ID

KD205GXLPU

Güç

Isc Vdc Max Güç Toleransı

(W)

(V)

205 8,33

Relay 8

SEL 311L

Tablo 5’de özellikleri belirtilmiş olan panellerin istenilen gerilim seviyesi ve gücün elde edilmesi amacıyla modül haline getirilmesi gerekmektedir. Bu amaçla 9 adet panel seri, 17

adet panel paralel olmak üzere toplam 153 adet panel kullanılarak özellikleri Tablo 6’da belirtilmiş olan PV modül elde edilmiştir.

Tablo 6: PV modüle ait parametreler

Panel Sayısı 9*17=153

Vdc (V) 244,71

Pdc (kW) 32,823

Idc (A) 134,13

PV Modül dizaynı gerçekleştirilmesinin ardından invertere ait parametrelerin belirlenmesi aşamasına geçilmiştir. Seçilen inverter modeline ait parametreler Tablo 7’de belirtilmiştir.

Tablo 7: İnvertere ait parametreler

DC Güç (kW)

23,611

AC Güç (kVA) 25

Gerilim (V)

Gerilim (V) 480

Vmax /Vmin

%120 / %80

Pfmax / Pfmin

100 / 80

FLA Verim Imax

107,3

FLA (A) 30,07

90 PF (%)

K faktörü (%) 150

Elde edilen PV modül – inverter kombinasyonu toplam 600 kVA güç elde etmek amacıyla 24 adet ünitenin birleşiminde kullanılmıştır. Bahsedilen 24 adet ünite 480 V gerilim seviyesinde baraya bağlanmış olup bağlantı noktasında koruma amacıyla Tablo 3’de belirtilmiş olan 63 A termal manyetik kesici kullanılmış, trafo bağlantı noktasında ise 1600 A kesici kullanılarak koordinasyon sağlanmıştır. Oluşturulan GES modeline ait tek hat şeması Şekil 2’de gösterilmiştir.

Şekil 2: GES tek hat şeması.

Şekil 2’de tek hat şeması belirtilmiş olan GES, 13 baralı sisteme 633 nolu baradan bağlanılmıştır. Bağlantı sonucunda elde edilen genel sistem diyagramı ise Şekil 3’de gösterilmiştir.

Şekil 3: 13 Baralı sistem ve GES entegrasyonuna ait tek hat şeması

3. Test ve Sonuçlar

Gerçekleştirilen simülasyon çalışmasında, GES entegrasyonu sağlanabilmesi ve röle koordinasyonu sağlanabilmesi için öncelikle yük akış analizi yapılıp, elde edilen sonuçlar ışığında rölelerin ayar akımları, akım trafosu dönüştürme oranları ve kesici kapasiteleri belirlenmiştir. Kesici, röle ve akım trafolarının seçilmesinin ardından, sistemde oluşabilecek minimum kısa devre akım değerleri hesaplanarak, rölelerin minimum kısa devre akımı oluştuğu anda kesicilere açma sinyali gönderecek şekilde ayarlanması amaçlanmıştır. Baralara ait maksimum kısa devre akım değerleri ile maksimum yük miktarları Tablo 8 de belirtilmiştir. Bu değerler elde edilirken, sistemin tam yükte çalışıyor olduğu ve GES ile şebekenin paralel çalıştığı kabul edilmiştir. Aynı zamanda solar radyasyonun optimal değerde olduğu zaman dilimi esas alınmıştır. Kısa devre hesapları IEC 60909 standardı referans alınarak ve parametreler standarda göre seçilerek gerçekleştirilmiştir.

Tablo 8: Maksimum kısa devre akım ve maksimum yük değerleri

Bara No 632 633 634 680 671 692 675

PV BUS

Isc max (kA) 12,27 8,98 25,01 5,68 7,62 7,62 6,83 17,13

Smax (kVA) 3,52 0,727 0,494 0 2,69 1,03 1,04 0,589

Maksimum kısa devre değerleri belirlenip, baraların maksimum kısa devre dayanımları belirlendikten sonra minimum kısa devre akım değerleri hesaplanmıştır. Burada IEC 60909’a göre belirlenen gerilim faktörü, reaktans toleransları, sıcaklık değerleri sisteme uygulanmıştır. Röle akım ayarları için baz alınan minimum kısa devre akım değerleri Tablo 9 da belirtilmiştir.

