RÜZGAR SANTRALLERİNİN YAPISI VE ŞEBEKE ENTEGRASYONU. Ömer AYDEMİR YÜKSEK LİSANS TEZİ ELEKTRİK ELEKTRONİK MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI

Transkript

1

2 RÜZGAR SANTRALLERİNİN YAPISI VE ŞEBEKE ENTEGRASYONU Ömer AYDEMİR YÜKSEK LİSANS TEZİ ELEKTRİK ELEKTRONİK MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI GAZİ ÜNİVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ ARALIK 2014

3 Ömer AYDEMİR tarafından hazırlanan RÜZGAR SANTRALLERİNİN YAPISI VE ŞEBEKE ENTEGRASYONU adlı tez çalışması aşağıdaki jüri tarafından OY BİRLİĞİ ile Gazi Üniversitesi Elekjtrik Elektronik Mühendisliği Bölümü Anabilim Dalında YÜKSEK LİSANS TEZİ olarak kabul edilmiştir. Danışman Öğr.Gör.Dr.Süleyman Sungur TEZCAN Elektrik Elektronik Mühendisliği Gazi Üniversitesi Bu tezin, kapsam ve kalite olarak Yüksek Lisans Tezi olduğunu onaylıyorum... Başkan : Prof.Dr.M.Cengiz TAPLAMACIOĞLU Elektrik Elektronik Mühendisliği Gazi Üniversitesi Bu tezin, kapsam ve kalite olarak Yüksek Lisans Tezi olduğunu onaylıyorum... Üye : Doç.Dr.İbrahim SEFA Elektrik Elektronik Mühendisliği Gazi Üniversitesi Bu tezin, kapsam ve kalite olarak Yüksek Lisans Tezi olduğunu onaylıyorum... Tez Savunma Tarihi: 04/12/2014 Jüri tarafından kabul edilen bu tezin Yüksek Lisans Tezi olması için gerekli şartları yerine getirdiğini onaylıyorum... Prof. Dr. Şeref SAĞIROĞLU Fen Bilimleri Enstitüsü Müdürü

4 ETİK BEYAN Gazi Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Tez Yazım Kurallarına uygun olarak hazırladığım bu tez çalışmasında; Tez içinde sunduğum verileri, bilgileri ve dokümanları akademik ve etik kurallar çerçevesinde elde ettiğimi, Tüm bilgi, belge, değerlendirme ve sonuçları bilimsel etik ve ahlak kurallarına uygun olarak sunduğumu, Tez çalışmasında yararlandığım eserlerin tümüne uygun atıfta bulunarak kaynak gösterdiğimi, Kullanılan verilerde herhangi bir değişiklik yapmadığımı, Bu tezde sunduğum çalışmanın özgün olduğunu, bildirir, aksi bir durumda aleyhime doğabilecek tüm hak kayıplarını kabullendiğimi beyan ederim. Ömer AYDEMİR 24/12/2014

5 iv RÜZGAR SANTRALLERİNİN YAPISI VE ŞEBEKE ENTEGRASYONU (Yüksek Lisans Tezi) Ömer AYDEMİR GAZİ ÜNVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ Aralık 2014 ÖZET Ülkemizde son dönemde Rüzgâr Elektrik Santralleri (RES) lisans başvurularında önemli artışlar yaşanmış olup sisteme bağlanan RES kurulu gücündeki artış ile birlikte, bu santrallerin enterkonnekte sisteme bağlantı kriterleri ve sistem işletmeciliği üzerindeki etkileri daha büyük önem kazanmış durumdadır. Rüzgâr santrallerinin arıza sonrası sisteme katkısı, gerilim ve frekans tepkileri ve aktif güç kontrolü özellikleri belirlenerek bu yönde Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde gerekli düzenlemeler yapılmıştır. Şebeke yönetmeliklerindeki talepler, özellikle sürekli ve geçici rejimde gerilim kararlılığı problemini çözmek için reaktif gücü desteklemek odaklıdır. Rüzgar santrallerinin sisteme bağlandıkları noktada meydana gelen bir gerilim düşümü esnasında santrallerin aktif güç vermeye devam etmeleri ve gerilim düşümünün en kısa sürede temizlenmesine yönelik şebekeye reaktif güç enjekte etmeleri yönetmeliklerle zorunlu kılınmıştır. Bu Tezde RES lerin genel bir incelemesi yapılmış olup, sistemde kullanımı açısından en çok yer alan Çift Beslemeli İndüksiyon Jeneratör tipli rüzgâr jeneratörünün ayrıntılı sistem yapısı incelenmiştir. Daha sonra RES şebeke bağlantısı konusu detaylandırılarak şebeke bağlantı kriterleri değerlendirilmiştir. En son olarak ise Çift Beslemeli İndüksiyon Jeneratör tipi rüzgâr türbininin şebeke bağlantısı simüle edilerek farklı senaryolar için santralin arıza sonrası sisteme reaktif desteği ve devrede kalma özelliği (fault ride through) incelenmiştir. Bilim Kodu : Anahtar Kelimeler : Rüzgar enerji santralleri, çift beslemeli indüksiyon jeneratörü arıza sonrası sistemde kalma yeteneği Sayfa Adedi : 87 Danışman : Öğr. Gör. Dr. S. Sungur TEZCAN

6 v STRUCTURE OF WIND POWER PLANTS AND NETWORK INTEGRATION (M. Sc. Thesis) Ömer AYDEMİR GAZİ UNIVERSITY GRADUATE SCHOOL OF NATURAL AND APPLIED SCIENCES December 2014 ABSTRACT Recent years, significant amount of wind power generation was licenced in our country. As a result of this, system connection criterias of wind power plants and their impacts on system has gained greater importance. Fault ride through capability, voltage and frequency responce and active power control characteristics were identified and Electricity Market Grid Code was regulated in accordance with these criteria. Demand in network regulations, particularly focused on there active power support to solve steady state and transient voltage stability problems. During a voltage drop that occured on system integration point of wind power plants should continue to generate active and reactive power. Thus voltage droop will be decreased on the system integration point. This property is mandatory for wind power plants. This thesis has been made a general review of wind power plants in the system. The most use done Double Feed Induction Generator (DFIG) was investigated detailed. After that; network connection of WPP s were studied and network connection criterias were evaluated. Finally; the DFIG type wind turbine grid connection was sumilated by MATLAB for diffrent scenarios and fault ride through capability was investigated. Science Code : Key Words : Wind power plants, double feed induction generator, fault ride through Page Number : 87 Supervisor : Lecturer Dr. S. Sungur TEZCAN

7 vi TEŞEKKÜR Çalışmalarım boyunca değerli yardım ve katkılarıyla beni yönlendiren hocam Öğr. Gör. Dr. Süleyman Sungur TEZCAN'a, Prof. Dr. Sezai DİNÇER e, Doç. Dr. M. Timur AYDEMİR e, manevi destekleriyle beni hiçbir zaman yalnız bırakmayan sevgili aileme ve arkadaşlarıma teşekkürü bir borç bilirim.

8 vii İÇİNDEKİLER Sayfa ÖZET... ABSTRACT... TEŞEKKÜR... İÇİNDEKİLER... ÇİZELGELERİN LİSTESİ... ŞEKİLLERİN LİSTESİ... SİMGELER VE KISALTMALAR... iv v vi vii ix x xiii 1. GİRİŞ RÜZGÂR TÜRBİNİ YAPISI VE BİLEŞENLERİ Rüzgâr Türbin Çeşitleri Dikey eksenli rüzgâr türbinleri Yatay eksenli rüzgâr türbinleri Rotor Hızına Göre (Sabit Hızlı ve Değişken Hızlı) Rüzgâr Türbinleri TYPE A - Sincap kafesli asenkron jeneratör (SKAG) TYPE B - Rotoru sargılı (bilezikli) asenkron jeneratör (RSAG) TYPE C - Çift beslemeli asenkron jeneratör (ÇBAG) TYPE D - Rotoru sargılı (alan sargılı) senkron jeneratör (RSAG) RÜZGÂR AERODİNAMİK MODEL ASENKRON JENERATÖR YAPISI Rotor Tarafı Güç Dönüştürücüsü (Doğrultucu) Kontrolü Şebeke Tarafı Güç Dönüştürücüsü (Evirici) Kontrolü RÜZGÂR GÜCÜ İÇİN ŞEBEKE ENTEGRASYONUNDA GÖZ ÖNÜNDE BULUNDURULMASI GEREKEN HUSUSLAR... 31

9 viii Sayfa 5.1. Rüzgâr Enerjisine Dayalı Üretim Tesislerinin Şebeke Bağlantı Kriterleri Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinin arıza sonrası sisteme katkısı (FRT) Aktif güç kontrolü Frekans tepkisi Reaktif güç kapasitesi Reaktif güç desteği sağlanması Rüzgar Üretim Sistemlerinde Harici Kompanzasyon STATCOM çalışma prensibi Rüzgar Gücü Şebeke Entegrasyonu kv seviyesinden sistem irtibatlı 150 MW'lık bir üretim tesisi için şebeke yönetmelik kriter testi DFIG RÜZGÂR TÜRBİN SİMÜLASYONU Arıza Sonrası Reaktif Güç Desteğine İlişkin Canlı Sistemden Durum Örneği SONUÇ VE ÖNERİLER KAYNAKLAR ÖZGEÇMİŞ... 87

10 ix ÇİZELGELERİN LİSTESİ Çizelge Sayfa Çizelge 5.1. Test esnasında ölçülecek veriler Çizelge 6.1. DFIG jeneratör parametreleri Çizelge 6.2. Seri indüktör ve DC bara değerleri Çizelge 6.3. RSC kontrol parametreleri Çizelge 6.4. RSC kontrol parametreleri... 63

11 x ŞEKİLLERİN LİSTESİ Şekil Sayfa Şekil yılı sonu itibariyle dünya genelinde RES gelişimi... 1 Şekil 1.2. Türkiye için 2014 başı itibariyle RES gelişimi... 2 Şekil 2.1. Rüzgar santrali bileşenleri... 9 Şekil 2.2. Yatay ve dikey eksenli rüzgar türbinleri Şekil 2.3. Rüzgar türbini jeneratör bileşenleri Şekil 2.4. TYPE A rüzgar jeneratör yapısı Şekil 2.5. TYPE B rüzgar jeneratör yapısı Şekil 2.6. TYPE C rüzgar jeneratör yapısı Şekil 2.7. TYPE D rüzgar jeneratör yapısı Şekil 2.8. TYPE D rüzgar jeneratör yapısı Şekil 3.1. Pitch (Kanat) açısı - (β) Şekil 3.2. λ ve β nın bir değeri olarak değişen (λ,β) eğrisi Şekil 4.1. ASM kararlı durum eşdeğer devresi Şekil 4.2. ASM d-q eksen takımındaki eşdeğer devresi Şekil 4.3. DFIG rotor tarafı dönüştürücüsü kontrol şeması Şekil 4.4. DFIG şebeke tarafı dönüştürücüsü kontrol şeması Şekil 5.1. Rüzgar entegre edilmiş şebeke örneği Şekil 5.2. Klasik türbin-jeneratör güç transferi Şekil 5.3. Arıza sonrası FRT özelliği Şekil 5.4. Rüzgâr türbini için güç-frekans eğrisi Şekil 5.5. Rüzgâr santrali reaktif güç kapasite eğrisi Şekil 5.6. Rüzgâra dayalı üretim tesisleri tarafından sisteme verilecek reaktif güç desteği Eğrisi Şekil 5.7. Pasif eleman kompanzasyon sisteminde gerilim-reaktif akım grafiği... 44

12 xi Şekil Sayfa Şekil 5.8. Static Var kompanzatörlerine ait reaktif akım- gerilim değişim grafiği Şekil 5.9. STATCOM a ait reaktif akım gerilim değişim grafiği Şekil STATCOM un temel bileşenler cinsinden ifadesi Şekil STATCOM un çalışma prensibini ifade eden fazör diagramlar Şekil Farklı ülkeler için FRT gereksinimleri Şekil Alman şebeke yönetmeliğine göre FRT gereksinimi Şekil Santralin yük atması esnasında aktif güç değişimi Şekil Santralin yük alması esnasında aktif güç değişimi Şekil Santralin aktif güç-frekans değişimi Şekil Santralin aktif güç-frekans değişimi Şekil Santralin aktif - reaktif güç değişimi Şekil Santralin gerilim - reaktif güç değişimi Şekil 6.1. DFIG türbin güç-hız karakteristik eğrisi Şekil 6.2. DFIG şebeke entegrasyon simülasyonu Şekil 6.3. DFIG aktif,reaktif güç, rotor dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açı eğrileri Şekil 6.4. Gerilim çöküşünün gerçekleştiği 5. saniyede jeneratör aktif ve reaktif güç üretimindeki bozunum Şekil MVA lık üretim tesisi için koruma sistemindeki sınır değerler Şekil 6.6. Var Regülasyonu modunda meydana gelen gerilim düşümü esnasında 33 kv bara gerilimi Şekil MVA lık üretimin genel şeması Şekil 6.8. Gerilim Regülasyonu modunda meydana gelen gerilim düşümü esnasında 33 kv bara gerilimi Şekil 6.9. Gerilim Regülasyonu modunda DFIG aktif,reaktif güç, rotor dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açı eğrileri Şekil DFIG koruma sistemindeki sınır değerleri... 70

13 xii Şekil Sayfa Şekil DFIG aktif, reaktif güç, rotor dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açı eğrileri Şekil Gerilim Regülasyon modunda çalışan DFIG nin bağlı olduğu barada gerilim ve akım eğrileri Şekil DFIG aktif,reaktif güç, rotor dönme hızı,dc bara gerilimi ve pitch açı eğrileri Şekil Jeneratörün bağlı olduğu baradaki gerilim akım eğrileri Şekil Jeneratör ve statcom un bağlı olduğu baradaki gerilim ve statcom tarafından üretilen reaktif güç eğrileri Şekil kv bara gerilimi Şekil kv bara akımı Şekil kv bara gerilimi dalga şekli Şekil kv bara gerilimi dalga şekli Şekil kv bara akımı dalga şekli Şekil kv bara akımı dalga şekli Şekil kv baradan izlenen güç değerleri Şekil kv baradan izlenen aktif güç eğrisi Şekil kv baradan izlenen reaktif güç eğrisi Şekil kv baradan izlenen görünen güç eğrisi Şekil kv baradan izlenen görünen güç eğrisi Şekil A ile C fazları arasında gerçekleşen ve 0.05 s süren bir kısa devre Şekil Şekil deki kısa devre arızasının sonucu olarak RES bağlantı noktasındaki gerilim, aktif güç, reaktif güç eğrileri Şekil Şebekede meydana gelen A ile C fazları arası bir kısa devrenin yarattığı gerilim düşümü esnasında işletmede olan bir RES in 154 kv trafo fiderindeki gerilim düşümü ve aktif reaktif güç eğrileri

14 xiii SİMGELER VE KISALTMALAR Bu çalışmada kullanılmış simgeler ve kısaltmalar, açıklamaları ile birlikte aşağıda sunulmuştur. Simgeler Açıklamalar kv hz MVA V A Kilovolt Hertz Mega Volt Amper Radyan / saniye Volt Amper Kısaltmalar Açıklamalar DFIG PMSG SVPWM FOC VSI FRT VSC ve ve (λ,β) β Doubly-Fed Induction Generators Permanent Magnet Synchronous Generator Space Vector PWM Field Oriented Control Voltage Source Inverter Fault Ride-Through Voltage Source Converter : a,b,c üç faz anlık stator gerilimleri a,b,c üç faz anlık stator akımları dq ref. eksen takımında anlık stator gerilimleri dq ref. eksen takımında anlık stator akımları İndüktansın d q eksen takımında ifadesi dq referans eksen takımında akı ifadesi dq referans eksen takımında zıt EMF Jeneratör aktif güç Jeneratör reaktif güç Rotorun elektriksel açısal hızı Rüzgar mekanik güç katsayısı pitch (kanat) açısı

15 xiv Kısaltmalar Açıklamalar λ Pr Qr rs rr: Lls Llr Lm ird irq Vrd Vrq ψsq ψrq ωr ω d,q Rüzgâr türbininin tip hız oran değeri Mekanik güç Elektromanyetik tork DC bara gerilimi DC bara akımı İndüksiyon Jeneratörü aktif güç İndüksiyon Jeneratörü reaktif güç İndüksiyon Jeneratörü Stator direnci İ.G. Rotor direnci İ.G. Stator kaçak endüktansı İ.G. Rotor kaçak endüktansı İ.G. Manyetikleşme endüktansı İ.G. Rotor akım vektörünün d eksen bileşeni İ.G. Rotor akım vektörünün q eksen bileşeni İ.G. Rotor gerilim vektörünün d eksen bileşeni İ.G. Rotor gerilim vektörünün q eksen bileşeni İ.G. Stator akı vektörünün d eksen bileşeni İ.G. Rotor akı vektörünün d eksen bileşeni İ.G. Rotor açısal hız Referans eksen takımının açısal hızı Rastgele eksen takımı

