daĞitilmiŞ enerjİ Üretİmİnİn elektrİk Şebekelerİne etkİsİ ve analİzİ

1

EGE ÜNİVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ

(YÜKSEK LİSANS TEZİ)

DAĞITILMIŞ ENERJİ ÜRETİMİNİN

ELEKTRİK ŞEBEKELERİNE ETKİSİ VE

ANALİZİ

Faruk UGRANLI

Tez Danışmanı : Yard. Doç. Dr. Engin KARATEPE

Elektrik-Elektronik Mühendisliği Anabilim Dalı

Bilim Dalı Kodu : 608.02.00 Sunuş Tarihi : 02.01.2012

Bornova-İZMİR

2012

iii

Faruk UGRANLI tarafından Yüksek Lisans tezi olarak sunulan “Dağıtılmış Enerji Üretiminin Elektrik Şebekelerine Etkisi ve Analizi” başlıklı bu çalışma E.Ü. Lisansüstü Eğitim ve Öğretim Yönetmeliği ile E.Ü. Fen Bilimleri Enstitüsü Eğitim ve Öğretim Yönergesi’nin ilgili hükümleri uyarınca tarafımızdan değerlendirilerek savunmaya değer bulunmuş ve 02.01.2012 tarihinde yapılan tez savunma sınavında aday oybirliği/oyçokluğu ile başarılı bulunmuştur.

Jüri Üyeleri: İmza

Jüri Başkanı : ........................................... .................................

Raportör Üye : ........................................... .................................

Üye : ........................................... .................................

v

ÖZET

DAĞITILMIŞ ENERJİ ÜRETİMİNİN ELEKTRİK

ŞEBEKELERİNE ETKİSİ VE ANALİZİ

UGRANLI, Faruk

Yüksek Lisans Tezi, Elektrik-Elektronik Mühendisliği Bölümü Tez Danışmanı: Yard. Doç. Dr. Engin KARATEPE

Ocak 2012, 116 sayfa

Gün geçtikçe artan enerji talebiyle birlikte, yenilenebilir enerji kaynaklarının ve düşük kapasiteli konvansiyonel jeneratörlerin kullanımı hızla artmaktadır. Dağıtılmış enerji üretimi olarak da adlandırılan bu üretim konseptinin güç sistemlerine çok sayıda entegrasyonu güç sistemlerinin var olan pasif yapısını değiştirmekte ve davranışlarını oldukça etkilemektedir. Özellikle, dağıtılmış enerji üretim sistemleri dahil edilmiş şebekelerin detaylı bir analiz yapılmaksızın şebekeye rastgele dahil edilmesi güç kalitesi ve güvenilirliğinin azalmasına sebep olabilmektedir.

Bu tezde, dağıtılmış enerji üretim tesislerinin güç sistemleri parametrelerinden olan şebeke kayıpları, gerilimleri ve hat akışlarına olan etkileri, bağlantı yeri ve gücün belirlenmesi açısından incelenmiştir. Öncelikle konvansiyonel yük akış analizi metotları kullanılarak yapılan analizler sonucunda şebeke kayıpları ve sistem gerilimleri açısından dağıtılmış enerji sistemlerinin güç sistemlerine en uygun hangi güçte ve hangi noktadan bağlanacağı ayrıntılı olarak irdelenmiştir. Şebeke yüklerinin ve dağıtılmış enerji üretimi sistemlerinin çıkış güçlerindeki belirsizlikler bu analizlere dahil edildiğinde tekrarlayan güç akış analizi sayısının önemli ölçüde arttığı gözlenmiştir. Bu kapsamda tekrarlayan güç akış analizi sayısının azaltılarak hesaplama zamanının azaltılabildiği yapay sinir ağları ve kümeleme tabanlı analiz yöntemleri önerilmiştir. Farklı çalışma koşulları altında önerilen yöntemlerin performansları IEEE test sistemleri kullanılarak test edilmiş ve dağıtılmış enerji sistemlerinin şebekeye olan etkilerinin analizinde ve entegrasyonunda güvenilir bir şekilde kullanılabileceği gösterilmiştir.

Anahtar sözcükler: Dağıtılmış enerji üretimi, güç sistemleri, yapay sinir ağı, şebeke kayıplari, güç sistemleri planlama.

vii

ABSTRACT

ANALYSIS OF DISTRIBUTED GENERATIONS AND

THEIR EFFECTS ON POWER SYSTEMS

UGRANLI, Faruk

MSc in Electrical-Electronics Eng. Supervisor: Asst. Prof. Dr. Engin KARATEPE

January 2012, 116 pages

By increasing demand of electrical energy, the use of renewable power generation and small sized conventional generators have been increasing rapidly. This concept can be called as distributed generations (DG). The power systems becomes an active entity after the integration of lots of DG and this integration affect the behaviours of power systems. Especially, the integration of DG without detailed analysis can cause the bad network performance in terms of power quality and realiability.

In this thesis, the effects of DGs on the power losses, voltage profile and line flows which are the parameters of power systems are analyzed in respect of determining the point of common coupling and penetration level. Primarily, the optimum size and placement of DGs in terms of power losses and voltage profile are dealt with in detail by using the conventional power flow analysis methods. It is observed from the analysis that the number of repeated power flow analysis increases extremely when the uncertainty of DGs and loads are considered. In this manner, artificial neural networks and clustering based methods that can reduce the computational efforts due to the uncertainties are proposed. The performance of proposed methods are tested by using the IEEE test systems under the different operationg conditions. Also, it is shown that the proposed methods can be used reliably for integration and analyzing effects of DG.

Keywords: Distributed generation, power systems, artificial neural network, power losses, power system planning.

ix

TEŞEKKÜR

Yüksek lisansım süresince gerek yaptığımız çalışmalarda gerekse diğer zamanlarda bana yakın ilgi gösteren ve tez çalışmamı severek tamamlamamı sağlayan danışmanım Yard. Doç. Dr. Engin Karatepe’ye çok teşekkür ederim.

Ayrıca, bu süreçte bana maddi manevi destek olan aileme teşekkürü bir borç bilirim.

Bu tez çalışması sürecinde aşağıdaki makalelerin oluşumunda katkısı olan hakemlere de teşekkürlerimi sunarım. - Ugranlı F., Karatepe, E.: “Convergence of rule-of-thumb sizing and allocating

rules of distributed generation in meshed power networks”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2012, 16(1): pp. 582-590.

- Ugranlı F., Karatepe, E.: “Long-term performance comparison of multiple distributed generation allocations using a clustering-based method”, Electric Power Components and Systems, 2011, 40(2): pp. 195-218.

- Ugranlı F., Karatepe, E.: “Güç sistemlerinde dağıtılmış enerji üretim sistemlerine genel bir bakış”, II. Elektrik Tesisat Ulusal Kongresi (EBİTO), 24-27 Kasım 2011, İzmir, Türkiye.