Tablo 9: Minimum kısa devre akım değerleri

t '= t + KZP

Bara No

Isc min (kA)

=t ' 0,0724 + 0,=2 0,2724

12,05 =t ' 0,14 / (( I / Ip) ^ 0,02 −1) *0,05

633 634

8,61 20,64

= 0, 2724

0,14 / ((21,15 / 0,21) ^ 0,02 −1) *Tp '

5,29

Tp ' = 0,118

7,16

692 675 PV BUS

7,16 6,39 13,92

Elde edilen zaman sabiti rölenin kademe ayarları sadece 2 ondalık hane ile veri girişine izin verdiğinden dolayı 0,12 olarak R2 rölesine uygulanmıştır. R2 ile R3 röleleri arasında

Sistemde inverter çıkışlarında yer alan 63 A kesiciler TMA üniteye sahip olduklarından dolayı IEC Normal İnvers eğri uygulanmamaktadır. Sistemde termik üniteyi ayarlamak ve

kısa devre ve yük değeri farkı bulunmamaktadır. Bu nedenle sadece zaman gecikmesi artırılıp ayarların gerçekleştirilmesi gerekmektedir.

diğer röleler için de için nominal yük akımı baz alınmıştır. Röle çalışma akımı belirlenmesi için kullanılan set değerleri Tablo 10 da belirtilmiştir.

t '= t + KZP t ' = 0,12 + 0,2 = 0,312

=t ' 0,14 / ((I / Ip) ^ 0,02 −1) *0,05 Tablo 10: Röle çalışma akımı (Ip) değ= erleri 0,312 0,14 / ((21,15 / 0,21) ^ 0,02 −1) *Tp '

Nominal Akım (A) 68,3 68,4 68,4 15,6 517,1 371 104,1 79,2 591,9 686,2 28,6

Röle Çalışma Akımı (Ip) [A] 80 84 84 20 620 444 124 80 720 832 44,1

Koordinasyon çalışmasında ilk ayar değeri Röle 1 için belirlenmiştir. En sondaki OG kesiciden başlanılması gereken koordinasyon çalışması için ilk röleye ait zaman sabiti (Tp) değeri 0.05 ve koordinasyon zaman payı 200 milisaniye seçilmiştir. R1 rölesi bir üst kademedeki R2 rölesi ile koordine edilmelidir ancak R2 rölesinin altında bulunan R8 rölesi bu koordinasyon işleminden önce kontrol edilip ayar değerleri belirlenmelidir. Bu nedenle R8 rölesi için Tp değeri 0.05 ve Ip değeri Tablo 10 da belirtildiği üzere seçilmiştir.

Tp ' = 0,215

R3 rölesine ait ayar değerlerinin belirlenmesinin ardından bir üst kademe ile koordinasyon gerçekleştirilmelidir. Burada bulunan R5 rölesine ait ayar değerleri belirlenmeden önce aynı sistemde bulunan R7, R6, R4 rölelerine ait değerler belirlenmelidir. Bahsi geçen 3 röleye ait ayar değerleri yük akımları referans alınarak ve Tp değeri 0,05 seçilerek belirlenmiştir.

R3, R4, R6, R7 rölelerine ait değerler belirlendikten sonra R5 rölesine ait ayar değerlerinin belirlenmesi aşamasına geçilmiştir. Bu aşamada dikkat edilecek husus, sistemin 1 giriş, 4 çıkış fiderinden oluşuyor olmasıdır. Her çıkış için hesaplama yapılmalı ve minimum kısa devre akımı hangi çıkışta ise o kısa devre akımında rölenin açma sinyali üretecek şekilde ayarlanması gerekmektedir. Her bir çıkış fideri için gerçekleştirilen hesaplamalar aşağıda belirtilmiştir.

R1 ve R8 röleleri ile koordine edilecek olan R2 rölesinin koruyacağı bara için minimum kısa devre değerine sahip bara referans alınmalıdır. Bunun nedeni bu bölgede çift yönlü güç akışı gerçekleşecek olmasıdır. R2 için aşağıdaki hesaplamalar sonucu elde edilen değerler röleye uygulanmıştır.

t 0,14 / (( I / Ip) ^ 0,02 −1) *Tp. t 0,14 / ((21,15 / 0,21) ^ 0,02 −1) *0,05 t = 0,0724

R1 ve R8 röleleri ile R2 rölesi arasında koordinasyon zaman payı kadar zaman gecikmesi sağlanmalıdır. Bu gecikmeyi sağlayacak Tp değeri aşağıdaki şekilde hesaplanmıştır.

