HİDROELEKTRİK SANTRALLERDE GÜÇ - FREKANS DENETİMİ

1992 TC KAHRAMANMARAŞ SÜTÇÜ İMAM ÜNİVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ ELEKTRİK ELEKTRONİK MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI HİDROELEKTRİK SANTRALLERDE GÜÇ - FREKANS DENETİMİ SERKAN AKÇAY YÜKSEK LİSANS TEZİ KAHRAMANMARAŞ OCAK-2007

TC KAHRAMANMARAŞ SÜTÇÜ İMAM ÜNİVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ ELEKTRİK ELEKTRONİK MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI HİDROELEKTRİK SANTRALLERDE GÜÇ - FREKANS DENETİMİ SERKAN AKÇAY YÜKSEK LİSANS TEZİ Kod No: Bu Tez 19/ 01 / 2007 Tarihinde Aşağıdaki Jüri Üyeleri Tarafından Oy Birliği İle Kabul Edilmiştir.......... Yrd. Doç. Dr. Prof. Dr. Yrd. Doç. Dr. A. Serdar YILMAZ M. Kemal KIYMIK Mehmet BAYRAK Danışman Üye Üye Yukarıda imzaların adı geçen öğretim üyelerine ait olduğunu onaylarım. Prof. Dr. Özden GÖRÜCÜ Enstitü Müdürü Bu çalışma KSÜ Araştırma Projeleri Yönetim Birimi Başkanlığı tarafından desteklenmiştir. Proje No: 2005/1-10 Not: Bu tezde kullanılan özgün ve başka kaynaklardan yapılan bildirişlerin, çizelge, şekil ve fotoğrafların kaynak gösterilmeden kullanımı, 5846 sayılı Fikir ve Sanat Eserleri Kanunundaki hükümlere tabidir.

ÖZET İÇİNDEKİLER SAYFA İÇİNDEKİLER. I ÖZET. III ABSTRACT... IV ÖNSÖZ.. V ÇİZELGELER DİZİNİ VI ŞEKİLLER DİZİNİ.. VII SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ... IX 1. GİRİŞ. 1 1.1. Frekans Kontrolü... 4 2. ÖNCEKİ ÇALIŞMALAR... 6 3. MATERYAL VE METOD.. 8 3.1. Materyal.. 8 3.1.1. Devir Sayısı regülasyonu 8 3.1.1.1. Regülasyon Hakkında Genel Bilgiler. 8 3.1.1.2. Hidrolik Santrallerde Hız Regülasyonu 10 3.1.1.3. İzole Şebeke İle Enterkonnekte Şebekelerde Türbin Hız Regülasyonu. 11 3.1.1.4. Hidrolik Türbinlerde Kullanılan Hız Regülatörü Organları.. 13 3.1.1.5. Hız Regülasyonunun Gerçekleşmesi Ve (MW-Hz) Karakteristik Eğrilerinin İncelenmesi.... 14 3.1.1.5.1. Astatik (Kararsız) ve Statik (Kararlı) Hız Regülasyonu... 17 3.1.1.5.2. Daimi statik veya sürekli devir sayısı değişimi veya hız düşümü. 18 3.1.1.5.3. Paralel Çalışan Türbin Generatör Ünitelerinin Yük Dağılımı 18 3.1.1.5.4. Sistemle Paralel Çalışan Bir Türbin-Generatör Ünitesinin Yükünün Artırılması Veya Azaltılması... 20 3.1.1.5.5. Sistemle Paralel Çalışan Bir Türbin-Generatör Ünitesine Ait Hız Regülatörünün Statik (Hız Düşümü) ayarının Değiştirilmesi.. 21 3.1.1.5.6. Sistemle Paralel Çalışan Bir Turbin-Generatör Ünitesinin Sistem Frekansına İştirak etmesi. 22 3.1.2. Primer Frekans Kontrolü.. 23 3.1.3. Sekonder Frekans Kontrolü.. 27 3.1.3.1. Kontrol Alanı... 27 3.1.3.2. Kontrol Bloğu.. 27 3.1.3.3. Alan Kontrol Hatası 28 3.1.3.4. K-Faktörü. 28 3.1.3.5. Sekonder Kontrol Rezervi...... 29 3.1.3.6. Büyük Frekans Sapmaları Sırasında Sekonder Kontrolün Kalitesi... 29 3.1.4. Tersiyer (Üçüncül) Frekans Kontrolü.. 31 3.2. Metod.. 32 3.2.1. UCTE Kriterlerine Göre Primer Frekans Kontrol Testleri... 32 3.2.1.1. Ölçülecek Sinyaller.. 33 3.2.1.2. Şebeke Hızı Yerine Simüle Frekansın Uygulanması 33 3.2.1.3. İstenen Şartlar.. 33 3.2.1.4. Şebeke Hızı Yerine Simüle Frekans Uygulanarak Gerçekleştirilen Rezerv Testine Ait Grafikler... 34 I

ÖZET SAYFA 3.2.1.5. Şebeke Hızı Yerine Simüle Frekans Kullanılarak Gerçekleştirilen Hassasiyet Testine Ait Grafikler... 35 3.2.1.6. Bir Hidrolik Santral Ünitesinden Beklenen Tepki..... 36 3.2.2. UCTE Kriterlerine Göre Sır HES te Yapılan Primer Frekans Kontrol Testleri. 36 4. BULGULAR VE TARTIŞMA.. 39 4.1. Birinci Model... 39 4.2. İkinci Model. 43 4.2.1. Yük Akışı ve Kısa Devre Analizi 43 4.2.2. Frekans Kontrolü Simulasyonu.. 47 5. SONUÇ VE ÖNERİLER... 54 KAYNAKLAR 55 EKLER.... 56 ÖZGEÇMİŞ 63 II

ÖZET TC KAHRAMANMARAŞ SÜTÇÜ İMAM ÜNİVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ ELEKTRİK ELEKTRONİK MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI YÜKSEK LİSANS TEZİ ÖZET HİDROELEKTRİK SANTRALLERDE GÜÇ - FREKANS DENETİMİ SERKAN AKÇAY DANIŞMAN: Yrd. Doç. Dr. A. Serdar YILMAZ Yıl : 2007 Sayfa:63 Jüri : Yrd. Doç. Dr. A. Serdar YILMAZ : Prof. Dr. M. Kemal KIYMIK : Yrd. Doç. Dr. Mehmet BAYRAK Bu çalışmada hidroelektrik santrallerde yük-frekans denetimi ele alınmış, Orta büyüklükteki iki santral olan Sır ve Berke Hidroelektrik Santrallerinin frekans kontrolüne katkısı araştırılmıştır. Araştırma sırasında Avrupa Elektrik İletimi Koordinasyonu Birliği (UCTE) kriterleri dikkate alınmış, Sır ve Berke Santrallerinin bu kriterlere uyumu incelenmiştir. İki santralin oluşturduğu güç sistem modeli, Digsilent kullanılarak bilgisayar ortamına aktarılmıştır. Modelleme işleminden sonra, söz konusu örnek sistemde, yük akış değişimleri, açma-kapama olayları ve kısa devre gibi işletmede her an karşılaşılabilen olaylar bilgisayar benzetimleri ile sisteme uygulanmıştır. Matlab kullanılarak yapılan modellemede ise iki santralin primer ve sekonder frekans kontrolü performansları ve bu performansların UCTE kriterlerine uygunluğu incelenmiştir. Anahtar kelimeler: Yük-frekans, UCTE, Digsilent III

ABSTRACT UNIVERSITY OF KAHRAMANMARAŞ SÜTÇÜ İMAM INSTITUTE OF NATURAL AND APPLIED SCIENCES DEPARTMENT OF ELECTRICAL AND ELCTRONIC ENGINEERING MSc THESIS ABSTRACT LOAD FREQUENCY CONTROL AT HYDROELECTRIC POWER PLANTS SERKAN AKÇAY SUPERVISOR: Assist. Prof. Dr. A. Serdar YILMAZ Year : 2007 Pages:63 Jury : Assist. Prof. Dr. A. Serdar YILMAZ : Prof. Dr. M. Kemal KIYMIK : Assist. Prof. Dr. Mehmet BAYRAK Load-Frequency Control is studied in this research. The effect of Sır and Berke Hydroelectric Power Plant which are two middle sized power plant on frequency control has been searched. This research is based on UCTE (Union For The Coordination of Transmission of Electricity) criteria. The adaptation Sır and Berke Power Plant to these criteria has been searched. The power system model that is made by two power plants has been transmitted to computer by using Digsilent. After modeling, the events ( which can be faced at any moment) such us load flow changes, open close events and short circuit are adapted to the system by the help of computer simulations. In the modeling which is made by matlab, the primary and secondary frequency control performances of both power plants and the adaptation of these performances to UCTE criteria has been searched. Key Words: Load-Frequancy, UCTE, Digsilent IV

ÖNSÖZ ÖNSÖZ Ülkelerin sanayileşmesinde, kalkınmasında ve gelişmişlik düzeylerinin artmasında elektrik enerjisinin etkisi tartışılamaz. Kullanım kolaylığı, temizliği ve atık bırakmaması nedeniyle, diğer enerji kaynaklarına göre elektrik enerjisi tüketiminin genel enerji tüketimi içindeki payı, sanayileşmiş ülkeler de dahil olmak üzere tüm dünyada hızla artmaktadır. Şu anda dünyada genel enerji tüketimi içinde elektrik enerjisinin payı %35 in üzerindedir. Bu payın önümüzdeki yıllarda %40-50 ye yükselmesi beklenmektedir. Enerji üretiminden tüketimine kadar geçen tüm süreçlerde politikaların belirlenmesi ve uygun teknolojilerin seçimi önemli bir problem oluşturmaktadır. Problemin çözümünün en zor yanı ise bu karar ve politikaların etkilerinin sadece enerji sektörü içinde kalmayıp tüm ülke ekonomisini ve çevreyi kapsamasıdır. Enerji-ekonomi-çevre etkileşimi dikkate alınarak hazırlanan senaryolar ile modellemeler yapılmakta ve çözüm önerileri hazırlanmaktadır. Önümüzdeki dönemde Türk enerji sektörü sadece Türkiye için değil, jeopolitik konumu nedeniyle Avrasya Ülkeleri ve Hazar Bölgesi için kilit sektör durumunda olacak ve bütün ekonomik gelişmeler enerji sektörüne paralel olarak gelişecektir. Elektrik enerjisi, ekonominin ve sosyal hayatın, yaşamımızın en önemli girdisi ve vazgeçilemez bir unsurudur. Elektrik enerjisi gerek yukarıdaki önemi gerek depo edilmeyişi yüzünden her sektörden daha çok planlamaya gereksinim gösterir. Elektrik enerjisini talep anında ve talep edildiği kadar üretmek zorunludur. Bu da etkin bir planlama ile sağlanır. Elektik enerjisi sektöründe planlama çalışmaları yaparken şu dört ana unsuru göz önünde bulundurmak şarttır. Bunlar; elektrik enerjisinin mümkün olduğu kadar ucuz olması, elektrik enerjisi üretiminin talebi karşılamada yeterli olması, elektrik enerji üretiminin güvenilir olması, elektrik enerjisinin kaliteli ve devamlı olmasıdır. Enerjinin kalitesini artırmanın yolu üretim santrallerini iyileştirmekten geçmektedir. EÜAŞ a bağlı hidrolik santrallerin toplam kurulu gücünün % 7.2 lik kısmını oluşturan Sır ve Berke Hidroelektrik Santralleri, UCTE kriterlerine uygun bir çalışma şekli gerçekleştirdiği sürece bu iyileştirmeden nasibini almış kabul edilecek ve tezde hedeflenen amaca ulaşılmış olacaktır. Tez çalışmalarım boyunca, yardımlarını benden esirgemeyen kıymetli hocam Serdar Yılmaz Bey e teşekkürlerimi sunarım. Ocak 2007 KAHRAMANMARAŞ V

ÇİZELGELER DİZİNİ ÇİZELGELER DİZİNİ SAYFA Çizelge 4.1. Sır HES Kumanda Odasından Alınan Anlık Güç Bilgileri.. 40 Çizelge 4.2. Berke HES e Ait Anlık Güç Bilgileri.43 VI

ŞEKİLLER DİZİNİ ŞEKİLLER DİZİNİ SAYFA Şekil 3.1. Bir regülasyon devresine ait basit prensip şeması.... 9 Şekil 3.2. İzole bir şebekede çalışan bir su türbinine ait hız regülatörü ile gerilim regülatörü arasındaki blok bağlantı şeması. 11 Şekil 3.3. Döndürme momenti-devir sayısı (frekans) karakteristik eğrileri... 12 Şekil 3.4. Döndürme momenti-frekans karakteristik eğrisi... 12 Şekil 3.5. Hidrolik türbin generatör ünitelerinin yük-devir sayısı (frekans) regülasyonu için kullanılan hız regülatörlerinin, regülasyon devresi organları ile ilgili blok şeması.. 15 Şekil 3.6. Sır Hidroelektrik Santraline ait hız regülatörünün blok diyagramı... 16 Şekil 3.7. Astatik karakteristikli bir hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik Eğrisi.. 17 Şekil 3.8. Statik karakteristikli bir hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik Eğrisi..... 17 Şekil-3.9. Farklı statik karakteristikli hız regülatörleri ile regüle edilen ve paralel çalışan iki türbin-generatör ünitesinin yük dağılımı... 19 Şekil 3.10. Sistemle paralel çalışan bir türbin generatör ünitesinin yükünün, hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik eğrisinin kaydırılması suretiyle değiştirilmesi..... 20 Şekil 3.11. (MW-Hz) karakteristik eğrisi... 21 Şekil 3.12. Sistemle paralel çalışan ve frekans tutmayan bir türbin generatör ünitesinin, sistem frekansının nominal (fo) değerinde tutulmasına iştirak ettirilmesi... 22 Şekil-3.13. Sistem Frekansının Düşmesi Durumunda Ünitenin Primer Frekans Kontrol Tepkisi. 24 Şekil-3.14. Sistem Frekansının Yükselmesi Durumunda Ünitenin Primer Frekans Kontrol Tepkisi. 25 Şekil-3.15. Primer Frekans kontrolüne katılan ünitelerin sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif çıkış grafikte modellendiği gibi olmalıdır 26 Şekil-3.16. Kontrol hiyerarşisi 27 Şekil-3.17. Trumpet eğrisi... 30 Şekil-3.18. Karakaya HES Gr-1,2 de, 09 Şubat 2006 da meydana gelen arıza anında oluşan trumpet eğrisi 30 Şekil-3.19. Frekans kontrolünün blok diyagramı. 31 Şekil-3.20. Rezerv testleri sırasında uygulanacak simule frekans grafiği.. 32 Şekil-3.21. Hassasiyet testleri sırasında uygulanacak simule frekans grafiği 32 Şekil 3.22. Hız regülatörüne takometreden alınan frekans bilgisi yerine simule frekansın uygulanması. 33 Şekil 3.23. Şebeke frekansı-zaman grafiği. 34 Şekil 3.24. Simule frekansı-zaman grafiği. 34 Şekil 3.25. Aktif güç-zaman grafiği 35 Şekil 3.26. Vana pozisyonu( ayar kanat açıklığı)- zaman grafiği 35 Şekil 3.27. Simule frekansı-zaman grafiği. 35 Şekil 3.28. Aktif güç-zaman grafiği 35 Şekil.3.29. Ünitenin f= -200 mhz Frekans Sapmasına Karşı Tepkisi... 36 Şekil 3.30. Ünitenin f=+200 mhz Frekans Sapmasına Karşı Tepkisi... 36 VII

