1-TRANSFORMATÖR MERKEZLERİNDE UYGULANAN KORUMA TİPLERİ:

Transformatör merkezlerinde uygulanan koruma tertipleri başlıca dört grupta

toplanmaktadır.

1. Aşırı Gerilime Karşı Koruma ,

2. Fider Koruma,

3. Transformatör Koruma,

4. Mesafe Koruma.

Aşırı gerilime karşı koruma tertipleri dikkate alınmayacak olursa, monte edildiği kısma

göre gruplanan tertipleri aşağıdaki şekilde sınıflandırılır.

1.1. Aşırı Gerilime Karşı Koruma :

Aşırı gerilim etkisinden yüksek gerilim devrelerindeki izolasyon maddelerini

koruyabilmek için genel olarak üç koruma tertibinden faydalanılmaktadır.

1. Koruma Teli

2. Ark Boynuzu

3. Parafudr (1.2.5 kısmında ayrıntılı olarak değilmiştir.)

1.2 TRANSFORMATÖRLERİ BESLEYEN DÜZENLER.

1.2.1. MODÜLER HÜCRELER ( KAPALI TİP)

36 kV’a kadar orta gerilim dağıtım sistemleri için , transformatör binalarında ,

beton yada saç köşklerde kullanılmak üzere elektrik tesislerinin daha güvenle

işletilmeleri ve can güvenliği açısından, günümüzde kullanılmaları zorunlu olan

uygulamalardır.

Modüler hücreler olarak ta adlandırılan kapalı tip hücreler klasik tesis koruma

sistemlerine göre birçok avantaja sahiptir.Bunların başında

1. Açık sistemlere göre daha az alan işgal etmesi ve daha küçük hacimlere

yerleştirilmeleri.

2. SF6 gazlı yük ayırıcısı, kesicisi ve ayırıcı ile daha emniyetli çözüm sağlaması.

3. Maksimum kullanıcı güvenliğini sağlayan basınç boşaltma ve ark yönledirme

sistemlerinin bulunması.

4. Modüler dizayn mantığına bağlı olarak hücre elemanlarının kolay sökülebilir

tasarımı olması.

5. Birden fazla fonksiyonel ünitenin yan yana en kısa sürede monte edime

kolaylığı.

6. Montaj zamanı kısalığı.

1

7. Taşıma ve depolama kolaylığı.

8. Sağa ve sola genişleme imkanı.

9. Kurulu sistemlerin daha sonra gerektiğinde rahatlıkla sökülebilmesi, ve bunun

sonucu olarak uygulanmış projelerde değişiklik yapabilme imkanı.

Kapalı tip hücreler daha ziyade SF6 gazlı anahtarlama elemanları ile oluşturulan

hücrelerden oluşur. Bu hücreler kesin kaide olmamakla beraber, yerine getirdiği görev

bakımından 3 kısma ayrılabilir.

1.2.1.1- GİRİŞ / ÇIKIŞ HÜCRESİ

Bu hücre şebeke geriliminin tesise alındığı ve sonunda çıkıp tesise dağıtıldığı

giriş/çıkış hücresidir.İhtiyaca bağlı olarak değişik açma kapama elemanlarıyla

donatılabilirler. Aşağıda birkaç değişik düzende hazırlanmış tiplerinin,hücre şekli ve

tek hat şeması verilmiştir.

Açık koruma sistemlerinde kullanıldığı gibi kapalı tip hücrelerde de yararlanılan

yük ayırıcıları hakkında bilgi verelim.

1.2.1.2. Yük Ayırıcıları:Branşman hatlarında ve ring devrelerinde kesici yerine kullanılan özel ayırıcılardır.

Kesiciye nazaran daha ekonomiktir. Yük altında açma kapama yapabildiği gibi orta

gerilim sigortalan ile teçhiz edildiğinde kısa devrelere karşıda tesisi koruma görevi

yapabilir. Mekanizmaya konulan yay ile açma kapama işlemi hızlandırılmıştır. İki çeşit

2

hareketli bıçak kontağı vardır. Kapamada önce ana bıçak kontaklar, daha sonra yardımcı

çabuk açma kontaklar düzeye girer. Açmada ise önce kontaklar, hemen sonrada yükü

üzerine alan çabuk açma kontakları devreden çıkar. Kontakların hareketi bir ark söndürme

hücresi içinde olur.

Yüksek gerilimde kullanılan yük ayırıcıları 12,24,36(kV) için imal

edilirler.Özellikle 300V üzerinde akım ne olursa olsun açma kapama esnasında ark

oluşmaktadır.Dolayısıyla yük ayırıcılarında açma kapama sırasında oluşan arkı el

hızından bağımsız olarak söndüren düzenlerin bulunması doğaldır.Yüksek gerilim

yük ayırıcıları genellikle sigortayla beraber kullanılırlar.Çünkü yük ayırıcısı nitelikli

cihazın kısa devre akımını kesme özelliği yoktur.

Yüksek gerilim yük ayırıcıları SF6 gazlı ve hava yalıtımlı olmak üzere iki

kısma ayrılır SF6 .üstün yalıtım özellikleri ve delinme dayanımının havadan daha

yüksek olması sebebiyle boyutları küçültme olanağı vardır.Günümüzde genel olarak

hava yalıtımlı yük ayırıcıları terk edilip , SF6 gazlı yük ayırıcıları kullanılmaktadır.

Hava yalıtımlı yük ayırıcısın SF6 gazlı yük ayırıcılarına göre dezavantajları

1. Hava yalıtımlıda,izolatörlerin üzerine toz,kir birikir ve zamanla havadaki nemle

birlikte gövdeye atlama olabilir.

2. Rutubetli ve soğuk havalarda izolatör üzerinde oluşacak yoğuşma atlamaya yol

açabilir.

3. kontaklarda zamanla oksidasyon meydana gelerek kontak ömürleri kısalır.

1.2.2-KORUMA HÜCRESİ

3

1.2.2.1. SF6 Gazlı Kesiciler

Ekonomik ve boyutları küçük olduğundan kullanışlıdırlar. Yanıcı ve patlayıcı ortamda

sorun yaratmamaları tercihinin başka sebebidir.

1.2.2.2. SF6 Gazının Özellikleri

Gazlı kesicilerde kesme ve yalıtma ortamı olarak SF-6 gazı kullanılmaktadır. Ayrıca

ark söndürme işlemi elektro negatif bir gaz olan SF-6 gazı içinde olmaktadır.

SF-6 gazı renksiz kokusuz ve molekül ağırlığı fazla olduğundan havaya nazaran

daha yoğun bir gazdır. Ortama bırakılırsa hava ile karışmayarak yerde ince bir tabaka

halinde durur.

Isı iletim katsayısının yüksek olması, alçak iyonizasyon nedeniyle, ısıyı çok çabuk

dağıtır ve arkın çabuk soğumasını sağlar. Devre kesilirken oluşabilecek tekrar tutuşmaları

ve bu nedenle de aşırı gerilimleri önler.

Kayıp faktörü yağa göre küçüktür.

SF-6 gazı kolay bulunabilmektedir. Tüm güncel gazlar gibi tüp içinde temin

edilebilmektedir. SF-6 gazı asal bir gazdır. SF-6 gazının çok stabil oluşu, molekül

yapısında bulunan kovalent bağdan kaynaklanmaktadır.

SF-6 gazı sülfür ve flor atomlarının kovalent bağı ile asal gaz haline

dönüştüğünden,metallerle kimyasal tepkimeye girmez.

Orta ve yüksek gerilimli enerji üretme, dağıtma ve taşınmasında kullanılan sistem ve

cihazların yalıtımları için seçilen gaz malzemelerinin güvenilir bir çalışma ve işletme

ortamı oluşturabilmesi, aranan bir özelliktir. Yalıtım maddesi olarak kullanılabilecek bir

çok gazın içinden SF-6 gazı seçilmiştir. Bunun nedeni ise; SF-6 gazının normal durgun

rejimde kimyasal olarak kararlı olduğu gibi zehirli de değildir. Bunun yanı sıra SF-6

4

gazının di elektrik dayanım seviyesi de 1 bar basınç altında 89kV/cm.dir. SF-6 gazının di

elektrik dayanımı en iyi olarak bilinen maddelerin bile çok üzerindedir. Örneğin, havanın

birkaç bar basınç altındaki dielektrik dayanımının 3 katından daha fazladır. Üstelik SF-6

gazı mükemmel bir ısı transferi özelliğine sahip olup, aynı zamanda yanmaz bir gazdır.

Bütün bu iyi özelliklerinin ötesinde ark söndürme özelliklerinin mükemmelliği, SF-6

gazının enerji taşıma ve dağıtım sistemlerinde kullanılan kesicilerde de çok geniş olarak

kullanılmalarını sağlamıştır.

1.2.2.3. SF6 Gazının Kesme Özelliği

Gazlı kesicilerde kullanılabilecek gazlar içinde kesme gazı en iyi olan da SF-6 gazıdır.

En çok sayıda iyi özelliğe sahip olan kesme gazıdır. Bu özellikler;

SF-6 gazı arkın oluşturduğu ısıyı dağıtma kapasitesi çok yüksektir.

Yüksek radyal ısı iletim ve çok büyük elektron yakalama kapasitesi vardır.

SF-6 gazının belirgin ısıl ve elektronegatif özellikleri onun ideal bir kesme ortamı

olmasını sağlar. Bunlar;

Yüksek ısıl kapasitesi arkta üretilen ısının hızlı tüketimini sağlar.

Güç katsayısına duyarsızlığı nedeniyle kapasitif ve endüktif akımları, kesmedeki

performansı yüksektir.

SF-6 gazlı kesicilerde kesme sırasında herhangi bir patlayıcı gaz meydana gelmez.

Kesme sırasında ayrışan gaz, ark belli sıcaklığa tekrar eski haline gelir. Bu nedenle gazın

zamanla bozulması söz konusu olmaz ve kesicinin tüm ömrü boyunca elektriksel

özelliklerini korur.

SF-6 gazı zehirli olmamakla beraber şalterleme sırasında meydana gelen metal

floroidler zehirlidir. Bu bakımdan kesicisinin hücrelerinin bakımı üretici firma tarafından

yapılmalıdır. Ancak hücrenin gazı alındıktan sonra kontak elemanlarının yerinde bakımı

ve değiştirilmesi mümkündür

1.2.2.4. SF6 Gazının Ark Söndürmesi

SF-6 gazının üç önemli özelliği onun çok iyi bir ark söndürme ortamı olarak

kullanılmasını sağlamıştır. Bunlar;

1-Çok yüksek ısı iletkenlik katsayısına sahip olması ( soğutucu özelliği ).

2-Elektronegatif bir gaz oluşu

3-Oldukça yüksek yalıtım seviyesinin olmasıdır.

5

SF-6 gazının elektronegatif bir oluşu ile ark esnasında ortaya çıkan serbest elektronları

süratle yakalayarak ortamın yalıtkanlık değerini muhafaza eder. Böylece akım doğal sıfır

noktasından geçtikten sonra, tekrar tutuşmasını önlemiş olur. Ayrıca SF-6 gazının yüksek

bir ısıl iletkenliğe olması da ortamın süratle soğutularak ark enerjisinin dağıtılmasını

sağlar.

Arkın ortaya çıkardığı ısı enerjisi SF-6 gazı üzerinden flor ve kükürt atomlarının

ayrışmasını sağlar. Isı etkisi ile kükürt üzerinden serbest elektronlar çıkarak ortamın

elektriki direncini düşürür. Ark akımını asıl ileten de bu serbest elektronlardır. Akımın

doğal sıfırdan geçmesi esnasında ortamında soğutulmuş olmasıyla serbest elektronlar flor

ortamları tarafından yakalanarak ark akımının kesilmesi sağlanır. Böylece gaz ortamı eski

durumuna dönmüş olur.

Akım eğrisi sıfırdan geçtiğinde ark, aşağıda belirtilen iki olayın birleşimi ile

söndürülür. Bunlar;

1-SF-6 gazı arkın ortasındaki ısıyı çok çabuk dışarı iletir.

2-Çok elektronegatif olan florin atomları elektron için bir “tuzak” gibi hareket eder ve

ortamı tekrar yalıtkan hale dönüştürür.

1.2.2.5. SF6 Gazlı Kesicinin Kesme Mekanizması

Motor kurmalı kesicilerde motor; kesici kapanır kapanmaz yayı yeniden kurar.(tekrar

kurma zamanı 15 sn'den küçüktür.).

Bu tür mekanizmalar özellikle bir yavaş kapamanın arkasından hızlı bir tekrar kapama

çevrimi istenen yerlerde gereklidir.

SF-6 gazlı kesiciler hızlı açma ve kapama yapmak için yaylı mekanizma ile

donatılmışlardır. Yaylarda biriktirilen (yayların üzerinde depoladığı enerji çok büyüktür.)

GMh tahrik mekanizması ile çalışır. Yayların kurulması gerek elle gerek motorlarla

yapılabilir. Her iki durumda açma sayıcısı ve konum göstergesi (kesicinin açık veya kapalı

olduğunu gösterir.) mevcuttur.

Bu yaylı mekanizmanın güvenilirliği ve dayanıklığı; kurulmuş kapama yayı kilit ile

tutulur. Elle veya elektrikli olarak kontrol edilen bu kilidin çözülmesi ile,

1-Kapama yayı tamamen boşalır.

2-Kesici kapanır.

3-Açma yayı kurulur.

Kesici başka bir kilit yardımı ile hemen açmaya hazır bir şekilde, kapalı konumda

kalır.

6

Uygulamaya göre açma kapama işlemleri;

1-Mekanizma kapağının ön kısmına yerleştirilmiş mekanik buton ile elle açma kapama

yaptırabiliriz.

2-Direk röle yardımı ile mekanik açma kapama yaptırabiliriz.

3-Açma kapama bobinleri ile elektriksel olarak açma kapama yaptırabiliriz.

ŞEKİL :SF6 Gazlı Kesicicinin Mekanizması

1.2.2.6. SF6 Gazlı Kesicinin Bir Kutbunun Yapısı

Kutupların her üçü birbirinden bağımsız olup mekanizma ile bağlantılarını sağlayan bir şase

üzerine tespit edilmişlerdir. Her bir kutup yalıtkanlı bir ortamda aktif parçaları içinde toplar.

SF-6 gazlı kesicinin kutupları; 1.5 bar bağıl basınçta gaz vardır ve bu kutuplar IEC56

ve TSE3909 yönetmeliklerine uygun olarak mühürlü ve basınçlı sistem sınıfına girer.

7

Bir kutup şunlardan oluşur:

ana kontak: Sabit ana kontak ve hareketli ara kontaktan gelir.

kesme devresi: Sabit ark kontağı ve hareketli ark kontağından meydana gelir.

SF-6 gazı üfleme düzeneği: Hareketli kontağa bağlı olarak; hareketli piston ve gaz

üfleyiciden meydana gelmektedir.

mekanik hareket aktarma düzeneği:Mil, biyel, itme çubuğu ve yaydan oluşan,

tahrik mekanizmasının enerjisini hareketli kontağa aktaran düzenektir.

Şekil : SF6 Gazlı Kesicicinin bir kutbunun yapısı

SF-6 gazlı kesici kutupların temel özellikleri şöyledir:

1-Uzun ömürlü olması;

2-aktif kısımlara bakıma gerek olmaması;

3-yüksek elektrik dayanımının olması;

4-aşırı gerilime neden olmaması;

5-işletme güvenliğinin yüksek oluşu;

6-çevreden etkilenmemesi;

7-basıncın sürekli denetlenebilmesi (isteğe bağlı olarak yani özel donanım olarak

kutuba basınç anahtarı takılabilir.);

8

1.2.2.7. SF6 Gazlı Kesicinin Bir Kutbunun Çalışması

SF-6 gazlı kesiciler SF-6 gazının üflenmesi ilkesine göre çalışır,ana devre ve kontakları

başlangıçta kapalıdır.

Ön sıkıştırma: Hareketin başlangıcında SF-6 gazı piston tarafından sıkıştırılır. İlk önce ana

kontaklar ayrılır ve akım hala temasta olan ark kontaklarının üzerine geçer.

Ark zamanı: Ark kontakları ayrılır ayrılmaz ikisi arasında ark meydana gelir, az bir

miktar gaz sıkıştırma ortamını terk eder, gaz üfleyici tarafından yönlendirilen gaz arkı

üzerine üflenir. Küçük akımların kesilmesi sırasında cebri konveksiyon ile ark soğutulur.

Büyük akımların kesilmesi sırasında gazların genleşmesi sıcak gazların kesicinin soğuk

kısımlarına doğru gitmesi ile ark soğutulur.

Daha sonra kontak bölgesi civarındaki bölgenin dielektrik dayanım kazanması SF-6

gazının özellikleri sayesinde gerçekleşir.

Son üfleme: kontaklar tamamen açılıncaya kadar devam eden harekette, kontak arası

bölgeye soğuk gaz üflenerek kesicinin hareketi tamamlanır.