16 1 1. GİRİŞ Dünya üzerinde rüzgâr enerjisi kurulu gücü her geçen gün artmakla birlikte 2013 sonu itibariyle 319 GW a ulaşmıştır. Rüzgâr enerji üretimi küresel anlamda enerji talebine %4 oranında bir katkıda bulunmaktadır. Yaklaşık olarak 103 ülkede günümüzde ticari temelde rüzgâr enerjisi kullanılmaktadır. Çin, MW yeni kapasite ve MW toplam rüzgâr kurulu gücü ile Türkiye nin toplam elektrik santrali kurulu gücünün de üstünde olmakla birlikte dünyada başı çekmektedir. ABD de ise 2012 yılından sonra sadece 1 MW lık bir artış gözlenerek toplam rüzgâr enerjisi kurulu gücü 13 GW a yükselmiştir. Asya ve Avrupa kıtaları ise artık aynı rüzgâr kurulu gücüne sahip olmakla birlikte (119 GW) 2014 yılı sonu itibariyle bu yarışta Asya nın öne geçmesi beklenmektedir. Elektrik arzında rüzgâr enerjisinin payının en yüksek olduğu ülkeler sıralamasını değerlendirecek olursak; Danimarka (% 34), İspanya (% 21), Portekiz (% 20'den fazla), İrlanda (% 16'dan fazla) ve Almanya (% 9) yı göz önüne alabiliriz yılı için dünyada rüzgâr santral kurulu gücünün 700 GW a ulaşacağı tahmin edilmektedir [1]. Şekil yılı sonu itibariyle dünya genelinde RES gelişimi [1] Türkiye için konuyu değerlendirecek olursak, 87 adet olan 3141 MW kurulu gücünde rüzgâr enerji santrali 2014 Haziran sonu itibariyle işletmede olup bu rakam MW olan Türkiye kurulu gücünün %4.7 ine karşılık gelmektedir [2]. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nın Strateji Planına göre, 2023 yılında yenilenebilir enerji kaynaklarının Türkiye toplam kurulu gücündeki yerinin en az %30 olması

17 2 hedeflenmektedir. Rüzgâr enerji santrallerinin söz konusu hedefteki payı ise 2015 yılına kadar 10 GW olarak belirlenmiştir [3]. Şekil 1.2. Türkiye için 2014 başı itibariyle RES gelişimi [3] Avrupa Birliği nin 23 Nisan 2009 tarihli 2009/28/EC direktifine göre 2020 yılına kadar, üye ülkeler tarafından yenilenebilir enerjinin toplam enerji üretimindeki payının %20 ye çıkarılması hedefi bulunmaktadır [2] yılında MW kurulu gücündeki rüzgâr santrali Avrupa Birliği ülkelerinde sisteme entegre edilmiş olup 2012 ye kıyasla söz konusu 28 ülkede rüzgâr santrali kurulu gücünde %8 lik bir artış kaydedilerek 2013 sonu itibariyle MW a ulaşmıştır [4]. Problemin Tanımı Yukarıda da ifade edildiği gibi son yıllarda rüzgar çiftliklerinin büyük miktarlarda sisteme entegre olmasıyla birlikte rüzgar üretimi artık küçük güçlerde ve dağınık olarak şebekede yer alan üretim karakteristiğinden sıyrılmıştır. Üstelik ilerleyen senelerde rüzgar gücünün şebekeye entegrasyonuna ilişkin stratejik hedefler de göz önüne alındığı taktirde, bu durumun şebeke bağlantısı ve şebeke işletmesi açısından ihmal edilemez bir sonuç doğuracağı tespit edilebilir. Rüzgar çiftliklerinin karakteristiğinin normal çalışma koşullarının yanı sıra şebekede meydana gelen gerilim düşümü durumunda incelenmesi

18 gerekmektedir. Şebekeye reaktif güç vererek veya şebekeden reaktif güç çekerek gerilim kontrolüne nasıl katkı yapılabileceği bu doğrultuda incelenmektedir. 3 Tez konusunda ilişkin yaptığımız literatür taramasında rüzgar üretim sistemlerine ilişkin yukarıda açıklamalar doğrultusunda öne çıkan bazı makaleler ve literatüre yaptıkları katkılar şöyledir: 1. Mary, D., Mathew, S., Sreejith, K. (2013). Modelling and Simulation of Grid Connected Wind Energy System. International Journal of Soft Computing and Engineering, 3(1), Sürekli mıknatıslı senkron jeneratöre sahip şebeke bağlantılı bir rüzgâr türbinin modellemesi ve simülasyonunu gerçekleştirmiş, güç dönüştürücü olarak diyot doğrultucu ve DC/AC evirici kullanılmıştır. Güç çeviriciler SVPWM tekniği kullanılarak kontrol edilmiştir. Rüzgâr türbininin tüm parçaları ve şebeke tarafı dönüştürücü Matlab/Simulink ortamında geliştirilmiştir. Gerçekleştirilen şebeke bağlantısı simülasyonu ile birlikte PMSG sisteminin güç-zaman karakteristiği elde edilmiştir. 2. Nascimento, A.C., Vieira, J.P.A., Nunes, M.V.A. Bezerra, U.H. (2010, 1-6 Aug ). Reactive power control of direct drive synchronous wind generators to enhance the Low Voltage Ride-Through capability. Bulk Power System Dynamics and Control (irep) - VIII (irep), 2010 irep Symposium, Rio de Janeiro. Şebeke bağlantı kriterlerinde önemli yere sahip olan bir konu düşük gerilimde yol alma olarak ifade edilen, belirli koşullardaki arızi durumlarda şebekeye reaktif güç desteği sağlayarak bağlı kalma ve çalışmasına devam edebilme özelliğidir. Makalede; akım kaynağı olarak modellenen değişken hızlı rüzgâr türbin parkında bu konuyu incelendi. Jeneratör tipi olarak doğrudan sürüşlü senkron jeneratör kullanılmış, jeneratör tarafı dönüştürücü olarak diyot doğrultucu, şebeke tarafı dönüştürücü olarak da PWM evirici modellenmiştir. 3. Kubeitari, M., Alhusayn, A., Alnahar, M. (2012). Space Vector PWM Simulation for Three Phase DC/AC Inverter.World Academy of Science, Engineering and Technology, 6(4),

19 4 Uzay Vektör PWM, düşük harmonik bozunumlarda etkin oluşu ve kolaylığı açısından sinüzoidal gerilim ve akım üretme amacıyla en çok kullanılan tekniklerden birisidir. Bu algoritma özellikle güç elektroniği uygulamalarında kullanılmaktadır. DQ dönel eksen kontrolü ve Doğrudan Trok Denetimi (DTC) gibi algoritmalar SVPWM tekniği kullanılarak geliştirilmiştir. Bu makalede Uzay Vektör PWM algoritması tanımlanmakta 3 faz DC/AC eviricinin çıkış gerilim genlik ve frekansları söz konusu anahtarlama tekniği ile kontrol edilerek sonuçlar değerlendirilmiştir. Söz konusu teknik ile güç elektroniği uygulamalarında düşük harmonik bozunum ve yüksek kararlılık ile anahtarlama işlemlerinin gerçekleştirileceği sonucu elde edilmiştir. 4. Koç, E. (2010). Modelıng and Investıgatıon of Fault Rıde Through Capabılıty of Varıable Speed Wınd Turbınes, Yüksek Lisans Tezi, METU Graduate School of Natural and Applied Sciences, Ankara, 16-24, Değişken hızlı rüzgâr türbin sistemlerinden olan DFIG (Çift Beslemeli İndüksiyon Jeneratörü) ve PMSG (Sabit Mıknatıslı Senkron Jeneratör) tip jeneratör yapıları kontrol sistem algoritmaları ile birlikte matematiksel eşitlikler ile ifade edilmiştir. Aktif ve reaktif güç kontrol ve arıza sonrası sisteme katkı açılarından Şebeke Yönetmeliğinin ilgili maddeleri incelenmiştir. Bu matematiksel modelleme doğrultusunda yapılan benzetim çalışmalarından, Şebeke Yönetmeliğinde yer alan özellikle arıza sonrası sisteme katkı konusunda söz konusu iki jeneratör yapısı karşılaştırılmıştır. Sürekli mıknatıslı senkron jeneratör tipi rüzgâr türbinlerinin, kullanılan güç elektroniği donanımının etkisiyle şebeke arızalarından daha az etkilendiği buna karşın arıza esnasında ve sonrasında sistemin toparlanmasına çift beslemeli asenkron jeneratör tipi rüzgâr türbinlerine göre daha çok yardımcı olduğu sonucu ortaya çıkmıştır. 5. Ghofrani, M., Arabali, A., Etezadi-Amoli, M. (2012).Modeling and Simulation of a DFIG-Based Wind-Power System for Stability Analysis,IEEE Power and Energy Society General Meeting,(22-26 July 2012), San Diego, A.B.D., 1-8. Çift Beslemeli İndüksiyon Jeneratörü tabanlı rüzgâr güç ünitesinin seri kompanze edilmiş iletim hattına bağlantısına ilişkin modelleme ve simülasyonunun gerçekleştirildiği makalede öncelikle rotor akı ekseni doğrultusunda kontrol sistemiyle birlikte DFIG nin

20 5 matematiksel modellemesi gerçekleştirilmiştir. Bu makalede şebeke tarafı hat filtresi ve iletim hattının dinamik yapısı da hesaba katılmasıyla DFIG sistemi için diferansiyel eşitliklerden oluşan kapsamlı bir matematiksel modelleme gerçekleştirilmiştir. Oluşturulan matematiksel model ve model doğrultusunda gerçekleştirilen simülasyon ile farklı iletim hattı kompanzasyon seviyeleri için (Xl/R) sistem kararlılığı değerlendirilmesi yapılmıştır. Şebekenin dinamik anlamda kuvvetli oluşunun sistem kararlılığına etkisi incelenmiştir. 6. Huang, N (2013). Simulation of Power Control of a Wind Turbine Permanent Magnet Synchronous Generator System, Yüksek Lisans Tezi, Marquette University FBE, Wisconsin, 16-21, Maksimum sistem verimliliğinde rüzgârdan optimum gücün elde edildiği PMSG rüzgâr türbinine dair simülasyonun gerçekleştirildiği bu tezde ilk olarak rüzgâr türbin ve senkron jeneratörün matematiksel modellemesi gerçekleştirilmiştir. Maksimum güç noktası takibi kontrolü için kullanılan MPPT mantığı uygulanmakta olup rüzgâr hızının referans olarak alındığı alan yönelimli kontrol algoritması, PMSG hızını kontrol etmek için uygulanır. Şebekeye verilen aktif ve reaktif gücün düzenlenmesi maksadıyla şebeke tarafı dönüştürücüsü anahtarlaması, gerilim yönlendirmeli kontrol algoritması kullanılarak gerçekleştirilir. 7. Kawady, T.A., Nahhas, A.M. (2013). Modeling Issues of Grid-Integrated Wind Farms for Power System Stability Studies.(1). New York/A.B.D.:Intech, DFIG tabanlı rüzgâr türbin sisteminin jeneratör yapısı ve kontrol sisteminin matematiksel modellemesi ve simülasyonu gerçekleştirilmiştir.şebeke bağlantısı gerçekleştirilen DFIG jeneratör sisteminin şebeke bağlantı kriterleri doğrultusunda kararlılık analiz çalışması gerçekleştirilmiştir. 8. Li, S. Haskew, T.A. Williams, K.A. Swatloski, R.P. (2011). Control of DFIG Wind Turbine With Direct-Current Vector Control Configuration. Sustainable Energy, 3(1),1-11. Değişken hızlı rüzgar türbin çeşitlerinden bir tanesi olan DFIG tipli rüzgar türbinleri son yıllarda şebekelere çokça irtibatlandırılmaktadır. DFIG kontrol mekanizmasında; geleneksel vektör kontrol yöntemindeki bazı sınırlamalar doğrudan akım vektör kontrol

21 6 yöntemiyle ortadan kalkmaktadır. Böylelikle şebeke entegrasyonu noktasında reaktif güç ve şebeke gerilim desteği açısından avantaj yakalanmaktadır. Bu makalede geleneksel kontrol yöntemi ile doğrudan akım-vektör kontrol yöntemi karşılaştırılmakta ve hem kararlı durumda hem de farklı rüzgar koşullarında simülasyon aracılığıyla söz konusu farklılıklar değerlendirilmektedir. 9. He, J., Li, Q., Qin, S., Wang, R. (2012, May 2012 ). DFIG wind turbine modeling and validation for LVRT behavior. Innovative Smart Grid Technologies - Asia (ISGT Asia), Tianjin. Rüzgar gücünün şebekedeki miktarı arttıkça rüzgar çiftliği kararlılık değerlendirmelerinde doğru bir rüzgar türbin dinamik modelinin elimizde olması önem arz etmektedir. Rüzgar türbin modelinin özellikle arıza esnasında meydana gelen dinamik değişimleri yansıtması doğru bir çalışma için gereklidir. Bu çalışmada DFIG rüzgar türbinleri için gerçekçi bir dinamik model tasarlanmıştır. Simülasyon vasıtasıyla bağlı olduğu baradaki düşük gerilim esnasında meydana gelen geçici durum olaylarının incelenmesi gerçekleştirilmektedir. Simülasyonlar model yapısı ve parametrelerin LVRT (FRT Arıza sonrası sisteme katkı) davranışa etkisini değerlendirmemize yardım etmektedir. 10. Yang, S.Y., Yuan, K.W., Lin, H.J. Lee, W.J. (2013, 6-11 Oct ). Integrated mechanical and electrical DFIG wind turbine model development. Industry Applications Society Annual Meeting, Lake Buena Vista. Makale; DFIG rüzgar türbin modelinin gerçekleştirilmesine odaklanıyorken; elektriksel ve mekaniksel kısımlar arasındaki etkileşimler inceleniyor. Mekanik olarak kanatların aerodinamik yapısı incelenirken, elektriksel olarak diferansiyel denklemler kullanılarak simülasyon gerçekleştiriliyor. Şebeke tarafı dönüştürücüsü DC bara gerilimini, rotor tarafı dönüştürücüsü ise jeneratörün ürettiği torku kontrol etmekte olup bu dönüştürücüler için kontrol stratejileri açıklanmaktadır. Birçok makalede elektriksel ve mekanik modeller ayrı ayrı ifade edilirken bu makalede iki sistem bir arada incelenmektedir. 11. Shuhui, L., Haskew, T.A., Swatloski, R.P., Gathings, W. (2012). Optimal and Direct- Current Vector Control of Direct-Driven PMSG Wind Turbines. Power Electronics, 27(5),

22 7 Güç elektronik teknolojilerindeki ilerlemeler sayesinde doğrudan sürüşlü PMSG (Daimi Mıknatıslı Senkron Jeneratör) rüzgar türbinlerinin kontrol mekanizmalarında da birçok ilerlemeler kat edilmiştir. İlk zamanlarda PMSG'lerin kontrol mekanizmalarında pasif doğrultucularla birlikte IGBT'li eviriciler kullanılmıştır. Rüzgar türbinlerinde back-to-back yapıda gerilim kaynaklı IGBT dönüştürücülerin tercih edilmesi daha verimli bir sonuç ortaya koymuştur. Makalede; geleneksel pasif doğrultuculu, IGBT eviricili kontrol yapısı ile birlikte back-to-back gerilim kaynaklı PWM dönüştürücülü kontrol yapısı karşılaştırmalı olarak incelenmiştir. 12. İnternet: Iqbal, A., Lamine, A., Ashraf,I. (Mayıs, 2012). Matlab/Simulınk Model of Space Vector PWM for Three-Phase Voltage Source Inverter. Vol. 1. URL: Son Erişim Tarihi: 18/11/2014. Matlab/Simulink ortamında aşama aşama SVPWM modelinin geliştirildi. Gerilim kaynaklı eviricinin (VSI) ile SVPWM ile karşılaştırması yapılmıştır. VSI çıkışı maksimum 0,5 Vdc (girişe uygulanan DC gerilim) olmaktadır. SVPWM tekniği kullanılmasıyla DC barada %15.15 iyileşme elde edilmektedir. 13. Slootweg, J.G. (2003). Wind Power Modelling and Impact on Power System Dynamics.(1). Ridderkerk/Netherlands.: Ridderprint Offsetdrukkerij B.V., Şimdiye kadar birçok rüzgar tekli tesisler olarak ya da küçük gruplar halinde kurulmuştur ve dağıtım şebekesine bağlanmıştır. Bu türbinler bağlandıkları dağıtım şebekesindeki akımları ve güç akışını etkiler, bara gerilimlerini değiştirir. Dağıtım şebekesinde kurulan cihazlar rüzgar türbinlerinin düğüm gerilimleri üzerindeki etkisini kompanze edemezse bu durum problemlere neden olabilir. Bu durumda sistemdeki bazı baralar anma değerlerinden izin verilen sapma skalasını aşar ve kararsızlık meydana gelir. Büyük ölçekli rüzgar çiftliklerinin iletim sistemine bağlanması durumunda benzer bir durum ortaya çıkar. İletim sistemindeki gerilimleri kontrol etme kapasiteleri rüzgar çiftliğinin bara gerilimleri üzerindeki etkisini kompanze etmek için yeterli değilse bazı baralardaki gerilim anma değerlerinden izin verilen sapma dahilinde tutulamaz. Bu kitapta rüzgar gücünün gerilim kontrolü üzerindeki etkisi incelenmiştir. Rüzgar türbinleriyle gerilim kontrolünü incelenmiş ve kararlı durum dinamik simülasyon sonuçları değerlendirilmiştir.

23 8 Araştırmanın Amacı Gerçekleştirmiş olduğumuz çalışmada öncelikle geleneksel üretim tesislerinden bir çok anlamda farklılık arz eden rüzgar üretim tesislerinin yapılarının ayrıntılı bir şekilde incelenmesi hedeflenmiştir. Farklı çeşitleri doğrultusunda yapıları incelenen rüzgar üretim sistemlerinden sistemde en fazla yer alan yapı olan DFIG (Çift Beslemeli İndüksiyon Jeneratörü) tip rüzgar santralleri üzerinden gerçekleştirdiğimiz simülasyonla, rüzgar üretim tesisleri için şebeke işletmecileri tarafından koyulan sınırların nasıl sağlanabileceğine ilişkin bir değerlendirme yapılacaktır. Şebeke arızaları sırasında meydana gelen gerilim çökmeleri rüzgâr santrallerinin şebekeden kopmasına ve sistemin daha kötü bir noktaya sürüklenmesine ve hatta bölgesel çökmelere sebep olabilmektedir. Bu problemden kaçabilmek için şebeke yönetmelikleri; rüzgâr santrallerinin bağlantı noktalarındaki gerilim seviyelerinin çok küçük değerlere düşmedikçe şebekeden ayrılmamasını öngören ifadelere yer vermektedir. Bu durumlarda rüzgâr santrallerinin gerek şebekeye reaktif güç enjekte ederek ve gerekse hata sonrasında aktif güçlerini belli bir oranda arttırarak şebeke bağlantı noktasındaki gerilim seviyesinin iyileşmesine katkıda bulunması beklenir. Çalışmamızda rüzgar santrallerinin farklı çeşitleri için çalışma prensiplerinin anlaşılmasından sonra DFIG tip için şebeke entegrasyonu çalışması gerçekleştirilerek arıza esnasındaki dinamik inceleme hedeflenmiştir. Gerçekleştirilen simülasyon doğrultusunda rüzgar santrallerinin şebeke entegrasyon noktasındaki hata sonrası gerilim düşümünü iyileştirmeye yönelik katkısının incelenmesi gerçekleştirilmiştir. Daha sonra ise simülasyondaki senaryomuzun gerçek durum örneklerine yer verilmiştir.