- Ugranlı F., Ersavaş C., Karatepe E.: “Neural network based distributed generation allocation for minimizing voltage fluctuation due to uncertainty of the output power, International Symposium on Innovations in Intelligent Systems and Applications (INISTA) - Special session on Soft Computing Technologies in Integrated Power Systems, 15-18 June 2011, Istanbul, Turkey.

- Ugranlı F., Karatepe, E.: “The impact of size and placement of distributed power generation for different networks”, 5th International Ege Energy Symposium and Exhibition (IEESE), 27-30 June 2010, Denizli, Turkey.

- Ugranlı F., Karatepe, E.: “Interaction between distributed generation and electric power systems: penetration level and power factor aspects”, The Fourth International Student Conference on Advanced Science and Technology (ICAST), 25-26 May 2010 - Izmir, Turkey.

xi

İÇİNDEKİLER

Sayfa

ÖZET .....................................................................................................................v

ABSTRACT ....................................................................................................... vii

TEŞEKKÜR .........................................................................................................ix

ŞEKİLLER DİZİNİ .............................................................................................xv

ÇİZELGELER DİZİNİ .................................................................................... xviii

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ .......................................................xxi

1.GİRİŞ ..................................................................................................................1

1.1 Dağıtılmış Enerji Üretimi (DEÜ) ....................................................................1

1.2 Literatür Özeti ..................................................................................................4

1.3 Tez Projesinin Kapsamı ...................................................................................9

2.RİNG YAPILI ELEKTRİK ŞEBEKELERİNDE DEÜ’LERİN BAĞLANMA YERİ VE GÜCÜNÜN BELİRLENMESİ VE TEMEL KURALLARIN OLUŞTURULMASI ................................................................11

2.1 DEÜ’ler için Güç, Bağlanma Yeri ve Güç Faktörü Hususları ......................12

2.2 Güç Akış Analizi ve Test Şebekeleri .............................................................13

2.3 Benzetim Sonuçları ve Sonuçların Tartışılması ............................................17

2.3.1 Birim güç faktöründe tek bir DEÜ entegrasyonu .......................................18

2.3.2 İleri güç faktöründe tek bir DEÜ entegrasyonu ..........................................23

xii

İÇİNDEKİLER (devam)

Sayfa

2.3.3 Güçleri rasgele belirlenmiş birden fazla DEÜ entegrasyonu ..................... 24

2.3.4 DEÜ ile şebeke yapıları arasındaki ilişki ................................................... 25

2.4 Sonuçlar ........................................................................................................ 27

3. TEK VE BİRDEN FAZLA DEÜ KONSEPTLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI VE KAYIPLAR İLE GERİLİM PROFİLLERİ ARASINDAKİ İLİŞKİ ....................................................................................... 29

3.1 DEÜ Entegrasyonundaki Zorluklar .............................................................. 30

3.2 Birden Fazla DEÜ Entegrasyonu Durumunda En Uygun Gücün Belirlenmesi ........................................................................................................ 32

3.3 Tek ve Birden Fazla DEÜ Konseptlerinin Karşılaştırılması ......................... 37

3.3.1 Şebeke kayıpları ......................................................................................... 38

3.3.2 Gerilim profilleri ........................................................................................ 42

3.3.3 Hat akışları ................................................................................................. 43

3.4 Sonuçlar ........................................................................................................ 47

4. YÜK BELİRSİZLİKLERİ VE FARKLI KATILIM ORANLARI ALTINDA YAPAY SİNİR AĞI TABANLI BİRDEN FAZLA DEÜ ENTEGRASYONU ............................................................................................ 49

4.1 Problemin Tanımlanması .............................................................................. 50

4.1.1 Yüklerin modellenmesi .............................................................................. 50

xiii


Sayfa

4.1.2 Birden fazla DEÜ entegrasyonunda optimum yerleşimin ve gücün belirlenmesi .........................................................................................................50

4.2 Birden Fazla DEÜ’nün Optimum Yerleştirilmesi ve Gücünün Etkileri ........51

4.3 Optimum DEÜ Gücü ve Yeri Belirleyebilmek için YSA Yapısı ..................59

4.4 Tartışma .........................................................................................................61

4.5 Sonuçlar .........................................................................................................63

5.DEÜ’LERİN ÇIKIŞ GÜÇLERİNDEN KAYNAKLANAN GERİLİM DALGALANMALARINI MİNİMİZE ETMEK İÇİN YSA TABANLI DEÜ YERLEŞİMİ ...............................................................................................64

5.1 DEÜ Çıkış Gücündeki Belirsizliğin Etkileri ..................................................65

5.2 Bara Gerilimleri .............................................................................................66

5.2.1 Senkron makine tabanlı DEÜ .....................................................................67

5.2.2 Rüzgar türbinleri .........................................................................................69

5.2.3 Fotovoltaik ..................................................................................................71

5.3 Bara Gerilimlerinin Eğimleri .........................................................................72

5.4 Yapay Sinir Ağı Mimarisi .............................................................................74

5.5 Örnek Durum İncelemesi ...............................................................................78

5.5.1 Tap-ayarlı transformatör .............................................................................79

xiv


Sayfa

5.5.2 Önerilen metodun tap-ayarlı transformatör ile uygulaması ....................... 81

5.6 Sonuçlar ........................................................................................................ 82

6 KÜMELEME TABANLI BİR METOD KULLANILARAK BİRDEN FAZLA DEÜ ENTEGRASYONUNUN UZUN VADELİ KARŞILAŞTIRILMASI ..................................................................................... 84

6.1 Birden Fazla DEÜ Entegrasyonundaki Olası Problemler ............................. 85

6.2 Yük Belirsizliğinin Karakterizasyonu ........................................................... 87

6.3 Birden Fazla DEÜ Konsepti için Olası Kombinasyonların Modellenmesi ... 89

6.4 Önerilen Metodun Formülasyonu ................................................................. 92

6.5 Önerilen Metod ile Yapılan Benzetim Çalışması ......................................... 95

6.5.1 Önerilen metodun test edilmesi .................................................................. 95

6.5.2 Birden fazla DEÜ bağlantı kombinasyonlarının değerlendirilmesi ........... 95

6.6 Sonuçlar ........................................................................................................ 98

7. TARTIŞMA .................................................................................................. 100

8. SONUÇLAR ................................................................................................. 102

KAYNAKLAR ................................................................................................. 105

ÖZGEÇMİŞ ...................................................................................................... 115

xv

ŞEKİLLER DİZİNİ

Şekil Sayfa

2.1 IEEE-30 baralı test sistemi .........................................................................16

2.2 IEEE-14 baralı test sistemi .........................................................................17

2.3 9 baralı test sistemi .....................................................................................17

2.4 9 baralı sistem için şebeke kayıplarının baralara göre değişimi .................19

2.5 IEEE-14 için şebeke kayıplarının baralara göre değişimi ..........................20

2.6 IEEE-30 için şebeke kayıplarının baralara göre değişimi ..........................21

2.7 İleri güç faktöründe DEÜ entegrasyonunda sistemlerin gerilim profilleri ...............................................................................................................23

