Dağıtık Güç Üretim Tesislerinin Şebeke ile Entegrasyonu için Uygun Ada Mod Çalışma Tespit Yönteminin Seçimi

Dağıtık Güç Üretim Tesislerinin Şebeke ile Entegrasyonu için Uygun Ada Mod Çalışma Tespit Yönteminin Seçimi Gökay BAYRAK 1 1 Bursa Teknik Üniversitesi, Doğa Bilimleri, Mimarlık ve Mühendislik Fakültesi, -Elektronik Mühendisliği Bölümü, 16330, Bursa, Türkiye 1 gokay.bayrak@btu.edu.tr Özet Yenilenebilir enerji kaynaklarının mevcut elektrik şebekesi ile entegrasyonu, günümüzde önemli bir konu olarak ortaya çıkmaktadır. Özellikle yenilenebilir enerji kaynaklı güç üretim tesislerinin devreye alınması ile mevcut elektrik şebekesinin, bu tesislerin güç sistemine getireceği ek yükü karşılayacak şekilde yeniden tesis edilmesi gerekmektedir. Mevcut tek yönlü enerji akışı yerine, iki yönlü enerji akışının olduğu dağıtık üretim sistemlerinin mevcut güç sistemine entegre edilmesi bu açıdan önemlidir. Dağıtık güç üretim sistemlerinin mevcut elektrik şebekesine entegrasyonunda karşılaşılan en önemli sorunlardan bir tanesi de ada mod çalışmanın tespit edilmesi olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu çalışmada, fotovoltaik kaynaklı dağıtık güç üretim sistemlerinin şebeke ile bağlantısı için uygun ada mod çalışma tespit yönteminin seçimi üzerinde durulmuştur. Mevcut ada mod çalışma tespit yöntemlerinde karşılaşılan problemler ortaya konularak, mevcut yöntemlerin bir karşılaştırması yapılmıştır. Mevcut yöntemlerdeki algılanamayan bölge (NDZ) ve güç kalitesi ile ilgili sorunlar temel problemler olarak ortaya çıkmaktadır. Çalışmada ayrıca konu ile ilgili IEEE 929-2008 standardı da incelenmiştir. 1.Giriş Dağıtık üretim (DG), yüke yakın üretim yapacak şekilde kurulan merkezi üretim merkezleri dışında kalan ve genellikle müşteri tarafında yer alan üretim kaynakları olarak tanımlanır [1]. Dağıtım sisteminde DG sayısının artması, iletim ve dağıtım kapasitesindeki yükselmelerden sakınılmasını, iletim ve dağıtım hattı kayıplarının azaltılmasını, güç kalitesinin geliştirilmesini ve sistemin gerilim profilinin geliştirilmesini sağlayacaktır. DG sistemlerinin mevcut elektrik şebesine belirgin bir etkisi Mevcut ada mod çalışma tespit yöntemlerinde karşılaşılan problemler ortaya konularak, mevcut yöntemlerin vardır. Bu nedenle DG ile şebeke arasında oluşabilecek problemlerin giderilmesi, mevcut şebekenin etkin bir şekilde kullanılabilmesi açısından önemlidir [2,3]. Bu noktadaki sorunların en başında ise ada modlu çalışmanın (ADMÇ) tespiti problemi gelmektedir. Şekil 1 de, PV kaynaklı bir dağıtık üretim sisteminin genel yapısı gösterilmiştir. Şekil 1: Şebeke bağlantılı bir PV sistemin genel yapısı ADMÇ, bir dağıtım sistemi güç sisteminin kalan kısmından elektriksel olarak izole edildiğinde, enerji akışının halen kendisine bağlı bulunan DG tarafından devam ettirilmesi durumudur [4,5]. Genellikle bir dağıtım sistemi, herhangi güç üreten aktif bir kaynağa sahip değildir ve iletim hattında bir arıza oluştuğunda güç elde etmemektedir. Ancak iki yönlü güç akışı nedeni ile DG de bu öngörü geçerli değildir. Mevcut çalışmalar, ADMÇ meydana geldiğinde, mümkün olan en kısa sürede DG nin elektrik şebekesinden ayrılması gerekliliğini ortaya