24 9 2. RÜZGÂR TÜRBİNİ YAPISI VE BİLEŞENLERİ Yapısal olarak rüzgâr elektronik alt sistemlerinden oluşmaktadır. türbinleri aşağıda ifade edilen mekanik, elektromekanik ve 1. Mekanik Bileşenler 2. Elektromekanik bileşenler 3. Güç Elektroniği 4. Ölçüm Sistemleri 5. Kontrol Sistemleri Mekanik aksam olarak kule, nacelle (kule üstündeki yapı), kanat, düşük hız şaftı, dişli kutusu, yüksek hız şaftı, rota mekanizması, hidrolik sistem, soğutma birimi, anemometre parçaları sayılabilir [7]. Şekil 2.1. Rüzgar santrali bileşenleri [7] Alt sistemler içerisinden güç elektroniği devreleri üzerinde detaylıca durulacak olup, tüm sistemin ihtiyaçlarına en uygun şekilde cevap verecek olan güç dönüştürücüleri

25 10 incelenecektir. Elektromekanik ve elektronik bileşenler detaylı olarak aşağıda ifade edilecektir Rüzgâr Türbin Çeşitleri Rüzgâr türbinleri rüzgârdaki hareket eden havayı kullanarak, türbin kanatları vasıtasıyla elektrik üreten döner makinelerdir. Rüzgâr türbin yapılarının dönme eksenine ve rotor hız ve yapısına göre değişik tipleri bulunmaktadır. Dönme eksenine göre inceleyecek olursak rüzgâr türbinleri iki başlıkta incelenir Dikey eksenli rüzgâr türbinleri Dikey Eksenli Rüzgâr Türbinleri (Vertical-Axis Wind Turbines -VAWT) ana rotor şaftının dikey olarak yerleştirildiği, dişli kutusu ve jeneratörün toprak seviyesinde yerleştirilebildiği yapıya sahiptir. Bu tip türbinler daha çok deney amaçlı üretilmiş olup ticari kullanımı çok azdır. Bu tip rüzgâr türbinlerinde kule daha hafif ve kolayca ulaşılabilir olduğu için tamir kolaylığı söz konusudur. Diğer taraftan; dezavantaj olarak self-starting özelliğinin olmaması, yüksek tork dalgalanmaları ve yüksek kanat yapısında hız düzenleme zorluklarının olması sayılabilir. Şekil 2.2. Yatay ve dikey eksenli rüzgar türbinleri [11]

26 Yatay eksenli rüzgâr türbinleri Şekil 2.2. de yatay eksenli bir rüzgâr türbininin (Horizontal Axis Wind Turbine - HAWT) yapısı görülmektedir. Bu tip türbinlerde dönme ekseni rüzgâr yönüne paraleldir. Ticari türbinler genellikle yatay eksenlidir. Yatay eksenli rüzgâr türbini kanatlar, göbek (hub), rotor şaftı ve jeneratörden oluşmaktadır. Günümüzde en çok kullanılan tip üç kanatlı olanlardır. Bu çeşit türbinlerde uzun bir kule ve uzun, güçlü kanat yapısıyla daha fazla güç çıkışı söz konusu olur. Pitch kontrol (kanat açı kontrolü) sayesinde rüzgâr mekanik gücünden optimum elektriksel güç elde edilirken aşırı rüzgâr hızlarında güç çıkışının sabitlenmesi yoluyla mekanik ve elektriksel zorlanmaların önüne geçilmiş olunur. Şekil 2.3. Rüzgar türbini jeneratör bileşenleri [11] Bunun yanında; dişli kutusu ve jeneratörün yüksek bir kulenin tepesinde yer alması türbin tasarımını daha pahalı ve karmaşık yapmaktadır. Ek esneme kontrol mekanizmasına ihtiyaç duyulması ve kurulum zorlukları, bu tip rüzgâr türbinlerinin diğer dezavantajlarıdır [11].

27 12 Yatay Eksenli Rüzgâr Türbin Bileşenleri Anomemetre: Rüzgâr hızını ölçerek kontrol sistemine giriş verisi olarak gönderir. Kanatlar: Rotorla irtibarlı olup rüzgâr dönüşümünü gerçekleştirir. çizgisel hızının rotorda açısal hız değerine Fren: Mekanik, elektriksel ve hidrolik yapıda olabilmekle birlikte acil durumlarda ve tamir durumunda rotorun durmasını sağlar. Aktarma Organları: Rotor göbeği (hub), rotor şaftı, gearbox (dişli kutusu) ve jeneratör şaftından oluşan mekaniksel kısımların kombinasyonu olup mekanik güç ile elektriksel güç arasındaki irtibatı sağlarlar. Soğutma Sistemi: Çalışma koşulları sırasında jeneratörde meydana gelen ısının giderilmesi için kullanılırlar. Hava ve su soğutma sistemi olarak iki çeşit soğutma sistemi vardır. Kontrol Sistemi: Ölçü aletlerinden gelen tüm sinyallerin alınmasından sonra gerekli kısımlara kontrol sinyalleri gönderilerek sistemin kontrolü gerçekleştirilir. Dişli Kutusu (Gear box): Hızın düşük olduğu şaft ile yüksek olduğu şaft arasına bağlanarak jeneratör hızının mekanik olarak kontrolü sağlanır. Jeneratör: Mekanik gücün elektriksel güce dönüşümünü gerçekleştirir. Yüksek Hız Şaftı: Türbin tarafındaki şaft. Düşük Hız Şaftı: Jeneratör tarafındaki şaft. Nacelle: Kulenin tepesindeki jeneratör, kontrol sistemi, şaft, dişli kutusu ve amortisörün (esneme sistemi) yerleştirildiği kısımdır. Pitch Kontrol Sistemi (Kanat açı kontrolü): Kanat açısının değiştirilmesi ile birlikte aşırı rüzgâr güçlerinde sistem çıkış gücünün sabitlenmesini sağlayan kontrol sistemidir.

28 Rotor: Kanatlardan gelen kinetik enerjinin mekanik enerjiye dönüşümünü sağlayan ve kanatlar, hub, şaft ve yataklardan oluşan yapıdır. 13 Kule: Çelik kafesten oluşan ve nacelle yapısıyla birlikte kanatları taşıyan kısımdır. Rüzgâr kanatçığı: Rüzgâr doğrultusunu ölçer ve bu bilgiyi esneme sistemine göndererek türbinin rüzgâr hızına dik olarak konuşlanmasını sağlar. Yaw (Esneme) Sistemi: Türbinin rüzgâra karşı (rüzgâr çizgisel hızına dik konumda) olmasını sağlayan sistemdir [7]. Rüzgâr türbinleri ayrıca rotor hızına göre sınıflandırılırlar. Sabit hızlı ve değişken hızlı olarak tanımlanabilen rüzgâr türbin çeşitleri aşağıda verilen dört temel türbin konfigürasyonu şeklinde incelenirler: 2.2. Rotor Hızına Göre (Sabit Hızlı ve Değişken Hızlı) Rüzgâr Türbinleri TYPE A - Sincap kafesli asenkron jeneratör (SKAG) Şekil 2.4. TYPE A rüzgar jeneratör yapısı [11] Bu jeneratörler sabit hız kontrollü rüzgâr jeneratörü olarak da adlandırılmaktadırlar li yıllarda çok popüler olan bu tip rüzgâr jeneratörleri transformatör üzerinden doğrudan şebekeye bağlıdır. Jeneratörlerden şebekeden reaktif güç talebinin elimine edilmesi için kondansatör grubuna ihtiyaç gerekmektedir. Dezavantajları; jeneratör parametrelerinin sıcaklık ve frekansla değişerek sistemin kontrolünü karmaşıklaştırmasıdır. Moment-hız eğrisi lineerdir. Böylece rüzgâr gücündeki dalgalanmalar direkt olarak

29 14 şebekeye iletilir. Bu geçişler özellikle rüzgâr türbininin şebeke bağlantısı sırasında kritiktir. Bu noktalarda nominal akımdan 7-8 kat daha hızlı akım geçişi olur. Bu rüzgâr jeneratörleri herhangi bir hız kontrolünü desteklemez. Rüzgâr dalgalanmaları önce mekanik ve sonra da bağlantı noktasında elektriksel dalgalanmalara sebep vermektedir. Kapasitörün olmadığı durumlarda, gerilim dalgalanmalarından dolayı türbinler şebekeden değişken miktarda reaktif güç çekeceklerdir. Bu da hem gerilim dalgalanmalarını hem de hat kayıplarını artıracaktır TYPE B - Rotoru sargılı (bilezikli) asenkron jeneratör (RSAG) Jeneratör doğrudan şebekeye bağlanır. Jeneratör rotor sargıları kontrol direnci ile seri bağlıdır. Bu bize, senkron hızın 0-10% u aralığında bir hız ayarlamasını sağladığı gibi,yol alma akımı da azaltılabilmektedir. Toplam rotor direncinin kontrol edilebilir olması kaymayı ve çıkış gücünü de kontrol edilebilir kılmaktadır. Kapasitör grubu reaktif güç kompanzasyonunu sağlamakta, ve şebeke bağlantısı da soft starter devresi ile sağlanmaktadır. Şekil 2.5. TYPE B rüzgar jeneratör yapısı [11] 1990 lı yılların ortalarından günümüze kullanılmış olan bir jeneratör tipi olmakla birlikte TYPE A dan daha pahalıdır. Dirençlerde oluşan kayıplar ciddi bir dezavantajdır [11] TYPE C - Çift beslemeli asenkron jeneratör (ÇBAG) Bu tip rüzgâr türbinlerinde rotoru sargılı asenkron jeneratör kullanılır. Bu jeneratör yapısında, stator direk olarak şebekeye bağlıyken, rotor bilezikler üzerinden 2 adet sırt-

30 sırta-bağlı güç dönüştürücüsü (back to back yapı) ile şebekeye bağlı olduğu için çift beslemeli asenkron jeneratör diye isimlendirilir. 15 Şekil 2.6. TYPE C rüzgar jeneratör yapısı [11] Bu dönüştürücülerden şebeke tarafında olanı, güç dönüştürücüleri arası doğru akım (DA) bara gerilimini kontrol ederken, rotor tarafında bulunan dönüştürücü stator tarafının aktif ve reaktif güç çıkışını kontrol eder. Yani, rotor tarafındaki kontrol sistemi, elektromanyetik torku regüle eder ve jeneratörün manyetizasyonunu sürdürebilmesi için reaktif güç sağlar [14]. Bu tip rüzgâr türbinlerinin güç çıkışları ve rotor hızı, kanat açısı kontrol sistemi ve güç dönüştürücüleri tarafından kontrol edilebilir. Bu tip rüzgâr türbinleri değişken hızda çalışabildiği ve rotoru şebekeden ayrıldığı için verimleri artmış ve şebeke etkileri azalmıştır. Bunun yanında dönüştürücüler, jeneratörün anma değerinin %30 u kadar olduğu için maliyet olarak daha uygundur. Şekil 2.6 da da görüldüğü gibi, bu tipteki türbinler rüzgâr hız modeli, rotor modeli, jeneratör modeli, rotor tarafındaki dönüştürücü modeli, şebeke tarafındaki dönüştürücü modeli, kanat açısı kontrolcüsü ve dönüştürücü kontrolcüsü modellerinden oluşur. En büyük dezavantajı bilezik tertibatının düzenli bakım gerektirmesi olan bu tip jeneratörler, off-shore uygulamalar için de kullanışlı olmaktadırlar. Eğer generatör senkron hızın altında çalışırsa, şebekeden rotora bilezikler aracılığıyla elektriksel güç verilir. Böylelikle generatörün senkron hızı geçmesi sağlanır. Zaten bir

31 16 asenkron makinanın generatör olarak çalışabilmesi için rotor hızının stator döner alan hızının (senkron hız) üstüne çıkması gerekmektedir. Senkron hıza ± %30 yakın aralıklı olacak şekilde, rotor hız ayarı sağlanır. Eğer senkron hızın üstünde ise bu sefer şebekeye elektrik enerjisi verir Type D - Rotoru sargılı (alan sargılı) senkron jeneratör (RSAG) Şekil 2.7. TYPE D rüzgar jeneratör yapısı [7] Stator sargıları tam ölçekli güç dönüştürücüsü ile şebekeye bağlanmaktadır. Stator tarafındaki dönüştürücü elektromanyetik torku, şebeke tarafındaki dönüştürücü ise bu sistemin oluşturduğu aktif ve reaktif gücü regüle eder. Asenkron jeneratörlerin aksine senkron jeneratörlerin, reaktif güç kompanzasyon sistemine ihtiyacı yoktur. Jeneratör ve şebeke arasındaki güç dönüştürücüsü reaktif güç kompanzasyonunun yanı sıra geniş aralıkta hız kontrolü ile optimum şebeke bağlantısını sağlamaktadır. Rotorda sargı devresinin bulunması daimi mıknatıslı senkron jeneratör (PMSG) ile kıyaslandığında bir dezavantajdır. PMSG tipli rüzgâr türbini (sabit mıknatıslı senkron jeneratör) Bu tip rüzgâr türbinleri en yeni teknolojiye sahiptirler ve sabit mıknatıslı senkron jeneratör kullanırlar. Bu jeneratör, Şekil 2.8. de görüldüğü gibi, 2 adet sırt-sırta-bağlı dönüştürücü ile şebekeden izole edilmiştir. Türbinin tüm çıkış gücü bu dönüştürücüler üzerinden şebekeye aktarılır. Bu dönüştürücülerden şebeke tarafında olan, dönüştürücüler arası DA bara gerilimini kontrol ederken, jeneratör tarafında bulunan dönüştürücü jeneratörün aktif ve reaktif güç çıkışını kontrol eder [11].

32 17 Şekil 2.8. TYPE D rüzgar jeneratör yapısı [11] Bu tip rüzgâr türbinleri şebekeden izole olduğu için şebekeye etkileri çok azdır. Ayrıca SMSG - (PMSG) kullanılmasından dolayı türbin ve rotor arasında bulunan dişli kutusu kullanılmayabilir. Dişli kutusunun kullanılmaması, türbinin mekanik dayanımı ile verimini arttıran ve türbin maliyetini düşüren bir avantaj olarak ön plana çıkmaktadır. Şekil 2.8. de görüldüğü gibi, bu tipteki türbinlerde ÇBAG - (DFIG) (Type C) tipindeki rüzgâr türbinlerine benzer olarak rüzgâr hız modeli, rotor modeli, jeneratör modeli, jeneratör tarafındaki dönüştürücü modeli, şebeke tarafındaki dönüştürücü modeli, kanat açısı kontrolcüsü ve dönüştürücü kontrolcüsü modellerinden oluşur.