2.8 Farklı KO ve güç faktörlerinde sistemlere ait şebeke kayıpları .................27

3.1 IEEE-34 test sistemi ....................................................................................31

3.2 IEEE-57 test sistemi ....................................................................................32

3.3 IEEE-30 için farklı durumlarda şebeke kayıplarının KO’ya bağlı değişimi ................................................................................................................36



3.6 Önerilen metodolojinin akış diyagramı ......................................................39

xvi

ŞEKİLLER DİZİNİ (devam)

Şekil Sayfa

3.7 IEEE-30 için rasgele oluşturulmuş dağıtılmış birden fazla DEÜ durumları ............................................................................................................. 40

3.8 Her bir KO seviyesinde tek DEÜ durumuna göre daha düşük şebeke kaybına sahip dağıtılmış DEÜ durumu sayısı ..................................................... 40

3.9 IEEE-30 için şebeke kaybının KO’ya göre değişimi ................................. 41

3.10 IEEE-57 için şebeke kaybının KO’ya göre değişimi ................................. 41

4.1 IEEE-30 için yük profilleri ........................................................................ 52

4.2 IEEE-30 için bara yüklerinin aralıkları ...................................................... 53

4.3 30. baraya tek bir DEÜ bağlandığında toplam şebeke kaybı ..................... 53

4.4 IEEE-30 için farklı yük ve DEÜ kapasiteleri için optimum DEÜ gücü .... 54

4.5 Birden fazla DEÜ’nün optimum yerleştirilmesinde IEEE-30 için toplam şebeke kaybı ............................................................................................ 58

4.6 DEÜ varken ve yokken durumları arasındaki gerilim farkları .................. 58

4.7 Önerilen YSA yapısı .................................................................................. 59

4.8 YSA’nın eğitme ve test performans eğrileri .............................................. 61

4.9 Test verisi için YSA çıkışının ve gerçek değerlerin uyumu ...................... 62

5.1 DEÜ gücündeki belirsizliğin sistem gerilimine olan etkisi ....................... 66

5.2 İleri güç faktörü için bara gerilimleri ......................................................... 68

xvii

ŞEKİLLER DİZİNİ (devam)

Şekil Sayfa

5.3 Geri güç faktörü için bara gerilimleri .........................................................70

5.4 Birim güç faktörü için bara gerilimleri (Sabit 0 MVar) .............................72

5.5 Tüm güç faktörü tipleri için bara gerilimlerinin eğimleri ...........................74

5.6 Mutlak eğim değerlerinin ölçeklenmiş karşılıkları .....................................75

5.7 Farklı durumlar için oluşturulan YSA yapıları ...........................................76

5.8 Oluşturulan YSA yapılarının regresyon eğrileri .........................................78

5.9 Tap-ayarlı transformatörün devre modeli ...................................................79

5.10 Belirli bir aralıkta DEÜ’nün çıkış gücündeki dalgalanmalar .....................83

6.1 15 aday bara içinden 3’lü bara seçiminin olası kombinasyonları ...............86

6.2 IEEE-30 için 1 yıl süresince saatlik yük profili ..........................................88

6.3 IEEE-30 sisteminin yük karakteristiği ........................................................89

6.4 Yükler açısından DEÜ yerleşim kombinasyonlarının karakteristikleri ......91

6.5 NSB’ye göre indeks değerlerinin değişimi ..................................................99

xviii

ÇİZELGELER DİZİNİ

Çizelge Sayfa

1.1 Türkiyede DEÜ’lerin teknolojilere göre dağılımı (Lise, 2009) .................... 3

1.2 Elektrik şebekeleri planlama yaklaşımları (Driesen and Katiraei, 2008) ..... 3

2.1 9 baralı test sistemi için bara datası ve şebeke kaybındaki azalma ............. 19

2.2 IEEE-14 için bara datası ve şebeke kaybındaki azalma .............................. 20

2.3 IEEE-30 için bara datası ve şebeke kaybındaki azalma .............................. 22

2.4 IEEE-30 için problematik baralar ve gerilimleri ......................................... 22

2.5 9 Baralı sistem için DEÜ güçleri ve şebeke kayıpları ................................ 24

2.6 IEEE-14 için DEÜ güçleri ve şebeke kayıpları .......................................... 25

2.7 IEEE-30 için DEÜ güçleri ve şebeke kayıpları .......................................... 26

3.1 DEÜ bağlanabilecek aday baralar ve yükleri .............................................. 35

3.2 Tüm şebekelerde her bir durum için belirlenmiş bara numaraları .............. 35

3.3 IEEE-30 için problematik baralar ve baraya ait limitleri aşan durum sayısı (tek DEÜ) .................................................................................................. 44

3.4 IEEE-57 için problematik baralar ve baraya ait limitleri aşan durum sayısı (tek DEÜ) .................................................................................................. 44

3.5 IEEE-57 için problematik baralar ve baraya ait limitleri aşan durum sayısı (birden fazla DEÜ entegrasyonunda) ........................................................ 44

3.6 IEEE-30 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum durum sayısı (tek DEÜ) ...................................................................................... 45

xix

ÇİZELGELER DİZİNİ (devam)

Çizelge Sayfa

3.7 IEEE-30 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum durum sayısı (birden fazla DEÜ entegrasyonunda) .............................................45

3.8 IEEE-57 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum sayısı (tek DEÜ) ..................................................................................................46

3.9 IEEE-57 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum sayısı (birden fazla DEÜ entegrasyonunda) ........................................................47

3.10 IEEE-34 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum sayısı (tek DEÜ) ..................................................................................................48

3.11 IEEE-34 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum sayısı (birden fazla DEÜ entegrasyonunda) ........................................................48

4.1 IEEE-30 sisteminin yükleri .........................................................................52

4.2 Satürasyon DEÜ seviyesi ve bu baralara ait ortalama yük değerleri ..........57

5.1 Tüm YSA’lar için özellikler ve performans değerleri .................................76

5.2 YSA ile ilgili örnek durumlar ......................................................................77

5.3 Tap-ayarlı transformatör için örnek durumlar .............................................82

6.1 NCB = 15 için farklı sayıda DEÜ barası seçiminde olası kombinasyon sayıları ................................................................................................................87

6.2 IEEE-30 için yük kümelerine ait olasılıklar ................................................90

6.3 Aday baralar ve yükleri ...............................................................................90

6.4 IEEE-30’da NCB =15 için küme aralıkları ve olasılıkları .............................92

xx

ÇİZELGELER DİZİNİ (devam)

Çizelge Sayfa

6.5 Önerilen metod ile deterministik sonuçların karşılaştırılması .................... 96

6.6 IEEE-30 için tekrar eden yük akış analizi sayısı ......................................... 97

6.7 IEEE-30 için önerilen metodun sonuçları ................................................... 98

xxi

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ

Simgeler Açıklama

iP i. baradaki aktif güç enjeksiyonu.

iQ i. baradaki reaktif güç enjeksiyonu.

iV i. baranın geriliminin genliği.

iδ i. baranın geriliminin açısı.

ijY Bara empedans matrisinin ij. elemanının genliği.

ijθ Bara empedans matrisinin ij. elemanının açısı.