koymaktadır. Çünkü ADMÇ durumunda sistem belirlenen çalışma gerilimi ve frekansının dışına çıkmaktadır. [6,7] IEEE 929-2008 standardı [4,8], ADMÇ meydana geldiğinde, DG nin sistemden ayrılması gerektiğini söylemektedir. IEEE 1547-2003 standardı da [5,9], istenilmeyen bir ADMÇ durumunun maksimum 2 sn içerisinde tespit edilmesi gerektiğini ve dağıtım hattına enerji aktaran tüm DG lerin bu durumda çeşitli sorunlar ile karşı karşıya kalacağını belirtmektedir. Bu nedenlerden dolayı, ADMÇ yi hızlı ve doğru bir şekilde tespit etmek önemlidir [10-12]. Bu çalışmada, fotovoltaik kaynaklı dağıtık güç üretim sistemlerinin şebeke ile bağlantısı için uygun ada mod çalışma tespit yönteminin seçimi üzerinde durulmuştur. bir karşılaştırması yapılmıştır. Mevcut yöntemlerdeki algılanamayan bölge (NDZ) ve güç kalitesi ile ilgili sorunlar 127

temel problemler olarak ortaya çıkmaktadır. Çalışmada ayrıca PV sistemlerde kullanılan ADMÇ tespit yöntemleri sınıflandırılarak, genel çalışma prensipleri incelenmiştir. Çalışmada incelenen ADMÇ tespit yöntemlerinin birbirlerine karşı olan üstünlükleri ve eksiklikleri de değerlendirilerek, ADMÇ tespti hakkındaki mevcut durum ortaya konulmuştur. 2. ADMÇ Uluslararası Standartlar Tablo 1, ADMÇ ile ilgili IEEE 929-2008 standardında yer alan kriterleri göstermektedir. Buradan hareketle, ADMÇ nin en geç 2 saniye içerisinde tespit edilmesi gerektiği görülmektedir. Kalite faktörüne ek olarak, gerilimin ya da frekansın normal çalışma aralığı da, ADMÇ belirleme kapasitesini etkilemektedir. Bu kriterler, her ülke için kabul edilmiş şebeke gerilim veya frekans aralığını takip edecek şekilde düzenlenmesi bu açıdan önemlidir. Bu nedenle ülkemizde de böyle bir düzenlemeye ihtiyaç olduğu açıktır. Tablo 1: IEEE 929-2008 kriterleri Frekans Gerilim En Büyük Açma Zamanı f nom 0.5 V nom 6 periyot f nom 0.5 V nom < V < 0.88 V nom f nom 0.88 V nom V 1.10 V nom f nom 1.10 V nom < V < 1.37 V nom 2 saniye/120 periyot Normal Çalışma f nom 1.37 V nom V 2 periyot (f nom-0.7) f (f nom+0.5) Hz V nom 2 saniye/120 periyot Normal Çalışma f < (f nom-0.7) Hz V nom 6 periyot f > (f nom+0.5) Hz V nom 6 periyot PV sistemler için ADMÇ yi de içeren test standartları, IEEE 929-2008 (Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic Systems) ile belirtilmiştir [4]. IEEE 929-2008 standardı, anormal şebeke koşullarında PV inverterlerin güvenlik ve koruma fonksiyonları ile ilgili kriterleri de belirlemiştir. Bu normal olmayan koşullar, gerilim ve frekans değişimi ile istenmeyen elektrik adalarının oluşmasına neden olan şebekenin kesilmesi durumlarıdır. IEEE 929-2008 e göre hangi durumlarda ve en fazla ne kadar zaman içinde inverterin şebekeden ayrılması gerektiği Tablo 1 de gösterilmiştir. ADMÇ ile ilgili yapılan çalışmalarda, ADMÇ ile ilgili kullanılan yöntemlerin performanslarının değerlendirilmesinde iki önemli kavram üzerine vurgu yapılmıştır. Bunlardan ilki, tanımlanamayan bölge (NDZ = Non Detection Zone) kavramı, diğeri ise kalite faktörü (Q f ) kavramıdır. Her iki özellik de, ADMÇ yi belirleme yöntemlerinin performanslarının değerlendirilmesinde yaygın olarak kullanılmaktadır. 