close

Enter

Log in using OpenID

ADA MODLU ÇALIŞMA (ADMÇ)

embedDownload
MAKALE
www.elektrikdergisi.com
FOTOVOLTAİK KAYNAKLI DAĞITIK GÜÇ SİSTEMLERİNİN
ŞEBEKE İLE ETKİLEŞİMİNDE ÖNEMLİ BİR SORUN:
ADA MODLU ÇALIŞMA (ADMÇ)
Günümüzde fotovoltak (PV) güç sstemler, yenleneblr enerj kaynakları
çersnde öneml br yere sahptr. Özellkle şebeke bağlantılı (ŞB) PV
sstemlern gelşmes le PV sstemler ve elektrk şebekes arasındak
etkleşmlern ncelenmes de öneml br konu olarak ortaya çıkmıştır.
Uyumlu br şeklde çalışablmes, sürdürüleblr ve güvenlr br çalışmanın
oluşturulablmes, bu konuların en başında gelmektedr. Br dağıtım sstemnn,
güç sstemnn kalan kısmından elektrksel olarak zole edldğnde, enerj
akışının halen kendsne bağlı bulunan DG tarafından devam ettrlmes
durumu olarak tanımlanan Ada Modlu Çalışma (ADMÇ) durumu, (ŞB) PV
sstemlern şebeke le olan etkleşmnde karşılaşılan problemlern en
başında yer almaktadır. Bu çalışmada, ŞB PV sstemlerde oluşan ADMÇ durumu
ortaya konularak, ADMÇ’nn neden olduğu sorunlar ve konu le lgl mevcut
standartlar açıklanmıştır. Çalışmada ayrıca PV çalışmada ncelenen ADMÇ
tespt yöntemlernn brbrlerne karşı olan üstünlükler ve eksklkler de
değerlendrlerek, ADMÇ hakkındak mevcut durum ortaya konulmuştur.
Gökay BAYRAK
Fırat Ünverstes, Mühendslk Fakültes,
Elektrk-Elektronk Mühendslğ Bölümü, Elektrk Tessler A.B.D., 23100, Elazığ
[email protected][email protected]
128
Mart 2014
Yeni.makale.indd 1
11.04.2014 14:34
Günümüz güç sstem, büyük güç merkezlernn
senkronze şeklde şletldğ, üretlen gücün yüksek
gerlmlerde uzun letm hatları boyunca letldğ ve
tüketc tarafında bu gerlmn düşürüldüğü br yapıya
sahptr. Bu durum, üretlen elektrğn malyetnn,
küçük ölçekl üretm yapan tesslerden daha ucuz
olmasını sağlamak amacı le gerçekleştrlmektedr.
Ancak yakıt pl, gaz türbnler, rüzgar türbnler
ve güneş pller teknolojlerndek gelşmeler, güç
elektronğndek yenlkler, elektrk pyasasının yenden
düzenlenmesn gerektrmektedr. Müşterlern güç
kaltes ve güvenlrlk açısından talepler ve güç
endüstrs üzerndek çevre le lgl endşeler, dağıtık
üretmn önemn artırmaktadır.
Dağıtık üretm, yüke yakın üretm yapacak şeklde
kurulan merkez üretm merkezler dışında kalan
ve genellkle müşter tarafında yer alan üretm
kaynakları olarak tanımlanablr. Dağıtım sstemnde
DG sayısının artması, letm ve dağıtım kapastesndek
yükselmelerden sakınılmasını, letm ve dağıtım hattı
kayıplarının azaltılmasını, güç kaltesnn gelştrlmesn
ve sstemn gerlm proflnn gelştrlmesn
sağlayacaktır. Gerçekte, dünya üzerndek çoğu
şebeke sstemlernde DG’nn belrgn br etks vardır.
Bu nedenle DG le şebeke arasında brçok sorun
bulunmaktadır ve bunların en başında ada modlu
çalışma (ADMÇ) problem gelmektedr. Şekl 1’de, ADMÇ
durumunu açıklayan genel yapı gösterlmştr:
Şekil 1 - ADMÇ durumunu gösteren genel yapı
ADMÇ, br dağıtım sstem güç sstemnn kalan
kısmından elektrksel olarak zole edldğnde, enerj
akışının halen kendsne bağlı bulunan DG tarafından
devam ettrlmes durumudur [1]. ADMÇ, mevcut
sstemde bazı sorunlara neden olmaktadır. Bunlardan
bazıları aşağıda açıklanmıştır:
• ADMÇ, prmer kaynakların açılması ya da
kapanmasından sonra, sstem besleyen DG kaynakları
çn ve hatta çalışanların güvenlğ çn tehdt
oluşturmaktadır.
• ADMÇ’de, gerlm ve frekans, zn verlen standart
değerlernn dışına çıkmaktadır.
• Adalanan sstem, DG bağlantısı neden le yetersz br
şeklde topraklanmış olablmektedr.
• An tekrar kapama, DG’nn faz dışına çıkmasına
neden olablmektedr. Bu durum, büyük mekank
momentler ve akımlar üreteblmekte ve generatörlere
ya da prmer chazlara zarar vereblmektedr [2,3]. Aynı
zamanda, şebekeye ve dğer müşter ekpmanlarına
potansyel zarar verme durumu olan geçc durumlar
da oluşablmektedr. Faz dışı tekrar kapama, eğer br
pk gerlm değernde oluşursa, çok çeştl kapastf
anahtarlama geçc bleşenler üreteblmekte ve
haff sönümlü br sstemde nomnal gerlmn 3 katı
büyüklükte br tepe gerlmne neden olablmektedr
[4,5].
Genellkle br dağıtım sstem, herhang güç üreten
aktf br kaynağa sahp değldr ve letm hattında br
arıza oluştuğunda güç elde etmemektedr. Ancak DG’de
bu öngörü geçerl değldr. Mevcut çalışmalar, ADMÇ
meydana geldğnde, mümkün olan en kısa sürede
DG’nn elektrk şebekesnden ayrılması gerekllğn
ortaya koymaktadır. IEEE 929-2000 standardı [6],
ADMÇ meydana geldğnde, DG’nn sstemden ayrılması
gerektğn söylemektedr. IEEE 1547-2003 standardı
da [7], stenlmeyen br ADMÇ durumunun maksmum
2 sn çersnde tespt edlmes gerektğn ve dağıtım
hattına enerj aktaran tüm DG’lern bu durumda çeştl
sorunlar le karşı karşıya kalacağını belrtmektedr.