R6 t 0,14 / ((I / Ip) ^ 0,02 −1) *Tp t 0,14 / ((17,9 / 1,11) ^ 0,02 −1) *0,05 t = 0,122 t '= t + KZP =t ' 0,122 + 0,2 t ' = 0,322 0,322 0,14 / ((30 / 1,55) ^ 0,02 −1) *Tp ' Tp ' = 0,141 R4 t 0,14 / ((I / Ip) ^ 0,02 −1) *Tp t 0,14 / ((30 / 0,05) ^ 0,02 −1) *0,05 t = 0,0512 t '= t + KZP =t ' 0,0512 + 0,2 t ' = 0,2512 0,2512 0,14 / ((30 / 1,55) ^ 0,02 −1) *Tp ' Tp ' = 0,109 R3 t 0,14 / ((I / Ip) ^ 0,02 −1) *Tp t 0,14 / ((21,53 / 0,21) ^ 0,02 −1) *0,21 t = 0,303 t '= t + KZP =t ' 0,303 + 0,2 t ' = 0,503 0,503 0,14 / ((30 / 1,55) ^ 0,02 −1) *Tp ' Tp ' = 0,219 Elde edilen sonuçlara göre R5 rölesi için zaman sabiti değeri olarak 0,22 seçilmesinin uygun olduğu görülmüştür. Tüm ünitelere ait ayar değerleri Tablo 11 de belirtilmiştir.

Tablo 11: Röle çalışma akımı (Ip) ve zaman sabiti (Tp) değerleri

Nominal Akım [A]

68,3 68,4 68,4 15,6 517,1 371 104,1 79,2 591,9

686,2

28,6

Röle Çalışma Akımı (Ip) [A]

80 84 84 20 620 444 124 80 720

44,1

Zaman Sabiti (Tp) [A] 0,08 0,12 0,21 0,05 0,22 0,05 0,05 0,05 -

Sistemde bulunan tüm rölelere ayar değerleri girilmesinin ardından simülasyon çalıştırılmış ve sistemin her hatada selektif koruma gerçekleştirme amacını sağladığı gözlemlenmiştir. 632 ve 634 nolu baralarda oluşturulan 3 faz

kısa devre arızası için simülasyon sonucu elde edilen açma süreleri Tablo 12 de belirtilmiştir.

Tablo 12: 632 – 634 nolu baralarda 3 faz arıza sonucu rölelere ait açma süreleri

Zaman (ms)

219,2545

229,2545 255,8845 265,8845 371,476 381,476 511,7042 521,7042 541,3194 551,3193 835,3065 845,3065 895,4824 905,4824

56,33671 168,6422 178,6422 257,5831 267,5831 450,7704 460,7704

Arıza

ID

Akımı If

(kA)

Üretilen Sinyal

Hata Noktası: 632

Relay4

0,0962643 8

Tripped by Relay4 Phase -

Relay6 1,711721

Tripped by Relay6 Phase -

Relay1 0,3532753

Relay2 0,4224277

Relay5 9,863836

Tripped by Relay5 Phase -

Relay8 0,121424

Tripped by Relay8 Phase -

Relay3 0,4224277

Hata Noktası: 634

LV CB 1

17,2667

Phase

Relay1 1,992311

Relay2 1,97824

Relay3 1,97824

Rölelere ait açma süreleri test edildikten sonra sistemin her arıza durumunda güvenilirlik kriterlerine uygun olarak arıza bölgesini izole edip, arıza eğer 633 nolu barada değilse (GES bağlantı noktası) kritik yükler olarak belirlenen 634 nolu baradaki yükleri beslemeye devam ettiği gözlenmiştir.

4. Sonuçlar

Gerçekleştirilmiş olan çalışmada IEEE 13 Baralı Test Sistemine GES entegrasyonu gerçekleştirilip, sistemde kullanılması planlanan röle ve kesiciler eklenmiştir. Sistemde IEC 60909 standardına göre kısa devre analizleri ve yük akış analizleri gerçekleştirilmesinin ardından çift yönlü koruma amacıyla röle koordinasyonu aşamasına geçilip selektif koruma sağlanmıştır. Bu noktada amaç, herhangi bir arıza esnasında sistemin şebeke yada GES tarafından beslenilmesine olanak tanımak ve kritik yükler olarak kabul edilen alçak gerilim seviyesindeki yüklerin beslenilmesine devam edilmesini sağlamak olmuştur. GES entegrasyonu sağlanıp koruma değerleri sisteme girildikten sonra çeşitli noktalarda kısa devre arızaları