ŞEKİLLER DİZİNİ SAYFA Şekil 3.31. Ünite 1 ±200Mhz rezerv testine ait grafikler. 37 Şekil 3.32. Ünite-1 hassasiyet testine ait grafikler. 38 Şekil 4.1. Birinci modele ait tek hat şeması.... 39 Şekil 4.2. Birinci modele göre Digsilent de yapılan yük akış analizi.. 41 Şekil 4.3. Enterkonnekte şebekeden ayrıldıktan sonra Digsilent de yapılan yük akış analizi 42 Şekil 4.4. İkinci modele ait tek hat şeması. 44 Şekil 4.5. İkinci modele göre Digsilent de yapılan yük akış analizi 45 Şekil 4.6. Sır-berke hattında meydana gelen bir faz-toprak kısa devresinin simülasyonu.. 46 Şekil 4.7. Sır ve Berke modelinin blok şeması... 47 Şekil 4.8. Simülasyonda kullanılan Sır HES e ait turbin modeli 48 Şekil 4.9. Sekonder frekans kontrol durumu için SIR ve BERKE HES Modeli 49 Şekil 4.10. Berke tarafında yükün % 15 artması durumunda frekanstaki değişim... 50 Şekil 4.11. Sır tarafında yükün % 10 artması durumunda frekanstaki değişim... 51 Şekil 4.12. Berke tarafındaki yükün % 15 artması durumunda frekanstaki değişim... 52 Şekil 4.13. Sır tarafındaki yükün % 10 artması durumunda frekanstaki değişim... 53 VIII

ŞEKİLLER DİZİNİ SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ MW : Megawatt MVar : Megavar Hz : Hertz TWh : Terawatt saat AGC : Otomatik Üretim Kontrolü PI : Oransal İntegral PID : Oransal İntegral Türev DBA : Dinamik Bulanık Ağı ACE : Alan Kontrol Hatası % d : Hız Eğimi f : Frekans n : Devir Sayısı P : Güç UCTE : Avrupa Elektrik İletim Koordinasyonu Birliği EPŞY : Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ZYHA : Zorunlu Yan Hizmetler Anlaşması Q : Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi R : Sekonder Frekans kontrol Rezervi R : Kalıcı Droop r : Geçici Droop T r : Governor Zaman Sabiti T f : Filtre Zaman Sabiti T g : Servomotor Zaman Sabiti VELM : Ayar Kanatları Hız Limiti G max : Maximum Kanat Açıklığı Limiti G min : Minimum Kanat Açıklığı Limiti T w : Su Zaman Sabiti A t : Turbin Kazancı D turb : Turbin Sönümleme : Yüksüz Akış Q NL IX

GİRİŞ 1. GİRİŞ Bir enerji iletim şebekesinde aktif ve reaktif gücün akışı birbirinden bağımsızdır ve farklı denetim faaliyetleri ile kontrol edilirler. Bu nedenle aktif ve reaktif güç kontrolünde yaşanan problemlerin çözümü için değişik çalışmalar yapılır. Aktif güç kontrolü, frekans kontrolü ile yakından ilişkilidir. Benzer olarak reaktif güç kontrolü ile gerilim kontrolü arasında yakın bir ilişki bulunmaktadır. Bu çalışmada hidroelektrik santrallerinde güç ve frekans kontrolü ele alınacak, reaktif güç kontrolü ile ilgilenilmeyecektir. Bir güç sisteminin frekansı, aktif güç dengesine bağlıdır. Frekans sistemin her noktasında etkili ve bilinen bir faktör olduğundan, bir noktada olabilecek aktif güç talep değişimi, frekansta değişikliğe yol açacak ve bu değişim, büyüklüğüne göre sistemin başka noktalarında da hissedilecektir. Enterkonnekte sistemlerde frekansı denetlemek için aktif gücün yani santralin ürettiği gücün kontrolü gereklidir. Bunu tüm sistem üzerinde yapabilmek gerekir. Yapılan kontrol öylesine güçlü olmalıdır ki, başka faktörlerden etkilenmemelidir. Daha açık bir ifadeyle sistemde yapılan müdahale büyük ve etkili olmalıdır. Böylece tüm sistemi etkileyebilecektir. Bunu büyük güçlü santraller aracılığıyla yapmak daha kolaydır. Küçük bir santralde yapılan (örneğin birkaç MW) güç artışı frekansta çok az hissedilirken, birkaç yüz MW'lık ünitelerden oluşan bir santraldeki değişimlerin etkisi daha geniş ve şiddetli olabilmektedir. Enerji sistemlerinde güç değişimi sistem dinamiklerinin (generatör, türbin, hız regülatörü vb) cevap verme süresine bağlı olarak dört kademede incelenebilir. 1- Generatördeki rotor salınmaları (ilk bir iki milisaniye yada saniye) 2- Frekans düşümü (birkaç saniye den beş on saniyede kadar) 3- Türbin hız regülatörünce gerçekleştirilen birincil (primer) kontrol (beş on saniye civarı) 4- Merkezi regülatörlerde ve denetleyicilerin yaptığı ikincil (sekonder) kontrol (1 dakika civarı) İlk iki olay daha çok hızlı dinamik analizler içerisinde incelenir ve dinamik kararlılık kavramı içerisinde izlenir. Birincil ve ikincil frekans denetimi olayı ise yük frekans kontrolü açısından önemlidir. Birincil frekans ya da hız denetimi ile santralin aktif güç dengesi sağlansa bile frekanstaki hata sıfıra dönüştürülememektedir. Daha basit bir ifade ile güç dengesi sağlanmakta yani frekanstaki değişim sona ermekte ama frekans 50 Hz'de getirilememektedir Birincil kontrolün etkisi ile kontrol edilen bölgedeki generatörler değişen yükü kendi büyüklükleri oranında paylaşmaktadır. İkincil kontrol ise destekleyici bir denetim mekanizması olup, frekans hatasını sıfıra indirgeyen integral denetleyicilerden dolayı frekansın anma değerine getirilmesi mümkün olabilmektedir. 1

GİRİŞ Enterkonnekte alanların frekans kontrol problemleri, tek alanlı sistemlerin birçoğundan daha önemlidir. Bugün birçok güç sistemleri enterkonnekte sistem oluşturacak şekilde komşu sistemlere bağlanırlar ve yük-frekans kontrol problemleri ortak bir sorun haline gelir. Aynı şekilde enterkonnekte sistemleri birbirine bağlayan bağlantı hatları üzerinden akan aktif gücü kontrol etme de ortak bir sorundur. Fakat alanların birbirine bağlanarak çalışmasının birçok avantajı vardır ve bu iki kelimeyle özetlenebilir : 'karşılıklı yardımlaşma'. Büyük sistemlerdeki yük değişimi, üretim kaybı gibi durumlardan sistemin yapısı çok fazla etkilenmez. Örneğin ABD ve Kanada arasında mevcut olan enterkonnekte sistemde 3000 MW ani bir yük değişimi olsa frekans değişimi 0.1 Hz den daha az olur. Oysa 1000 MW kapasiteli küçük bir sistemde, 300 MW kadar (Kapasitenin %30'na karşı düşen) üretim kaybı olsa, eğer sistem tek başına çalışıyorsa korkunç değişimler olacaktır. Frekans aşırı düşecek, geçici güç açı salınımları tüm sistem elemanlarını yıpratacak ve sonuçta sistem tam olarak çökecektir. Aynı sistem, 100.000 MW kapasiteli bir enterkonnekte sistemin parçası olsaydı, aynı 300 MW lık üretim kaybı sadece %0.3 lük kayba karşı gelecekti. Frekans korunabilecekti ve normal üretim yeniden sağlanana kadar arızalı alan yükünü karşılayabilmek için diğer alanlardan bağlantı hatları yolu ile güç akışı olacaktı. Sistemin büyük olması aynı zamanda kontrol alanları arasındaki rezerv güç ihtiyacını azaltacaktır. Elektrik şebekeleri tüm dünyada hızla bir şekilde gelişip büyümektedir. Öyle ki bir ülke sadece kendi içinde enterkonnekte şebeke oluşturmakla yetinmeyip, komşu ülkelerle iletim hattı bağlantıları kurup, güç alışverişi yapmaktadır. Türkiye elektrik sistemi şu anda diğer ülkelerle senkron işletme içinde değildir, ancak Azerbaycan, Ermenistan, Bulgaristan, Romanya, İran, Irak ve Suriye gibi birçok enterkonneksiyona sahiptir. Yunanistan, İran, Irak ve Suriye ile ilave 400 kv bağlantılar için planlar yapılmaktadır. Ayrıca 28.09.2005 tarihinde Avrupa Elektrik İletimi Koordinasyonu Birliği UCTE ile protokol imzalanmış ve ulusal enterkonnekte sistemimiz Avrupa enterkonneksiyonu ile tahmini olarak 2007 den itibaren Yunanistan üzerinden irtibatlandırılmış olacaktır. [TEİAŞ-2005] Amacı 22 Avrupa ülkesi iletim sistemi operatörlerinin işletme etkinliklerinin koordine edilmesi, elektrik iletim sisteminin güvenilir ve düşük maliyetli bir şekilde planlanması, işletilmesi ve tüketicilere kaliteli, yeterli ve ucuz elektrik enerjisi arzedilmesi olan UCTE, farklı güç sistemlerini senkronize bir şekilde işletmektedir. UCTE ağları üzerinden 450 milyon insana elektrik enerjisi sağlanmakta olup yıllık elektrik enerjisi tüketimi yaklaşık 2100 TWh tir. [UCTE İşletme El Kitabı-2004] Böyle büyük bir enterkonnekte sistemin kendine özgü kriterleri ve politikaları vardır. Bu politikaların birincisi ise yük-frekans kontrolüdür. UCTE ye bağlanabilmemiz için bu kriterleri sağlamamız ve öncelikle enterkonnekte sistemimizin kendi içinde kararlı çalışması gerekmektedir. Başka bir deyişle, frekans performansımızın UCTE kriterlerine uygun hale getirilmesi gerekmektedir. Sistem işletmecisi olan TEİAŞ, bu kriterleri yerine getirmek için çeşitli projeler geliştirmekte, üretim tesislerinde çeşitli testler yapmakta, yönetmelikler hazırlamaktadır. 2

GİRİŞ 03.11.2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmi Gazete de yayımlanarak yürürlüğe giren ve 01.08.2006 tarihi itibarıyla nakdi olarak uygulanmaya başlanan Dengeleme Ve Uzlaştırma Yönetmeliği de bunlardan biridir. Şimdiye kadar hidrolik santrallerden sadece Atatürk, Keban ve Karakaya gibi büyük güçlü santraller frekans tutmaktayken, bu yönetmeliğe göre ; a) Toplam 100 MW ve üzerinde kurulu güce sahip bir üretim tesisi, b) 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip ünite, frekans kontrolüne katılmakla yükümlüdür. Başka bir ifadeyle; küçük ve orta büyüklükteki üretim tesisleri de, Türkiye elektrik sisteminin UCTE kriterlerine göre frekans performansının iyileştirilmesi için gücü ölçüsünde sisteme katkı sağlayacaktır. Frekans performansının iyileştirilmesinde hidrolik santraller kilit rol oynamaktadır. Çünkü hidrolik santrallerdeki ünitelerin devreye alınması veya devreden çıkarılması, termik santrallere göre çok daha kolay ve hızlı olmaktadır. Bir hidrolik ünite 3-5 dakika içinde paralele girebilmekteyken bu süre termik santral ünitelerinde saatler sürmektedir. Yine aynı şekilde hidrolik ünitelerde, sistemden gelen yük alma veya yük atma talepleri ayar kanatlarıyla hızlı bir şekilde yerine getirilirken, termik santrallerde daha uzun bir proses işlemektedir. Hidrolik santrallerde frekans kontrollü çalışmanın bazı zararları da vardır. Özellikle kavitasyon bölgesinde çalışma neticesinde türbin çark kanatlarında aşınmalar, hidrolik sistemlerde yıpranmalar, vibrasyon sorunları vs. bunlardan bazılarıdır. Ayrıca şebeke kaynaklı arızalardan dolayı, ünitelere darbeler gelebilmekte, yük alma ve yük atma limitleri zorlanarak mekanik aksamlarda hasarlar oluşabilmektedir. Frekans kontrolüne katılımını incelediğimiz Sır Hidroelektrik Santralinde, 2005 yılı içerisinde meydana gelen arızalardan bazıları (frekans kontrollü çalışmadan kaynaklanan) şu şekilde sıralanabilir; 07.03.2005 tarihinde, saat 02:30 da türbin vibrasyon arızası sinyali alınmış ve ünite devre dışı olmuştur. 10.03.2005 tarihinde, hız regülatörü servo motor kapama contası deforme olmuş ve yenisi ile değiştirilmiştir. 12.04.2005 tarihinde, saat 07:44 de ünite devreye alındıktan sonra frekans kontrollü çalışma modu seçilmiş ve hemen ardından reaktif güçte bir düzensizlik meydana gelmiş, önce ikaz sistemi sonrada ünite devre dışı olmuştur. 30.04.2005 tarihinde, saat 13:42 de türbin vibrasyon arızası sinyali alınmış, güç düşürülerek ünitenin devre dışı olması engellenmiştir. 03.05.2005 tarihinde, saat 15:24 de türbin vibrasyon sinyali alınmış ve ünite devre dışı olmuştur. 3