Bu nedenlerden dolayı, ADMÇ’y hızlı ve doğru br
şeklde tespt etmek önemldr [8-11]. Şebeke bağlantılı
PV sstemlern şebekeye entegrasyonu noktasında
da özellkle son brkaç yılda ülkemzde de öneml
129
Mart 2014
Yeni.makale.indd 2
11.04.2014 14:35
MAKALE
www.elektrikdergisi.com
çalışmalar yapılmıştır [12-24]. Bu çalışmalardan elde
edlen sonuçlardan da şebeke bağlantılı PV açısından
önem açıkça anlaşılmaktadır.
Bu çalışmada, ŞB PV sstemlerde oluşan ADMÇ durumu
ortaya konularak, ADMÇ’nn neden olduğu sorunlar
ve konu le lgl mevcut standartlar açıklanmıştır.
Çalışmada ayrıca PV sstemlerde kullanılan ADMÇ tespt
yöntemler sınıflandırılarak, genel çalışma prenspler
araştırılmıştır. Çalışmada ncelenen ADMÇ tespt
yöntemlernn brbrlerne karşı olan üstünlükler ve
eksklkler de değerlendrlerek, ADMÇ hakkındak
mevcut durum ortaya konulmuştur.
2. ADMÇ İLE İLGİLİ TEMEL KAVRAMLAR
ADMÇ le lgl yapılan çalışmalarda, ADMÇ le
lgl kullanılan yöntemlern performanslarının
değerlendrlmesnde k öneml kavram üzerne vurgu
yapılmıştır. Bunlardan lk, tanımlanamayan bölge
(NDZ = Non Detecton Zone) kavramı, dğer se
kalte faktörü (Qf ) kavramıdır. Her k özellk de,
ADMÇ’y belrleme yöntemlernn performanslarının
değerlendrlmesnde yaygın olarak kullanılmaktadır.
2.1. NDZ (Non Detecton Zone) Kavramı
NDZ kavramı, ADMÇ yöntemlernn, ADMÇ’y tespt
edemedğ yük aralığı bölges olarak tanımlanmaktadır.
Buradak yük, ADMÇ olayının gerçekleşme olasılığına
sahp olan yükler fade etmektedr.
Eğer şebeke tarafına bağlı olan kesc açıldığında (şebeke
bağlantısı kesldğnde), ada modlu çalışan sstemde br
aktf güç dengeszlğ ΔP ve reaktf güç dengeszlğ ΔQ
varsa, devredek PCC noktasındak gerlm ve frekansın
büyüklüğü, nverter ve yükün aktf ve reaktf güçlernn
eşt olduğu br noktaya kayacak ve değşecektr. Güç
dengeszlğnn büyük olduğu durumlarda, UFP/
OFP (Under Frequecy Protecton / Over Frequecy
Protecton ) veya UVP/OVP (Under Voltage Protecton
/ Over Voltage Protecton ) yöntemler le ADMÇ
durumu tespt edleblmektedr. Ancak sstemdek
yükün karakterstklerne bağlı olarak, ΔP ve ΔQ güç
dengeszlklernn küçük olduğu durumlarda, UFP/
OFP ve UVP/OVP chazlarının kescy anahtarladıkları
noktalar le ΔP ve ΔQ ve güç farkları tarafından
belrlenen, ADMÇ’nn tespt edlemedğ br bölge (NDZ)
oluşmaktadır. Şekl 2’de bu bölge gösterlmştr. Burada
taralı alan le gösterlen bölgede, ΔP ve ΔQ
güç farklarına bağlı olarak ADMÇ tespt
edlememektedr.
Aktf yöntemler, NDZ konusunda pasf yöntemlere
göre oldukça üstündürler. Ancak NDZ değer bu
yöntemlern performansını değerlendrmek çn
yeterl br krter değldr. Aktf yöntemlerde NDZ’nn
değerlendrleblmes çn gerçek edlmş Cnorm ve Lnorm
değerlerne göre değerlendrme yapılablmektedr.
2.2. Lokal Yük Eşdeğer Model
ADMÇ yöntemlernn değerlendrlmesnde, lokal yük
genellkle paralel RLC yükü le modellenmektedr.
Bunun sebeb, ADMÇ yöntemlernn ADMÇ’y tespt
çn en zor çalışma durumunun paralel RLC yükü le
oluşturulmasıdır. Sabt güçlü ya da harmonk çeren
nonlneer yükler, ADMÇ’nn tesptnde paralel RLC yükü
kadar zorluk oluşturmamaktadır.
2.3. Kalte Faktörü (Qf )
IEEE 929-2000 standardına göre, eğer gerçek güç
üretm, yükün talep ettğ gücün yüzde 50’s ve ada
modlu çalışan yükün güç faktörü > 0.95 se nverter,
şebeke bağlantısını, güç kaltes 2.5 ya da daha küçük
olacak şeklde, sanye çersnde kesmeldr.
Bu standarda göre kalte faktörü; her peryotta depo
edlen maksmum enerjnn, br peryotta kaybedlen
toplam enerjye oranının 2xp katı olarak fade
edlmektedr.
Kalte faktörü değer, 0 le 2.5 arasında değşmektedr
ve bu değşm paralel RLC yüküne bağlı olarak
değşmektedr. Kalte faktörü bu aralıkta değşrken, güç
faktörü de 1 le 0.37 aralığında değşmektedr. Yan kalte
faktörü artarken, güç değerler, dağıtım hattının ve lokal
yük konfgürasyonlarının tüm probleml durumlarına
karşılık geleblmektedr.
(2.1)
Denklem 2.8, paralel RLC yükünün kalte faktörünün,
frekanstan bağımsız olduğunu göstermektedr. Akım
kaynağının frekansının, yükün frekansına eşt olduğu
düşünüldüğünden, yükün gerlm le akımı aynı fazda
olacaktır ve yükün gerlmnn büyüklüğü sadece yükün
drenç değerne bağlı olacaktır.
