RÜZGAR HAVZA PLANLAMASI VE RÜZGAR SANTRALLERĠNĠN ġebekeye OLAN ETKĠLERĠNĠN DIGSILENT PROGRAMI ĠLE MODELLEMESĠ. Gülden SAMANCIOĞLU

Transkript

1 RÜZGAR HAVZA PLANLAMASI VE RÜZGAR SANTRALLERĠNĠN ġebekeye OLAN ETKĠLERĠNĠN DIGSILENT PROGRAMI ĠLE MODELLEMESĠ Gülden SAMANCIOĞLU YÜKSEK LĠSANS TEZĠ ELEKTRĠK ELEKTRONĠK MÜHENDĠSLĠĞĠ ANABĠLĠM DALI GAZĠ ÜNĠVERSĠTESĠ FEN BĠLĠMLERĠ ENSTĠTÜSÜ MAYIS 2014

2 Gülden SAMANCIOĞLU tarafından hazırlanan RÜZGAR HAVZA PLANLAMASI VE RÜZGAR SANTRALLERĠNĠN ġebekeye OLAN ETKĠLERĠNĠN DIGSILENT PROGRAMI ĠLE MODELLEMESĠ adlı tez çalıģması aģağıdaki jüri tarafından OY BĠRLĠĞĠ / OY ÇOKLUĞU ile Gazi Üniversitesi Elektrik Elektronik Mühendisliği Anabilim Dalında YÜKSEK LĠSANS TEZĠ olarak kabul edilmiģtir. DanıĢman: Prof.Dr.M. Cengiz TAPLAMACIOĞLU Elektrik Elektronik Mühendisliği Anabilim Dalı, GÜ Bu tezin, kapsam ve kalite olarak Yüksek Lisans Tezi olduğunu onaylıyorum/onaylamıyorum... BaĢkan : Prof. Dr. Ġres ĠSKENDER Elektrik Elektronik Mühendisliği Anabilim Dalı, GÜ Bu tezin, kapsam ve kalite olarak Yüksek Lisans Tezi olduğunu onaylıyorum/onaylamıyorum.. Üye : Doç. Dr. Murat Hüsnü SAZLI Elektrik Elektronik Mühendisliği, A.Ü. Bu tezin, kapsam ve kalite olarak Yüksek Lisans Tezi olduğunu onaylıyorum/onaylamıyorum.. Tez Savunma Tarihi:.../. / Jüri tarafından kabul edilen bu tezin Yüksek Lisans Tezi olması için gerekli Ģartları yerine getirdiğini onaylıyorum... Prof. Dr. ġeref SAĞIROĞLU Fen Bilimleri Enstitüsü Müdürü

3 ETĠK BEYAN Gazi Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Tez Yazım Kurallarına uygun olarak hazırladığım bu tez çalıģmasında; 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 çalıģmasında yararlandığım eserlerin tümüne uygun atıfta bulunarak kaynak gösterdiğimi, Kullanılan verilerde herhangi bir değiģiklik yapmadığımı, Bu tezde sunduğum çalıģmanın özgün olduğunu, bildirir, aksi bir durumda aleyhime doğabilecek tüm hak kayıplarını kabullendiğimi beyan ederim. Gülden SAMANCIOĞLU 30/05/2014

4 iv RÜZGAR HAVZA PLANLAMASI VE RÜZGAR SANTRALLERĠNĠN ġebekeye OLAN ETKĠLERĠNĠN DIGSILENT PROGRAMI ĠLE MODELLEMESĠ (Yüksek Lisans Tezi) Gülden SAMANCIOĞLU GAZĠ ÜNĠVERSĠTESĠ FEN BĠLĠMLERĠ ENSTĠTÜSÜ Mayıs 2014 ÖZET Teknolojideki geliģmeler, artan nüfus ve sanayideki geliģmelerle orantılı olarak enerji tüketimi her gün artmaktadır. Artan bu enerji tüketimini karģılamak için enerji kaynaklarının verimli kullanılmasının önemi de günden güne artmaktadır. Sistemde üretim ve tüketim dengesini sağlamak sabit, kararlı gerilim ve frekans parametreleriyle mümkündür. Bu kapsamda iģletim kriterleri dahilinde optimum üretim, iletim ve dağıtım planlamalarının yapılması gerekmektedir. Termik ve hidrolik enerji üretimine ilave olarak özellikle rüzgar enerjisinin elektrik sistemindeki yeri günden güne artmakta ve bu santrallerin, sistem arızaları sonrası sisteme olan katkısı, gerilim ve frekans kontrolü vb. konulardaki performansları sistemi oldukça etkilemektedir. Bu nedenle rüzgar enerji santrallerinin elektrik enerji sistemine olan etkilerinin incelenmesi önem arz etmektedir. Mevcut çalıģmada iletim sistemi planlaması kriterleri irdelenmiģ ve bu kriterler dahilinde rüzgar potansiyelinin olduğu yerde, rüzgar havzalarının iletim sistemine en uygun Ģekilde entegre edilmesi için araģtırma çalıģması gerçekleģtirilmiģtir. Uygulama olarak havza planlamasına örnek teģkil edecek, ÇeĢme Havzası Planlamasının analizleri ve raporlama çalıģmada sunularak, her gün hızla artan sayıdaki rüzgar santrallerinin sistemdeki performans ve etkileri üzerine detaylı araģtırma ve gerekliliklerin belirlenmesi çalıģmaları gerçekleģtirilmiģtir. Bilim Kodu : Anahtar Kelimeler : Ġletim planlaması, rüzgar santralleri, reaktif destek, havza Sayfa Adedi : 120 Tez Yöneticisi : Prof.Dr.M.Cengiz TAPLAMACIOĞLU

5 v WIND BASIN PLANNING AND ANALYSE OF EFFECTS OF WIND POWER PLANTS ON THE GRID WITH DIGSILENT PROGRAM (M.Sc. Thesis) Gülden SAMANCIOĞLU GAZĠ UNIVERSITY GRADUATE SCHOOL OF NATURAL AND APPLĠED SCĠENCES May 2014 ABSTRACT The energy consumption is increasing each year in parallel technological developments, industrial developments and population growth. In order to meet this increasing energy consumption, the importance of efficient use of energy resources is increasing everyday. It is possible to ensure the balance in the system of generation and consumption with stable voltage and frequency parameters. In this context, in terms of the operating criteria, optimum generation, transmission and distribution planning is need to be carried out. In addition to thermal and hydraulic energy generation, especially the importance of wind energy in the electrical system is increasing day by day and the performance of these power plants in areas such as contribution to the system after system failures, voltage and frequency controls and etc. rather affects the system performance. Therefore, to investigate the effect of wind energy power plants on the electric power system is of great importance. In the present study, the transmission system planning criteria is examined and within these criteria, a research work was carried out in order to entegrate wind basins to the transmission system in a best way in the location with high wind potential. As an exemplary practice in the basin planning, analysis and reporting of ÇeĢme Basin Planning are presented in the study and accordingly, a detailed research and requirement determination studies on the performance and effects of rapidly growing number of wind farms on the system have been carried out. Science Code : Key Words : System planning, Wind power, Reactive capability, Basin Page Number : 120 Supervisor : Prof.Dr.M.Cengiz TAPLAMACIOĞLU

6 vi TEġEKKÜR ÇalıĢmalarım boyunca yardım, katkı ve yönlendirmelerinden dolayı değerli hocam Prof.Dr. M.Cengiz TAPLAMACIOĞLU na, çalıģmalarımda tüm olanakları sağlayan TEĠAġ Genel Müdürlüğü ne, yardım ve katkılarından dolayı arkadaģlarım Hale ÇETĠNAY, Deniz NALÇACIOĞLU, Dilvin GÜVEN e ve manevi destekleriyle beni hiçbir zaman yalnız bırakmayan canım aileme teģekkürü bir borç bilirim.

7 vii ĠÇĠNDEKĠLER Sayfa ÖZET... ABSTRACT... TEġEKKÜR... ĠÇĠNDEKĠLER... ġekġllerġn LĠSTESĠ... ÇĠZELGELERĠN LĠSTESĠ... RESĠMLERĠN LĠSTESĠ... iv v vi vii xi xv xvi SĠMGELER VE KISALTMALAR... xvii 1. GĠRĠġ TÜRKĠYE ĠLETĠM VE ÜRETĠM SĠSTEMĠNĠN MEVCUT DURUMU Ġletim Sistemimizin Mevcut Durumu Mevcut Enterkonnekte Hatlarının Durumu Türkiye Üretim Sistemimizin Mevcut Durumu Sistem Kayıpları Enerji Tüketim ArtıĢı ÜLKEMĠZDE RÜZGAR ENERJĠSĠ Ülkemizin Rüzgar Enerji Potansiyeli RES lerin Kurulu Güç Ġçerisindeki Payı Yıllara Göre Elektrik Sistemine Bağlanabilir RES Kapasitesi Türkiye de RES lerin Elektrik Üretimindeki Payı RES lerin Lisanslanma Süreci... 20

8 viii Sayfa 4. AVRUPA DA RÜZGAR ENERJĠSĠ Rüzgar Enerjisi Kapasitesi Avrupa daki Rüzgar Enerjisi Santrallerinin Kurulu Gücü Avrupa daki Rüzgar Enerjisi Santrallerinin Yatırım Miktarı ve Gelecek Hedefleri RÜZGAR TÜRBĠN TEKNOLOJĠLERĠ Sabit hızlı rüzgar türbinleri DeğiĢken hızlı rüzgar türbinleri Rüzgar Türbin ÇeĢitleri Sabit hızlı asenkron generatör (SHAG) rüzgar türbini Hızı kademeli değiģebilen rüzgar türbini Çift beslemeli asenkron generatör (ÇBAG) rüzgar türbini Tam kapasiteli dönüģtürücülü rüzgâr türbini ELEKTRĠK SĠSTEMĠNDE RÜZGAR ENERJĠSĠNĠN ETKĠLERĠ Elektrik Sisteminin ÇalıĢması Elektrik Sisteminin Güvenilirliği Frekans kontrolü Gerilim kontrolü Rüzgar enerjisi etkileri Rüzgar Gücü Ġzleme ve Tahmin Sistemi(RĠTM) RÜZGAR SANTRALLERĠNĠN ġebeke BAĞLANTI KRĠTERLERĠ Rüzgar Santrallerinin ġebekede OluĢacak Arıza Sonrasında ġebekeye Katkısı... 43

9 ix Sayfa 7.2. Aktif Güç Kontrolü Frekans Tepkisi Reaktif Güç Kapasitesi Reaktif Güç Desteği Katkısı Harmonik ve Fliker Değerleri DIGSILENT PROGRAMI Digsilent Programının Temel Özellikleri Digsilent Programı ile Yapılan Analizler Digsilent Programında Örnek Projenin OluĢturulması Yük AkıĢ Analizi Yük AkıĢı Hesaplamaları Yapılırken Kullanılan Bara ÇeĢitleri Digsilent ile Aktif Güç Kontrolü Sekonder kontrole göre aktif güç kontrolü Primer kontrole göre aktif güç kontrolü Reaktif Güç Kontrolü Kısa Devre Analizi Digsilent programında kısa devre analizi Digsilent Programında Harmonik ve Fliker Analizi Analiz Sonuçlarının Gösterilmesi TÜRKĠYE ĠLETĠM SĠSTEMĠNDE ÇEġME HAVZASININ PLANLANMASI Türkiye Elektrik Sisteminde Rüzgar Santrallerinin Bağlantı Durumu Türkiye Elektrik Sisteminde Rüzgar Havza ÇalıĢmaları... 73

10 x Sayfa 9.3. ÇeĢme Havzası Planlaması ÇeĢme Havza Planlaması Kapsamında Digsilent Kapsamında Yapılan Analizler Havzalarının program datalarına iģlenmesi ÇeĢme havzası yük akıģı analizi ÇeĢme havzası kısa devre analizi Salman RES in Ģebeke uyumluluk analizleri DEĞERLENDĠRME SONUÇ VE ÖNERĠLER KAYNAKLAR EKLER EK-1. Vestas V100 türbinin aktif-reaktif güç eğrisi EK-2. Vestas V100 türbinin etiket değerleri EK-3. Vestas V100 türbinin harmonik değerleri EK-4. Vestas V100 türbinin fliker değerleri ÖZGEÇMĠġ

11 xi ġekġllerġn LĠSTESĠ ġekil Sayfa ġekil 2.1. Türkiye iletim sistemi... 6 ġekil 2.2. Bulgaristan ve Yunanistan enterkonneksiyonu tek hat Ģeması... 8 ġekil 2.3. Gürcistan enterkonneksiyonu tek hat Ģeması... 8 ġekil 2.4. Ermenistan enterkonneksiyonu tek hat Ģeması... 9 ġekil 2.5. Azerbaycan (Nahçıvan) enterkonneksiyonu tek hat Ģeması... 9 ġekil 2.6. Ġran enterkonneksiyonu (154 kv) tek hat Ģeması ġekil 2.7. Ġran enterkonneksiyonu (400 kv) tek hat Ģeması ġekil 2.8. Irak enterkonneksiyonu tek hat Ģeması ġekil 2.9. Suriye enterkonneksiyonu tek hat Ģeması ġekil Türkiye komģu ülkelerle yapmıģ olduğu enterkonneksiyon bağlantı çalıģmaları ġekil yılı kurulu gücün dağılımı ġekil Türkiye kurulu gücünün kaynaklara göre dağılımı(2013) ġekil 3.1. Rüzgar potansiyel haritası ġekil 3.2. Rüzgar enerjisinin payı ġekil 3.3. Yıllara göre kurulu güç, puant talep ve bağlanabilir RES kapasitesi ġekil 3.4. Mevcut RES lerin üretim miktarı ġekil yılı sonu Avrupa daki rüzgar gücü ġekil 5.1 Sabit hızlı asenkron generatör rüzgar türbini ġekil 5.2. Hızlı kademeli değiģebilen rüzgar türibini ġekil 5.3. Çift beslemeli asenkron generatör rüzgar türbini ġekil 5.4. Tam kapasiteli dönüģtürücülü rüzgar türbini... 31

12 xii ġekil Sayfa ġekil 6.1. Frekansın günlük değiģimleri ġekil 6.2. Frekansın yüzdesel değiģimleri ġekil 6.3. Güç sisteminden büyük bir generatör devre dıģı olduğunda zamanın bir fonksiyonu olarak güç sisteminin frekansı ve rezervlerinin devreye girmesi. 36 ġekil 6.4. Üç saatlik tahmini yük ile sistem gerçek yükünün karģılaģmasına örnek ġekil 6.5. RĠTM projesinin elemanları ġekil 6.6. Üretilen ve RĠTM projesi kapsamında tahmin edilen rüzgar gücü ġekil 7.1. Rüzgar türbinlerinin arıza sırasında gerilime göre Ģebekeye bağlı kalma durumları ġekil 7.2. Rüzgar türbini güç-frekans eğrisi ġekil 7.3. Rüzgar santrali reaktif güç kapasite eğrisi ġekil 7.4. Gerilim değerlerine göre sağlanması gereken reaktif güç değerleri ġekil 7.5. Rüzgar santrallerinin sisteme vereceği reaktif güç destek eğrisi ġekil 8.1. Powerfactory ana penceresi ġekil 8.2. Data manager penceresi ġekil 8.3. Projenin oluģturulması ġekil 8.4. Programın ana penceresi ġekil 8.5. Sistemdeki santralin gösterimi ġekil 8.6. Sistem için planlanan santralin gösterimi ġekil 8.7. Primer frekans sapması ġekil 8.8. Senkron makineler bölümünün yük akıģ sayfasındaki primer frekans sapma ayarları ġekil 8.9. Kısa devre akım-zaman grafiği ġekil Kısa devre hesaplama arayüzü ġekil EĢdeğer gerilim kaynağı metodunun süperpozisyon metodu ile elde edilmesi... 67

13 xiii ġekil Sayfa ġekil Harmonik değerlerin girileceği pencere ġekil Fliker değerlerinin girileceği pencere ġekil Sonuçların gösterilmesi ġekil 9.1. ÇeĢme havzasında yer alan santrallerin bağlantılarının coğrafik yerleģimi ġekil 9.2. ÇeĢme havzasında yer alan santrallerin bağlantı Ģekilleri ġekil 9.3. Karaburun 380 kv bağlantı sisteminin digsilentta modellenmesi ġekil 9.4. ÇeĢme 380 kv bağlantı sisteminin digsilentta modellenmesi ġekil 9.5. Uzundere 380 kv bağlantı sisteminin digsilentta modellenmesi ġekil 9.6. ÇeĢme havzası yük akıģ sonucu ġekil 9.7. Karaburun havzası yük akıģ sonucu ġekil 9.8. Uzundere havzası yük akıģ sonucu ġekil 9.9. Salman RES tek hat Ģeması ġekil Salman RES de yer alan türbinlerin değerleri ġekil Salman RES in iç dizaynının digsilent görüntüsü ġekil Türbinlerin harmonik değerleri ġekil Türbinlerin fliker değerleri ġekil Salman RES OG bara gerilim harmonik değerleri ġekil Filtre tasarımı ġekil Filtre koyduktan sonra 8. harmonik değeri ġekil Salman RES barasındaki fliker sonuçları ġekil Türbinlerin reaktif destek eğrisi ġekil DPL kodunun tanımlanması ġekil Santralin PQ eğrisi ve sistemde olması istenen PQ eğrisi ġekil farklı gerilim seviyesindeki sağlanacak Q değerleri

14 xiv ġekil Sayfa ġekil Gerilim 1,1 pu değeri için Salman RES in sisteme reaktif katkısı ġekil Gerilim 1,05 pu değeri için Salman RES in sisteme reaktif katkısı ġekil Gerilim 0,9 pu değeri için Salman RES in sisteme reaktif katkısı ġekil Gerilim 0,95 pu değeri için Salman RES in sisteme reaktif katkısı

15 xv ÇĠZELGELERĠN LĠSTESĠ Çizelge Sayfa Çizelge 2.1. Gerilim seviyelerine göre iletim hattı uzunlukları (2013 yılı itibariyle)... 5 Çizelge 2.2. Türkiye iletim sistemi mevcut trafo merkezlerinin adedi... 6 Çizelge 2.3. Kurulu gücün kuruluģlara göre dağılımı Çizelge 2.4. Kurulu gücün yakıt cinslerine göre dağılımı Çizelge yılları arasındaki puant talep güçleri Çizelge 2.6. Yıllara göre gerçekleģen tüketim değerleri Çizelge 4.1. Avrupa RES sayısal verileri Çizelge kv için azami harmonik gerilim seviyeleri Çizelge kv ve altındaki gerilim seviyelerinde azami harmonik gerilim seviyeleri Çizelge 7.3. Kabul edilebilir azami fliker Ģiddeti Çizelge 9.1. Rüzgar santral bağlantı görüģlerinin mevcut durumu Çizelge 9.2. Sisteme bağlanabilir rüzgar kapasite tahsis yarıģmaları bilgileri Çizelge 9.3. ÇeĢme havzasında yer alan rüzgar santral baģvuruları Çizelge 9.4. ÇeĢme havzasında yer alan baraların gerilim değerleri Çizelge 9.5. Hat ve trafoların yük akıģ sonuçları Çizelge 9.6. Baraların kısa devre sonuçları... 92

16 xvi RESĠMLERĠN LĠSTESĠ Resim Sayfa Resim Kasım 2007 baģvurularının bölgesel dağılımı Resim 9.2. Hamitabat Havza TM yeri Resim 9.3. Çatalca Havza TM yeri Resim 9.4. Çanakkale de planlanan Havza TM yerleri Resim 9.5. Ġzmir Havza TM, Karaburun Havza TM, ÇeĢme Havza TM yeri Resim 9.6. ÇeĢme Havzasında yer alan rüzgar santrallerinin uydu görüntüsü Resim 9.7. Bölgede yer alan iģletmede olan RES ler Resim 9.8. ÇeĢme bölgesinin iletim haritası... 81