33 18

34 19 3. RÜZGÂR AERODİNAMİK MODEL Rüzgâr enerjisinden güç üretimi rüzgâr ile rotor arasındaki etkileşme ile ilgilidir. Türbin kanatları sayesinde rüzgâr da mevcut bulunan kinetik enerji potansiyel enerjiye dönüştürülmüş olur. Bu sayede çizgisel olan rüzgâr hızı açısal mekanik hıza dönüştürülmüş olur. Kanatlar tarafından dönüştürülen mekanik enerji miktarının tanımlanabilmesi için havadaki hareketli objelerin kinetik enerjisi aşağıdaki eşitlikteki gibi belirlenir. E= (3.1) Burada; E: Kinetik Enerji miktarı (joule) m: Kütle (kg) V: Çizgisel Hız (m/s) Hareketli havadan elde edilen güç, P, enerji ifadesinin türevinden elde edilir. ( ) (3.2) Yukarıdaki denklemde tanımlanır. kütle akış oranı olarak ifade edilir ve aşağıdaki gibi (3.3) Yukarıdaki kütle akış oranı olarak ifade edilen denklemde: : Hava yoğunluğu (kg/m³) A: Hava kütlesinin taradığı yüzey alanı (m ) V: Çizgisel Hız (m/s) Yukarıdaki iki denklemin birleştirilmesi ile güç ifadesi:

35 20 (3.4) olarak bulunur. rüzgârdan elde edilebilecek potansiyel güç miktarıdır. Bu denklemden de görülüyor ki rüzgârdan elde edilen güç miktarı rüzgâr hızının (m/s) küpü ile doğru orantılıdır. Yani; rüzgâr hızındaki küçük bir artış rüzgâr gücünde çok daha büyük bir artış olarak karşılık bulmaktadır. Aynı şekilde yukarıdaki denklemden görülmektedir ki rüzgârdan elde edilebilecek güç miktarı rotorun yarıçapının karesiyle doğru orantılıdır. Bu nedenden dolayı günümüzde 10 MW lar mertebesinde rüzgâr türbinleri araştırma hatta üretim aşamasındadır. Eşitlik 3.4' deki güç ifadesi, rüzgâr gücünden elde edilebilecek güç ifadesi olarak tanımlanır. Bu güç ifadesinin yalnızca bir kısmı elde edilebilir güç olarak tanımlanır. Alman bilim adamı Albert Betz; rüzgâr hızının rüzgâr kanatlarına çarpmasından sonra değerinden değerine düştüğünü tespit etmiştir. Yani rüzgârın kanatlardan geçmesi demek bir miktar kinetik enerjinin eksilmesi demektir. Rüzgâr türbini tarafından yakalanan rüzgâr güç ifadesinin maksimum potansiyel güç miktarına oranı : (3.5) olarak tanımlanır. Rüzgâr dan elde edilebilecek maksimum güç; katsayısı oranınca gerçek güç değerine dönüştürülür. güç katsayısı aşağıdaki denklem ile açıklanabilir: = [ ] (3.6) (3.7) = Çizgisel rüzgâr hız vektörü ile kanat yüzey vektörü arasındaki açı değeri. λ = Rüzgâr türbininin tip hız oran değeri ω = Jeneratör rotorunun açısal hız değeri.(rad/s)

36 21 = Rüzgâr türbininin tipine bağlı olarak değişen katsayılar. Şekil 3.1. Pitch (kanat) açısı - (β) [13] Kanat açısı (β) kanat ile rüzgâr hız vektörü arasındaki açı değeridir. β=0 ise kanat, rüzgâr hızından tam verimde etkilenir. Yani kanat yüzey vektörü ile rüzgâr çizgisel hız vektörü çakışık vaziyettedir. Bu durumda rüzgâr türbini rüzgârdan maksimum güç üretir. Rüzgâr hızı anma rüzgâr hızına eşit değerde ise ya da bu değerden daha küçükse β kanat açısı (pitch angle) sıfır değerinde olacaktır. Böylelikle maksimum verimlilikte mekanik ve elektriksel güç elde edilir. Rüzgâr hızının anma değerinden yüksek bir değere çıkması durumunda β açısı sıfır değerinde kalmaya devam ederse çıkış gücü anma güç değerini aşar. Üstelik uzun süren bu durum sistemin mekanik aksamında zorlanmalara sebep olur. β açısı farklı rüzgâr hızları için değişmekte ve bu değişimin belirlenmesi bir kontrol sistemi (pitch angle control) vasıtasıyla olmaktadır [13]. Yukarıda ifade edilen bilgiler bir araya getirildiği zaman rüzgâr mekanik güç elde edilen denklem aşağıdaki gibi nihai halini alacaktır: mekanik gücünden = ρ π r (λ,β) (3.8) (3.9) = /

37 22 Şekil 3.2. λ ve β nın bir değeri olarak değişen (λ,β) eğrisi [13]

38 23 4. ASENKRON JENERATÖR YAPISI DFIG (Çift Beslemeli İndüksiyon Jeneratörü) yapıda, rotor sargıları back-to-back dönüştürücülerle şebekeye bağlı olurken stator sargıları doğrudan şebeke irtibatlıdır. Bu yapıdan dolayı çift beslemeli indüksiyon jeneratörü olarak adlandırılmıştır. DFIG nin ana hedefi rüzgârdan maksimum gücü elde edecek şekilde rotor hızının kontrol edilmesidir. Şekilde bir asenkron makinenin kararlı durum eşdeğer devresi görülmektedir: Şekil 4.1. ASM kararlı durum eşdeğer devresi [11] Şekilde: Vs vevr indüksiyon jeneratörüne uygulanan stator ve rotor faz gerilimleri. Er : EMF kuvveti Is ve Ir : Stator ve rotor akım vektörleri I0 : Boşta çalışma akımı rs ve rr : Stator ve rotor dirençleri Xs ve Xr : Stator ve rotor kaçak reaktansları Xm: Manyetikleşme reaktansı rm: Manyetikleşme direnci Kararlı durum eşdeğer devresi sadece DFIG kararlı durum analizlerinde kullanılabilmektedir. Bu nedenle DFIG nin kontrolü için vektör kontrol metodunun kullanılabileceği bir yapı ile ifade edilmesi gerekmektedir. DFIG ye vektör kontrolü uygulayabilmemiz için kararlı durum eşdeğer devresi dq eksen takımındaki eşdeğer devre yapısına dönüştürülmelidir. Bu dönüşüm gerçekleştirilirken:

39 24 -DFIG stator ve rotor sargılarının simetrik olduğu, -Hava aralığının sabit, -Manyetik doyum ve demir kayıplarının ihmal edildiği varsayılacaktır. Dönüşüm iki adımda gerçekleştirilmiştir. Önce sabit 3 faz değişkenler (abc) sabit iki faz değişkenlere indirgenmiş (αβ), sonra da Clark ve Park dönüşümü kullanılarak iki fazlı sabit (αβ) eksen takımında ifade edilen akılar iki fazlı döner eksen takımında (dq) ifade edilmiştir. İki fazlı eksen takımına indirgemenin faydası; iki fazlı yapıda ifade edilen akıların birbirini etkilememesi ve bu sayede 3 faz sistemde zamanla değişen sinyallerin 2 faz sistemde sabit kalmalarıdır. Şekil 4.2. ASM d-q eksen takımındaki eşdeğer devresi [11] Yukarıdaki şekilde bir indüksiyon makinesinin d-q eksen takımındaki eşdeğer devresi görülmektedir. rs : Stator direnci rr: Rotor direnci Lls : Stator kaçak endüktansı Llr : Rotor kaçak endüktansı Lm: Manyetikleşme endüktansı

40 25 isd : Stator akım vektörünün d eksen bileşeni isq : Stator akım vektörünün q eksen bileşeni ird : Rotor akım vektörünün d eksen bileşeni irq : Rotor akım vektörünün q eksen bileşeni Vsd : Stator gerilim vektörünün d eksen bileşeni Vsq : Stator gerilim vektörünün q eksen bileşeni Vrd : Rotor gerilim vektörünün d eksen bileşeni Vrq : Rotor gerilim vektörünün q eksen bileşeni ψsq : Stator akı vektörünün d eksen bileşeni ψrq : Rotor akı vektörünün d eksen bileşeni ωr : Rotor açısal hız ω : Referans eksen takımnın açısal hızı d,q: Arbitrary referance frame İndüksiyon jeneratörü denklemlerinin dq referans eksen takımındaki ifadeleri aşağıdaki gibidir: Vsd = Rs isd + - ω (4.1) Vsq = Rs isq + + ω (4.2) Vrd = Rr ird + - (ω ωr ) (4.3) Vrq = Rr irq+ + (ω ωr ) (4.4) = Ls isd+lm ird (4.5) = Ls isq+lm irq (4.6) = Lr ird + Lm isd (4.7) = Lr irq+lm isq (4.8)

41 26 Ls, Lr, Lm stator, rotor ve ortak indüktans değerleri olup; Ls = Lls +Lm (4.9) Lr = Llr +Lm dir. (4.10) DFIG tarafından üretilen ve/veya tüketilen stator ve rotor tarafı aktif ve reaktif güçleri aşağıdaki eşitlikler ile ifade edilir: Ps= Vsd isd+vsq isq ) (4.11) Pr= Vrd ird+vrq irq ) (4.12) Qs= Vsq isd -Vsd isq ) (4.13) Qr= Vrq ird -Vrd irq ) (4.14) Ps, Pr, Qs, Qr makine tarafından üretilen stator ve rotor aktif ve reaktif güçleridir. Elektriksel tork ifadesi ise aşağıdaki gibidir: Tg = p Lm isq ird + isd ird) (4.15) Yukarıdaki eşitliklerde stator dinamiklerinin ihmali ile daha basit bir model geçici kararlılık analizlerinde kullanılmaktadır Rotor Tarafı Güç Dönüştürücüsü (Doğrultucu) Kontrolü İndüksiyon makineleri gibi çok fazlı elektromanyetik sistemlerde doğrusal olmayan ve fazla değişken içeren kontrol algoritması kontrol zorluklarına yol açmaktadır. Alan yönlendirmeli kontrol (vektör kontrol) metodu bu zorlukların üstesinden gelebilmek noktasında başarılıdır. Bu kontrol algoritması sayesinde indüksiyon jeneratörünün tork ve akısının birbirinden bağımsız bir şekilde kontrolü söz konusudur.

42 27 İndüksiyon makineleri için vektör kontrol hedefi DC makinelerdekine benzer bir yüksek dinamik performans elde edebilmektir. Bu hedefin gerçekleştirilebilmesi için referans eksen takımı ile stator akı uzay vektörü, rotor akı uzay vektörü veya magnetikleştirme uzay vektörü çakıştırılır. Stator akı yönlendirmeli vektör kontrol yaklaşımı aktif ve reaktif gücün bağımsız kontrolü için RSC kontrolünde uygulanır. Diğer bir deyişle vektör kontrolü DFIG tork ve güç faktörünün yanında aktif ve reaktif gücün de bağımsız kontrolünün gerçekleştirilmesini sağlamaktadır [11]. Rotor tarafı dönüştürücüsü için hava aralık akı vektörü ile dq döner eksen takımının d ekseni çakıştırılır. Bu durumda stator akısı daha kullanışlı olacaktır. En azından şebeke operasyonunda hemen hemen sabit olacaktır.çünkü stator gerilim genlik frekans ve faz değerleri sabittir. dq eksen takımının d eksen bileşeni ile stator akı vektörünün çakıştırılması temelinde değerlendireceğimiz bu yönteme stator akı yönlendirmeli kontrol de diyebiliriz. = (4.16) = 0 (4.17) = 0 (4.18) deki değişimin çok küçük olacağı varsayılırsa = 0 olarak alınabilinir. = Lsisq + Lm irq (4.19) = 0 ise; Ls isq = Lm irq / Ls (4.20) = Ls isd + Lm ird (4.21) isd = - Lm ird) / Ls (4.22) ihmal edecek olursak ;

43 28 Vsd = Rs isd+ - ω = 0 olacaktır. (4.23) Vsq = Rs isq+ + ω = ω olacaktır. (4.24) Ps ve Qs ise; Ps = Vsd isd+vsq isq ) = Vsq isq = - ω irq (4.25) Qs = Vsq isd -Vsd isq ) = Vsq isd = - ω ( ) (4.26) Yukarıdaki eşitliklerden de görebileceğimiz gibi stator akı yönlendirmeli kontrol algoritması uygulandığı takdirde şebekeye verilen aktif güç, rotor akımı ile kontrol edilebilir. Bu esnada de ile kontrol edilebilir. (Sabit durumunda) Rotor tarafı dönüştürücü (doğrultucu) için gerekli olan PWM sinyalinin üretilebilmesi için rotor gerilimleri gerekmektedir. = ird + (4.27) = irq (4.28) = - / (4.29) Vrd = Rr ird+ - [s ω irq ] (4.30) Vrq = Rr irq+ + [s ω ( ird ] (4.31) s ω = ω (4.32) Yukarıda görüldüğü gibi rotor geriliminin d-q bileşenlerini ayrıştırabilmemiz için parantez içerisindeki kompanzasyon terimlerine ihtiyaç duyulmaktadır.

44 29 Şekil 4.3. DFIG Rotor tarafı dönüştürücüsü kontrol şeması [11] Yukarıda rotor tarafı dönüştürücüsünün kontrolüne dair diagram görülmektedir. Şekilden de görülebileceği gibi aktif ve reaktif gücün kontrolü birbirinden bağımsız olarak gerçekleştirilmektedir. Ps_ref rüzgâr güç grafiğinden elde edilebilirken Qs_ref 0 olarak alınacaktır Şebeke Tarafı Güç Dönüştürücüsü (Evirici) Kontrolü Şebeke tarafı dönüştürücüsünün ana amacı Pr kayma gücü ne büyüklük ve doğrultusu olursa olsun DC bara geriliminin sabit olmasını sağlamaktır. Akımın d ve q eksen bileşenleri DC bara gerilimini ve reaktif gücü regüle ederler. Dönüştürücüden şebekeye doğru akan akım harmoniklerini azaltmak için RL filtre kullanılır. RL filtreyi göz önüne alacak olursak:

45 30 Vg= Ri+ + V (4.33) Denklemi yazılır. Burada V ve i şebeke tarafına ait akım ve gerilim olup eşitlik şebeke tarafı gerilimi pozitif seri bileşeniyle çakıştırıldığı takdirde : Vgq =0 (4.43) Vgd =Vg (4.44) olarak yazabiliriz. Şekil 4.4. DFIG şebeke tarafı dönüştürücüsü kontrol şeması [11]

46 31 5. RÜZGÂR GÜCÜN İÇİN ŞEBEKE ENTEGRASYONUNDA GÖZ ÖNÜNDE BULUNDURULMASI GEREKEN HUSUSLAR Bir güç sisteminin ana hedefi müşterilerin talep ettiği her anda müşterilerine elektrik sağlamaktır. Güç sistemine rüzgâr gücü katılırsa güç sisteminin ana hedefi yine yerine getirilmelidir. Rüzgâr enerjisinin güç sistemi tasarımına ve çalışmasına kattığı sorun rüzgârın salınımlı yapısına ve rüzgâr türbinlerinde kullanılan ancak geleneksel güç sistemlerinde yaygın olarak kullanılmayan jeneratör tiplerine ilişkindir. Bu nedenle rüzgâr gücünün şebeke entegrasyonuna ilişkin temel sorun aşağıdaki iki husustur: * Güç sisteminin tüm kullanıcıları için kabul edilebilir bir gerilim seviyesinin nasıl sağlanacağı. * Sistemin güç dengesinin nasıl sağlanacağı. (Rüzgâr üretim ve diğer üretim santralleriyle müşteri ihtiyaçlarının sürekli olarak nasıl karşılanacağı) Genelde güç sistem mühendisleri bu gibi konulara ilişkin her zaman çalışmıştır. Örneğin nükleer güç üretimi devreye girdiğinde, -yük sürekli değişirken- nükleer gücün hiç esnek olmayan bir üretim kaynağı olduğu gerçeğiyle karşılaşmıştırlar. Böylelikle hidroelektrik santraller gibi esnek üretim kabiliyeti olan diğer üretim santralleri ile birlikte nükleer santraller kullanılmış olup değişen tüketim ile orantılı üretim yöntemi gerçekleştirilmiştir. Örneğin İsveç te güç sistemi, temelde taban yükü kaynağı için kullanılan, nispeten esnek olmayan nükleer üretimden ve yük izleme için esnek hidro üretimden oluşmaktadır. Yine Japonya da pompa depolama sistemine sahip HES ler yüksek bir nükleer güç penetrasyon seviyesiyle birlikte güç sistemine daha yüksek bir esneklik sağlamak için güç sisteminin bir parçasıdır. Şimdi rüzgâr gücünün bir şebekeye entegrasyonunun sağlanmasında hangi hususların göz önünde bulundurulacağını ayrıntılı bir şekilde açıklayalım: Şekil 5.1. Rüzgar entegre edilmiş şebeke örneği [7]

47 32 Rüzgâr gücünün meydana getirdiği sorunlar Şekil 5.1. kullanılarak gösterilebilir. Bu güç sisteminde PD gücünü harcayan endüstriyel ve ev tipi tüketim ile PW gücünü sağlayan bir rüzgâr gücü üretimi vardır. PG ilave gücü başka bir konumda üretilmektedir. Z1 Z3 empedansları iletim hatlarındaki ve farklı bileşenler arasındaki transformatörlerdeki empedansları temsil etmektedir. Şekilde gösterildiği gibi bir elektrik güç sisteminde güç ortadan kalkmaz. Yani bu sistemde her zaman bir denge olacaktır. PG = PD + PL - PW (5.1) Burada, PG : Gerekli ilave güç üretimi PD: Güç harcaması PL: Z1-Z3 empedanslarındaki elektriksel kayıplar. PW: Rüzgâr gücü üretimi Yukarıdaki eşitlik, elektriğin bir güç sisteminde saklanamadığını göstermektedir. Bu nedenle elektrik talebindeki ya da rüzgâr gücü üretimindeki herhangi bir değişiklik güç sistemlerindeki diğer üretim kaynakları tarafından eş zamanlı olarak dengelenmelidir. Daha önce belirttiğimiz gibi bir güç sisteminin ana hedefi tüketicilere belirli bir zamanda makul bir fiyata gerekli elektriği sağlamaktır. Tüketici perspektifinden üç temel şart sağlanmalıdır: Bağlantı noktasındaki gerilim seviyesi kabul edilebilir aralıklarda kalmalıdır. Şekilde rüzgâr gücünün olmadığını U0 geriliminin PG jeneratörleri ile sabit tutulduğunu varsayalım. Bu durumda PD yükü (tüketim) artarsa, I3 akımları ve sonuç olarak I1 akımı artacaktır. Bu nedenle ilgili Z3 ve Z1 empedansları üzerindeki gerilim düşümünde akımların artışına paralel olarak artış olacaktır. Bu empedanslar yüksek değerdeyse (örneğin uzun hatlar ve nispeten düşük gerilim söz konusu olduğunda) PD değişirken U3 gerilimi de büyük ölçüde değişecektir. Tüketici gerilimi U3 teki büyük gerilim varyasyonlarının önlenmesine ilişkin olası önlemler aşağıdaki gibidir.