3. ADMÇ İLE İLGİLİ MEVCUT STANDARTLAR
ADMÇ, DG’lerde çalışan personele ya da şebekeye
güvenlk açısından problem oluşturmaktadır. Bu
nedenle, DG’lern ADMÇ le lgl standartları sağlamaları
gerekldr. Bu standartlar, ADMÇ önleme yöntemlernn
gelştrlmesnde de öneml br yol hartasıdır.
Özellkle IEEE-1547, IEEE-929, IEC-62116, Japon ve Kore
standartları ncelemeye değer standartlardır.
Şekil 2 - ADMÇ’de NDZ bölgesinin genel görünümü
Tablo 1, ADMÇ le lgl mevcut bazı standartlarda yer
alan krterler göstermektedr. IEEE-929 standardında
130
Mart 2014
Yeni.makale.indd 3
11.04.2014 14:35
kalte faktörü değer Qf = 2.5 olarak seçlrken, Japon
standartlarında Qf = 0, dğer standartlarda se Qf = 1
olarak seçlmştr. Kalte faktörüne ek olarak, gerlmn ya
da frekansın normal çalışma aralığı da, ADMÇ belrleme
kapastesn etklemektedr. Buradan hareketle,
ADMÇ’nn en geç 2 sanye çersnde tespt edlmes
gerektğ görülmektedr. Bu aralığın, her ülke çn kabul
edlmş şebeke gerlm veya frekans aralığını takp
edecek şeklde düzenlenmes bu açıdan önemldr. Bu
nedenle ülkemzde de böyle br düzenlemeye htyaç
olduğu açıktır.
Durum
Frekans
Gerilim
En büyük açma
zamanı
1
fnom
0.5 Vnom
6 periyot
2
fnom
0.5 Vnom <
V<0.88 Vnom
2 saniye/120 periyot
3
fnom
1.10 Vnom
Normal çalıma
4
fnom
1.10 Vnom <
2 saniye/120 periyot
gösterlmştr [3,7].
Şebeke empedansındak değşklkler, şebekeyle paralel
çalışan nverterlern kararsızlığa gtmesne neden
olur. Bu nedenle EN50330-1 gb standartlar şebeke
empedansında 0.5 Ω değşm meydana geldğnde, 5
sanye çnde nvertern şebekeden ayrılmasını şart
koşmaktadır. Bu amaçla şebeke empedansının sürekl
olarak ölçülmes ve zlenmes gerekldr.
4. ADMÇ TESPİT YÖNTEMLERİ
ADMÇ’nn tesptndek ana düşünce, DG çıkış
parametrelern ve/veya sstem parametrelern
görüntülemek ve bu parametrelerdek değşmden
faydalanarak, ADMÇ’nn oluşup oluşmadığına
karar vermektr. ADMÇ tespt yöntemler, uzaktan
zleme ve yerel yöntemler olmak üzere k ana başlık
altında toplanablr. Yerel yöntemler de pasf, aktf
ve hbrt yöntemler olarak üç ana başlık altında
nceleneblr. Şekl 3, bu yöntemlern sınıflandırılmasını
göstermektedr.
V < 1.37 Vnom
5
6
fnom
(fnom+0.5) Hz
(fnom + 9.7) Hz
1.37 Vnom ≤ V
2 periyot
Vnom
Normal çalıÐma
7
f < (fnom-0.7) Hz
Vnom
6 periyot
8
f > (fnom+0.5) Hz
Vnom
6 periyot
Tablo 1 - IEEE 929-2000 standartlarına göre ADMÇ kriterleri
Şekil 3 - ADMÇ tespit yöntemleri
PV sstemler çn ADMÇ’y de çeren test standartları,
IEEE 929-2000 (Recommended Practce for Utlty
Interface of Photovoltac Systems) le belrtlmştr
[5]. IEEE-929 standardı, normal olmayan şebeke
koşullarında PV nverterlern güvenlk ve koruma
fonksyonları le lgl krterler de belrlemştr. Bu
normal olmayan koşullar, gerlm ve frekans değşm
le stenmeyen elektrk adalarının oluşmasına neden
olan şebekenn keslmes durumlarıdır. IEEE-929’a göre
hang durumlarda ve en fazla ne kadar zaman çnde
nvertern şebekeden ayrılması gerektğ Tablo 1’de
4.1. Yerel Yöntemler
Bu yöntemler, gerlm ve frekans gb, DG tarafındak
sstem parametrelernn ölçülmesne dayalı olarak
çalışmaktadırlar. Bu yöntemler pasf ve aktf yöntemler
olarak k ana başlık altında toplanmıştır.
4.1.1. Pasf Yöntemler
Pasf yöntemler, PCC (Pont of Common Couplng)
noktasındak gerlm, frekans, harmonk bozulma vb.
sstem parametrelerndek değşmn ölçülmes üzerne
131
Mart 2014
Yeni.makale.indd 4
11.04.2014 14:35
MAKALE
www.elektrikdergisi.com
çalışmaktadırlar. ADMÇ olayı
gerçekleştğnde, bu parametreler büyük mktarda
değşm gösterr. Şebeke bağlantılı durum le ADMÇ
durumu arasındak farklılık, bu parametreler çn
belrlenen eşk değerler le karşılaştırılır. ADMÇ’y
sstemdek dğer arızalardan ayırt etmek çn, eşk
değerler belrlenrken dkkatl olunmalıdır. Pasf
yöntemler genellkle hızlıdır ve sstemde br bozulmaya
neden olmazlar. Ancak ADMÇ’nn tesptnde hatalara
neden olan, büyük br algılanamayan bölgeye (NDZ)
sahptrler.
Pasf ADMÇ yöntemler, aşağıda detaylı olarak
açıklanmıştır:
4.1.1.1. Frekans Koruma ve Gerlm Koruma Yöntem
Üst/alt frekans koruma (Under/Over Frequency
Protecton - ÜUFP/OFP) ve üst/alt gerlm koruma
(Under/Over Voltage Protecton (UVP/OVP) yöntemler,
standart röle koruma veya ŞB PV sstemler çn temel
br koruma olarak kullanılmaktadır. OFP/UFP ve OVP/
OFP yöntemler, tüm şebeke bağlantılı PV sstemler
çn gerekldr. PCC noktası gerlmnn veya frekansının
belrlenen eşk değerler aştığı durumda, bu yöntemler
le DG, şebekeye güç aktarmayı durdurmaktadır. OFP/
UFP ve OVP/OFP yöntemler, korumanın yanında,
ADMÇ’y tespt etmek çn de kullanılmaktadır.