17 xvii SĠMGELER VE KISALTMALAR Bu çalıģmada kullanılmıģ bazı simgeler ve kısaltmalar, açıklamaları ile birlikte aģağıda sunulmuģtur. Simgeler Açıklamalar I k BaĢlangıç kısa devre akımı veya ani kısa devre I s I n U n, U N U h Maksimum kısa devre akımı Nominal akım Nominal gerilim (Fazlar arası) ĠĢletme gerilim (Fazlar arası) U Kısa devre baģlangıç gerilimi (Faz arası) S k Ani kısa devre gücü kv Gerilim, Kilovolt MW Güç, Megawatt Hz Frekans, Hertz Ġ Akım, Amper Plt Uzun dönem fliker Ģiddeti Pst Kısa dönem fliker Ģiddeti THD Toplam harmonik bozulma Kısaltmalar Açıklamalar EPDK EWEA HES PU REPA RES RĠTM TEĠAġ YEGM Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Avrupa Rüzgar Enerjisi Ajansı Hidroelektrik Üretim Santralı Per Unit Rüzgar Enerjisi Potansiyel Atlası Rüzgar Elektrik Santralı Rüzgar Enerjisi Ġzleme ve Tahmin Merkezi Türkiye Elektrik Ġletim Anonim ġirketi Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü

18 1 1. GĠRĠġ Son yıllarda hızla artan nüfus artıģının bir sonucu da artan enerji ihtiyacıdır. Dünyadaki bu enerji ihtiyacını karģılamak için insanoğlunun yenilenebilir enerji kaynaklarına ilgisi gün geçtikçe artar hale gelmiģtir. Son yıllarda rüzgar enerjisi sistemlerindeki teknolojik geliģmeler ve sağlanan devlet destekleri, yenilenebilir enerji kaynaklarından biri olan rüzgar enerjisinin elektrik üretim profilindeki payını artırmaktadır. Rüzgar santrallerinin üretim kaynaklarında yeri oldukça önemlidir. Rüzgar enerjisi; çevre kirliliğine yol açmayan, herhangi bir canlı yaģamına zarar vermeyen bir enerji kaynağıdır. Emisyonsuz bir enerji kaynağı olduğu için, doğaya zarar veren gazlar oluģmaz ve küresel ısınmaya etkisi bulunmamaktadır. Herhangi bir yakıt maliyeti olmamakla birlikte iģletme masrafları da yoktur. Çevresel koģullar uygun olduğu sürece enerji üretimini rüzgardan gerçekleģtirirler. ĠĢletmeye girme süreleri oldukça kısadır. Rüzgar türbinleri karmaģık olmayan, otomatik makinelerden oluģmaktadır. Düzenli yapılan bakımlarla iģletme ömrü süresince sorunsuz çalıģma kapasitesine sahiplerdir. Rüzgar enerjisine dayalı elektrik üretimi yenilenebilir bir enerji kaynağı olması ve çevreye duyarlılığı nedeniyle sektördeki teknik geliģmelerle Türkiye de ve dünyada gittikçe daha fazla önem kazanmıģtır. Rüzgar santrallerinin Ģebekeye entegrasyonu ile ilgili santrallerin elektrik enerji sistemine kısa dönem ve uzun dönem etkileri söz konusudur. Kısa dönem etkilerini gerilim kontrolü, iģletme kayıpları, elektrik enerji sistemlerindeki kayıplar Ģeklindedir. Sistem rezervleri bakımından uzun dönem etkileri ise; sistem güvenilirliği olarak incelenmektedir. Bu teknik konuların yanında rüzgar enerji santrallerinin sistem iģletmesine olan ekonomik etkileri de önem arz etmektedir. Rüzgar santrallerinde enerjinin üretimi rüzgara bağlı olduğundan, rüzgarın kesilmesi ya da azalması durumunda enerjinin kesintiye uğraması söz konusudur. Özellikle ani değiģimler sistemin kalitesini olumsuz yönde etkilemektedir. Elektrik enerjisi için planlama çalıģmaları yapılırken enerjinin mümkün olduğu kadar ucuz olması, elektrik

19 2 enerjisi üretiminin talebi karģılamada yeterli olması, elektrik enerji üretiminin güvenilir olması, elektrik enerjisinin devamlı ve kaliteli olması unsurları göz önünde bulundurulur. Sistemin kalitesi de frekans ve gerilim değerlerinin normal iģletme koģullarındaki değerlerde olmasına bağlı olup, arzın talebi karģılıyor olması gerekmektedir. Bu durum, sistemin iyi bir Ģekilde iģletilmesiyle sağlanabilir yılında yayınlanan "Elektrik Enerjisi Piyasası Arz Güvenliği Strateji Belgesi" çerçevesinde, 2023 yılına kadar rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi için kurulu gücümüzün 20 GW seviyesine ulaģtırılması hedeflenmiģtir. Bu hedef doğrultusunda TEĠAġ Stratejik Planında, stratejileri arasında hedef gücüne ulaģmak amacıyla Türkiye elektrik sistemine rüzgar santrallerinin entegrasyonunu sağlamak için sistem yapısını güçlendirme çalıģmalarını sürdürmektedir. 1 Kasım 2007 tarihinde rüzgardan elektrik enerjisi üretmek için Enerji Piyasası ve Düzenleme Kurumu na 751 adet rüzgar projesi lisans almak üzere baģvuruda bulunmuģ olup, bu projelerin toplam kurulu gücü MW civarındadır. Bu baģvuruların sisteme bağlantılarını sağlayabilmek adına TEĠAġ tarafından incelemeler yapılmıģ ve sisteme bağlanabilecek toplam rüzgar santrali gücünün MW olması gerektiği açıklanmıģtır. Bu baģvurulardan yaklaģık 1.4 GW lık kısmı bağlantı noktasına tek proje olarak baģvurduğu için tekli proje olarak adlandırılmıģtır. Aynı bağlantı noktasına birden fazla rüzgar santrali baģvurusu olan projeler için de kapasite tahsisi için TEĠAġ tarafından ihaleler yapılmıģ olup, yaklaģık 610 proje bu ihalelere girmiģtir. Kapasite tahsisi için TEĠAġ, toplam 13 grup ihaleye çıkmıģ ve toplam MW kapasite, en yüksek katkı payları veren 149 proje sisteme bağlantı hakkını elde etmiģtir. 1 Kasım 2007 tarihinde EPDK tarafından alınan rüzgâr enerjisi santralleri baģvuruları için TEĠAġ a Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği uyarınca Bağlantı GörüĢleri sorulmuģ ve TEĠAġ tarafından Trafo Merkezleri bazında 2013 yılı sonuna kadar RES Bağlanabilir kapasiteleri açıklanarak rüzgâr santrali bağlantıları gerçekleģtirilmiģtir. Bağlantı görüģleri oluģturulurken, rüzgâr baģvurularının yoğun olduğu ve mevcut sistemle bağlantıların sağlanamadığı bölgelerde havza değerlendirilmesine gidilerek yeni trafo merkezleri tesis edilmesi planlanmıģtır.

20 3 Rüzgar kapasitesinin yoğun olduğu bölgelerde aynı kaynağı kullanan irili ufaklı pek çok santral projesi yer almaktadır. Bu santrallerin ayrı hatlarla merkezlere yönlendirilmesi hem teknik hem de mali açıdan uygun olmamaktadır. Bu kapsamda birbirine yakın santrallerin sisteme bağlantısı için bir merkezde toplanarak ya da birbirlerinin Ģaltlarına bağlanmak gibi v.b. yöntemlerle sisteme güvenli bir Ģekilde bağlantıyı sağlayan Havza planlaması geliģtirilmiģtir. Bu çerçevede, Tez çalıģmasının ikinci bölümde Türkiye de mevcut elektrik iletim ve tüketim durumu, güç kayıpları incelenmiģtir. Ayrıca komģu ülkelerle bağlantı durumları değerlendirilmiģtir. Üçüncü bölümde, ülkemizdeki rüzgar potansiyeli, sisteme bağlanabilir rüzgar kapasitesi ve bu kapasitenin lisanslandırma süreçleri irdelenmiģtir. Dördüncü bölümde, Avrupa daki rüzgar kapasitesi, ülkeler arasındaki rüzgar potansiyelinin dağılımı ve rüzgar enerjisi ile ilgili hedefler ve çalıģmalar değerlendirilmiģtir. BeĢinci bölümde, rüzgar türbin teknolojileri, çalıģma prensipleri ve bu teknolojilerin birbirine karģı üstünlükleri analiz edilmiģtir. Altıncı bölümde, rüzgar enerjisinin değiģken bir üretim kaynağı olmasından dolayı elektrik sistemimize olumsuz etkilerinden, rüzgar tahmin sisteminden ve yapılan tahminlerle rüzgarın olumsuz etkilerini minimuma indirilebilecek metotlar belirtilmiģtir. Yedinci bölümde, rüzgar santrallerinin Ģebekeye bağlantılarında, Ģebekeye olan bozucu etkilerini önlemek için sistemde olması gereken kriterler açıklanmıģtır. Elektrik sisteminin kaliteli ve güvenli bir Ģekilde çalıģabilmesi için bu kriterlerin nasıl sağlanması gerektiği açıklanmıģtır. Sekizinci bölümde, planlama aģamasında tüm bu çalıģmaları denetlemek adına simülasyonunun yapıldığı Digsilent programı -özellikle havza planlaması çalıģmaları için gerekli olan kısımları- anlatılmıģtır.

21 4 Dokuzuncu bölümde, Türkiye de rüzgar santrallerinin sisteme bağlantısı kapsamında yapılan havza çalıģmalarından ÇeĢme Havzasının verileri Digsilent programında oluģturularak, yük akıģ, gerilim değiģimleri ve kısa devre analizleri yapılmıģtır. Ayrıca havzada yer alan bir rüzgar santralinin tüm iç bağlantılarıyla birlikte modellemesi yapılmıģ olup, sistem üzerindeki etkisi irdelenmiģtir.

22 5 2. TÜRKĠYE ĠLETĠM VE ÜRETĠM SĠSTEMĠNĠN MEVCUT DURUMU 2.1. Ġletim Sistemimizin Mevcut Durumu Türkiye üretim ve iletim sistemi, GölbaĢı nda yer alan Milli Yük Tevzi Merkezi ile Adapazarı, ÇarĢamba, Keban, Ġzmir, GölbaĢı, Ġkitelli, Erzurum Çukurova ve Kepez de yer alan 9 adet Bölgesel Yük Tevzi Merkezinden iģletilmektedir. Halen kurulu gücümüz 64 GW seviyesinde olup, elektrik sisteminin yönetimi, sistemde yer alan 400 kv trafo merkezlerini ve 50 MW ın üzerindeki tüm santralleri içine alan bir SCADA Sistemi ve Sistem ĠĢletim Programı ile gerçekleģtirilmektedir. Sistemin bu Ģekilde yönetimi sayesinde, sistemin daha kaliteli çalıģma, gerilim frekans kontrolü, arz talep dengesi sağlanmaktadır. Ġletim Sistemi, 36 kv un üzerindeki gerilim seviyelerinden bağlanan tesislerden itibaren, trafo merkezlerinin 36 kv fiderlerini de kapsayacak Ģekilde dağıtımdan bağlı olan tesislerin bağlandıkları noktaya kadar olan ekipmanları içermektedir. ġekil 2.1 de iletim sistemi verilmektedir. Ġletim tesisleri; Ġletim hatları ve kabloları, indirici trafo merkezleri ve Ģalt sistemlerinden oluģmaktadır. Türkiye Elektrik Ġletim Sistemini oluģturan Ġletim hattı uzunlukları Çizelge 2.1 de yer almaktadır. Ayrıca 220 km uzunluğunda 400 kv ve 154 kv gerilim seviyesinde iletim kablosu bulunmaktadır yılı itibariyle toplam iletim hattı uzunluğu km ye ulaģmıģtır. Çizelge 2.1. Gerilim seviyelerine göre iletim hattı uzunlukları (2013 yılı itibariyle) Gerilim Seviyesi(kV) Ġletim Hattı Uzunluğu(km)

23 6 Elektrik Ġletim Sisteminde 400 kv, 220 kv, 154 kv ve 66 kv gerilim seviyeleri bulunmaktadır. Çizelge 2.1 de gerilim seviyelerine göre iletim hattı uzunlukları verilmektedir. 66 kv gerilim seviyesi artık kullanılmamakta olup, mevcut hatların kaldırılmasına baģlanmıģtır. ġekil 2.1.Türkiye iletim sistemi [17] 2012 yılı itibariyle Türkiye iletim sisteminde yer alan trafo merkezlerinin sayısı Çizelge 2.2 de yer almaktadır [2]. Çizelge 2.2. Türkiye iletim sistemi mevcut trafo merkezleri sayısı Gerilim Seviyesi (kv) Trafo Merkezi sayısı(adet) Türkiye Elektrik Ġletim sisteminde toplam 632 adet trafo merkezi bulunmaktadır. Bu merkezlerin toplam kapasitesi de 2013 yılı itibariyle MVA ya ulaģmıģtır.

24 Mevcut Enterkonneksiyon Hatlarının Durumu i. Türkiye-Bulgaristan 1) 400 kv, 158 km Hamitabat (Türkiye) - Maritsa East (Bulgaristan) Enerji Ġletim Hattı TĠP Karakteristik (MCM) Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) 2B, Rail 2x954 2x ) 400 kv, 149 km Hamitabat - Maritsa-East Enerji Ġletim Hattı TĠPĠ Karakteristik MCM Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) 3B, Cardinal 3x954 3x ii. Türkiye-Yunanistan 400 kv, 128 km uzunluğunda Babaeski (Türkiye) - Filippi (Yunanistan) Enerji Ġletim Hattının özellikleri; TĠPĠ Karakteristik MCM Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) 3B, Cardinal 3x954 3x ġekil 2.2 de Yunanistan ve Bulgaristan ile mevcut durumda yer alan enterkonneksiyon hatlarımızın tek hat Ģeması verilmektedir.

25 8 MARITSA kv ~ MARITSA 2 PLOVDIV BULGARİSTAN YUNANİSTAN 148,76 km 158,45 km TÜRKİYE HAMİTABAT 400 kv ~ ALİBEYKÖY KAPTAN DÇ PHILIPPI NEA SANTA 400 kv 127,89 km UNIMAR BABAESKİ 400 kv ġekil 2.2. Bulgaristan ve Yunanistan Enterkonneksiyonu Tek-Hat ġeması iii. Türkiye-Gürcistan 220 kv, 28 km Hopa (Türkiye)-Batum (Gürcistan) Enerji Ġletim Hattının özellikleri; TĠP Karakteristik (MCM) Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) Rail ġekil 2.3. Gürcistan Enterkonneksiyonu Tek-Hat ġeması

26 9 iv. Türkiye-Ermenistan 220 kv, 80,7 km uzunluğundaki Kars (Türkiye) - Gumri (Ermenistan) Enerji Ġletim Hattının özellikleri; TĠPĠ Karakteristik (MCM) Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) 2B Cardinal 2X km 154 kv 220 kv 220 kv KARS GUMRI ġekil 2.4. Ermenistan Enterkonneksiyonu Tek-Hat ġeması v. Türkiye-Azerbaycan (Nahcivan) 154 kv, çift devre, 87,3 km uzunluğundaki Iğdır (Türkiye) - Babek (Nahcivan) Enerji Ġletim Hattının özellikleri; TĠPĠ Karakteristik (MCM) Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) Hawk km 154 kv 154 kv IĞDIR BABEK ġekil 2.5. Azerbaycan (Nahçıvan) Enterkonneksiyonu Tek-Hat ġeması

27 10 vi. Türkiye-Ġran 1) 154 kv, 39,37 km Doğubeyazıt (Türkiye) Bazargan (Ġran) Enerji Ġletim Hattının özellikleri TĠPĠ Karakteristik MCM Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) Cardinal MVA 37,8 km 1,57 km 39,37 km 132 kv 154 kv 154 kv DOĞUBEYAZIT BAZARGAN ġekil 2.6. Ġran Enterkonneksiyonu (154kV) Tek-Hat ġeması 2) 400 kv, 100 km uzunluğundaki BaĢkale (Türkiye) Khoy (Ġran) Enerji Ġletim Hattının özellikleri TĠP Karakteristik MCM Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) 3B, Cardinal 3x954 3x ġekil 2.7. Ġran Enterkonneksiyonu (400 kv) Tek-Hat ġeması

28 11 vii. Türkiye-Irak 400 kv, Irak sınırına kadar 16 km lik PS.3 (Türkiye) - Zakho (Irak) Enerji Ġletim Hattı bulunmaktadır. TĠPĠ Karakteristik MCM Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) 2B, Cardinal 2x ġekil 2.8. Irak Enterkonneksiyonu Tek-Hat ġeması viii. Türkiye-Suriye 400 kv, 124 km uzunluğundaki Birecik HES (Türkiye) Aleppo (Suriye) Enerji Ġletim Hattının değerleri; TĠPĠ Karakteristik MCM Akım TaĢıma Kapasitesi (A) Yaz Kapasitesi (MVA) Bahar Kapasitesi (MVA) Termik Kapasite (MVA) 2B, Cardinal 2x954 2x ġekil 2.9. Suriye Enterkonneksiyonu Tek-Hat ġeması

29 12 ġekil Türkiye komģu ülkelerle yapmıģ olduğu enterkoneksiyon bağlantı çalıģmaları 2.3. Türkiye Üretim Sistemimizin Mevcut Durumu Türkiye kurulu gücün kuruluģ ve yakıt cinslerine göre dağılımı Çizelge 2.3 ve Çizelge 2.4 de verilmektedir [13]. Çizelge 2.3. Kurulu gücün kuruluģlara göre dağılımı KURULUŞLAR 2012 YILI SONU 30 HAZİRAN 2013 SONU İTİBARİYLE KURULU GÜÇ KATKI SANTRAL SAYISI KURULU GÜÇ KATKI SANTRAL SAYISI MW % ADET MW % ADET EÜAŞ ,8 36, ,5 33,7 93 EÜAŞ'A BAĞLI ORTAKLIK SANTRALLARI 3.870,0 6, ,0 6,4 5 İŞLETME HAKKI DEVREDİLEN SANTRALLAR 875,2 1, ,0 1,5 41 YAP İŞLET SANTRALLARI 6.101,8 10, ,8 10,1 5 YAP İŞLET DEVRET SANTRALLARI 2.419,8 4, ,8 4,0 21 SERBEST ÜRETİM ŞİRKETLERİ ,9 34, ,8 38,6 476 OTOPRODÜKTÖR SANTRALLARI 3.201,8 5, ,2 5,5 191 TOPLAM ,4 100, ,1 100,0 832

30 13 Çizelge 2.4. Kurulu gücün yakıt cinslerine göre dağılımı YAKIT CİNSLERİ KURULU GÜÇ 2012 YILI SONU 30 HAZİRAN 2013 SONU İTİBARİYLE KATKI SANTRAL SAYISI KURULU GÜÇ KATKI SANTRAL SAYISI MW % ADET MW % ADET FUEL-OİL + ASFALTİT + NAFTA + MOTORİN 1.362,3 2, ,3 2,3 23 TAŞ KÖMÜRÜ + LİNYİT 8.478,2 14, ,2 14,2 20 İTHAL KÖMÜR 3.912,6 6, ,6 6,5 7 DOĞALGAZ + LNG ,6 30, ,7 31,8 204 YENİLENEBİLİR + ATIK 158,5 0, ,6 0,3 33 ÇOK YAKITLILAR KATI+SIVI 675,8 1, ,8 1,1 8 ÇOK YAKITLILAR SIVI+D.GAZ 3.269,2 5, ,1 5,4 44 JEOTERMAL 162,2 0, ,2 0,3 9 HİDROLİK BARAJLI ,6 25, ,3 25,0 67 HİDROLİK AKARSU 4.864,8 8, ,5 9,0 352 RÜZGAR 2.260,5 4, ,9 4,2 65 TOPLAM ,4 100, ,1 100,0 832 Ülkemizde 2013 yılı verilerine göre kurulu güç MW, yıllık tüketim 242 TWh ve maksimum tüketim MW olmuģtur. ġekil 2.11 de kaynaklarına göre üretim miktarları gösterilmektedir [1,2]. DİĞER; 458; 1% HİDROLİK; 21,320; 35% TERMİK; 36,966; 60% RÜZGAR; 2,677; 4% TERMİK RÜZGAR HİDROLİK DİĞER ġekil yılı kurulu gücün dağılımı ġekil 2.12 de 2013 yılı itibariyle kurulu gücün kaynaklarına göre üretim miktarı ve oranları gösterilmektedir [1,2].