Nbara Şebekedeki bara sayısı.

J1 J2 J3 J4 Jacobian matrisinin elemanları.

δΔ Gerilim açısındaki değişim.

VΔ Gerilim genliğinde değişim.

iPΔ Belirlenmiş ve hesaplanmış aktif güç arasındaki fark.

iQΔ Belirlenmiş ve hesaplanmış reaktif güç arasındaki fark.

k Yapılacak olan ardışık işlem sayısı.

ε Belirlenmiş doğruluk değeri.

PDG Toplam DEÜ kapasitesi.

xxii

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ (devam)

Simgeler Açıklama

Pyük Şebekedeki toplam yük.

lossP Toplam şebeke kaybı.

rij i. ve j. baralar arasındaki hattın rezistansı.

PGi i. barada üretilen aktif güç.

PDi i. barada tüketilen aktif güç.

PTG Toplam üretilen aktif güç.

PCGi i. konvansiyonel jeneratörden üretilen aktif güç.

PDGi i. DEÜ jeneratöründen üretilen aktif güç.

n Konvansiyonel jeneratör sayısı.

m DEÜ jeneratör sayısı.

f Amaç fonksiyonu

g Eşitlik kısıtı

u Eşitsizlik kısıtı

v Optimize edilecek değişken sayısı

t Eşitlik kısıt sayısı

xxiii


Simgeler Açıklama

q Eşitsizlik kısıt sayısı

λ, ω Lagrange katsayıları

X Optimize edilecek değişken vektörü

withDGiV DEÜ entegre edildiğinde i. baranın gerilimi.

noDGiV DEÜ yokken i. baranın gerilimi.

withDGiP DEÜ entegre edildiğinde i. hattaki yük akışı.

noDGiP DEÜ yokken i. hattaki yük akışı.

nL Şebekedeki toplam hat sayısı.

iyükP i. bara için rasgele üretilmiş yük.

iortP i. baranın ortalama yükü.

α sapma faktörü.

r Sistem için düşünülmüş toplam yük durum sayısı.

PDGmin DEÜ jeneratörüne ait çıkış gücünün alt limiti.

PDGmax DEÜ jeneratörüne ait çıkış gücünün üst limiti.

xxiv


Simgeler Açıklama

farkV DEÜ varken ve yokken durumlarındaki gerilim farkı.

PR Rüzgar türbininin aktif gücü.

Panma Rüzgar türbininin anma gücü.

U Rüzgar hızı.

Uanma Rüzgar türbininin anma hızı.

Uci Rüzgar türbininin devreye girme hızı.

Uco Rüzgar türbinin devreden çıkma hızı.

z Üssel bir katsayı.

DGPΔ DEÜ’nün aktif gücündeki küçük değişim.

DGQΔ DEÜ’nün reaktif gücündeki küçük değişim.

QDG DEÜ jeneratöründe üretilen ya da tüketilen reaktif güç.

ymax Ölçeklendirme yapılacak aralığın üst değeri.

ymin Ölçeklendirme yapılacak aralığın alt değeri..

xmax Gerçek eğim değerlerinin maksimum olanı.

xmin Gerçek eğim değerlerinin minimum olanı.

xxv


Simgeler Açıklama

x İlgilenilen gerçek eğim değeri.

y Gerçek eğim değerine karşılık gelen ölçeklenmiş değer.

dV/dP Gerilimin aktif güce göre eğimi.

dV/dQ Gerilimin reaktif güce göre eğimi.

Ip Birincil sargılardan akan akım.

Is İkincil sargılardan akan akım.

Tv Birincil sargıların tap ayarı.

Uv İkincil sargıların tap ayarı.

Vp Birincil sargılardaki gerilim.

Vs İkincil sargılardaki gerilim.

Y0 Transformatörün mıknatıslanma admittansı.

Ysc Birincil ve ikincil Sargıların admittansı.

NCB Aday baraların toplam sayısı.

NSB DEÜ bağlanacak baraların toplam sayısı.

NPC Olası kombinasyonların toplam sayısı.

xxvi


Simgeler Açıklama

ijyükP i. bara ve j. saat için rasgele üretilmiş yük değeri.

Nsaat Toplam saat sayısı.

jhTLP j. saatdeki toplam yük.

yükiPrb i. kümenin olasılığı.

NLS Yük kümelerinin sayısı.

iLN i. küme için toplam durum sayısı.

ikP i. küme içinde k. durumun yükü.

NDGS DEÜ kümelerinin toplam sayısı.

ijPrb Birleştirilmiş olasılık.

R Eğitmede kullanılacak veri sayısı

Ai i. veri seti için YSA çıkışı

Ti i. veri seti için olması gereken hedef değer

Kısaltmalar

DEÜ Dağıtılmış enerji üretimi.

YEK Yenilenebilir enerji kaynakları.

xxvii


Kısaltmalar Açıklama

KO Katılım oranı (Penetration level).

GSI Gerilim sapma indeksi.

HAI Hat akış indeksi.

YSA Yapay sinir ağı.

IPL Şebeke kayıpları indeksi.

IV Gerilim indeksi.

ILF Hat akış indeksi.

EAAİS Esnek alternatif akım iletim sistemleri.

mse Ortalama karesel hata

xxviii

1

1. GİRİŞ

Gelişen teknolojiyle birlikte insanoğlunun elektrik enerjisine olan bağımlılığı gün geçtikçe artmaktadır. Bir zamanlar lüks olarak kabul edilen klima vb. elektronik ürünler günümüzde her evde bulunması gereken bir ihtiyaç olarak karşımıza çıkmaktadır. Dolayısıyla, elektrik enerjisine olan talepde bu gelişmelere paralel olarak hızla artmaktadır. Özellikle fosil tabanlı yakıtların sınırlı olduğu ülkelerde elektrik enerjisinin temini büyük bir problem olabilmektedir. Diğer yandan, elektrik enerjisindeki kesintiler ve bu gibi sorunlar sanayi ve tüketiciler açısından önemli sosyal ve ekonomik sonuçlar doğurmaktadır. Kesintisiz ve güvenilir bir güç sağlanmasının da artan enerji talebini karşılamak kadar önemli bir husus olduğu açıkça anlaşılmaktadır. Varolan güç sistemlerinin gelecek yıllarda bu gereksinimleri karşılamakta yetersiz kalabileceklerinden dolayı güç sistemlerinde yeni arayışlara gidilmekte ve farklı yaklaşımlar getirilmeye çalışılmaktadır.