48 * Daha güçlü bir şebeke kullanmak. (Düşük empedanslı hatlar ile daha yüksek gerilim ve çok küçük olmayan transformatörler kullanmak) 33 * U3 e yakın kontrol edilebilir transformatörler kullanarak U3 geriliminin kontrol edilebilmesi. * Kontrol edilebilir transformatörler, ve/veya şönt kapasitörler, ve/veya şönt reaktörler, statik kompanzasyon elemanlar gibi bazı gerilim kontrol cihazları kullanarak U1 geriliminin kontrolü. Şimdi Pw rüzgâr gücünü yukarıda bahsettiğimiz ve şekilde yer alan güç sistemine bağlayalım. Rüzgâr gücü üretimi değişeceği için I2 akımı da değişir. Bu nedenle I1 akımı da değişir ve bu durum Z1 de bir gerilim düşüşüne yol açar. Dahası U1 değişir ve muhtemelen müşteri bağlantı noktasına bağlı gerilim de değişir. U3 teki gerilim değişimlerinde rüzgâr gücünün etkisi temelde Z1 empedansının büyüklüğüne bağlıdır. Bir taraftan Z1 büyükse U3 deki gerilim değişimleriyle rüzgâr gücü değişimleri arasında güçlü bir bağlantı olacaktır. Z1 çok küçük değerlerde ise U3 gücü rüzgâr gücü değişimlerinden bağımsız olacaktır. Gerçekte yalnızca rüzgâr üretim santrallerinin yakınlarında bulunan tüketiciler rüzgâr üretimlerindeki değişimlerden etkilenebilir. Rüzgâr türbinlerine yakın tüketicileri ile ilgili problemleri önlemek için daha güçlü bir şebeke tasarlanması ve etkili gerilim kontrol cihazları kullanılması gerekmekte ve rüzgâr santralinin U2 geriliminin lokal olarak kontrol edilmesi gerekmektedir. Söz konusu kontrol ifadeleri her ülkenin kendi güç sistemi için belirlediği yönetmeliklerde yer almaktadır. Güç, tüketicilerin çeşitli cihazlarını kullanmak için tam olarak ihtiyaç duydukları anda sağlanmalıdır. Şekildeki güç sisteminde hiçbir rüzgâr üretiminin gerçekleşmediğini, dolayısıyla tüketimin tamamıyla geleneksel enerji üretiminden sağlandığını varsayalım. Geleneksel güç tesisleri şekildeki gibi modellenebilen senkron jeneratörleri kullanmaktadır. Şekilde jeneratör ile buhar veya hidro türbin mevcuttur. Türbin döner ve jeneratörün rotorunu sürer.

49 34 Şekil 5.2. Klasik türbin-jeneratör güç transferi [7] PT türbin tarafından üretilen güç, Ps ise türbin,şaft ve rotordan oluşan döner kütledeki kinetik enerjiden alınan güçtür. Normal çalışma sırasında Ps sıfırdır. PG ise güç sistemine iletilen elektriksel güçtür. PD yükü artarsa (tüketim talebi) PG güç üretimi doğrudan artacaktır. Ancak güç üretimindeki ilk artış türbinlerin ürettiği güç üretiminden kaynaklanan bir artış değildir. PG nin artışı saklı bulunan kinetik enerjiden (Ps) kaynaklanmaktadır. Kinetik enerji kullanıldığı için türbin-şaft rotor sisteminin dönüş hızı azalacaktır. Senkron jeneratörün dönüş hızı ile güç sistem frekansı doğrudan irtibatlı olduğu için rotor hızındaki bir düşüş elektrik frekansındaki bir düşüşe sebep olacaktır. Dolayısıyla muhtemel anlık yük artışları üretimin sabit kalması durumunda frekansın düşmesiyle sonuçlanacaktır. Güç sistemi frekansındaki azalmayı sınırlandırmak için bazı güç üretim tesisleri temel (primer) kontrol sistemi olarak adlandırılan bir sistemle donatılır. Bu sistem güç sisteminin frekansını ölçer ve frekans değiştiğinde güç tesisinin güç üretimini (PT) ayarlar. Primer kontrol ünitelerinin reaksiyon süresi güç tesislerinin karakteristiğine bağlıdır. Genel olarak primer kontrol birimleri üretimlerini, 30 saniye ile 1 dakika dâhilinde anma kapasitesinin % birkaçı oranında arttırabilir. İkincil (sekonder) kontrol (yani daha yavaş bir tepkiye sahip güç tesisleri) 10 ile 30 dakika sonra primer kontrolün kapasite görevlerini alacak ve böylece primer kontrol için kullanılan kapasite bırakılacaktır. Yük dengeleme şartı aşağıdaki anlama gelmektedir: * Bir güç sistemi frekanstaki değişimlere cevap verebilmek için yeterli primer ve sekonder kontrol kapasitesine sahip olmalıdır. * Bu güç tesisleri güç üretimini her zaman sistem talebini karşılamak için gerekli seviyeye yükseltebilecek nitelikte olmalıdır.

50 35 Yukarıda ifade edilen özelliklerdeki bir güç sistemine rüzgâr üretim tesislerinin ilave edildiğini varsayalım. Böyle bir durumda güç sistemine ilave bir salınımlı kaynak eklenecektir. Artan rüzgâr gücü penetrasyonuyla güç sisteminin dengelenmesine ilişkin şartlar artabilir. Bunun sonucu olarak primer ve sekonder kontrol tarafından dengelenmesi gereken daha fazla varyasyon oluşacaktır. Sistem içinde çok yüksek rüzgâr gücü penetrasyon seviyeleri bile (%20 ye kadar) kurulmuş rüzgâr gücü kapasitesi geniş bir bölge üzerinde coğrafi olarak dağıtıldığı sürece ilave primer veya sekonder kontrol kapasitesi gerektirmez. Coğrafi dağılıma ilişkin yumuşatma etkisi rüzgâr gücü üretiminde düşük, kısa dönemli değişimlere neden olur. Ancak rüzgâr hızı tahmin teknolojilerindeki mevcut sınırlamalardan dolayı tahmin edilen rüzgâr gücü - gerçek rüzgâr gücü üretimi arasındaki uyumsuzluk, sekonder kontrol kapasitesi tarafından karşılanmalıdır. Bunun için şebeke işleticisinin de rüzgâr üretiminin tahminine ilişkin verilere ulaşabilir olması gerekmektedir. Yani sekonder kontrol kapasitesine ilişkin şartlar büyük ölçüde rüzgâr gücü penetrasyon seviyesinden etkilenmektedir. Sistemi her zaman dengede tutmak için ilave sistem şartları münferit sisteme büyük ölçüde bağlıdır. Bir başka deyişle bu şartlar, yük karakteristiklerine, mevcut geleneksel güç üretim tesislerinin esnekliklerine rüzgâr gücü penetrasyonuna ve rüzgâr çiftliklerinin coğrafi dağılımına bağlıdır. Güç makul bir fiyatta olmalıdır. 1. ve 2. Şartlar güç kaynağının güvenilirliğini de ele almaktadır. Daha büyük güvenilirlik daha büyük maliyetlere neden olmakta ve bu nedenle 1. ve 2. Tüketici şartları ile makul maliyetlere ilişkin talep arasında bir çatışma ortaya çıkmaktadır. İlk olarak Şekil 5.1 deki güç sisteminde hiçbir rüzgâr gücünün yer almadığını varsayacağız. Genel olarak güç sistemi tasarımı belirli bir güvenilirlik seviyesinin maliyetlerini ve karlarını analiz etmelidir. Hiçbir güç sistemi %100 güvenilirlikte yapılmaz. Burada hesaba katılması gereken 2 husus vardır. İlk olarak güç sistemi maksimum talebi karşılamak için gerekli olan güç kapasitesine sahip olmalıdır.

51 36 %99,9999 luk bir güvenilirliğe sahip olduğumuzu varsayarız. (yani, yılda sadece 1 saat için beklenen ortalama değerdeki bir yükü karşılamak için gerekli kapasite yoktur.) Güvenilirliği artırmak istersek yılda yalnızca 1 saat kullanmak için yeni bir tesis kurulması gerekir. Ancak gerekli üretimin karşılanmadığı acil durum senaryolarında tüketici bağlantılarını kesmek en makul çözüm olmaktadır. Bir güç sisteminin tasarımında (n-1) kriteri uygulanır. Bu kriter bölgedeki en yüksek üretime sahip güç tesisindeki bir arızanın herhangi bir tüketicinin bağlantısının kesilmesine sebep olmaması için söz konusu tüketici bağlantısının tasarlanması gerektiğini ifade eder. En büyük üretim tesisindeki bir üretim kesintisi temel kontrol sisteminin aktivasyonuna ve frekansta bir azalmaya sebep olur. Böylelikle sistemdeki frekansın kompanzasyonu için diğer birimlerde güç üretiminin artırımı gerçekleşir. Bu, sistemdeki rezerv oranlarının en büyük üretim tesisi kurulu gücünde olması gerektiği anlamına gelir. İkinci olarak gücü şebekeye aktarabilmek için yeterli bir şebeke kapasitesi olmalıdır. Bir güç sisteminde hiçbir bileşen %100 güvenilirliğe sahip değildir. Dolayısıyla güç sisteminde yedek iletim hatları ve güç tesislerine ihtiyaç duyulmaktadır. Rüzgâr santral operatörlerine ilişkin koşullar: Müşterilere benzer olarak rüzgâr güç üretimini satabilmek için rüzgâr çiftliği sahiplerinin ya da operatörlerinin de mevcut güç sistemi üzerinde belirli talepleri vardır. * Tüketicilerinkine benzer olarak rüzgâr santralleri bağlantı noktalarında belirli bir gerilimi gerektirir. Çünkü rüzgâr türbinleri genellikle spesifik bir gerilim aralığında çalışmak üzere tasarımlanmıştırlar. (örneğin anma gerilim +- %10) * Rüzgâr çiftlik sahipleri rüzgâr gücü üretimi mümkün olduğu anlarda şebekeye güç üretimi satabilmek istemektedirler. Aksi durum üretimin boşa gitmesi demektir. Ancak; güç sistemi tasarımına ve rüzgâr gücü penetrasyonuna bağlı olarak bu durum, iletim kısıtlarına ve kararlılık hususlarına neden olmaktadır. * 1. ve 2. koşullar rüzgâr çiftliğinin bağlantı noktasındaki güç sistem güvenilirliğini de içermektedir.

52 37 Rüzgâr üretim tesislerinin sisteme entegrasyonlarıyla alakalı önemli bir güvenilirlik hususu, belirli bir güç sistemindeki kapasite marjına ilişkindir. Başka bir deyişle, sistemde oluşacak olan puant yük talebini karşılamak için bir güç sisteminde yeterli kapasite olmak zorundadır. Herhangi bir güç sisteminde puant tüketim talebinin karşılanamama olasılığı daima vardır. Rüzgâr gücü, güç sistemine eklenirse güvenilirliği olumlu yönde etkileyecektir. Çünkü puant yükü karşılayacak üretim miktarı artmıştır. Bir güç sisteminde daha fazla rüzgâr gücü kapasitesinin eklenmesi sistem güvenilirliğini azaltmaksızın sistemdeki diğer güç tesislerinin kurulu güçlerinde azalmaya gidilmesine izin verilebilir. Güç sisteminin tasarımına ve rüzgâr gücü penetrasyon seviyesine bağlı olarak; güç sistemindeki olası bir arıza durumunda; sistem kararlılığı üzerindeki etkisinden dolayı güç sistemi güvenilirliği rüzgâr gücünün devreye girmesinden etkilenebilir. Rüzgâr santralinin bağlantı noktasındaki gerekli güç kalite seviyesi U2 nin kararlı bir gerilim aralığında olması istenebilir. Bu durumda Z2 ile temsil edilen şebeke parçası birtakım gerilim regülasyon cihazları bulundurmalıdır. Rüzgâr üretim değerlerindeki değişimler akımı dolaylı olarak da Z1 üzerindeki gerilim düşümünü etkileyecektir. Maksimum rüzgâr üretimi PW ve minimum yük talebi PD durumu ile sıfır rüzgâr üretimi ve maksimum tüketim talebinin olduğu durumlarda gerilim düşümü şebekeye bağlı tüketicileri daha ciddi şekilde etkileyecektir. Yani U1, rüzgâr kurlu gücünün artmasıyla orantılı olarak daha kararsız bir gerilim karakteristiğine sahip olacaktır ki bu durumda ilave gerilim kontrol cihazları gerekecektir. Sonuç itibariyle; bir güç sisteminin işletilmesindeki temel hedef tüketicilere kabul edilebilir kalitede enerji sağlamak ve üretim tüketim dengesini sürekli olarak dengelemektir. Herhangi bir şebekeye rüzgâr güç entegrasyonu gerçekleştiği takdirde ise gerek şebeke kullanıcıları ve gerekse söz konusu santral sahipleri açısından bazı ek düzenlemeler ve regülasyonlar gerekmektedir Rüzgâr Enerjisine Dayalı Üretim Tesislerinin Şebeke Bağlantı Kriterleri Son yıllarda rüzgâr enerjisi sistemlerindeki teknolojik gelişmeler ve sağlanan devlet destekleri, rüzgâr enerjisinin elektrik üretim profilindeki payını artırmaktadır. Bu artan pay sebebiyle iletim/dağıtım sistem operatörleri, şebeke yönetmeliklerini rüzgâr enerji

53 38 santralleri için özel olacak şekilde tekrar gözden geçirmek zorunda kalmışlardır. Ayrıca, sistemin kararlı işletimini sağlamak için, oluşan arızalarda rüzgâr türbinlerinin şebekeye bağlı kalması bir zorunluluk haline gelmiştir. Rüzgâr enerjisi yatırımlarındaki ilerleme, güç sistemi işletme kriterlerinin gözden geçirilmesini ve değiştirilmesini zorunlu kılmaya başlamıştır. Bu yüzden rüzgâr gücünün getirileri ve gelecekteki kapasite artışı, ancak rüzgâr çiftliklerinin, sistemin kararlılığı ve güvenilirliği için güç sistemi operatörlerince tanımlanan düzenlemelere, şebeke yönetmeliklerine göre işletilmesiyle ulaşılabilir [7]. Şebeke yönetmeliklerindeki ifadeler: -Fault Ride Through (Arıza sonrası sistemde kalabilme) yeteneği -Aktif güç kontrolü -Reaktif güç kontrolü ve gerilim kontrolü -Frekans ve gerilim işletme aralıkları başlıkları doğrultusunda detaylandırılmaktadır Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinin arıza sonrası sisteme katkısı (FRT) Rüzgâr gücünden elektrik üretimindeki bu hızlı büyümeden önce, rüzgâr türbinleri orta ve alçak gerilim dağıtım sistemlerinde dağıtık enerji kaynağı olarak görülüyorlardı. Bu eski türbin teknolojileri, güç sistemindeki gerilim ve frekans değişikliklerine tepki verecek yeterliliğe sahip değildi. Geçmişte, bir arıza durumundaki genel uygulama, rüzgâr türbinlerinin şebeke bağlantısının kesilmesi ve arıza durumu ortadan kalkınca tekrar şebekeye bağlanmasıydı. Ancak, son yıllarda güç sistemi içinde rüzgâr gücü payının yükselmesi, arıza anında sistem kararlılığının bozulmaması için, arıza süresince ve arıza sonrasında rüzgâr türbinlerinin şebekeden kopmamasını zorunlu hale getirmiştir. Şebeke arızaları sırasında meydana gelen gerilim çökmeleri rüzgâr santrallerinin şebekeden kopmasına ve sistemin daha kötü bir noktaya sürüklenmesine ve hatta bölgesel çökmelere (blackout) sebep olabilmektedir. Bu problemden kaçabilmek için şebeke yönetmelikleri; rüzgâr santrallerinin bağlantı noktalarındaki gerilim seviyelerinin çok küçük değerlere düşmedikçe şebekeden ayrılmamasını öngören ifadelere yer vermektedir. Bu durumlarda

54 39 rüzgâr santrallerinin gerek şebekeye reaktif güç enjekte ederek ve gerekse hata sonrasında aktif güçlerini belli bir oranda arttırarak şebeke bağlantı noktasındaki gerilim seviyesinin iyileşmesine katkıda bulunması beklenir [7]. Yukarıdaki açıklama doğrultusunda Türkiye için Şebeke Yönetmeliğindeki ilgili madde açıklanacak olursa; iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz geriliminin Şekil 5.3. te verilen 1 numaralı ve 2 numaralı bölgelerde kaldığı süre boyunca, herhangi bir fazda veya tüm fazlarda oluşan gerilim düşümlerinde rüzgâr türbinleri şebekeye bağlı kalmalıdır. Şekil 5.3. Arıza sonrası FRT özelliği [19] Arıza sırasında gerilim düşümünün 1 numaralı bölgede kaldığı durumlarda, rüzgâr türbini aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal gücünün en az %20 si oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır. Arıza sırasında gerilim düşümünün 2 numaralı bölgede kaldığı durumlarda ise, rüzgâr türbini aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal gücünün en az %5 i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.

55 40 Şebeke bağlantı noktasında meydana gelen ± %10 a kadar olan gerilim dalgalanmaları (0,9 pu 1,1 pu) normal işletme koşulları olarak tanımlanabilmektedir. Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ± %10 dan büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgâr türbin jeneratörü tasarlanmış geçici rejim anma değerlerini aşmadan, gerekirse nominal akımın %100 üne varacak seviyelerde, endüktif veya kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteği sağlamalıdır. Bu geçici rejim maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60 ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilmelidir Aktif güç kontrolü Rüzgâr türbinleri aktif güçlerinin kontrol edilebilir özellikte olması neticesinde şebeke işletmesine dinamik olarak katkıda bulunabilmektedir. Şebeke yönetmeliklerinde aktif güç kontrol parametreleri: -Aktif güç kontrol modlarını, -Aktif güç maksimum limitlerini, -Aktif güç eğrilerinin (Güç-Zaman grafiği) yukarı ve aşağı yönlü eğimlerini tanımlar [7]. Kontrol modları, rüzgâr enerjisinin düşük tahmin edilebilirliği doğrultusunda şebeke işletmecisine kontrol ve manevra imkanı sağlar. Aynı zamanda yüksek miktarda rüzgâr kurulu gücünün şebekeye entegrasyonuna dair planlamalar ve enerji piyasası açısından da önemli bir bileşendir. Türkiye için Şebeke Yönetmeliğindeki ilgili madde aşağıda açıklanmıştır: Şebeke sistem işletmecisinin şebekedeki gerilim, frekans kararlılığının sürdürülebilmesi için talep ettiği zaman rüzgâr santrallerin reaktif güç çıkışı santralin gücünün %20-%100 ü arasında otomatik olarak kontrol edilebilir olması gerekmektedir. Bu kapsamda; Kurulu gücü 100 MW ve altında olan rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %5 ini geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %5 inden az olmamalıdır.