SF6 Gazlı Kesicilerin Avantajları:

Ekonomiktirler.

Boyutları küçüktür.

Kapasitif ve endüktif akımların kesilmesinde uygundur. Kapasitif anahtarlamada

ömrünü kısaltmaz, aşırı gerilimler üretmez

Yanıcı ve patlayıcı ortamda sorun yaratmamaları tercihinin başka sebebidir.

Ortalama SF-6 gazlı kesicinin ömrü 30-35 yıldır. Ağır işletme şartlarında tahmini ömrü

20 yıl kadardır. Çok uzun ömür gazın minimum düzeyde yaşlanmasına ve arkın düşük

enerjisinin kontakları az etkilemesine bağlıdır. Ark enerjisinin düşük olması;gazın yapısal

özelliğine, sınırlı ark süresine, kısa ark boyuna, ark kontakları ve akım taşıyan kontakların

tamamen ayrı olmasına bağlıdır.

Mekaniki olarak 10000 açma kapama ya izin verir. Anma akımında kesme sayısı

genelde 10000 civarındadır.Kısa devre akımını da 50 defaya kadar akımı

kesebilmektedir.

Tüm kısımlarının onarım ve bakımı minimum düzeydedir.

Tekrar kapama yaptırılması mümkündür. Tekrar kapamayı hızlı bir şekilde yapar.

Yanıcı ve patlayıcı ortamlar sorunsuz olarak kullanılabilir.

Yüksek ark ısısı sonucunda kimyasal olarak ayrışan gaz, kısa zamanda tekrar eski haline

döndüğü için, kesicinin tekrar devreye girmesi için uzun süreye gerek yoktur.

9

Soğuma sadece metal bağlantı parçalarının ısı iletimi ile değil aynı zamanda gazın doğal

konveksiyonu ve iletimi ile sağlanmaktadır. Bu olay SF-6 gazının fevkalade ısı alışveriş

özelliğindendir. Kutup malzemesi de soğumaya yardımcı olmaktadır. Böylece büyük

akımların kesilmesinde bile, standartların öngördüğü değerin çok altındadır.

SF-6gazlıkesicileri ile açma kapama darbelerini azalmak için ek bir cihaza gerek

duymaz. Bu özellik motor kumandalarında kullanışlıdır.

Akım koparmada sorun yaratmaz.

Yalıtım testi için özel cihaz gerektirmez.

Emniyetlidirler. SF-6 gazlı kesiciler düşük basınçta çalışırlar. gazın sıkışması ve

anahtarlama ile ortaya çıkan iç basınç artışı düşük düzeyde kalır. (İç basıncı 0.5-1.5 bar

civarındadır.) Bir emniyet zarı herhangi bir şekilde ortaya çıkacak aşırı basıncı engeller.

Atmosfer basıncında kesici yeterli dielektrik dayanımı ve güvenilir yük anahtarlamayı

sağlar.

Ark kontaklarının aşınmasının dışarıdan ölçümlerle izlenebilmesi ve basınç kontrolü

emniyet yöntemlerindendir.

SF-6 kutupları komple teçhizatı kapsar. Kontak hareket mekanizması içindedir.

Terminallerde oluşacak elektrodinamik ve mekanik zorlamalara karşı dayanabilecek

yapıdadırlar.

Kesme kapasitesi bozulmadan defalarca tekrarlanabilir.

Bakım gereksinimleri yoktur.

Kutupların gaz sızdırmazlığı mükemmeldir. Dolayısıyla gaz ikmaline gerek yoktur.

Ancak söylenen bu avantajların yanında ,bir takım dezavantajlarda içermektedirler.

Sızma riski vardır (dolayısıyla çevre atık gazla kirlenir),

Gaz basıncı ve miktarı kontrol edilmelidir,

Havaya göre ağır olduğu için ark ortamından geçişi, püskürtmeli durumlarda, havaya

göre daha yavaştır. Bu geçişi hızlandırmak için kompresöre ihtiyaç duyulur,

Sıcaklık ve basınç belirli değerlerde olmadığı takdirde SF6 sıvı hale gelebilir. Bu

durum kesicilerde hiç arzu edilmeyen bir durumdur. Bu nedenle yapısal bakımdan

dikkat edilmesi gereken hususlara ek olarak bu kesicilerin soğuk bölgelerde

kullanılması gerekirse SF6'yı ısıtmak gerekir,

SF6 pahalı gaz olduğu için sızmaları önlemek için özel önlemler alınmalıdır

10

1.2.3-ÖLÇÜ HÜCRESİ

Ölçü hücreleri tesise gelen enerji İle ilgili elektriksel büyüklüklerin ölçüldüğü ve

dışarıdan müdahalenin mümkün olmadığı kapalı tip modüllerdir.Bu modüller

içerisinde gerilim ve akım bilgilerini ölçmeye yardımcı olmak üzere akım ölçü

transformatörü ve gerilim ölçü transformatörü kullanılmaktadır.akım ve gerilim

transformatörlerinin bu hücrelerde kullanılma sebepleri ve yapısal özellikleri aşağıda

ayrıntılı olarak verilmektedir.

1.2.4.Ölçü Trafoları:

Alternatif akım elektrik tesislerinde, gerek akımı, gerekse gerilimi, belli oranlarda

küçültmeye yarayan özel trafolardır.

Ölçü aletleri ve koruma rölelerini primer gerilimden izole ederek güvenli çalışmaya

imkan sağlar.

Yüksek gerilimli şebekelerde, gerek ölçü aletlerini, gerekse koruma rölelerini

şebekeye doğrudan bağlamak izolasyon güçlüğü nedeniyle mümkün değildir. Örneğin 154

KV gibi bir gerilim, aynı özelliklerde fakat 100 V değerinde bir gerilimle temsil

edilebilirse, güvenlik içinde ve kolayca temin edilen bir izolasyona sahip ölçü aletleriyle

ölçülebilir. Bu söylenilenler akım ölçümü için şöyle yorumlanmalıdır. Bir ampermetreyi,

doğrudan yüksek gerilime bağlamak mümkün değildir. Hem primer geriliminden izole

edilmiş bir devrede, hem de geçen akımın özelliklerini taşıyan, fakat belli oranda

küçültülmüş bir değerde ölçü yapmak çok daha kolaydır.

11

Ölçü trafoları ile değişik primer değerlere karşılık, standart sekonder değerler elde

edilebilir.

Ölçü trafolarının primer büyüklükleri, standart olmakla birlikte çok değişik değerlerde

olabilir. Gerilim trafosu için 6.3-10.5-15-31.5-34.5-35 KV gibi ve daha yüksek değerlerde

birçok standart primer gerilim kademesi vardır. Buna karşılık gene gerilim trafosu için 100

V ve 110 V gibi az sayıda standart sekonder gerilim kademesi vardır. Böylece bir ölçü

aletinin tüm ölçü trafoları ile birlikte kullanılması sağlanmış olur.

Ölçü aletlerinin skalaları, ölçü aletlerinin sekonderindeki değerlerine göre değil, ölçü

trafosunun bağlı olduğu esas şebekenin akım ve gerilimine göre düzenlenir. Örneğin,

üzerinde 35/0.1 KV yazan bir voltmetrenin terminallerine 100 V uygulandığında, ibresi 35

volt gösterir. Eğer bu voltmetre, 154 KV siteminde kullanılmak istenirse, üzerindeki skala

silinip 100 V, 154 KV’ a karşı gelmek üzere yeniden skala tanzim edilmelidir.

Ölçü trafoları, akım ve gerilim devrelerinde çeşitli bağlantılar yapılmasına imkan

verir.

İki ve daha fazla akımın toplanması, çıkarılması, faz akımlarının değişik gruplarda

üçgen bağlanması, akım trafoları sayesinde yapılır. Gerilim trafoları ile de gerilimlerim

toplanması çıkarılması ve açık üçgen bağlantısı temin edilebilir.

Ölçü trafolarının kullanılması, ölçü aletlerinin ve röleleri küçük boyutlu imal

edilmesine imkan verir.

400 V’ luk bir devreye ampermetre, sayaç, wattmetre gibi akımla çalışan ölçü aletleri

doğrudan bağlanabilir. Doğrudan bağlamanın, pratik açıdan mümkün olup olmayacağı,

devreden geçen akımın değerine bağlıdır. Genellikle 100 A’ den büyük değerlerde

ekonomik nedenlerden dolayı doğrudan bağlanma kullanılmaz. Bu durumlarda akım

trafosu kullanılır ve böylece aletlerin boyutları çok daha küçük olur. Bu ise, doğrudan

bağlamaya göre daha ekonomik bir çözüm şeklidir.

1.2.4.1.Akım Trafoları:

Bağlı oldukları devreden geçen akımı, istenen oranda küçülterek, bu akımla sekonder

terminallerine bağlı aletleri besleyen ve onları yüksek gerilimden izole eden özel trafolara,

akım trafoları denir.

12

1.2.4.1.1.Akım Trafolarının Yapısı:

En basit haliyle bir akım trafosu şu parçalardan oluşur :

1. Manyetik Nüve

2. Primer Sargı

3. Sekonder Sargı

4. İçi özel yağ ile dolu kazan

5. İzolatör

İzolasyon, yağlı tip akım trafolarında yağ ile, kuru tiplerde ise sentetik reçine ile

sağlanır. Primer sargı, 50 turla 250 tur arasında akım trafosunun gücüyle değişen sarım

sayısına sahiptir. Manyetik nüve, kristalleri yönlendirilmiş, özel silisli sactan yapılmıştır.

Şekil

Şekil-’de a ve b de akım trafolarının tek hat; c, d ve e de ise gelişim şemalarında gösterilişi

verilmiştir. TEK’ de en çok kullanılan a ve c’ deki gösterilişlerdir.

1.2.4.1.2.Akım Trafolarında Termik ve Dinamik Dayanım:

Termik Dayanım Akımı :

Bir akım trafosunun, bir saniye süreyle hasar görmeden taşıyabileceği maksimum

akımın efektif değeridir.

Bu değer, akım trafosunun imal edildiği standartlarda bağlı olarak nominal akımın 40

ila100 katı arasında olabilir. Akım trafosunun etiketinde verilir.

13

Dinamik Dayanım Akımı:

Primer şebekesindeki bir kısa devre esnasında, ilk periyotta geçecek darbe akımının

yol açacağı mekanik kuvvetler açısından akım trafosunun dayanabileceği maksimum akımın

tepe değeridir. Akım trafoları genel olarak termik dayanım akımının 2.5 katı mertebesinde

dinamik dayanım akımına göre dizayn edilir. Tasarlanan akım trafolarının değiştirilmesinde

yukarıda anlatılan hususlar mutlaka göz önüne alınmalıdır.

1.2.4.1.3. Akım Trafolarında Hata ve Ölçme Sınıfı:

Akım trafolarında genel olarak %50-120 primer akımlarda ve %25-100 sekonder

yüklerde yapabileceği en çok hatayı yüzde olarak bildirilen ve trafo etiketlerinde yazılan

sayılar hata sınıflarıdır. Bağlı oldukları şartlar oldukları şartlar her ülkenin standardında

belirtilmiştir.

Türk Standartlarında, hata sınıfları ve yapılabilecek hatalar Tablo-1’de ölçü amaçlı

akım trafoları için, Tablo-2’de ise koruma amaçlı akım trafoları için verilmiştir.

Doğrul

uk

Sınıfı

Anma (nominal) akımın (±%)

yüzdesi olarak hatası

Dakika olarak (±) faz açısı

hatası

Yükler %10 %20 %100 %1

20

%1

0

%2

0

%1

00

%12

0

0.1 0.25 0.2 0.1 0.1 10 8 5 5

0.2 0.5 0.35 0.2 0.2 20 15 10 10

0.5 1 0.75 0.5 0.5 60 45 30 30

1 2 1.5 1 1 120 90 60 60

Tablo-1 :Ölçü amaçlı

Doğrul Primer anma akımında Primer anma akımında Bileşik

14

uk

Sınıfı

akım hatası (±%) faz açısı hatası (Dk)

Hata (±

%)

5P 1 60 5

10P 3 _ 10

Tablo-2 :Koruma Amaçlı

1.2.4.1.4.Sipariş İçin Gerekli Bilgiler:

1. Nominal (anma) gerilimini faz-faz (34.5 KV gibi)

2. Oranı (a) olarak (100/5 gibi)

3. Kaç sekonderi olduğu (100/5-5 gibi)

4. Sınıfı ve kullanma amacı

5. 1+3 sınıfı 1 sınıf= ölçme devresi, 3 sınıfı = koruma devresi veya 5P, 10P. 5P = 1

sınıfı, 10P = 3 sınıfı olarak belirtilmektedir.

6. Doyma katsayısı n ≤5 ölçme, n≥10 koruma

7. Gücü (Nominal yükü) VA olarak 30+30 VA (ölçme+okuma)

8. Tipi : Dahili, harici, geçit, bara, yağlı, kuru vs.

1.2.4.2.Gerilim Trafoları:

Gerilim trafoları, bağlı oldukları devredeki primer gerilimi, beli oranlarda küçülterek, bu

gerilimle sekonder terminallerine bağlı cihazları besleyen özel trafolardır.

1.2.4.2.1. Gerilim Trafolarının Yapısı ve Koruması:

Gerilim trafolarının primer sargıları, akım trafolarının tersine, çok sarımlı ince tellerden

oluşmuştur. Sekonder sargı ise, nominal yükte, kaybın çok olmasını temin edecek kalınlıkta

tel ile sarılmıştır. Sarım sayısı, primer sargıya göre, çevirme oranı kadar azdır.

Manyetik nüve kesiti, gerilim trafosunun yükü ile orantılıdır. Faz toprak arsına bağlanan

gerilim trafolarında, bir busing vardır. (Şekil-a ) Faz arası bağlananlarda 2 busing vardır. Bu

tiplere V bağlı gerilim trafoları denir.

15

Gerilim trafolarının sekonderleri, kısa devre edilmez. Bunun için sekonder devreye

koruma sigortaları konulur. 35 KV’ a kadar olan gerilim trafolarının primerine de sigorta

konmalıdır. Bunların görevi, sadece primerdeki arızaları temizlemektir. Sekonder sargı için

sigorta ihtiyacını ortadan kaldırmazlar.

1.2.4.2.2.Gerilim Trafolarının Nominal Gerilimleri:

Gerilim trafolarının primer gerilimleri, bağlanacakları devrenin gerilimi göz önünde

tutularak seçilir. Faz-nötr olarak bağlanan gerilim trafolarında nominal primer gerilim,

şebeke faz arası gerilimin, 1/3’üne eşit olarak seçilir. Yani faz arsı işletme gerilimi

örneğin15KV olan bir şebekede, faz toprak arsına bağlanacak bir gerilim trafosunun primer

normal gerilimi, 15/3 KV olmalıdır. Hemen anlaşılacağı gibi, faz arası bağlanacak gerilim

trafolarında, primer nominal gerilim, şebekenin faz-faz gerilimine eşit olmalıdır.

Sekonder nominal gerilim ise, standartlarda 100 veya 110 V olarak verilmiştir.

Sekonder gerilimi de , primerin faz arası yada faz toprak arası olma durumuna göre,100v

ya da 100/3 V olarak verilir.

1.2.4.2.3. Gerilim Trafolarının Şematik Gösterimi:

Şekil- a, b, c de prensip şemalarındaki ; d, e, f de ise tek hat şemalarındaki gösterim

şekilleri verilmiştir. TEK sisteminde ; harflendirme, primer için, P1-P2 ; sekonder için S1-

S2 şeklîndedir.

Şekil- Gerilim Trafolarının Şematik Gösterimi

1.2.4.2.4. Gerilim Trafolarının Devreye Bağlanması:

16

Gerilim trafoları, yüksek gerilimde kullanıldıklarından genel olarak üç fazlı ölçme

devrelerini ilgilendirirler. Üç tane tek fazlı gerilim trafosu faz nötr arasına( üç fazada ayrı

ayrı) bağlanırsa, sekonderleri üç fazlı bir sistem oluşturur. Burada da en önemli özellik

polaritelerin doğru bağlanmış olmasıdır. Şekil- a ve b de doğru ve yanlış bağlanmış üç adet

gerilim trafosunun vektör diyagramları verilmektedir.

Şekil Gerilim Trafolarının Devreye Bağlanması

Üç fazlı sistemlerde üç adet gerilim trafosu yerine iki adet gerilim trafosunu uygun

bağlayarak sekonderde üç fazlı gerilim oluşturabilir. Böyle bir şema şekil’de

görülmektedir.

Şekil- Gerilim Trafolarının Devreye Bağlanması

V-bağlı gerilim trafolarında da polaritelerin uygun olması önemlidir. Üç adet gerilim

trafosunda ortak nötrler güvenlik gerekçesiyle topraklandığı gibi V bağlı trafolarda da

sekonder uçlarından biri topraklanmalıdır.