31 14 HİDROLİK AKARSU 9% HİDROLİK BARAJLI 26% RÜZGAR 4% FUEL-OİL + ASFALTİT + NAFTA + MOTORİN 2% İTHAL KÖMÜR + TAŞ KÖMÜRÜ + LİNYİT 22% DOĞALGAZ + LNG 30% JEOTERMAL 0% ÇOK YAKITLILAR SIVI+D.GAZ 6% ÇOK YAKITLILAR KATI+SIVI 1% YENİLENEBİLİR + ATIK 0% ġekil Türkiye kurulu gücünün kaynaklara göre dağılımı (2013) 2.4. Sistem kayıpları Ülkemiz enterkonekte iletim sisteminde, iletim sistemi kayıpları, %3 civarında olup, Avrupa standartlarında kabul edilebilir düzeydedir Enerji Tüketim ArtıĢı Ülkemizde 2013 yılı itibariyle yıllık tüketim GWh ve maksimum tüketim MW düzeyinde gerçekleģmiģtir. Türkiye elektrik sisteminin yıllara göre puant gücü, enerji talebi ve gerçekleģen artıģ miktarı Çizelge 2.5 de gösterilmektedir.

32 15 Çizelge Yılları Arasındaki Puant Talep Güçleri YILLAR PUANT (MW) ARTIġ (%) TALEP (GWh) ARTIġ (%) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,3 Türkiye Elektrik Enerjisi yılları arasındaki toplam elektrik tüketimi ve artıģlarının yüzdesel değerleri Çizelge 2.6 da verilmektedir [2]. Çizelge 2.6. Yıllara Göre GerçekleĢen Tüketim Değerleri TÜKETİM (TWh) ,5 128,3 126,9 132,6 141, ,8 174, ,1 194,1 210,4 230,3 241,9 ARTIŞ (%) 8,1 3,9 8,3-1,1 4,5 6,5 6,3 7,2 8,6 8,8 4,3-2 8,4 9,4 5

33 16

34 17 3. ÜLKEMĠZDE RÜZGAR ENERJĠSĠ 3.1. Ülkemizin Rüzgar Enerji Potansiyeli Yenilenebilir Enerji Kaynakları Genel Müdürlüğü(YEGM) tarafından yayınlanan, 50 metre yükseklikteki yıllık ortalama rüzgar hızının gösterildiği Rüzgar Enerjisi Potansiyel Atlası(REPA) ġekil 3.1 de yer almaktadır.[12] REPA, orta-ölçekli sayısal hava tahmin modeli ve mikro-ölçekli rüzgar akıģ modeli kullanılarak üretilen rüzgar kaynak bilgilerinin verildiği Rüzgar Enerjisi Potansiyel Atlası dır. Rüzgar atlası yardımıyla ülkemizde yüksek çözünürlükte; - 30, 50, 70 ve 100 m yüksekliklerdeki yıllık, mevsimlik, aylık ve günlük rüzgar hız ortalamaları, - 50 ve 100 m yüksekliklerdeki yıllık, mevsimlik ve aylık rüzgar güç yoğunlukları, - Referans bir rüzgar türbini için 50 m yükseklikteki yıllık kapasite faktörü, - 50 m yükseklikteki yıllık rüzgar sınıfları, - 2 ve 50 m yüksekliklerdeki aylık sıcaklık değerleri, - Deniz seviyesinde ve 50 m yüksekliklerdeki aylık basınç değerleri öğrenilebilmektedir. Haritanın kırmızı ile gösterilen bölgelerinde rüzgar yoğunluğunun en fazla olduğu yerlerdir ve bu bölgelerde rüzgarın hızı 8-9 m/s seviyesindedir. Bu haritadaki rüzgar yoğunluğuna göre; Türkiye nin batı bölgesinin, rüzgar potansiyeli açısından büyük bir paya sahip olduğu söylenebilir.

35 18 ġekil 3.1. Rüzgar Potansiyel Haritası [12] 3.2. RES lerin Kurulu Güç Ġçerisindeki Payı Rüzgar Enerjisi, ülke kurulu gücümüzün yaklaģık % 4 ünü oluģturmaktadır. Yakıt cinslerine göre kurulu güç oranları ve rüzgar enerjisinin bu dağılımdaki payı ġekil 3.2 de yer almaktadır. ġekil 3.2. Rüzgar Enerjisinin Payı

36 Yıllara Göre Elektrik Sistemine Bağlanabilir RES Kapasitesi MW YILLAR ġekil 3.3. Yıllara göre Kurulu güç, Puant Talep ve Bağlanabilir RES Kapasitesi Mavi renk ile gösterilen eğri, yıllar itibariyle kurulu gücü ifade etmektedir. Kırmızı eğri, puant talep eğrisi olup, yeģil eğri ise yıllara göre sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisi kapasitesini göstermektedir. Bu durumda; ülke enerji stratejisi olan 2023 yılında 20 GW rüzgar santrali kapasitesine ulaģılması hedeflenmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarından enerji elde edilmesi öncelik hedefler arasında olup, özellikle rüzgar enerjisinin kurulu güç üzerindeki payının önemli ölçüde artırılması planlanmaktadır.

37 Türkiye de RES lerin Elektrik Üretimindeki Payı ġekil 3.4. Mevcut RES lerin üretim miktarı 1998 ile 2012 yılları arasında toplam üretimdeki RES lerin payı, ġekil 3.4 de görüldüğü üzere; Türkiye de rüzgar enerjisi ile ilgili çalıģmaların baģlangıcı 1998 li yıllara dayanmaktadır. Rüzgar enerjisi ile ilgili çalıģmalara yön veren ilk kurum 1980 li yıllarda Elektrik ĠĢleri Etüt Ġdaresi (yeni yapılanmasıyla YEGM) olmuģtur. Türkiye deki ilk rüzgar santrali 1998 yılının ġubat ayında devreye giren 1,5 MW kurulu gücündeki ÇeĢme de kurulan Alize rüzgar santralidir. Daha sonra 2005 yılında çıkarılan Yenilenebilir Enerji Kanunu ile rüzgar enerjisine verilen önem artırılmıģ olup, 2007 yılından sonra rüzgar enerjisi yatırımları hız kazanmıģtır RES lerin Lisanslanma Süreci TEĠAġ tarafından; Bağlanabilir RES kapasitelerinin belirlenebilmesi için öncelikle Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü nden Ġl Bazlı Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlası verilerinin talep edilmesi,

38 21 Ġl Bazlı Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlası verileri üzerinden Rüzgar enerji verimliliğinin yüksek olduğu bölgeler belirlenerek il bazında değerlendirmelerin gerçekleģtirilmesi, Açıklanması planlanan toplam RES kapasitesi illere tahsis edilirken rüzgar verimlilik kriterinin yanı sıra söz konusu bölgedeki Ġletim Sisteminin yapısı da göz önünde bulundurularak gerekli yük akıģ çalıģmaları ve dinamik analizler gerçekleģtirilerek rüzgar verimliliği ile optimum sistem kararlılığı doğrultusunda toplam RES kapasitesinin illere dağıtılması, Kapasitenin yüksek olduğu bir bölgede gerekli iletim altyapısı yoksa, havza çalıģması gerçekleģtirilerek söz konusu rüzgar potansiyelinin sisteme aktarılması kapsamında gerekli iletim yatırımlarının planlanması ile birlikte enterkonekte sisteme bağlanılabilir trafo merkezleri ve kapasiteleri açıklanması çalıģmaları yapılır. Elektrik sistemine bağlanabilir rüzgar kapasitesinin belirlenmesi iģi TEĠAġ a aittir. Kanunla düzenlenmiģ bu göreve göre TEĠAġ, her yıl sisteme bağlanacak rüzgar enerjisine dayalı üretim kapasitesini, bağlantı noktası ya da bağlantı bölgesi bazında açıklamak zorundadır. TEĠAġ tarafından açıklanan sisteme bağlanabilir rüzgar kapasitesi doğrultusunda, EPDK tarafından önlisans baģvuruları alınır. Yapılan baģvurularda aranan Ģartlardan biri de uygun olarak yapılmıģ olan rüzgar ölçümlerinin bulunması zorunluluğudur. Önlisans baģvurusunda bulunan Ģirketler, TEĠAġ tarafından açıklanan kapasiteleri göz önünde bulundurarak, ihalelerle kapasite tahsisi yapılacağından dolayı, yayınlanan bağlantı noktası ya da bağlantı bölgesinden sadece birine baģvuruda bulunabilirler. Kapasite tahsisinin gerçekleģtirilip, önlisans almak için yapılan baģvuruların saha teknik değerlendirmesi yapılabilmesi için Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü de çalıģmalarını yapmaktadır. YEGM, baģvuruda bulunan projelerin kesiģen ve çakıģan sahalarını belirlemektedir. Bu belirlemeler doğrultusunda iletim sistemi operatörü ve ilgili dağıtım Ģirketi de bağlantı görüģü oluģturmaktadır. Projelerin hangi gerilim seviyesinden nereye bağlanacağı bilgisi ilan edilmektedir.

39 22 Açıklanan bağlantı noktasına ya da bağlantı bölgesine birden fazla proje baģvuruyorsa, baģvuran projeler arasında açıklanan kapasite göz önünde bulundurularak, TEĠAġ tarafından kapasite tahsis yarıģmaları gerçekleģtirilir. EPDK, açıklanan kapasiteler için santral baģvurularını kabul eder ve Rüzgar YarıĢması yapılması için TEĠAġ a gönderir. Gerekli teknik değerlendirmeler TEĠAġ ve gerekli durumlarda ilgili Dağıtım ġirketi tarafından yapılarak, ihaleye katılacak projeler için yarıģmanın yapılacağı yer ve zaman bilgisi TEĠAġ internet sayfasından duyurulur. Söz konusu Ģirketlere yarıģmaya davet yazısı gönderilir. Her bir il/bölge için birden fazla baģvuru durumunda TEĠAġ tarafından bölge bazında yarıģma yapılır ve yarıģmalara katılmak için firmalar tarafından TEĠAġ a MW baģına TL olacak Ģekilde Teminat mektubu verilir [16]. YarıĢmada TEĠAġ a MW baģına ödenmesi taahhüt edilen Katkı Payı tutarı en yüksek olan firma yarıģmayı kazanarak sisteme bağlantı hakkını kazanır. ÇakıĢan projeler ve projeler içerisinde kesiģen bölgeler olması durumunda ise söz konusu çakıģan veya kesiģen alanın kullanma hakkını yüksek Katkı Payı teklifi veren firma kazanır. YarıĢmaya katılan Ģirketler arasından kapasiteyi almaya hak kazanan Ģirket, ödemeyi taahhüt ettiği tutarı, üç yılda her yıl eģit taksitlerle TEĠAġ a öder [16]. YarıĢmayı kaybeden firmalara Teminat mektupları iade edilir. YarıĢma sonucunda sisteme bağlantı hakkı elde eden Ģirket, Katkı Payı AnlaĢması yapmak üzere TEĠAġ'a baģvurur. Eğer santral baģvurusu, bir bölge için tek baģvuru ise yarıģma gerçekleģtirilmeden EPDK tarafından ön lisans verilir. YarıĢmayı kazanan Ģirketin EPDK dan önlisansı aldığı tarihten itibaren Teknik EtkileĢim Ġzninin 180 gün içerisinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi raporunu 90 gün içerisinde alması gerekmektedir. Gerekli izinler alındıktan sonra EPDK tarafından lisans verilen Ģirket, TEĠAġ ile bağlantı anlaģmasını imzalayarak üretimine baģlayabilir [14].

40 23 4. AVRUPA DA RÜZGAR ENERJĠSĠ 4.1. Rüzgar Enerjisi Kapasitesi Avrupa Birliği ülkeleri rüzgar enerjisinde öncü konumdadır. Yapılan bilimsel çalıģmalar sonucu Rüzgar Enerjisi, Avrupa'nın yeni temiz enerji kaynağı konumunu kazanmıģtır. Avrupa Birliği ülkelerinde senelik rüzgar enerjisi potansiyeli 630 Terawatt / Yıl olarak tespit edilmiģtir. Diğer bir çalıģmada ise Avrupa offshore potansiyelinin tüm Avrupa'nın enerji ihtiyacını karģılayacak kadar büyük olduğu belirlenmiģ bulunmaktadır. Ülkelere göre incelendiğinde Almanya ulaģtığı MW lık toplam kurulu güç ile liderliğini sürdürmektedir yılında Almanya da MW,Ġngiltere de MW, Ġtalya da MW, Ġspanya da MW kurulu gücündeki rüzgar enerjisi projesi hayata geçirilmiģtir. Avrupa da 2012 yılı için MW rüzgar enerjisi kapasitesi söz konusudur yılındaki enerji kapasitesinin yaklaģık %26,5 ini rüzgar enerjisi oluģturmaktadır yılında 3,2 GW olan rüzgar kapasitesi son 12 yılda sürekli artıģ eğilimi içerisinde olup, yıllık %11 büyüme oranı ile 2012 yılı için 11,9 GW lık bir kapasite artıģı gerçekleģmiģtir. Avrupa ülkelerinde 2012 yılı itibariyle yaklaģık 106 GW kurulu rüzgar gücüne ulaģılmıģtır. Ülkeler içinde rüzgar kurulu gücü en yüksek olan Almanya yı sırasıyla Ġspanya, Ġngiltere ve Ġtalya izlemektedir yılı sonu itibariyle rüzgar enerjisi kapasitesi yılda 231 TWh üretilmiģ olup, bu değer de Avrupa daki tüketimin yaklaģık %7 sini karģılamaktdır Avrupa daki Rüzgar Enerjisi Santrallerinin Kurulu Gücü Son yıllarda Avrupa da rüzgar enerjisine dayalı santral yapımına büyük hız verilmiģ olup, 2012 yılı sonundaki rüzgar kuru gücü harita üzerinde ġekil 4.1 de gösterilmektedir [15].

41 24 ġekil yılı sonu Avrupa daki rüzgar gücü Çizelge 4.1 de Avrupa ülkelerinde 2011 yılı ve 2012 yılı için rüzgar enerjisindeki artıģ ve yıl sonundaki ulaģılan rüzgar gücü kapasitesi verilmektedir [15]. Tablodan da görüldüğü üzere en yüksek güç artıģı ve rüzgar kurulu gücüne sahip ülke Almanya dır.

42 25 Çizelge 4.1. Avrupa RES sayısal verileri 2011 Sonu Toplam Güç (MW) 2012 Yılı Güç ArtıĢı (MW) 2012 Sonu Kurulu Güç(MW) ÜLKELER 2011 yılı Güç ArtıĢı (MW) Avusturya Belçika Bulgaristan Güney Kıbrıs Çek Cumhuriyeti Danimarka Estonya Finlandiya Fransa Almanya Yunanistan Macaristan Ġrlanda Ġtalya Letonya Litvanya Lüksemburg Hollanda Polonya Portekiz Romanya Slovekya Ġspanya Ġsveç BirleĢik Krallık TOPLAM Avrupa daki Rüzgar Enerjisi Santrallerinin Yatırım Miktarı ve Gelecek Hedefleri 2012 yılı boyunca Avrupa da MW rüzgar gücü artıģı gerçekleģtirilmiģ olup, bunun MW ı Avrupa Birliği ndeki ülkelerde yer almaktadır MW lık rüzgar santrallerinin MW ı onshore, MW ı ise offshore olarak kurulmuģtur. Rüzgar santralleri için toplamda milyar Euro yatırım yapılmıģ olup, offshore santraller için milyar Euro yatırım yapılırken onshore santraller için de milyar Euro yatırım yapılmıģtır.

43 26 Rüzgar enerjisi yatırımları Avrupa Birliği topluluğu içerisinde yoğun olarak desteklenmektedir. Bu amaçla yapılacak araģtırmaların kamu fonundan karģılanması, rüzgar türbini yatırımı için doğrudan devlet yardımı ve kamuya dağıtılan elektriğin sabit prim üzerinde ücretlendirilmesi gibi ivmelendirici teģvikler uygulanmaktadır. Sabit ücretlendirme modeli, Avrupa Topluluğu içerisinde sağlam endüstriler, istihdam ve dinamik pazar geliģimi oluģturmak için en iyi yol olarak kabul edilmektedir. Bu amaçla çevreyi kirletici maddeleri yaymadan elektrik üretiminin çevresel faydalarını yansıtan rüzgar üretimi destekleme primi, iyi organize edilmiģ kurumsal yapılara proje destekleri ve proje ve yatırım planlama destekleri Avrupa'da Rüzgar Enerjisi TeĢvik Fonu, rüzgar gücü endüstrisinin daha da ilerlemesine olanak sağlayacaktır. Avrupa Rüzgar Enerjisi Ajansı (EWEA) tarafından 2020 itibariyle rüzgar kurulu gücü MW olarak hedeflenmiģtir.