2.1. NDZ (Non Detection Zone) Kavramı NDZ kavramı, ADMÇ yöntemlerinin, ADMÇ yi tespit edemediği yük aralığı bölgesi olarak tanımlanmaktadır. Buradaki yük, ADMÇ olayının gerçekleşme olasılığına sahip olan yükleri ifade etmektedir. Eğer şebeke tarafına bağlı olan kesici açıldığında (şebeke bağlantısı kesildiğinde), ada modlu çalışan sistemde bir aktif güç dengesizliği P ve reaktif güç dengesizliği Q varsa, devredeki noktasındaki gerilim ve frekansın büyüklüğü, inverter ve yükün aktif ve reaktif güçlerinin eşit olduğu bir noktaya kayacak ve değişecektir. Güç dengesizliğinin büyük olduğu durumlarda, UFP/OFP (Under Frequecy Protection / Over Frequecy Protection ) veya UVP/OVP (Under Voltage Protection / Over Voltage Protection ) yöntemleri ile ADMÇ durumu tespit edilebilmektedir. Ancak sistemdeki yükün karakteristiklerine bağlı olarak, P ve Q güç dengesizliklerinin küçük olduğu durumlarda, UFP/OFP ve UVP/OVP cihazlarının kesiciyi anahtarladıkları noktalar ile P ve Q güç farkları tarafından belirlenen, ADMÇ'nin tespit edilemediği bir bölge (NDZ) oluşmaktadır. Şekil 2 de bu bölge gösterilmiştir. Burada taralı alan ile gösterilen bölgede, P ve Q güç farklarına bağlı olarak ADMÇ tespit edilememektedir. Şekil 2: ADMÇ de algılanamayan bölge (NDZ) 2.2. Lokal Eşdeğer Modeli ADMÇ yöntemlerinin değerlendirilmesinde, lokal yük genellikle paralel RLC yükü ile modellenmektedir. Bunun sebebi, ADMÇ yöntemlerinin ADMÇ yi tespiti için en zor çalışma durumunun paralel RLC yükü ile oluşturulmasıdır. Sabit güçlü ya da harmonik içeren nonlineer yükler, ADMÇ nin tespitinde paralel RLC yükü kadar zorluk oluşturmamaktadır. 2.3. Kalite Faktörü (Q f ) IEEE 929-2008 standardına göre, eğer gerçek güç üretimi, yükün talep ettiği gücün % 50 si ve ada modlu çalışan yükün güç faktörü > 0.95 ise inverter, şebeke bağlantısını, güç kalitesi 2.5 ya da daha küçük olacak şekilde, 2 saniye içerisinde kesmelidir. Bu standarda göre kalite faktörü (Q f ); her periyotta depo edilen maksimum enerjinin, bir periyotta kaybedilen toplam enerjiye oranının 2*pi katı olarak ifade edilmektedir. Kalite faktörü değeri, 0 ile 2.5 arasında değişmektedir ve bu değişim paralel RLC yüküne bağlı olarak değişmektedir. Kalite faktörü bu aralıkta değişirken, güç faktörü de 1 ile 0.37 aralığında değişmektedir. Yani kalite faktörü artarken, güç 128

faktörü azalmaktadır. Kalite faktörünün 0-2.5 arasındaki değerleri, dağıtım hattının ve lokal yük konfigürasyonlarının tüm problemli durumlarına karşılık gelebilmektedir. Q f = 2π(1 2 CR2 I 2 m ) πri2 = ω 0 RC = R m ω 0 L ω0 (1) tespitinde hatalara neden olan, büyük bir algılanamayan bölgeye (NDZ) sahiptirler. Başla noktasındaki parametrelerin ölçümü (I,V,P, f vb.) Q f = R C L (2) Denklem (2), paralel RLC yükünün kalite faktörünün, frekanstan bağımsız olduğunu göstermektedir. Akım kaynağının frekansının, yükün frekansına eşit olduğu düşünüldüğünden, yükün gerilimi ile akımı aynı fazda olacaktır ve yükün geriliminin büyüklüğü sadece yükün direnç değerine bağlı olacaktır. Alt/Üst Eşik Değeri Kontrolü H Ada Modlu Çalışma E 3. ADMÇ Tespit Yöntemleri ADMÇ nin tespitindeki ana düşünce, DG çıkış parametrelerini ve/veya sistem parametrelerini görüntülemek ve bu parametrelerdeki değişimden faydalanarak, ADMÇ nin