GİRİŞ 23.08.2005 tarihinde, hız regülatörü yağ sıcaklığı yüksek sinyali alınmış ve yapılan kontrolde hız regülatörü yüksek basınç pompasının gövdesinin boydan boya çatladığı görülmüştür. 24.10.2005 tarihinde, hız regülatörü sisteminde ki yağda köpüklenme olmuş ve 11 varil yağ değiştirilmiştir. 22.11.2005 tarihinde, bara düşük frekans rölesinin çalışması neticesinde baraya bağlı tüm kesiciler açmış ve iç ihtiyaç kesilmiştir. 24.11.2005 tarihinde, hız regülatörü sistemine ait 1113 ve 1123 nolu valflerin yayları yenileriyle değiştirilmiştir. 30.11.2005 tarihinde hız regülatörü basınçsız yağ tankına ait filtreler sıcaklık yükselmesi ve tıkanmadan dolayı yenileriyle değiştirilmiştir. Yukarıda meydana gelen arıza ve sorunları minimuma indirmek için hidrolik ünitelerinin özgül su faktörüne, düşü ve verim eğrilerine dikkat edilerek, optimum çalışma aralığındaki güçlerde çalıştırılmalıdır. Santral işletmecileri, frekans kontrolünde kilit rol oynayan hız regülatörlerinin bakımlarına özel itina göstermeli, zamanla kalibrasyonu bozulan ölçüm organlarının ayarlarını hassas şekilde yapmalıdırlar. 1.1. Frekans Kontrolü Senkron generatör rotorlarının dönüş hızlarının elektriksel ifadesine FREKANS denir. Bir güç sisteminin kararlı çalışabilmesi için frekans sabit kalmalıdır. Sabit frekansta çalışabilme güç dengesi durumunda mümkündür. Frekans Kontrolü, bir elektrik sisteminin üretim-tüketim dengesinin kontrolüdür ve üç seviyede ele alınır. 1-Primer Kontrol: Elektrik Enerjisi üretim ve tüketiminin eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit bir değerde dengeleyip frekans değişimini durdurmak için ünite rezerv kapasitesinin, türbin hız regülatörünün ayarlanan hız eğim (speed-droop) oranında, frekans sapması süresince merkezi müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlanması suretiyle katkıda bulunmasıdır. Eğer frekans sapması ± 20mHz i geçerse primer frekans aktive olur. Primer kontrol yapan üniteler frekanstaki sapmayı takip ederek maksimum 15 saniye içerisinde primer rezerv yükünün % 50 sini, 30 saniye içerisinde de tamamını aktive edebilmelidir. 2-Sekonder Kontrol: Sekonder kontrol edici (AGC - Automatic Generator Control) aracılığıyla ve primer kontrol (primer kontrol rezervi) tarafından kullanılan gücün serbest kalması amacıyla frekansın nominal değerine geri dönebilmesi için katkıda bulunmasıyla (özellikle en büyük üretim ünitesinin servis harici olmasından sonra ) Alan Kontrol Hatasını otomatik olarak düşürmeye yeterli olan işletme rezervinin ilave bir miktarıdır. Ünitenin çıkışındaki değişimin başlaması için maksimum tepki süresi 30 saniyedir ve sapma maksimum 15 dakika içinde dengelenmelidir. 3-Tersiyer Kontrol: Sekonder kontrole katılan ünitelerin çalışma noktasını değiştirmeye ve sekonder kontrol gücünü ekonomik açıdan farklı ünitelere mümkün olan en iyi şekilde 4

GİRİŞ dağıtmaya yeterli olan işletme rezervinin ilave bir miktarıdır. Tersiyer kontrol rezervi herhangi bir anda devreye alınabilmelidir. Tersiyer rezerv, başka bir olayı karşılayabilmek için sekonder rezervi serbest hale getirir. 5

ÖNCEKİ ÇALIŞMALAR 2. ÖNCEKİ ÇALIŞMALAR Tripathy ve Bhardwaj (1995), yaptıkları çalışmada, küçük güçlü su türbinleriyle çalıştırılan generatörlerin otomatik generatör kontrolünü incelemişlerdir. Hindistan ve çevresindeki ücra tepelik bölgelerde çoğunlukla kullanılan küçük hidrolik santrallerindeki dinamikler ve kontroller generatörün iki farklı çalışma şekliyle incelenmiştir. Birincisi izole şebeke, ikincisi ise enterkonnekte şebeke. İzole şebekede, generatörün frekans ve yükü tamamen mekanik hız regülatörü ile kontrol edilmiştir. Enterkonnekte şebekede ise frekans ve yük, hız regülatörüyle, integral etkili bir kontrolcünün beraber çalışmasıyla kontrol edilmiştir. Digital simulasyon sonuçlarından, integral etili kontrolün transient haldeki durumda daha başarılı olduğu anlaşılmıştır. Stojkovic (2003), yaptıkları çalışmada, Sırbistan-Karadağ güç sistemindeki yükfrekans kontrolüne ait problemleri incelemiş ve kendine has bir yaklaşım geliştirerek çözümünü anlatmaya çalışmıştır. Yük-frekans kontrolünün tamamı, tek bir bilgisayar üzerinden yapılmaktadır. Regülasyon ünitesinin hareketi ve düzenli regülasyon gücü etkisi için geliştirilen algoritma, kompakt bir dizayna sahip birçok PI kontrolcüsünün karşılaştırılmasıyla elde edilmiştir. Bu algoritmada kullanılan yük- frekans kontrolcüleri, geri planda SCADA sisteminin yardımıyla ve enerji şirketlerinin de katkılarıyla geliştirilerek güvenilir ve etkin bir hale getirilmiştir. Eker (2003), yaptığı çalışmada, hidrolik türbinlerde hız kontrol regülatörleri için, güçlü tek giriş-çok çıkış tasarım yaklaşımını sunmuştur. Lineer olmayan türbin modelini, suyun koç darbesi etkisi, yayılan dalgalar, ve esnek olmayan cebri boruları da içine alarak geliştirmiştir. Projede, çok terimli H optimizasyon yöntemi kullanılmıştır. Elde edilen sonuçlar, geleneksel PI ve PID tasarımlarıyla karşılaştırılıp, zaman ve frekans düzleminde sunulmuştur. Neticede, bazı düzensizlikler olsa bile, önerilen hız regülatörü, performansı önemli bir oranda iyileştirmektedir. Oysal ve ark. (2004), yaptıkları çalışmada, akıllı denetim esasına dayanan bir yük frekans denetleyicisi önermişlerdir. Önerilen yeni kontrolör sinir ağları ve bulanık mantık teknolojilerinin sakıncalı taraflarının üstesinden gelmekte ve her birinin üstün taraflarını kullanmaktadır. Kendi işlem birimlerinde geciktiriciler ve integratörler gibi dinamik elemanları içeren bir dinamik bulanık ağı (DBA), bir yük frekans denetimi tasarımında kullanılmıştır. Tasarım, DBA parametrelerinin hesaplanmasına dayanır. Bu da yük frekans hata masraflarını içeren bir ölçütün en aza indirilmesi ile sağlanır. Gerekli olan ölçütün ağ parametrelerine göre gradyanları, adjoint duyarlılık analizi ile hesaplanmıştır. Kishor ve ark. (2005), yaptıkları çalışmada, bir hidroelektrik santralinde cebri borulardaki suyun debisinin değişim etkisini, irrasyonel matematik fonksiyonuyla tanımlamıştır. Bu çalışmadaki fonksiyonda, düşük değerli bir H-sonsuz yaklaşım metodu kullanılmıştır. Ayar kanat açıklığı - türbin gücü - doğrusal olmayan kararlı durum karakteristiği, bu indirgenmiş yükleme fonksiyonu ile modellendirildikten sonra, zaman ve frekans düzleminde türbin güç simülasyonları oluşturulmuş ve çok iyi bilinen Padé yaklaşımı ile karşılaştırılmıştır. Dijital simülasyonlardan görülmüştür ki; hidrolik santrallerde arıza sonucu ortaya çıkan yüklenmelerde, hız regülatörü frekans kontrolü noktasında tek başına etkili değildir. Bununla beraber, hız regülatörü, izole edilmiş generatör sistemlerinde mevcut tek kontrolördür. Ayrıca, enterkonnekte şebekeye 6

ÖNCEKİ ÇALIŞMALAR bağlantılı generatör sistemlerinde, ACE kontrolü, gerçek güç yüklenmesi meydana geldiğinde, jeneratörün frekans kontrolünü etkin bir biçimde düzenleyebilir. Demirören ve Zeynelgil (2006), yaptıkları çalışmada, integral kazançları ve bias faktörleri için genetik algoritma kullanmışlar, üç bölgeli güç sisteminin bozulması sonrası otomatik generatör kontrolüne uygulamışlardır. Geleneksel üç bölgeli AGC sistemi, dinamikleri üzerinden karşılıklı etkileri dikkate alarak düzenlemişlerdir. Bozulma sonrası AGC lerde çift taraflı daraltma/ayarlama işlemleri araştırmışlardır. Gerçek ölçümler üzerine kurulu devamlı GA parametreleri kullanılarak, ACE parametrelerinin kendi performans indeksi optimizasyonu sağlanmıştır. Bu yöntem, zaman-veri işlevlerinin bilgisayar tarafından kaydedilebilmesi sebebiyle seçilmiştir. 7

MATERYAL VE METOD 3. MATERYAL VE METOD 3.1. Materyal 3.1.1. Devir Sayısı Regülasyonu 3.1.1.1. Regülasyon Hakkında Genel Bilgiler Regülasyon ve kumanda, bir ana işlemin otomatikleştirilmesine yarayan yardımcı işlemlerdir. Regülasyon tekniğinin görevi, teknik cihazlarda yahut tesislerde bir malzemenin yahut enerjinin miktarını veya basınç, devir sayısı veyahut ta gerilim gibi fiziksel büyüklüklerin durumunu önceden verilen tasarlanmış bir plan çerçevesi içinde kontrol etmek ve ayarlamaktır. Regülasyon olayında, bir büyüklüğün önceden verilen değeri regülatörün ilgili bir organı tarafından devamlı olarak ölçülmek suretiyle kontrol edilir ve önceden verilen, yani istenen değerde herhangi bir değişme meydana geldiğinde bu değişiklik regülatör tarafından otomatik olarak düzeltilir. Kapalı bir devrede cereyan eden bu değişikliğin düzeltilmesi işi kapalı regülasyon devresini oluşturur. Bir regülasyon olayı esnasında önceden öngörülen, yani istenen bir değerin sabit kalması için regülasyonun da sabit olması gerekir. Bir regülatörün görev yapma derecesi, regülatörün, regülasyonda meydana gelen değişmelere karşı cevap verme kabiliyeti ile belirlenir. Regülasyon olayında meydana gelen değişmeler, yani regülasyon olayında meydana gelen değişiklikleri devamlı kontrol eden regülasyon devresi ölçü-karşılaştırma organının vereceği sinyaller ekseri hallerde çok küçük olur. Bu küçük sinyaller regülasyon devresine ait kumanda organlarını doğrudan doğruya harekete geçiremezler. Bu yüzden regülasyon olayında meydana gelen değişiklikleri devamlı olarak kontrol eden, yani regülasyon büyüklüğünün mevcut değeri ile istenen değerini devamlı olarak karşılaştıran organın vereceği sinyallerin kuvvetlendirilmesi gerekir. Bu sinyallerin kuvvetlendirilmesi ile aynı zamanda regülasyon tertibatının regüle edilen teçhizat özelliklerine ve durumuna en isabetli uygunluğu da sağlanmış olur. Bir regülatörün yerine getirdiği regülasyon olayı, genel olarak aşağıda kaydedilen değişik olayların sıra ile ve otomatik bir şekilde cereyan etmesinden meydana gelir: 1- Ölçme (Kontrol): Regüle edilen yani regülasyona tabi tutularak ayarlanmak istenen herhangi bir büyüklüğün mevcut (X) değerinin tespit edilmesi; 2- Karşılaştırma (Mukayese etme): Regülasyona tabi tutularak (X k ) değerinde olması istenen herhangi bir büyüklüğün mevcut (X) değeri ile istenen (X k ) değeri arasındaki (X w ) farkının karşılaştırılması; yani X w =X-X k farkının saptanması; 3- Kuvvetlendirme ve zamansal hareket oranının teşkili; Yani kumanda ve ayar büyüklüğü olarak herhangi bir (Y) değerinin üretilmesi; 8

MATERYAL VE METOD 4- Kumanda (ayar): Regülasyona tabi tutulan herhangi bir büyüklüğün değerinin istenen (X k ) değeri elde edilinceye yani X w = 0 oluncaya kadar enerji akımının yahut kütle hareketinin değiştirilmesi. Regülasyon hadisesinin etki seyrinin böyle bir sıra ile oluşması kapalı bir devre içinde cereyan etmektedir. Regülasyon olayı seyrinin dördüncü safhasında oluşan "kumanda-ayar" hareketi regülasyona tabi tutulan yani regüle edilen büyüklüğün mevcut (X) değerinin değişmesine ve yeni bir ölçü değerinin doğmasına sebep olur. Regüle edilen, yani regülasyona tabi tutulan bir teçhizat ile regülasyon tertibatlarının birbirleri ile birlikte görev görmesi bir regülasyon devresi meydana getirir. Esasen her regülasyon hadisesi kapalı bir etki devresi içinde cereyan eder. Bu kapalı devreye ait regülasyon sinyalleri bir tek yönde tesir icra ederler. Bu sebepledir ki bir regülasyon devresine ait bütün organlar için sadece bir tek tesir yönüne sahip olma özelliği aranır. Yani, bir regülasyon devresindeki herhangi bir organa ait çıkış büyüklüğündeki bir değer değişmesinin bu organın giriş büyüklüğü değeri üzerine hiç bir geri etkime yapmaması, yani ters etkide bulunmaması gerekir. Regüle edilen teçhizat X Y X k X w regülasyon tertibatı X w = X-X k Şekil 3.1. Bir regülasyon devresine ait basit prensip şeması. X w = Regülasyon sapması; yani regülasyona tabi tutulan herhangi bir büyüklüğün istenen (X k ) değerinde meydana gelen değişiklik; X = Regülasyon büyüklüğünün mevcut değeri; yani regülasyona tabi tutulan (ayarlanmak istenen) herhangi bir büyüklüğün regülasyon devresi ölçü kontrol organı tarafından ölçülen değeri; X k = Regülasyon büyüklüğünün, yani ayarlanmak istenen büyüklüğün istenen değeri; Y = Kumanda-ayar büyüklüğüdür. 9

MATERYAL VE METOD 3.1.1.2. Hidrolik Santrallerde Hız Regülasyonu Hidroelektrik santrallarda kullanılan su türbinlerinde devir sayısı regülasyonu için, ekseri hallerde, türbin-generatör şaftının devir sayısı veya bu devir sayısına uygun olan bir elektriki büyüklük, türbin hız regülatörünün giriş büyüklüğü sinyali olarak değerlendirilir. Bazı hallerde de su türbininin tahrik ettiği senkron generatörün frekans veya gerilimi hız regülatörünün giriş büyüklüğü sinyali olarak seçilebilmektedir. Hidroelektrik santrallarda kullanılan bir hız regülatörü, türbinin kumanda mekanizmasını (Francis tipi su türbinlerinde türbin ayar kanatları kumanda servomotorunu, Kaplan tipi su türbinlerinde türbin ayar kanatları kumanda servomotoru ile türbin rotoru kanatlarına ait kumanda servomotorunu ve Pelton tipi su türbinlerinde ise Pelton düzesi = Pelton püskürtücüsü kumanda servomotoru ile Pelton düzesi saptırıcısı kumanda servomotorunu özel servomotorlar vasıtası ile tahrik eder ve türbin ayar kanatlarının veya türbin düzesi iğnesi ile saptırıcısının açıklıklarının değişmesine ve dolayısıyla türbin gücünün değişmesine tesir eder. Ancak, gücün değişmesi esnasında türbinin devir sayısı sabit kalır. Esasen türbinin gücü ne kadar değişirse değişsin, devir sayısını istenilen ölçüler içinde sabit tutmak hız regülatörünün ana görevidir. Türbin ayar kanatlarının yahut türbin düzesi iğnesi ile saptırıcısının açma-kapama, yani kumanda için kullanılan özel servomotorlarına (özel hidrolik silindirlere) regülasvon kuvvetlendiricileri adı verilir. Türbin-generatör ünitesinin devir sayısının (frekansının) belirli ve istenilen sınırlar içinde sabit kalması ile birlikte türbin-generatör ünitesinin gücünün değişmesi için hız regülatörünce, yani regülasyon tertibatınca, türbin ayar kanatlarının veya türbin düzesi iğnesi ile saptırıcılarının açıklıklarının değiştirilmesi olayına, yani türbinin su debisinin ayarlanması olayına, "regülasyon olayı" veya "regülasyon hareketleri" adı verilmektedir. [Başeşme-2003] Meydana gelen regülasyon hareketleri ile su akımının ve su debisinin değişmesi sonucu cebri boru ve salyangoz gibi organlarda ani geçici basınç değişiklikleri (ani geçici basınç yükselmeleri ve azalmaları) meydana gelir. Bu ani geçici basınç değişiklikleri regülasyon olayı üzerine kötü etkide bulunurlar; yani regülasyon olayını bozucu büyüklükler olarak tesir ederler. Keza elektriki şebeke, yani izole veya enterkonnekte şebeke de, generatör üzerinden türbin regülasyonu üzerine bazen regülasyonu bozucu, bazen de regülasyon olayını iyileştirici etkilerde bulunabilirler. Elektriki şebekenin türbin hız regülasyonu üzerine değişik etkilerde bulunması, türbin-generatör ünitesinin izole bir şebeke içinde veya ulusal elektrik sistemi içinde ve diğer enerji üretim tesisleri ile paralel çalışması şartlarına göre değişir. Hız regülasyonu için dikkatten uzak tutulmaması gereken diğer bir konu da türbinin tahrik ettiği generatörün gerilim regülasyonu devresidir. Bilhassa omik yüklü izole bir şebekede çalışan bir hidroelektrik santral generatörünün gerilim regülasyonu devresinin ayarı konusu, hız regülasyonu için çok büyük bir önem arz etmektedir. Çünkü türbinin ve generatörün devir sayısında meydana gelecek herhangi bir değişme, generatörün geriliminde de geçici bir değişikliğin meydana gelmesine yol açmakta; keza, 10