ŞB br PV sstemde, güç akışı Şekl 4’te gösterlmştr.
Burada PCC noktası, şebeke ve nverter arasındak ortak
bağlantı noktasıdır. Br PV nverter, OVP/UVP veya OFP/
UFP fonksyonları le donatıldığında, nvertern standart
röleler kullanarak temel pasf ADM önleme yöntemne
sahp olduğu düşünülür. Şebeke bağlantılı tüm
nverterlern, yazılım le gelştrlmş bu standart rölelere
sahp olması gerekldr.
Bu yöntem, DG’ye sahp dağıtım sstemnde, dengel
yüke nazaran, dengesz yükün olduğu durumlarda daha
etkl br yöntemdr.
4.1.1.3. Frekans Değşm Oranı (ROCOF) Yöntem:
DG, ADM çalıştığında çok yüksek br değere sahp
olacaktır.
ROCOF rölenn çalışma performansını anlamak
çn, Şekl 5’te gösterlen ROCOF (df/dt), röle model
kullanılmıştır. DG termnalndek gerlm snyaller,
PLL (Phase Locked Loop) döngüsüne gönderlr. PLL,
temel br frekans snyal üretr ve bu snyal br türev
alıcı devreden geçrlr. Buradan çıkan snyal, fltrelern
zaman sabtn ve kabul edlen ölçüm penceresn temsl
eden zaman sabt olan Ta‘yı çeren, brnc dereceden
br transfer fonksyonuna aktarılır.
Şekil 5 - ROCOF röle modeli blok diyagramı
Eğer frekans değşm oranı, belrlenen eşk değern
aşarsa, br tetkleme snyal üretlecektr. 50 Hz’lk br
sstem çn ROCOF ayarları, 0.1 Hz/s’den 1.0 Hz/s’ye kadar
değşeblr. Bu değer sstemn sağlamlığına bağlıdır
ve daha kuvvetl br sstemde daha küçük br değer
alır. İngltere’de ROCOF röleler genellkle 0.125 Hz/s
değerne, Kuzey İrlanda’da se 0.45 Hz/s le 0.5 Hz/s
aralığında ayarlanmaktadır [6].
ROCOF röleler le lgl en öneml problem, bu röleler
üreten farklı üretc frmaların ürünlernde, aynı sstem
olayında ble, aynı ayarlar yapılmasına rağmen, farklı
cevapların alınmasıdır. Bunun neden, bu rölelerde
frekans değşm oranının tesptnde kullanılan
algortmaların brbrnden farklı olmasıdır.
Şekil 4 - ŞB bir PV sistemde güç akışı
PV tarafından üretlen güç (PPV), yükün harcadığı güçten
(Pload) daha küçük olduğu durumda, PCC noktasındak
gerlm (VPCC), eşdeğer grş ve çıkış gücünü dengelemek
amacı le artırılmalıdır. Eğer lokal yük ve PV sstem gücü
brbrne eştse, ADMÇ’nn tespt oldukça zor olacaktır.
Bu yöntemn cevap süres değşken olduğundan dolayı,
OVP/UVP koruma ADMÇ’y önlemek çn doğru şeklde
tetkleme yapamayacaktır.
4.1.1.2. Çıkış Gücü Değşm Oranı (ROCOP) Yöntem
DG tarafındak çıkış gücü değşm oranı (dP/dt), ADMÇ
durumunda, aynı yük değşm oranı çn, çıkış gücü
değşm oranından çok daha büyük br değer alacaktır.
4.1.1.4. Vektör Kaydırma Yöntem
Faz yer değştrme, faz sıçrama veya vektör darbe
yöntem olarak da blnmektedr. Bu yöntem, ADMÇ’y,
faz değşmnn görüntülenmes yolu le tespt
etmektedr.
İzlenen gerlmn faz açısındak değşm,
ayarlanan değer br kez aştığında, vektör kaydırma
röles, DG tarafını an br tetkleme üreterek
uyarmaktadır. Şekl 6’da bu durum gösterlmştr.
Gerlm vektör kaydırma röleler çn genel ayarlar,
6 ve 12 derece arasında değşmektedr. Zayıf yapılı
şebekelerde, anahtarlama ya da ağır müşter yükler
durumunda yanlış çalışmayı önlemek amacı le röle
ayarının nspeten yüksek seçlmes önerlmektedr.
İngltere’de vektör kaydırma rölelernn ayarları ETR-113
standartlarına göre 6°, Kuzey İrlanda’da se 10° le 12°
arasında seçlmektedr [6].
132
Mart 2014
Yeni.makale.indd 5
11.04.2014 14:35
MAKALE
www.elektrikdergisi.com
devreden çıktığından tbaren artacaktır [10,11]. Kaynak
empedansının sürekl olarak zlenmes, sstemn
ada modlu çalışıp çalışmadığı konusunda br fkr
vermektedr.
Şekil 6 - ADMÇ durumunde gerilim dalga şeklinin değişimi
Vektör kaydırmanın ADMÇ’dek etknlğ, DG çıkış
gücündek an değşmn büyüklüğü le lşkldr.
Bu nedenle, yükün talep ettğ güç le üretlen güç
arasındak fark yetersz olduğunda, şebeke bağlantısının
tesptnde problem yaşanmaktadır. Röley aktve
edeblmek çn, aradak bu farkın en azından nomnal
gücün yüzde 15’ le yüzde 20’s arasında br değerde
olmalıdır. Röle 10 derece le ayarlandığında, ADMÇ’nn
tespt çn yüzde 30’luk br güç farkı gerekmektedr.
4.1.1.5. Frekans/Güç Değşm Oranı Yöntem
(df/dP) oranı, küçük kapastel br üretm sstemnde,
büyük kapastel (df/dP) değşm oranı, bu durumdan
yararlanarak ADMÇ’y tespt etmek çn kullanılmaktadır.