Son zamanlarda bu konularda karşımıza çıkan en önemli kavramlardan biri de akıllı şebekelerdir. Bilgi teknolojilerinde ve haberleşmede gerçekleştirilen yenilikler, akıllı şebekelerin oluşturulması için uygun bir zemin oluşturmaktadır. Dolayısıyla, güç sistemlerine ait tüm elemanların birbiriyle haberleşebildiği akıllı şebekeler sayesinde güç sistemlerinin daha kontrollü ve verimli işletilebilmesi sağlanabilecektir. Gerek tüketiciler gerekse üreticiler açısından bir çok fayda sağlayacak olan bu sistemler sayesinde enerji tedariği tüketicilerin talepleri doğrultusunda gerçekleştirilecektir. Günümüz güç sistemlerinin akıllı şebekelere geçiş aşamasında önemli basamaklardan biri ise dağıtılmış enerji üretim (DEÜ) sistemleridir. Günümüzde, özellikle yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üretiminin geliştirilmesiyle birlikte DEÜ’ler alternatif enerji üretim metodları olarak oldukça önem kazanmıştır.

1.1 Dağıtılmış Enerji Üretimi (DEÜ)

Hidroelektrik ve termik santraller gibi geleneksel enerji üretim tesislerine nazaran oldukça düşük güçlerdeki üretim tesisleri DEÜ kapsamında kabul edilmektedir. Her ne kadar henüz literatürde DEÜ’lerin tanımı için tam bir sınır çizilmemiş olsa da, “dağıtım şebekesine veya yükün yoğun olduğu bölgelere doğrudan bağlanabilen ve güçleri 50 MW’dan düşük üretim birimleri” tanımı genel olarak kabul edilmektedir (Ackermann et al., 2001). Fakat DEÜ’nün kullanılacağı güç sisteminin toplam yükü, kullanım amacı vb. nedenlerle bu tanım

2

farklılıklar gösterebilmektedir. CIRED (1999) raporuna göre DEÜ tanımındaki bu belirsizlikler farklı çıkış noktalarından kaynaklanmaktadır ve 100 MW’dan düşük güce sahip üretim tesisleri DEÜ kapsamında sayılmaktadır. DEÜ’lerin bağlanma noktası da tartışmalı konulardan bir tanesi olarak karşımıza çıkmaktadır. Bazı araştırmacılar DEÜ’lerin dağıtım şebekesinin yanısıra iletim şebekelerine de bağlanabilceğini önermektedirler (Sharma and Bartels, 1998). Ülkemizde de iletim şebekesine bağlı rüzgar türbini uygulamalarına rastlamamız günümüzde mümkündür.

DEÜ’lerin uygulanmasında çok çeşitli enerji üretim teknolojilerine rastlanmaktadır. Bu teknolojileri genel olarak yenilenebilir ve geleneksel olmak üzere iki başlık altında toplayabilmek mümkündür. Güneş panelleri, rüzgar santralleri, biokütle, yakıt hücreleri ve jeotermal enerjisi yenilenebilir enerji kaynaklarının (YEK) önemli örneklerindendir. Çevre dostu enerji kaynakları olmaları itibariyle YEK’lerin, özellikle rüzgar türbinleri ve güneş panellerinin, kullanım oranları son yıllarda oldukça artmıştır. Yine de rüzgar türbinlerinin ses, görüntü kirliliği yaratması gibi bazı çevresel sebeplerden dolayı YEK’ler üzerinde de bazı tartışmalar yapılmaktadır (Lopes et al., 2007). Diğer yandan mikrotürbinler, kombine çevrim gaz türbinleri ve içten yanmalı makineler gibi geleneksel üretim tesisleri de düşük kurulum maliyetleri ile güç sistemlerinde oldukça sık kullanılan üretim tesislerindendir. Fosil tabanlı yakıtlarla çalışan bu sistemlerin doğaya saldıkları sera gazları ve petrole bağımlı çalışmaları en büyük dezavantajları olarak göze çarpmaktadır. Daha önce de bahsedildiği üzere her bir hususun avantaj ve dezavantajının bu kadar fazla olduğu bir konuda ortak bir tanım yapılabilmesi oldukça güçtür. Diğer yandan DEÜ’ler, ölçeklenebilir ve modüler yapıya sahip düşük güçlü üretim elemanları olmalarından dolayı güç sistemlerine istenilen herhangi bir noktadan entegre edilebilmekte ve gerektiğinde güçleri kolaylıkla artırılabilmektedir (Van Sambaek, 2000).

Ülkemizde 2006 yılında kabul edilmiş veriler ve 2025 yılındaki olası senaryolara göre tahmin edilen veriler ışığında DEÜ’lerin üretim teknolojilerine göre yüzdelik dağılımı Çizelge 1.1’de verilmiştir. Günümüzde Jeotermal ve Bio-Gaz’dan enerji üretiminin ne kadar yaygın olduğu açık bir şekilde anlaşılmaktadır. Ayrıca önümüzdeki yıllarda ülkemizde yapılacak yatırımların önemli bir kısmının doğal gaz ve rüzgar santrallerine yapılacak olması da bu öngörüden çıkarılabilecek önemli sonuçlardan bir tanesidir. Burada, doğal gaz santralleri ısı ve elektrik enerjisini birlikte sağlayabilen üretim elemanları olarak karşımıza çıkmaktadır (Lise, 2009).

3

Çizelge 1.1: Türkiyede DEÜ’lerin teknolojilere göre dağılımı (Lise, 2009)

DEÜ 2006 (%) 2025, düşük (%) 2025, yüksek (%)DoğalGaz 11,1 20,0 30,0Hidro 4,5 5,0 15,0Rüzgar 47,4 50,0 100,0İthalKömür 13,3 20,0 20,0Linyit 2,2 2,5 5,0Linyit(AfşinElbistan) 0,0 0,0 0,0Dizel/Fuel‐Oil 39,5 40,0 40,0Nükleer 0,0 0,0 0,0TaşKömürü 0,0 0,0 0,0Jeotermal/Bio‐Gaz 100,0 100,0 100,0

Güç sistemlerine DEÜ entegrasyonu ile birlikte şebeke planlama yaklaşımları da zaman içinde farklılıklar göstermeye başlamıştır. Çizelge 1.2’den de anlaşıldığı üzere geleneksel planlama metodunda elektrik enerjisi, merkezi santrallerde üretilerek pasif şebekeler vasıtasıyla son kullanıcıya ulaştırılabilmektedir. Fakat günümüzde ve gelecekte, DEÜ’lerin entegrasyonu ile birlikte şebekeler çift yönlü yük akışı ile karşı karşıya kalabileceklerdir. Bu durumda, şebekelerin kontrol edilebilir aktif yapılar olması gerektiği kaçınılmazdır. Özellikle akıllı şebekelerin daha aktif kullanılmasıyla birlikte daha yüksek miktarlarda DEÜ entegrasyonu sağlanabilecektir. Yine geleneksel yaklaşımın tersine, yükler güç kalitesi gereksinimlerine göre kritik / kritik olmayan vb. şeklinde sınıflandırılarak, sistemden yük atılması gerektiğinde derecelendirme yapılarak önemli yüklerin olası problemlerden korunabilmesi sağlanabilmektedir. Sonuç olarak güç sistemlerinin geçirmekte olduğu bu değişim ile birlikte daha kontrollü ve güvenilir çalışma koşulları sağlanabilecektir.