44 27 5. RÜZGAR TÜRBĠN TEKNOLOJĠLERĠ Rüzgar türbinleri sabit hızda ya da değiģken hızda çalıģabilme özelliğine göre sabit hızlı ve değiģken hızlı olmak üzere iki ana grupta toplanırlar Sabit hızlı rüzgar türbinleri Bu gruptaki rüzgar türbinleri, rüzgar hızından bağımsız olarak çalıģmakta olup, türbinin rotor hızı sabittir ve besleme Ģebekesinin frekansı, diģli oranı ve jeneratör tasarımı tarafından belirlenir. Bu türbin modelinde, reaktif güç kompanzasyonunu azaltmak için bir soft-starter ve kapasitör grubuyla Ģebekeye doğrudan bağlanmıģ bir indüksiyon jeneratörü bulunmaktadır. Belirli bir rüzgar hızında maksimum verimi sağlayacak Ģekilde tasarlanmıģlardır. Üretimi optimum Ģekilde sağlamak için, sabit hızlı rüzgar türbinlerinin jeneratörü iki sargı grubuna sahiptir. Biri düģük rüzgar hızlarında, diğeri orta ile yüksek rüzgar hızlarında kullanılmaktadır. Sabit hızlı rüzgar türbini basit, sağlam ve güvenilir Ģekilde tasarlanmıģ olup, maliyeti düģüktür. Bu avantajlarının yanı sıra kontrol edilebilir olmadığından dolayı mekanik zorlama ve güç kalitesinde sıkıntılar yaģanmaktadır. Sabit hızda çalıģmasından dolayı, rüzgar gücündeki tüm salınımlar, Ģebekeye yansıyacaktır. Bu güç salınımları da büyük gerilim dalgalanmalarına neden olabilir ve bu da önemli hat kayıplarına sebep olacaktır DeğiĢken hızlı rüzgar türbinleri DeğiĢken hızlı rüzgar türbinleri, geniģ rüzgar hızı aralığında maksimum aerodinamik verimi sağlamak üzere tasarımlanmaktadır. DeğiĢken hızlı çalıģma ile, rüzgar türbininin dönüģ hızının, rüzgar hızına göre ayarlanması mümkündür. Jeneratör torkunu sabit tutarak, rüzgardaki değiģimlerin olumsuz etkileri jeneratör hızındaki değiģiklik ile absorbe edilir. DeğiĢken hızlı rüzgâr türbinlerindeki son geliģmeler yıllık kullanılan enerjinin artırılması, aktif ve reaktif gücün esnek biçimde kontrolü, mekanik zorlamaların azaltılması ve güç salınımlarının giderilmesi gibi birçok avantaj sağlamıģtır. Rotor hızını değiģtirerek, verim maksimize edilebilir ve böylece rüzgardan daha fazla güç üretilir. Bu avantajların yanı sıra

45 28 dezavantajları da bulunmaktadır. Güç elektroniğindeki kayıplar, daha fazla sayıda cihazların kullanılması ve bundan dolayı maliyetlerin artması da değiģken hızlı rüzgar türbinlerinin dezavantajları arasında yer almaktadır. Günümüzde değiģken hızlı rüzgar türbinleri, kurulmuģ ve kurulmakta olan rüzgar santrallerinde daha çok tercih edilmektedir Rüzgar Türbin ÇeĢitleri Rüzgar türbini konfigürasyonları hem hız kontrol etme özelliğine hem de kullandıkları güç kontrolünün tipine göre sınıflandırılır Sabit hızlı asenkron generatör (SHAG) rüzgar türbini Bu tip türbinler, bir transformatör vasıtasıyla Ģebekeye doğrudan bağlanan asenkron sincap kafesli bir indüksiyon jeneratörüyle (SCIG) sabit hızda hareket eden türbinlerdir. SCIG her zaman Ģebekeden reaktif güç çektiği için, reaktif güç kompanzasyonu için bir kapasitör grubu kullanılır. Sabit hızlı bir rüzgar türbinindeki güç kontrol ilkesinden bağımsız olarak, rüzgar dalgalanmaları mekanik dalgalanmalara ve sonuç olarak elektriksel güç dalgalanmalarına dönüģür. Bunlar, Ģebekede gerilim dalgalanmasına neden olur.bu gerilim dalgalanmalarından dolayı bu türbinler, bir kapasitör grubu yoksa Ģebekeden değiģen miktarlarda reaktif güç çeker. Bu da gerilim dalgalanmalarını ve hat kayıplarını artırır. Sabit hızlı asenkron jeneratörde rüzgar değiģimleri mekanik zorlamalara sebep olur ve değiģen aerodinamik güç Ģebekeye aktarılır. Ayrıca sabit hızlı asenkron generatörün güç sistem bozunumlarına dayanabilme kabiliyeti de sınırlıdır. ġebekedeki arıza sırasında rotor hızı artar ve Ģebekeden arızayı temizleme süresi boyunca büyük miktarda reaktif güç çeker.

46 29 ġekil 5.1. Sabit Hızlı Asenkron Generatör Rüzgar Türbini Bundan dolayı, son yıllarda sabit hızlı asenkron generatör rüzgar türbinlerinin kullanımı iyice azalmıģtır. ġekil 5.1 de sabit hızlı asenkron rüzgar türbininin prensip Ģeması görülmektedir [9] Hızı kademeli değiģebilen rüzgar türbini Bu tip türbinlerde sargılı rotorlu bir indüksiyon jeneratörü (WRIG) kullanılmaktadır. Kapasitör grubu, reaktif güç kompanzasyonunu gerçekleģtirmektedir. Hızı kademeli değiģebilen rüzgar türbinleri, değiģken bir ilave rotor direncine sahiptir ve bu direnç, rotor Ģaftına monte edilmiģ optik olarak kontrol edilen konverter ile değiģtirilebilir. Böylece toplam rotor direnci kontrol edilebilir. Bu Ģekilde sistemdeki güç çıkıģı kontrol edilir. ġekil 5.2 de hızı kademeli değiģebilen rüzgar türbininin prensip Ģeması görülmektedir.[9] ġekil 5.2. Hızı Kademeli DeğiĢebilen Rüzgar Türbini

47 Çift beslemeli asenkron generatör (ÇBAG) rüzgar türbini Çift beslemeli indüksiyon jeneratörü (DFIG) olarak da bilinen bu bu jeneratörler, sargılı rotorlu indüksiyon jeneratörlü (WRIG) ve rotor devresinde kısmi ölçekli frekans konverterli hızı kademeli değiģen rüzgar türbinine karģılık gelmektedir. Çift beslemeli asenkron generatör (ÇBAG) değiģken hızlı generatörlerden biridir. ÇBAG da, rotor konvertörü vasıtasıyla Ģebekeye aktif güç vererek veya Ģebeken aktif güç çekerek, rotor farklı frekanslarda çalıģabilir. Bundan dolayı generatörün hızı, anma hızının ±%20 sinde değiģebilir. Rotor devresinden aktif gücün sadece bir kısmı geçtiğinden güç elektroniği devresi toplam güçten %20 daha düģük bir anma gücü için tasarımlanabilir. Ayrık çalıģma mekanik zorlamaları azaltır, en yüksek verimin elde edilmesini sağlar ve arıza sırasında devrede kalma performansını artırır. ġekil 5.3 de çift beslemeli asenkron generatörlü rüzgar türbininin prensip Ģeması görülmektedir [9]. ġekil 5.3. Çift Beslemeli Asenkron Generatör Rüzgar Türbini Tam kapasiteli dönüģtürücülü rüzgâr türbini Bu tip rüzgar türbininde gerilim kaynağı konvertörü generatör ile Ģebeke arasına bağlanır. Konvertörün güç değeri generatörün güç değerine göre seçilir. Generatör senkron veya asenkron olabilir ve generatör Ģebekeden tamamen izole olduğu için Ģebekenin geçici bozunumlarından etkilenmez.

48 31 Asenkron generatörler için generatör tarafı konvertörü reaktif güç sağlar ve generatörün döndürme momentini kontrol eder. ġebeke tarafı konvertörü ise Ģebekeye akan aktif gücü kontrol eder. ġebekeye reaktif güç katkısı Ģebeke yönetmenliğe uygun olarak sağlanır. GeniĢ hız aralığında çalıģabilir, fliker eleminasyonu, Ģebekeye akan aktif ve reaktif gücün doğrudan kontrolü sağlanabilir. Mekanik zorlamalar en aza indirilir ve arıza sırasında generatörün tam kontrolü sağlanır. ġekil 5.4 de tam kapasiteli dönüģtürücülü rüzgar türbininin prensip Ģeması gösterilmiģtir [9]. ġekil 5.4. Tam kapasiteli dönüģtürücülü rüzgar türbini

49 32

50 33 6. ELEKTRĠK SĠSTEMĠNDE RÜZGAR ENERJĠSĠNĠN ETKĠLERĠ Rüzgar gücüne iliģkin güç sistemi Ģartları elektrik sisteminin konfigürasyonuna, kurulu rüzgar gücüne ve bu rüzgarın üretiminin nasıl değiģtiğine bağlıdır. Rüzgar anlık değiģkenlik gösteren bir kaynaktır. Rüzgardaki bu anlık değiģim, elektrik sistemini etkilemektedir. Elektrik enerji sistemine rüzgar enerjisinin etkileri incelenirken sisteme bağlı bulunan rüzgar enerjisi oranının belli sınırda olması gerekir.yıllık üretilen rüzgar enerjisi, toplam elektrik tüketiminin yüzdesi olarak ifade edidiğinde bu miktarın toplam talebin % 5 nden daha az olması düģük, % 10 dan daha fazla olması ise yüksek rüzgar enerjisinin sisteme bağlı olduğu anlamına gelmektedir. Ġncelemeler rüzgar enerjisinin toplam talebin % 5 inden büyük olduğu sistemlerde yapılmaktadır Elektrik Sisteminin ÇalıĢması Enterkonnekte sistemde, talepte sürekli bir değiģim yaģanır. Sistemdeki temel problem, her zaman elektrik enerjisi üretim ve tüketimi arasında bir dengenin sağlanmasıdır. Elektrik sisteminde, değiģik sabit ve iģletme maliyetine sahip faklı tipte üretim santralleri bulunmaktadır. Elektrik sisteminin iģletilmesi sırasında toplam elektrik enerjisi miktarı elektrik tüketicilerinin her an değiģen yüklerini karģılamalıdır. Bu husus etkin maliyet sıralaması yapılarak gerçekleģtirilmelidir. Bunun için üretim santralleri genelde, tekliflerin uygun sıralanması olarak da bilinen marjinal iģletme maliyetleri dikkate alınarak sıralanır. DüĢük marjinal iģletme maliyeti olan üretim birimleri sürekli devrede, daha yüksek marjinal iģletme maliyetli üretim birimleri ise daha yüksek talebin olduğu zamanlarda devrede olurlar. Rüzgar santralleri ve diğer yenilenebilir enerji santralleri çok düģük iģletme maliyetine sahip olup bu değer genellikle sıfır olarak kabul edilir. Bundan dolayı, tekliflerin uygun sıralanmasında en üstte yer alırlar. Piyasa açıldığında, ilk olarak en düģük fiyatlı üretici devreye girer. Arz güvenliği, kısa ve uzun dönemde sağlanmak zorundadır. Bu da puant yükler de dâhil olmak üzere tüm iģletme Ģartlarında, sistem iģletmesi için gerekli olan rezervin temin

51 34 edilmesi ile sağlanır. Söz konusu sistem iģletme Ģartları, üretim santrallerinin öngörülen ve/veya öngörülemeyen devre dıģı olma durumları veya rüzgar dahil primer üretim kaynaklarındaki ve talepteki belirsizlik olarak sıralanabilir Elektrik Sisteminin Güvenilirliği Güç sisteminin planlanması, elektrik iletiminde büyük bir kesinti olmaksızın talebi karģılamaya ve sistemin her türlü arızaya dayanabilmesine yönelik olmalıdır. Herhangi bir arıza anında, kesintinin büyümesini önlemek adına, sistem mümkün olduğunca kısa sürede normal iģletme koģullarına getirilmelidir. Elektrik sisteminin güvenliği, arızalar nedeniyle oluģan bozulmaları en aza indiren bir Ģekilde sistemin planlanması ve çalıģtırılması sağlanır. Bozunumların etkisini en aza indirmek için sistem iģleticisi, elektrik iletimini müsaade edilen sınırlar içinde tutmalı ve üretim santralleri ile iletim Ģebekesi için yeterli rezervi tutmalıdır. Sistemin yeterliliği sistemin statik Ģartlarıyla ilgilidir. Sistemde yük talebi ya da kısıtları karģılamak için yeterli miktarda üretimin olması Ģarttır. Sistem güvenilirliğine, sistem emniyeti ve yeterliliğinin sağlanması ile ulaģılır. Burada emniyetten kasıt, sistemin bozunumlara dayanabilme kapasitesi, yeterlilik ise değiģen yüklerde üretim ve iletim kapasitesinin seviyesidir Frekans kontrolü Elektrik sisteminde, frekans, üretimle tüketim arasındaki dengenin ya da dengesizliğin bir göstergesidir. Normal çalıģma Ģartlarında frekans, anma değerine yakın olmalıdır. Frekans, 50 Hz in altındaysa, tüketim üretimden yüksektir, 50 Hz in üzerindeyse, tüketim üretimden daha düģüktür. ġekil 6.1 de bir gün boyunca oluģan frekans değiģimleri, ġekil 6.2 de bir hafta boyunca oluģan frekans değiģimleri gösterilmektedir [9].

52 35 ġekil 6.1. Frekansın günlük değiģimleri ġekil 6.2. Frekansın yüzdesel değiģimleri Sistemin frekansını normal çalıģma Ģartlarında tutmak için güç tesislerinde temel frekans kontrolü kullanılır. Üretimle tüketim arasında ani bir dengesizlik olması durumunda, bu problemi ortadan kaldırmak için, primer ve sekonder rezervler kullanılır. Ayrıca rüzgar da dahil olmak üzere primer üretim kaynaklarında ve talepte öngörülen ve/veya öngörülmeyen değiģimler için iģletme rezervi olarak ta adlandırılan yavaģ rezerv (üçüncül) tutulur. Primer rezerv, frekans dalgalanmasında otomatik olarak devreye girer. Sekonder rezerv, frekansta bir sapma meydana geldikten sonra dakika içinde elle kumandayla

53 36 veya otomatik olarak aktif veya reaktif gücün devreye girmesidir. Sekonder rezerv primer rezervin yerini alır ve yavaģ rezerv devreye girene kadar iģletmede kalır. Bu geçiģ durumu ġekil 6.3 de verilmektedir [9]. Hızlı rezerv(sekonder) genelde, çabuk devreye alınabilen doğal gaz ve hidrolik santrallerden sağlanır. Sistemdeki en büyük üretim ünitesi bir arıza ile devre dıģı olduğunda, yeterli hızlı rezervi sağlamak için yük tahmin hatası dikkate almalıdır. Bu durumda ihtiyaç duyulan hızlı rezerv miktarı, sistemdeki en büyük kapasitedeki ünitenin 1,5 katına kadar çıkabilir. ġekil 6.3. Güç sisteminden büyük bir generatör devre dıģı olduğunda zamanın bir fonksiyonu olarak güç sisteminin frekansı ve rezervlerin devreye girmesi Arz-talep dengelemesi yük tahminine göre üreticilerin gün öncesi verdikleri fiyata göre ucuzdan pahalıya göre sıralanan tekliflere göre sağlanır ve yük tahmini hatalarını dengelemek iģletme rezervleri ile karģılanır. ġekil 6.4 de sistemdeki 3 saatlik zaman periyoduna iliģkin öngörülen yük, gerçek yük, tahmini yük hatası ve yükteki kısa vadeli sapma görülmektedir [9].

54 37 ġekil saatlik tahmini yük ile sistem gerçek yükünün karģılaģtırılmasına örnek Gerilim kontrolü Gerilim yerel bir büyüklüktür ve gerilim kontrolüne iliģkin tedbirler dengesizliğin yakınında devreye sokulmalıdır. Güç tesisleri ve özel cihazlar (generatörler ve kapasitör, reaktör gibi) reaktif gücü kontrol eder. Bozunumlar sırasında gerilim kontrolünü sağlamak için sistemde reaktif rezerv tutulmalıdır. Bu rezervler, bozulmalar sırasında güç sisteminin gerilim seviyesini kararlı hale getirmek için temel rezerv olarak kullanılmaktadır. Farklı gerilim seviyelerinin dönüģümü kademe değiģtiricili güç transformatörleri ile ayarlanabilir. Bu da farklı gerilim seviyeleri arasında reaktif güç akıģını sağlar. Arızalar sırasında gerilim kontrolünü yapabilmek için üretim santrallerinde reaktif rezervler ayrılmalıdır. Söz konusu rezervler esas olarak, bozunum sırasında sistem geriliminin kararlı kalmasını sağlamak için ani rezerv olarak kullanılır. Gerilim kontrolü, sistemde oluģabilecek aģırı ve düģük gerilimleri önlemek ve sistem kayıplarını minimize etmek amacıyla yapılır.

55 Rüzgar enerjisinin etkileri Rüzgar enerjisinin elektrik enerji sistemine etkilerinin incelenmesinde sadece tek bir rüzgar santrali olmayıp daha geniģ bir alandaki rüzgar santralleridir. Gerilim kontrolü için rüzgar santralinin bulunduğu bölge dikkat alınmalıdır. Gerilim bozulması sırasında sistemde yeterli reaktif rezerv bulunsa bile rezerv esas olarak ihtiyaç duyulan bölgede bulunmalıdır. Frekans kontrolü için gerekli rezervin ise sistemin herhangi bir yerinde bulunması yeterlidir. DeğiĢken rüzgar enerjisi üretiminin elektrik sistemine olan etkileri incelenirken, elektrik enerji sisteminin bir bütün olarak ele alınması gerekir. Elektrik enerji sistemi, üretim birimleri ve yüklerin tümüne hizmet vermektedir. Elektrik enerji sisteminde yapılacak çalıģmalar için rüzgar enerjisi verilerine ihtiyaç duyulmaktadır. Bu verilerin çok sayıda farklı bölgeden alınmıģ olması ve birkaç yılı kapsıyor olması istenir. ĠĢletme sırasında sistem kararlılığı sorunları ve dolayısıyla iģletme maliyetine olan etkiler, rüzgar enerjisindeki değiģimden kaynaklanmaktadır. Rüzgar enerjisindeki salınım, diğer üretim santrallerinin devreye girme ve çıkma programını ve bölgeler arası iletim kapasitesini değiģtirir. Bu nedenle rüzgar tahminlerinin iyi yapılması gerekmektedir. Bölgedeki tüm rüzgar santrallerinin toplam salınımına bakılmalı ve rüzgar enerjisinin sisteme bağlanmasından önceki ve sonraki durumda sistem güvenilirliği aynı kalmalıdır. Rüzgar enerjisinin sisteme bağlanma seviyesi sistemdeki toplam değiģimi artıracak kadar büyük ise rüzgar enerjisindeki saatlik veya daha kısa zaman birimlerinde olan salınımları, yüke bağlı olarak yapılan frekans kontrolünde kullanılan rezervleri etkiler. Rüzgar enerjisi üretimindeki kesintilerin büyük miktarda olması, diğer üretim santrallerinde kayıplara sebep olabilir. Termik veya hidrolik santrallerin uygun olmayan koģullarda çalıģması (devreye girme, devreden çıkma, az yükte çalıģması vb.) sistemin veriminin azalmasına sebep olur. YavaĢ devreye giren ve çıkan birimlerin iģletilmesi, rüzgar enerjisi üretimindeki kesintilerden dolayı daha karmaģık bir hal almaktadır. Rüzgar enerjisi üretiminin doğru tahmin edilmesi bu problemin çözümü kolaylaģtıracaktır.

56 Rüzgar Gücü Ġzleme ve Tahmin Sistemi (RĠTM) Rüzgar enerjisinin en önemli dezavantajı, rüzgar enerjisi üretiminin değiģken olması ve rüzgar gücünün tahmininin zor olmasıdır. Elektrik sisteminin kaliteli ve güvenli bir Ģekilde iģletilebilmesi ve maksimum rüzgar gücünden faydalanılması için rüzgar gücü tahminlerinin doğru bir Ģekilde yapılması gerekmektedir. Rüzgar tahminlerinin düzgün ve doğru bir Ģekilde yapılabilmesi için rüzgâr gözetleme ve rüzgarın tahmin edilmesi ile ilgili çalıģma baģlamıģtır. Bu çalıģma ile birlikte, rüzgardan elektrik üretim tesislerinin, yapılacak doğru üretim tahminleriyle sağlıklı bir Ģekilde Türkiye Elektrik Sistemi ne bağlantısı amaçlanmakta olup, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından çalıģmalar yürütülmektedir. Türkiye de rüzgârdan elektrik üretiminin gerçekleģtirilmesi ve rüzgâr kaynaklı üretim tesislerinin sisteme bağlantısında alınması gereken tedbirlerin belirlenmesi ile bu tedbirlerin hayata geçirilmesi için amaçlanan bu proje, beģ basamaktan oluģmaktadır: Rüzgar Enerjisi Santralı Ölçüm Sistemi, Rüzgâr Tahmini Sistemi, Rüzgâr dan Üretilecek Elektriksel Gücün Tahmini, Ġzleme ve Tahmin Merkezi, Kullanıcı Sistemi. Rüzgar gücü projesi çalıģma adımları ġekil 6.5 de görülmektedir [12].