meydana getirilip sistemin selektif koruma sağlayıp sağlamadığı test edilmiştir. Test sonuçlarında koruma ünitelerinin yük akışı hangi yönde olursa olsun istenilen şekilde koruma sağladığı gözlemlenmiştir. Bu sayede şebekede yada sisteme ait baralarda bir arıza meydana geldiğinde kritik yüklerin GES tarafından beslenmesi sağlanarak tüketicinin enerjisiz kalma durumunun önüne geçilmiştir. Normal çalışma koşullarında ise GES ve şebekenin paralel çalışması gerçekleştirilerek, yeşil enerji ile daha az karbon salınımı ve maliyet düşüşü sağlanmıştır. Gelecek çalışmada sisteme daha fazla sayıda yenilenebilir enerji kaynağı entegre edilip akıllı şebeke altyapısı ile haberleşme ve koruma fonksiyonları da göz önünde bulundurularak tamamen mikrogridler tarafından beslenebilen bir akıllı şehir modeli oluşturulması hedeflenmektedir.

5. Kaynaklar

[1] J. Arrinda, J. A. Barrena, M. A. Rodriguez, A. Guerrero, “Analysis of massive integration of renewable power plants under new regulatory frameworks”, 3rd International Conference on Renewable Energy Research and Applications, Milwakuee, USA, 19-22 October 2014

[2] M. Masera, E.F. Bompard, F. Profumo, N. Hadjsaid, "Smart (Electricity) Grids for Smart Cities: Assessing Roles and Societal Impacts", Proceedings of the IEEE, Vol.106-4, pp. 613-625, 2018.

[3] D. Heirman, " What makes Smart Grid - Smart - And whois in the game", IEEE Electromagnetic Compability Magazine, Vol.1-2, pp. 95-99, 2012.

[4] F. Ye, Y. Qian, R.Q. Hu, S.K. Das, "Reliable EnergyEfficient Uplink Transmission for Neighborhood Area Networks in Smart Grid", Vol:6-5, pp. 2179-2188, 2015.

[5] G. Koutitas, " Control of Flexible Smart Devices in the Smart Grid", IEEE Transactions on Smart Grid, Vol. 3-3, pp. 1333-1343, 2012.

[6] K. H. Chua, “Energy Storage System for Mitigating Voltage Unbalance on Low-Voltage Networks With Photovoltaic Systems”, Power Delivery, IEEE Transactions on, vol.27, pp. 1783-1790, 2012.

[7] H. M. Bilal, A. Z. Khan, “ Economic planning of network for integration of renewable: A review”, Power Generation System and Renewable Energy Technologies (PGSRET), pp. 1-3, 10-11 June 2015.

[8] L. Wei, Y. Qi, H. Qi, " Research on design and implementation of relay protection in smart grid", 2018 Chinese Control and Decision Conference (CCDC), pp.1439-1443, 9-11 June 2018.

[9] S. Shuang, Q. Xingjin, B. Qiangsheng, Y. Yi, S. Liangliang, "Research on technical scheme of outdoorlayout relay protection in smart substation", The Journal of Engineering, Vol. 2017-13, pp. 1215-1219, 2017.

[10] S. Mohtashami, D. Pudjianto, G. Strbac, "Strategic Distribution Network Planning With Smart Grid

Technologies", IEEE Transactions on Smart Grid, Vol.86, pp. 2656-2664, 2017.

[11] J. P. Deane, G. Drayton, B. P. O Gallachoir, “The impact of sub-hourly modelling in power systems with significant levels of renweable generation”, Applied Energy, 2014.

[12] S. N. Afifi, M. K. Darwish, “Impact of Hybrid Renewable Energy Systems on Short Circuit Levels in Distribution Networks”, Power Engineering Conference (UPEC), 49th International Universities, pp. 1-5, 2-5 September 2014.

[13] A. S. El Safty, B. M. Abd El Geliel, C. M. Ammar, “Distributed Generation Stability During Fault Conditions”, International Conference on Renewable Energies and Power Quality, Granada, Spain, 23-25 March 2010.

[14] IEEE Radial Distribution Test Feeders, http://ewh.ieee.org/soc/pes/dsacom/testfeeders.html, Ocak 2012.

[15] Kyocera Solar Panel Ürün Bilgileri, https://www.solarelectricsupply.com/kyocera-kd205gxlpu-304, Şubat 2018.