MATERYAL VE METOD generatörün aktif yükünde meydana gelecek bir değişme de, sistem durumuna göre devir sayısı regülasyon devresine büyük ölçüde tesir etmektedir. İzole bir sistemde çalışan bir su türbini devir sayısı regülasyon devresi ile gerilim regülasyonu devresi, aşağıdaki Şekilde verilen basit blok bağlantı şemasında görüldüğü gibi, birbirleri ile bağımlı olarak çalışırlar. Bu tip regülasyona bir nevi "çift katlı regülasyon" veya "ikili regülasyon" adı verilir. Şekil 3.2. İzole bir şebekede çalışan bir su türbinine ait hız regülatörü ile gerilim regülatörü arasındaki blok bağlantı şeması. 1) Türbin hız regülasyonu devresi, 2) Generatör gerilim regülasyonu devresi, Şekil 3.2 de kesiksiz çizgi ile gösterilen blok şema, türbin hız regülasyonu devresini ifade etmektedir ve R 1 türbin hız regülatörünü, S 1 regüle edilen teçhizatı, yani türbin teçhizatını temsil etmektedir. Bu basit regülasyon devresi blok şeması, ancak, generatör geriliminin sabit kabul edilmesi hali için geçerli olmaktadır. Generatör gerilimi sabit kabul edilmeyecek olursa kesikli çizgi ile gösterilen gerilim regülasyonu devresinin de göz önüne alınması gerekmektedir. 3.1.1.3. İzole Şebeke İle Enterkonnekte Şebekelerde Türbin Hız Regülasyonu İzole bir şebekeye bağlı tüketicilerin beslenmesi halinde türbin hız regülatörü tüm izole şebekenin frekansını tayin eder. Böyle bir izole şebekede regülasyon olayında meydana gelecek olan sapmalar, tüketicilerin döndürme momenti-frekans karakteristik eğrisi üzerindeki çalışma noktasının yerinin değişmesine sebep olur ve yükte bir değişme meydana gelmesini mümkün kılar. Yükte meydana gelebilecek olan bu değişme izole şebekedeki tüketicilerin döndürme momenti-frekans karakteristik eğrisinin eğimine bağlıdır. Aşağıdaki Şekil de görüldüğü gibi türbinin döndürme momentinde meydana gelecek bir değişiklik ile, yani güçte meydana gelecek bir değişiklik ile frekansta da buna uygun bir değişiklik meydana gelecektir. Bu olayların oluşması, regülasyon olayı sayesinde gerçekleşir. Aynı zamanda tüketicilerin makinelerinin atalet momenti de türbinin tahrik ettiği senkron generatörün atalet momentine büyük ölçüde etkide bulunur. 11

MATERYAL VE METOD Şekil 3.3. Döndürme momenti-devir sayısı (frekans) karakteristik eğrileri Ulusal elektrik şebekesi ile paralel çalışma halinde ise hidrolik türbinin tahrik ettiği generatör rotoru, yani hidrolik türbin, şebeke frekansına uygun olan bir devir sayısı ile ve senkron döndürme momenti ile döner. Yani aşağıdaki Şekilde basitçe görülebileceği gibi makine gurubunun döndürme momenti-frekans karakteristik eğrisi üzerindeki çalışma noktası ulusal elektrik şebekesinin frekansı ile belirlenir. Şekil 3.4. Döndürme momenti-frekans karakteristik eğrisi Bir türbin hız regülatörünün görevi, belirli bir yükte şebekeyi besleyebilmek için yükfrekans (devir sayısı) karakteristik eğrisini el ile veya otomatik olarak aşağı-yukarı kaydırmaya ve türbinin gücünü ayarlamaya hizmet etmektir. Türbinin tahrik ettiği generatör ulusal şebekeden ayrılır ayrılmaz türbin ve generatör izole olarak çalışmaya başlar. Böyle bir makine gurubunun devir sayısı-yük regülasyonu, izole bir şebekeyi besleyen bir makine gurubunun devir sayısı-yük regülasyonuna benzer. 12

MATERYAL VE METOD 3.1.1.4. Hidrolik Türbinlerde Kullanılan Hız Regülatörü Organları Su türbinlerinin devir sayısı regülasyonun da kullanılan hız regülatörleri genel olarak basınçlı yağ ile çalışırlar. Yardımcı enerji kaynağı olarak kullanılan bu basınçlı yağın işletme basıncı 35-40 kg/cm 2 ye kadar çıkabilir. Hidrolik düşüsü 50 m den daha yüksek olan santrallerde sadece kapama maksadı için yardımcı enerji kaynağı olarak cebri borudaki su basıncından istifade edildiği tesisler de vardır. Ekseri "hallerde küçük su türbinlerindeki yük-devir sayısı regülasyonu el ile ve mekaniki olarak yapılır. Fakat 5000 mkg' dan daha büyük güçlü su türbinlerinin yük-devir sayısı regülasyonu için mutlaka yardımcı bir enerji kaynağından istifade edilir. Su türbinlerinin yük-frekans (devir sayısı) regülasyonun da kullanılan bir hız regülatörü, değişik kısımlarının gördüğü görevlere göre, aşağıda kaydedilen ana organlardan meydana gelir; Ölçü tertibatı ve ölçü değeri vericisi; Pilot valf ve tevzi valfı tertibatları ile hareket iletim kolları; Geri besleme tertibatı (restore mekanizması); Daimi statik, stabilite tertibatı ve yardımcıları; Devir sayısı ayar tertibatı, uzak ve mahalli kumanda tertibatları; Limitleme tertibatları; Geçici statik ve yüksüz dönme sahası ayarı tertibatı; Emniyet tertibatları; Basınçlı yağ sistemleri; Regülasyon kuvvetlendiricileri (ayar kanatları kumanda servomotorları) Genel olarak küçük güçlü su türbinlerinde kullanılan hız regülatörleri basit ve küçük bir yapıya sahiptirler. Buna karşın büyük güçlü su türbinlerinin yük-devir sayısı regülasyonun da kullanılan hız regülatörleri oldukça karmaşık bir yapıya ve oldukça büyük organlara sahiptirler. Büyük su türbinlerinin yük-frekans (devir sayısı) regülasyonun da kullanılan hız regülatörlerine ait türbin ayar kanatları kumanda servomotorları hız regülatörlerinden uzakta ve türbin mahallinde; basınçlı ve basmasız regülasyon yağı sistemleri ise ya yan yana veya ayrı ayrı mahallerde; ölçü tertibatı yani ölçü değeri vericisi, pilot valf ve tevzi valfı ile hareket iletim kolları, stabilite tertibatları ve yardımcıları, emniyet tertibatları, limitleme tertibatları ve uzaktan veya mahallinden kumanda tertibatları ise yan yana fakat ayrı bir pano içinde tesis edilirler. Bu pano üzerine ayrıca, türbin devir sayısı göstergesi, türbin ayar kanatları açıklık limit göstergesi, türbin ayar kanatları açıklık göstergesi, hız regülatörü daimi statik göstergesi vs. gibi diğer yardımcı alet veya göstergelerde yerleştirilirler. Hız regülatörüne ait regülasyon büyüklüğü ölçü tertibatı, yani regülasyon büyüklüğü ölçü değeri vericisi (ki bu tertibat çoğu kez bir pandül sistemi olabilir) ile pilot valf ve tevzi valfı gibi ön kumanda tertibatları ve stabilite tertibatı müşterek bir başlık halinde tesis edilir. Bu müşterek başlığa "Aktüatör" "aktivitör veya regülatör beyni" adı verilir. Bir hız regülatörüne ait bu beyin kısmi yani aktivitör kısmı türbinin nominal devir 13

MATERYAL VE METOD sayısındaki değişmeleri hissedip ölçmeye ve değişen devir sayısını nominal devir sayısına eşitlemek için türbin ayar kanatlarına açma veya kapama yönünde yeteri kadar bir ön kumanda vermeye; keza türbin ayar kanatlarının açıklığını istenilen değerde sınırlandırmaya, yani limitlemeye hizmet eder. Diğer yardımcı tertibatlar ise regülatör beyin kısmından gelen bu ön kumandaların yani ön kumanda sinyallerinin ilgili diğer organlara iletilmesine ve ön kumanda sinyallerinin kuvvetlendirilmesine hizmet ederler. Büyük güçlü su türbinlerinde kullanılan hız regülatörlerinin aktivitör tarafından verilen ön kumanda kuvvetlerinin büyütülerek yani kuvvetlendirilerek ilgili organlara nakledilmesi için aktivitör ile türbin ayar kanatları arasına bir veya birden fazla ara kuvvetlendiricinin yerleştirilmesi gerekebilir. Bu ara kuvvetlendiriciler hız regülatörünün beyin kısmından çıkan ön kumanda sinyalini kuvvetlendirmeye yararlar ve hız regülatörünün beyin kısmı ile orantılı olarak çalışırlar. Yani bu ara kuvvetlendirici servomotorlar (P) tipi regülasyon devresi organlarının sahip oldukları özelliklere sahiptirler. 14

MATERYAL VE METOD Şekil 3.5. Hidrolik türbin generatör ünitelerinin yük-devir sayısı (frekans) regülasyonu için kullanılan hız regülatörlerinin, regülasyon devresi organları ile ilgili blok şeması.[başeşme-2003] 15

MATERYAL VE METOD Şekil 3.6. Sır Hidroelektrik Santraline ait hız regülatörünün blok diyagramı [Anonim-1990] 3.1.1.5. Hız Regülasyonunun Gerçekleşmesi Ve (MW-Hz) Karakteristik Eğrilerinin İncelenmesi Bir hidroelektrik santralde bir generatörü tahrik eden bir su türbininin verdiği güç ne olursa olsun bu su türbininin devir sayısının pratik olarak sabit kalması mecburiyeti vardır. Su türbininin sabit kalması zorunlu olan devir sayısı, generatörün nominal devir sayısına isabet eden devir sayısıdır. Bir generatörü tahrik eden su türbininin devir sayısı, generatörün yükü arttığı zaman azalmak ve generatörün yükü azaldığı zamanda artmak ister. Devir sayısındaki bu artışlar, hız regülatörü tarafından türbin ayar kanatlarının bir miktar kapatılması ve devir sayısındaki azalışlar ise türbin ayar kanatlarının bir miktar açılması ve geçen su debilerinin değiştirilmesi ile önlenebilir. 16

MATERYAL VE METOD 3.1.1.5.1. Astatik (Kararsız) Ve Statik (Kararlı) Hız Regülasyonu İlk bakışta, aşağıdaki şekilde görülen ve bir koordinat sistemi üzerinde güce bağlı olarak yatay bir frekans (devir sayısı) eğrisine sahip olan bir hız regülatörünün türbinin devir sayısını istenilen bir değerde sabit tutabileceği düşünülebilir. Ancak, böyle hiç eğimsiz yatay bir (MW-Hz) karakteristik eğriye sahip olan hız regülatörlerine "astatik" yani kararsız hız regülatörü adı verilir ve böyle karakteristikli bir hız regülatörü ile yükfrekans (devir sayısı) regülasyonu yapmak olanağı yoktur. Zira bu tip hız regülatörleri ile çalışan iki makinede yükün makinelere ne şekilde dağılacağı bilinemez. Bu gibi hallerde makinelere yük dağılımı belirsiz olur ve örneğin, makinelerden bir tanesi bütün yükü üzerine almak isterken diğer makine yüksüz kalabilir. Keza, astatik hız regülatörleri, ani yük değişimlerinde devir sayısı ve frekans titreşim ve salınımlarına da sebebiyet verirler. Birden fazla türbin-generatör gurubunun paralel çalışabilmelerini sağlayabilmek için yukarıda açıklanmağa çalışılan astatik karakterli durumun, yani herhangi bir devir sayısına birçok değişik güçlerin isabet edişi keyfiyetinin önüne geçmek gerekmektedir. Bunun için de belirli bir devir sayısına ve belirli bir frekansa belirli bir gücün isabet etmesini temin etmek zorunlu olmaktadır. Bu iş ise, ancak, statik (MW-Hz) karakteristik eğrili bir hız regülatörü ile temin edilebilinmektedir. Statik karakteristikli bir hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik eğrisi, bir koordinat sistemi üzerinde hafifçe meyilli bir eğri şeklinde olmaktadır. Aşağıdaki Şekilde statik karakteristikli bir hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik eğrisi gösterilmiş bulunmaktadır. Bu şekilde görülen hafifçe meyilli eğriye " statik" veya "statik karakteristik" adı verilmektedir. P Şekil 3.7. Astatik karakteristikli bir hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik eğrisi Şekil 3.8. Statik karakteristikli bir hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik eğrisi 17