56 41 Kurulu gücü 100 MW ın üzerinde olan rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %4 ünü geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %4 ünden az olmamalıdır Frekans tepkisi Rüzgâr türbinleri 49,8-50,2 Hz frekans aralıklarına uymalıdır. Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili üretim tesisinde şebeke frekansının 50,2 Hz in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgâr türbini devreye girmemelidir. Rüzgâr türbini frekans tepkisi Şekil 5.4. de verilen güç-frekans eğrisi sınırları içinde kalacak şekilde olmalıdır. Şekil 5.4. Rüzgâr türbini için güç-frekans eğrisi [19] Rüzgâr türbini, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmalıdır. Şebeke frekansının 50,3 Hz in üzerine çıkması durumunda rüzgâr santralleri, Şekil 5.4. te verilen aktif güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde yük atmalı ve 51,5 Hz de ise tamamıyla devre dışı olmalıdır.

57 Reaktif güç kapasitesi Rüzgâr türbinleri şebeke bağlantı noktasındaki (PCC) gerilim değişimleri doğrultusunda kendi reaktif güç çıkışlarını regüle etmek durumundadırlar. Reaktif güç gereksinimleri şebeke bağlantı noktasındaki karakteristiğe bağlıdır. Bu karakteristik, şebeke bağlantı noktasındaki kısa devre gücü, X/R oranı ve rüzgâr santral kurulu gücü seviyesini ifade eder. Şebeke işletmesi sırasında reaktif güç referansları şebeke işletmecisi (TSO) tarafından 3 farklı maddede belirlenir. Bunlar: Reaktif güç, gerilim referansı ve güç katsayısıdır [7]. P/Q ve V/Q eğrileri, reaktif güç eğim oranları, reaktif güç kontrol ve ölçüm doğruluğu, reaktif güç değişiminde oturma ve yükselme zamanları şebeke yönetmelikleri tarafından belirlenebilecek kıstaslardır. Türkiye için Şebeke Yönetmeliğindeki ilgili madde şu şekilde açıklanmıştır: Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil 5.5. de koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dâhilindeki reaktif güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmalıdır. Grafiği açıklayacak olursak jeneratör çıkış gücünün 0.1 pu ile 1 pu arasında güç ürettiği sürece santral, kapasitif ve endüktif bölgede yani düşük ikaz ve yüksek ikaz çalışma şartlarında 0.5 pu aktif güç çıkışına kadar güç katsayısını izleyecek şekilde çalışabilme yeteneğine sahip olmalıdır. Şekil 5.5. Rüzgâr santrali reaktif güç kapasite eğrisi [19]

58 Söz konusu zorunlu reaktif güç değerlerine Şekil 5.5. de belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde ulaşılabilmelidir Reaktif güç desteği sağlanması Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9 pu ve 1,1 pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil 5.6. da belirlenmiş karakteristik doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir. Şekil 5.6. Rüzgâra dayalı üretim tesisleri tarafından sisteme verilecek reaktif güç desteği eğrisi [19] Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri şebeke bağlantı noktası gerilimindeki değişikliklere Şekil 5.6. da görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir. Şekil 5.6. daki grafikte droop değeri, %2-%7 arasında bir değerdir. Droop (gerilim düşümü) değeri, üretim tesisinin reaktif çıkış gücünü 0 dan aşırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0 dan düşük ikazlı maksimum reaktif çıkış güç değerine çıkması için şebeke geriliminde verilen gerilim set değerine göre oluşacak % gerilim değişimidir. İlgili üretim tesisi, şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir

59 44 basamak değişimine, en geç 200 ms de cevap vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90 ına en geç 1 saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde dengeye oturmalıdır. Denge durumunda, reaktif çıkış gücünde oluşabilecek salınımların tepe değeri gerçekleşen değişimin %2 sini geçmemelidir Rüzgar Üretim Sistemlerinde Harici Kompanzasyon Son yıllarda rüzgar çiftliklerinin büyük miktarlarda sisteme entegre olmasıyla birlikte rüzgar üretimi artık küçük güçlerde ve dağınık olarak şebekede yer alan üretim karakteristiğinden sıyrılmıştır. Bu durum şebeke bağlantısı ve şebeke işletmesi açısından ihmal edilemez bir sonuç doğurmaktadır. Rüzgar çiftliklerinin karakteristiği normal çalışma koşullarının yanı sıra şebekede meydana gelen gerilim düşümü durumunda incelenmesi gerekmektedir. Şebekeye reaktif güç vererek veya şebekeden reaktif güç çekerek gerilim kontrolüne nasıl katkı yapılabileceği bu doğrultuda incelenmektedir. Rüzgar türbinlerinde bazı durumlarda şebeke gereksinimlerinin karşılanması için harici ekipmanların kullanılması gerekmektedir. Reaktif güç kompanzasyonun gerçekleştirilmesinde iki çeşit uygulama vardır. En basit çözüm anahtarlamalı kapasitör ve indüktörün bulunduğu yani, pasif elemanlardan oluşan kompanzasyon seçeneğidir. Şekil 5.7. de bu durum için reaktif akım ve bara geriliminin grafiği görülmektedir: Şekil 5.7. Pasif eleman kompanzasyon sisteminde gerilim-reaktif akım grafiği [20] Reaktif akım doğrusal olarak şebeke gerilimine bağlıdır ve bunun bir sonucu olarak reaktif güç şebeke geriliminin karesiyle değişmektedir. Grafikte de görüldüğü gibi reaktif akım ağır adımlarla değişebilmektedir. Kapasitörlerin sınırlı anahtarlama süresinden dolayı bu

60 45 çözümün dinamik performansı düşüktür. Aşağıdaki grafikte ise iyi bilinen ve geniş kullanım alanı olan reaktif güç kompanzatörlerinden (SVC) Static Var Kompanzatörlerine ait reaktif akım-bara gerilimi değişimi görülmektedir. değişimi görülmektedir. Şekil 5.8. Static Var Kompanzatörlerine ait reaktif akım- gerilim değişim grafiği [20] SVC tristör anahtarlamalı kapasitörler ve tristör kontrollü reaktörlerden oluşur. Böylelikle tüm kurulu güç aralığında düzgün bir reaktif güç değişimi mümkün olmaktadır. Şekil 5.9. Statcom a ait reaktif akım- gerilim değişim grafiği [20] Şekil 5.9. da ise, Statcom için reaktif akım ve bara gerilimi değişimi ifade edilmiştir. Tüm operasyon aralığında yüksek bir dinamik performansta düzgün bir reaktif güç değişiminin gerçekleştirilebilirliği açısından SVC ile benzer karakteristik söz konusudur. Bunun yanında sistem geriliminden bağımsız şebekeye reaktif akım verilmesi, daha hızlı kontrol ve daha az alan gereksinimi açılarından avantajları söz konusudur [20].

61 STATCOM çalışma prensibi Şekil Statcom un temel bileşenler cinsinden ifadesi [20] Statcom hem kararlı durumda hem dinamik operasyonda üst düzey bir performans sağlayan; herhangi bir pasif anahtarlama elemanının olmadığı statik bir aygıttır. Şebeke arızaları esnasında hızlı bir dinamik gerilim kontrolü sağlar ve bu özelliği FRT açısından çok önemli bir özelliktir. Statcom şebekeye bir indüktans vasıtasıyla bağlı bir gerilim kaynaklı konvertör (VSC) dir. İndüktans bir reaktör veya bir transformatör olabilir. VSC nin gerilim genliği değiştikçe reaktif güç de değiştirilebilmektedir. Şekil Statcom un çalışma prensibini ifade eden fazör diagramlar [20] Şekil 5.11.'deki fazör diagram Statcom mantığını anlamamıza yardım etmektedir. Bunun için çevirme oranı 1:1 olan bir transformatör ya da reaktör gereklidir. Buna ek olarak şebeke gerilimini sabit kabul ediyoruz. Dolayısıyla şebeke gerilim vektörü sabit değerde kaldığı varsayılmaktadır. Eğer kompanzatör gerilim vektörü ; den büyükse ; hat reaktansı boyunca meydana gelen gerilim düşüm vektörü ; ile aynı doğrultuda olacaktır. Dolayısıyla kompanzatör akımı şebekeye doğru akacaktır. Bu durumda Statcom kapasitör karakteristiği gösterecektir.

62 47 Eğer kompanzatör gerilim vektörü den küçükse ; hat reaktansı boyunca meydana gelen gerilim düşüm vektörü ; ile zıt doğrultuda olacaktır. Dolayısıyla kompanzatör akımı şebekeye zıt doğrultuda akacaktır. Bu durumda Statcom indüktör karakteristiğinde çalışacaktır Rüzgar Gücü Şebeke Entegrasyonu Simülasyon kısmında da değerlendireceğimiz gibi, değişken hızlı rüzgar santral çeşitlerinden birisi olan DFIG tip rüzgar türbinlerinde şebeke işletmecisi açısından çok önem arz eden aktif ve reaktif gücün birbirinden bağımsız kontrolü söz konusudur. Vektör kontrol algoritması sayesinde aktif ve reaktif gücün bağımsız kontrolü yanında tork ve güç faktörü de birbirinden bağımsız olarak kontrol edilebilmektedir. Böylelikle şebeke desteği noktasında çok önemli bir özellik söz konusu olmaktadır. Son şebeke yönetmeliklerinde arıza esnasında belli gerilim düşümü sınırları dahilinde ve belli süreler müddetince rüzgar türbinlerinin devrede kalmaları santral işletmecilerinden istenmektedir. Bu özellik için santralin arıza esnasında aktif ve reaktif gücünü belli oranlar dahilinde artırması gerekir ve bu durum aynı zamanda tüm sistemin kararlılığını iyileştirici bir faktördür. Rüzgar gücünün arıza esnasında tahmin edilemez bir miktarda devreden çıkması durumu sistem kararlılığı açısından olumsuz bir durum olmasından dolayı FRT (Fault Ride- Through) özelliği şebeke işletmesi açısından çok önemli bir gereksinim olarak karşımıza çıkmaktadır. Arıza esnasında DFIG nin hem aktif hem reaktif gücünü üretmesini sürdürmesinin sağladığı ve bu sayede şebeke desteğinin gerçekleştirildiği temel kontrol stratejisinde RSC ve GSC veya her ikisi birden kontrol edilmektedir. Eski şebeke entegrasyon senaryolarında santralin bağlı olduğu barada anma geriliminin %85 ı kadarlık bir düşüş durumunda santralin şebekeden ayrılması durumu söz konusu idi. Rüzgar gücünün şebekelerdeki payının artmasıyla söz konusu durum artık kabul edilemez hale gelmiştir. Son şebeke yönetmeliklerinde jeneratörün şebeke irtibatının sağlandığı bara geriliminin nominal değerinin %0 ına kadar düşmesi durumunda bile (belli süreler dahilinde kalmak şartıyla) santralin devrede kalması gereksinimi santral işletmecilerinden istenilmektedir. Bu gerilim düşümü-süre arasındaki farklı ülkelerin kendileri için belirlediği grafik aşağıda görülmektedir:

63 48 Şekil Farklı ülkeler için FRT gereksinimleri [18] Bu durum, gerilim kararsızlık problemlerinden kaçmak noktasında şebekeye reaktif güç desteğinin verilmesi anlamına gelmektedir. Aşağıdaki grafikte ise Alman Şebeke Yönetmeliğinde söz konusu durumun tanımlandığı grafik ifade edilmiştir: Şekil Alman şebeke yönetmeliğine göre FRT gereksinimi [18] Şekil e göre I. ve II. bölgede rüzgar türbininin sisteme irtibatlandığı baradaki (PCC) gerilim değeri 0 V a düşmesine rağmen belli bir süre dahilinde olmak kaydıyla (150 ms)

64 49 rüzgar üretiminin sisteme bağlı kalması beklenmektedir. Arıza periyodu süresince değişken hızlı rüzgar jeneratörü güç üretimi, dönüştürücülerin kontrolü sayesinde geçici olarak azaltılır. Sonra şebeke desteği aktif olur ve şebekeye verilen aktif güç artar. Arıza temizlendikten sonra rüzgar türbin kontrolcüsü şebekeye vermesi gereken aktif güç miktarını mümkün olduğunca hızlı artırabilmelidir. III. alanda ise şayet gerilim-zaman noktasının II. alana geri dönmediği durum için rüzgar türbininin şebekeden ayrılmasına izin verilir. Gerilim 2683 ms den itibaren %80 seviyesinde kalmaya devam ederse üretimin şebekede olmaması sistemin korunması açısından önem arz etmektedir kv seviyesinden sistem irtibatlı 150 MW'lık bir üretim tesisi için şebeke yönetmelik kriter testi Yukarıda ülkemiz için rüzgar santrallerinin şebeke bağlantılarına yönelik gereksinimleri açıklamaya çalışmıştık. Şimdi, sisteme 154 kv seviyeden irtibatlı, 90 adet 2 ve 3 MW'lık DFIG türbinlerden oluşan, toplam kurulu gücü 150 MW olan bir RES üretim tesisine dair şebeke entegrasyon test çıktıları değerlendirilecektir. Test işleminde santralin sistem ile irtibatlı olduğu 154 kv baradaki aşağıdaki veriler ölçülmüştür. Çizelge 5.1. Test esnasında ölçülecek veriler Sinyal İsmi Bağlantı noktası için V1,V2,V3 Bağlantı noktası için i1,i2,i3 Rüzgar hızı P (elde edilen ) P (referans ) Q (referans) f (frekans) Birim kv A m/s MW MW MVar Hz

65 50 Test, 3 adımdan oluşmaktadır. -Aktif güç kontrolü -Frekans kontrol -Reaktif güç yeteneği Aktif Güç Kontrolü Bu adımda, yönetmelikte yer alan "Kurulu gücü 100 MW ın üzerinde olan rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %4 ünü geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %4 ünden az olmamalıdır." ifadesinin incelediğimiz tesis için gerçekleştirilip gerçekleştirilmediğine bakılmıştır. %4'lük güç söz konusu tesis için 6 MW'a karşılık gelmektedir. Test esnasında 114 MW'lık bir güç üretimi gerçekleştirilmekte olup bu toplam kurulu gücün %76 'sına karşılık gelmektedir. Şekil 5.14' de ve Şekil 5.15.'de yeşil eğri o anda elde edilebilecek aktif güç eğrisi, mavi eğri güç bağlantı noktasındaki aktif gücü, kırmızı eğri santralin güç alım-atımı esnasında takip etmesi gereken sınırları ifade ederken pembe eğri de rüzgar hızını göstermektedir. Aşağıdaki grafikten de gördüğümüz gibi santralin üretimini azaltmasına (yük atma) dair eğri dakikada 7 MW'lar mertebesinde olup %4'ü ifade eden 6 MW değerini karşılamaktadır. Aynı zamanda yük alma hızı da yönetmelikte %4'ü geçmemelidir denilmiş olup üretim tesisi yük alırken %4'ü yani 6 MW'ı geçmemiş 4,84 dak/mw'lık bir eğri ile üretimini arttırmıştır.

66 Şekil Santralin yük atması esnasında aktif güç değişimi 51

67 52 Şekil Santralin yük alması esnasında aktif güç değişimi

68 53 Frekans Kontrol Bu adımda, Yönetmelikte yer alan değişen frekans değerlerine rüzgar santralinin cevabına yönelik koşulun; gerçek hayatta incelediğimiz RES için sağlanıp sağlanmadığı değerlendirilecektir. Şekil Santralin aktif güç-frekans değişimi - 1 Rüzgâr türbini, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmalıdır. Şebeke frekansının 50,3 Hz in üzerine çıkması durumunda rüzgâr santralleri, Şekil 5.4. de verilen aktif güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4

69 54 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde yük atmalı ve 51,5 Hz de ise tamamıyla devre dışı olmalıdır. Şekil Santralin aktif güç-frekans değişimi - 2 Reaktif Güç Yeteneği 3. aşama olarak Şekil 5.5'de ifade etmiş olduğumuz reaktif güç bölgesinde santralin 0.1 pu ile 1 pu arasında çalışıyor olabilmesi koşulunun sağlanıp sağlanmadığı test edilmiştir. Test esnasında 122 MW'lık üretim gerçekleştirilmekte olup bu toplam kurulu gücün %81'ine

70 55 karşılık gelmektedir. Burada kırmızı çizgi sınırları gösterirken mavi çizgi gerçekleşen değerleri ifade etmektedir. Mavi çizginin kırmızı çizgi sınırlarının dışında olduğu bölgelerin bulunması TEİAŞ tarafından santralin 35 MVar reaktif güç verebilecek şekilde sınırlandırılmış olmasıdır. Şekilde dikey eksen aktif güç, yatay eksen reaktif gücü göstermektedir. Şekil Santralin aktif - reaktif güç değişimi

71 56 Şekil Santralin gerilim - reaktif güç değişimi

72 57 Yukarıdaki şekilde ise Şekil in oluştuğu çalışma koşulları, yani gerilim eğrisi görülmektedir. Söz konusu gerilim eğrisini takip eden reaktif güç üretimi, Şekil 5.5'de gördüğümüz ve yönetmelikte ifade edilen eğrinin oluşmasını sağlamaktadır. Yani gerilimin azalması durumunda RES'in kapasitif bölgede reaktif güç desteği sağlaması ve artan bara gerilimi durumunda ise RES'in endüktif bölgede reaktif güç soğurması durumu yukarıdaki grafikte görülmektedir.