57 40 ġekil 6.5. RĠTM projesi elemanları ĠĢletmedeki Rüzgar Enerjisi Santrallerinden rüzgar ile ilgili veriler, rüzgâr ölçüm istasyonları vasıtasıyla, türbinin durumları ise SCADA dan gelen bilgilerle sağlanmaktadır. Bunun yanında, üretim tesislerinin Ģaltlarında tesis edilen ekranlar ile santralin elektriksel bilgileri o anda, izleme ve tahmin merkezine gönderilmektedir. Bu verilerin senkron bir Ģekilde aktarılması GPS modülleri ile yapılmaktadır. Sözü edilen verilere ek olarak Meteoroloji Genel Müdürlüğünden alınan rüzgar tahminleri merkeze belirlenen aralıklarla aktarılmakta, ayrıca merkezde sayısal hava tahminleri oluģturulmaktadır. Aktarılan bütün veriler merkezde tesis edilen bilgilerin toplandığı sistemde yer almakta olup, veri tabanında depolanmaktadır. Tüm bu toplanan bilgiler değerlendirilerek sistemde yer alan her rüzgar santrali için 48 saatlik üretilecek enerji tahmin edilmektedir. Rüzgar gücünün ne kadar olacağının belirlenmesi, santralin anlık, kısa süreli ya da uzun süreli üreteceği enerjinin belirlenmesine yöneliktir. Rüzgar tahminleri, farklı zaman dilimleri için yapılmaktadır. Bu zaman aralıklarını ve amaçlarını Ģu Ģekilde sıralayabiliriz: Anlık Tahminler: Türbinin denetlenmesi adına yapılan birkaç dakika sonrası için gerçekleģen tahminlerdir. Çok kısa süreli tahmin: 0-6 saat aralığında gerçekleģtirilen ve güç sisteminin iģletimi için yapılan tahminlerdir.

58 41 Kısa süreli tahmin: 0-3 gün için gerçekleģtirilen, sisteminin iģletilmesi ile enerji ticaretinde gerekli olan tahminlerdir. Orta süreli tahmin: 0-7 gün için gerçekleģtirilen ve santral bakımı ve oluģacak problemleri görmek amacıyla yapılan tahminlerdir [12]. Ritm Projesi Kapsamında Ġzlenen RES'lerin Gerçek Zamanlı Tüm Güç Üretimleri ve Üretim Tahminleri anlık olarak görüntülenebilmektedir. ġekil 6.6 da görüldüğü gibi tarihinde saat 05:00 da üretilen rüzgar enerjisi kırmızı çizgiyle, tahmin edilen rüzgar enerjisi ise mavi renkle gösterilmektedir [12]. Üretilen rüzgar enerjisiyle, RĠTM projesi kapsamında tahmin edilen rüzgar gücü birbirine çok yakın değerdedir. ġekil 6.6. Üretilen ve RĠTM projesi kapsamında tahmin edilen rüzgar gücü Rüzgar tahmini ve izleme sisteminin doğru bir Ģekilde çalıģması ile rüzgar değiģimlerine göre arz ve talep dengesizliğindeki problemlerin ve ikincil rezervler açısından yaģanacak sorunların önlenmesi amaçlanmaktadır. Bu sisteme, Ģebekeye bağlantısı olan tüm rüzgar santrallerinin katılması zorunlu hale getirilmiģtir. Lisans alan, rüzgardan üretim yapacak olan tüm santrallerin izlenmesini

59 42 sağlayacak Ģekilde gereken ekipmanların kurulması gerekmektedir. Bu kapsamda, üretim tesislerinin teknik donanımlarının kurulması mevzuatlarla düzenlenmiģtir. Kurulacak alt yapıyla beraber YEGM de olan tahmin merkeziyle ve Yük Tevzi Merkezlerinde rüzgar santral üretimleri gözlenebilir hale gelecektir.

60 7. RÜZGAR SANTRALLERĠNĠN ġebeke BAĞLANTI KRĠTERLERĠ 43 Elektrik sistemine bağlanacak rüzgar santrallerinin sistemde oluģturacak bozucu etkilerinin önlemek amacıyla ya da sistemde meydana gelecek herhangi bir arıza anında veya sonrasında sistemin gerilim ve frekans değerinin normal çalıģma Ģartlarına gelmesini sağlamak için Ģebeke bağlantı kriterleri oluģturulmuģtur. Kurulu gücü 10 MW ve üzeri olan her bir rüzgar santrali Elektrik Piyasası ġebeke Yönetmeliğinin Ek-18 inde yer alan bu kurallara uymak zorundadır Rüzgar Santrallerinin ġebekede OluĢacak Arıza Sonrasında ġebekeye Katkısı Rüzgar türbinlerinin sistem bağlantı noktasındaki gerilim değerleri 1 ve 2 numaralı bölgelerde olduğunda, rüzgar türbinleri Ģebekeye bağlı kalmak zorundadır. ġekil 7.1 de gösterilen 1 ve 2 ile gösterilen bölgelerdeki gerilim seviyelerinde, rüzgar parkı Ģebekede istenen Ģekilde kalarak, arıza sonrası sisteme katkısını sağlaması gerekmektedir. ġekil 7.1. Rüzgar türbinlerinin arıza sırasında gerilime göre Ģebekeye bağlı kalma durumları

61 44 Sistemdeki arıza anında Ģebeke gerilim düģümü 1 ile gösterilen alanda kaldığında, rüzgar türbini, arıza düzeldiği anda saniyede gücünü %20 si oranında artırmalı ve üretebileceği aktif güç seviyesine gelmelidir. Sistemde meydana gelen arıza anında, voltaj düģümü 2 ile gösterilen alanda kaldığında, rüzgar türbini, sistem arızası düzeltildiği anda saniyede gücünü %5 i kadar artırarak, üretebileceği aktif güç seviyesine gelmek zorundadır. Sistem için normal iģletme koģulları Ģebekede oluģan %10 luk gerilim değiģimleri kabul edilir değerlerdir. Sistemde meydana gelecek herhangi bir arıza durumunda %10 dan daha fazla voltaj değiģimlerinde, sistemde yer alan rüzgar santralleri, ihtiyaç duyulduğunda nominal akımın tamamına kadar, endüktif veya kapasitif yönde sağlayabileceği reaktif akım katkısını vermelidir. Maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60ms içerisinde ulaģmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilir olmalıdır Aktif Güç Kontrolü Sistem iģletme Ģartları sistem frekansına göre değerlendirilir. Sistem frekansının değerine göre, iģletme koģulları aģağıdaki aralıklarda isimlendirilir: Ġstenen iģletme Ģartları: 49.8 Hz ile 50.2 Hz arasındaki frekans değerleri. Kabul edilebilir sistem Ģartları: 49.5 Hz ve 49.8 Hz ile 50.2 Hz ve 50.5 Hz arasındaki değerler. Riskli sistem Ģartları: 47.5Hz ve 49.5Hz ile 50.5Hz ve 51.5Hz arasındaki frekans değiģimleri. Kararsız sistem Ģartları: 47.5 Hz den daha düģük ve 51.5 Hz2den daha büyük frekans değerleri. ġebekeye bağlı/bağlanacak rüzgardan elektrik üretimi yapacak tesislerde sistemin riskli olduğu koģullarda aktif güç ayarı yapılabilmelidir. Rüzgar santrallerinin emreamade gücü, sistem ihtiyacı dahilinde o anki Ģartlardaki TEĠAġ tarafından belirlenen değerlerde olması sağlanmalıdır. Bu durumda;

62 45 a) Santrali kurulu gücü 100 MW ve altında ise, dakikada en fazla kurulu gücünün %5 i oranında yük alması, ayrıca dakikada tesis kurulu gücünün en az %5 i kadar yük atması beklenmektedir. b) Eğer tesis kurulu gücü 100 MW ın üzerindeyse dakikada en fazla kurulu gücünün %4 ü oranında yük alması, ayrıca dakikada tesis kurulu gücünün en az %4 ü kadar da yük atması beklenmektedir Frekans Tepkisi Sistemin nominal frekansı olarak 49,8 50,2 Hz aralığı kabul edilebilir değerlerdir. Sistemde yer alan üretim tesislerinde herhangi bir arıza durumunda oluģacak frekans değiģimleri; a) 200 MW a kadar olan üretim dalgalanmalarında 0,2 Hz den, b) 200 MW ile 600 MW arasındaki üretim dalgalanmalarında 0,5 Hz den, c) Puantta meydana gelecek 600 MW ile 770 MW arasındaki üretim dalgalanmalarında 0,8 Hz den fazla olmamalıdır. Bu değerler en fazla 60 saniye süreyle aģılabilir [3]. Sistem açısından rüzgar türbinleri normal frekans aralıklarında ve çalıģma sürelerinde olmalıdır. Ayrıca, bahsedilen frekans aralıkları dıģında, eğer Ģebeke frekansı 50,2 Hz in üzerine çıkarsa sistemde daha fazla türbin yer almamalıdır. Rüzgar türbininin frekansa göre üretim değerleri ġekil 7.2 de verilen güç-frekans eğrisi sınırlarında yer almalıdır.

63 46 ġekil 7.2. Rüzgar Türbini Güç-Frekans Eğrisi Sistemin frekansı 47,5 ile 50,3 Hz arasında ise rüzgar santrali kurulu gücünün hepsini üretebilecek durumda olması istenir. Sistem frekansı 50,3 Hz den fazla olduğunda rüzgar santralleri, ġekil 7.2 de verilen aktif güç-frekans eğrisine uyum göstermeli, sistem frekansı 51,5 Hz olana kadar yük atmalı ve frekans 51,5 Hz seviyesine geldiğinde sistem açısından kritik bir değere ulaģtığı için santral üretimi durdurmalıdır [3] Reaktif Güç Kapasitesi Rüzgar santrallerinin, Ģebekeye bağlandıkları noktada, ġekil 7.3 ile gösterilen eğride belirtilen sınırlarda ve dıģındaki alanlarda reaktif güç değerlerini her noktada sağlaması gerekmektedir.

64 47 ġekil 7.3. Rüzgar Santrali Reaktif Güç Kapasite Eğrisi Sistemde herhangi bir arıza durumunda, sistemin normal iģletme koģullarına gelmesi için sisteme vermesi ya da sistemden çekmesi gereken reaktif güç değerlerini ġekil 7.4 de gösterildiği gibi gerilimin düģük ya da yüksek olduğu değerlerde istenildiğinde sağlamalıdır. Gerilimin yükselmesi ve düģmesiyle beraber rüzgar santralinin sisteme sağlaması gereken reaktif güç değerleri ġekil 7.4 te verilmektedir [3].

65 48 ġekil 7.4. Gerilim Değerlerine Göre Sağlanması Gereken Reaktif Güç Değerleri 7.5. Reaktif Güç Desteği Katkısı Normal iģletme koģullarında, sistem bağlantı gerilim değerleri 0,9 pu ile 1,1pu arasındaki değiģimlerde, rüzgar santrallerinin bağlantı noktasındaki geriliminin dalgalanmalarına, ġekil 7.5 de gösterilen değerler çerçevesinde her zaman reaktif güç desteğini vermek zorundadır. Qmin değeri, üretim tesisinin kurulu gücüne göre düģük ikazlı; Qmax aģırı ikazlı olarak 0,95 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç değeridir.

66 49 ġekil 7.5. Rüzgar Santrallerinin Sisteme Vereceği Reaktif Güç Destek Eğrisi ġekil 7.5 te gösterilen gerilim set değeri TEĠAġ tarafından sistem bağlantı noktasındaki gerilim değeri için belirlenecektir. Rüzgardan enerji üretecek tesisler sistem bağlantı noktasındaki gerilim değerlerine "EĢ. 7.1" de yer alan eģitlikten görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir [3]. Droop(%) = U U Q Qmax x100 (7.1) Droop değer, üretim tesisinin reaktif çıkıģ gücünün 0 dan aģırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0 dan düģük ikazlı maksimum reaktif güç değerine çıkması için Ģebeke geriliminde, verilen gerilim set değerine göre oluģacak gerilim değiģiminin yüzdesel değeridir. Sistemdeki rüzgar santrali, sistem bağlantı noktası geriliminde, normal iģletme koģullarında gerçekleģebilecek anlık değiģimine, 200ms ye kadar tepki göstermeye çalıģmalı, santral reaktif gücü, belirlenen değerin %90 ına 1 saniye içinde gelmeli ve en geç 2 saniye içerisinde dengede olmalıdır. Denge halindeki, reaktif güç değerinde meydana

67 50 gelebilecek salınımların maksimum değerleri oluģan değiģimin en fazla %2 si kadar olmalıdır Harmonik ve Fliker Değerleri Sistemde kararsız bir durum oluģmaması için, sistemde yer alan/alacak olan ekipmanların, harmonik değerleri Çizelge 7.1 de gösterilen tablodaki seviyelere göre tasarlanması gerekmektedir. Normal iģletme koģullarında, iletim sistemindeki bir bağlantı noktasında bir tesis ve/veya teçhizatın devre dıģı olması durumunda ortaya çıkan harmonik gerilim azami toplam seviyesi; 400 kv da, harmonik değerlerin hepsi için Çizelge 7.1 deki değerlerin üzerine çıkılmaksızın toplam harmonik sınır olan %2 yi geçmemelidir. 154 kv ve daha altı harmonik gerilimlerin hepsi için Çizelge 7.2 deki değerlerin üzerine çıkılmaksızın toplam harmonik bozulma sınır değeri olan %3 ü geçmemelidir [3]. Çizelge kv için azami harmonik gerilim seviyeleri Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Harmonik No. Harmonik Gerilim (%) >25 THD seviyesi % (25/h) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik Harmonik No. Gerilim > (%) Çift Harmonikler Harmonik No >12 Harmonik Gerilim (%)

68 51 Çizelge kv ve altındaki gerilim seviyelerinde azami harmonik gerilim seviyeleri Tek Harmonikler (3 ün katı olmayan) Harmonik No. Harmonik h Gerilim (%) >25 THD seviyesi % (25/h) Tek Harmonikler (3 ün katı olan) Harmonik No. h >21 Harmonik Gerilim (%) Çift Harmonikler Harmonik No. h >12 Harmonik Gerilim (%) Çizelge 7.3. Kabul edilebilir fliker Ģiddeti Gerilim Seviyesi (V) Fliker ġiddeti P st (Kısa Dönem) P lt (Uzun Dönem) V > 154 kv 0,85 0,63 35 kv < V 154 kv 0,97 0,72 1 kv <V 35 kv 1,0 0,80 Sürekli olarak gerçekleģen gerilimin anlık dalgalanmaları, gerilim değerinin % 1 ini aģamaz. 400 kv ve 154 kv iletim sistemlerine bağlı darbeli yükler için planlama sınır değerleri olarak; kısa dönem fliker Ģiddeti 0.85 birim, uzun dönem fliker Ģiddeti 0.63 birimdir. Bunun haricindeki gerilim değerleri için ise Çizelge 7.3 de verilen kısa dönem ve uzun dönem fliker Ģiddeti değerleri dikkate alınır [3].

69 52

70 53 8. DIGSILENT PROGRAMI DigSilent programı, iletim, dağıtım ve endüstriyel elektrik sistemlerinin analizi için kullanılan ve elektrik güç sistemi planlanmasında ve iģletilmesinde optimizasyon hedeflerine ulaģmak için geliģtirilmiģ bir interaktif yazılım programıdır. Digsilent, Digital Simulation of Electrical Networks" kelimelerinin kısaltılmıģ halidir. Bu program ile elde edilen sonuçların doğruluğu ve geçerliliği dünya çapında planlama ve güç sistemlerinin iģletilmesi ile ilgili kuruluģlar tarafından onaylanmıģtır. Bu program, kullanıcıların güç sistemi analizlerindeki gereksinimlerini karģılamak için entegre bir mühendislik aracı olarak tasarlanmıģtır Digsilent Programının Temel Özellikleri Digsilent Programı; 1. Elektrik sisteminin modellenmesi, nümerik analizler, çıktı ve sonuçların raporlanması, 2. Verilerin iģlenmesi ve tek hat diyagramında entegre edilmesi, 3. Güç sistemi elemanlarının ve temel data veri tabanının oluģturulması, 4. Hesaplama fonksiyonlarının oluģturulması (örneğin, etiket bilgilerine göre jeneratör veya hat parametrelerinin hesaplanması), 5. Güç sistem planlamasının statik ve dinamik olarak yapılması, online SCADA eriģimi, 6. Bilgisayar tabanlı haritalı sistemler için genel bir arabirim olması gibi özelliklere sahiptir. Bir güç sistemindeki tüm ekipmanları tanımlamak için tüm veriler bulunmaktadır. Bunlar: i. Hat Verisi, ii. Generatör Verisi, iii. Transformatör Verisi, iv. Koruma ve Kontrol Verisi, v. Harmonik ve Flicker Verileri.

71 Digsilent Programı ile Yapılan Analizler Digsilent sayesinde kolayca tek bir program ile tüm güç simülasyon fonksiyonlarının yürütülmesi mümkündür. Bu program ile yapılan çalıģmalar; Güç AkıĢ Analizi, Kısa Devre Analizi, N-1(Arıza Durum) Analizi, Güvenilirlik Analizi, Üretim Yeterliliği Analizi, Optimal Güç AkıĢ Analizi, Alçak Gerilim ġebeke Analizi, Model Parametre Tanımlama, Güç Sistemlerinin Dinamik Simülasyonu, Harmonik Analizi, Flicker Analizi, Dağıtım ġebekesi Analizi, Stabilite Hesaplama ve Koruma Koordinasyon, Rüzgar ve GüneĢ Santrallerinin Modellenmesidir. Bu program öncelikli olarak bir grafik ortamında kullanılmak ve iģletilmek üzere tasarlanmıģtır. Yani veriler, çizim üzerinde istenilen bilgiler girilerek düzenlenir. Üzerinde çalıģılan program aktif olduğunda, PowerFactory Grafik Arayüzü ġekil 8.1 de Dataların Bilgileri de ġekil 8.2 de gösterilmektedir.

72 55 ġekil 8.1. PowerFactory Ana Penceresi ġekil 8.2. Data Manager Penceresi

73 Digsilent Programında Örnek Projenin OluĢturulması Programda projenin oluģturulması, sistemin karmaģıklığına, modelin kullanımına, kullanıcının tercihlerine bağlıdır. Kullanıcı sistem bileģenlerini tanımlamada büyük bir esnekliğe sahiptir. Sistemi oluģtururken ġekil 8.3 de görüldüğü gibi direkt Ģebekenin altında ya da yeni gruplar oluģturup bunlara isim vererek o grupların altında tanımlamalar yapılabilir. ÇalıĢılacak data bu kısımda bir isim verilir ve data, programda direkt bu bölümde yer alır. ġekil 8.3. Projenin OluĢturulması Grup oluģturulduktan sonra da daha fazla sistem bileģenleri tanımlanır. Bunlar; fiderler, kesiciler, ayırıcılar, hatlar, trafolar gibi sistem elemanlarıdır. Yeni bir sistem elemanı bu bölümde yer alıyorsa buradan eklenir ya da baģtan itibaren tanımlaması yapılıp buraya kaydedilir. Daha sonraki çalıģmalarda bu bölümden kullanılır. Veri giriģinin yapıldığı ve bunun Ģekillerinin oluģturulduğu pencere ġekil 8.4 de gösterilmektedir.