oluşup oluşmadığına karar vermektir. ADMÇ tespit yöntemleri, yerel yöntemler, uzaktan izleme yöntemleri ve akıllı yöntemler olmak üzere üç ana başlık altında toplanabilir. Yerel yöntemler de pasif, aktif ve hibrit yöntemler olarak üç ana başlık altında incelenebilir. Şekil 3, bu yöntemlerin sınıflandırılmasını göstermektedir. UZAKTAN İZLEME İ PASİF ADA MOD ÇALIŞMA TESPİT İ YEREL AKTİF Şekil 3: ADMÇ tespit yöntemleri 3.1. Yerel Yöntemler HİBRİT AKILLI Bu yöntemler, gerilim ve frekans gibi, DG tarafındaki sistem parametrelerinin ölçülmesine dayalı olarak çalışmaktadırlar. Bu yöntemler pasif ve aktif yöntemler olarak iki ana başlık altında toplanmıştır. 3.1.1. Pasif Yöntemler Pasif yöntemler, (Point of Common Coupling) noktasındaki gerilim, frekans, harmonik bozulma vb. sistem parametrelerindeki değişimin ölçülmesi üzerine çalışmaktadırlar. ADMÇ olayı gerçekleştiğinde, bu parametreler büyük miktarda değişim gösterir. Şebeke bağlantılı durum ile ADMÇ durumu arasındaki farklılık, bu parametreler için belirlenen eşik değerleri ile karşılaştırılır [13]. Şekil 4 pasif ADMÇ tespit yöntemlerinin genel çalışma prensibini göstermektedir. ADMÇ yi sistemdeki diğer arızalardan ayırt etmek için, eşik değerleri belirlenirken dikkatli olunmalıdır. Pasif yöntemler genellikle hızlıdır ve sistemde bir bozulmaya neden olmazlar. Ancak ADMÇ nin Aç ve Şebekeyi Sistemden Ayır Bitir Şekil 4: Pasif ADMÇ tespit yöntemleri genel çalışma prensibi Üst/alt frekans koruma (Under/Over Frequency Protection - UFP/OFP) ve üst/alt gerilim koruma (Under/Over Voltage Protection (UVP/OVP) yöntemleri pasif yöntemler olup, standart röle koruma veya anormal gerilim koruma fonksiyonları olarak ta tanımlanmaktadır. Bu yöntemler şebeke bağlantılı PV sistemler için temel bir koruma olarak kullanılmaktadır. OFP/UFP ve OVP/OFP yöntemleri, tüm şebeke bağlantılı PV sistemler için gereklidir. noktası geriliminin veya frekansının belirlenen eşik değerleri aştığı durumda, bu yöntemler ile DG, şebekeye güç aktarmayı durdurmaktadır. OFP/UFP ve OVP/OFP yöntemleri, korumanın yanında, ADMÇ yi tespit etmek için de kullanılmaktadırlar. Şebeke bağlantılı bir PV sistemde, güç akışı Şekil 5 te gösterilmiştir. Burada noktası, şebeke ve inverter arasındaki ortak bağlantı noktasıdır. Bir PV inverter, OVP/UVP veya OFP/UFP fonksiyonları ile donatıldığında, inverterin standart röleler kullanarak temel pasif ADMÇ tespit yöntemine sahip olduğu düşünülür. Şebeke bağlantılı tüm inverterlerin, yazılım ile geliştirilmiş bu standart rölelere sahip olması gereklidir. Pinv+jQinv ΔP+jΔQ Şekil 5: PV kaynaklı bir DG sisteminde güç akışı Pyük+jQyük PV tarafından üretilen güç (P PV ), yükün harcadığı güçten (P load ) daha küçük olduğu durumda, noktasındaki gerilim (V ), eşdeğer giriş ve çıkış gücünü dengelemek amacı ile arttırılmalıdır. Eğer lokal yük ve PV sistem gücü birbirine eşitse, ADMÇ nin tespiti oldukça zor olacaktır. Bu yöntemin cevap süresi değişken olduğundan dolayı, OVP/UVP koruma ADMÇ yi önlemek için doğru şekilde tetikleme yapamayacaktır. Literatürde pasif yöntemler ile ilgili birçok yöntem mevcuttur. Bilinen pasif yöntemlerden bazıları aşağıda verilmiştir: 129