MATERYAL VE METOD 3.1.1.5.2. Daimi Statik Veya Sürekli Devir Sayısı Değişimi Veya Hız Düşümü Statik karakteristikli bir hız regülatörüne sahip bir hidrolik türbin generatör ünitesinin frekans ve devir sayısının, ünitenin üzerindeki yük arttıkça düştüğü veya ünitenin üzerindeki yük azaldıkça da arttığı yukarıdaki şeklin tetkikinden kolayca anlaşılacaktır. Türbin generatör ünitesinin yükündeki artış esnasında bir an için devir sayısı ve frekansta meydana gelen azalma, % d ile gösterilen "statik" veya "sürekli devir sayısı değişimi" veya "hız düşümü = speed drop" olarak ifade edilmektedir. % d statik veya hız düşümü (speed drop), türbin-generator ünitesi yüksüz dönme vaziyetinden nominal yükü ile dönme vaziyetine geçtiği zaman devir sayısında veya frekansta meydana gelen değişmenin % olarak miktarını vermektedir. Bir hidrolik türbin-generatör ünitesinin yüksüz dönme esnasında ki devir sayısı (n 0 ) ve nominal yükteki devir sayısı ise (n) olsun, yani ünite yüklendiğinde devir sayısı (n 0 -n) kadar azalmış olsun. Bu durumda ünitenin % d statik'i yani % d devir sayısı değişimi aşağıdaki eşitlikteki gibi olacaktır; [3.1] Bu ifadeye göre, örneğin, 500 dev/dak ile boşta dönmekte olan bir hidrolik türbin generatör ünitesi nominal yükü ile yüklendiğinde 484 dev/dak ile dönmüş olsa bu üniteye ait hız regülatörünün statik ayarı, yani hız düşümü (speed drop) ayarı, aşağıdaki işlemin sonucunda görüldüğü gibi % 3'dür demektir. [3.2] Yukarıdaki ifade de generatörü tahrik eden türbinin devir sayısı yerine generatörün frekansının göz önüne alınması daha uygun olacaktır. Devir sayısı ile frekans arasındaki bağıntı [ f= (P/60).n ] olduğuna göre ve generatörün çift kutup adedi olan (P) ile 1dak =60 sn değerleri de sabit olduğuna göre (P/60=k) diyecek olursak aşağıdaki ifadeleri kaydedebiliriz. [3.3] 3.1.1.5.3. Paralel Çalışan Türbin-Generatör Ünitelerinin Yük Dağılımı Birbirleri ile paralel çalışan iki türbin-generatör ünitesi ele alalım; Aşağıdaki şekilde görüldüğü gibi bu ünitelerden bir tanesine ait hız regülatörünün (MW-Hz) karakteristik eğrisi (I) ve diğerine ait hız regülatörünün (MW-Hz) karakteristik eğrisi ise (II) olsun. Bu türbin-generatör ünitelerinin besledikleri sistemin frekansı f= 50 Hz 18

MATERYAL VE METOD olduğuna göre (I) numaralı ünite (Pı) yükü ile ve (II numaralı ünite ise (P 2 ) yükü ile çalışarak sisteme toplam olarak ( ΣP = P 1 +P 2 ) değerinde bir güç vermektedirler. Sistemin frekans durumu veya sistemin ünitelerden çekmekte olduğu güç değişmedikçe veya ünitelerin hız regülatörlerinin (MW-Hz) karakteristik eğrilerinin eğimleri değiştirilmedikçe bu durum değişmeyecektir. Çünkü sistemin f = 0 Hz olan frekansına uygun olan noktalar (A) ve (B) noktalarıdır ve üniteler bu noktalar da çalışmaya zorlanmaktadırlar. Şimdi ünitelerin bir an için farklı frekanslarla çalıştıklarını düşünelim; Yüksek frekansla çalışan ünite diğerinden yük alarak yavaşlamaya ve düşük frekansla çalışan ünite ise yüksek frekansla çalışan üniteye yük vererek hızlanmaya çalışacaktır. Bu yük alışverişi her iki ünite aynı frekansa sahip oluncaya kadar devam edecek ve en sonunda mutlaka denge durumu meydana gelecektir. Eğer sistemin yükü artar, örneğin (ΣP') değerine çıkacak olursa üniteler de bu yeni yüke uygun olarak (ΣP'=P' 1 + P' 2 ) olacak şekilde yükleneceklerdir. Bu yeni durumda sitemin frekansı bir an için bir miktar düşecek ve (P'ı+P' 2 ) yüküne uygun bir değer alacaktır. Daha önceki 3.1.1.5.2 maddesinde kaydedilen % statik veya % hız düşümü veya % frekans değişimi ifadesine göre; örneğin hız düşümü (speed drop) ayarı (d = % 0,1 )'e ayarlanmış olan bir hız regülatörü ile yük-frekans regülasyonu yapılan bir sistemin frekansında meydana gelecek düşme f=% d.f / 100 = 0,1. 50/100 = 0,05 Hz olacaktır. Yani sistemin frekansı f = 49.95 Hz olarak ayarlanacaktır. Burada belirli bir yük değişimi için (II) numaralı ünitenin hız regülatörüne nazaran daha düşük bir daimi statik değerine ayarlanmış bulunan, yani, daha az meyilli (daha küçük hız düşümlü = daha küçük speed drop'lu) bir (MW-Hz) karakteristik eğrili hız regülatörüne sahip olan ünitenin daha fazla yük aldığına dikkat edilmelidir. Gerçekten küçük statik'li yani az meyilli bir (MW-Hz) karakteristik eğriye sahip hız regülatörleri ile regüle edilen türbin-generatör üniteleri yük değişimlerine karşı hassastırlar; yani, böyle üniteler yük değişmelerine daha çabuk duyarlılık gösterirler. B f=50h z P 1 P 1 P 2 P 2 P Şekil 3.9. Farklı statik karakteristikli hız regülatörleri ile regüle edilen ve paralel çalışan iki türbin-generatör ünitesinin yük dağılımı. [Başeşme-2003] 19

MATERYAL VE METOD 3.9 daki şekilde; Frekans f = 50 H z için toplam yük ΣP = (P 1 + P 2 ) Frekans f' = f - f için toplam yük ΣP'= (P' 1 + P' 2 ) Frekansın f kadar düşmesi halinde; I. Ünitenin yükündeki artış = (P' 1 P 1 ) II. Ünitenin yükündeki artış = (P' 2 - P 2 ) Karşılaştırma: (P' 1 P 1 ) > (P' 2 - P 2 ) ve ΣP' > ΣP dir. Frekansın bir miktar yükselmesi halinde de bu durumun tersi geçerlidir. 3.1.1.5.4. Sistemle Paralel Çalışan Bir Türbin-Generatör Ünitesinin Yükünün Artırılması Veya Azaltılması Frekansı sabit ve (fo) Hz değerinde olan bir sistemi (P 1 ) yükü ile beslemekte olan bir türbin-generatörün yükü artırılmak istenirse, yani üniteden daha fazla bir yük alınmak istenirse bu türbin-generatör ünitesinin yük-frekans regülasyonunu yapmakta olan hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik eğrisinin paralel olarak yukarı doğru kaydırılması gerekir. Keza, ünitenin yükü azaltılmak istenirse bu defa da hız regülatörüne ait (MW- Hz) karakteristik eğrisinin aşağı doğru kaydırılması gerekir. Aşağıdaki Şekilde görüldüğü gibi (MW-Hz) karakteristik eğrisinin, yukarı veya aşağı doğru kaydırılması esnasında statik ayarı, yani hız düşümü ayarı değişmez. P 1 P 1 P 1 Yük (MW) Şekil 3.10. Sistemle paralel çalışan bir türbin generatör ünitesinin yükünün, hız regülatörüne ait (MW-Hz) karakteristik eğrisinin kaydırılması suretiyle değiştirilmesi. [Başeşme-2003] 20

MATERYAL VE METOD Şekil 3.10 da görülen (MW-Hz) karakteristik eğrisinin, el ile veya hız motoruna kumanda vermek suretiyle, yukarı doğru kaydırılması esnasında üniteye hızlanma yönünde kumanda verilmiş olunur ki, bu sırada (A) noktasına tekabül eden devir sayısı bir an için (A') noktasına tekabül eden daha yüksek bir devir sayısı değerine yükselir. (A') noktasının frekansı sistemin (fo) frekansından ( fo) kadar daha yüksek olduğu için generatör sistemden yük çekerek yavaşlamaya başlar ve neticede ( t) kadar bir zaman içinde (fo) sistem frekansına ve (P 1 ') yüküne tekabül eden (B) noktasında denge meydana gelir. Bu esnada da türbin-generatör ünitesinin yükü (P 1 ' P 1 ) kadar artmış olur. Yukarıda izah edilen hadisenin aksine ünite üzerinden yük bırakılırken, yani (MW- Hz) karakteristik eğrisi aşağı doğru kaydırılırken de (C) noktasında denge hasıl olur ve ünitenin yükü (P 1 -P 1 ") kadar azalmış olur. 3.1.1.5.5. Sistemle Paralel Çalışan Bir Türbin-Generatör Ünitesine Ait Hız Regülatörünün Statik (Hız Düşümü) Ayarının Değiştirilmesi Frekansı sabit bir (fo) Hz değerinde olan bir sisteme (P 1 ) yükü ile iştirak etmekte olan bir türbin-generatör ünitesine ait hız regülatörünün daimi statik ayarı, yani hız düşümü ayarı, daha doğrusu (MW-Hz) karakteristik eğrisinin eğimi değiştirilecek olursa türbingeneratör ünitesinin yükünde de bir değişme meydana gelir. Örneğin, (MW-Hz) karakteristik eğrisinin eğimi artırılacak olursa bu taktirde aşağıdaki şekilde görüldüğü gibi ünite üzerinden yük atılmış olacaktır. Bu durumda yükteki azalma miktarı (P 1 - P 1 ') kadardır. Regülatörün (MW-Hz) karakteristik eğrisinin eğimi azaltılacak yani daimi statiği azaltılacak olursa bu defa da ünite üzerine şekil 3.11 de görüldüğü gibi (P 1 " P 1 ) kadar ilave bir yük alınmış olacaktır. P 1 P 1 P 1 Yük (MW) Şekil 3.11. (MW-Hz) karakteristik eğrisi. [Başeşme-2003] 21

MATERYAL VE METOD 3.1.1.5.6. Sistemle Paralel Çalışan Bir Türbin-Generatör Ünitesinin Sistem Frekansına İştirak Etmesi Bir şebekenin sabit (fo) Hz değerinde olan frekansının herhangi bir sebeple ( f0) kadar arttığını veya ( f0) kadar azaldığını düşünelim. Sistem frekansı ( f0) kadar arttığı veya ( f0) kadar azaldığında, bu sistemle paralel olarak çalışan ve frekans kontrolü yaptırılmayan bir türbin-generatör ünitesine ait hız regülatörünün (MW-Hz) karakteristik eğrisinde herhangi bir değişiklik olmaz. Yani bu karakteristik eğri aşağı veya yukarı doğru kaymadığı gibi regülatörün statik ayarı da bozulmaz. Sistem frekansının ( f0) kadar artması veya ( f0) kadar azalması halinde ünitenin yükü, hız regülatörünün statik ayarına, yani hız düşümü ayarına bağlı olarak, belirli sınırlar dahilinde değişir ve ünite (fo+ f0) veya (f0 - f0) frekansı ile dönmeye başlar Bu durumda sistem frekansını normal (fo) değerini ayarlayabilmek için sistemin frekans tutmayan ünitelerinden, frekansın yükselmesi halinde yük bırakmak ve frekansın.düşmesi halinde ise frekans tutmayan ünitelerin hız regülatörlerine hızlanma yönünde kumanda vererek (MW-Hz) karakteristik eğrilerini yukarı doğru kaydırmak ve ünitelere yük almak gerekmektedir. P1 P1 P1 Yük (MW) Şekil 3.12. Sistemle paralel çalışan ve frekans tutmayan bir türbin generatör ünitesinin, sistem frekansının nominal (fo) değerinde tutulmasına iştirak ettirilmesi. [Başeşme-2003] Yukarıdaki şeklin tetkikinden de görülebileceği gibi, frekansı (fo) olan şebekede (A) noktasına isabet eden (P1) yükü ile çalışan bir ünitenin frekansı ( f0) kadar arttığında, ünite (B) noktasına isabet eden (P1') yükü ile dönmeye başlar. Bu durumda sistemin frekans tutan ünitesine yardım etmek için (MW-Hz) karakteristik eğrisinin aşağı doğru kaydırılıp ünitenin (A') noktasına isabet eden (P1') yükü ile çalıştırılması gerekir. 22

MATERYAL VE METOD Frekansın ( f 0 ) kadar düşmesi halinde de ünite, (A) noktasına isabet eden (P 1 ) yükü yerine (C) noktasına isabet eden (P 1 ") yükü ile dönmeye başlar. Bu durumda da hız regülatörü hız motoruna artırma yönünde kumanda verilerek (MW-Hz) karakteristik eğrisinin yukarı doğru kaldırılması ve frekans kontrolü yapmayan bu ünitenin (A") noktasına isabet eden (P 1 ") yükü ile çalıştırılması gerekmektedir 3.1.2. Primer Frekans Kontrolü Kabaca bir elektrik şebekesinin davranışı; bir motor ve yükünün birleşiminden oluşmuş bir makine davranışı ile karşılaştırılabilir. Enterkonnekte çalışan senkron generatörler normal şartlarda aynı hızda dönerler ve her birine türbin tarafından uygulanan mekanik tork, sistem tarafından uygulanan elektriksel tork a eşittir. Motor bir güç üretir ve yük bu gücü harcar. Eğer üretilen güç harcanan güce eşitse; sistem dengededir ve motorun hızı sabittir. Eğer motor, yükün harcadığından daha çok veya daha az güç üretirse hız artar veya azalır. Bir elektrik sisteminde üretim ve tüketim arasındaki dengesizlik, generatörlerin kinetik enerjisinde artış veya azalışa ve dolayısıyla da generatörlerin dönüş hızlarının değişmesine (yani frekans değişimine) neden olur. Elektrik enerjisinin depolama imkanı yoktur. Elektriğin tüketildiği an üretilmesi gerekir ki üretim ve tüketimin eşit olduğu an frekansın 50.00 Hz olduğu andır. Primer frekans kontrolünün amacı enterkonnekte sistemde üretilen enerji ile tüketilen enerji arasındaki dengeyi sağlamaktır. Üretim-tüketim arasındaki denge durumunda şebeke frekansı sabit bir değerdedir. Enterkonnekte sistemde üretim-tüketim dengesini bozacak çeşitli dalgalanmalar durumunda enterkonnekte frekansında bir sapmaya neden olur.(ani bir üretim sisteminin devre dışı kalması, çeşitli üretim sistemlerinin yük alması atması, iletim hatlarında açma-kapama olaylarının yaşanması ve sistemde ani yüklerin devreye girmesi vs.). Primer kontrolde çalışan üretim sistemleri (generatörler) bu dalgalanmaya cevap vererek sistem frekansının sabit değerde kalmasını sağlar. Enterkonnekte sistemdeki açma-kapama olayları ve ani üretim kayıpları milisaniyeler mertebesinde bir zamanda gerçekleşir ve üretim sistemlerinin primer frekans kontrol sistemleri bu süre içerisinde buna cevap verip sistemdeki dengesizliği gidermesi mümkün değildir. Bu tür olaylarda enterkonnekte sisteme bağlı tüm üretim sistemleri tepki verir ve kendi dönel (kinetik) enerjilerini harcayarak üretim-tüketim dengesini sağlarlar. Yaşanan bu tür olaylar şebeke sistemine bir frekans sapması olarak yansır. Pratik olarak eğer bir dalgalanma durumunda kinetik enerjilerini kaybetmeye başlayan üretim sistemlerine ilave bir enerji verilmezse (vanalara açma-kapama yaptırarak veya kazana yakıt ilavesi ya da azaltılmasıyla) frekansı ya sıfırlayacak, ya da aşırı artarak sisteme bağlı üretim sistemlerinin durmasına (trip) neden olacaktır. Teker teker santralların trip etmesi neticesinde tüm elektrik sistemi oturacaktır.(black out) 23