74 ġekil 8.4. Programın Ana Penceresi 57

75 Yük AkıĢ Analizi Yük akıģı hesapları, kararlı sistem koģulları altında güç sistemlerini analiz etmek için kullanılır. Güç sistemlerinde mevcut iģletme durum için ve planlama durumu için analizler yapılır. Kararlı durum, sistemdeki tüm değiģkenlerin ve parametrelerin gözlem dönemi boyunca sabit olarak çalıģtığı durumdur. Yük akıģ analizinde, aktif, reaktif güç değerleri, akım değeri, gerilimi, hatların ve trafoların ne kadar yüklendiği görülür. ġekil 8.5 de iģletmede olan santrali ve bağlantılarını; ġekil 8.6 de ise kesikli çizgilerle gösterilen ve planlama aģamasında olan elemanlar gösterilmektedir. Her bir elemanın yanında yük akıģı sonucundaki değerler görülür. Sistemde ġekil 8.5. Sistemdeki santralin gösterimi

76 59 Planlanan n ġekil 8.6. Sistem için planlanan santralin gösterimi 8.5. Yük AkıĢı Hesaplamaları Yapılırken Kullanılan Bara ÇeĢitleri P-Q bara: Burada aktif ve reaktif güç tanımlanır ve yük barası olarak adlandırılır. Yük baralarında tüketici tarafından belirlenen tüketilecek (P) aktif ve (Q) reaktif güç miktarı modellemede bilgi olarak girilir. Çünkü bunlar yük barasında tüketici tarafından kullanılacak sabit enerji miktarı olduğundan değiģmeyecek değerlerdir. Bunun için yük baralarına P ve Q baraları da denir. P-V bara: Burada aktif güç ve gerilim değeri belirtilir ve üretim barası olarak tanımlanır. Jeneratör ve senkron kondansatörlerin aktif gücünü ve geriliminin kontrolu için kullanılan bara çeģididir. Üretim baralarında prensip olarak P ve Q tanımlamamız gerekirdi. Ancak P ve Q değerlerini bilinen değiģkenler olarak tanımlandığında iki problem ortaya çıkmaktadır. Bunlar sistemin güç ihtiyacını dengelemek ve jeneratörlerin gerçek çalıģma

77 60 kontrolüdür. Bundan dolayı daha sonra slack bara olarak tanımlanacak salınım barası hariç tüm üretim baralarında P yi girmek gerekir. Ancak Q nun yerine bilinen değiģken olarak gerilim girilir. Salınım Barası: Yük akıģı analizinde salınım barası matematiksel olarak yük takibi için atanmıģtır. Salınım baranın görevi aktif güç dengesini sağlamaktır. Fiziksel olarak bu, gerilim açısını sabit tutmakla mümkün olur. P nin yerini bundan dolayı aktif güç dengesini simgeleyen gerilim açısı alır. Gerilim açısını reaktif güç kapsamındaki gerilim büyüklüğü ile benzer düģünülebilir. Burada denge, iģlevsel olarak jeneratör barasında sabit gerilim değeri atanarak sağlanır. Sistem reaktif güç dengesini sağlayabilmek için baradaki gerilim değerini gereken sabit değerde tutmak gerekir. Benzer olarak jeneratör barasındaki sabit gerilim açısı belirlemek jeneratör aktif güç dengesini sağlamak için ne gerekiyorsa yapması anlamına gelmektedir. Bu yüzden salınım barasına gerilim açısı girilir. Bu açının matematiksel değeri fiziksel bir anlam taģımaz. Çünkü sistem çalıģtıkça bu açı değiģmeyecektir. Yük akıģ analiz sonucuna bakacak olursak sistemdeki tüm baralarda her baranın aktif güce katkısı bağıntılı olarak farklı bir gerilim açısı görürüz. Salınım barası, sistemin baģlangıç noktası bir nevi 0 noktası olarak algılanabilir Digsilent Ġle Aktif Güç Kontrolü Sistem içinde güç dengesini oluģturmak için slack jeneratör kullanımı gibi geleneksel yöntemin yanı sıra, Digsilentta yer alan Power Factory yük akıģ hesaplama aracı, iletim Ģebekelerini daha gerçekçi modelleyerek sistemde aktif gücün dengelenmesini sağlar. Yük akıģı hesaplamalarındaki geleneksel yaklaģım, sistemdeki güç dengesini oluģturacak bir slack jeneratör içermektedir. Bu geleneksel yaklaģımın dıģında, Power Factory tek ya da grup yükler aracılığıyla sistemdeki gücü dengeleme opsiyonu sunmaktadır. Birincisi, seçilen yük gruplarının aktif gücü, güç dengesi karģılanacak Ģekilde değiģtirilecektir, bu arada her bir jeneratörün belirlenmiģ aktif gücü değiģtirilmemiģ olacaktır (yükler tarafından dağıtılmıģ slack). Diğer dengeleme metodu ise, belirlenmiģ aktif güçlerine göre tüm senkron jeneratörlerinin katılımını içerir (üretimle dağıtılmıģ slack).

78 Sekonder kontrole göre aktif güç kontrolü Eğer kayıplara ilave olarak yüklerle her bir jeneratörün belirlenen aktif güç değerleri arasında bir dengesizlik oluģursa; primer kontrol, frekans durumunu üzerinde ve altında sağlayacak Ģekilde her bir ünitenin aktif güç üretimini artıracak veya azaltacaktır. Sekonder Frekans kontrolü, her bir ünite tarafından iletilen düģük maliyetli üretimi yeniden tesis ederek frekansı tekrar nominal değerine getirecektir. Sekonder kontrol, Power Factory yük akıģ hesaplamalarında, güç frekansı kontrolörleri olarak isimlendirilen Ģebeke elemanlarınca temsil edilir. Eğer Sekonder Kontrole Göre aktif Güç kontrol opsiyonu seçilirse; Güç Frekansı Kontrolörlerince dikkate alınan jeneratörler, kendilerine tahsis edilen paylaģım faktörlerine göre aktif güç dengesini oluģtururlar Primer kontrole göre aktif güç kontrolü Sistemde bir problemle karģılaģıldığında Primer Kontrole katılanlar kısa sürede türbinlerinin güçlerini artıracak yada azaltacak ve sistem stabilitesini sağlamak üzere sistem frekansının nominal değerine ulaģmasını sağlayacaktır. Jeneratör gücündeki değiģim frekans değiģimiyle orantılıdır ve Primer kontrol kazançlarına (Kpf) göre katılan birimlere bölünür, ġekil 8.7 de tarif edilmiģtir. Eğer Güç Faktörü nün yük akıģ emrinde Primer Kontrole Göre Aktif Güç Kontrol opsiyonu seçilirse, güç dengesi, primer kontrol kazanç değeri sıfırdan farklı olan tüm jeneratörler(senkron jeneratörler, statik jeneratörler ve dıģ Ģebekeler) tarafından belirlenir. Her bir jeneratörün değiģtirilmiģ aktif gücü "EĢ.8.1" e göre yeniden hesaplanır: P i = P i dispact + P i (8.1) Burada Pi, i jeneratörünün değiģtirilmiģ aktif gücü; Pi dispatch, i jeneratörünün ilk aktif güç aktarımı ve Pi, i jeneratöründeki aktif güç değiģimidir. Her jeneratördeki aktif güç değiģimi ( Pi); "EĢ.8.2" deki gibi (Kpf i) değerine karģılık gelen primer kontrol kazanç değeri ve toplam frekans değiģimi ile belirlenir. P i = K pf i. f (8.2) burada Kpf i, i jeneratörünün primer kontrol kazanç parametresidir ve f toplam frekans değiģimidir. Toplam frekans değiģimi ( f) "EĢ.8.3" deki gibi elde edilebilir:

79 62 f = P Tot K pf (8.3) Ptot, her jeneratörün aktif güç değiģkenlerinin toplamına karģılık gelir ve "EĢ.8.4" de hesaplanır. P Tot = n j =1 P j (8.4) f pu f n f f P P disp P P pu ġekil 8.7.Primer Frekans Sapması

80 63 ġekil 8.8. Senkron Makineler Bölümünün Yük AkıĢ Sayfasındaki Primer Frekans Sapma ayarları 8.7. Reaktif Güç Kontrolü Ġletim Ģebekelerindeki senkron jeneratörlerin reaktif güç rezervleri; sistem içindeki belirli noktalardaki gerilimleri ve/veya komģu iletim Ģebekeleriyle reaktif güç değiģimini kontrol etmek için kullanılır. Power Factory yük akıģ hesaplamasında, jeneratörlerin gerilim regülatörü manuel olarak ayarlanabilen veya Otomatik Durum Kontrolörü tarafından belirlenen bir gerilim değerine sahiptir. Bu otomatik durum kontrolörü verilen bir baradaki gerilimi kontrol etmek için bazı reaktif güç kaynaklarını birleģtirir. Tüm motorsuz yükler, genel yük olarak modellenebilirler. Normal koģullarda sabit PQ yükleri gibi yüklerin temsil edilmesine izin verilebilir. Ancak gerilim düģümü durumlarındaki gibi anormal koģullarda yükün gerilim bağımlılığı dikkate alınmalıdır. Bu varsayımlar ıģığında, güç faktörü, "EĢ.8.5", "EĢ.8.6", "EĢ.8.7", "EĢ.8.8" eģitliklerinde

81 64 gösterildiği gibi potansiyel bir yaklaģım kullanır. Bu eģitliklerde, alt 0 indeksi ilk çalıģma koģullarını ifade etmektedir. P = P 0. ap. v v 0 e_ap + bp. v v 0 e_bp + 1 ap bp. v v 0 e_cp (8.5) cp = 1 ap bp (8.6) Q = Q 0. aq. v v 0 e_aq + bq. v v 0 e_bq + 1 aq bq. v v 0 e_cq (8.7) cq = 1 aq bq (8.8) 8.8. Kısa Devre Analizi Endüstri sistemlerinde olduğu gibi güç sistemleri, yüklerin güvenilir ve sürekli Ģekilde karģılanabilmesine göre tasarlanır. Elektrik sistemlerinin çalıģmasında ve tasarlanmasında dikkate alınan önemli konulardan biri, kısa devrelerin yeterince ele alınmasıdır. Sistemlerin mümkün olduğunca kısa devre olmaksızın çalıģacak Ģekilde tasarlanmasına rağmen her zaman kısa devre olması mümkündür. Bir kısa devre durumu genellikle kontrol edilemeyen büyük akımların akmasına neden olur ki tam olarak saptanamaz ve yürütülemezse ekipmana zarar verebilir, sadece arızalı bölgenin dıģında büyük alanlarda kesintiye neden olabilir ve personeli de riske atabilir. Bu nedenle iyi tasarlanmıģ bir sistem; kısa devreyi minimum ekipman zararı ve sistem kesintisiyle izole edebilmelidir. Kısa devre akım-zaman fonksiyonunun grafiksel gösterimi ġekil 8.9 de verilmiģtir. ġekil 8.9. Kısa Devre Akım-Zaman grafiği

82 65 Kısa devre akım- zaman fonksiyonu Ik: Ġlk simetrik kısa devre akımı (RMS), Ip: maksimum kısa devre akımı (anlık değer), Ib: simetrik kısa devre kesme akımı (RMS), Idc: DC akım bileģeni, k: Maksimum kısa devre akımının hesaplanmasında kullanılan faktör, A: simetrik kısa devre kesme akımının hesaplanmasında kullanılan faktördür Digsilent programında kısa devre analizi Güç sistemini Digsilentta modellerken 380 kv, 154 kv, generatör baralarının çıkıģ gerilimi bazende 33 kv gerilim seviyesinde modelleme yapılır. Teçhizatın kısa devre arıza akım limitlerini 380 kv gerilimde baraların kısa devre arıza akımı 50 ka iken 154 kv baralarda bu değer 31,5 ka ve 33 kv baralarda 16 ka olmaktadır. Digsilentta baraların kısa devre güçlerini ve akımlarını direkt olarak komutlarla hesaplatılır. Buna göre ana menüde yer alan Calculation Short Circuit Short Circuit Calculate seçeneğinden ġekil 8.10 de yer aldığı gibi açılan pencereden kısa devre analizini tüm baraları seçerek ya da istenilen bara seçilerek yapılır.

83 66 ġekil Kısa Devre hesaplama arayüzü Kısa devre analizinde, 3 faz kısa devre sonuçları en riskli durumu göstermektedir. Bundan dolayı, analizlerde 3 faz kısa devre seçeneği kullanılmaktadır. Sistemde kısa devre açısından ekipmanları zorlayacak durum olan maksimum kısa devre akıģları kısa devre analizlerinde hesaplanmaktadır. Digsilentta kısa devre arıza akım analizi yaparken IEC 60909/VDE 0102 [9] metodu, süperpozisyon (toplama) yönteminin basitleģtirilmiģ halidir ve arızalı baradaki eģdeğer gerilim kaynağını kullanır. Bu metodun amacı, gerçek çalıģma koģulları ile ilgili tanımlamalara ve önceden yük akıģ hesaplamasına ihtiyaç duymadan gerçeğe yakın kısa devre hesabını gerçekleģtirebilmektir. ġekil 8.11, eģdeğer gerilim kaynağı metodunun, yerine koyma metodu ile nasıl elde edilebileceğini göstermektedir. SadeleĢtirmeler aģağıdaki gibidir: Tüm Ģebeke için nominal koģullar varsayılır. Yük akımları ihmal edilir.

84 67 SadeleĢtirilmiĢ bir simülasyon Ģebekesi kullanılır, yani yükler pozitif ve negatif Ģebeke gibi düģünülmez. Sonuçların az çok tahmin edilebilir olmasını sağlamak için arızalı baradaki gerilime bir c düzeltme faktörü uygulanır. Bu faktör, Ģebekenin maksimum ve minimum kısa devre akımlarının hesaplanmasında farklı değer alırlar. ġekil EĢdeğer Gerilim Kaynağı Metodunun, Süperpozisyon Metodu ile Elde Edilmesi Digsilent Programında Harmonik ve Fliker Analizi Programda, analizini yapmak istediğimiz sistemde yer alan hatlar, trafolar, baralar, türbinler tanımlanır. Rüzgar türbinlerinin yönetmelikte belirtilen ve Bölüm 7.6 da bahsedilen değerleri sağlayıp sağlamadığını anlamak için türbin üretici firmaların türbine ait harmonik değerleri ġekil 8.12 de gösterildiği gibi tek tek girilmektedir.

85 68 ġekil Harmonik değerlerin girileceği pencere Fliker analizi yapmak için de yine türbin etiket değerlerine göre ġekil 8.13 de yer alan pencerede istenen değerler girilir.

86 69 ġekil Fliker değerlerin girileceği pencere Harmonik ve fliker değerleri girildikten sonra Calculation Harmonic Calculation seçeneğinden Calculate Fliker butonunu da seçip harmonik ve fliker analizi yapılır Analiz Sonuçlarının Gösterilmesi Son olarak da yapılan analiz sonuçları ile bilgiler her bir elemanın altında ġekil 8.14 de yer aldığı Ģekliyle gösterilmekte olup, değerleri buradan okunabilir. Bu kutucuğun içinde aktif, reaktif güç değerleri, yüklenme kapasitesi, gerilim değeri, kısa devre akım değeri gibi veriler yer almaktadır. ġekil 8.14 de görmek istenen sonuçların seçimi yer almaktadır. Örneğin; iletim hattının yüzdesel olarak yüklenme durumunu göstermek için Power Loading seçeneği seçilir ve hattın ne kadar yüklendiği sonuç kutusu içerisinde yer alır. ġekil 8.14 de örnek olarak verilen sonuç kutusunda, hat %53,23 olarak yüklenmekte, üzerinden 0,53 ka akım geçmektedir. Analiz sonuçlarında diğer istenen değerler aynı yöntem kullanılarak sonuç kutusu içerisinde gösterilebilir.

87 ġekil Sonuçların Gösterilmesi 70

88 71 9. TÜRKĠYE ĠLETĠM SĠSTEMĠNDE ÇEġME HAVZASININ PLANLANMASI 9.1. Türkiye Elektrik Sisteminde Rüzgar Santrallerinin Bağlantı Durumu 1 Kasım 2007 tarihinde EPDK tarafından alınan rüzgâr enerjisi santralleri baģvuruları için TEĠAġ a Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği uyarınca sistem bağlantı görüģleri sorulmuģ ve TEĠAġ tarafından Trafo Merkezleri bazında 2013 yılı sonuna kadar RES Bağlanabilir kapasiteleri açıklanmıģtır. 1 Kasım 2007 yılında yapılan baģvurulardan sonra, TEĠAġ tarafından, 2020 yılına kadar elektrik sistemine bağlanabilir rüzgar enerjisi santralleri için toplam kapasite bildirilmiģ, daha sonra bağlanabilir kapasitenin Trafo Merkezlerine dağılımı sistem Ģartları da göz önünde bulundurularak gerçekleģtirilmiģtir. Bu kapasite çalıģmalarında dikkate alınan ana unsur, sistemde güvenli ve kararlı çalıģma Ģartlarını sağlayarak, tüketicilere kaliteli ve sürekli bir Ģekilde elektrik ihtiyacının sağlanmasıdır. Resim Kasım 2007 baģvurularını bölgesel dağılımı

89 72 1 Kasım 2007 tarihinden önce TEĠAġ tarafından sisteme bağlanması tahmin edilen rüzgar santrali görüģü toplamı MW iken; 1 Kasım 2007 tarihinde MW rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi sistem bağlantısı yapmak üzere EPDK ya baģvuruda bulunmuģtur. Bu projelerin konumları Resim 9.1 de gösterilmektedir. Ġlgili baģvuruların değerlendirme sürecinde aynı sahada yer alan aynı trafo merkezi için sistem bağlantısı yapılacak olan projeler için kapasite tahsis yarıģmaları TEĠAġ tarafından düzenlenmiģtir. Ulusal elektrik sistemimizin güvenli, kaliteli ve kesintisiz iģletilmesi için gerekli olan sistem stabilitesi, yük akıģları ve n-1 kriterleri, gerilim stabilitesi vs. gibi analizlerle bu santrallerin sistem bağlantı görüģünü oluģturmak üzere yapılan çalıģmalar halen TEĠAġ tarafından yürütülmektedir. Sistemde yer alan rüzgar santrallerinin son haliyle yer alan sayısal veriler Çizelge 9.1 de verilmiģtir. Çizelge 9.1. Rüzgar santral bağlantı görüģlerinin mevcut durumu ĠġLETMEDE BAĞLANTI ANLAġMASI OLAN SANTRALLER LĠSANSLI SANTRALLER OLUMLU GÖRÜġ VERĠLEN SANTRALLER 2013 YILI GÜÇ ARTIġI YAPAN SANTRALLER TOPLAM MW MW MW MW 959 MW MW Sisteme bağlanabilir rüzgar santralı için MW olarak bara bazında açıklanan kapasiteler için yapılan baģvurulardan, Elektrik Piyasası Kanunu uyarınca, aynı bölgeye ya da kapasite açıklanan trafo merkezine birden fazla proje baģvurusu için sisteme bağlanacak olanı belirlemek için 13 ayrı pakette ihaleler yapılmıģ ve üretim tesisleri iģletmeye geçince 20 yıl süresince üreteceği enerjinin kwh baģına verilecek en fazla katkı payı teklifi üzerinden kapasiteler tahsis edilmiģtir. Yapılan değerlendirme sonuçları Çizelge 9.2 de verilmektedir.

90 73 Çizelge 9.2. Sisteme bağlanabilir rüzgar kapasite tahsis yarıģmaları bilgileri Ġhale numarası YarıĢmaya Katılan Proje Sayısı Trafo Merkezi Sayısı Kapasite Tahsisi Yapılan Proje sayısı Toplam Kapasite (MW) , TOPLAM Türkiye Elektrik Sisteminde Rüzgar Havza ÇalıĢmaları Rüzgar santrallerinin enterkonnekte sistemine bağlantı görüģleri oluģturulurken tüm projeler tek tek ele alınarak iletim kısıtının olmadığı ve rüzgar santralı bağlanabilir kapasitesinin var olduğu en yakın trafo merkezine yönlendirilmiģtir. Bu Ģekilde iletim yatırımlarının ve iletim kayıplarının en düģük düzeyde olması sağlanmıģtır.