1.2.4.2.5. Gerilim Trafolarında Ferrorezonans olayı:

17

İşletme şartlarında,gerilim trafosu sekonderinde,bazen nominal gerilimden daha büyük

değerde, çevirme oranı ile ilgisiz gerilimler okunabilir. Bu durum, gerilim trafosunun

çekirdeğinin doymaya gitmesi ve mevcut tabii kapasitelerin rezonans şartını oluşturması

sonucu ortaya çıkmaktadır. Gerilim trafosu rezistif yükle yüklendiği veya primer

şartlar( fiderlerin alınması gibi) değiştirdiği taktirde bu durum ortadan kalkar.

1.2.4.2.6. Gerilim Trafolarında Gerilim Yükselme Katsayısı:

Şebeke şartlarından dolayı , sistemdeki bir arızada, arızalı olamayan fazlarda meydana

gelebilecek gerilim yükselmelerine gerilim trafolarının dayanma süreleri, standartlarda

belirlenmiştir. Bu şartlar , daha çok nötrün topraklama şekli ile ilgilidir.

Ta

b lo-

3

Türk Standartlarının kabul ettiği değerleri göstermektedir.

İzole karakterli şebekelerde kullanılan gerilim trafoları , faz toprak arasına bağlı olsa bile

gerilim yüklemesine katsayısı 30 sn süreyle 1.9 seçilmelidir. Çünkü bu sistemlerde faz-

toprak temaslarında, sağlam fazlardan toprağa göre gerilimleri, faz-faz gerilimine yükselir.

1.2.5. Parafudrlar :Parafudr, esas olarak, doğrusal olmayan söndürme dirençleri ile seri bağlı atlama

aralıkları ve gerilim bölücü empedanslardan meydana gelir. Bütün bu elemanlar, porselen

Gerilim

Yükseltme

Katsayısı

Süre Gerilim Trafosunun Bağlama Şekli Ve

Şebekenin Topraklama Durumu

1.2 Sürekli Faz-nötr veya fazlar arası bağlı. Sistem iyi

topraklı (Efektif top.)

1.2

1.2

Sürekli

30 sn

Faz-toprak arası bağlı. Sistem iyi topraklı

(Efektif toprak)

1.2

1.9

Sürekli

30sn

Faz-toprak arası bağlı. Sistem direnç veya

reaktör üzerinden topraklı.

1.2

1.9

Sürekli

30 sn

Faz toprak arası bağlı. Sistem nötrü izole veya

büyük empedans üzerinden topraklı.

18

bir muhafaza içine gerekli yalıtımı sağlanmış ve hava sızdırmaz bir biçimde monte

edilmiştir.

Bilindiği gibi parafudrlar, maliyeti ve önemi daha büyük olan Y.G. teçhizatının

(trafolar ve şalt merkezlerinde bulunan diğer teçhizatlar gibi) korunmasında kullanılırlar.

Parafudrun bu görevini gerektiği gibi yapabilmesi ancak kendi izolasyon seviyesini

muhafaza etmekle mümkündür. Dolayısıyla, zaman zaman yapılacak saha testleri (MA/W,

izolasyon direnç testleri) ile durumları kontrol edilmeli ve problemli görünenlerin

mümkünse gerekli bakımlarının yapılması sağlanmalıdır, değilse değiştirilmelidir.

Parafudr, yapısal görünüm olarak, bütün diğer izolasyonlarda olduğu gibi bir kapasitanstan

ibarettir. Bu kapasitenin kayıplarındaki değişmeler prafudrun izolasyon seviyesi hakkında

bize fikir verecektir.

Parafudrlar vakum edilmiş olup içerisinde belirli bir basınçta kuru azot gazı

doldurulmuştur. Alt kısımdaki membran sistemi, garanti edilen karakteristiklerin ve

toleransların üzerindeki deşarjlarda kendiliğinden delinmekte ve içeride meydana gelen

yüksek basınçlı gazın dışarı atılarak parafudr izolatörünün patlaması önlenmektedir. Bu

şekildeki gaz çıkışı sırasında membranı koruyan kapak kopup düşerek parafudrun aşırı

deşarja maruz kaldığını ikaz etmektedir. Bu durumu tespit edilen parafudrlar en kısa

zamanda yerlerinden sökülmelidirler. Söz konusu parafudrlar firmasına gönderildiği

taktirde tahrip olmuş parçaları değiştirilerek yeniden işletmeye alınabilir hale getirilirler.

Parafudrlar, korunması gereken cihaza mümkün mertebe yakın bir yere monte edilmeli

ve cihazdan uzaklık mesafesi genel olarak 1-2 m arasında olmalıdır.

Parafudrlar mümkün olan en kısa yoldan topraklama sistemine bağlanmalıdır ve hangi

gerilimde olursa olsun parafudr için ayrı bir topraklama sistemi asla kullanılmamalıdır.

Mekanik kuvvetler açısından, topraklama iletkeninin çapı bakır iletkenler için 6mm.

Alüminyum iletkenler için 8mm olmalıdır.

İşletmedeki bu prafudrun topraklama iletkeni üzerinde bir çalışma yapılacaksa,

parafudr deşarjı sırasında bu iletken üzerinde tehlikeli seviyelerde gerilim olabileceği göz

önüne alınmalıdır. Bu nedenle böyle bir çalışma için parafudr ayrıca iyi bir şekilde

topraklanmalı ve çalışma yapılacak topraklama iletkeni parafudrdan sökülmelidir.

19

Başlıklardaki deliklerde ve çevrelerinde şayet is izleri ve lekeler görülürse basınç

boşaltma cihazı arızalı demektir. Böyle hallerde arızalı parafudr derhal servisten

kaldırılmalıdır.

Kirli ve rutubetli yerlerdeki izolatörleri zaman zaman temizlenmesi tavsiye olunur.

Ender hallerde şebekede prafudrun sınırını aşacak deşarj akımları meydana gelirse

parafudr basınç boşaltma tertibinin çalışmasına fırsat kalmadan parafudr hasar görebilir.

Bu durumda hasarlı parafudr derhal servisten alınmalı ve mümkünse hasar nedeninin

araştırılması için fabrikasına gönderilmelidir.

Sistemimizde genel olarak Valf Tipi Prarfudrlar kullanılmak tadır. Valf tipi parafudr

TSE standartlarında, Değişken Dirençli Yıldırımlık olarak belirtilmektedir.

1.2.5.1. Valf Tipi Parafudr’ un yapısı :

Bu tip parafudrun yapısı, belirli sayıda seri atlama aralıkları ve değişken direnç

dilimlerinden oluşur (Şekil-). Seri atlama aralıkları belirli sayıda yuvarlak madeni

plakaların birbirinden yalıtılarak alt alta dizilmelerinden meydana gelir ve aşağıdaki

görevleri yaparlar :

1. Fazla toprak arasında, belirli bir izolasyon değerini sağlamak

2. Boşalma sonunda arkın sönmesine yardımcı olmak

Şekil- Valf Tipi Parafudr’ un yapısı

20

Değişken direnç, belirli sayıda direnç dilimlerinden oluşur. Boşalma sonunda işletme

gerilimi nedeniyle akan akımı sınırlar. Direnç değeri gerilime göre değişen bir özeliğe

sahiptir. Bu özellikte bir direnç ; belirli oranlarda silisyum, karbür, minel, alüminyum oksit

ve su karışımı maddeler dilimler halinde preslenip pişirilerek gerçekleştirilebilir. İşletme

geriliminde direnç değerinin çok yüksek olmasına rağmen aşırı gerilim söz konusu

olduğunda düşer ve rahat bir boşalmanın oluşumunu sağlar. Boşalma anında gerilim değeri

düştükçe, direnç değeri tekrar yükselir. Seri atlama arlıkları ile değişken direnç dilimleri

birbiriyle seri bağlanarak bir izolatör içine yerleştirilir. İzolatör içindeki hava alınarak

yerine azot gazı doldurulur ve hava almaması için iyi bir sızdırmazlık sağlanır.

1.2.5.2.Valf Tipi Parafudrların Çalışma Prensibi :

Parafudrun izolasyon seviyesini aşan bir gerilimde, değişken direncin değeri düşer ve

aynı zamanda seri atlama aralıkları arasındaki izolasyon delinerek ark başlar. Boşalma

anında aşırı gerilim değeri azaldıkça değişken direncin değeri yükselir ve akan akımı

sınırlar. Bu nedenle birkaç sn sonunda seri atlama arlıkları arasındaki ark sönerek

parafudr işlemini tamamlamış olur.

1.2.5.3. Özellikleri :

Değişken direncin değerindeki değişme, yalnız gerilime bağlı değildir. Kullanılan

malzemenin ısı katsayısı negatif olduğundan ısındıkça değeri düşmektedir. Bu özellik,

büyük boşalma akımlarında aşırı ısınma nedeniyle parafudr elemanlarının tahribine yada

patlamasına sebep olabilir.

Ayrıca prafudrun montajında toprak direncinin büyük olması parafudrun patlamasını

sağlayan nedenlerden biridir. Durum böyle olunca, topraklama direncinin 1 civarında

olması aranan bir özeliktir. Parafudr terminalleri arasındaki izolasyon seviyesi, sistemin

izolasyon seviyesinden daha düşük olmalıdır ki, aşırı gerilimde boşalma parafudr

üzerinden gerçekleşebilsin. Bu özelliğe izolasyon koordinasyonu denir.

21

Tablo-4’tte VDE standartlarına göre izolasyon koordinasyonuna ait değerler

görülmektedir.

İşletme

Gerilimi

(KV)

1.2/50 sn darbe

gerilimlerinde, teçhizatın

izolasyon seviyesi

(KV)

1.2/50 sn darbe gerilimlerinde, parafudr

izolasyon seviyesi

(KV)

6 60 26

10 75 40

15 95 60

30 170 120

60 325 235

150 650 450

380 1150 875

Tablo-4 VDE standartlarına göre izolasyon koordinasyonu değerleri

NOT:

1. Tablo-2’de belirtilen 150 ve 380 KV işletme gerilimlerindeki izolasyon seviyeleri,

düşürülmüş izolasyon değerleridir.

2. 150 KV işletme geriliminde gerçek izolasyon seviyesi 750 KV ; 380 KV işletme

geriliminde ise 1-425 KV’ tur.

1.2.5.4. Parafudr’ların Seçimi:

Parafudrun nominal gerilimi (Un), parafudrun üzerinde yazılı olan ve bunun hat ucu

toprak ucu arasında bulunmasına müsaade edilen en büyük alternatif gerilimin efikas

değeridir.

22

Nötrü doğrudan doğruya topraklı olmayan şebekelerde bir fazda bir toprak arızası

meydana geldiğinde diğer sağlam fazların toprağa nazaran gerilimleri faz arası gerilimine

kadar yükselir. Dolayısıyla bu tip şebekelerde bir faz iletkeni ile toprak arsına bağlanan

parafudrun nominal geriliminin, müsaade edilen en yüksek işletme gerilimi (faz arası)

kadar olması gerekir. Nötrü doğrudan doğruya topraklı olan şebekelerde ise bir fazda bir

toprak arızası olunca topraklama direncinin tam sıfır olamaması nedeniyle nötr noktası

biraz kayabilir. Bunun neticesinde diğer sağlam fazların toprağa nazaran gerilimleri biraz

yükselirse de, faz arası geriliminin %80’inin geçmez. Daha doğrusu %80’ini geçmiyorsa

nötrü doğrudan doğruya topraklı şebeke sayılır. Bu sebeple böyle bir şebekede kullanılacak

prafudrun nominal geriliminin, müsaade edilen en yüksek işletme geriliminin (faz arası)

%80’I kadar olması gerekir.

Herhangi bir toprak arızalarında sağlam fazların toprağa nazaran alabilecekleri gerilim

değeri ile, faz arası gerilimi arasındaki orana topraklama faktörü denir. Bu, nötrü etkili

topraklı olmayan şebekeler için 1, nötrü etkili topraklı olan şebekeler için ise en fazla 0.8

değerindedir.

1.3.Transformatör merkezlerinde uygulanan koruma tertipleri

1.3.1Fider Koruma :

Türkçe karşılığı Enerji Hattı olan Feeder, İngilizce bir kelimedir. Ve teknik terim olarak

sistemimizde kullanılmaktadır. Çıkış olarak ifade edilen fider, bir transformatör merkezi

barasından bir veya birkaç müşteriye enerji taşımaya yarayan hat veya kablo donanımıdır.

Orta gerilim müşteri devrelerinde fider koruma, bir transformatör sargısının beslediği

barada, birden fazla müşteri çıkışı olması halinde uygulanılır. Amacı iki şekilde

özetlenebilir.

1. Yalnızca arızalı olan fideri devre dışı bırakmak

2. Beslendiği güç transformatörünü korumak

Söz konusu bu amaçları gerçekleştirebilmek için iki şekilde yapılamaktadır.

1. Fider Aşırı Akım Koruma

23

2. Fider Toprak Koruma

Transformatör merkezlerinde uygulanan koruma tertipleri, güç trafosunun korunması

amacına yöneliktir. Dış arızada çalışan koruma tertipleri, güç transformatörünün

arızalanmaması ; iç arızada çalışan koruma tertipleri ise, transformatör sargılarında oluşan

hasarın sınırlı kalması için uygulanır.

Yukarıda belirtilen amaçlara bağlı kalınarak transformatör devresine monte edilen,

transformatörün gücüne göre farklı yapı ve prensiplerde uygulanabilen transformatör

koruma tertipleri gel olarak şunlardır.

1. Transformatör Aşırı Akım Koruma

2. Transformatör Toprak Koruma

3. Yağ seviye Alarm

4. Termik Koruma

5. Tank Koruma

6. Diferansiyel Koruma

7. Gaz Röleleri ile Koruma

1.3.2.Gaz Röleleri İle Koruma :

Transformatör öz koruma tertiplerinden biridir. Dolayısıyla iç arızanın sınıflandırılması ve

arızalı transformatörün anında servis dışı bırakılması amacıyla kullanılır. Güç

transformatöründe oluşan bir iç arızada, ark söz konusu olduğu için katı ve sıvı izolasyon

maddeleri yanar. Bu nedenle izolasyon maddeleri ayrışır ve yanıcı özellikte gaz

kabarcıkları ortaya çıkar.

İşletmelerde kullanılan hidrokarbon yani madensel izolasyon yağlarının ark sonucu

yanması nedeniyle oluşan ana gaz, Hidrojendir. Ancak beraberinde Asetilen ve Metan,

24

Etan, Propan gibi parafinler de meydana gelir. Kağıt izolasyonun yanması sonucu ayrışan

gazlar ise, karbon monoksit, karbon dioksit ve metan, etan, propan gibi parafinlerdir.

İç arızada oluşan ark nedeniyle izolasyon yağının ısınarak genleşmesi ve ayrışan söz

konusu gazların meydana getirdiği hacim değişimi nedeniyle oluşan basınç farkı gibi

etkenlerden faydalanılarak çeşitli yapı ve prensiplerde uygulanan gaz röleleri

gerçekleştirilmiştir. Mekaniki olan bu röleler, yapı ve çalışma prensiplerine göre iki kısma

ayrılır.

1. Buchholz Röleleri

2. Basınç Röleleri

1.3.3.Buchholz Röleleri:

Güç transformatörlerinde meydana gelen bir iç arızada, gaz oluşumunun etkilerini araştıran

Buchholz, kendi adıyla anılan bu röleyi gerçekleştirmiştir. Rölenin mekanik yapısını

oluştururken, gaz birikimi ve yağ akış hızı gibi özellikleri değerlendirmiştir.

Basit yapısı nedeniyle ucuz olmasına rağmen iç arızada oldukça süratli bir koruma

elemanıdır. Benzetilmiş işletme şartlarında yapılan deneyler, yağla dolu bir transformatör

tankına ark uygulandığında rölenin 50-100 msn içinde çalışmasının mümkün olduğunu

göstermiştir. Basit, ucuz ve iç arızada güvenli olması nedeniyle güç farkı gözetmeksizin,

genleşme tankı olan trafolarda kullanılabilir. Buchholz rölelerinin, transformatörün gerilim

ve gücüne göre uygulanan üç şekli bulunaktadır.

1. Transformatör Buchholz Rölesi

2. Kademe Buchholz Rölesi

3. Buşing Buchholz Rölesi

25

1.3.4.Transformatör Buchholz Rölesi :

Transformatör tankıyla genleşme tankını birleştiren bağlantı borusunun yatay kısmına

monte edilmektedir.(Şekil-18)

Şekil-18

Buchholz rölesinin, transformatörün gücüne göre kullanılan yapı ve çalışma prensibi biraz

farklı iki şekli bulmaktadır.

1. Bağımsız Buchholz Rölesi

2. Bağımlı Buchholz Rölesi

1.3.5. Bağımsız Buchholz Rölesi :

1 MVA’ nın üstündeki güç transformatörlerinde kullanılan bir koruma elemanıdır. Rölenin

içinde ki adet şamandıra bulunmaktadır. Üstteki alarm şamandırası, alttaki ise açma

şamandırası adını alır. Şamandıraların mafsalına bağlı ve şamandıralarla birlikte hareket

eden cam tüplerin içine, civa veya bilye ile kapanabilen kontaklar yerleştirilmiştir.

26

Normal işletme koşullarında rölenin yağla dolu olması nedeniyle şamandıralar yüzmekte

ve bu şamandıralara bağlı kontaklar bulunmaktadır.

1.3.6. Bağımlı Buchholz Rölesi :

1 MVA’ nın altındaki güç transformatöründe kullanılmaktadır. Bağımsız Buchholz

rölesindeki açma şamandırası ve palet yerine, yalnızca palet kullanılmıştır. Alarm

şamandırası ile palet, başka bir deyişle alarm devresi ile açma devresi birbirine bağımlıdır.

Bu özellik mekanik bir yapı uygulanarak sağlanmıştır.

Alarm devresi, bağımsız Buchholz rölesinde olduğu gibi, belirli değerde gazın, rölenin üst

kısmına toplaması sonucu çalışır. Açma devresi ise, hem gaz oluşumu ve hem de yağ akış

hızı ile çalışır.

Bağımlı Buchholz rölesinin üst kısmına toplanan gaz hacmine göre, alarm şamandırası ve

buna bağlı olarak açma devresini oluşturan palet, kontaklarını kapatma yönünde hareket

alırlar. Bu yapı ve prensip doğrultusunda, belirli değerde gaz oluşumu halinde alârm, daha

fazla gaz oluşumunda açma devresi çalışır.

Ayrıca iç arıza nedeniyle oluşan yağ akış hızının paleti devirebilecek değere ulaşmasıyla

da açma devresi çalışabilir.

Bağımlı Buchholz rölesinde alarm ve açma devresinin kontrolü, kontrol butonu ile yapılır.

Kontrol butonuna biraz basılması durumunda alarm, biraz daha basılması durumunda ise

açma kontaklarının kapanması sağlanmış olur.

1.3.7.Kademe Buchholz Rölesi :

27

Yük altında gerilim kademesi değiştirilebilen güç transformatörlerinde, başka bir deyişle

kademe tankı bulunan güç transformatörlerinde kullanılır.

Kademe tankı ile genleşme tankı arasındaki bağlantı borusuna monte edilir.

Gaz oluşumu ile çalışan kademe Buchholz rölesinin kullanılma amacı, kademe değiştirici

kontaklarında oluşan arızada hasarı sınırlandırmaktadır.(Şekil-19)

Kademe tankı içinde bulunan gerilim kademe değiştirici kontaklarında, kötü temas söz

konusu olduğunda ark meydana gelir. Ark nedeniyle oluşan gaz kabarcıkları, kademe

Buchholz rölesinin çalışmasını sağlar.

Şekil-19

Tek kontaklı olan söz konusu röle çalıştığında,

1. Korna çalar

2. Kumanda panosu üzerinde “Kademe Buchholz” ışıklı sinyali çıkar

3. Transformatör giriş ve çıkış kesicileri açar

28

4. Bir kısım transformatör merkezlerinde genel açma rölesi çalışır, kapama devrelerini

kilitler.

1.3.8.Buchholz Rölesi :

Buşinglerin izolasyon yağı ile dolu olabilmesi için genleşme tankının, buşing boylarının

uzun olması nedeniyle genleşme tankının oldukça yükseğe monte edilmesi gerekir. Ancak

bu durumun ekonomik olmaması nedeniyle buşing içindeki yağ, transformatör yağından

ayrı tutulur. Ve buşingler için daha küçük, ayrı genleşme tankı tesis edilir.

Buşing Buchholz rölesi, bu tip güç transformatörlerinde kullanılmakta ve buşing flanşı ile

genleşme tankı arasındaki bağlantı borusuna monte edilmektedir. Yapı ve çalışma prensibi

Buchholz alarm özelliğindedir. Buşingde oluşan bir yağ seviyesinin düşmesi sonucu,

buşing izolasyonunun korunmasını sağlar. Çalışması halinde alarm devresi beklenir. Ancak

bazı transformatör merkezlerinde,transformatör giriş çıkış kesicilerine açma kumandası

verilmektedir.

1.3.9.Basınç Röleleri:

İç arızada izolasyon yağının genleşmesi sonucu oluşan basınç özelliğinden faydalanılarak

gerçekleştirilen basınç röleleri, kullanılma amacına göre iki kısmı ayrılır.

1. Arıza Basınç Rölesi

2. Basınç Emniyet cihazı

1.3.10.Arıza Basınç Rölesi :

İşletmelerimizde daha çok genleşme tankı olmayan güç transformatörlerinde

kullanılmaktadır. İç arızada oldukça duyarlı olması ve amacı dışındaki arızalarda

çalışmaması nedeniyle tercih edilen bir koruma elemanıdır.

29

İç arızanın oluşumunda izolasyon yağında meydana gelen ani genleşme, transformatör

tankı yüzeyine bir basınç yapar. Arıza basınç rölesi bu prensipten faydalanılarak

geliştirilmiş olup, transformatör tankının yan-alt kısmına monte edilmektedir. Söz konusu

rölede bir diyafram, diyaframın bağlı olduğu bir piston ve pistonun hareketiyle kapanan bir

kontak bulunmaktadır. İç arızalarda oluşan basınç, transformatör tankının yan alt yüzeyine

monte edilen röle diyaframın bağlı olduğu pistonu itmesiyle röle kontağı kapanır.

Bu durumda ;

1. Korna çalar

2. Kumanda panosu üzerinde “Gaz Basınç Açma” ışıklı sinyali çıkar

3. Transformatör giriş ve çıkış kesicileri açar.

İç arızalara karşı çok duyarlı olan basınç rölesi, yük değişmeleri ile meydana gelen küçük

basınç farklarına karşı duyarlı değildir.

İşletmelerimizde (J) tipi arıza rölesi kullanılmaktadır. Bu röle, arıza nedeniyle

transformatör içinde oluşan basıncın, 1 saniyede 0.04 atmosfer (Kg/cm²) artması halinde,

başka bir deyişle basınç yüklenmesinin 0.04 At/sn olması halinde çalışır. Basınç yüklemesi

1 saniyede 1.75 atmosfer (1.75 At/sn) ise, röle kontağını 0.08 sn gibi oldukça kısa bir

zamanda kapatmaktadır.

1.3.11.Basınç Emniyet Cihazı :

İç arızada meydana gelen basınç, transformatör tankını da hasara uğratacak değere

ulaşabilir. Bu durumda basınç emniyet cihazı adı verilen bir koruma elemanı

kullanılmaktadır.

Transformatör tankının kapağa monte edilen söz konusu röle, genleşme tankı olan

transformatörlerde kullanılacağı gibi, genleşme tankı olan transformatörlerde de devre

30

boynunun yerini almaktadır. Transformatöre tankı içindeki basıncın tehlikeli ulaşması

sonucu, basınç emniyet cihazının kapağı açılarak tankın hasara uğraması önlenmiş olur.

Basınç emniyet cihazının kapağı açıldığı anda veya açık kalması halinde, mekaniki bir

kolun hareketi ile alarm kontağı kapanır.

Bu durumda ;

1. Zil çalar

2. Kumanda panosu üzerinde “Gaz Basınç Sinyal”

3. RÖLELER :

Önemli koruma elemanlarından biri olan röle için, ayarladığı çalışma büyüklüğünde

istenen işlevi gerçekleştiren bir kontrol cihazıdır denebilir.

3.1. Çalışma Prensiplerine Göre Röleler :

Yapısal olarak röleler iki kısıma ayrılır :

1. Elektromekanik Röleler

2. Statik röleler

Biz konumuz itibariyle elektromekanik rölelerin çalışma prensipleri ve özellikleri üzerinde

duracağız.

31

3.1.1. Elektromekanik Röleler :

Elektromekanik rölelerin başlıcaları :

1. Elektromanyetik Röleler

2. İndüksiyon Röleler

3. Elektrodinamik Röleler’ dir.

3.1.1.1. Elektromanyetik Röleler :

Elektromanyetik rölelere Çekmeli Rölelerde denir. Elektromıknatıs etkisiyle çalışan bu

röleler yapısal olarak :

1. Paletli

2. Denge Kollu

3. Pistonlu

Elektromanyetik röleler diye adlandırılır.

3.1.1.1.1. Paletli Elektromanyetik Röleler :

Bir bobin içindeki devre ve bir paletten oluşur. Manyetik elemandan yapılan palet,

hareketli kontaklara kumanda eder ve bir yay yardımı ile belirli bir konumda durur.

Bobinden geçen akımın belli bir değere yükselmesiyle oluşan manyetik alanın çekme

kuvveti, yayın ters yöndeki kuvvetini yenip paleti çeker ve buna bağlı olarak kontaklar

açılır veya kapanır.(Şekil-20)

Şekil-20

32

3.1.1.1.2. Denge Kollu Elektromanyetik Röleler :

Denge kollu elektromanyetik rölelere Terazi Kollu Röleler’ de denir. Ortadan yataklanmış

olan palete, bir taraftan yay kuvveti diğer taraftan da elektromıknatısın çekme kuvveti etki

yapmaktadır. Bobinden geçen akımla oluşan manyetik alanın çekme kuvveti, yayın ters

yöndeki kuvvetini yendiğinde kontaklar açılır veya kapanır. Denge koluna etki eden ters

yöndeki yay kuvveti yerine, başka bir büyüklükle beslenen ikinci bir elektromıknatıs

kullanılabilir.(Şekil-21)

Şekil-21

3.1.1.1.3. Pistonlu Elektromanyetik Röleler :

Bobinden geçen akımla oluşan manyetik alan kuvvetinin nüveyi (piston) çekmesiyle

kontaklar açılır veya kapanır.(Şekil-23)

Şekil-3

33

Elektromanyetik röleler çalışma zamanı yönünden ani çalışmalıdır. Alternatif akım ve

doğru akım ile çalışırlar. Yapım kolaylığı, geri dönüş oranlarının yüksek olması ve hızlı

çalışmaları nedeniyle akım, gerilim ve yardımcı röle olarak çok kullanılmaktadır.

3.1.1.2. İndüksiyon Röleler :

Döner alan prensibi ile çalışan bu tip röleler yapısal olarak iki şekilde ele alınabilir.

1. Çift bobinli İndüksiyon Röleler,

2. Tek Bobinli İndüksiyon Röleler.

3.1.1.2.1. Çift bobinli İndüksiyon Röleler :

Bu tip röleler, manyetik olmayan hareketli bir disk ve iki bobinden oluşur. Disk, iki ayrı

akıyı oluşturan (Ø1 ve Ø2) elektromıknatıs kutuplarının hava aralığında bulunur. Birinci

kutbun yarattığı akı ile, ikinci kutbun diskte indüklediği akımın yarattığı manyetik akı

arasında oluşan moment diski döndürür. (Şekil-24)

Şekil-24

34

Alternatif akımla çalışan bu rölelerin, her iki bobinde akımla, veya bir bobini akım, bir

bobini gerilimle çalışabilir. Bobinlerden birinin akım giriş uçları değiştirildiğinde diskin

dönme yönü değişeceğinden çift bobinli indüksiyon röleler, Yönlü Röleler’ lerdir.

İndüksiyon rölelerinde, bobinleri besleyen elektriki büyüklük (akım veya gerilim)

arttığında, dönme momentinde artacak ve bu nedenle disk daha hızlı dönecektir. Diskin

hızlı dönmesi sonucu röle, kontakları daha kısa zamanda açar veya kapatır. Durum böyle

olunca indüksiyon röleler Ters Zamanlı’ dır. Çift bobinli indüksiyon röleler

işletmelerimizde güç rölesi, yönlü toprak rölesi ve yön elemanı olarak kullanılmaktadır.

3.1.1.2.2. Tek Bobinli İndüksiyon Röleler :

Bu tip rölelere Gölge Kutuplu İndüksiyon Röleler’ de denir. Şekil 25’te görüldüğü gibi

elektromıknatısın her kutbunun yarısında bir bakır halka ya da bobin ile “Gölge “

oluşturulur.(Şekil-25)

Şekil-13

Elektromıknatıs kutbunun yarısında yer alan bakır halkada oluşan akı (Ø1) ile kutbun diğer

yarısında oluşan akı (Ø2) arasındaki faz farkı, dönme momentini oluşturur. Alternatif

akımda çalışan tek bobinli indüksiyon röleler, tek elektriki büyüklükle beslendiği için

yönsüzdür. Çalışma zamanı yönünden ters zamanlı olması ve tek büyüklükte çalışması

nedeniyle aşırı akım ve toprak rölesi olarak sistemimizde çok kullanılır.

3.1.1.3. Elektrodinamik Röleler:

35

Elektrodinamik rölenin genel yapısını, biri sabit diğeri hareketli iki elektromıknatıs

oluşturur. İçinde akım geçen iki bobinden birisinin, diğer bobinin manyetik alanı içerisinde

hareket etmesi prensibine göre çalışır.(Şekil-26)

Sabit elektromıknatısı oluşturan bobin akımla, hareketli elektro mıknatısı oluşturan bobin

ise gerilimle beslenir.

Şekil-26

Elektrodinamik rölelerin başlıca özelliklerini şöyle sıralayabiliriz :

1. Akım ve gerilim bobininden geçen akımın yönüne bağlı olarak dönen kısmın hareketli

yönü değişir. Bu nedenle yönlü bir röledir.

2. Alternatif ve doğru akımla çalışırlar.

3. Çalışma zamanı yönünden Ani Çalışmalı’ dırlar.

Sistemimize güç rölesi, yönlü güç rölesi, yönlü toprak rölesi ve yön elemanı olarak

kullanılırlar.

36

3.2. Çalışma Zamanına Göre Röleler :

Rölelerin ayarlandığı büyüklükte çalışması ani veya gecikmeli olabilir. Bu nedenle röleler

çalışma zamanı yönünden iki kısma ayrılır.

1. Ani Çalışmalı Röleler

2. Zamanlı Çalışmalı Röleler

3.2.1.Ani Çalışmalı Röleler :

Ayarlandığı büyüklükte kontaklarını ani olarak açan ya da kapatan rölelere denir. Kısa

devre akımlarında veya arızalı kısmın anında servis dışı bırakılmak istendiği durumlarda

kullanılır.

Ani çalışmalı rölelerde, hareketli parçanın hareket yeteneğiyle bir gecikme düşünülebilir.

Ancak bu durum rölenin duyarlılığıyla ilgilidir. Kısaca, ani çalışmalı rölelerde bir zaman

ayarı söz konusu değildir. Elektromanyetik ve elektrodinamik prensibe göre çalışan röleler

ani çalışmalıdır.

3.2.2.Zamanlı Çalışmalı Röleler :

Ayarlandığı çalışma büyüklüğünde kontaklarını gecikmeli olarak veya kapatan rölelere,

zamanlı röleler denildiği gibi, Gecikmeli Röleler de denir.

Sistemimizde oluşan arızalar çoğunlukla geçicidir. Bu durumda arızalı kısmın anında

servis dışı bırakılması istenmez. Bu nedenle zamanlı röleler kullanılır. Ayrıca artçı koruma

elemanı olarak kullanılan bir rölenin, belli zaman gecikmesi sonunda işlev yapması

gerekir. Bu nedenle de çalışmalı röleler kullanılır.

37

Zamanlı çalışmalı röleler iki kısma ayrılır.

1. Sabit Zamanlı Röleler

2. Ters Zamanlı Röleler

3.3. Çalışma Büyüklüğüne Göre Röleler :

Röleler, beslendiği çalışma büyüklüğünün adını alır. Örneğin, akımla besleniyorsa Akım

Rölesi, gerilimle besleniyorsa Gerilim Rölesi, güçle besleniyorsa Güç Rölesi diye

isimlendirilir.(şekil-27)

3.4. Bağlandığı Devreye Göre Röleler.

Röleler bağlandığı deveye göre iki kısma ayrılır :

1. Primer Röleler : Devreye doğrudan bağlanırlar.

2. Sekonder Röleler : Ölçü trafolarının sekonder devrelerine bağlanırlar.

2. HMI / SCADA SİSTEMLERİ

Enerji dağıtım sistemlerinde koruma, ölçme / izleme ve uzaktan kumanda birbirinden

bağımsız işlevler olarak görüle gelmiştir. Güç sistemlerindeki büyüklükler ve karışıklıklar,

kontrol ve izleme sistemlerinin teknolojisini de değiştirmiştir. Bugün; eskisi gibi çok sayıda

yetişmiş personeller istenen basit analog kontrollü enerji istasyonları ve güç değiştirme

sistemlerinin, yerini modern bilgisayar tabanlı, ağdan denetimi yapılabilen enerji yönetimi

sistemleri almıştır.