Çizelge 1.2: Elektrik şebekeleri planlama yaklaşımları (Driesen and Katiraei, 2008)

Dün Bugün Yarın

Planlama Geleneksel Yaklaşım

Dağıtılmış Enerji Sistemleri Mikroşebekeler

Üretim Merkezi Dağıtılmış Dağıtılmış DEÜ entegrasyonu Yedek Üretim Az/Orta seviyede Yüksek seviyede Yükler Farklılık Gözetilmez Güç Kalitesi Gereksinimlerine Dayalı

Yük Sınıflandırması Dağıtım Şebekeleri Pasif Yarı-aktif Aktif

Güç sistemlerinde DEÜ kullanımının bir çok avantajı olduğu gibi, eğer doğru planlama ve kontrol yapılmaz ise bu avantajlar dezavantaja

4

dönüşebilmektedir. Bu avantajları şu şekilde sıralayabiliriz (El-Khattam and Salama, 2004):

• Şebeke kayıplarının azaltılması. • Gerilim profilinin düzenlenmesi. • İletim ve dağıtım hatlarındaki yüklenmelerin azaltılarak mevcut güç

sistemlerinin iyileştirilmesinin ve yeni iletim / dağıtım hatlarının yapılmasının ertelenmesi.

• Modüler yapısı sayesinde kısa zamanda ve herhangi bir yere kolayca entegre edilmesi.

• Elektrik enerjisinin birim fiyatının azaltılması. • Sistem elemanlarının ve trafoların kullanım ömürlerinin uzatılmasında

yardımcı olması. • Maksimum yük zamanlarında fazla yükü karşılayarak yük yönetimine

yardımcı olması. • Sera gazı salınımının önemli ölçüde azaltmasından dolayı çevre dostu

enerji sağlamasıdır.

1.2 Literatür Özeti

DEÜ konseptinin geleneksel güç sistemlerine nazaran çok sayıda avantajının bulunması ile birlikte şebeke yönetimini ve kalitesini etkileyen yeni parametrelerin de beraberinde gelmesi araştırmacıları bu konularda çalışma yapmaya yönlendirmiştir. Yapılan çalışmalar, DEÜ’nün entegrasyonuyla birlikte şebeke kayıplarının azaltılabildiği ve gerilim profilinin iyileştirilebildiğini bize göstermektedir. Fakat, şebeke yapısına ve DEÜ’nün entegre edileceği yere bağlı olarak DEÜ’nün katkısı yüksek katılım oranı (KO, penetration level) seviyelerinde güvenilirlik ve sistem etkinliği açısından kötü yönde değişebilmektedir. Bu çalışma boyunca KO, toplam DEÜ kapasitesinin şebekedeki toplam yüke oranını ifade edecek bir parametre olarak kullanılmıştır.

Gün geçtikçe gelişen teknoloji ile birlikte DEÜ’ler ile ilgili yapılan çalışmaların sayısı da oldukça artmaktadır. Özellikle DEÜ’lerin bağlanması gerektiği en uygun yer ve gücü bulmak ile ilgili bir çok çalışma yapılmaktadır. Bu çalışmaları bir çok açıdan kategorize edebilmek mümkündür. Her yapılan akademik çalışmada olduğu gibi bu konularda da yapılan araştırmalarda öncelikle basit mekanizmalar anlaşılmaya çalışılmıştır. Bu sebeple toplam DEÜ kapasitesinin tek bir baradan entegre edildiği “tek DEÜ konsepti” bu çalışmaların

5

temelini oluşturmaktadır (Acharya et al., 2006; Gözel and Hocaoglu, 2009; ; Le et al., 2005; Wang and Nehrir, 2005). Bu çalışmaların temel amacı ise şebeke kayıplarını minimize etmektir. Wang and Nehrir (2005) radyal ve ring yapılı şebekeler için toplam şebeke kayıplarını minimize etmek amacıyla en uygun DEÜ bağlama noktasını hesaplayabilecek analitik bir metod önermişlerdir. Bu çalışmada önerilen metodun ürettiği değerlerin tüm baralar için şebeke kayıplarıyla uyumlu olmadığı, sadece optimum değer için geçerli olduğu gözlemlenmiştir. Şebeke kayıplarını minimize etmek amacıyla yapılan diğer bazı çalışmalarda ise kayıp hassasiyeti analizine dayalı analitik bir ifade oluşturabilmek amaçlanmıştır. Fakat, bu analiz yalnız başına DEÜ gücü ve bağlantı noktasını bulabilmek için yeterli olmamaktadır. Bu bağlamda hassasiyet analizine dayalı bir metod Acharya et al. (2006) tarafından geliştirilmiştir ve tek DEÜ bağlamadaki önemli hususlardan birinin entegre edilecek DEÜ’nün kapasitesi olduğuna dikkat çekilmiştir. Her bara kendine ait bir optimum değere sahiptir ve eğer bu değer aşılırsa, şebeke kayıplarında azalmanın yerine artmaya sebep olunabilir (Acharya et al., 2006). Tek bir DEÜ ile ilgili yapılan çalışmalardaki diğer bir amaç ise gerilimlerin değerlendirilmesidir. Gerilim profilleri, sistemlerin bağlı olduğu yönetmeliklere bağlı olarak belirlenmiş limitler arasında tutulmalıdır. IEEE 1547 standardına göre, gerilim sapmaları nominal değerin maksimum ±%5’i kadar olmalıdır. Le et al. (2005) radyal sistemlerde DEÜ gücü ve bağlantı yerinin belirlenerek gerilim iyileştirilmesinin maksimize edebilebilmesi amacıyla bir metodoloji önermişlerdir ve en uygun bağlantı noktasının artan KO seviyesiyle birlikte hattın orta bölgelerine doğru kaydığı sonucu bu çalışma ile ortaya çıkmıştır.

Yukarıda bahsi geçen çalışmalara ve literatürdeki diğer çalışmalara bakıldığında iki farklı şebeke tipinin kullanıldığı anlaşılmaktadır. Bunlar radyal ve ring şebekelerdir. Radyal şebekelerin yapısal olarak basit olmalarından dolayı bu konudaki çalışmaların çoğu bu tip şebekeleri ele almaktadır. Radyal şebekelerde DEÜ yerleşimi ile ilgili önemli kurallar oluşturmak amacıyla bir çok yöntem kullanılmıştır (Le et al., 2005; Mashour et al., 2009; Shayeghi and Mohamadi, 2009; Gözel and Hocaoglu, 2009; Kazemi and Sadeghi; Hedayati et al., 2008; Shukla et al., 2010). Radyal dağıtım şebekelerinin çalışmasının anlaşılması ring tipte güç sistemlerine nazaran daha basittir. Bu sebeple, şebeke kayıpları ve gerilim sapmaları ile ilgili temel kurallar radyal sistemlerde kolayca gözlemlenmektedir. Le et al. (2005) tarafından önerilmiş yukarıda bahsi geçen kural haricinde, eş yük dağılımına sahip radyal hatlar için şebeke kayıplarını minimize etmek amacıyla DEÜ yerleştirilmesinde kullanılan 2/3 kuralı bu tür

6

kuralların önemli örneklerindendir (Willis, 2000). Ayrıca, DEÜ entegrasyonu ile birlikte ortaya çıkabilen çift yönlü yük akışının etkilerini radyal şebekelerde açıkça görebilmek mümkündür. Bu sebeple, DEÜ yerleşimi ve gücünün belirlenmesi DEÜ’nün avantajlarından faydalanabilmek ve bu avantajları dezavantaja dönüştürmemek için büyük önem arz etmektedir. Bu etkiyi değerlendirebilmek için genetik algoritma tabanlı bir metod, en uygun güç ve bağlantı yerini tek ve çift yönlü yük akışı durumlarını göz önüne alarak karşılaştırmak için Mashour et al. (2009) tarafından uygulanmıştır.