91 74 Ayrıca rüzgâr baģvurularının yoğun olduğu ve mevcut sistemle bağlantıların sağlanamadığı bölgelerde yer alan RES lerin tek tek bağlantısı hem maliyet hem teknik açıdan mümkün olmaması sebebiyle, havza değerlendirilmesine gidilerek yeni trafo merkezleri tesis edilmesi planlanmıģtır. Rüzgarın yoğun olarak bulunduğu rüzgâr santrallerinin bağlantısı amacıyla Ġzmir, Gelibolu, Çan, Çatalca, Hamitabat bölgelerinde RES Havza TM ler planlanmıģ olup, bu merkezlerin önümüzdeki yıllarda devreye alınması öngörülmektedir. Bu merkezlerin yerleri Resim 9.2, Resim 9.3, Resim 9.4 ve Resim 9.5 de verilmektedir. Resim9.2. Hamitabat Havza TM yeri

92 75 Resim 9.3. Çatalca Havza TM yeri Resim 9.4. Çanakkale de planlanan havza TM lerin yerleri

93 76 Resim 9.5. Ġzmir Havza TM, Karaburun Havza TM, ÇeĢme Havza TM yeri 1 Kasım 2007 tarihinden önce baģvuru yapan rüzgar santralleri için de rüzgar potansiyelinin yoğun olduğu ÇeĢme ve Karaburun bölgesinde havza planlamasına gidilmiģ olup, bu bölgede yer alan rüzgar santrallerinin sisteme entegrasyonu planlanmıģtır ÇeĢme Havzası Planlaması Türkiye de bugüne kadar sistem bağlantısı için bağlantı görüģü verilen MW kurulu gücünde rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisinin MW lık kısmının bulunduğu Ġzmir Ġli, rüzgar potansiyeli açısından ülkemizin en verimli bölgelerinden birisidir. Aynı zamanda, mevcut durumda iģletmede olan 2367 MW kurulu gücündeki santralin 317 MW ı Ġzmir Ġli nde bulunmaktadır. Ġzmir Ġli nde yer alacak 592 MW lık rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinin bir kısmı ÇeĢme, Karaburun, Alaçatı ve Urla Ġlçeleri nde bulunmaktadır. Bölgede projelendirilen 592 MW lık potansiyelin 480 MW lık kısmının elektrik sistemine bağlantısı ÇeĢme, Karaburun ve Urla Havza TM ler tesis edilerek gerçekleģtirilecektir.

94 Resim 9.6. ÇeĢme Havzasında yer alan rüzgar santrallerinin uydu görüntüsü 77

95 78 Resim 9.7. Bölgede yer alan iģletmede olan RES ler Söz konusu bölgelere baģvuru yapan rüzgar santrali projeleri Çizelge 9.3 de gösterilmektedir. Bu baģvuruların tamamına yakını 50 MW ve altında kurulu güce sahip santraller Ģeklindedir. Söz konusu küçük güçlü santrallerin bir bölgede yoğunlaģması durumunda, havza çalıģması gerçekleģtirilerek üretim tesisleri tek bir trafo merkezine bağlanmaktadır. Bu kapsamda bölgede ÇeĢme, Karaburun ve Urla Havza TM çalıģmaları yapılarak santrallerin sisteme bağlantıları için bir yapı oluģturulmuģtur.

96 79 Çizelge 9.3. ÇeĢme Havzasında yer alan rüzgar santral baģvuruları TM Adı ÇeĢme RES Havza TM Urla Havza TM Karaburun Havza TM Kapasite Gerilim Seviyesi 139,55 OG 109 OG 231,55 Santral Adı Tahsis Edilen Güç MW Lisans Tarihi Karadağ 16, Germiyan 10, Urla Alaçatı Zeytineli-2 49, ÇeĢme Ovacık Demircili Seferihisar Seferihisar Korkmaz Urla YG Karaburun 120 OG Sarpıncık Mordoğan 13, Yaylaköy Mordoğan 30, Salman

97 80 ġekil 9.1. ÇeĢme havzasında yer alan santraların bağlantılarının coğrafik yerleģimi ġekil 9.1 de de görüldüğü gibi havzada yer alan santrallerin konumları değerlendirilerek, teknik ve ekonomik açıdan yapılan değerlendirmelerle birlikte iletim sistemi yatırımlarının finanse edilebilir ve yapılabilir olması ile santrallerin üretimini optimum Ģekilde sisteme aktarmalarını sağlayacak Ģekilde, havza trafo merkezleri oluģturulmuģtur. Bu merkezler oluģturulurken bölgedeki mevcut iletim ağı da dikkate alınmıģtır. Bölgenin iletim haritası Resim 9.8 de verilmektedir.

98 81 Resim 9.8. ÇeĢme Bölgesinin iletim haritası Rüzgar santrallerinin konumları ve sisteme bağlantı durumları, iletim ağının mevcut durumu göz önünde bulundurularak ÇeĢme havasında rüzgar santralarının bağlantısında 3 adet yeni trafo merkezi tesis edilmesi planlanmıģtır. Mevcut trafo merkezleriyle bağlantıları mümkün olamadığından birbirine yakın olan santraların sisteme üretimlerini aktarabilmeleri için santraların ağırlık merkezlerine trafo merkezleri yapılarak çözüm bulunmuģtur. OG gerilim seviyesinden bağlantısı gerçekleģtirilecek santrallerin üretimlerinin tek bir trafo merkezinde toplanarak sisteme aktarılması sağlanmıģtır. Bu kapsamda ÇeĢme havzası planlamasında birbirine yakın olan santraların sisteme ortak elektrik enerjilerini aktarmaları için planlama aģağıdaki ġekil 9.2 deki gibi yapılmıģtır.

99 82 ġekil 9.2. ÇeĢme havzasında yer alan santrallerinin bağlantı Ģekli 9.4. ÇeĢme Havza Planlaması Kapsamında Digsilent ile Yapılan Analizler ÇeĢme havzasının modellenmesi için havzada yer alan santraller, santrallerinin bağlantısının yapılacağı baralar, indirici trafolar tek tek programda modellenmektedir. Modellemenin Karaburun Barası, ÇeĢme Barası ve Uzundere Barası olarak 3 parça halinde yapılması kullanıcıya kolaylık getirmektedir Havzaların program datalarına iģlenmesi ĠĢlem adımları; i) 380 kv Karaburun barası eklenir. ii) Trafo 380/33 kv olarak planlanmıģ olduğundan programda trafo da 380/33 kv olarak eklenmelidir. iii) Rüzgar santrallerinin bağlantısının sağlanacağı OG bara eklenir. iv) OG baraya bağlanacak rüzgar türbinleri, indirici trafoları ve sistem hatlarıyla birlikte modellenmektedir.

100 83 Bu eklemelerin hepsi programın ana penceresinin sağ tarafında yer alan sembollerden yapılmakta olup, gerilim değeri, aktif, reaktif güç değerleri gibi bilgiler de sembollerin içine gelindiğinde açılan pencerelere girilmelidir. Aynı modellemeler 380 kv ÇeĢme barası ve alt baraları, 380 kv Uzundere barası ve alt baraları için de yapılmalıdır. Karaburun barası ve baraya bağlanacak rüzgar santrallerinin programda görüntüsü ġekil 9.3 te yer aldığı gibidir. ÇeĢme barası ve baraya bağlanacak rüzgar santralarının görüntüsü ġekil 9.4 te, Uzundere barası ve baraya bağlanacak santraller ise ġekil 9.5 te verilmektedir.

101 ġekil 9.3. Karaburun 380 kv bağlantı sisteminin Digsilentta modellenmesi 84

102 ġekil 9.4. ÇeĢme 380 kv bağlantı sisteminin Digsilentta modellenmesi 85

103 ġekil 9.5. Uzundere 380 kv bağlantı sisteminin Digsilentta modellenmesi 86

104 ÇeĢme havzası yük akıģı analizi ÇeĢme Havzası, Karaburun Havzası, Uzundere Havzasında yer alan santrallerin bağlantı Ģemasında yer aldığı gibi sistem bağlantısı dataya girildikten sonra, digsilent programı ile havzanın yük akıģ çalıģması yapılmıģtır. ÇeĢme Havzası için yapılan yük akıģ sonuçları ġekil 9.6 da görülmektedir. Baraların altında yer alan kutucuklar havzada yer alan hatların yüklenme oranlarını, baraların gerilim seviyelerini, sistemden geçen akımı, havzada yer alan santrallerin ürettiği aktif ve reaktif güç değerlerini göstermektedir. Karaburun Havzasında yer alan santraller sisteme iģlendiğinde; yük akıģı sonucu yapılan analiz sonucu ġekil 9.7 de yer aldığı gibidir. Uzundere Havzasında yer alan santraller sisteme iģlendiğinde; yük akıģı sonucu yapılan analiz sonucu ġekil 9.8 de yer aldığı gibidir.

105 ġekil 9.6. ÇeĢme Havzası Yük AkıĢı Sonucu 88

106 ġekil 9.7. Karaburun Havzası Yük AkıĢı Sonucu 89

107 ġekil 9.8. Uzundere Havzası Yük AkıĢı Sonucu 90

108 91 Gerilimin nominal değerinde, yani 1 p.u. olması istenen durumdur. Ancak her zaman istenilen gerilim değeri, bu değerde tutulamaz. Dolayısıyla havzalarda yer alan 400 kv, 154 kv ve 34,5 kv baralardaki statik voltaj değerleri Çizelge 9.4 de verilmektedir. Bu değerler sistem limitleri dahilindedir. Çizelge 9.4. ÇeĢme Havzasında yer alan baraların gerilim değerleri Bara Bara Voltaj(baz, kv) Statik yük akıģı Voltaj (p.u) ÇeĢme ÇeĢme og 34,5 0,99 Zeytineli og 34,5 1 Ortan og 34,5 1 Ovacık og 34,5 1 Abk ÇeĢme og 34,5 1 Egenda Alaçatı og 34,5 1 Germiyan og 34,5 0,99 Urla og 34,5 1 Karaburun ,99 Lodos ,99 Karaburun og 34,5 0,99 Çalık og 34,5 1,02 Yaylaköy og 34,5 1,01 Ayen og 34,5 1,01 Egenda og 34,5 1 Salman RES 34,5 1,02 Uzundere Uzundere ,99 Urla ,99 Demircili og 34,5 0,98 Ayen og 34,5 0,98 Seferihisar og 34,5 0,98 Üçgen og 34,5 0,98 Hassas og 34,5 0,98 Yük akıģı sonuçlarında hatların ve trafoların yüklenme oranları verilmiģtir. Bu oranlar Çizelge 9.5 de verilmekte olup, hiçbir hat ve trafonun sınır değerini aģmadığı görülmektedir.

109 92 Çizelge 9.5. Hat ve trafoların yük akıģ sonuçları HAT/TRAFO Gerilim Seviyesi(kV) Yüklenme oranı(%) ÇeĢme-Karaburun Hattı ,2 ÇeĢme-Uzundere Hattı ,5 Karaburun-Lodos Hattı ,6 Uzundere-Urla Hattı ,5 ÇeĢme ototrafo 2x400/34,5 56,1 Karaburun ototrafo 400/34,5 74,9 Uzundere trafo 400/154 45, ÇeĢme havzası kısa devre analizi Kısa devre analizleri Digsilent programı ile analiz edilmiģ ve havzada yer alan her bir baranın kısa devre değerleri Çizelge 9.6 da verilmektedir. Çizelge 9.6. Baraların kısa devre sonuçları Bara Bara Voltaj ( kv) Kısa Devre Gücü (MVA) Kısa Devre Akımı (ka) ÇeĢme ,7 7,499 Karaburun ,3 6,435 Lodos ,3 5,731 Uzundere ,434 Uzundere ,7 7,624 Urla ,1 5,253 Havzada yer alan bara kısa devre akımları kısa devre analizi sonucu değerlendirildiğinde; iletim sisteminde yer alan teçhizatta kısa devre arıza akımına dayanma kapasitesi 400 kv için 50 ka, 154 kv için 31,5 ka olan mevzuat değerlerinin limitinde olduğu gözlenmiģtir Salman RES in Ģebeke uyumluluk analizleri Rüzgar santrallerinin Ģebekeyi bozucu etkilerini sistemde en aza indirgemek için, sisteme bağlanacak olan rüzgar santrallerinin ġebeke Yönetmeliği Ek-18 maddelerine uyumluluk

110 93 zorunluluğu bulunmaktadır. ġebeke Uyumluluk Analizleri, rüzgar enerjisi santralinin, Ģebeke yönetmeliği ile uyumlu olup olmadığının kontrolü amacıyla gerçekleģtirilmektedir. Bu yönetmelik doğrudan iletim sistemine bağlı bulunan rüzgar santrallerini, 10 MW ve üstünde kurulu güce sahip dağıtım sistemi üzerinden bağlanan rüzgar santrallerini kapsamaktadır. ġebeke uyumluluğu, rüzgar türbinlerinin karakteristiklerinin yanısıra, rüzgar parkının yapısına ve bağlı bulunduğu baranın kısa devre gücüne de bağlı bir parametredir. ġebeke yönetmeliği genelde tek bir türbin ile değil, Ģebekeye bağlı bulunan noktada, tüm rüzgar parkının tepkisi ile ilgilidir. Bu nedenle her proje, Ģebeke yönetmeliğine uyumlu olup olmadığını bilmek açısından, ayrı ayrı çalıģılmalıdır. ġebeke yönetmeliği hem kararlı durum (reaktif güç kapasitesi için yük akıģı, kısa devre ve harmonik analizleri) hem de dinamik durum (arıza esnasında devam edebilme, aktif güç kontrolü, frekans tepkisi, gerilim dalgalanmalarında reaktif güç tepkisi) durumlarını içermektedir. Bu tez çalıģmasında, ÇeĢme Havzasında yer alan Karaburun TM OG baraya bağlanacak olan Salman RES in Ģebeke uyumluluk analizleri incelenmiģtir. Salman Rüzgar Enerjisi Santralinde 2.0 MW lık 10 adet rüzgar türbini bulunmaktadır. Salman RES için VESTAS V MW türbin tipi kullanılacağı öngörülerek analizler gerçekleģtirilmiģtir. i. Salman RES projesinin digsilent ile modellenmesi Salman rüzgar santralinin modeli, Digsilent Powerfactory 15.0 programında, ġekil 9.9 da verilen tek hat diyagramına göre modellenmiģtir. Salman RES in türbin bilgileri de ġekil 9.10 da yer alan değerlere göre girilmiģtir.

111 ġekil 9.9. Salman RES tek hat Ģeması 94

112 ġekil Salman RES de yer alan türbinlerin değerleri 95

113 96 Salman rüzgar santralinde rüzgar türbinleri, normal iģletimde ana dağıtım barasına 3 radyal kol ile bağlanmaktadır. Her kol farklı sayıda rüzgar türbini içermektedir Ģeklinde sıralanmıģ olup, her kolda yedek türbinler mevcuttur. Programda modellerken ana dağıtım kabloları tek hat Ģemasında olduğu gibi 1x185 mm² XLPE kablo karakteristiği, türbinlerin birbirleri ile bağlantılarında 1x95 mm² XLPE kablo karakteristiği kullanılmıģtır. Rüzgar parkı Ģebekeye bir 34,5/34,5 kv 30 MVA transformatör ile bağlanmaktadır. Her bir türbinin 33/0,69 kv 3 MVA indirici trafosu bulunmaktadır. Tüm bu sistem programda ġekil 9.11 de verildiği gibi planlanmıģtır. ġekil Salman RES in iç dizaynının Digsilent görüntüsü ii. Gerilim harmonik analizi Salman RES in 2 MW lık 10 adet türbini için türbin kataloğunda belirtilen harmonik ve fliker değerleri programa ayrı ayrı girilmiģtir. Programdaki girilecek pencere ve girilen değerler ġekil 9.12 ve ġekil 9.13 de verilmektedir.

114 97 ġekil 9.12.Türbinlerin harmonik değerleri ġekil 9.12 de Vestas v100 2 MW türbinine ait harmonik değerler programda girilmiģtir. Integer harmonik 50 Hz in tam katında olan harmonik değerler, non integer harmonik ise 50 Hz in tam katı olmayan frekanslardaki harmonik değerleridir. Örneğin, 2. tam sayı harmonikte yani 100 Hz. de türbinden kaynaklanan harmonik akımın türbinin tam güçte verdiği çıkıģ akımına oranı % 0,49 dur. Diğer tam sayı harmonik değerleri de (150 Hz, 200 Hz, 250 Hz.,vs.) aynı Ģekilde etiket değerlerine göre programda yer almaktadır. Tam sayı olmayan harmoniklerden 75 Hz. de türbinden kaynaklanan harmonik akımın türbinin tam güçte verdiği çıkıģ akımına oranı % 0,53 dür. Diğer tam sayı olmayan harmonik değerleri de (125 Hz., 275 Hz., 375 Hz., vs.) aynı Ģekilde etiket değerlerine göre girilmektedir. Girilen değerlerin tümü Ek-3 te sunulmaktadır.

115 98 ġekil Türbinlerin fliker değerleri ġekil 9.13 de Vestas v100 2 MW türbinine ait fliker değerleri programda girilmiģtir. Burada fliker değeri voltaj açısına bağlı olduğundan dolayı, türbinin etiket değerlerinde verilen 4 açıya (30, 50, 70, 85 derece) karģılık gelen fliker katsayısı, adım faktörü ve voltaj değiģim faktörü değerleri girilmektedir. Bunun yanı sıra fliker rüzgar türbininin devreden çıkıp, devreye girme sayısına da bağlıdır. Burada N10, 10 dakikada olabilecek maksimum anahtarlama sayısına (devreye girip, devreden çıkma), N120 ise, 120 dakikadaki maksimum anahtarlama sayısına karģılık gelmektedir. Girilen değerlerin tümü Ek-4 de verilmektedir. Harmonik analiz için Calculation-Harmonics/Power Quality-Harmonic Load Flow alt yazılımı(tool kiti) kullanılır. Her bir baranın harmonik değerleri hesaplanarak, sisteme bağlanacak teçhizatın harmonik ve fliker limitleri (Bölüm 7.6 da verilmiģti) programa girilerek, Salman RES in harmonik limitleri aģıp aģmadığı kontrol edilir. Bu karģılaģtırmalar ġekil 9.14 de verilmektedir.

116 99 ġekil Salman RES OG bara gerilim harmonik değerleri ġekil 9.14 de yer alan çizgili sütunlar yönetmelikte belirlenen ve sistemde uyulması gereken harmonik değerleri, kırmızı dolguyla gösterilen harmonik sütünlar ise Salman RES in gerilim harmonik değerlerini ifade etmektedir. Salman RES in harmonik değerleri bakımından, olması gereken ve yönetmelikte belirtilen harmonik limitlerden yalnız 8.harmonikte limitlerin dıģına çıkıldığı ġekil 9.14 deki Ģekilden takip edilmektedir. ġekil 9.14 de x ekseni, harmonik numaralarını (1.harmonik, 2.harmonik, vs.), y ekseni ise belirtilen harmonikteki yüzdesel olarak voltaj harmonik değerini vermektedir. 50 Hz de olan 1. harmonik değeri(ana harmonik) Ģebeke açısından herhangi bir limitte olmadığı için bu harmonik değeri %100 olarak girilmekte ve karģılaģtırma yapılmamaktadır. Salman RES için yapılan analizler sonucunda 8. Harmonik bileģeninin limitler dıģına çıktığı görülmüģ ve 8.harmoniği sınırlandırmak için Salman RES in 34,5 kv barasına filtre takılması gerektiği tespit edilmiģtir. 8. harmonik 400 Hz. e denk gelmektedir. Filtrenin parametreleri, baradaki harmonik değerlerin, Ģebeke tarafından istenen harmonik limitlerde kalmasını sağlayan minimum filtre gücünü verecek değerler girilerek bulunmaktadır. Burada kullanılması gereken en düģük filtre gücünün 3 MVAR olduğu bulunmuģtur.