38

Entegre bir veri tabanlı gözetleme ve kontrol sistemi (SCADA) ile tesislerin tamamı

izlenebilir, kontrol edilebilir, meydana gelebilecek arızalar kontrol odasından tespit edilip

gerekli düzeltmeler yapılabilir. Güç sistemleri ile çalışırken; gerek büyük gerekse küçük

sistemlerde; sistemi izleme ve kontrol gerekliliği ile karşılaşırız. Bu basit gereklilik sistemi

kontrol için ölçme ve izleme cihazlarına ihtiyacı olduğunu ortaya çıkarır. Bu cihazları

kullanarak sorumlu olduğumuz sistemin ve işin izlenebilirlik ve kontrol edilebilirliğini

sağlarız.

Bir üretim sisteminde birçok eleman ve buna ait kontroller bulunduğunda bu kontrolleri

izlemede grup lama ve bunların tümü bir kontrol panelinden izleme ihtiyacı kaçınılmazdır. Bu

durumda operatör işin sürekliliğini görsel olarak bir veya birkaç merkezden kontrol

edebilecektir. Çok büyük sistemlerde, işin iyi bir şekilde takip edilmesini sağlamak kontrol

açısından çok önemlidir. Bu yüzdendir ki bu tür sistemlerde kumanda odaları veya kumanda

merkezleri inşa edilir. Bu merkezlerde işin sürekliliğini izleme ve kontrol için müdahale

bölümleri bulunmaktadır. Güvenlik açısından bu merkezlerin üretim yapılan yerden uzakta

inşa edilmesi önemlidir.

Klasik kumanda sistemleri de sistemin bir model tahtası (Mimic Board) ve bunların kontrol

edildiği kontrol masaları vardır. Bu model tahtasının üzerinde bir çok ölçüt cihazı, için

durumunu gösteren cihazlar, voltajlar, yük akışları ve kesici üniteler vardır. Bu model

tahtaları sisteme özgü büyük bir işçilik ve dikkat isteyerek dizayn edilmişlerdir. Sistemde

değişiklik yapmak çok zordur. Özel oldukları için verimleri tamamen dizayn esnasındaki

mühendisliğe bağlıdır. Çok iyi dizayn edilenleri bulunabildiği gibi çok kötü dizayn edilenleri

de vardır. Her sistem değişikliğinde çoğunlukla yeniden dizayn edilmeleri gerekir.

1960'ların sonunda bilgisayarların ucuzlaması ve yaygınlaşması ile birlikte ilk kez kontrol

merkezlerinde kullanımı da görülmeye başlanmıştır. Bu projelerde bilgisayarlar sinyal işleme,

görsel görüntüleme üniteleri ( Visual Display Ünit) görevleri ile klasik kumanda sistemlerinin

yerlerini yavaş yavaş devralmaya başlamışlardır. Bu ilk sistemler genelde izleme amaçlı

kullanılmışlardır.

Elektrik enerji üretiminde ilk olarak bu sistemin bir adım ilerisine gidilerek denetim ve

kontrol amaçlı olan sistemler kullanılmaya başlanmıştır. Elektrik üretiminde elektriğin üretim,

39

iletim, dağıtım ve tüketim aşamalarında izleme yanında kontrol amaçlı kullanıma da ilk kez

bu yıllarda başlanmıştır.

Günümüzde ise gerçek - zaman anında etkileşimli bilgisayar kontrolleri ile, farklı

karmaşıklıkta renkli görsel görüntüleme üniteleri ve klavye fare kontrollü, insan-makine

kontrollü, bilgisayar ağı üzerinden denetlenen modern sistemler kullanılmaktadır.

2.1 Güç sistemlerinde Kontrol Gerekliliği

Bir güç üretim sisteminin tasarımında yer alan elemanlar ve durumların kontrol etmemiz

gereken elemanlar ve durumların aslını teşkil etmesi gerekir. Bu nedenle ne tür durumları ve

elemanları kontrol etmemiz gerektiğini yüzeysel inceleyelim.

Üretim sistemlerinde ana ihtiyaç güç olduğundan güç sistemlerinde verimliliğe ihtiyaç vardır.

Bu verimlilikte süreklilik çok önemlidir. Bu verimliliğin kriterleri kalite, güç ve

ekonomikliktir. Zaman – maliyet - müşteri memnuniyeti ölçüsünün uygun formlarda olması

bir işletmenin temel stratejisini oluşturmaktadır.

Dağıtılan elektrikte; kalitenin tanımı; istenen seviyede voltaj (seviye değiştirilebilir tipli

olmalıdır) ve frekanstır.

Güvenliğin tanımı birçok kriterlere bağlı olduğu için tanımlanması güçtür. Ana hatları ile

cihazların korunması için gerekli olan şartlar, güç sistem ayarlarının istediği şartlar, ağ işletim

sistemimin isteği şartlar sağlanmalı bunun yanında bozucu, rahatsız edici etkiler kontrol

edilebilir sınırlar altında tutulabilmelidir.

Sistemin kurulumundaki cihaz yatırım ve işletilmesi için harcanacak işletme gideri

ekonomiklik unsurları oluşturur. Belirtilen şartların ideal olarak sağlandığı sistemlerden

bahsetmek yerine bu şartların sağlandığı optimal sistemler üzerinde durmak daha gerçekçi

olmaktadır.

Güç üretim sistemlerinin işletilmesinde tek bir modelden bahsedilmez. Çünkü bir sistemin

kendine özgü üretim, iletim, dağıtım ve tüketim karakteristikleri vardır. Güç sistemlerinin

işletilmesinde dört ana moddan bahsedebiliriz;

40

• Normal çalışma modu

• Alarm modu

• Bakım / onarım modu

• Acil durum modu

Normal modu; İşletmenin planlanan şekilde sorunsuz çalıştığı durumdur. İstenen çalışma

aralığı bu modda çalışmanın mümkün olduğunca fazla olmasıdır.

Alarm modu; Sistemde limit değerlerin aştığı anın saptandığı durumdur.

Bakım onarım modu; Sistemin periyodik bakım ve kontrollerinin yapıldığı moddur.

Acil durum modu; Sistemin işleyişinde kontrolü kaybettiğimiz moddur. Bütün bu durumlarda

amaç sistemi mümkün olan en kısa sürede normal modda çalışmaya döndürmektir.

Bilgisayarlı kontrol merkezi normal işletme modunda güvenli ve aynı zamanda ekonomik

olmalıdır. Alarm durumunda güvenlik daha önemlidir. Alarm kontrollerinde önemli olan

devreyi parçalara ayırabilmektir. Bakım / Onarım modunda da yine önemli olan sistemi

ekonomik ve güvenli bir şekilde ve mümkün olabildiğince kısa bir sürede normal işletme

moduna geçirebilmektir. Acil işletme modunda tasarımda dikkate alınması gereken kriter

kesinlikle güvenliktir.

Temel olarak SCADA güç sisteminin genel görünümünü verebilmeli ve işletim modu normal

mod olmalıdır. Normal moddan çıkması durumunda veriler anında otomatik olarak fark

edilmeli ve operatörlere bildirilmelidir. İleri SCADA uygulamalarında gelişmiş güç kontrol

elemanları ve ağ işletimi mevcuttur. Bu sistemler ekonomiklik faktörünü de hesaplayarak

çalışırlar ve kayıpları, para durumunu da izler ve kontrol ederler. Bu sistemlerde bozucu

etkiler bildirilmekle birlikte bunların kayıtları da tutulur. Veriler back-up ünitelerine düzenli

olarak depolanır. Daha sonra bu bozucu etkiler kronolojik ve kategoriye göre gruplandırılmış

raporlar halinde bastırılır, incelenir. Bu etkilerden sık tekrar edenleri incelenip buna göre

etkileri giderici önlemler alınabilir. Bunun yanında bilgisayardan bilgisayara ağ mantığıyla

raporlar diğer terminallerden de incelenebilir.

3. SCADA'NIN ORTA GERİLİME UYGULANMASI

3.1 Giriş

41

Dünyada son yıllarda bilgisayar ve iletişim teknolojilerinde hızlı gelişmeler değişik alanlarda

otomasyon uygulamalarını doğurmuştur. Bu gelişmeler elektrik dağıtım sistemlerinde de

otomasyonu gündeme getirmiştir. Dağıtım sistemlerinde otomasyonun amacı; sistem

güvenilirliğini ve verimini arttırarak sürekli işlerlik kazandırmak, geriye dönük analizler

yapmayı sağlayacak istatistiki bilgileri toplayarak yeni gelişmeler ve önlemler için sistemi

kontrol altında tutmaktır.

Elektrik dağıtım sistemlerinde otomasyonun uygulamaya konması, mevcut sistemin şartlarına

ve ekonomik olarak yatırım ve işletme maliyeti analizlerine bağlıdır. Optimum

değerlendirmelerle sistemin kurulması ve hayata geçirilmesi ile ekonomik ve sosyal olarak

birçok yarar sağlanacaktır. İnsan hatalarının önlenmesi, insan emniyetinin artması, kaçakların

önlenmesi, servis hizmetlerinin daha kaliteli ve rahat yapılabilmesi, tüketici şikayetlerinin

azalması, elektrik satışından sorumlu kurumun itibar kazanması gibi kazançlar sayılabilir...

Türkiye'de bu konu üzerine altyapı çalışmaları geçen yıllarda başlatılmış olup, 34,5kV

altyapısı ile sınırlıdır. Mevcut sistem üzerinde otomasyon sistemi için altyapı çalışmaları

yapılmamaktadır. Günümüzde otomasyon sisteminin ülkemizde uygulamaya

geçirilememesinin temel nedeni olarak zamanında gerekli yatırımların yapılmamış olması ve

mevcut sistemdeki yapının karışık olmasının yanında otomasyon altyapısının olmamasıdır.

Bütün bu değerlendirmeler salt olarak teknik açıdan olup ekonomik ve siyasal sorunlar ile

ilgili nedenlerden dolayı gelişmelerin hayata geçirilememesi de gözönünde ayrıca

bulunmalıdır.

3.2 SCADA'nın Tanımı

SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition kelimelerinin ilk harflerinden

oluşmuştur. Türkçe karşılığı "Danışmalı Kontrol ve Veri Kontrol Sistemi" veya "Denetimli

Kontrol ve Veri Toplama Sistemi" olarak çevrilebilir. SCADA sistemi, geniş bir alana

yayılmış cihazların bir merkezden bilgisayar aracılığı ile denetlenmesini, izlenmesini,

hazırlanmış yazılımlarla işletilmesini ve geçmişe dönük bilgilerin toplanarak analiz edilmesini

sağlayan sistemlerdir. SCADA yazılım paketlen endüstriyel tesislerde genellikle tesis

42

kontrolünü sağlayan, bilgisayar denetimi yapmakla beraber, çeşitli özel hat ve bağlantı

protokolleri ile sistemin çok uzak noktalardan kontrolünü sağlamada büyük kolaylıklar

sunmaktadır (Pekiner, 1999).

SCADA temel olarak üç ana birimden oluşur:

Uzak Uç Birim (Remote Terminal Unit (RTU)

Veri toplama ve kontrol uç birimlerini oluşturan yerel sistemler

İletişim sistemi

Kontrol Merkezi Sistemi (Ana Kontrol Merkezi AKM-Master Terminal Unit MTU)

Dünyanın IT (Information Technology)'leri ile bir köy haline geldiği asrımızda sistem ve

ünitelerin uzak noktalardan kontrol edilmesi ve bilgilerin saklanması çok kolay hale gelmekte

ve insanlığı kaçınılmaz olarak bu teknolojilerden istifadeye itmektedir. SCADA da Elektrik

Dağıtım Sistemleri'nde ülkemizde hayata geçirilmeyi bekleyen önemli gelişmeler arasında

yerini bugünkü şartlarda korumaktadır.

İletim şebekesi SCADA sisteminde Türkiye çapında 60 civarında merkezi yer almaktadır.

Buna karşılık yalnızca Ankara'da yaklaşık 60 indirici veya dağıtıcı merkez. 700 fider ve 2500

dağıtım trafosu bulunmaktadır. Görüldüğü gibi bir dağıtım sisteminin tamamının otomasyon

43

kapsamına alınması hem çok pahalı, hem çok güç, hem de çok zaman gerektiren bir süreçtir.

Bu nedenle dünyadaki uygulamalarda, dağıtım otomasyonu bir dağıtım sisteminin neresine,

hangi otomasyon işlevlerinin uygulanacağına saptamak amacıyla ciddi mühendislik ve

maliyet/yarar analizleri yapılmaktadır. Dolayısıyla, herhangi bir şehre bir SCADA kurup

iletmeye almak ciddi bir sorumluluktur.

Çünkü, ancak elektrik şebekesinin sahibi ihtiyaçları belirler, mühendislik ve maliyet/yarar

analizleri sonucu belli alanlarda, belli otomasyon işlevleri, kabiliyetleri ve gerçekleştirilmesi

çalışmayı yapabilmek için çok sayıdaki otomasyon işlevleri, kabiliyetleri ve gerçekleştirilmesi

için gerekli teçhizat üzerine geniş bilgi sahibi olmak gerekir. Doğal olarak üretici firmalar,

yalnızca elektrik işletmesine belirlenip talep edilen uygulamaları çözmek amacıyla bazı

otomasyon işlevlerini gerçekleştirebilecek sistemler sağlamada uzmandır; dağıtım şebekesi,

sorunları ihtiyaçları ve otomasyon fizibilitesi konusunda değil otomasyon işlevleri, kapsamı

ve teçhizat tipi tamamen ihtiyaç sahibinin belirleyeceği konulardır. Ayrıca modüler bir

biçimde büyüyecek olan otomasyon uygulamalarında en önemli sorun, yeni ilavelerin mevcut

otomasyon sistemine entegre olmasıdır. Bilgisayarların, veri iletişiminin ve çok çeşitli

elektronik teçhizatın yer aldığı dağıtım otomasyon sistemlerinde, dünya standartlarıyla ve

diğer sistemleriyle uyum, modüler gelişme yeteneği, işletme kolaylığı gibi şartname

kriterlerini saptamak, tecrübe uzmanlık ve yolun ekip çalışması gerektirir. Bugün firmaya

bağımlılık ve entegrasyon sorunları nedeniyle kuruma çok pahalıya mal olacaktır. Ülkemizde

daha önce TÜBİTAK ile TEDAŞ bünyesinde dağıtım otomasyonu uygulamaları üzerinde

incelemelerle ve hazırlık fizibilite çalışmalarına başlamaktır. TÜBİTAK ve TEDAŞ ortaklaşa

hazırlanan Master Projede, mevcut durumun iyileştirilmesinde sistemimize uygulanabilecek

en önemli ve öncelikli otomasyon işlevinin arıza noktasının hızlı tespiti, izole edilmesi ve

tekrar enerjilendirilmesinin süratle yapılabilmesi olarak görüldüğünden, bu konu öncelikle ele

alınmış bulunmaktadır (Tubitak-Bilten, 1997).

Yukarıda anlatılan nedenlerle doğru otomasyon uygulamaları, ancak söz konusu şebekenin en

azından kısa ve orta vadede ne şekilde gelişeceğini bilmekle mümkündür. Bu otomasyonsuz

gelişim senaryosu, otomasyon seçenekleri ile yeniden değerlendirilir. Belli otomasyon

yatırımları sonucu şebeke yapılması düşünülen bazı elektriksel teçhizat yatırımları

ertelenebilir, parasal fayda, söz konusu otomasyona gereken yatırımdan fazla ise master plan

otomasyonlu gelişim ile revize edilir.

44

TÜBİTAK-BÜLTEN' de İstanbul Avrupa Yakası Elektrik Dağıtım Sistemi Master Projesi

kapsamında yapılan çalışmalarda OG dağıtım sistemi gelişim kriterleri ve bunlara bağlı olarak

fider otomasyonu sistemi hazırlanmaktadır. Bu çalışmalar kapsamında hazırlanan proje

TEDAŞ' ça onaylanması ve bu kriterlerin diğer büyük şehirlerimizde de uygulamasına karar

verilmiştir (Tubitak-Bilten, 1997).

3.7.1 Trafo Merkezi

Trafo merkezinde çalışan bir RTU (Remote Terminal Unit-Uzak Uç Birim) aracılığı ile

verilerin toplandığı, kumanda verildiği bir veri işleme ve denetim sistemidir. Trafo

merkezinde yer alan kesici, ayırıcı, tekrar kapayıcı, kademe değiştirici, kapasitör bankı ve röle

durum bilgileri ile bara gerilimi, fider ve trafo aktif reaktif güçleri, fider akımları, trafo

sıcaklığı gibi ölçüm değerleri, dağıtım yöntem merkezince gözlenir. Fider boyunca yer alan

arıza algılayıcılar ve ayırıcıların durumları da gözleme kapsamında olabilir.

Bu veriler değerlendirilerek trafo merkezindeki kesici, ayırıcı, tekrar kapayıcı, kademe

değiştirici, kapasitör bankları ve röle ayarlarına, fiderlerdeki ayırıcılara SCADA merkezinden

kumanda edilir.