73 58

74 59 6. DFIG RÜZGÂR TÜRBİN SİMÜLASYONU Gerçekleştirecek olduğumuz simülasyonda 1.5 MW lık 6 adet DFIG tip rüzgâr türbini kullanarak bir çalışma gerçekleştireceğiz. 9 MW lık rüzgâr türbini 33 kv dağıtım sistemine irtibatlı olup 10 km uzunluğundaki hat üzerinden de 154 kv gerilim seviyesine ulaşmaktadır. Sistem frekansı 50 Hz dir. DFIG tipindeki rüzgar türbini; rotoru sargılı indüksiyon jeneratörü ve IGBT tabanlı AC/DC/AC PWM dönüştürücüden oluşmaktadır. Konvertör, rotor sargıları üzerinden şebeke ile irtibatlı iken stator sargıları doğrudan şebeke ile irtibatlıdır. DFIG teknolojisi düşük rüzgâr hızları için maksimum güç elde etmekte olup bu işlem için mekanik zorlanma minimize edilirken türbin hızı optimize edilir. 10 m/s den düşük rüzgâr hızlarında rotor subsenkron hız ile dönerken yüksek rüzgâr hızlarında hipersenkron hız ile dönmektedir. DFIG nin türbin güç karakteristiğini inceleyecek olursak: Şekil 6.1. DFIG türbin güç-hız karakteristik eğrisi

75 60 Şekil 6.2. DFIG şebeke entegrasyon simülasyonu Türbin güç karakteristiğinde yer alan kırmızı (kalın) eğri doğrultusunda (Türbin mekanik hız-türbin güç eğrisi) DFIG kontrol edilmekte olup türbin hız optimizasyonu, eğri üzerindeki B ve C noktaları arasında çalışma gerçekleştirilecek şekilde olur.

76 61 1,2 pu türbin hızına ulaşıldığı takdirde (ki bu hız 12 m/s lik rüzgar hızına karşılık gelmektedir) çıkış gücü 1 pu ya ulaşır. Bundan sonra pitch (kanat) açı kontrolü devreye girerek çıkış gücünün 1 pu yu aşmaması sağlanır. DFIG nin bir diğer avantajı reaktif enerjiyi üretmek veya şebekeden çekmek için sincap kafesli indüksiyon jeneratöründe kullanılan kapasitör grubuna ihtiyaç duyulmamasıdır. Güç elektronik çeviricileri kompanzasyon görevini de üstlenmektedir MW gücünde mekanik çıkış veren rüzgâr türbinleri tek bir blok üzerinden gösterilmiştir. Jeneratör anma gücü 9 MW/0.9 MVA dır. DC bara kapasitörü μf dır. DFIG yapısını daha detaylı olarak 5. bölümde açıkladığımız alt kısımlarına ilişkin parametreler ile birlikte tanımlayacak olursak; 1- Jeneratör parametreleri 2- Dönüştürücü parametreleri 3- Türbin parametreleri 4- Kontrol parametrelerini ifade etmemiz gerekmektedir. Şekil 4.2. deki bir indüksiyon makinesinin d-q eksenine indirgenmiş devre bileşen değerleri simülasyonda kullanmış olduğumuz jeneratör için aşağıda belirtilmektedir:

77 62 Çizelge 6.1. DFIG jeneratör parametreleri Jeneratör parametreleri Stator direnci Rs = 0,00706 pu Stator endüktansı Lls = 0,171 pu Rotor direnci Rr = 0,005 pu Rotor endüktansı Llr = 0,156 pu Magnetikleşme endüktansı Lm = 2,9 pu Anma değerler: Nominal güç = 6 1,5 MW / 0,9 = 10 MVA Nominal gerilim = 575 V (RMS) Nominal frekans = 50 Hz Mekanik parametreler Eylemsizlik sabiti J = 5,04 pu Sürtünme katsayısı f = 0,01 pu Kutup sayısı p = 3 Sistemde kullanılan AC/DC/AC ( back to back ) yapısına dair parametreler: Dönüştürücü maksimum güç = 0,5 pu (Rüzgardan üretilen elektriksel gücün maksimum yarısı kadarı dönüştürücüler üzerinden şebekeye aktarılabilecektir.) Şebeke tarafı dönüştürücüsünden sonra şebeke bağlantısı seri RL devresi üzerinden gerçekleştirilmekte olup söz konusu bağlantı indüktörünün eleman değerleri: Çizelge 6.2. Seri indüktör ve DC bara değerleri Seri indüktör ve DC bara değerleri L= 0,15 pu R = 0,15/100 pu Nominal DC bara gerilimi = 1200 V DC bara kapasitör değeri = 0,06 F

78 63 Türbin mekanik parametreleri: Türbin nominal mekanik çıkış gücü = 6 1,5 Şekil 6.1. de belirtilen eğrinin tanımı bize türbine dair hız karakteristiğini ifade edecektir: A noktası 0,7 pu, B noktası 0,71 pu, C noktası 1,2 pu, D noktası 1,21 pu C noktasındaki (1,2 türbin hızına karşılık) mekanik güç 0,73 pu ve rüzgar hızı 12 m/s dir. Kanat açısı kontrolcüsü için Kp değeri = 500 Maksimum kanat açısı değeri 45 Kanat açısı/zaman parametresi = 2 derece/saniye Şekil 4.3. de ve Şekil 4.4. de rotor tarafı ve şebeke tarafı dönüştürücülerine dair kontrol şemaları detaylı olarak açıklanmıştı. Dönüştürücülerin denetleyicileri için Kp katsayılarını ifade edecek olursak: Ki Çizelge 6.3. RSC kontrol parametreleri RSC Aktif Güç denetleyicisi Kp = 1 Ki= 100; Reaktif Güç denetleyicisi Kp = 0,05 Ki = 5; Rotor tarafı dönüştürücüsünün akım düzenleyici kazançları Kp = 0,3 Ki = 8; Çizelge 6.4. GSC kontrol parametreleri GSC DC bara gerilimi denetleyici Kp = 0,002 Ki= 0,05 Şebeke tarafı dönüştürücüsünün akım düzenleyici kazançları Kp = 1 Ki = 100 Şebeke tarafı dönüştürücüsü reaktif akım referans değeri Iq_ref = 0 pu Simülasyonun 1. Adımında türbinler gerilim regülasyonu modunda çalıştırılırken sistemin rüzgâr hızındaki değişimlere karşı cevabını inceleyeceğiz.

79 64 5.saniyede 8 m/s den 14 m/s ye yükselen bir rüzgâr hızı karakteristiği türbine uygulanıyor. Şekil 6.3. DFIG aktif, reaktif güç, rotor dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açı eğrileri Bu durumda yukarıdaki Türbine ait aktif, reaktif güç, rotor açısal dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açısını gösteren eğrilerden de görüldüğü üzere; -Türbinde üretilen aktif güç 5. saniyeden itibaren artmaya başlayarak 20. saniyeye kadar düzgün bir şekilde yükselmektedir ve 20. saniyede üretilen aktif güç anma güç değeri olan 1 pu (9 MW) değerine ulaşmaktadır. -Türbin rotor hızı, rüzgâr hızı 8m/s iken (t<5) 0.8 pu değerinde olup 14 m/s rüzgâr hızı değerinde iken 1.2 pu değerine çıkmaktadır. -Türbin çıkış gücü, rüzgâr hızının artışıyla birlikte -1 pu- çıkış güç değerine ulaşıncaya kadar türbin çalışma noktası türbin güç karakteristiğindeki kırmızı noktayı takip ederek D noktasına doğru ilerlemektedir. Bu esnada kanat açısını ifade eden pitch açı değeri 0

80 65 olmaktadır. 1 pu çıkış gücüne karşılık gelen D noktasından itibaren çıkış gücü 1 pu yu aşmaktadır. Fakat bizim istediğimiz çıkış güç değerinin 1 pu değerinde sabit kalmasıdır. Bunun için kanat açısının (pitch açısı) 0,76 değerine gelir ve türbin çıkış gücü sabit değerini korumaya devam eder. Grafiklerden de görüldüğü gibi pitch açısı 20. Saniyede belli bir değere çıkmakta ve kanatların rüzgâr hız vektörü ile 0,76 lik bir açı yapması sonucunda mekanik güç çıkışı 1 pu değerine kalmaktadır. Simülasyonun ikinci adımında 154 kv sistem üzerinde meydana gelen bir gerilim çöküşünün oluşturduğu etkiyi inceleyelim. Jeneratör Var Regülasyon modunda olsun ve 5 ile 5,5 s arası 0,15 pu luk bir gerilim çöküşü söz konusu olsun. 154 kv sistemden uzaklaştıkça ve genaratörün bağlı bulunduğu 575 V baraya yaklaştıkça gelirim çöküşünün etkisinin 0,02 pu civarında azaldığı gözlemlenmektedir. Ayrıca 154 kv sistemin uzak bir noktasında oluşan gerilim çöküşünün jeneratör tarafından üretilen aktif ve reaktif güç eğrilerinde nasıl bir güç dalgalanmasına sebep olduğu gözlemlenebilmektedir. Şekil 6.4. Gerilim çöküşünün gerçekleştiği 5. saniyede jeneratör aktif ve reaktif güç üretimindeki bozunum 33 kv baraya 2 MVA lık bir üretimin bağlanması durumunda simülasyon sonuçlarını detaylandıralım. Sisteme 33 kv seviyeden irtibatlandırmış olduğumuz üretim tesisi 1,68/0,93 (1,866) MVA gücünde, sincap kafesli bir indüksiyon jeneratörüdür. Jeneratör çıkışı 2,3 kv olup hemen çıkışa bağladığımız 2,5 MVA lık bir step-up transformatör ile

81 66 gerilim 33 kv seviyesine çıkartılıyor ve sistemimizin 33 kv seviyesine irtibatlandırılıyor. Söz konusu üretim tesisi için ayrıca bir koruma sistemi tasarlanmıştır. 1. Anlık AC Aşırı akım 2. AC Aşırı akım (positive-sequence) 3. AC Akım Dengesizliği 4. AC Düşük Gerilim (positive-sequence) 5. AC Arı Gerilim (positive-sequence) 2 MVA lık koruma sistemi için 6. AC Gerilim Dengesizliği (Negative-sequence) set değer parametreleri 7. AC Gerilim Dengesizliği (Zero-sequence) 8. DC Arı Gerilim 9. Düşük Hız 10. Aşırı Hız Bilgileri üzerinden belirlenen sınır değerler içerisinde sistem-şebeke irtibatını sağlayacak; sınır değerler dışına çıkıldığı zaman ise üretim sisteminin şebeke irtibatını kesecek olan bir koruma sistemi kullanılmıştır. Rüzgâr jeneratör sistemi Var Regülasyonu modunda çalıştığında görüyoruz ki 5,425. saniyede 2 MVA lık üretim sistemi; bağlı olduğu baradaki gerilim düşümünün koruma sisteminde belirlenen set değerinden daha düşük olmasından dolayı devreden çıkıyor. Koruma sisteminde; üretim sisteminin bağlı olduğu baradaki gerilimin 0,85 pu ile 1,1 pu arasında kalması ve söz konusu durumun en çok 0,2 s sürmesi durumunda sistemde kalması, aksi durumda sistemden çıkarılması gerektiği tasarlanmıştır. 2 MVA lık üretimin devreden çıkmasına rağmen 154 kv sistemde meydana gelen arızanın sebep olduğu gerilim düşümü, OG seviyeden sistemle irtibatlanan RES in bağlı olduğu barada 0,02 daha yüksek seviyede gerçekleşmiştir. Dolayısıyla arızaya yakın olan 2 MVA lık üretim devreden çıkarken arızaya daha uzak olan RES devrede kalmaya devam etmiştir.

82 67 Şekil MVA lık üretim tesisi için koruma sistemindeki sınır değerler 2 MVA lık üretimin bağlı olduğu B 33 de 5 ile 5,5. saniyeler arasında gerilim 0,85 pu mertebesine düşüyor. Dolayısıyla 2 MVA lık üretim 5,425. saniyede şebeke harici kalıyor. 0,85 pu Şekil 6.6. Var Regülasyonu modunda meydana gelen gerilim düşümü esnasında 33 kv bara gerilimi

83 68 Şekil MVA lık üretimin genel şeması Şimdi DFIG yi Gerilim Regülasyonu modunda çalıştıralım: 0,87 pu Şekil 6.8. Gerilim Regülasyonu modunda meydana gelen gerilim düşümü esnasında 33 kv bara gerilimi

84 Gerilim Regülasyon modunda görüyoruz ki gerilimin çöktüğü zaman aralığında sistem 0,6 pu değerinde reaktif enerji üretmektedir. 69 Şekil 6.9. Gerilim Regülasyonu modunda DFIG aktif, reaktif güç, rotor dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açı eğrileri Bu sayede rüzgâr türbininin bağlı olduğu barada daha önce 0,85 pu değerine kadar düşen gerilim 0,87 pu değerine yükselmiştir. Yani Gerilim Regülasyonu modunda çalışarak reaktif enerji üreten ve bu sayede bağlı bulunduğu baranın gerilimini iyileştirme yönünde etkileyen DFIG tip rüzgâr santrali sayesinde, 2 MVA lık üretim devrede kalmıştır. Şimdi de 3. senaryo olarak, 33 kv sistem üzerinde meydana gelen tek faz toprak arızası durumunda sistemi inceleyelim. Bunun için bir önceki çalışmada kullandığımız 154 kv sistemin uzak bir noktasındaki gerilim düşümü senaryosunun kaldırdık.5.saniyede A fazında 9 periyotluk bir kısa devre olduğunu uyarladık. Bu esnada rüzgâr santrali Gerilim Regülasyonu modunda bulunsun. Bu arada, daha önce 2 MVA lık üretim sistemi için tasarlanan kontrol sisteminin bir benzeri de DFIG için tasarlanmıştır. Rüzgâr santralinin bağlı olduğu baranın gerilimini incelediğimiz takdirde görüyoruz ki koruma sisteminde 0.85 pu ile 1,1 pu arası olarak belirlemiş olduğumuz gerilim sınırı aşılmıyor. Dolayısıyla Sistem devreden çıkmıyor.

85 70 Şekil DFIG koruma sistemindeki sınır değerleri Gerilim Regülasyonu şeklinde çalışan sistemde görüyoruz ki DFIG şebekeye 0,6 pu mertebesinde reaktif güç veriyor ve bu sayede 5. Saniyedeki tek faz-toprak arızasının meydana getirdiği gerilim düşümünün derinliği azaltılıyor. Gerilim değerinin koruma sisteminin gerilim düşümü ile ilgili belirlediği sınırlar içerisine dâhil olmasıyla birlikte rüzgâr sistemi şebekeden kopmadan çalışmaya devam ediyor. Aşağıda Gerilim Regülasyonu modunda çalışan sistem için DFIG çıkış reaktif güç eğrisi görülmektedir: Şekil DFIG aktif, reaktif güç, rotor dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açı eğrileri

86 71 Şekil Gerilim regülasyon modunda çalışan DFIG nin bağlı olduğu barada gerilim ve akım eğrileri Grafiklerden de görüldüğü gibi Jeneratör arıza esnasında sisteme katkı yapıyor, 0,6 pu değerinde reaktif güç üretiyor ve bağlı bulunduğu barada normalde söz konusu arıza esnasında 0,8 pu değerlerine düşen gerilimi 0,87 pu değerine çıkararak gerilim iyileştirmesi yapıyor. Bu durum da jeneratörün sistemde kalmasıyla sonuçlandırılıyor. Şimdi sistemi Gerilim Regülasyon modundan Var Regülasyon moduna alarak aynı işlemi tekrarlayalım. Görüyoruz ki Var Regülasyon modundaki sistemde reaktif güç sabitlenmektedir. 0 değerine set edilen reaktif güç değişmediği için bara geriliminde meydana gelen gerilim çöküşünü iyileştirecek bir mekanizma söz konusu olamamaktadır. Şekil de arıza esnasında reaktif güç grafiğindeki artış Şekil de söz konusu değildir.

87 72 Şekil DFIG aktif, reaktif güç, rotor dönme hızı, DC bara gerilimi ve pitch açı eğrileri Şekil Jeneratörün bağlı olduğu baradaki gerilim akım eğrileri

88 73 Gerilimi regüle edecek reaktif gücün üretilememesi durumunda 0,8 pu mertebelerinde kalan gerilim değeri yüzünden 5,122. saniyede koruma sistemi jeneratör sistemini devre dışı bırakmaktadır. Jeneratör Var Regülasyon modunda iken DFIG sistemin bağlı olduğu baradaki gerilim regülasyonunu harici olarak gerçekleştirelim. Bunun için jeneratörün bağlı olduğu 575 V luk baraya 2 MVA kapasitesinde bir kapasitör veya Statcom bağlayalım. Simülasyonu çalıştırdığımız durumda görüyoruz ki koruma sisteminde düşük gerilim sınırı olarak girilen 0,85 pu değeri aşılmıyor. Statcom sayesinde 2,5 MVar reaktif enerji üretilirken bara gerilimi 0,85 pu nun üzerinde kalacak şekilde gerilim regülasyonu sağlanıyor. Bu durumda harici kompanzasyon sistemi kullanılarak rüzgar santrallerinde bara gerilim regülasyonun sağlanabileceği ve böylelikle santrallerin arıza sonrası sistemde kalma yeteneklerinin şebeke yönetmeliklerince istenilen seviyeye getirilebileceği görülmektedir. Üstelik gerçekleştirmiş olduğumuz senaryodan görüyoruz ki Statcom un varlığı, normalde gerilim düşümü kaynaklı olarak devreden çıkmasını beklediğimiz 2 MVA lık santralin devrede kalmasını sağlamıştır. Bu durum sistem kararlılığı açısından olumlu bir sonuçtur. Şekil Jeneratör ve Statcom un bağlı olduğu baradaki gerilim ve Statcom tarafından üretilen reaktif güç eğrileri

89 Arıza Sonrası Reaktif Güç Desteğine İlişkin Canlı Sistemden Durum Örneği Bir önceki bölümde 9 MW'lık DFIG tipinde bir RES üretim tesisinin şebekede meydana gelen bir gerilim düşümü sonrası şebekeye vermiş olduğu reaktif güç desteğini incelenmiştik. Bu sayede gerek RES'in bağlı olduğu barada gerekse diğer baralarda gerilim düşümünün derinliğinin azaldığını ve böylelikle rüzgar santralinin sistem bağlantısının devam ettiğini değerlendirdik. Gerilim düşümünün iyileştirilmesi noktasında rüzgar santrallerinin vermiş olduğu reaktif desteğin öncelikli olarak santralin bağlı bulunduğu barada, daha sonra yakın diğer baralarda gerilim kararlılığını arttırdığını gözlemledik. Şimdiki adımımızda ise; sisteme 154 kv seviyeden irtibatlandırılmış bulunulan DFIG tipinde türbinlere sahip 50 MW'lık bir RES'in şebekede meydana gelen bir gerilim düşümü esnasında verdiği tepki incelenecektir. 11 Kasım 2014 tarihinde 06:29:52 saatinde şebekede A-C fazları arasındaki bir kısa devrenin sebebiyet verdiği gerilim düşümünün grafiği aşağıda görülmektedir: Şekil kv bara gerilimi Grafiklerden de görüldüğü gibi şebekede meydana gelen iki faz toprak kısa devre arızası, rüzgar santralinin 154 kv trafo fiderinde 0,05 saniyelik bir gerilim düşümüne sebep olmaktadır. Bu esnada 94 kv'lar mertebesindeki faz-nötr gerilim değeri A ve B fazları için 87 kv' lara C fazı için ise 27,134 kv değerine kadar düşmüştür. Gerilim değeri azalırken aşağıdaki grafikten de görebileceğimiz üzere şebekeye verilen akım değerinde anlık olarak artış söz konusudur. Canlı sistemde gözlemleyebildiğimiz böyle bir durumu biz, gerçekleştirdiğimiz simülink çalışması aracılığıyla simüle etmiştik. Şekil ve Şekil 6.14.'de arıza anında baradaki gerilim ve akım davranışları ile Şekil ve Şekil 'deki davranışlar paralellik göstermektedir.