Yapılan çalışmalarda, DG ve yükler arasındak güç
farkının küçük olması durumunda (df/dP) hassas
sonuçlar verdğ görülmüştür [2].
4.1.1.6. Faz Sıçraması Tespt (PJD) Yöntem
PJD (Phase Jump Detecton) yöntem, nverter termnal
gerlm (VPCC) le nverter çıkış akımı (IPV_nv) arasındak
faz farkının, Şekl 7’dek gb an br faz sıçraması çn
görüntülenmesne dayanan br yöntemdr [9].
Bu yöntemde, şebeke bağlantılı nverterlern brm güç
faktörüne sahp olmaları gerekmektedr. Çünkü PJD
yöntemndek NDZ, yalnızca güç faktörüne bağlıdır.
ADMÇ boyunca güç faktörü se lokal yüke bağlıdır.
Eğer nverter brm güç faktöründe çalışmazsa, NDZ
değşeblr. Bu nedenle PJD yöntem, güç faktörü
tespt veya geçc faz tespt olarak da blnr. PJD
uygulama olarak avantajlı ve uygulaması kolay olsa da,
güvenlr ADMÇ belrleme şlem çn eşk değerlernn
seçlmesnn zorluğu, yöntemn vermn düşürmektedr.
4.1.1.8. Harmonk Bozulma Yöntem
Yükün konfgürasyonundak ve mktarındak değşm,
özellkle nverter çeren DG sstemlerde, şebekede farklı
harmonk akımlara yol açablmektedr. ADMÇ’y tespt
etmede kullanılan br yöntem de, ADMÇ olayından
önce ve sonra, DG termnal gerlmnn toplam
harmonk bozulma (THD) mktarındak değşmn
görüntülendğ yöntemdr. DG’nn gerlmnn 3.
harmonğndek değşm de, ADMÇ’nn tesptnde y
br fkr vereblmektedr [8]. Bu yöntem, akımın toplam
harmonk bozulması ve gerlm dengeszlğ gb k
parametrey kullanmaktadır. Bununla brlkte, bu
yöntem değerlern belrlemek de oldukça zordur [9].
4.1.2. Aktf Yöntemler
Aktf yöntemler, yük ve üretm sstem arasındak güç
farkının mnmum olması durumunda ble ADMÇ’y
tespt edleblen yöntemlerdr. Pasf yöntemlerde, yük
ve üretm sstem arasındak güç farkının mnmum
olması durumunda ADMÇ’nn tespt mümkün değldr.
Aktf yöntemler, bozucu snyallern ssteme eklenmes
le doğrudan güç sstem le etkleşme grerler.
Aktf yöntemlern ana fkr, DG’de ADMÇ meydana
geldğnde, sstemde PCC noktasına eklenen küçük
bozucu snyallern, sstem parametrelernde büyük
değşklklere neden olacağı üzerne kuruludur. Oysa,
DG şebekeye bağlandığında bu değşklkler hmal
edleblecek düzeyde olacaktır. Şekl 8, aktf yöntemlern
ADMÇ durumundak genel yapısını göstermektedr.
Aktf yöntemler, PCC’dek gerlm veya frekans
parametrelerndek değşklkler tespt eden ger
besleme kontrol yöntemne sahptr. Bu durumda, PV
nverter br akım kaynağı gb davrandığında, şebekeye
sağlanan akım aşağıdak denklem le fade edlr:
(4.1)
Burada (pV_nv nverter akımının genlğ
(pV_nv= IpV_nv = Idsturbance), ωPV frekans ve ϕPV
faz açısıdır. Bu üç parametre değştrleblr, düzeltleblr
veya arıza snyaller olarak ayarlanablr.
Şekil 7 - PJD yönetimine ilişkin ADMÇ tespit durumu
4.1.1.7. Empedans Değşm Yöntem
Şebeke empedansı, ADMÇ durumundak sstemn
empedansından belrgn şeklde daha küçüktür.
Ada modlu çalışan bölgenn empedansı, şebeke
Şekil 8 - ADMÇ’nin tespitinde kullanılan aktif yöntemlerin genel
çalışma prensibi
133
Mart 2014
Yeni.makale.indd 6
11.04.2014 14:35
MAKALE
www.elektrikdergisi.com
ADMÇ’nn tesptnde kullanılan bazı aktf yöntemler ve
kısa çalışma prenspler aşağıda açıklanmıştır:
4.1.2.1.Reaktf Güç Akışı Hata Tespt (REED)
Yöntem
Bu yöntemde, DG tarafı ve şebeke arasındak PCC
noktasındak reaktf güç akışı kontrol edlr [11]. Bu güç
akışı, sadece şebeke bağlandığı zaman gerçekleşeblr.
Eğer reaktf güç akışı sevyes, ayarlanan değern
koruyamazsa, ADMÇ tespt edleblr. Termnal
gerlmndek büyük br değşklk, reaktf gücün hemen
hemen hç değşmemesn sağladığında ADMÇ tespt
edleblr. Bu yöntemn en öneml sorunu, hızının yavaş
olması ve DG’nn brm güç faktöründe üretm yaptığı
sstemlerde kullanılamamasıdır.
4.1.2.2. Empedans Ölçüm Yöntem
Bu yöntemn çalışma mantığı, pasf yöntemdek le
aynıdır. Pasf yöntemde, br şönt ndüktans, besleme
gerlmne belrl zaman aralıkları le eklenmekte,
kısa devre akımı ve kaynak hesaplanmasında
kullanılmaktadır [9]. Bununla brlkte, aktf yöntemde,
br gerlm bölücü üzernden DG termnalne yüksek
frekanslı br snyal eklenmektedr. Bu yüksek frekanslı
snyal, şebeke bağlantısı koptuğunda çok belrgn br
değşm göstermektedr [10].
4.1.2.3. Faz veya Frekans Kaydırma Yöntemler
Görecel faz farkının ölçümü, nvertere dayalı DG’lerde
ADMÇ’nn tespt çn y br fkr vereblr. Fazın şeklnde,
küçük br bozucu etk yapmak suret le kaydırma yapılır.
DG şebekeye bağlandığında, frekans sabt olacaktır.