SCADA merkezi işlevleri arasında olay dizisi kaydı, enerji ve fider verileri toplanması,

periyodik veri saklama ve raporlama da yer alır. Buradan da anlaşılacağı gibi SCADA ayrı bir

otomasyon katmanı olmaktan çok, bazı işlevlerin yerel otomasyonla değil de bir merkezden

ve genellikle manuel uzaktan kumanda ile gerçekleştirildiği geleneksel ve merkezi bir

sistemdir. Koşullara göre zaten mevcut olan bir SCADA sistemi yerni otomasyon işlevlerine

entegre edilebilir. Bu durumda bir otomasyon katmanı olarak düşünülebilir.

3.2.2 Trafo Merkezi Otomasyonu

Trafo merkezi otomasyon katmanı, aynı merkezden toplanan bilgilere dayanarak oradaki

teçhizatı denetleyen işlevleri kapsar. Bunlar arasında otomatik bara ayırma yoluyla yeniden

enerjilendirme ve bara gerilimi denetimi, otomatik kapama vb. gibi işlemleri vardır.

3.2.3 Fider Otomasyonu

45

Fiderde arıza yeri saptama, enerjilenen kısımların izole edilmesi, yeniden enerjilendirme, fider

anahtarlaması, trafo merkezi reaktif güç denetimi ve indirici merkez trafo yükü dengeleme ve

otomatik tekrar kapama işlevleri fider otomasyonu kapsamına girer.

Türkiye'de dağıtım otomasyonu 34,5kV düzeyinde yapılması düşünülmüş olup gerekli

iletişim ortamı, dağıtım trafo merkezleri arasında, 34,5kV güç kablolarının yanında

yerleştirilecek 4 fiberli multi mode (62.5 mikron) fiber optik kablolar ile sağlanması için

altyapı çalışmaları başlatılmıştır. Bu fiber optik kablolar 1 inç çapında yüksek yoğunluklu

polietilen (HDPE) tüp içerisine döşenecektir. 154/34.5kV ana indirici merkezler arasında ise,

bilgisayarlar için bir iletişim ağı oluşturma amacı ile, 4 veya 6 fiberli single-mode optik

kablolar kullanılacaktır.

Fider otomasyonu sistemi dağıtım sisteminin yapısı gereği hiyerarşik bir yapıda olacaktır. Bu

nedenle dağıtım şebekesi, mevcut İşletme ve Bakım Müdürlüklerinin sorumluluk alanları ve

corafi koşullar gözönüne alınarak değişik bölgelere ayrılacaktır. Bu bölgelerin herbirinde,

tercihen bir 154/34.5kV'luk merkeze kurulacak olan Bölge Kontrol Merkezi (BKM)

bulunacaktır. BKM'ler bölgedeki indirici merkezler ve fiderler hakkındaki bilgilerin (röle,

anahtarlama elemanları durum bilgilen, vs.) toplandığı, gözlendiği, uzaktan kumanda (açma,

kapama, kurma), arıza algılama ve izolasyon işlevlerinin yapılabildiği bir istasyon

konumunda olacaktır. Bu bilgiler BKM’ de operatörlere bir kullanıcı arabirim yazılımı ile

sunulacaktır. Fider Otomasyonu sistemi, dolayısıyla dağıtım SCADA sisteminin alt yapısını

da oluşturacak ve ileride kolaylıkla indirici merkezlerden gerilim, akım, güç için kademe gibi

analog bilgileri de toplayabilecek yapıda tasarlanacaktır.

3.2.4 Müşteri Bağlantısı Otomasyona

Bu otomasyon kapsamında yük denetimi, otomatik sayaç okuma ve programlama uzaktan

servis bağlama veya kapama ve yük izleme işlevleri bulunur. Bunlar sekonder işlevler olarak

da adlandırılır.

3.2.5 Coğrafi Bilgi Sistemi (GIS)

Otomatik Haritalama / Tesis Yöntemi (AM/FM) olarak da bilinen bu sistem dağıtım

operatörlerince kullanılan paftaların yerini alır. GIS, harita kütüklerinin transferi ile dağıtım

yönetim sistemine entegre edilebilir. Bu yolla dinamik SCADA noktaları haritalar üzerinde

46

izlenir. Kağıt paftaların yerine ekranda görüntülenen haritaların geçmesinin yanısıra, GIS ile

entegrasyon, operatör ile arıza ihbar sistemi (CMS) arasında etkin bir bağlantı sağlayabilir.

Gözlenmekte olan salt malzemelerin (kesici, ayırıcı, sigorta, vs.) konum bilgilerinin otomatik

transferi ve anahtarlama elemanlarının konumlarının operatörce manuel olarak girilmesi

yoluyla, arıza ihbar sistemi, müşterileri arıza hakkında bilgilendirirken en güncel verileri

kullanma imkanına kavuşur. GIS veritabanı aynı zamanda, dağıtım sistemi analiz işlevlerini

destekleyecek dağıtım sistemi modeli olarak da kullanılabilir.

3.2.6 Müşteri Bilgi Sistemi (CIS)

Bu sistemin ana işlevi işletmenin müşteri hesaplarının daha kolay izlenmesini sağlamaktır.

CIS modellemesi arıza ihbarlarının en olası arıza noktası ile ilişkilendirilmesinde kullanılır.

Sonra operatör bir arıza notu alır ve ekibini şüphe edilen cihazın olduğu yere gönderir. Bu tür

arıza analizindeki güçlük CIS' deki dağıtım sistemi modelinin genellikle tam ve güncel

olmamasından kaynaklanır. DMS (Distribution Management System - Dağıtım Yönetim

Sistemi) bu soruna en uygun çözümü getirir.

Operatörün asıl işletme aracı olan DMS, gerçek zamanlı dağıtım modelini tutar. CIS, GIS

haritaları üzerinde görüntülenmesi ve arıza ihbar analizi için müşteri ihbar kayıtlarını DMS'ya

gönderir. Gözlenen fider teçhizatı bilgisini de kullanarak, DMS arızaları daha doğru ve hızlı

teşhis eder. Buna ek olarak saha ekiplerinin teşhisi doğrulaması üzerine DMS, CIS'e etkilenen

müşteri listesini ve diğer gerekli bilgileri verebilir. Böylelikle işletmeciler müşteriye arızanın

boyutu ve süresi hakkında daha sağlıklı bilgi verebilirler.

3.3 SCADA Sistemi Temel Birimleri

3.3.1 Ana Kontrol Merkezi (Master Terminal Unit)

Kontrol Merkezi geniş bir alana yayılmış tesislerin bilgisayar esaslı bir yapı ile uzaktan

kontrol edildiği ve izlendiği yer olarak tanımlanır. Kontrol Merkezleri genelde SCADA

sistemlerinin yada kontrol edilecek tesislerin merkezi bir noktasına kurulur.

Kontrol Merkezi, sistem güvenliğinden sorumludur. Yetki verilmeksizin açma ve kapama

işlemi yapılmaz. Buna göre Kontrol Merkezi; bakım için gerekli birimlerin devreden

çıkarılması, işletme modelinde değişiklikler yapmak, dağıtım sisteminde arıza durumunda

47

ortaya çıkan sorunların çözümü için gereken bütün açma-kapama işlemlerine müsaade eder ve

bunları denetler.

Kontrol Merkezi, yüklerin izlenmesinden sorumludur ve bunların kabul edilebilir sınırlar

içerisinde kalması için, ya uygun otomatik cihazları devreye almak suretiyle yada işletme

programını değiştirmek suretiyle önlemleri almak zorundadır.

Kontrol Merkezi'nde özellikle tüketim miktarları, dağıtım donanımının kullanım sayıları ve

arızalar hakkında istatistiksel veriler tutulması çok önemlidir. İstatistiklerin yapılması; nicelik

ve nitelik bakımından verilerin toplanmasını, ileride kullanılmak üzere bu verilerin kayıtlara

geçirilmesini, planlama ve bilgisayar donanımının gereksinimlerine uyarlanmış hesaplama

yöntemlerini kullanmayı gerektirmektedir.

SCADA sisteminde geniş bir alana yayılmış RTU' ların koordineli çalışması, RTU' lardan

gelen bilgilerin yorumlanması, kullanıcılara sunulması, ayrıca kullanıcıların istekleri RTU'lara

iletilerek merkezi kumandanın sağlanması işlevlerini SCADA sisteminde Ana Kontrol

Merkezi yerine getirir.

Merkezi Bilgisayar; RTU'Iardan periyodik olarak gelen verilen, sistem üzerinden alınan

ikazları, istenilen bilgileri düzenli olarak saklar. Merkezi yazılım bu bilgileri değerlendirerek

kontrol eder. SCADA sistemlerinde merkezi bilgisayar vasıtası ile RTU' lardan ve sistemin

diğer elemanlarından toplanan bilgiler gerek duyulan hallerde her türlü raporlar çıktı olarak

kullanıcının istemine sunulur. Merkezi sistemde denetlenen sistemin akış diyagramının ekran

üzerinde görüntülenmesi sağlanır. Dolayısıyla operatör tüm sistemi ekran üzerinde

gözlemleyerek sistem takibi yapılabilir. Sistemin çalışması açısından RTU' lardan gelen,

alarm ve arıza uyarıları çok önemli olduğundan merkezi yazılım bu durumları görsel ve sesli

olarak operatöre bildirir.

Merkezi Sistem birimi; yöneticilerin işletme operatörlerini, bakım elemanlarını ve tüm işletim

sistemini gerçek zamanlı görsel olarak izleyebildikleri fiziksel çevredir. Kontrol Merkezi'nde

merkezi bilgisayardan başka bulunan kullanıcı ara birimleri aşağıdaki gibi sıralanabilir;

48

1. Bilgisayar terminalleri: Bir çok kullanıcıya çalışma imkanı veren bu

terminaller operatörlerin sistemi takip edebilmelerini sağlar. Sistemin kontrolü için gerekli

bilgilerin girilmesi veya değiştirilmesi mümkün olabilmektedir.

2. Bilgisayar Ekranları: Ekranlar ile dinamik işletme noktasının (kesici, ayırıcı, motor, vana,

ölçü noktası..) sürekli gözlenmesi sağlanır.

3. Yazıcılar: İşletmeye ve sisteme ait tüm durum ve arıza hallerini raporlama imkanı sağlar.

Kontrol Merkezi'nde isteğe bağlı olarak sistemin büyüklüğüne göre ekran projeksiyon sistemi

kullanılabilir. Sistem veri işleme sistemine bağlı bir kullanıcı ara birimi ile kumanda edilir.

Kontrol edilen geniş bir coğrafi sistemin genel görünüşünü kullanıcılara sağlar.

Bunların dışında Kontrol Merkezi'nde bilgisayar ve çevre donanımlarına kesintisiz enerji

sağlamak amacıyla AC ve DC güç kaynağı bulunmalıdır.

3.1.1 Dağıtım Tesislerinde

Kontrol Merkezi Fonksiyonları Dağıtım Tesisi Kontrol Merkezi; analiz aşamasından

transformatör merkezlerine veya bakım ekiplerine iletilen açma-kapama kararlarına kadar

dağıtım sisteminin yönlendirilmesini sağlamaktadır. Kontrol Merkezi, kısmi bir kesintiden

sonra dağıtım sisteminin kısa sürede yeniden işletmeye alınmasına uygun olmalıdır:

1. Önleyici bakım analizlerinden faydalanarak dağıtım şebekesinin bakım programları

hazırlanır.

2. İşletme stratejileri geliştirir ve bunun sonucuna göre koruyucu cihazlar uygulanır.

Stratejiler dağıtım sisteminin sistematik bir analizinden geçirilerek belirlenir.

3. Bakım ve işletme programında en son yapılan düzeltmeler kontrol merkezinin personeline

verilir. Bunlar, donanımı hizmetten çıkarmak veya hizmete sokmak kararını vermek

zorundadır ve bu kararları gerekli açma-kapama işlemlerini yapmak için trafo merkez

birimlerine veya işletme personeline göndermek zorundadır.

49

4. Dağıtım tesisinin gözetimi ve kumandası için tam sorumluluk üstlenir, açma-kapama

emirleri ve yetkisi, yük akışlarının izlenmesi, işletme arızalarının giderilmesi burada yapılır.

5. OG alt iletim sistemi arızalarının giderilmesi ve trafo merkezlerinin kumandası sadece

kontrol merkezinden yapılır.

6. Besleyici arızaları normal olarak trafo merkez birimleri tarafından otomatik giderilebilir.

Bazı durumlarda kontrol merkezlerinden giderilmektedir.

7. Kontrol Merkezi tüketim, yüklenme düzeyleri, donanım kullanımı ve arızalarla ilgili

bütün temel istatistiklerin hazırlanmasını sağlar.

8. Tesis işletme ve arızaların analizini yapar ve bunların sonucunda işletme politika ve

tekniklerin geliştirilmesini sağlar.

3.3.2 İletişim Sistemi

İletişim, bir bölgeden başka bir bölgeye, karşılıklı olarak, veri veya haberin gönderilmesi

işlemidir. Bu sistem temel olarak üç bileşenden oluşur:

a. İletişim yolu ve ortamı

b. Veri veya haberi iletişim ortamı üzerinden gönderebilmek için şekillendirilecek bir cihaz

(MODEM)

c. Alıcı uçta gönderilen veri veya haberin anlaşılması için ilk şekline çevrilecek bir cihaz

(MODEM) gereklidir.

SCADA sisteminde sistemin işlemesi için iletişim hayati öneme sahiptir. İletişim kanallarının

veri elde edebilmesi ve kontrolündeki hızı önemli ölçüde SCADA sistemini etkilemektedir.

50

Buna bağlı olarak Kontrol Merkezi'ndeki kullanıcı arabirimi ve uygulama yazılımları da

etkilenir. Kontrol Merkezi'nde ve RTU’ larla ulaşılan önemli teknik gelişmelerin faydalı

olabilmesi için, iletişiminde aynı oranda gelişim göstermesi gereklidir. Yoksa büyük hızda ve

miktarlarda toplanan verilerin hızla iletilememesi halinde bir anlamı yoktur. SCADA

sisteminin en yüksek başarı düzeyi ile uygulaması iletişim sistemine bağlıdır.

İletişim sistemini oluşturmada blok yapı olarak belli etkenler vardır:

1. Sistemde kullanılacak RTU' ların sayısı

2. RTU' ya bağlı birimler ve bu birimlere ulaşım hızı

3. RTU' ların yerleşimi

4. Elde bulunan haberleşme kolaylıkları

5. Ulaşılabilecek haberleşme teknikleri ve araçları

Bu etkenlere bağlı olarak MTU'lar ile RTU'lar arasındaki bağlantı çeşitli bağlantı şekillerinde

olabilir. Bu göstergeler şematik olarak ve tekhat şemaları olarak bilgisayar ekranına aktarılıp

izleme ve inceleme amacıyla kullanılabilir.

İletişim için kullanılan iletişim ağlarında kısa mesafeli alanlar için kullanılan Yerel Ağlar

(LAN), uzun mesafeli alanlar için kullanılan Geniş Alan Ağları (WAN) kullanılmaktadır.

WAN ve LAN, scada kontrol sisteminde geniş bir alana yayılmış birden fazla operatör

istasyonunun birbirine bağlanmasına ve işletmeye ait tüm verilerin transfer edilmesi için

kullanılır.

Günümüzde iletişim ağları, ISO (International Standart Organization) tarafından geliştirilen

yedi katmanlı protokol (OSI-Open Systems Interconnection) standardına uyum

sağlandırılmaya çalışılmaktadırlar. Bu katmanlar sırasıyla şunlardır:

1. Fiziksel katman (Physical Layer) : Hatasız bit iletişiminden sorumludur.

2. Veri bağlantı katmanı (Data Link Layer) :Veri bloklama hatasız bir şekilde bir üst

seviyeye çıkarılmasını sağlar.

51

3. Ağ katmanı (Netvvork Layer) :Veri paketlerinin kaynaktan alıcıya doğru

rota üzerinden gönderilmesini sağlar.

4. İletişim katmanı (Transport Layer) :Veri paketlerinin düzgün sırada bir üst

katmana geçirilmesinden sorumludur.

5. Bağlantı katmanı (Session Layer) :Kullanıcılar arası bağlantının

kurulmasından, kontrolü ve yönetiminden

sorumludur.

6. Sunuş katmanı (Presentation Layer) :Verilerin standart uygulama yazılımı ile

haberleşme ağı arasındaki birimdir.

7. Uygulama katmanı (Application Layer) :Kullanıcının uygulama yazılımı ile

haberleşme ağı arasındaki birimdir.

Bu model, protokoller arasındaki uyumluluğunu ve farklı ağlar arasındaki geçişi kolaylıkla

sağlar. Bu yüzden birçok kullanıcı ISO/OSI modelini kullanmak istemektedir. Oldukça

yaygın kullanılan TCP/IP (internet) protokolü OSI standartlarına uymamaktadır, fakat bir

standart haline gelmiştir. ISO/OSI standartlarına uygun geliştirilmiş çeşitli protokoller

mevcuttur.