MATERYAL VE METOD Sistemde bu olayın oluşmasını önlemek için şebekeye bağlı bazı santralların primer frekans kontrolü yapma zorunluluğu vardır. Primer frekans kontrolü yapacak santrallar kabiliyetleri ölçüsünde belirlenen oranlarda primer frekans kontrolüne katılmalıdır. Bu oranlar şu an; hidroelektrik santrallar için %10, kömür ve doğal gaz yakıtlı termik santrallar için ise %5 dir. [TEİAŞ-2006] UCTE kriterlerine göre minimum anlık frekans -800 mhz (49.2 Hz) in altına düşmemeli, maksimum anlık frekans +800 mhz (50.8 Hz) in üzerine çıkmamalıdır. Frekansın 49.00 Hz in altına düşmesi durumunda yük atma röleleri otomatik olarak çalışır. Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğine (EPŞY) göre; Üretici, primer frekans kontrolü hizmeti kapsamında, primer frekans kontrol rezerv miktarını, sistem frekansında meydana gelen sapmalar doğrultusunda, primer frekans kontrol tepkisi olarak sürekli sağlayacaktır. Primer frekans kontrolüne katılan üniteler, sistem frekansının ünite için ayarlanan ölübant limitlerinin dışına çıkması ile hemen tepki vermeye başlayacak ve çıkış gücünü, frekans değişimine göre arttıracak ya da azaltacaktır. Primer frekans kontrolüne katılan her bir ünite için, sistem frekansında ±200 mhz lik frekans sapması oluşması durumunda etkinleştirmesi gereken rezerv miktarı, Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (Q) olarak, imzalanacak olan Zorunlu Yan Hizmetler Anlaşmasında (ZYHA) belirtilecektir. Ünitelerin primer frekans kontrol performansı, sistem frekansında ±200 mhz lik sapma olması durumunda Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesini (Q) hız eğim değeri (speed-droop) oranında, en fazla 30 saniye içinde lineer olarak tamamen etkinleştirebilecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en az 15 dakika sürdürebilecek yeterlilikte olacaktır. P (MW) P set + P G P set + %50 P G P G P set t 0 zaman t h ( 15 sn) t 1 ( 30 sn) Şekil 3.13. Sistem Frekansının Düşmesi Durumunda Ünitenin Primer Frekans Kontrol Tepkisi [Anonim-2006] 24

MATERYAL VE METOD P (MW) P set P set - %50 P G P G P set - P G t 0 zaman t h ( 15 sn) t 1 ( 30 sn) Şekil 3.14. Sistem Frekansının Yükselmesi Durumunda Ünitenin Primer Frekans Kontrol Tepkisi [Anonim-2006] Ölü Bant ( Dead Band) Ölü bant belli frekans limit değişimine kadar üretim sistemi primer kontrol sisteminin cevap vermemesidir ( çıkış yükünün sabit kalması). Bu uygulama sadece primer kontrol sistemine uygulanır. Ölü bant aralığı uygulaması, şebeke frekansı stabilitesi için istenmeyen bir durum olmasına rağmen üretim sistemi (türbingeneratör) ömrü açısından faydalıdır. UCTE bağlantısı sonrasında tüm ünitelerin ölü bantları 0 (sıfır) olarak ayarlanacaktır. [TEİAŞ-2006] 25

MATERYAL VE METOD P (MW) P GN P set + Q P set P set - Q f G f 0 f 0 f G f f f (Hz) 47,0 49,8 50-f 0 50,0 50+f 0 50,2 52,0 Şekil 3.15. Primer Frekans kontrolüne katılan ünitelerin sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif çıkış grafikte modellendiği gibi olmalıdır. [Anonim-2006] Pset : Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değeri f 0 :Ünite kontrol sisteminin frekans sapmalarına tepki vermediği frekans aralığı (Ölü bant,hz) Q : Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi fg : Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarı f : Sistem frekansındaki sapma miktarı EPŞY ye göre ;Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, sistemin ihtiyacına göre TEİAŞ tarafından belirlenir. Ünitelerin hız eğim değeri ve ölü bant değeri ayarlanabilir yapıda olmalıdır. Ünitenin hız eğimi, Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (Q) miktarına karşılık gelen değere ayarlanmalıdır. Ancak, TEİAŞ tarafından hız eğiminin farklı bir değerde olması istenmesi halinde, yük alma ve yük atma yönünde sınırlayıcı veya benzeri bir fonksiyonla üretici bunu sağlamalıdır. Ünitelerin primer frekans kontrol sisteminin duyarsızlık aralığı mümkün olduğu kadar küçük olmalı ve ±10 mhz i aşmamalıdır Primer Frekans Kontrol Rezervi, hiç bir kesintiye maruz kalmadan her zaman, emre amade olmalıdır. 26

MATERYAL VE METOD 3.1.3. Sekonder Frekans Kontrolü Sekonder kontrol, sekonder kontrol rezervlerini kullanarak aşağıdakileri sağlamak amacıyla bir kontrol alnındaki üretimi regüle eden merkezi otomatik bir fonksiyondur: Diğer bütün kontrol alanları ile güç alışverişini programlanan değerde tutmak. Kontrol alanından kaynaklanan bir frekans sapması durumunda, frekansı ayar değerine geri getirmek. Primer kontrol tarafından kullanılan kapasitenin serbest bırakılmasını sağlamak. Bu fonksiyonları yerine getirmek için, sekonder kontrol programı (Automatic Generation Control - AGC), periyodik olarak Alan Kontrol Hatasını (ACE) hesaplar ve kontrolü altındaki santrallere ayar değerleri (set-point) gönderir. Sekonder kontrol, PI (proportional integral) tipinde bir kontrol özelliğine sahiptir. Sekonder kontrol, dakikalar mertebesinde yapılan bir kontroldür (maksimum süre 15 dakika). SENKRON ALAN KONTROL BLOĞU KONTROL BLOĞU KONTROL ALANI Şekil 3.16. Kontrol Hiyerarşisi. [TEİAŞ-2006] 3.1.3.1. Kontrol Alanı Bir kontrol alanı, enterkonnekte sistemin, tek bir İletim Sistemi Operatörü (ISO) tarafından işletilen, içinde fiziksel yükler ve kontrol edilebilir üretimleri olan bir parçasıdır. Genellikle bir şirket bölgesi, bir ülke veya bir coğrafi bölge. Örnek: Ülke: İspanya (Fransa bloğu içinde kontrol alanı). Şirket: E.ON (Almanya bloğu içinde kontrol alanı). 3.1.3.2. Kontrol Bloğu Bir kontrol bloğu, senkron alanının diğer kontrol bloklarına göre, sekonder kontrol fonksiyonu konusunda birlikte çalışan bir ya da daha çok kontrol alanını içerir. Blok operatörü, enterkonnekte komşular / bloklar yönünden bütün kontrol bloğunun Sekonder kontrolünden, blok içindeki tüm kontrol alanlarının muhasebe işlemlerinden, blok içindeki sekonder kontrolün organizasyonundan sorumlu olan ve bloğun genel kontrolünü sağlayan tek bir ISO dur. 27

MATERYAL VE METOD Örnek: Fransa Bloğu: Fransa, İspanya ve Portekiz. Almanya Bloğu: Almanya daki İletim Şirketleri (E.ON, EnBW, RWE,..) İtalya tek başına bir bloktur. 3.1.3.3. Alan Kontrol Hatası (ACE) Her bir kontrol alanı / bloğunda, tek tek alan kontrol hatası G nin (Area Control Error, ACE) sıfır olacak şekilde sürekli olarak kontrol edilmesi gerekir. ACE, güç kontrol hatası ile frekans kontrol hatasının toplamı olarak hesaplanır: G = P + K* f [3.1] P : Güç Kontrol Hatası K* f : Frekans Kontrol Hatası 3.1.3.4. K-Faktörü Sekonder kontrol için FREKANS BIAS ıdır. (MW/Hz) K-Faktörü Hesaplanması: Sekonder kontrol için bir kontrol alanı / bloğunun K- Faktörü Kn, frekans kontrolü kazancı 1.1, o alanın katkı katsayısı ve toplam şebeke güç frekans karakteristiğinin çarpımı yolu ile hesaplanır. Sekonder Kontrol için Toplam K-Faktörü: Birinci senkron bölge için toplam K- Faktörü, 2004 yılı için 19801 MW/Hz idi. İkinci senkron bölge için toplam K-Faktörü, 2004 yılı için 3301 MW/Hz idi. ACE i sıfıra getirmek amacıyla, sekonder kontrol, ilgili kontrol merkezinde, online ve kapalı döngü şeklinde işletilmesi gereken tek bir otomatik sekonder kontrol edici tarafından yerine getirilmelidir. Kontrol hatası kalmaması için, Kontrol Edicinin PI (Proportional Integral) tipinde olması gerekir. On-line ve kapalı döngü olarak işletilen otomatik sekonder kontrol edici, yüksek bir emre amadeliğe sahip olmalıdır. Kontrol Edici Döngü Zamanı 1 saniye ile 5 saniye arasındadır. Her bir kontrol alanı / bloğu, alan kontrol hatası (ACE) G yi gerçek zamanda en aza indirmek için bir sekonder kontrol ile donatılmıştır. G = Pmeas Pprog + Kri (f meas f 0 ) [3.2] Pmeas : bağlantı hatlarında ölçülen anlık aktif güç transferlerinin toplamı Pprog : bütün komşu kontrol alanları ile sonuçta ortaya çıkan alışveriş programı Kri : Kontrol alanının K-faktörüdür (MW/Hz). f meas: Gerçek frekans ölçümü f 0 : Frekans ayar (set) değeri 28

MATERYAL VE METOD 3.1.3.5. Sekonder Kontrol Rezervi Sekonder kontrol aralığı içinde, sekonder kontrol edicinin otomatik olarak, ilgili zamanda, her iki yönde (pozitif ve negatif), sekonder kontrol gücünün çalışma noktasından yola çıkarak işleyebildiği, sekonder kontrol gücünün ayar aralığıdır. Sekonder kontrol rezervi, sekonder kontrol aralığının çalışma noktası ile maksimum değer arasındaki pozitif bölümüdür. Sekonder kontrol aralığının çalışma noktasında halihazırda aktive edilmiş olan bölümü, sekonder kontrol gücüdür. Her zaman, beklenen talep dalgalanmalarını ve bir üretim biriminin kaybını karşılamak üzere, yeterli bir sekonder kontrol rezervi mevcut olmalıdır. Eğer en büyük üretim biriminin kaybı sekonder kontrol rezervi tarafından karşılanmamışsa, açığı kısa bir sürede dengelemek için, ek üçüncül kontrol rezervine {15 dakikalık rezerv} ihtiyaç duyulur. Yeterli sekonder kontrol, üretim şirketleri tarafından ISO nun hizmetine sunulan üretim kaynaklarına bağlıdır. Santrallar kapasitelerinin %10 civarında sekonder kontrol aralığına sahip olmalıdır. Yük alma/ yük atma hızları sekonder frekans kontrolunun uygun tepki vermesine imkan sağlayacak şekilde olmalıdır Sekonder kontrol rezervinin büyüklüğü, tipik yük değişmelerinin büyüklüğüne, program değişikliklerine ve üretim birimlerine bağlıdır. Yük değişimleri ile ilgili olarak önerilen minimum rezerv aşağıdaki şekilde verilmiştir. Önerilen İkincil Kontrol Rezervi; Değişik boyutlardaki kontrol alanları / blokları içindeki değişik büyüklükteki yük değişmeleri, yaklaşık 15 dakika içinde düzeltilmelidir. Bu noktaya gelmek için, bir kontrol alanı / bloğu için aşağıdaki sekonder kontrol rezervi minimum değeri (aşağıdaki şekilde gösterilen ampirik eğriden çıkartılmıştır) önerilir. R = (almax + b 2 b) [3.3] R = sekonder kontrol rezervi için MW cinsinden öneri Lmax = kontrol alanı / bloğu için MW cinsinden maksimum beklenen yük UCTE için ampirik olarak aşağıdaki a ve b parametreleri belirlenmiştir: a = 10 MW ve b = 150 MW 3.1.3.6. Büyük Frekans Sapmaları Sırasında Sekonder Kontrolün Kalitesi Kontrol alanları / blokları içindeki sekonder kontrolün kalitesini değerlendirmek için, H (t) = fo ± A. e-1/t tipindeki trumpet biçimli eğriler, yıllara yayılan deneyimler temelinde tanımlanmıştır. Sistem frekansı, sekonder kontrol işlemi sırasında trumpet içinde kalmışsa, sekonder kontrol teknik kontrol bakımından tatmin edici olarak kabul edilir. Bir olay için trumpet eğrisi, aşağıdaki değerler kullanılarak çizilir: Nominal frekans f0 Olaydan önce gerçek frekans f1 Olaydan sonra maksimum frekans sapması f2 Olaydan sorumlu üretim kapasitesi kaybı Pa. 29

MATERYAL VE METOD Şekil 3.17. Trumpet eğrisi. [TEİAŞ-2006] Şekil 3.18. Karakaya HES Gr-1,2 de, 09 Şubat 2006 da meydana gelen arıza anında oluşan trumpet eğrisi. [TEİAŞ-2006] Olay anı: 19:00:46 Güç kaybı ( Pa): 500 MW TEİAŞ sisteminin toplam gücü(p): 24.117 MW Nominal Frekans (f0): 50 Hz f: 0.175 Hz Fmin: 49,75 Hz f2: 0,25Hz λ: 2024 MW/Hz 30

MATERYAL VE METOD 3.1.4. Tersiyer (Üçüncül) Frekans Kontrolü Üçüncül kontrol, gerektiğinde yeterli bir sekonder kontrol rezervine sahip olmak için, generatörlerin çalışma noktalarında yapılan (otomatik ya da elle) herhangi bir değişimdir. (Temel olarak yeniden programlama yolu ile). Değişimler şu şekillerde yapılabilir: gücün bağlanması ve tetiklenmesiyle (devreye sokma) (gaz tribünleri, rezervuar ve pompa santralleri, hizmetteki generatörlerin çıkışlarını artırarak ya da azaltarak) sekonder kontrole katılan generatörlerin çıkışlarını yeniden dağıtarak; enterkonnekte taahhütler arasındaki güç iç değişim programını değiştirerek; yük kontrolüyle (örneğin merkezileştirilmiş uzaktan kontrol ya da kontrollü yük atma). Tipik olarak, tersiyer kontrolünün işletimi (sekonder kontrolün ardından ya da onu tamamlamak için), programlamanın zaman çerçevesine bağlıdır, fakat ilke olarak, enterkonnekte işletme üzerinde sekonder kontrol ile aynı etkiye sahiptir. Frekans kontrolünü blok diyagramı aşağıdaki şekilde gösterildiği gibidir. Şekil 3.19. Frekans kontrolünün blok diyagramı. [TEİAŞ-2006] Tersiyer rezervler: - Üretim birimleri - Kontrol edilebilir yükler - Bağlantı hatları üzerinden alışverişler 31