117 100 Kullanılan filtre RLC(direnç, endüktans ve kapasitans) devresidir. 400 Hz. deki harmonikleri sönümlemek için kullanılan filtredeki rezistans, endüktans ve kapasitans değerleri buna uygun olarak programda yer almaktadır. Salman RES in 34,5 kv barasına konulan filtre dizaynı ve 8. Harmoniğin Ģebeke limitlerini sağladığı analiz sonuçları ġekil 9.15 ve ġekil 9.16 ile verilmektedir. ġekil Filtre tasarımı

118 101 ġekil Filtre koyduktan sonra 8. Harmonik değeri Aynı analizler diğer baralar için yapılarak, harmonik limitleri sağladığı gözlenmiģtir. iii. Fliker analizi Fliker değerleri türbin etiketinde yer alan değerler girildikten sonra güç kalitesi yük akıģı analizi ile hesaplanmaktadır. ġekil 9.17 de gösterilen fliker analizi sonucunda Salman RES 34,5 kv bara için uzun dönem maksimum fliker Ģiddeti (Plt değeri) 0,08 olarak bulunmuģtur. ġekil Salman RES barasındaki fliker sonuçları

119 102 Bölüm 7.6 da kabul edilebilir azami fliker Ģiddeti tablosundan 34,5 kv barada olması gereken maksimum fliker Ģiddeti 0,72 değerindedir. Bu durumda Salman RES in fliker değerleri maksimum limitlerin oldukça altında olduğu gözlenmiģtir. iv. Gerilim sabit seçildiğinde reaktif güç kapasitesi analizi Bu çalıģmada, 2 MW gücündeki rüzgar generatörünün terminal gerilimine bağlı olarak sağlayacağı maksimum-minimum reaktif güç oranını gösteren reaktif güç eğrileri ile reaktif güç kapasitesi analizi yapılmıģtır. Salman RES in 10 adet türbini için öncelikle türbin parametrelerinde yer alan ve Ek-1 de sunulan reactive capability chart eğrisindeki değerler programa capability curve penceresinden girilmiģtir. (ġekil 9.18) ġekil Salman RES türbininin sisteme reaktif güç katkısı eğrisi ġekil 9.18 de türbinlerin her aktif güce karģılık sisteme verebileceği minimum ve maksimum reaktif güç değerleri verilmiģtir. Örneğin; türbinler, sisteme 0,1 MW aktif güç sağlarken, sistemden çekebileceği reaktif güç -0,5 MVAR, sisteme verebileceği maksimum

120 103 reaktif güç 0,5 MVAR dır. Diğer girilen aktif ve reaktif değerler ġekil 9.18 den takip edilebilir. Bu değerlere göre de türbinlerin sisteme sağlayacağı reaktif destek eğrisi çizilmektedir. Kırmızı eğri, sistemden çekebileceği minimum reaktif gücü, yeģil eğri ise sisteme verebileceği maksimum reaktif gücü göstermektedir. Sisteme bağlanacak rüzgar santralinin reaktif güç kapasite eğrisi (bknz. Bölüm 7.4) değerlerine göre Salman RES in olması gereken reaktif güç kapasite eğrisine uygunluğunu test etmek için Digsilent Programındaki kodlar DPL (Digsilent Promramming Language) programlama dilinde yazılmıģtır. Programda yer alan DPL kodları ile, rüzgar parkının PQ eğrisinin nasıl olacağı belirlenmiģtir. Programda DPL Command-Windfarm PQ Curve kısmı ġekil 9.19 daki gibi tanımlanır. Bu kodda türbinin kurulu gücüne kadar olan her aktif güç çıkıģında yük akıģ analizleri yapılır. Her aktif güç değerine karģılık gelen reaktif güç değerleri için santralin PQ eğrisi çizilmektedir. ġekil DPL kodunun tanımlanması DPL komutu çalıģtırılarak elde edilen santrale ait PQ eğrisi ile Ģebeke için gereken PQ eğrisi aynı grafikte karģılaģtırılmıģtır.(ġekil 9.20)

121 104 ġekil Santralın PQ eğrisi ve sistemde olması istenen PQ eğrisi Kırmızı çizgiyle çizilmiģ olan eğri santralin reaktif destek eğrisini, mavi çizgiyle çizilmiģ eğri sistemde olması gereken ve Ģebeke yönetmeliğinde yer alan ve Bölüm 7.4 de tarif edilen reaktif destek eğrisini göstermektedir. Yönetmeliğe göre rüzgar santrallerinin mavi eğriyi ve dıģını sağlaması gerekmektedir. Salman RES için dizayn edilen türbinler bu eğriyi sağlamakta olduğundan, santralin sisteme istenildiği durumlarda reaktif katkıyı sağlayacağı gözlenmiģtir. v. Gerilim değiģimlerinde reaktif güç kapasitesi analizi Tezin bu kısmında, yönetmelikte belirtilen (Bölüm 7.4) gerilimin düģmesi veya yükselmesi sonucu santralın Ģebekeye sağlaması gereken reaktif gücün analizi gerçekleģtirilmiģtir.

122 105 ġekil farklı gerilim seviyesindeki sağlanacak Q değerleri ġekil 9.21 de gerilimin düģük ve yüksek değerlerinde Ģebeke gerilimini düzeltmek için santralın Ģebekeye sağlayacağı reaktif destek için kritik olan 4 nokta ifade edilmektedir. Rüzgar türbinleri gerilim yüksek iken çekebileceği maksimum reaktif gücü çekmeli ve gerilim düģükken maksimum reaktif desteği vermelidir. 1 ve 2 noktalarında Ģebeke geriliminin yükseldiği görülmektedir. Bu durumda gerilimi normal değerine getirebilmek için rüzgar türbinlerinin sistemden reaktif güç çekmesi gerekmektedir. ġebeke gerilim 1,1 pu değerine geldiğinde, türbinler çekebileceği maksimum reaktif gücün %80 ini çekecek, gerilim 1,05 pu değerine geldiğinde de reaktif gücün tamamını sistemden çekecektir. 3 ve 4 noktalarında ise gerilim değeri kritik seviyelere düģmüģtür. Gerilim düģtüğünde, rüzgar türbinleri sisteme reaktif güç vermelidir. 0,95 pu değerindeki gerilim seviyesinde, türbinler vereceği maksimum reaktif gücün tamamını sisteme vermeli, gerilim 0,9 pu seviyesine düģtüğünde ise, reaktif güçlerinin %80 ini sisteme vermelidirler. Güç faktörü (Ɵ) = 0,95 olduğu durumda; Ɵ = 18,19 dir. Aktif Güç(P) = 1 pu olduğu zaman, Q/P = tan(18,19) Reaktif Güç(Q) 0,32 pu değeri bulunacaktır. Buna göre 1 ve 4. noktalarındaki gerilim değerlerinde, istenen reaktif değer

123 106 0,32 pu, 2 ve 3. noktalarındaki gerilim değerlerinde ise reaktif değer %80 oranında, yani 0,29 pu değerinde olmalıdır. 1. Nokta V= 1,1 pu olduğu zamanki durum; Salman RES in Ģebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 1,1 pu değerine yükseldiğinde; Salman RES in çekebileceği reaktif gücün en az %80 ini Ģebekeden çekmelidir. Bu değerde; 5,22 MVAr dır. Digsilent ile yapılan analiz sonucu, Ģebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 1,05 pu a yükseldiği zaman ġekil 9.22 de verildiği gibi reaktif gücü 6,9 MVAr değerindedir. ġekil Gerilim 1,1 pu değerindeyken Salman RES in sisteme reaktif katkısı

124 Nokta V= 1,05 pu olduğu zamanki durum; Salman RES in Ģebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 1,05 pu değerine yükseldiğinde; 0,95 güç faktörüyle çalıģan Salman RES in Ģebekeden çekmesi gereken reaktif güç değeri en az 5,76 MVAr olmalı, yani reaktif gücünün tamamını Ģebekeden çekmelidir. Digsilentta yapılan analizde, Ģebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 1,05 pu a yükseldiği zaman ġekil 9.23 de verildiği gibi reaktif gücü 7,6 MVAr değerinde olmuģtur. ġekil Gerilim 1,05 pu değerindeyken Salman RES in sisteme reaktif katkısı 3. Nokta V= 0,9 pu olduğu zamanki durum; Salman RES in Ģebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 0,9 pu değerine düģtüğünde; Salman RES in Ģebekeye vermesi gereken reaktif güç değeri, verebileceği değerin %80 i olan 5,22 MVAr dır. ġebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 0, 9 pu a olarak yapılan analiz sonucunda; ġekil 9.24 te verildiği gibi reaktif gücü 8,5 MVAr değerindedir.

125 108 ġekil Gerilim 0,9 pu değerindeyken Salman RES in sisteme reaktif katkısı 4. Nokta V= 0,95 pu olduğu zamanki durum; Santralin Ģebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 0,95 pu değerine düģtüğünde; Salman RES in Ģebekeye vermesi gereken reaktif güç değeri en az vereceği reaktif gücün tamamı olan 5,76 MVAr olmalıdır. Yapılan analizde, Ģebeke bağlantı noktasındaki gerilim değeri 0,95 pu değerine düģürülmüģ ve sistem bu Ģekilde çalıģtırılmıģtır. Santralin tepkisi ġekil 9.25 te verildiği gibi olup, santralin Ģebekeye verdiği reaktif güç 8,8 MVAr değerindedir. ġekil Gerilim 0,95 pu değerindeyken Salman RES in sisteme reaktif katkısı

126 DEĞERLENDĠRME SONUÇ VE ÖNERĠLER Yenilenebilir enerji kaynaklarından biri olan rüzgar enerjisinin elektrik üretim profilindeki payı arttıkça rüzgar santrallerinin Ģebekeye entegrasyonu ile ilgili santrallerin elektrik enerji sistemine etkileri söz konusudur. Rüzgar santrallerinin Ģebeye bozucu etkileri arasında gerilim dalgalanmaları, harmonik bozulma, fliker etkisi olarak sayılabilir. Rüzgar santrallerinde enerjinin üretimi rüzgara bağlı olduğundan rüzgarın kesilmesi ya da azalması durumunda enerjinin kesintiye uğraması söz konusu olacaktır. Özellikle ani değiģimler sistemin kalitesini olumsuz yönde etkileyecektir. Rüzgar kapasitesinin yoğun olduğu bölgelerde aynı kaynağı kullanan irili ufaklı pek çok santral projesi yer almaktadır. Bu santrallerinin ayrı hatlarla merkezlere yönlendirilmesi hem teknik hem de mali açıdan uygun olmamaktadır. Bu kapsamda birbirine yakın santraların sisteme bağlantısı için bir merkezde toplanarak ya da birbirlerinin Ģaltlarına bağlanmak gibi v.b. yöntemlerle sisteme güvenli bir Ģekilde bağlantıyı sağlayan Havza planlaması geliģtirilmiģtir. Yapılan simülasyon çalıģmasında öncelikle ÇeĢme Havzasında yer alan rüzgar santrallerinin modellenerek sistem üzerindeki etkilerininin görülmesi amaçlanmıģtır. Yük akıģ çalıģmaları ve kısa devre analizleri yapılarak Ģebeke üzerindeki etkilerinin kabul edilebilir değerde olduğu görülmüģtür. Yük akıģ analizlerinden, havza planlamasında baralardaki gerilimlerin izin verilen 0,98-1,01 pu sınırları arasında ve hat ile transformatör yüklenmelerinin 100% seviyesinin altında olduğu görülmüģtür. Baralara ait 3 faz maksimum kısa devre analiz sonuçlarının da istenen limitler dahilinde olduğu gösterilmiģtir. Havzada yer alan bir rüzgar projesi seçilerek, tüm bağlantı Ģeması programda modellenmiģtir. Salman Rüzgar Santralinin, Ģebeke yönetmeliği Ek-18 e uyumluluğunun kontrolü açısından elektriksel sistem analizleri gerçekleģtirilmiģtir. Kararlı durum reaktif güç kabiliyeti, arıza esnasında devam edebilme yeteneği araģtırılmıģ, frekans ve gerilim testleri simülasyon yöntemi ile uygulanmıģtır. Santralin türbin etiket değerleri programdaki menülerden girilerek, kısa devre analizi, gerilim değiģimleri, harmonik ve fliker etkisi, herhangi bir arıza anında sisteme verebileceği reaktif güç desteği analiz edilmiģtir.

127 110 Santralin kullanacağı türbin tipine göre harmonik değerlerden sadece 8. Harmoniğin ġebeke Yönetmeliğindeki değeri sağlamadığı görülmüģtür. ġebeke Yönetmeliğinde 34,5 kv için 8. Harmonik sınırı 0,4 olması gerekirken, Salman RES in 34,5 kv barasında bu değer 0,6 seviyesine gelmiģtir. 10 adet 2 MW lık türbinlerin oluģturduğu bu harmonik değeri Ģebeke için olması gereken azami değere getirmek için, santralin 34,5 kv barasına 3 MVar değerinde bir Ģönt filtre takılarak 8. Harmonik istenen değerde sağlanmıģtır. Sistem gerilimi normal koģullarda iken; ġebeke Yönetmeliğinde talep edilen reaktif destek eğrisinin de analizi yapılmıģtır. Santral kurulu gücünün 0,5 pu seviyesinde çalıģması durumunda, güç faktörü 0,835 olacak Ģekilde, reaktif gücün en az 0,33 pu olması gerekmektedir. Salman RES için, 0,5 pu aktif güç üretirken Ģebekeye sağladığı reaktif gücün 10 MVar olduğu görülmüģtür. Bu değer de istenen değerin üzerindedir. Santralin Ģebeke bağlantı noktasında gerilimin yükseldiği ve düģtüğü noktalarda gerilimi normal çalıģma koģullarına getirebilmek için santralden beklenen reaktif güç destek analizi yapılmıģtır. Gerilim 1,1 pu olduğu durumda; Salman RES sistemden en az 5,22 MVar reaktif güç çekmelidir. Yapılan analiz sonucunda; 6,9 MVar reaktif güç çekerek bu gerilim seviyesi için istenen değeri sağlamıģtır. Gerilim 1,05 pu olduğu durumda; Ģebekeden çekebileceği reaktif gücün tamamını çekmek zorundadır. Bu değerde 5,76 MVar olup, analiz sonucunda, Salman RES in Ģebekeden çektiği reaktif güç değeri 7,6 MVar dır. Gerilim 0,9 pu olduğu zaman, santralin reaktif gücünün %80 ini Ģebekeye vermesi gerekmektedir. Analiz sonucunda, Salman RES 8,5 MVar reaktif gücü Ģebekeye vermiģtir. Gerilim değeri 0,95 pu iken; santral Ģebekeye reaktif gücün tamamı olan 5,76 MVar ı sisteme vermesi gerekirken 8,8 MVar reaktif güç sisteme vermiģtir. Bu değerler istenen değerlerin daha üzerinde olup, santralin sistem bağlantı noktasındaki gerilim değiģimlerinde, santralden istenen reaktif desteği sağladığı gözlenmiģtir. Sisteme bağlanacak 10 MW ve üzeri tüm rüzgar santrallerinin gerilim değiģimlerindeki davranıģları, kullandıkları türbine göre sistem üzerinde yarattığı harmonik ve fliker etkisi, sistemde oluģabilecek herhangi bir arıza durumunda reaktif destek ile sisteme katkısı, bara gerilim değerleri, kısa devre arıza akım değerlerinin analizleri yapılarak, sisteme bağlantı Ģartı yer almaktadır.

128 111 Bundan sonra gerek havzada ve gerekse de diğer bölgelerde rüzgar santralinin, performans değerlendirmeleri ve sisteme entegrasyonunda gerekli bilgiler elde edilerek türbin seçimi yapılacak, aynı zamanda türbin tipleri ve karakteristikleri de bu doğrultuda belirlenecektir.

129 112

130 113 KAYNAKLAR 1. TeiaĢ Genel Müdürlüğü. (2012). Araştırma, Planlama ve Koordinasyon Dairesi Çalışma Raporları.Ankara:TeiaĢ Genel Müdürlüğü, TeiaĢ Genel Müdürlüğü. (2012). Üretim ve Yük Tahmin Projeksiyonu Çalışmaları.Ankara:TeiaĢ Genel Müdürlüğü, Ġnternet: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (Mart, 2014). Elektrik Piyasası ġebeke Yönetmeliği. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: 21/03/ Ġnternet: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (Ocak, 2013). Elektrik Ġletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: 14/03/ Meier, A.V. (2001). Elektric Power Systems.(1). New York/Amerika:John Wiley Sons, KaĢıkçı, Ġ. (2002). Calculation of Short Circuit Currents.(1). Weinheim/Almanya:Wiley VCH, Lund, H., Münster, E. (2003). Managements of surplus electricity production from a fluctuating renewable energy source.(1). Aalborg/Danimarka:Applied Energy, Persaud, S., Fox, B., Flyn, D. (2009). Modelling the impact of wind power fluctuations on the load following capability of an isolated thermal power system.(1). Brentwood/Ġngiltere:Multi Science Publishing, Ackermann, T. (2008). Wind Power in Power Systems.(3). West Sussex/Ġngiltere:Wiley, 53-78, Ġnternet: Digsilent (Ocak, 2012). Digsilent User Manuel Handbook. İnternet, Vol. 1. URL: Handbook, Son EriĢim Tarihi: Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: Ġnternet: Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü (Mart, 2008). Rüzgar Enerjisi Atlası. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: Ġnternet: TeiaĢ Genel Müdürlüğü (Nisan, 2014). Kurulu Güç Dağılımı. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: Ġnternet: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (Ocak, 2014). Lisans Yönetmeliği. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi:

131 Ġnternet: European Wind Energy Association (Mart, 2013). European Statistics. İnternet, Vol. 1. URL: nual_statistics_2012.pdf, Son EriĢim Tarihi: Ġnternet: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (Aralık, 2013). Rüzgar ve GüneĢ Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans BaĢvurularına ĠliĢkin YarıĢma Yönetmeliği Yönetmeliği. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: Ġnternet: TeiaĢ Genel Müdürlüğü (Aralık, 2012). Yük Tevzi Raporları. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: Ġnternet: Vestas (Ocak, 2014). Vestas Wind Turbines. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: Ġnternet: Vestas (Ocak, 2014). V MW Wind Turbine Brochure. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi: Badelin, A. (2007). Large Scale Integration of Wind Power in the Russian Power Supply.(4). Kassel/Almanya:University of Kassel, Smith, A. (2010). Quantifying Exports and Minimising Curtailment: From 20% to 50% Wind Penetration in Denmark.(2). Londra/Ġngiltere:BIEE, Wu, Y.K., Hong, J.S. (2007). A Literature Review of Wind Forecasting Technology in the World. IEEE. 23. Ġnternet: Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü (ġubat, 2009). Rüzgar Enerjisi Teknik Potansiyelleri Atlası: REPA. İnternet, Vol. 1. URL: Son EriĢim Tarihi:

132 EKLER 115

133 EK-1. Vestas V100 Türbinin Aktif-Reaktif Güç Eğrisi 116

134 EK-2. Vestas V100 Türbinin etiket değerleri 117

135 EK-3. Vestas V100 Türbinin harmonik değerleri 118

136 EK-4. Vestas V100 Türbinin fliker değerleri 119

137 120 ÖZGEÇMĠġ KiĢisel Bilgiler Soyadı,adı :Gülden, SAMANCIOĞLU Uyruğu :T.C. Doğumtarihiveyeri : , Ġstanbul Medenihali :Bekar Telefon :0 (506) E-Posta Eğitim Derece Yüksek Lisans Okul/Program Gazi Üniversitesi/Elektrik Elektronik Mezuniyet tarihi 2014 Lisans Selçuk Üniversitesi/Elektrik Elektronik 2004 Lise Çukurova Lisesi 1999 ĠĢ Deneyimi Yıl ÇalıĢtığı Yer TeiaĢ Genel Müdürlüğü Görev Elektrik Elektronik YabancıDil Ġngilizce Hobiler Sinema, Tiyatro, Tenis