SCADA iletişiminde, iletişimi sağlayan çeşitli ara elemanlar vardır.

3.3.2.1 Enerji Taşıma Hatları (Power Line Carrier)

Enerji hatlarını kullanan Power Line Carrier ayrı bir haberleşme ortamı gerektirmediğinden,

tercih edilebilir bir yöntemdir. Power Line Carrier, gerilim hatları üzerinden haberleşmeyi

sağlayan bir tekniktir. İşlem hızı, veri hatları yoğunluğu göz önüne alındığında düşük

kalmaktadır. Ayrıca bu teknikte, hatlardaki gürültüler, hava değişiminden yada açılıp kapanan

dağıtım elemanlarının durumlarından kaynaklanan empedans değişiklikleri iletişimi bozabilir.

Bu yöntem veri hızının yetersiz olmasından sadece bazı özel amaçlar için kullanılır.

3.3.2.2 Kiralanmış Hatlar

52

Otomatik aramalı ve kullanıcıya tahsis edilmiş kiralık hatlar olmak üzere telefon hatlarında iki

yöntem kullanılır. Otomatik aramalı telefon hattında iletişim öncesi aramalarda hatlar dolu

olabilir. Bu hatların bakım ve onarımları Türk Telekom tarafından yapıldığından giderilmesi

uzun sürebilir. Bunun yanı sıra bazı yerlerde kiralık hat sayısını arttırmak mümkün

olmayabilir. Bu hatlarda ilk yatırım masrafı düşük olmasına rağmen, kiralama ücretleri

fazladır. Ayrıca, telefon hatlarında orta gerilim hatlarına yaklaşımı endüktif kuplajdan dolayı

gerilim endüklenmesi problemi vardır.

Türk Telekom iki tip hat sağlayabilmektedir:

1. Kiralanmış Türk Telekom Hattı (Leased Line) : Bu hat için özel olarak ayrılmıştır. Her

an kullanıma hazırdır.

2. Otomatik Aramalı Türk Telekom Hattı (Dial Up) : Haberleşme öncesinde telefon

konuşmasında olduğu gibi arama yapmak gerekir. Bu hatta santraller meşgul olduğunda veri

iletişimi yapılamaz.

Avantajları;

Çok sayıda kiralama imkanı

Lisans, bina, kule vs gerektirmez.

İlk yatırım maliyeti düşüktür.

Dezavantajları;

Haberleşme ortamının sorumluluğu PTT ile paylaşılmıştır.

Arızaların onarılması uzun zaman alabilir.

Zamanla işletme maliyetinde artışlar olabilir.

3.3.2.3 Radyo Haberleşmesi

Radyolu sistemler, özellikler çok adresli sistemler ve spread-spectrum radyolar haberleşme

için yeterli bir bant genişliği sunmanın yanı sıra dağıtım sistemindeki arızalardan

etkilenmedikleri için güvenilir bir iletişim ortamı sağlar. Ancak radyo iletişiminde frekans

53

lisansı zorunludur. Geniş bir alana yayılan dağıtım otomasyonu sistemi için farklı bölgelerde

değişik frekans kullanmak ve bunun sonucunda özellikle İstanbul gibi büyük şehirlerde, çok

miktarda frekans tahsisi olabilecek, bir kısım yerlerde ise frekans bulmak için büyük sorun

olacaktır. Bunun yanı sıra antenlerin birbirlerini görmesi gereken bantlarda arazi ve binaların

yapıların konumundan dolayı oluşan problemlerin giderilmesi için ek donanımlar gerekmekte

ve maliyeti arttırmaktadır. Geniş bir alana yayılmış olan dağıtım sistemlerinde RTU’ardan

gelen bilgilerin toplanması için bu durum dezavantaj teşkil etmektedir.

3.3.2.4 Metalik Kablo

Metalik kablo çok bilinen ve kullanılan bir tekniktir. İleri teknoloji gerektirmez. Ülkemizde

de üretilmektedir. Metalik kablonun en büyük dezavantajı elektromağnetik ve elektrostatik

etkileşime açık olmasıdır. Bu durum sinyalin elektriksel olarak iletilmesinden

kaynaklanmaktadır. Gürültüden etkilenmeyi en aza indirmek için ekranlı, twisted pair tip

kablolar kullanılabilir. Bu kabloların iyi topraklanması gerekir. Sadece başlarda topraklama

yetmez, belli aralıklarla topraklanmalıdır.

3.3.2.5 Fiber Optik Kablo

Elektrik işaretlerinin iletimi için 100 yıldan fazla bir süredir metalik kablolar

kullanılmaktadır. Örneğin günümüzde tek bir eksenli (koaksiyel) kablodan 10800 telefon

kanalı aynı arıda iletilebilmektedir. Bakır kabloların işaret iletimine çok uygun olmalarının

yanı sıra sebep oldukları bazı maliyet artışları haberleşme dünyası yeni arayışlara zorlamıştır.

Ayrıca elektromağnetik alanların metalik iletkenleri etkilemesi, metalik iletkenlerin çok ağır

olması, dünya üzerindeki kaynakların hızla tükenmekte olması gibi başka nedenlerle yeni

arayışları hızlandırmıştır. Metalik iletkenlerin bu olumsuz özelliklerinin karşısında optik

fiberlerin belirli üstünlüklere sahip olması sebebiyle ilk olarak çok modlu fiberler kullanılmış,

daha sonra gerekli geliştirmeler yapılarak tek modlu fiberler kullanılmaya başlanmıştır.

Optik fiberler iletiminde bilgi iletimi için kızılaltı (infrared) dalgaboyları kullanılır. Optik

fiber yalıtkan maddeden üretildiği için elektromağnetik alanlardan etkilenmez. Böylece aynı

kablo içerisinde ayrı liflerde birbirlerini etkilemezler ve ideal dekuplaj ortamı sağlanır. Diğer

bir önemli üstünlük ise alıcı ve verici arasında hiçbir elektriksel bağlantı olmamasıdır.

54

Elektrik sinyali kendisini işleyecek olan (örneğin; genliği, frekansı veya sayısal sinyal iletimi

söz konusu ise, sinyalin şeklini değiştirecek olan) devreye gelir. Bu devrenin çıkışından alınan

elektrik sinyali optoelektronik çeviriciye verilir. Optoelektronik çeviriciler elektriksel

uyarılara göre görülebilen veya görülmeyen ışık radyasyonunu reten yarı iletken devrelerdir.

Optik iletim sistemlerinde özel olarak geliştirilen ışık saçan diyotlar (LED) ile yüksek dereceli

yan iletken (laser diyotlar) kullanılır. Bu malzeme ile akımdaki zamana bağlı değişmeler, ışık

yoğunluğundaki değişimlere çevrilir. Işık yayıcı veya alıcılarıyla fiber kablonun bağlantısı

değişik ek tipleriyle gerçekleştirilir. Kenar ve orta kızıl ötesi bölgeler, yani 800 ile 1800 nm

dalgaboyları arası fiber optik haberleşme için kullanılmaktadır. Bütün bu üstünlükler hesaba

katıldığı optik fiberler özellikle demiryolları gibi yüksek gerilimleri sistem ve hatları içeren

ortamlarda, iletim kalitesinin çok önemli olduğu telekominikasyon işletmelerinde, hafif

olmalarından dolayı büyük tonajlı gemilerde, bakır kablolardakinin tersine dışarıdan

dinlenmesi neredeyse olanaksız olduğu için askeri haberleşme sistemlerinde kullanılmaktadır.

Fiber optik iletişiminde elektrik sinyalleri ışığa dönüştürülerek fiber optik kablo üzerinden

iletilir. Böylece veri iletişimi açısından, elektromağnetik girişimden, darbeden ve toprak

problemlerinden etkilenmeyen, çok güvenilir bir ortam sağlanır. Geniş bir bant

sağlandığından dolayı çok yüksek veri hızlarına çıkmak mümkündür. Ayrıca, fiber optik

kabloda kısa devre durumları olmadığından yangın gibi problemlere yol açmaz. Bu iletişim

yöntemi özel alıcı-vericilere, kablo uçlarında özel konnektörlere ve bu konnektörlerin

takılması için eğitim görmüş personele ihtiyaç duyar. İlk yatırım masrafları fazla olmasına

rağmen kullanım sırasında ek maliyet getirmediğinden, tercih edilebilir. Ayrıca bu yöntem

sayesinde iletişim ortamının işletim, bakım ve onarım sorumluluğu herhangi bir kurum ile

paylaşılmamaktadır.

Yukarıda açıklanan nedenlerden dolayı SCADA sistemi iletişimi için fiber optik kablolar

tercih edilebilir. Bu kabloların yerleştirilmesi, yeraltı güç kablolarının döşenmesi sırasında

onlara paralel olarak yapılacağından, ayrıca bir kazı işlemi gerekmeyecek, böylece ilk yatırım

maliyeti düşecektir. Fiber optik kablo maliyetleri ise güç kablolarının maliyetlerinin %1-2'si

kadar olmaktadır.

3.3.3 Uzaktan Bilgi Toplama ve Denetleme Birimi

Bir SCADA sisteminde RTU-Uzaktan Bilgi Toplama ve Denetleme Birimi; bulunduğu

merkezin sistem değişkenlerine ilişkin bilgileri toplayan, depolayan gerektiğinde bu bilgileri

55

kontrol merkezine belirli bir iletişim ortamı yolu ile gönderen, kontrol merkezinden gelen

komutları uygulayan bir SCADA birimidir.

SCADA sistemi içerisinde yerel ölçüm ve kumanda noktalan oluşturan RTU' lar birbirine

bağlanabilen çeşitli cihazlara, kesicilere, ayırıcılara kumanda edebilir. Ölçülmesi gereken

akım, gerilim, aktif ve reaktif güç, güç faktörü gibi değerler Ölçülebilir. Ayrıca ayırıcı, kesici

(Açık/Kapalı), durumlarını kontrol edebilme imkanı sağlar. RTU yardımı ile merkezi

kumanda ve izlemeyi sağlamak için RTU' lar ölçüm sonuçlan ile cihazın çalışma durumlarını

(Kesici açık, Ayırıcı kapalı vb.) merkeze ileterek merkezden gelen komutlar doğrultusunda

bulunan (Kesici aç, Ayırıcı kapa) işlemlerini yapar. Böylece merkezi denetim birimlerinin

başında bulunan sistem operatörünün tüm ölçüm sonuçlarını görmesini ve gerekli komutları

göndererek sistemin denetlenmesini sağlar. Fakat RTU' nun görevi sadece ölçüm yapmak ve

komut uygulamak değil, ölçüm sonuçlarının belirli sınırlar içerisinde olup olmadığım da

denetleyerek aykırı yada alarm durumlarında merkeze bildirmektir.

İlk zamanlarda SCADA sistemlerinde kullanılan RTU’ larda mikroişlemciler kullanılmıyordu,

mikroişlemcisi olmayan RTU' lar sadece ölçüm yapar, bu ölçüm bilgilerini merkeze bildirerek

merkezden gelen komutlar doğrultusunda işlem görürlerdi. Bu tip RTU' lar kullanılarak

oluşturulan SCADA sistemlerinde birçok olumsuzluklar meydana gelmekteydi.

Alarm durumlarında ve diğer bütün işlemlerin merkezi denetim sistemi üzerinden

yapılmasından dolayı ortaya çıkan problemler şu şekilde sıralanabilir:

a. Merkezin devre dışı kaldığı yada merkezle RTU' ların iletişiminin kesildiği durumlarda

oluşacak sorunlarla müdahale edilmemekte ve sonuç olarak da sistemin işletimi

aksamaktadır.

b. Alarm durumlarında, merkezin alarm kararı verip RTU' ya komut göndermesi belli bir

süre almaktadır. Bu da anında müdahale edilmesi gereken durumlarda sakıncalara yol

açmaktadır.

c. Mikroişlemcisi olmayan RTU' larda oluşturulan SCADA sisteminin çalışabilmesi için

merkezin sürekli olarak RTU' lar ile iletişim halinde olması gerekmektedir. Ancak bu sayede

merkez, denetlenen cihazlar hakkında bilgi sahibi olup istenilen işlemleri yerine getirebilir.

Bu durumda çok yoğun iletişim trafiğinin yaşandığı SCADA sistemlerinde özel bir iletişim

hattının bulunması gerekir.

56

d. Mikroişlemcisi olmayan RTU' lar, kullanıcının özel gereksinimlerinin bulunduğu yada

karmaşık kontrol algoritmalarının uygulandığı durumlarda yetersiz kalmaktadır.

e. Tüm SCADA sisteminin yükü merkez bilgisayarı üzerinde olacağından çok hızlı, yüksek

işlem gücü olan, pahalı bilgisayar kullanmak gerekmektedir. Bu da ekonomik yük

getirmektedir.

Mikroişlemcili RTU' lar, tüm olumsuz yanları değerlendirerek alarm uyarıları üretebilir ve bu

durumlarda ne yapılacağına anında kendileri karar vererek yerinde müdahale edebilir. Aynı

zamanda mikroişlemcili RTU' lar kullanıcının özel isteklerini yerine getirebilecek şekilde

programlanabilir. RTU' lar birbirleri arasındaki iletişimi sağlarken aynı zamanda merkezi

birim tarafından sürekli gözetlenerek sistemin tümünün denetlenmesine izin verirler.

Günümüzde RTU'lar mikroişlemcilerin her geçen gün değişmesi sayesinde esnek, çok

fonksiyonlu, daha akıllı ve daha ekonomik hale gelmektedir. Temel fonksiyonları

değişmemek kaydıyla RTU' lar gün geçtikçe artan kullanıcı isteklerine cevap verecek şekilde

geliştirilmektedir. Birimin en önemli iki görevi;

Bilgi toplamak ve depolamak

Gerekli kumandaları gerçekleştirmek

Bu iki görev RTU' nun değişmeyen temel özelliğidir. Bir RTU' nun kontrol fonksiyonları

kısıtlı olabilir ancak yukarıdaki özelliklerden taviz verilemez. RTU' nun kullanıcılarına daha

verimli hizmet etmeleri istendiğinde, bu fonksiyonlara zamanla bir yenisi daha eklenmiştir.

Bu da tali merkez seviyesinde gösterimdir. RTU' nun yukarıdaki iki görevinin birleştirilmesi

ile oluşturulan bir diğer görevi daha vardır. Bu da arıza yeri tespiti ve izolasyonu görevidir.

3.4 Lookout SCADA Yazılımı ve 34.5/0.4kV O.G Projesine Uygulanması

3.4.1 Lookout Genel Kullanımı

Bu yazılımın bilgisayar kurulumu için gereken konfigürasyon şu şekildedir:

386 yada daha üstü CPU' ya sahip PC

En az 4Mb RAM Harddiskte en az 50Mb boş alan

57

VGA Monitör

Mouse ve dokunmatik ekran

Microsoft Windows 3.1 yada daha üstü işletim sistemi

Lookout programını bilgisayara kurmak için; "Başlat" menüsünden "Çalıştır" komutu aktif

hale getirilir.

Çalıştır dialog kutusuna "d:\setup" yazılarak "Tamam"' butonuna basılır ve kurma işlemi

başlatılır.

Şekil 3.2 Lookout kumlumu ile ilgili pencereler

Kurulum gerçekleştirildikten sonra bilgisayar tekrar başlatılır ve "Başlat'"dan "Programlar''

ve oradan da "National Instrument Lookout" kısmına geçilerek buradaki "Lookcat Evulation"

çalıştırılır.

Lookout açıldıktan sonra çalışma sayfaları üzerinde programla ilgili diyagramları "insert"

edebileceğimiz "Control Panel'"i oluşturmamız gerekmektedir. Lookout pop-up menuden

"New" seçeneği seçilerek yeni kontrol panelinin özelliklerini içeren bilgiler girilip yeni panel

açılır.

58

Şekil 3.3 Lookout Control Paneli Dialog Kutusu

Control paneli dialog kutusuna istenilen özellikler girilerek "OK" butonuna basılır ve yeni

panel açılmış olur.

Şekil 3.4 Yeni Control Paneli

Control Paneli üzerine istenilen diagramları eklemek için "bmp" uzantılı dosyalar kullanılır.

Bu nedenle grafik programlarında hazırlanan blok şemaları yada diyagramlar bu kontrol

paneli üzerine eklenerek control paneline sistemin takibi için kolaylık sağlanır. Bundan sonra

da panel üzerinde diyagramın üzerindeki kontrol-kumanda, açma-kapama veya ölçme

işlemleri için gereken noktalara nesneler insert edilir. Bu kurulan nesnelerin data base’ine

gerekli yazılım yazılarak sistem kontrolü sağlanır.

59

Şekil 3.5 Diyagram Eklenmiş Control Paneli

Diyagram eklemek için pop-up meralden "insert" altındaki "Graphic.." seçilerek daha

önceden başka grafik programlarımda hazırlanmış .bmp uzantılı şema yada diyagram dosyaları

buradan seçilerek control paneli üzerine gelmesi sağlanır.