Ring yapıdaki şebekelerin değerlendirilmesinde ise, her şebekenin kendine has karakteristiğinin bulunmasından dolayı bazı kurallar çıkartabilmek radyal şebekelere göre oldukça zordur. Fakat, ring şebekelerde de en uygun DEÜ bağlantı yeri ve gücünü bulabilmek için hala önemli bir çaba sarfedilmektedir (Wang and Nehrir, 2004; Acharya et al., 2006; Elnashar et al., 2010; Porkar et al., 2010). Fakat bu şebekelerin değerlendirilmesi analitik metodlarla mümkün olamamaktadır. Özellikle de çok sayıda DEÜ, modüler yapıları sayesinde (Ackermann et al., 2001) güç sistemlerindeki elverişli baralara bağlanmasıyla birlikte bu iş daha da güç bir hal alacaktır. Düzenleyici kurumlar ise sistem güvenilirliği, verimliliği ve güç kalitesini garanti edebilmek için DEÜ’lerin entegrasyonu ile ilgili yasaları, durumları ve fiyatları belirlemeye ve geliştirmeye çalışmaktadırlar. Sistemdeki artan DEÜ sayısı yalnızca dağıtım hatlarını değil aynı zamanda iletim hatlarını da etkilemektedir (Hemdan and Kurrat, 2008). Bu sebeplerden dolayı, diğer önemli araştırma alanlarından birisi de birden fazla DEÜ’nün sistemde seçilen baralara en uygun şekilde entegrasyonu konusudur. Bu ise DEÜ’lerle ilgili çalışmaların tek baraya optimum DEÜ entegrasyonundan sonra ikinci ayağını oluşturmaktadır. Tek baraya DEÜ entegrasyonunda kullanılan metodlar bu konseptte geçerli olmamaktadır ve yeni metodlara ihtiyaç olduğu açıktır (Lee and Park, 2009; Lalitha et al., 2010; Hedayati et al, 2008; Singh and Goswami, 2010). Bu sebeple, Lalitha et al. (2010) radyal şebekelerde uygun DEÜ’lerin bağlantı yerleri ve güçlerini bulmak amacıyla iki aşamalı bir metod önermektedirler. İlk aşamada tek bir DEÜ konsepti kullanılarak uygun bağlantı yerleri bulunup, daha sonra parçacık sürü optimizasyonu kullanılarak şebeke kayıplarını minimum yapmak için uygun DEÜ güçleri belirlenmiştir. Bilindiği gibi DEÜ entegrasyonu bara gerilimlerini de etkilemektedir. Hedayati et al. (2008) tek ve birden fazla DEÜ konseptleri için gerilim çökmelerine en duyarlı baraları göz önüne alarak DEÜ’leri en uygun şekilde yerleştirebilecek bir metod önermişlerdir.

7

Akıllı sistemler ve optimizasyon metodları birden fazla DEÜ’nün yerleşimi için kullanılan önemli araçlardandır. Lee and Park (2009) şebeke kayıplarını azaltabilmek amacıyla birden fazla DEÜ’nün en uygun şekilde yerleştirilmesi ve gücünün belirlenmesinde kullanılabilecek Kalman-Filtre’ye dayalı bir metod önermişlerdir. Diğer yandan, yine her iki tipteki şebekeler için en uygun DEÜ bağlama noktası ve gücünü belirleyebilecek genetik algoritma tabanlı bir metod Singh and Goswami (2009) tarafından geliştirilmiştir. Ayrıca, indeks tabanlı, olasılıksal ve aralık aritmetiğine dayalı metodlar birden fazla DEÜ’nün değerlendirilmesi için kullanılabilmektedirler (Ochoa et al., 2006; Atwa and El-Saadany, 2011; Wang and Alvarado, 1991). Gerilim açısından bakıldığında ise, Thomson and Infield (2007) üç fazlı yük akış analizi kullanarak sisteme yüksek oranda fotovoltaik sistemin entegrasyonunda gerilim profillerinin değişimini incelemişlerdir.

Bir diğer çalışmada, Subrahmanyam and Radhakrishna (2009) güç sistemlerindeki belirsizlikleri göz önüne almadan üç fazlı dengesiz radyal şebekelerde optimum DEÜ bağlantı yeri ve gücü bulmak amacıyla bir metod önermişlerdir. Fakat, şebekelerdeki yükler zamanla değişebilmektedir ve gerilim profili de yük dağılımının değiştirilmesiyle ayarlanabilmektedir. Bu sebeple, optimum DEÜ bağlantı yeri ve gücü bulunurken yüklerdeki belirsizlikler de dahil edilmelidir. Günümüz teknolojisinde mikrotürbinlerin çıkış güçlerinin rahatlıkla değiştirilebilmesinden dolayı, DEÜ jeneratörleri şebeke kayıplarını azaltmak ve güç kalitesini artırmak amacıyla uygun güçlerde çalıştırılmaya zorlanabilir (Pilavachi, 2002). Shayeghi and Mohamadi (2009) yük belirsizliklerini de kapsayan, şebeke kayıplarını azaltmak ve gerilim profilini iyileştirmek amacıyla optimum DEÜ bağlantı yeri ve gücü bulmak için bulanık mantık modeli önermişlerdir. Diğer bir çalışmada ise güç sistemlerindeki belirsizlikleri değerlendirebilmek için Monte-Carlo benzetimi tabanlı bir metod önerilmiştir (Zangiabadi et al., 2009). Bu değişimler dikkate alındığında, sistemdeki gerilim değerlerinin bazı durumlarda belirlenmiş limitleri aşabileceği gözlemlenmiştir (Chaitusaney and Yokoyama, 2007). Her ne kadar şebeke kayıplarının azaltılması ve gerilim profilinin iyileştirilmesi DEÜ’nün en önemli iki avantajı olsa da, DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinin planlanmasında temel odak noktası iletim ve dağıtım hatlarının yenilenmesinin ertelenmesi olduğundan bu konuda da çalışmalar yapılmaktadır (Brown et al., 2001; Mendez et al., 2006).