MATERYAL VE METOD 3.2. Metod 3.2.1. UCTE Kriterlerine Göre Primer Frekans Kontrol Testleri Primer frekans kontrolüne katılacak ünitelerde yapılacak olan testler ve UCTE nin istediği başarı kriterleri aşağıda yazıldığı gibidir; 1) Rezerv Testleri ( f = ± 200 mhz) Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesinin %50 si en fazla 15 saniye içinde, tamamı (Q) ise 30 saniyelik süre içinde ve lineer olarak etkinleştirilebilmeli, Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika boyunca sağlanabilmelidir. Şekil 3.20. Rezerv testleri sırasında uygulanacak simule frekans grafiği. [TEİAŞ-2006] 2) Hassasiyet Testleri ( f = ± 5 mhz, f = ± 10 mhz) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testlerinde frekans sapmasının uygulandığı anda vana pozisyonunda değişiklik gözlenmeli, Ünite duyarsızlığı ±10 mhz i geçmemelidir. Şekil 3.21. Hassasiyet testleri sırasında uygulanacak simule frekans grafiği. [TEİAŞ-2006] 32

MATERYAL VE METOD 3) 24 Saatlik Doğrulama Testi Bu testin sonucu, ünitenin Primer Frekans Kontrol fonksiyonunun şebeke şartları altında sürekli çalışabileceğini doğrular nitelikte olmalıdır. 3.2.1.1. Ölçülecek Sinyaller (Hidrolik Santraller İçin) Aktif Güç Simule Frekans Ayar Kanat Açıklığı 3.2.1.2. Şebeke Hızı Yerine Simüle Frekansın Uygulanması Hız regülatörleri, frekans bilgisini genellikle türbin mili üzerinden bir takometre vasıtasıyla alırlar. Türbin-generatör ünitesi şebekeyle senkron çalıştığından, takometreden okunan değer şebeke frekansına karşılık gelen bir devir sayısıdır. Test sırasında şebeke frekansını istenildiği gibi değiştirmek mümkün olmayacağından hız regülatörüne simule frekans uygulanması gerekmektedir. Uygulanacak bu frekans değeri takometreden alınan değere uygun olmalıdır. Mesela, Sır HES üniteleri 50 Hz şebeke frekansında 200 devir/dakika hızla dönmektedirler. Yani takometre 50 Hz. Şebeke frekansında, 200 Hz. lik kare dalga üretmektedir. Simule frekans, bir frekans üreteci ve bir röle vasıtasıyla, ünite nominal devrine ulaştıktan ve paralele girdikten sonra anahtarlama yapılarak uygulanmaktadır. Bu uygulamanın prensip şeması aşağıdaki şekilde gösterilmektedir. Şekil 3.22. Hız regülatörüne takometreden alınan frekans bilgisi yerine simule frekansın uygulanması. [Anonim-2006] 3.2.1.3. İstenen Şartlar Ölü bant (dead-band) değerinin ayarlanabilir olması ve test öncesinde 0 (sıfır) mhz e ayarlanabilmesi Hız eğim (speed-droop) değerinin ayarlanabilir olması (hidroliklerde % 4, diğer santrallerde % 8) Frekans simülasyonunun ve kayıt işleminin kontrol sistemindeki bilgisayar ile yapılması durumunda ölçülecek her bir sinyal için örnekleme oranının 100 ms (saniyede en az 10 veri) olması 33

MATERYAL VE METOD Frekans simülasyonunun ve kayıt işleminin kontrol sistemindeki bilgisayar ile yapılması durumunda ölçülen sinyallerin test süresi boyunca (yaklaşık 45 dakika) kaydedilebilmesi Regülatör parametrelerinin (P, I ve D) uygun tepki için ayarlanabilir olması Testler maksimum ve minimum çıkış gücü seviyelerinde gerçekleştirileceği için bu seviyelerin belirlenebileceği dokümanların sağlanması Frekans simülasyonunun ve kayıt işleminin kontrol sistemindeki bilgisayar ile yapılması durumunda 24 saatlik testin yapılması istenirse 24 saat boyunca kesintisiz kayıt yapabilecek donanımın olması Frekans simülasyonunun ve kayıt işleminin kontrol sistemindeki bilgisayar ile yapılması durumunda alınan tüm kayıtların Text/ASCII biçiminde bilgisayar ortamı dosyası halinde teslim edilebilmesi 3.2.1.4. Şebeke Hızı Yerine Simüle Frekans Uygulanarak Gerçekleştirilen Rezerv Testine Ait Grafikler Rezerv testi sırasında simule frekans üzerinde ± 200 mhz lik step değişimler uygulanmakta ve ünitenin aktif güç çıkışındaki ve ayar kanat açıklığındaki değişimler kaydedilmektedir. Şekil 3.23. Şebeke frekansı-zaman grafiği[anonim-2006] Şekil 3.24. Simule frekansı-zaman grafiği[anonim-2006] Şekil 3.25. Aktif güç-zaman grafiği[anonim-2006] 34

MATERYAL VE METOD Şekil 3.26. Vana pozisyonu( ayar kanat açıklığı)- zaman grafiği[anonim-2006] 3.2.1.5. Şebeke Hızı Yerine Simüle Frekans Uygulanarak Gerçekleştirilen Hassasiyet Testine Ait Grafikler Hassasiyet testi sırasında simule frekans üzerinde 5 mhz lik step değişimler uygulanmakta ve ünite aktif güç çıkışında çok küçük değişimler olmaktadır. Şekil 3.27. Simule frekansı-zaman grafiği[anonim-2006] Şekil 3.28. Aktif güç-zaman grafiği[anonim-2006] 35

MATERYAL VE METOD 3.2.1.6. Bir Hidrolik Santral Ünitesinden Beklenen Tepki Şekil 3.29 da görüldüğü gibi, hidrolik ünite 92 MW güç üretirken, frekans -200 mhz düşmüş (49.8 Hz olmuş) ve ünite 13 saniyede 12 MW yük alarak 104 MW güç üretmeye başlamıştır. Şekil 3.30 da ise frekans +200 mhz artmış (50.2 Hz olmuş) ve ünite 14 saniyede 17 MW yük atarak gücünü 75 MW a düşürmüştür. Şekil 3.29. Ünitenin f= -200 mhz Frekans Sapmasına Karşı Tepkisi Şekil 3.30. Ünitenin f=+200 mhz Frekans Sapmasına Karşı Tepkisi 3.2.2. UCTE Kriterlerine Göre Sır HES te Yapılan Primer Frekans Kontrol Testleri Testler sırasında ugulanan simule frekans (Hz), çıkış gücü (MW) ve ayar kanadı açıklığı (%) kaydedilmiş olup, unite çıkış gücü göl seviyesinin durumu da dikkate alınarak verimli bölge olan 80 MW a ayarlanmıştır. Hız Regülatörü, türbin şaftı üzerinde bulunan takometreden, frekans bilgisi olarak 50 Hz e karşılık gelen 200 Hz lik kare dalga çıkışı almaktayken, onun yerine simule frekans üreten sinyal generatörü bağlanmıştır. Çalışma modu olarak frekans etkisi aktif hale getirilmiştir. Ünitelerin speed droop ayarı %4, dead band değeri ise 0 mhz dir. Yapılan testler sırasında kaydedilen grafikler aşağıda gösterilmiştir. Buna gore; 36

MATERYAL VE METOD Rezerv testinde; +200 ve 200 mhz lik frekans değişimlerinde ünitenin yük attığı - aldığı ve bu yükü stabil olarak devamlı verebildiği görülmüştür. Ünite, ekteki grafiklerden de gözlemlenebileceği üzere 50,2 Hz 50 Hz, 50Hz 49,8 Hz ve 49,8 Hz 50 Hz geçişlerinde toplam rezervini 30 sn içinde aldığı, ancak 50 Hz 50,2 Hz geçişinde toplam rezervini 45 sn de atabildiği gözlemlenmiştir. TEİAŞ Şebeke Yönetmeliğine göre ünite primer frekans rezervinin tamamını 30 sn içinde alması gerekirken testin bu aşamasında daha uzun bir sürede yük atılması gerçekleşmiştir. Hassasiyet testinde; üniteye ±5 mhz lik step değişimler uygulanmış ve ünitenin hassasiyetinin bu değişimlere duyarlı olduğu gözlenmiştir. 24 saatlik doğrulama testi ise yapılmamıştır. Şekil 3.31 ve 3.32 de ünite-1 a ait test grafikleri verilmiş olup, ünite-2 ünite-3 ve Berke HES ünitelerine ait grafikler ekler bölümünde verilecektir. Şekil 3.31. Ünite 1 ±200Mhz rezerv testine ait grafikler 37

MATERYAL VE METOD Şekil 3.32. Ünite-1 hassasiyet testine ait grafikler 38

BULGULAR VE TARTIŞMA 4. BULGULAR VE TARTIŞMA Bu bölümde, kurulacak olan iki farklı güç sistem modeli ile gerçek değerler kullanarak bir simülasyon yapılacaktır. Simulasyon için uluslar arası alanda kabul görmüş bir güç sistem analiz programı olan Digsilent Power Factory (ver.13.1) kullanılacaktır. Ayrıca Matlab 7.0 kullanılarak, ikinci model için frekans kontrolü simülasyonu yapılacaktır. 4.1. Birinci Model Modellerden birincisinde her biri 105 MVA olan üç adet üniteden oluşan Sır Hidroelektrik santrali, tek başına Andırın trafo merkezi üzerinden sonsuz güçlü bir sisteme bağlı kabul edilecek, Kılavuzlu ve Berke fiderleri sabit yük olarak gösterilecektir. Çeşitli zamanlarda santral kumanda odasından alınan ünitelerin ve fiderlerin ani değerleri simulasyonda yerine koyularak, salınım barası olan Andrın TM hattındaki yük akışı kontrol edilecektir. Şekil 4.1 de bu modele ait tek hat şeması gösterilmiştir. Şekil 4.1. Birinci modele ait tek hat şeması 39

BULGULAR VE TARTIŞMA Simulasyon için gereken bilgiler 04.01.2006 tarihinde saat 11.00 de Sır HES kumanda odası operatöründen alınmış olup, aşağıdaki çizelgede gösterilmiştir. Çizelge 4.1. Sır HES kumanda odasından alınan anlık güç bilgileri SIR HES AKTİF (MW) GÜÇ REAKTİF GÜÇ(MVar) ÜNİTE-1 74-1 ÜNİTE-2 73 1 ÜNİTE-3 74-1 KILAVUZLU 73 29 BERKE HAT-1 35 6 BERKE HAT-2 37 8 ANDIRIN HAT-1 37-15 ANDIRIN HAT-2 36-15 Referans barası olarak kabul edilen Andırın TM ye ait 400 kv luk baraya bağlı Andırın hat-1 ve hat-2 hariç çizelgedeki tüm değerler simülasyon modelinde yerine yazılıp yük akış analizi yapıldığında şekil 4.2 deki durum ortaya çıkmaktadır. Bu duruma göre şu tesbitler yapılabilir; Sır HES bara gerilimi simulasyon neticesinde 159.21 kv olarak görülmüş, gerçek değerinin ise 158 kv olduğu kumanda odasınde bulunan baraya ait voltmetreden okunmuştur. Ünitelerin generatör uç gerilimleri simulasyonda 10.6 kv gibi normalden yüksek bir değer olmasına rağmen, ünitelerin reaktif yüklenmedikleri görülmüştür. Bunun sebebi sistemdeki reaktif üretimin normalden fazla olmasıdır. Üniteler bara gerilimini düşürmek için kapasitif bölgede çalışmak durumunda kalacaktır. Bu ise istenmeyen bir durumdur. Yapılacak şey sistem işletmecisi olan yük tevzi merkezlerinin sisteme müdahale ederek üretim merkezlerinin reaktif güç üretimlerini azalttırmasıdır. Andırın hatlarına simulasyon sonucuna göre toplam 66.36 MW aktif güç verirken, bu değer kumanda odasındaki aktif güç göstergesinden 73 MW olarak okunmuştur. Aynı şekilde simülasyona göre Andırın hatlarından toplam 63.92 MVar reaktif güç alırken, kumanda odasındaki göstergelerin 30 MVar olduğu görülmüştür. Bu durum göstergelerin ve transdücerlerin kalibrasyon hatalarından kaynaklanabilme ihtimalini akla getirmiştir. Nitekim kumanda odası operatöründen reaktif güç transdücerinin arızalı olduğu öğrenilmiştir. Şekilde görülen kutucuklardaki rakamlar yukarıdan aşağıya doğru; bağlantı noktalarında: aktif güç, reaktif güç ve akım, baralarda ise: fazlar arası gerilimin gerçek değeri, fazlar arası gerilimin pu cinsinden değeri ve faz açısıdır. 40

BULGULAR VE TARTIŞMA Şekil 4.2. Birinci modele göre Digsilent de yapılan yük akış analizi 41

BULGULAR VE TARTIŞMA Aynı model üzerinde, bir arızadan dolayı andırın hatlarına ait kesicilerin açtığını düşünerek yaptığımız yük akış analizi ise şekil 4.3 de gösterilmiştir. Şekil 4.3. Enterkonnekte şebekeden ayrıldıktan sonra Digsilent de yapılan yük akış analizi 42

BULGULAR VE TARTIŞMA Şekil 4.3 de ki durumda, üç ünitede devrede iken Andırın hatları açmış ve üniteler enterkonnekte sistemden ayrılarak iki ayrı sabit yükü beslemeye başlamışlardır. Bu durumda sistemdeki yük miktarı azalmış ve frekans hızla yükselmiştir. Frekans kontrolü aktif olan hız regülatörleri anında yük atmışlar, ünite-1: 47.25 MW, ünite-2: 46.25 MW, ünite-3: 47.25 MW seviyesine inmişlerdir. Bu seviyedeki üretim, ünitelerin verimli çalışma bölgesinin çok dışında olduğundan yapılması gereken bir ünitenin devre dışı bırakılmasıdır. Bu arada bara gerilimi 151.03 kv a düşmüş, üniteler reaktif yük almalarına rağmen bara gerilimini normal seviyesine getirememişlerdir. Operatörler ikaz sistemine müdahale etmeli, reaktif güç üretimini artırmalı ve bara gerilimini yükseltmelidirler. 4.2. İkinci Model 4.2.1. Yük Akışı ve Kısa Devre Analizi İkinci modelde 3x187,5 MVA kurulu güce sahip Berke Hidroelektrik Santrali, birinci modelde sabit yük olarak gösterilen Berke fideri yerine kullanılmıştır. Berke ve Sır HES baraları birbirine 32,3 km lik 154 kv çift devre enerji nakil hattı ile bağlanmıştır. Berke HES in fiderleri olan Misis, İkizler ve Bahçe hatları sabit yük olarak kabul edilmiş, site, şalt sahası ve santral iç ihtiyacını karşılayan 31.5 kv luk sistem dikkate alınmamıştır. Bu yüzden simülasyondaki değerler ile gerçek değerler arasında farklılıklar oluşacaktır. Sitemin enterkonnekte şebekeye bağlantısı yine Andırın TM üzerinden olacaktır. Sitemin tek hat şeması Şekil 4.4 de görüldüğü gibidir. Simulasyonda kullanılan değerler 04.01.2006 tarihinde saat 11.00 de Berke Şalt Sahası Kumanda Operatöründen alınmış olup, Yük Tevzi Merkezine verilen saat başı ani değerleridir. Bu değerler çizelge 4.2 de gösterilmiştir. Çizelge 4.2. Berke HES e ait ani güç bilgileri BERKE HES AKTİF GÜÇ (MW) REAKTİF GÜÇ(MVar) ÜNİTE-1 130 16 ÜNİTE-2 130 17 ÜNİTE-3 130 18 MİSİS 134 10 İKİZLER 188 14 BAHÇE 20 18 43