Çıkış Gücü Değişim Oranı (ROCOP) Yöntemi, Frekans Değişim Oranı (ROCOF) Yöntemi, Vektör Kaydırma Yöntemi, Frekans/Güç Değişim Oranı Yöntemi, Faz Sıçraması Tespit (PJD) Yöntemi, Empedans Değişimi Yöntemi, Harmonik Bozulma Yöntemi. Bu yöntemlerin hepsi Şekil 4 te gösterilen genel çalışma prensibine göre ADMÇ yi tespit etmektedirler. Yöntemlerin farkı noktasında ölçmüş oldukları farklı elektriksel büyüklüklere göre (frekans, empedans vb.) tespit yapmalarıdır. 3.1.2. Aktif Yöntemler Aktif yöntemler, yük ve üretim sistemi arasındaki güç farkının minimum olması durumunda bile ADMÇ yi tespit edilebilen yöntemlerdir. Pasif yöntemlerde, yük ve üretim sistemi arasındaki güç farkının minimum olması durumunda ADMÇ nin tespiti mümkün değildir. Aktif yöntemler, bozucu sinyallerin sisteme eklenmesi ile doğrudan güç sistemi ile etkileşime girerler. Aktif yöntemlerin ana fikri, DG de ADMÇ meydana geldiğinde, sistemde noktasına eklenen küçük bozucu sinyallerin, sistem parametrelerinde büyük değişikliklere neden olacağı üzerine kuruludur. Oysa, DG şebekeye bağlandığında bu değişiklikler ihmal edilebilecek düzeyde olacaktır. Şekil 6, aktif yöntemlerin ADMÇ durumundaki genel yapısını göstermektedir. Aktif yöntemler, deki gerilim veya frekans parametrelerindeki değişiklikleri tespit eden geri besleme kontrol yöntemine sahiptir. Bu durumda, PV inverter bir akım kaynağı gibi davrandığında, şebekeye sağlanan akım aşağıdaki denklem ile ifade edilir: i PV_inv = I PV_inv sin (ω PV + φ PV ) (3) Burada i PV_inv inverter akımının genliği (i PV_inv = I PV_inv + I disturbance ), ω PV frekans ve φ PV faz açısıdır. Bu üç parametre değiştirilebilir, düzeltilebilir veya arıza sinyalleri olarak ayarlanabilir. Iinv Ikontrol Iinv+Ikontrol Işebeke=0 Şekil 6: Aktif yöntemlerin genel çalışma prensibi Aktif yöntemler, NDZ konusunda pasif yöntemlere göre oldukça üstündürler. Ancak NDZ değeri bu yöntemlerin performansını değerlendirmek için yeterli bir kriter değildir. Aktif yöntemlerde NDZ nin değerlendirilebilmesi için gerçek RLC yük değerlerine bağlı olarak hesaplanan normalize edilmiş C norm ve L norm değerlerine göre değerlendirme yapılabilmektedir. ADMÇ nin tespitinde kullanılan bazı aktif yöntemler aşağıda verilmiştir: Reaktif Güç Akışı Hata Tespiti (REED) Yöntemi, Empedans Ölçüm Yöntemi, Faz veya Frekans Kaydırma Yöntemleri, Aktif Frekans Öteleme (AFD) Yöntemi, Geri Beslemeli Aktif Frekans Öteleme (AFDPF) Yöntemi, Otomatik Faz Kaydırma Yöntemi (APS), Adaptif Lojik Faz Kaydırma (ALPS) Yöntemi, Sandia Frekans Öteleme (SFS) Yöntemi, Sandia Gerilim Öteleme (SVS) Yöntemi, 3.2. Uzaktan İzleme Yöntemleri Uzaktan izleme yöntemleri, şebeke ve DG ler arasındaki iletişime dayalı olarak çalışmaktadırlar. Bu yöntemler, yerel tekniklerden daha güvenilir olmasına rağmen, uygulama maliyetleri yüksek ve ekonomik değildirler. Uzaktan izleme yöntemlerinden bazıları aşağıda açıklanmıştır: 3.2.1. Güç Hattı Sinyal (PLCC) Yöntemi PLCC yönteminde, iletim sistemindeki bir sinyal generatörü, mevcut güç hattını sinyal yolu olarak kullanarak, sürekli olarak dağıtım fiderlerine bir sinyal gönderir. Eğer alıcı sinyali algılamazsa (iletim ve dağıtım sistemleri arasındaki kesicilerin açılması nedeni ile oluşur), bir ADMÇ durumu vardır [7-9]. Şekil 7, bu yönteme ilişkin genel yapıyı göstermektedir. Bu yapı, çoklu DG sistemlerinde de etkin bir şekilde kullanılabilmektedir. R Alıcı Şekil 7: PLCC yöntemi genel yapısı 3.2.2. SCADA Yöntemi (Transfer Trip Yöntemi) T Verici Bu yöntemdeki temel düşünce, bir dağıtım sisteminde ADMÇ ye neden olabilecek tüm kesici ve ayırıcıları görüntülemektir. Bu amaçla SCADA sistemleri kullanılmaktadır [6]. Bu yöntem, şebeke ile DG ler arasında çok iyi bir etkileşim gerektirir ve bu durum da hem şebeke hem de DG sahipleri için maliyetleri arttırır. 3.3. Akıllı Yöntemler Bu yöntemlerdeki temel düşünce, bulanık mantık, yapay sinir ağları, dalgacık dönüşümü ve diğer akıllı yöntemlerden faydalanarak ADMÇ nin tespit edilmesidir. Genellikle teorik olarak yapılan çalışmalar olup, pratik uygulamaları henüz ortaya konulmamıştır. 4. ADMÇ Yöntemlerinin Karşılaştırılması ADMÇ tespit yöntemleri temel olarak yerel ve uzaktan izleme yöntemleri olarak iki ana başlık altında incelenmiştir. Yerel teknikler de kendi arasında, pasif, aktif ve hibrit 130

yöntemler olarak üçe ayrılmaktadır. Pasif yöntemler, ekonomik ve pratik olması nedeni ile şebeke bağlantılı DG için gereklidir. Ayrıca pasif yöntemler, güç kalitesi üzerinde bozulmaya neden olmaz ve kolayca uygulanabilirler. Pasif yöntemlerin en önemli sorunu, NDZ nin yüksek olması ve eşik değerlerinin belirlenmesindeki güçlüklerdir. Bunun yanında, pasif yöntemler, tüm yük şartları altında (özellikle dengeli yük-kaynak durumunda) garantili bir çalışma vermezler. Aktif yöntemler, pasif yöntemlerdeki yüksek NDZ yi azaltmak için geliştirilmişlerdir ve yüksek kalite faktörlü yükler dışında çok küçük NDZ ye sahiptirler. Aktif yöntemlerin arkasında UFP/OFP ve UVP/OVP yöntemleri işletildiği için sistemin kararlılığını bozmaktadırlar. Bu nedenle aktif yöntemler sistem kararlılığını ve güç kalitesini bozabilirler. Bu sorun, aynı DG ye birden fazla inverter bağlandığında daha büyük olmaktadır. İletişime dayalı yöntemler en mükemmel performansa sahip olmasına rağmen, şebeke tarafında ek iletişim aygıtları ve sensörleri gerektiğinden sistem ve işletme maliyetleri aşırı yüksektir. Bu nedenle, bu yöntemler, güç kalitesi ve kararlılığın sistem maliyeti yerine tercih edildiği genellikle büyük güçlü sistemlerde kullanılır. Bunun yerine NDZ nin küçük, güç kalitesinin iyi ve daha ucuz maliyeti olan hibrit yöntemleri kullanmak daha objektif bir yaklaşım olabilir. Ancak hibrit sistemler günümüzde halen Japonya dışında başka bir yerde gerçek sistemlerde kullanılmamaktadır [11]. Sonuç olarak ADMÇ nin tespitine yönelik olarak temel birkaç sorun ortaya çıkmaktadır: NDZ mevcut ADMÇ tespit yöntemleri için önemli bir sorundur. NDZ ortadan kaldıracak yöntemlere ihtiyaç vardır. Özellikle aktif ADMÇ tespit yöntemlerinde güç kalitesi ile ilgili sorunlar mevcuttur. Eşik gerilimlerinin seçilmesi ve bu değerlerin ilgili ülkeler tarafından kendi elektrik şebekeleri için uygun değerlerde belirlenmesi gerekmektedir. Fotovoltaik dağıtık üretim santralleri için genele uygulanabilen ve inverterden bağımsız ADMÇ tespit yöntemlerine ihtiyaç bulunmaktadır. Mevcut ticari inverterlere entegre edilen koruma fonksiyonlarının ADMÇ tespitinde de başarılı olup olmadığı test edilmelidir. 