Sstem ada modlu çalıştığında se fazdak kayma,
frekansta büyük br değşklğe neden olacaktır. Kayma
Mod Frekans Öteleme Algortması (SMS) [11], poztf
ger besleme kullanarak, PCC noktasındak frekansın
değşm le nverter akımının faz açısını değştrr. SMS
yöntemne lşkn denklem aşağıda verlmştr:
(4.2)
Burada θm, fm frekansında meydana gelen maksmum
faz kayması fn nomnal frekans ve f(k-1)’de br öncek
peryottak frekanstır. Şekl 9, ADMÇ olayından sonra
SMS’nn çalışma prensbn göstermektedr. SMS yöntem
olmadığında, ADMÇ noktası, gerlm ve akım arasındak
faz kontrolünü yapan PLL kontrolü tarafından, Şekl 9’da
gösterlen A noktasına gdecektr. Dğer durumlarda,
ADMÇ noktası, denklem 4.2’de belrtlen denklem
ışığında, lokal yük çzgsnn sıfır noktası olan A
noktasına hareket edecektr. A noktası, UFR ve OFR le
belrlenen alan çnde olursa, ADMÇ kullanılarak, ADMÇ
olayından sonra çalışma noktası B noktasına taşınablr.
B noktası, UFR ve OFR le belrlenen alan çnde olursa,
ADMÇ olayı tespt edlemeyecektr.
Bununla brlkte, PLL kontrolünde br faz fltres
kullanılarak, ADMÇ olayından sonra çalışma noktası
B noktasına taşınablr. B noktası, UFR ve OFR le
belrlenen alan çnde olmadığından, SMS metodunu
kullanan nverter, ADMÇ olayını yakalayablr. Burada;
θLoad; derece cnsnden lokal yük eğrs, θSMS; SMS eğrs
(derece), fa; nverter çıkış gerlm frekansı (Hz), fM; SMS
fltre hattının maksmum frekansıdır (Hz).
Şekil 9 - ADMÇ’nin tespitinde kullanılan SMS yöntemine ilişkin eğri
Bu tespt yöntem, brden fazla nvertern yer aldığı
sstemlerde de kullanılablr. Bu yöntemn dezavantajı,
yükün faz açısının eğmnn, SMS hattından daha büyük
134
Mart 2014
Yeni.makale.indd 7
11.04.2014 14:35
olduğu durumda, kararlı çalışma noktalarının kararsız
çalışma noktalarına kayablmes ve ADMÇ’nn tespt
edlememesdr.
4.1.2.4. Aktf Frekans Öteleme (AFD) Yöntem
AFD yöntem, nverter akımının sıfır geçşnde, Şekl
10’da gösterldğ gb akımın yarı peryodunun kontrolü
esasına dayanmaktadır. Burada TI ve TV, DG çıkış
akımının ve şebeke gerlmnn, br yarı peryotluk
sürelern fade etmektedr. Tz se ölü zaman ya da sıfır
zaman olarak adlandırılır ve DG çıkış akımının sıfır
olduğu zamanı fade etmektedr. Şebeke bağlantısı
olmadığı durumda, nverter brm güç faktöründe
çalışarak, adalanan sstemn gerlmnn frekansını
sürekl artırıp azaltarak, lokal yükün rezonans frekansını
arayacaktır. Bu yöntem, özellkle rezstf yüklerde
oldukça etkl ken, dğer yüklerde başarısız sonuç
vereblmektedr [6].
Şekil 10 - AFD yönetiminde kullanılan sinyalin değişimi
4.1.2.5. Ger Beslemel Aktf Frekans Öteleme
(AFDPF) Yöntem
Bu yöntem, nverter akımının ölü bölgesn arttırarak,
frekans değşmndek artışı, nomnal değerden uzak
tutacak uygun değerne ayarlamaktadır [8]. AFDPF
yöntemndek sorun, paralel RLC yükündek faz açısının,
çalışma frekansına bağlı olması ve bu durumun zaman
zaman ADMÇ’nn tesptn sağlayamamasıdır.
4.1.2.6. Otomatk Faz Kaydırma Yöntem (APS)
APS yöntem, SMS yöntemnn değştrlmş br haldr
[3]. APS yöntem le sadece nverter çıkış akımının
başlangıç açısı, br öncek peryottak frekansa göre
değştrlr.
Bu yöntemde, sstem ada modlu çalıştığında, tetkleme
noktasına ulaşıncaya kadar, nverter termnal
gerlmnn frekansındak değşm korunur. Sadece,
olası kararlı çalışma noktalarında ek faz kaydırma
eklenr. APS algortması bazen yavaş hareket ederek,
gerçek yük şartlarında ADMÇ’nn tesptnde başarısız
olablmektedr.
4.1.2.7. Adaptf Lojk Faz Kaydırma (ALPS) Yöntem
ALPS yöntem, ek faz kaydırmayı düzenleyerek, her faz
kaydırmanın etksn ayrıca değerlendrmektedr [7]. Bu
algortma, nverter çeren DG şebekeye bağlandığında,
küçük br faz kaydırması üretmektedr. Oysa ADMÇ hızlı
br faz kaymasına neden olacaktır.
4.1.2.8. Sanda Frekans Öteleme (SFS) Yöntem
SFS Yöntem, genellkle Poztf Ger Beslemel Aktf
Frekans Kaydırma (AFDPF) yöntem olarak da blnr
ve Aktf Frekans Kaydırma (AFD) yöntemnden
gelştrlen yen br yöntemdr [9]. SFS yöntem, poztf
ger besleme kullanarak, nverter çıkış akımı dalga
şeklne ölü zamanlar veya kesntler ekleyerek, yen br
faz açısı oluşturmaktadır. Bundan dolayı, nverter çıkış
akımı frekansı, şebeke frekansından farklı br değere
zorlanmaktadır [10,11].
Denklem 4.3’te gösterlen kesm frekansı, şebeke
frekansındak hatanın br fonksyonu olarak aşağıdak
gb fade edlr:
(4.3)
Burada (Cf0) kesm frekansı, (K) hızlanma katsayısı, (fa),
VPCC’nn ölçülen frekansı ve (flne) hat frekansıdır.