Şekil 3.6 Nesne Dialog Kutusu

60

Şekil 3.7 Control Panele Nesne Yerleştirilmiş Durum

3.4.2 Lookout'da Pot Nesnesi Oluşturma

Yukarıda anlatıldığı gibi lookout control paneli açıkken pop-up menüdeki "Object" seçeneği

altındaki "Create" seçilir ve açılan pencerede "Control" klasörünün altındaki "Pot '"u

seçtikten sonra potla ilgili özelliklerin girilebileceği dialog kutusu açılır.

Şekil 3.8 Pot Dialog Kutusu

61

Pot dialog kutusuna gerekli özellikler girildikten sonra "OK" butonuna basılarak

oluşturulacak potun görünüşü ile ilgili resim seçilir.

Şekil 3.9 Pot Görünüm Dialog Kutusu

Çıkan pot görünüm dialog kutusundan istenilen görüntü seçildikten sonra "OK" butonuna

basılarak potun control panelinde görüntülenmesi sağlanır.

Şekil 3.10 Pot'un Control Paneldeki Görünümü

Ekran bu şekle getirildikten sonra Pot'un etrafındaki boyutlandırmak için kullanılan yerlerden

tutularak Pot'un büyüklüğü boyutlandırılır. Bu işlemler yapıldıktan sonra görüntüyü "Edit

Mode" seçeneğinden çıkarak normal halde görmek istenebilir. O zaman "Edit" pop-up

menüsünden "Edit Mode" seçeneği seçilerek ekranın işlem bittikten sonraki normal hali

görülebilir.

62

4.3 Sayısal İfade Oluşturma

Şekil 3.11 Pot Expression Dialog Kutusu

Pot oluşturulduktan sonra dijital olarak Pot'un yanında Pot ile oynandıktan sonra sayısal

olarak ifadelerin görünmesi istenir. Bunun için lookout pop-up menüsünden "İnsert" seçeneği

altındaki "Expression" seçilir. Buradaki "Tags" bölümünden oluşturduğumuz Potun adı

neyse o seçilerek Pot'da yapılan değiştirmenin dijital olarak gösterilmesini sağlamak için

bağlantı kurulmuş olur. Tags altındaki ilgili yer seçildikten sonra "Paste" basılarak üst tarafta

görüntülenmesi sağlanır ve arkasından OK" butonuna basılır.

Şekil 3.12 Sayısal İfadenin Görünüm Özellikleri

Ekrana sayısal ifadenin görüntü özellikleri gelir ve buradan özellikler girildikten sonra "OK"

butonuna basılarak Pot'un dijital gösterimi sağlanır.

63

Şekil 3.13 Pot ile Sayısal İfadenin Birlikte Görünümü

3.4.4 Anahtar Nesnesi Oluşturma

Anahtarlama görevini üstlenecek olan kısım PLC’lerin veya RTU' ların kontrol çıkışlarını

ayrık ünite çıkışlarına bağlamak amacıyla kullanılır. Anahtarlama amacıyla nesne oluşturmak

için pop-up menüden "Object" seçilip oradan da "Create" seçilir. "Create'"in içerisindeki

"Control" klasöründen "Switch" seçilir. Bundan sonra ekrana switch ile ilgili dialog kutusu

gelir. Bu dialog kutusunda switch ile ilgili özellikler girilir. Açılan dialog penceresinde

anahtarın "ON" durumunda verilmesi istenen uyarı komutunun girilebileceği alan ile "OFF"

durumunda girilmesi istenen uyarı komutunun girilebileceği alan yer almaktadır. Bunların

dışında fonksiyon database'inin girilebileceği "Remote" alanı mevcuttur.

Şekil 3.14 Switch Dialog Kutusu

"ON" ve "OFF" alanlarına gerekli uyanlar girildiğinde anahtarlama işlemi yaptırılırken uyarı

mesajları alınabilir.

64

Şekil 3.15 Switch Uyarı Mesajları

3.4.5 Uyarı İçin Lojik İfade Oluşturma

"İnsert" pop-up menüsünden "Expression" aktif hale getirilir. Hangi nesnenin durumu

görüntülenmek isteniyorsa o nesne "Signals" bölümünden seçilir ve "Paste" komutu ile üst

tarafta görüntülenir.

"OK" butonuna basıldıktan sonra ekrana uyarı içi alternatif resimler gelir. Bu resimlerin

içerisinden istenilen seçildikten sonra "OK" butonuna basılır ve uyarı görüntüsünün kontrol

panelde görüntülenmesi sağlanmış olur.

Uyarı görüntüsü lojik olarak çalışır. Herhangi bir nesnenin istenilen kritik değerlerinde veya

açma-kapama durumunda uyarı görüntüsü renk değiştirerek görüntülü olarak PC de izleme

yapan kişiyi uyarmak amacıyla kullanılır.

Şekil 3.16 Expression Dialog Kutusu

65

Şekil 3.17 Uyarı Görünüm Dialog Kutusu

3.4.6 Sayıcı Oluşturma

Lookout pop-up menü çubuğu üzerindeki "Object" seçeneğinden "Create" seçilir. "Control"

klasöründen "Counter" seçilir ve "OK" düğmesine basılır. "Create Counter" dialog kutusuna

başlık ve "Count" paremetreleri girilir ve "OK" düğmesine basılır. Bundan sonra pop-up

menüden "İnsert" seçeneğinden "Expression" seçilerek ilgili sayacın adı seçilip "Paste"

yapılır. "OK" düğmesine basıldıktan sonra ekrana sayaç ile ilgili görüntü özelliklerini içeren

dialog kutusu gelir.

Şekil 3.18 Sayaç Oluşturma Dialog Kutusu

66

3.4.7 Metin Etiketi Ekleme

Lookout pop-up menudeki "İnsert" den "Text/Plate/İnsert" seçilir. Çıkan dialog kutusunda

"Text" yazan alana yazılmak istenen metin yazılır ve görüntü ve punto ile ilgili paremetreler

bu dialog kutusunda ilgili yerlerden ayarlanarak "OK" butonuna basılarak metin kontrol

paneline eklenir.

Şekil 3.19 Metin Ekleme Dialog Kutusu

3.4.8 Hipertrend Nesnesi Oluşturma

Hipertrend girilen nesnelerin zamana bağlı olarak çalışmalarını gösteren sonsuz uzunluktaki

bir grafiktir. Buton çubuğu kullanılarak şimdiki zamandan geçmişe yönelik bilgiler hakkında

inceleme yapılabilir.

Lookout pop-up menüden "Object" menüsünden "Create" seçilir. Çıkan "Select Object Class"

dialog kutusundan "Display" klasörü altındaki "Hyper Trend" seçilerek hipertrend dialog

67

Şekil 3.20 Hyper Trend Dialog Kutusu

kutusu görüntülenir. Buradaki dialog kutusuna trend genişliği dakika cinsinden girilir. "New

Line Expression" satırına bağlantı kurulacak nesnenin adı girilir. Aynı dialog kutusu

üzerindeki renk paletinden çizgi rengi belirlenir ve "OK" düğmesine basılır.

Şekil 3.21 Hyper Trend Nesnesi Görünümü

68

3.4.9 Alarm Nesnesi Oluşturma

İstenilen nesneler üzerinde istenilen değerlerde alarm üretmesi sağlamak amacıyla kullanılır.

Lookout pop-up menüsünden "Object" menüsünden "Create" seçilir. "Select Object Class"

dialog kutusundan "Logging" klasörü altından "Alarm" seçilir ve "OK" düğmesine basılır.

Çıkan dialog kutusuna her dialog kutusunda olduğu gibi başlık yazılır. "Message" kısmına

yönlendirici uyarı mesajı yazılır. "Condition" kısmına koşul yazılır ve "OK" tıklanır.

Şekil 3.22 Alarm Oluşturma Dialog Kutusu

Alarm özetini görmek için ekranın altındaki durura çubuğu üzerinde sağ tarafta bulunan alarm

gösterge alanının üzerine tıklanır ve alarm gösterge penceresi açılır. Pencere üzerinde

mouse'un sağ tuşuna tıklanarak "Acknowlage Selected" seçeneği tıklanarak alarmlar tek tek

onaylanır. Eğer istenirse "Acknowlage All'' seçeneği kullanarak bütün alarmlar onaylanabilir.

69

4. SONUÇLAR VE ÖNERİLER

IT ve Bilgisayar teknolojisindeki gelişmeler ve bilgisayar kullanımının yaygınlaşması, enerji

dağıtım sistemlerinin güvenilir ve verimli olarak çalışmasını sağlamak amacıyla kurulan

kontrol ve kumanda sistemlerinin bu sahaya uygulanması gerekliliğini gündeme getirmiştir.

Günümüzde kontrol ve kumanda teknolojilerindeki gelişmiş bir yapı olan SCADA endüstri ve

tesislerin her sahasına uygulanabilmektedir.

SCADA sistemleri mikroişlemciler ve bilgisayar ağları yardımı ile kontrol ve kumanda

yapması nedeniyle bu sahalardaki gelişmeler SCADA sistemininde uygulanabilirliğini ve

önemini gün geçtikçe arttırmaktadır. Günümüzdeki bu gelişmelerin hızlı gerçekleşmesi ve

kullanılan hammaddelerin ucuz olması, zaman içerisinde maliyetleri de piyasadaki üretici

sayısının fazla olması nedeni ile düşürmüştür. Bu nedenle SCADA' nın kurulum maliyeti

günümüzde çok düşmüştür. İşletme olarak uzun vadede verimliliği ve etkinliği arttırması

sebebiyle kar sağlayan bir yapı arz etmektedir.

SCADA sisteme ve birçok enerji tüketen makinaya harmonik yoluyla zarar veren enerjiyi

kontrol etmede de kullanıldığından verimi ideale yaklaştırmaktadır.

SCADA sistemleri, tesis ve sistemlerin tek bir merkezden kontrol edilmesi ve yönetilmesi

olanağını sunmaktadır ki bu da değişik noktalardan gelen verilerin karmaşık bir şekilde çok

elde toplanmasını önlemektedir. Bu sayede enerji kesintileri otomatik olarak gerekli

noktaların sisteme müdahalesi olduğundan çok kısa süreli olmakta, normalde saatler süren

enerji kesintisi bu sayede dakikalar almaktadır. Bununla birlikte her merkezde enerji

kesintilerini kontrol etmek amacıyla üç vardiyalı eleman bulundurma ihtiyacı ortadan

kalkmaktadır.

Buraya kadar SCADA' nın faydaları ve uygulamadaki verimliliğinden bahsettik. Bunlara karşı

SCADA' nın bugün için ülkemizde uygulanmasının olabilecek dezavantajları da mevcuttur.

Bunlar ekonomik şartlar ve yetkililerin bu konuya gerekli önemi göstermemesinden

kaynaklanıyor. Bütün bu şartlar değerlendirildiğinde, SCADA sistemlerinin ülkemizde

öğrenilip hayata geçirilmesinde çok geç kalınmıştır. Bu sahada bilgisayar ortamında

ülkemizin alt yapısı bilgileri hazırlanmamıştır. Örneğin; bilgisayar ortamına ülkemizin coğrafi

yapısını istenilen şekilde girebilmiş değiliz. Bu nedenle bu sahadaki coğrafya, jeofizik,

70

elektrik, çevre planlaması, makine ile ilgili uğraşan birimlerin bilgisayar ortamında altyapıları

araştırma imkanı olmamakta ve gerekli gelişmeleri bu bilgi üzerinde yerine getirememektedir.

Örnek olarak; GIS (Geographic Information System) ile ilgili yazılımlarla coğrafi bilgiler

bilgisayar ortamına girilmemiştir ve üniversitelerde verilen bu eğitimleri uygulama sahası şu

an için yok denecek kadar azdır.

Bugün için ülkemizde 154kV ve 380kV enerji dağıtım merkezlerinden yalnızca bilgi

toplamak amacıyla SCADA sistemi 1980'li yılların ortasında kurulmuştur. OG elektrik

dağıtım tesislerinde ise sınırlı fonksiyonlara sahip Kayseri uygulaması hariç başka bir

uygulama yoktur. Proje aşamasında Ankara, Bursa, Eskişehir, Konya, Gaziantep, Erzincan

SCADA uygulamaları mevcuttur. İstanbul'da da TÜBİTAK ve TED AŞ bünyesinde dağıtım

otomasyonu üzerine fizibilite çalışmaları yapılmaya başlanmıştır. Bu kapsamda geçtiğimiz

yıllarda alınan kararla İstanbul'da yeni kurulan bütün 34.5kV trafo postaları ve dağıtım

merkezleri için OG fiderlerinin yanında fiber optik kablolar için yer ayrılması doğrultusunda

altyapı yönetmeliği elektrik kurumu tarafından uygulamaya konmuştur. Hazırlanan projelerde

fiber optik kablolar için yer ayrılması ile ilgili bilgiler ve katalog bilgileri de istenmiştir. Bu

tür yapılanmalar geç kalınmakla birlikte uygulama sahasına konması görünene göre uzun

s ireceğe benzemektedir.

SCADA sistemi uygulamalarının hayata geçirilmesindeki ülkemiz problemlerinden en başta

geleni bu konuda kalifiye elemanın çok fazla olmaması. Bu durum elektrik kurumlarının

böyle bir yatırım yapmaları durumunda, SCADA ile uğraşan firmaların sürekli olarak

danışmanlığına ihtiyaç duyması ve herhangi ek yatırımlarda ilgili firmalardan teknik destek

almak zorunda kalması gerekmektedir ki bu kurum için ek maliyetleri gündeme getirmektedir.

Bilinen klasik anlayıştan çıkarak bu tür yatırımlara destek vererek maliyet analizleri yapılması

ile yeni yapılanma gerçekleştirilebilir. Şu an için bu durum ülkenin ekonomik ve siyasi

istikrarına bağlı olarak ilerki yıllarda uygulama sahasına geçeceğe benziyor.

Konu ile ilgili yapılması gereken; devlet yetkililerin yeni düzenlemelere giderek, konu ile

ilgili araştırma yapan üniversitelerle yada enstitülerle kurumları birlikte hareket etmelerini

sağlamaları gerekmektedir. Bu sayede istenilen bilgi ve donanıma sahip kalifiye elemanların

yetişmesi sağlanacak ve maliyet olarak giderler azalacaktır. Bunun yanısıra da üniversitelerde

uygulama sahasına geçen konu ile ilgili birimler bu konularda müfredatlarına yeni bilgiler

71

ekleyerek SCADA sistemleri için altyapı oluşturacaklardır. Böyle bir araştırmanın bir çok

branş için gelecekte çalışma sahası açacağı muhakkaktır. Mesela; yukarıda bahsettiğimiz gibi

GIS uygulamaları ülkemizde olmamakla birlikte bazı üniversitelerde teorik olarak

okutulmakta ve yetişen elemanlar bu bilgileri uygulama sahası bulamadıklarından bu konuda

geri kalmaktadırlar.

Sonuç olarak; ülkemizde bu tür yatırımlarda geç kalınmıştır. Çeşitli üniversitelerimizde konu

ile ilgili dersler verilmekle birlikte uygulama sahası olmadığından bilgiler kısır kalmaktadır.

Enerji dağıtım sistemlerinin SCADA uygulamaları devlet, üniversiteler ve ilgili kurumlar

arasındaki yapılacak görüş birliği ve hazırlanacak mevzuatlarla bir an önce hayata geçirilmeyi

beklemektedir. Bilgisayar ve mikroişlemci teknolojisinin gelişmesiyle, bunlara ek olarak

rekabetle birlikte ilgili sahadaki yatırım maliyetleri oldukça düşmüştür. Yapılması gereken

kalifiye elemanların yetişmesi için gerekli vasatı hazırlamak. Bu konuda üniversitelerden

yardım alınırsa ve maddi karşılıkları da üniversite döner sermayesine aktarılırsa yatırım ve

harcamaların olumlu sonuçları ülke için çok fazla olacaktır.

Kaynaklar;

1. ERKİN, A., 1994A Modern Aproach To Measurement Protection And Control of Power Distribution Systems Elektrik 1994/ 1104-108

2. Necmettin GÜLER,Transformatör Merkezlerinde Koruma ve Röleler, T.E.K. Eğitim D. Baş., ss1-30 ss5-20 ss21-24.

3. Ali TÜRKCAN, Elek. Teçhizatlarda Yap. Testleri ve Test Son. Değ., T.E.K. Ders Notları, 1985.4, s15.

4. Bilal AYTEN, Müh. Ve Müteahhitlere Teknik Derleme, Ankara, Bizim Büro Basımevi, ss297-298

5. KOCAARSLAN , I., Smart 2 Project BPA Kom. Nr. 10-0051

6. TEAŞ Yayınları Bir Scada / EMS uygulamasıTEK ULUSAL YÜK DAĞITIM SİSTEMİ

72