6. Kaynaklar [1] W. Jian, L. Xing-yuan, Q. Xiao-yan, Power System Research on Distributed Generation Penetration, Automation of Electric Power Systems, vol. 29(24), pp. 90-97, 2005. [2] J. Mulhausen, et al. Anti-islanding today, successful islanding in the future. in Protective Relay Engineers, 63rd Annual Conference for 2010. [3] T. Ackermann, G. Andersson, and L. Söder, Distributed generation: a definition. Electric Power Systems Research, vol. 57(3): p. 195-204. 2001. [4] IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems, in IEEE Std 929-2000, 2000. [5] IEEE Application Guide for IEEE Std 1547, IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, p. 1-207, 2009. [6] IEA International Energy Agency, Evaluation of Islanding Detection Methods for Photovoltaic Utility Interactive Power Systems, in Task V Report, 2002. [7] IEEE, IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources With Electric Power Systems. IEEE Std 1547-2003, 2003: p. 0_1-16. [8] D. Velasco, et al., Review of anti-islanding techniques in distributed generators. Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol.14(6): p. 1608-1614, 2010. [9] Z. Xuancai, et al., Analysis of the Non-detection Zone with Passive Islanding Detection Methods for Current Control DG System., in Applied Power Electronics Conference and Exposition, 2009. [10] Bayrak G. ve Cebeci M., Şebeke Bağlantılı Bir PV Güç Sisteminde Güç Akışının Labview İle Gerçek Zamanlı Olarak Toplantısı TOK 2013, Özel Oturum: Akıllı Enerji Şebekeleri ve Güç Sistemleri, Bölüm 1, Sf: 21-26, Malatya, 2013. [11] M. Liserre,; F. Blaabjerg,; R. Teodorescu,, "Grid Impedance Estimation via Excitation of LCL -Filter Resonance," Industry Applications, IEEE Transactions on, vol.43, no.5, pp.1401-1407, Sept.-oct. 2007 [12] M. Ciobotaru, R. Teodorescu, P. Rodriguez, "Online grid impedance estimation for single-phase grid-connected systems using PQ variations," Power Electronics Specialists Conference, pp: 2306-2312, 2007. [13] Bayrak G. ve Cebeci M., 3.6 kw Gücündeki PV Generatörün Matlab Simulink İle Modellenmesi, Erciyes Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Dergisi, Cilt:28, Sayı:2, Sf:198-204, 2012. 5. Sonuç Literatür incelendiğinde, ADMÇ yöntemlerinin çoğunun halen öneri seviyesinde olduğu görülmektedir. Araştırmalar geliştirildikçe, gerçek sistem uygulamaları da geniş şekilde yer alabilecektir. Buradan hareketle, tüm çalışma koşulları altında, bütün sistemlerde güvenilir bir şekilde çalışacak, özel bir ADMÇ tespit yönteminin olmadığı görülmektedir. ADMÇ yönteminin seçimi, DG nin tipine ve sistem karakteristiklerine bağlı olarak değişmektedir. Bu nedenle genel amaçlı ve uygulamada kolayca gerçekleştirilebilecek yeni ADMÇ tespit yöntemlerine ihtiyaç bulunmaktadır. Şebeke bağlantılı PV sistemlerin hızla geliştiği ülkemizde de, konu hakkında yapılacak çalışmalara ihtiyaç olduğu ve elektrik iletim ve dağıtım şirketlerinin de PV sistemlerin şebekeye bağlanması ile ortaya çıkacak en önemli problemlerin başında gelen ADMÇ olayı için önlemlerini alması için gerekli çalışmaları yürütmesi gerekliliği açıkça ortaya çıkmaktadır. 131