135
Mart 2014
Yeni.makale.indd 8
11.04.2014 14:35
MAKALE
www.elektrikdergisi.com
4.1.2.9. Sanda Gerlm Öteleme (SVS) Yöntem
SVS Yöntem, PCC noktasındak gerlmn genlğ
üzerne dayalı olan poztf ger besleme yöntemn
kullanmaktadır. Şebeke bağlandığında, sstemn
gücü üzerndek etks yoktur ya da çok küçüktür.
Fakat şebeke bağlantısı kesldğnde, VPCC gerlmnde
azalma olacaktır. Yük empedansının durumuna
göre bu azalma devam edecektr. Sonuç olarak, çıkış
akımı ve gücü de azalacaktır. VPCC gerlmndek bu
azalma, UVP le belrleneblr. İnverter çıkış gücünü
arttırmak ya da azaltmak, uygun OVP/UVP yöntemler
kullanarak mümkündür ve nverter sonunda şlem
sonlandıracaktır [5, 8, 10]
4.1.3. Hbrt Yöntemler
Hbrt yöntemler, hem aktf hem de pasf yöntemlern
br arada kullanıldığı yöntemlerdr. Aktf yöntem, sadece
ADMÇ pasf yöntem tarafından tespt edldğnde
kullanılmaktadır.
4.2. Uzaktan İzleme Yöntemler
Uzaktan zleme yöntemler, şebeke ve DG’ler arasındak
letşme dayalı olarak çalışmaktadırlar. Bu yöntemler,
yerel teknklerden daha güvenlr olmasına rağmen,
uygulama malyetler yüksek ve ekonomk değldrler.
Uzaktan zleme yöntemlernden bazıları aşağıda
açıklanmıştır:
4.2.1. Güç Hattı Snyal (PLCC) Yöntem
PLCC yöntemnde, letm sstemndek br snyal
generatörü, mevcut güç hattını snyal yolu olarak
kullanarak, sürekl olarak dağıtım fderlerne br
snyal gönderr. Eğer alıcı snyal algılamazsa (letm
ve dağıtım sstemler arasındak kesclern açılması
neden le oluşur), br ADMÇ durumu vardır [7-9]. Şekl
11, bu yönteme lşkn genel yapıyı göstermektedr.
Bu yapı, çoklu DG sstemlernde de etkn br şeklde
kullanılablmektedr.
Şekil 11 - PLCC yöntemi genel yapısı
4.2.2. SCADA Yöntem (Transfer Trp Yöntem)
Bu yöntemdek temel düşünce, br dağıtım sstemnde
ADMÇ’ye neden olablecek tüm kesc ve ayırıcıları
görüntülemektr. Bu amaçla SCADA sstemler
kullanılmaktadır [6]. Bu yöntem, şebeke le DG’ler
arasında çok y br etkleşm gerektrr ve bu durum da
hem şebeke hem de DG sahpler çn malyetler arttırır.
5. ADMÇ YÖNTEMLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI
ADMÇ tespt yöntemler, yerel ve uzaktan zleme
yöntemler olarak k ana başlık altında ncelenmştr.
Yerel teknkler de kend arasında, pasf, aktf ve hbrt
yöntemler olarak üçe ayrılmaktadır. Pasf yöntemler,
ekonomk ve pratk olması neden le şebeke
bağlantılı DG çn gerekldr. Ayrıca pasf yöntemler,
güç kaltes üzernde bozulmaya neden olmaz ve
kolayca uygulanablrler. Pasf yöntemlern en öneml
sorunu, NDZ’nn yüksek olması ve eşk değerlernn
belrlenmesndek güçlüklerdr. Bunun yanında, pasf
kaynak durumunda) garantl br çalışma vermezler.
Aktf yöntemler, pasf yöntemlerdek yüksek NDZ’y
azaltmak çn gelştrlmşlerdr ve yüksek kalte
faktörlü yöntemlern arkasında UFP/OFP ve UVP/
OVP yöntemler şletldğ çn sstemn kararlılığını
bozmaktadırlar. Bu nedenle aktf yöntemler sstem
kararlılığını ve güç kaltesn bozablrler. Bu sorun, aynı
DG’ye brden fazla nverter bağlandığında daha büyük
olmaktadır.
İletşme dayalı yöntemler en mükemmel performansa
sahp olmasına rağmen, şebeke tarafında ek letşm
aygıtları ve sensörler gerektğnden sstem ve şletme
malyetler aşırı kararlılığın sstem malyet yerne
terch edldğ genellkle büyük güçlü sstemlerde
kullanılır. Bunun yerne NDZ’nn küçük, güç kaltesnn
y ve daha ucuz malyet olan hbrt yöntemler
kullanmak daha objektf br yaklaşım olablr. Ancak
hbrt sstemler günümüzde halen Japonya dışında
başka br yerde gerçek sstemlerde kullanılmamaktadır
[11].
6. SONUÇ
Lteratür ncelendğnde, ADMÇ yöntemlernn
çoğunun halen öner sevyesnde olduğu
görülmektedr. Araştırmalar gelştrldkçe, gerçek
sstem uygulamaları da genş şeklde yer alablecektr.
Buradan hareketle, tüm çalışma koşulları altında,
bütün sstemlerde güvenlr br şeklde çalışacak, özel
br ADMÇ tespt yöntemnn olmadığı görülmektedr.
ADMÇ yöntemnn seçm, DG’nn tpne ve sstem
karakterstklerne bağlı olarak değşmektedr.
Bu nedenle genel amaçlı ve uygulamada kolayca
gerçekleştrleblecek yen ADMÇ tespt yöntemlerne
htyaç bulunmaktadır. ŞB PV sstemlern hızla
gelştğ ülkemzde de, konu hakkında yapılacak
çalışmalara htyaç olduğu ve elektrk letm ve dağıtım
şrketlernn de PV sstemlern şebekeye bağlanması
le ortaya çıkacak en öneml problemlern başında
gelen ADMÇ olayı çn önlemlern alması çn gerekl
çalışmaları yürütmes gerekllğ açıkça ortaya
çıkmaktadır.
KAYNAKLAR
[1] W. Jan, L. Xng-yuan, Q. Xao-yan, “Power System
Research on Dstrbuted Generaton Penetraton”,
Automaton of Electrc Power Systems, vol. 29(24),
pp. 90-97, 2005.