BULGULAR VE TARTIŞMA Şekil 4.4. İkinci modele ait tek hat şeması 44

BULGULAR VE TARTIŞMA Şekil 4.5. İkinci modele göre Digsilent de yapılan yük akış analizi Yukarıda görülen simulasyonda her iki santrale ait tüm gruplar devrede Andırın TM üzerinden enterkonnekte şebekeye bağlı halde çalışmaktadırlar. İki santral sisteme toplam 164.74 MW aktif güç vermekte iken, 78.12 MVar reaktif güç çekmektedirler. Bağlantı noktalarındaki kutularda görülen değerler; aktif güç, reaktif güç ve akımı, baralardaki kutucuklarda görülen değerler ise, fazlar arası gerilimin gerçek değeri, fazlar arası gerilimin pu cinsinden değeri ve faz açısını ifade etmektedir. 45

BULGULAR VE TARTIŞMA Aynı modelimizde Sır-Berke Hat-1 enerji nakil hattının orta noktasında yani 16. km de meydana gelen bir faz toprak kısa devre arızasını simüle ettiğimizde şekil 4.6 daki durum ortaya çıkmaktadır. Şekil 4.6. Sır-Berke hattında meydana gelen bir faz-toprak kısa devresinin simülasyonu Arıza noktasındaki kısa devre gücü 803,96 MVA, kısa devre akımı 9,042 ka olarak simüle edilmiştir. Baralardaki kutucuklarda A-B-C fazlarının gerilimleri, bağlantı noktasındaki kutucuklarda ise sırasıyla kısa devre gücü ve kısa devre akımı görülmektedir. 46

BULGULAR VE TARTIŞMA Şekil 4.6 daki bir faz-toprak arızasıyla ilgili şu analizler yapılabilir; Sır barasındaki A fazının gerilim değeri anlık olarak 52,172 kv a kadar düşecek, eğer ms mertebesinde arıza temizlenmezse düşük gerilim rölesinin gecikme ayarına göre baradaki tüm kesiciler açacak ve gruplar devre dışı olacaktır. Aynı şekilde Berke barasındaki A fazının gerilim değeri 52,47 kv a kadar düşecek ve üniteler devre dışı olacaktır. Enerji nakil hatlarında sıklıkla meydana gelen bu tür arızalarda koruma röleleri hayati öneme sahiptir. Mesafe koruma rölesi ve aşırı akım rölesi arıza olduktan ço kısa bir süre sonra karşılıklı olarak hat kesicilerini açtırmalı ve arızayı tüm sistemin kararlılığını etkilemeden temizlemelidir. Çoğunlukla dağlık ve ormanlık bölgelerden geçen enerji nakil hatlarının bakımı düzenli olarak yapılmalı, özellikle izolatörlerin kontrolüne önem verilmelidir. 4.2.2. Frekans Kontrolü Simülasyonu Sır ve Berke Hidroelektrik santrallerinin yük-frekans kontrolüne katkısını araştırmak için, ikinci model için matlab kullanılarak simulasyon yapılmıştır. İki santral birbirine 32,3 km lik 154 kv çift devre enerji nakil hattı ile bağlıdır. Sistemin enterkonnekte şebekeye bağlantısı Adırın TM üzerindendir. Sistemde sekonder kontrolün aktif olduğu ve olmadığı durumlar için simülasyon yapılmış olup, sekonder kontrolün frekansı düzeltmedeki başarısı görülmüştür. Destekleyici kontrol olarakda tabir edilen sekonder kontrolün olmadığı durumda, bir yük değişimi meydana geldiğinde, frekansın belirli bir değerde sabitlendiği fakat nominal değerine geri getirilemediği görülmüştür. Ayrıca sekonder kontrole katılmayan Sır ve Berke santrallerinde, sistem frekansını nominal değerine geri getirebilmek için sekonder kontrolün gerekliliği de ortaya çıkmıştır. Simülasyon sonucunda Sır dan Berke ye doğru yük akışı olduğu görülmüştür. Berke bölgesindeki yük miktarı fazla olduğundan yük akışı genellikle bu şekilde olmaktadır. Sistemin blok şeması şekil 4.7 de gösterildiği gibidir. SIR P BERKE Şekil 4.7. Sır ve Berke modelinin blok şeması 47

BULGULAR VE TARTIŞMA Frekans kontrolü direk hız regülatörü ve türbin performansıyla ilgili olduğundan simülasyonlarda sadece türbin modeli dikkate alınmış, ikaz ve generatör modeli üzerinde çalışılmamıştır. Sır Santraline ait türbin modeli şekil 4.8 de gösterilmiştir. Modelde kullanılan parametrelerin anlamları ve değerleri de şu şekildedir; R : Kalıcı Droop = 0.08 r : Geçici Droop = 0.3 T r : Governor Zaman Sabiti = 4 T f : Filtre Zaman Sabiti = 0.02 T g : Servomotor Zaman Sabiti = 4 VELM : Ayar Kanatları Hız Limiti = 0.167 G max : Maximum Kanat Açıklığı Limiti = 1 G min : Minimum Kanat Açıklığı Limiti = 0 T w : Su Zaman Sabiti = 1 A t : Turbin Kazancı = 1.2 D turb : Turbin Sönümleme = 0.5 Q NL : Yüksüz Akış = 0.1 Şekil 4.8. Simülasyonda kullanılan Sır HES e ait turbin modeli 48

BULGULAR VE TARTIŞMA Berke HES e ait türbin modeli ve parametrelerinin bazıları, üretici firma tarafından verilmediği için Sır HES e ait değerler Berke içinde kabul edilmiştir. Bu değerler şöyledir; R = 0.04 r = 0.01 T r = 4 T f = 0.02 T g = 0.45 VELM = 0.167 G max = 1 G min = 0 T w = 1.85 A t = 1.2 D turb = 0.5 Q NL = 0.1 Sır ve Berke Santrallerinin sekonder frekans kontrolüne katıldığı varsayılan durum için kullanılan modeli şekil 4.9 da gösterilmiştir. Şekil 4.9. Sekonder frekans kontrol durumu için SIR ve BERKE HES Modeli 49

BULGULAR VE TARTIŞMA Simülasyonların ilkinde, ikinci modelimiz kararlı halde çalışırken, Berke tarafındaki yük miktarının %15 oranında artması sonucu frekans değişimi incelenmniştir. Berke 154 kv. Baraya bağlı Misis, İkizler ve Bahçe hatlarının toplam yükü 342 MW iken % 15 lik artışla 393,3 MW olmuştur. Bu artış özellikle Berke Ünitelerinin frekansında bozulmaya neden olmuş, üniteler yük alarak bu etkiyi 15 saniye içinde düzeltmişlerdir. Şekil 4.10 da bu durum görülmektedir. 0.1 F (SIR) per unit 0-0.1-0.2 F (BERKE) per unit Power Exchange (pu) -0.3 0 5 10 15 zaman (s) 0.2 0-0.2-0.4-0.6 0 5 10 15 zaman (s) 0.15 0.1 0.05 0-0.05 0 5 10 15 zaman (s) Şekil 4.10. Berke tarafında yükün % 15 artması durumunda frekanstaki değişim 50

BULGULAR VE TARTIŞMA Aynı model üzerinde Sır Barasına bağlı Kılavuzlu yükünün değeri % 10 artarsa, yani 73 MW iken 80.3 MW olursa, frekanstaki değişimin daha az olduğu ve ünitelerin 10 saniye gibi kısa bir sürede tekrar kararlı duruma geldiği görülmüştür. Bu durum şekil 4.11 de görülmektedir. 0.2 F (SIR) perunit 0.1 0-0.1 F (BERKE) perunit Power Exchance (pu) -0.2 0 5 10 15 zaman (s) 0.2 0.1 0-0.1-0.2 0 5 10 15 zaman (s) 0.02 0-0.02-0.04-0.06 0 5 10 15 zaman (s) Şekil 4.11. Sır tarafında yükün % 10 artması durumunda frekanstaki değişim 51

BULGULAR VE TARTIŞMA Sekonder kontrolün olmadığı, ünitelerin sadece primer kontrole katıldığı durum için yapılan simülasyonların birincisinde, Berke tarafındaki yükün %15 oranında artması sonucu frekans değişimi şekil 4.12 de görülmektedir. 0.05 0 F (SIR) perunit -0.05-0.1-0.15-0.2 0 5 10 15 zaman (s) 0 F (BERKE) perunit -0.1-0.2-0.3-0.4-0.5 0 5 10 15 zaman (s) Şekil 4.12. Berke tarafındaki yükün % 15 artması durumunda frekanstaki değişim 52

BULGULAR VE TARTIŞMA Sekonder kontrolün olmadığı, ünitelerin sadece primer kontrole katıldığı durum için yapılan simülasyon örneğinin ikincisinde, Sır tarafındaki yükün % 10 arttığının kabul edildiği durum için frekans değişimi, şekil 4.13 te gösterildiği gibidir. 0 F (SIR) perunit -0.1-0.2-0.3 0 5 10 15 zaman (s) F (BERKE) perunit 0-0.05-0.1-0.15-0.2-0.25-0.3 0 5 10 15 zaman (s) Şekil 4.13. Sır tarafındaki yükün % 10 artması durumunda frekanstaki değişim 53

SONUÇ VE ÖNERİLER 5. SONUÇ VE ÖNERİLER Bu tez çalışmasında hidroelektrik santrallerde Yük-Frekans denetimi, şimdiye kadar yapılanlardan farklı olarak UCTE kriterleri çerçevesinde ele alınmış ve toplam kurulu gücü 794 MW olan Sır ve Berke Santrallerinin frekans denetimine katkısı araştırılmıştır. İki yıla yaklaşan uzun bir çalışma ve araştırma sürecinde, özellikle Sır HES e ait farklı çalışma koşulları için frekans, güç, akım ve gerilim değerleri alınmış, son iki yılda meydana gelen ve frekans kontrollü çalışmadan kaynaklandığı düşünülen arızalar incelenmiş, TEİAŞ ve EÜAŞ yetkililerince Sır ve Berke Santrallerinde yapılan frekans testlerine katılıp test sonuçlarına göre hız regülatörlerinin parametrelerinde gerekli değişiklikler yapılmıştır. Ayrıca Sır ve Berke Santrallerinin oluşturduğu güç sistem modeli, bilgisayar ortamına taşınarak, yük akış ve kısa devre simülasyonları yük tevzi merkezinden alınan gerçek değerlerle, tüm dünyada kabul görmüş bir güç sistem analiz programı olan Digsilent Power Factory kullanılarak yapılmış ve sonuçlar irdelenmiştir. Primer ve sekonder frekans kontrolü simulasyonları ise Matlab kullanılarak yapılmıştır. Simulasyon için kullanılan türbin, generatör ve ikaz sistemi parametrelerine ulaşmakta, üretici firmalardan kaynaklanan problemlerden dolayı oldukça zorlanılmış, bulunamayan değerler yerine bilinen santrallere ait değerler kabul edilmiştir. Orta büyüklükteki bu iki santralin kurulu gücü ve frekans denetimine katkısı bölgesel olarak düşündüğümüzde gözardı edilemeyecek kadar önemlidir. Fakat puant saatlerinde yaklaşık 24.000 MW lık bir tüketimin olduğu türkiye enterkonnekte şebekesinin bozulan frekansını düzeltmek için küçük bir değer olduğu aşikardır. Küçük ve orta güçlü santrallerin tamamının frekans kontrolüne katılımı sağlanabilirse türkiyedeki frekans sorunu büyük ölçüde çözülebilecektir. Yine yapılan simülasyonlar göstermiştir ki, sadece primer frekans kontrolüyle sistem frekansı nominal değerine getirilememektedir. Bu noktada Sır ve Berke Santrallerinin de sekonder frekans kontrolüne katılımının gerekliliği ortaya çıkmıştır. UCTE ile TEİAŞ arasında yapılan senkron paralel işletme anlaşması çerçevesinde frekans kontrolü performansı aylık olarak raporlanmaya başlanmış olup, sistem frekans kontrolü performansının şu andaki yapısı ile UCTE kriterlerini sağlamadığı görülmektedir. Sistem frekans kontrolü performansının geliştirilerek UCTE kriterlerine uygun hale getirilmesi gerekmektedir. Bunun için yapılacak analizler, gerçekleştirilecek ölçüm ve testlerle, sistem performans değerlerinin UCTE kriterlerine uygunluğunun sağlanması için santrallerin generatör, hız regülatörü ve ikaz sistemi verilerinin tamamlanarak tüm sistemin dinamik modellemesinin yapılması, buradan çıkan sonuçlara göre üretim tesislerinin rehabilitasyonlarının yapılması gerekmektedir. Netice itibariyle, tüm üretim santralleri UCTE kriterlerine göre yük-frekans kontrolüne katılırlarsa daha kaliteli bir enerji üretimi gerçekleşir ve Türkiye elektrik sistemi performansı mükemmel olabilir. 54

KAYNAKLAR KAYNAKLAR KUNDUR, P. 1994. Power System Stability and Control, Mc Graw Hill-IEEE. ANDERSON, P.M. 1993. Power System Control and Stability, IEEE, Revised Edition. PADIYAR, K.R. 1996. Power System Dynamics, Stability and Control, Wiley and Sons. ÇEAŞ Yük Tevzii Müdürlüğü, 2003. ÇEAŞ 154&66 kv Sistem El Kitabı. DEMİRÖREN, A.,ZEYNELGİL, L. 2004. Elektrik Enerji Sistemlerinin Kararlılığı, Kontrolü ve Çalışması, Birsen Yayınevi. ÇEAŞ SIR Barajı İkaz Sistemleri ve Türbin-Regülatör Sistemleri Parametre Ayar Kitapçıkları, 1990. BAŞEŞME, H.2003. Hidroelektrik Santraller ve Hidroelektrik Santral Tesisleri. TEİAŞ, 2004. UCTE İşletme El kitabı. TMMOB, 1999. Türkiye II. Enerji Sempozyumu Notları. TEİAŞ, 2006.Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenirliği ve Kalitesi Yönetmeliği. TEİAŞ, 2006. Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği. OYSAL, Y., YILMAZ, S., KÖKLÜKAYA,E. 2004. Elektrik Güç Sistemlerinde Dinamik Bulanık Ağ Tabanlı Bir Yük Frekans Denetleyici Tasarımı. ÇAM, E., KOCAARSLAN, İ. 2004. A Fuzzy Gain Scheduling PI Controller Application For An Interconnected Electrical Power System. STOJKOVIC, B. 2003. An Original Approach For Load Frequency Control The Winning Solution In The Second UCTE Synchronous Zone. TRIPATHY, S.C., BHARDWAJ, V. 1995. Automatic Generation Control Of A Small Hydro-Turbine Driven Generator. KISHOR, N., SINGH, S.P., RAGHUVANSHI, A.S., 2005. Dynamic Simulations Of Hydro Turbine And Its State Estimation Based LQ Control. DEMİRÖREN, A., ZEYNELGİL, L. 2006. GA Application To Optimization Of AGC In Three-Area Power System After Deregulation. 55

EKLER EKLER SIR HES ÜNİTE-2 ±200Mhz REZERV TESTİ 56

EKLER SIR HES ÜNİTE-2 HASSASİYET TESTİ 57