90 75 Şekil kv bara akımı Şimdi yukarıdaki grafikleri aldığımız kısa süreli gerilim çöküşü durumuna dair ayrıntılı grafikleri inceleyelim: Şekil kv bara gerilimi dalga şekli Şekil kv bara gerilimi dalga şekli 2 Yukarıdaki grafiklerde gerilim düşümü anında 154 kv trafo fiderinin bağlı olduğu baradaki gerilim düşümünü gözlemleyebiliriz. Sinüzoidal gerilim bilgisini zaman ekseninde yaydığımız zaman Şekil 6.16.'daki görünüme paralel olarak C fazındaki gerilim

91 76 değerinin daha düşük olduğu görülebilir. Aşağıdaki grafiklerde ise aynı zaman süresince sinüzoidal akım eğrilerini gözlemleyebiliriz. C fazındaki gerilim artışının diğer fazlara oranla daha yüksek olduğu gözlemlenebilmektedir. Şekil kv bara akımı dalga şekli - 1 Şekil kv bara akımı dalga şekli 2 Aşağıdaki grafikte söz konusu santralin bağlı olduğu baradaki aktif, reaktif ve görünür güç değerleri görülmektedir. Burada gerçekleştirdiğimiz simülasyondan aldığımız verilerle benzer bir görüntü söz konusu. Böylelikle kısa süreli gerilim düşümü durumunun gerçek sistemde yarattığı etkiyi gerçekleştirdiğimiz simülink çalışmasıyla karşılaştırma imkanı bulabilmekteyiz. Şekil 6.9.'da gerçekleştirdiğimiz simulink senaryosunda rüzgar santralinin irtibatlı olduğu baradaki gerilim düşümü sonrası, aktif güçteki azalmaya rağmen arıza anında reaktif gücün arttığını gözlemlemekteyiz. Dolayısıyla gerilim düşümünün arıza esnasında aktif güçte geçici bir azalmaya sebep olduğu, buna karşın arıza olmadığı durumda 0 pu olan reaktif gücün ise arıza anında arttığı görülmektedir. Dolayısıyla DFIG tip rüzgar türbinlerine sahip

92 77 üretim tesisinin; arızanın gerçekleştiği saniyede herhangi bir gecikme söz konusu olmadan 0 kvar değerinden, 8 kvar değerinde anında çıktığı ve sisteme reaktif desteğin gerçekleştirildiği görülmektedir. Çalışmamızda ifade etmeye çalıştığımız ve simülasyon ile odaklandığımız, arıza anında şebekeye reaktif güç verilerek türbinlerin arıza sonrası sistemde kalmalarına yönelik gereksinimin, söz konusu üretim tesisi tarafından sağlandığı rahatlıkla görülebilmektedir. Şekil kv baradan izlenen güç değerleri Yukarıda tek bir grafikten görebildiğimiz aktif, reaktif ve görünen güç grafiklerini ayrı ayrı aşağıdaki grafiklerde görebiliriz: Şekil kv baradan izlenen aktif güç eğrisi

93 78 Şekil kv baradan izlenen reaktif güç eğrisi Şekil kv baradan izlenen görünen güç eğrisi Şekil kv baradan izlenen görünen güç eğrisi En son olarak zaman ekseninde genişletmiş olduğumuz yukarıdaki güç faktörü eğrisini yorumlayacak olursak, arıza esnasında santralin güç faktörünün 1 değerinden saptığı ve gerçekleştirilen tüm bu regülasyon işlemlerinin üretim tesisinin güç faktörünü tekrar 1 değerine getirmek maksadıyla gerçekleştirildiği ifade edilebilir.

94 79 Gerilim düşümü esnasında reaktif güç desteğinin sağlandığının tespit edildiği canlı durum örneğinde gerilim, 0.05 s. süresince faz-nötr değeri olan 94 kv'dan (C fazı için) 27,134 kv'a kadar düşmüştür. Yani %29'luk bir gerilim düşümünün söz konusu olduğu görülmektedir. Bu gerilim düşümü sistemde A fazı ile C fazı arasında meydana gelen bir kısa devre sonucu meydana gelmiştir. Canlı durum örneğinde söz konusu olan zaman zarfındaki gerilim düşümünü simülasyonumuza uyarlarsak 0.05 saniye için 154 kv sistemde A fazı ile C fazı arasında bir kısa devre gerçekleşmesi gerekecektir. Şekil A ile C fazları arasında gerçekleşen ve 0.05 s süren bir kısa devre

95 80 Şekil Şekil deki kısa devre arızasının sonucu olarak RES bağlantı noktasındaki gerilim, aktif güç, reaktif güç eğrileri Bu durumda görüyoruz ki, simülasyonda A ve C fazları arasında 0,05 saniyelik bir kısa devre gerçekleştirse, gerilim 0,56 pu değerlerine düşüyor. Yani gerilim, arıza öncesi değerinin %44'ü kadar azalıyor. Aşağıda gerçekleşmiş bir durum örneğinden aldığımız grafiklerde de görüyoruz ki aynı karakteristikteki (A ile C fazları arası 0,05 s.'lik bir kısa devre) bir arızada gerilim %28,86 kadar azalıyor. Gerilim düşümündeki bu farklılığın sebebi gerçek şebeke ve transformatör reaktans değerleri ile bizim simülasyonumuzda kullanmış olduğumuz reaktans değerleri arasındaki farklılıktır. Her iki grafikte de görülüyor ki gerilim düşümü anında bir gecikme olmaksızın reaktif güç takviyesi başlamakta ve gerilim düşümü bittikten sonra da reaktif güç belli bir süre üretilmeye devam etmekte.

96 81 Bu esnada aktif güç ise, gerilim düşümü esnasında azalırken, her iki grafikte de görüldüğü gibi, gerilimin toparlanmasıyla kademeli olarak artış göstermektedir. Aktif gücün gerilim düşümünü hemen takiben artması görüldüğü gibi sistem kararlılığının sağlanması için önem arz etmektedir. Ayrıca simülasyonda oluşan gerilim düşümü her ne kadar çok düşük değerlerde gerçekleşse de (0,56 pu) gerçekleşme süresi oldukça kısa (0,05 s) olduğu için rüzgar türbininin koruma sistemi türbin sistemini devreden çıkarmıyor. Çünkü koruma sistemi 0,85 pu ile 1,1 pu arası gerilimlere 0,1 saniye kadar dayanılması sınırı üzerinden dizayn edilmiştir. Şekil Şebekede meydana gelen A ile C fazları arası bir kısa devrenin yarattığı gerilim düşümü esnasında işletmede olan bir RES in 154 kv trafo fiderindeki gerilim düşümü ve aktif reaktif güç eğrileri.

97 82

98 83 7. SONUÇ VE ÖNERİLER Rüzgar türbin teknolojilerindeki ilerlemeler ve ülkelerin yenilenebilir enerjiye olan desteklerinin artması şebekeye bağlı rüzgar kurulu gücünün her geçen gün daha da artmasına neden olmaktadır. Bu durum rüzgar santrallerinin sistem kararlılığı açısından özel durum içermesi noktasında diğer geleneksel enerji üretim sistemlerinde olmayan, uygulanması gereken yeni koşulları da beraberinde getirmektedir. Daha önceki yıllarda genellikle OG sistemde ve küçük güçlerde yer alan RES lerin yüksek kurulu güçlerde şebekeye irtibatlandırılmaya başlanması özellikle şebekenin nispeten zayıf olduğu bölgelerde şebeke kararlılığı açısından hassas bir durum teşkil etmektedir. Örneğin rüzgar hızının anma değerinin çok üzerinde bir değere çıkması durumunda rüzgar üretim sisteminin mekanik olarak zorlanmanın önüne geçilebilmesi açısından kendisini devre dışı bırakıyor olması sistemde oldukça yüksek bir güç salınımına sebep olacak ve bu durum şebeke kullanıcıları açısından gerilim dalgalanması olarak karşılık bulacaktır. Yine şebekede meydana gelen bir arıza durumunda rüzgar üretim sistemlerinin topluca devreden çıkıyor olması da aynı sonuçları doğuracaktır. Şebeke yönetmeliklerinde yukarıdaki durumlar gibi şebekede meydana gelen olağandışı hallerde rüzgar üretiminin hangi koşulları sağlaması gerektiği ifade edilir. Temel olarak; Fault Ride Through (Arıza sonrası sistemde kalabilme) yeteneği, aktif güç kontrolü, reaktif güç kontrolü ve gerilim kontrolü, frekans ve gerilim işletme aralıkları noktasında belirlenen koşulların normal işletme esnasında ve arıza esnasında sağlanıyor olması gerekmektedir. Bu koşulların sağlanabilmesi için rüzgar üretim sisteminde (değişken hızlı rüzgar türbinleri) diğer geleneksel üretim sistemlerinde yer almayan bir kontrol mekanizması bulunmaktadır. Back-to-back yapıdaki güç dönüştürücülerinin alan yönlendirmeli kontrol algoritması ile kontrolü neticesinde reaktif, aktif güç çıkışları, rotor açısal hızı, elektromekanik tork, kontrol edilebilir.

99 84 Gerçekleştirilen çalışmada DFIG tip rüzgar türbini üzerine odaklanarak, diferansiyel denklemler doğrultusunda tanımı yapılmış, kontrol yapıları incelenmiştir. Daha sonra rüzgar üretim sistemlerinde Şebeke Yönetmelikleri vasıtasıyla talep edilen gereksinimler açıklanarak DFIG türbinlerden oluşan 150 MW lık bir RES için söz konusu gereksinimlerin gerçekleştirilip gerçekleştirilmediğine yönelik yapılan test sonuçları değerlendirilmiştir. Daha önce teorik olarak açıklamış olduğumuz yönetmelik maddeleri, bu doğrultuda gerçekleşmiş bir örnek doğrultusunda incelenmiştir. Yönetmelik maddelerinin teorik ve uygulamada incelemeleri ve açıklanması gerçekleştirildikten sonra, DFIG tip rüzgar üretim sisteminin şebeke entegrasyonuna ilişkin simülasyon gerçekleştirilmiştir. Normal koşullarda çalışma durumunda, 154 kv sistemin uzak bir noktasında meydana gelen bir gerilim düşümü durumunda ve OG şebekede meydana gelen tek faz-toprak arızası esnasında DFIG nin Var regülasyonu ve Gerilim regülasyonu modları için ayrı ayrı çalışma senaryoları incelenerek sonuçlar değerlendirilmiş ve karşılaştırılmıştır. DFIG nin özellikle FRT yeteneğinin değerlendirilmesi neticesinde şebekeye arıza sonrası gerilimin iyileştirilmesi noktasında nasıl katkıda bulunulduğu simülasyon ile değerlendirilmiştir. Son olarak ise, bir RES Trafo Merkezinin 154 kv trafo fiderinde 11 Kasım 2014 tarihinde ve 06:29:52 saatinde gerçekleşen 0.05 s likbir arıza esnasında ve sonrasında bara akım, gerilim, aktif ve reaktif güç grafikleri incelenmiştir. Böylelikle, sisteme 154 kv seviyeden irtibatlandırılmış bulunulan DFIG tipinde türbinlere sahip 50 MW'lık bir RES'in şebekede meydana gelen bir gerilim düşümü esnasında gerilim düşümüne verdiği tepki incelenmiştir. Şebekede 0,05 saniyelik geçici bir gerilim düşümü sonucu rüzgar santraline ait 154 kv trafo fiderinde gözlemlediğimiz gerilim, akım ve aktif reaktif güç grafiklerinin simülasyondaki sonuçların paralelinde gerçekleştiği gözlemlenmiştir. Bu çalışmanın devamı olarak PMSG tip rüzgar türbinlerinin aynı durumlar için çalışma karakteristiğinin simülasyon aracılığıyla tespit edilmesi ve DFIG tip rüzgar türbinleriyle karşılaştırılması ve bu doğrultuda PMSG lerin DFIG lere olan üstünlüklerinin deneysel olarak belirlenmesi gerçekleştirilebilinir.

100 85 KAYNAKLAR 1. The World Wind Energy Association 2014 Half Year Report 2. Wind in Power 2013 European Statistics 3. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Stratejik Planı 4. Yuan, J., Sun, S., Shen, J., Xu, Y., Zhao, C. (2014). Wind power supply chain in China. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 39(1), Saadat, H (2010). Power System Analysis.(2). Singapore/Singapore: McGraw-Hill, Kundur, P. (1994). Power System Stability and Control.(2). California/A.B.D.: McGraw-Hill, Ackermann, T. (2012). Güç Sistemlerinde Rüzgar.(Çev. A. Bodur, Ç. Özşar). Ankara: EMO Yayınları. (Eserin orijinali 2010'da yayımlandı), 40-50, Mary, D., Mathew, S., Sreejith, K. (2013). Modelling and Simulation of Grid Connected Wind Energy System. International Journal of Soft Computing and Engineering, 3(1), Nascimento, A.C., Vieira, J.P.A., Nunes, M.V.A., Bezerra, U.H. (2010, 1-6 Aug ). Reactive power control of direct drive synchronous wind generators to enhance the Low Voltage Ride-Through capability. Bulk Power System Dynamics and Control (irep) - VIII (irep), 2010 irep Symposium, Rio de Janeiro. 10. Kubeitari, M., Alhusayn, A., Alnahar, M. (2012). Space Vector PWM Simulation for Three Phase DC/AC Inverter.World Academy of Science, Engineering and Technology, 6(4), Koç, E. (2010). Modelıng and Investıgatıon of Fault Rıde Through Capabılıty of Varıable Speed Wınd Turbınes, Yüksek Lisans Tezi, METU Graduate School of Natural and Applied Sciences, Ankara, 16-24, Power and Energy Society General Meeting (2012, July 2012 ). Modeling and simulation of a DFIG-based wind-power system for stability analysis. CA, San Diego. 13. Huang, N (2013). Simulation of Power Control of a Wind Turbine Permanent Magnet Synchronous Generator System, Yüksek Lisans Tezi, Marquette University FBE, Wisconsin, 16-21, Kawady, T.A., Nahhas, A.M. (2013). Modeling Issues of Grid-Integrated Wind Farms for Power System Stability Studies.(1). New York/A.B.D.: Intech,

101 Li, S., Haskew, T.A., Williams, K.A., Swatloski, R.P. (2011). Control of DFIG Wind Turbine With Direct-Current Vector Control Configuration. Sustainable Energy, 3(1), Jing,H., Qing, L., Shiyao, Q., Ruiming, W (2012, May 2012 ). DFIG wind turbine modeling and validation for LVRT behavior. Innovative Smart Grid Technologies - Asia (ISGT Asia), Tianjin. 17. Yang, S.Y., Yuan, K.W., Lin, H.J., Lee, W.J. (2013, 6-11 Oct ). Integrated mechanical and electrical DFIG wind turbine model development. Industry Applications Society Annual Meeting, Lake Buena Vista. 18. Shuhui,L., Haskew, T.A., Swatloski, R.P., Gathings, W. (2012). Optimal and Direct- Current Vector Control of Direct-Driven PMSG Wind Turbines. Power Electronics, 27(5), tarihli Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği (2013). Ankara. 20. Philippe, M., Jonas, W., Peter, J., Mujo, O. (2012). STATCOM Technology for Wind Parks to Meet Grid Code Requirements. 2(1), Turkiye Ruzgar Enerjisi İstatistik Raporu Ghofrani, M., Arabali, A., Etezadi-Amoli, M. (2012). Modeling and Simulation of a DFIG-Based Wind-Power System for Stability Analysis, IEEE Power and Energy Society General Meeting, (22-26 July 2012), San Diego, A.B.D., 1-8.

102 87 ÖZGEÇMİŞ Kişisel Bilgiler Soyadı,adı : Ömer, AYDEMİR Uyruğu : T.C. Doğum tarihi ve yeri : , Mengen Medeni hali : Bekar Telefon : 0 (537) Faks : 0 (312) E-Posta : omer.aydemir@teias.gov.tr Eğitim Derece Okul/Program Mezuniyet tarihi Yüksek Lisans Gazi Üniversitesi/Elektrik Elektronik 2014 Mühendisliği Lisans Karadeniz Teknik Üniversitesi/Elektrik 2010 Elektronik Mühendisliği Lise Trabzon Yomra Fen Lisesi 2004 İş Deneyimi Yıl Halen Çalıştığı Yer TEİAŞ G Görev Mühendis Yabancı Dil İngilizce Yayınlar - Hobiler Kitap, Müzik