136
Mart 2014
Yeni.makale.indd 9
11.04.2014 14:35
[2] J. Mulhausen, et al. “Ant-slandng today, successful
slandng n the future.” n Protectve Relay
Engneers, 63rd Annual Conference for 2010.
[3] T. Ackermann, G. Andersson, and L. Söder,
“Dstrbuted generaton: a defnton.” Electrc
Power Systems Research, vol. 57(3): p. 195-204.
2001.
[4] IEEE Recommended Practce for Utlty Interface of
Photovoltac (PV) Systems, n IEEE Std 929-2000,
2000.
[5] IEEE Applcaton Gude for IEEE Std 1547, IEEE
Standard for Interconnectng Dstrbuted Resources
wth Electrc Power Systems, p. 1-207, 2009.
[6] IEA Internatonal Energy Agency, Evaluaton of
Islandng Detecton Methods for Photovoltac
Utlty Interactve Power Systems, n Task V Report,
2002.
[7] IEEE, IEEE Standard for Interconnectng
Dstrbuted Resources Wth Electrc Power
Systems. IEEE Std 1547-2003, [8] D. Velasco, et al.,
“Revew of ant-slandng technques n dstrbuted
generators.” Renewable and Sustanable Energy
Revews, vol.14(6): p. 1608-1614, 2010.
[9] Z. Xuanca, et al., “Analyss of the Non-detecton
Zone wth Passve Islandng Detecton Methods
for Current Control DG System.”, n Appled
Power Electroncs Conference and Exposton,
2009.
Connected Internatonal Conference on Renewable
Energy Research and Applcatons (ICRER 2013),
Specal Sesson: Current and Future /Span, 2013.
[16] Bayrak G. and Cebec M., “A PV Based Automaton
System Desgn for Fsh Farms: An Applcaton
Study”, 7th Internatonal Conference on Electrcal
and Electroncs Engneerng (ELECO 2011), vol: 1,
pp: 23-28, Bursa, 2011.
[17] Bayrak G. and Cebec M., “An Automaton Platform
Desgn For Proceda-Socal and Behavoral Journal,
Vol:47, pp:950-955, Elsever, 2012
[18] Bayrak G. and Cebec M., ”Performance Analyss
of an Off- Grd PV System whch Has 1.1 kW
Installed Power Desgned for Fsh Farms”, The 6th
Internatonal Advanced Technologes Symposum
(IATS-6), vol:5 , pp: 167-171, Elazığ, 2011.
[19] Bayrak G., Cebec M., Gencoglu M.T., Ozdemr M.
T. And Ural Z, “A Novel Ant Islandng Detecton
Method For Grd Connected Fuel Cell Power
Generaton Systems”, Hyfusen 2013, 5to. Congreso
Naconal - 4to. Congreso Iberoamercano
Hdrógeno Y Fuentes Sustentables De Energía
Córdoba, Argentna, 10 - 14 June 2013.
[20] Ozdemr M. T., Bayrak G., Ural Z., Gencoglu M. T.,
And Cebec M., “Implementaton of Synchronous
Generator Excted by Photovoltac Cell / Fuel Cell
For Mcro Hydro Power Plants”, Hyfusen 2013, 5to.
Congreso Naconal - 4to. Congreso Iberoamercano
Hdrógeno Y Fuentes Sustentables De Energía
Córdoba, Argentna, 10 - 14 June 2013.
[10] M. Lserre,; F. Blaabjerg,; R. Teodorescu, , “Grd
Impedance Estmaton va Exctaton of LCL -Flter
Resonance,” Industry 1407, Sept.-oct. 2007
[11] M. Cobotaru, R. Teodorescu, P. Rodrguez, “Onlne
grd mpedance estmaton for sngle-phase grdconnected systems pp: 2306-2312, 2007.
[21] Bayrak G. Ve Gençoğlu M. T., “İk Eksenl Güneş
Takp Sstemnn Tasarımı ve PLC İle Kontrolü”,
Otomatk Kontrol Türk Mll Komtes Ulusal
Toplantısı TOK 2011, Bölüm:6, Sf:407-411, İzmr,
2011.
[12] Bayrak G. and Cebec M., “Grd Connected Fuel
Cell and PV Smulnk”, Internatonal Journal of
Hydrogen Energy (IJHE), http://dx.do.org/10.1016/j.
jhydene.2013.12.029, December 2013.
[22] Bayrak G. Ve Cebec M., “Güneş Plnden Beslenen
Scada Kontrollü Hdrolk Sevye Ölçüm Sstem”,
8. Ulusal Temz Enerj Sempozyumu, Sf: 133-140,
Bursa, UTES 2010.
[13] Bayrak G. ve Cebec M., “3.6 kW Gücündek PV
Generatörün Matlab Smulnk İle Modellenmes”,
Ercyes Ünverstes Fen Blmler Ensttüsü Dergs,
Clt:28, Sayı:2, Sf:198-204, 2012.
[23] Bayrak G. Ve Cebec M., “Şebeke Bağlantılı PV Güç
Yöntemler”, Otomatk Kontrol Türk Mll Komtes
Ulusal Toplantısı TOK 2013, Özel Oturum: Akıllı
Enerj Şebekeler ve Güç Sstemler, Bölüm 1, Sf:
14-20, Malatya, 2013.
[14] Bayrak G. and Cebec M., “A Novel Labvew Based
Ant Internatonal Conference on Renewable
Energy Research and Applcatons (ICRERA
2013), Specal Sesson: Advances on Solar Energy
Technology, pp: 549-554, Madrd /Span, 2013.
[15] Bayrak G. and Cebec M., “Montorng a Grd
[24] Bayrak G. Ve Cebec M., “Şebeke Bağlantılı Br
PV Güç Sstemnde Güç Akışının Labvew İle
Gerçek Zamanlı Olarak Toplantısı TOK 2013, Özel
Oturum: Akıllı Enerj Şebekeler ve Güç Sstemler,
Bölüm 1, Sf: 21-26, Malatya, 2013.
137
Mart 2014
Yeni.makale.indd 10
11.04.2014 14:35
Author
Document
Category
Uncategorized
Views
0
File Size
4 637 KB
Tags
1/--pages
Report inappropriate content