Güç sistemleri analizi programları planlama ve analiz açısından büyük önem arz etmektedir (Keane et al., 2008). DEÜ entegrasyonu ile ilgili yapılan

8

çalışmalarda belirsizliklerin dahil edilmesiyle birlikte artan hesaplama sürelerinden dolayı konvansiyonel güç akış analizi metodlarının kullanımından kaçınılmaya çalışılmaktadır. Bu sebeple, araştırmacılar DEÜ yerleşimi ve gücü problemi ile ilgili analitik yöntemler ve alternatif yaklaşımlar araştırmaktadırlar. Olasılıksal metodlar hesaplama sürelerini azaltmak için oldukça uygundur. Ayrıca, güç sistemleri analizinde olasılıksal ve deterministik metodların birleşiminden oluşan yöntemler de kullanılabilmektedir (Atwa and El-Saadany, 2011; Singh and Kim, 1988; Atwa et al., 2010). Atwa and El-Saadany (2011) yıllık şebeke kayıplarını minimize etmek amacıyla DEÜ’nün optimum şekilde yerleştirilmesi için olasılıksal bir yaklaşım önermektedirler ve sadece tepe yük seviyesi için yapılan geleneksel planlama metodlarına göre daha iyi sonuçlar vermiş olduğu gözlemlenmektedir. Bu yöntemler sadece planlamada değil, diğer güç sistemleri problemlerinde de kullanılabilmektedirler. Olasılıksal güvenilirlik analizi uygulama alanlarından biridir (Singh and Kim, 1988).

Güç sistemlerinin optimum işletilmesini ve koordinasyonunu sağlayabilmek için tüm elemanlarının birbirleriyle iletişim içinde olmaları gerekmektedir ve bu elemanların tümü merkezler tarafından kontrol edilmelidirler. Gelecek güç sistemlerinin optimum planlanması ve işletilmesi için akıllı tekniklerin kullanıldığı bu sistemlere akıllı şebeke adı verilmektedir. Akıllı şebekeler, varolan güç sistemlerini gerçek zamanlı çalışacak şekilde modernize etmektedirler. Elektrik fiyatları ile ilgili bilgiler akıllı şebekeler vasıtasıyla dağıtım şebekeleri tarafından kullanıcılara sağlanacaktır ve son kullanıcı bu fiyatlandırmalara göre tüketimini ayarlayabilecektir. Akıllı şebekelerde, yük ve DEÜ’lere ait güç verileri iletişim araçları sayesinde anlık olarak elde edilebilecektir (Drews et al., 2007). Bu veriler kullanılarak DEÜ’lerin optimum bağlantı yeri ve gücü bilgisi belirlenebilmektedir, bu sebeple akıllı araçlara ihtiyaç duyulmaktadır. Bulanık mantık, genetik algoritma ve parçacık sürü optimizasyonu gibi farklı metodlar kullanılarak optimum DEÜ bağlantı yerini ve gücünü hesaplatabilecek bir çok çalışma yapılmaktadır (Shayeghi and Mohamadi, 2009; Lalitha et al., 2010; Elnashar et al., 2009; Kim et al., 2002; Haghifam et al., 2008; Kim et al., 2008; Krueasuk and Ongsakul, 2006). Radyal şebekelerde şebeke kayıplarını minimize etmek ve gerilim profilini iyileştirmek amacıyla bulanık mantık ve parçacık sürü optimizasyonu tabanlı en uygun DEÜ bağlantı yeri belirleyecek bir metod Lalitha et al. (2010) tarafından önerilmiştir. Bir diğer çalışma da ise gerilim seviyesi, şebeke kayıpları ve kısa devre seviyeleri ağırlık faktörleri olarak seçilmiş ve bu faktörler, DEÜ kaynaklarının optimum yerleştirilmesi ve gücünün belirlenmesi için yapay sinir ağları (YSA) ile tahmin edilmiştir (Elnashar et al., 2009). Diğer

9

yandan, planlama için kullanılan gelişmiş ve komplike metodlar, kullanışlılık ve uygulanabilirlik açısından dağıtım sistemleri operatörlerini hala tatmin edici bir noktada değillerdir (Carpinelli et al., 2005). Bu sebeple işletmeciler, artan DEÜ miktarının sebep olduğu belirsizlikleri ele alabilecek yeni, kullanımı ve uygulanması kolay planlama stratejileri ve/veya yaklaşımları için arayış içindedirler.

1.3 Tez Projesinin Kapsamı

Gelişmiş ülkelerde yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin teşvik edilmesi ve ülkemizde çıkarılmış olan 500 kW’a kadar olan üretim tesislerinde lisanssız enerji üretimine ilişkin yönetmelikten dolayı, çok sayıda DEÜ’nün güç sistemlerine entegre edilmesi söz konusudur. Bu durum, DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerini daha karmaşıklaştırmakta ve sistem kontrolünü güvenilirlik ve güç kalitesi açısından zorlaştırmaktadır. Bu nedenle çok farklı senaryolar için daha detaylı analizler gerekmektedir.

Yukarıdaki sebeplerden dolayı DEÜ’lerin kullanımının artması ile birlikte güç sistemlerinin verimli ve kararlı bir şekilde işletilebilmesi için akıllı şebekeler oluşturulmaya çalışılmaktadır. Geleceğin elektrik şebekelerinde, DEÜ’lerin güç sistemlerine optimum şekilde entegrasyonu şebeke kayıpları, sistemin gerilim profili ve hat akışları açısından büyük bir önem arz etmektedir. Bu kapsamda, değişen yük ve DEÜ’deki bağlantı kombinasyonlarının çeşitliliği nedeniyle elektrik şebekelerinin planlanmasında geleneksel yük akış analizleri yeterli olmamaktadır. Bu tez çalışmasında, hızlı yanıt verebilen analiz yöntemlerinin geliştirilmesine çalışılmış, DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinde oluşan doğrusal olmayan davranışlar incelenmiş ve ayrıca operatörlerin faydalanabileceği sistemlerin optimum işletilebilmesi için temel kurallar (rules of thumb) oluşturulmuştur. Konvansiyonel metodlara göre daha az hesaplama gerektiren analiz tekniklerinden elde edilen gözlemler ve bulgular ışığında, şebeke kayıplarını azaltarak, voltaj profillerini ve hat akışlarının belirlenen limitler içinde kalmasını sağlayarak daha verimli çalışma sağlanabilmesi açısından analiz sonuçları irdelenmiş ve şebeke yük tevzi merkezlerinde kullanılabilecek yardımcı sistemler ve analiz yöntemleri önerilmiştir.

Çalışmanın ilerleyen bölümlerinde sırasıyla şu konular anlatılmıştır: Bölüm 2’de DEÜ entegrasyonundaki katılım oranı (KO), bağlantı yeri ve güç faktörü parametrelerinin şebeke kayıpları ve gerilimler üzerine olan etkileri incelenerek

10

DEÜ bağlantısı ile ilgili önemli kurallar çıkarılmıştır. Bölüm 3’de ise yapılan incelemeler sonucu sisteme birden fazla DEÜ entegrasyonu ile tek bir baraya DEÜ entegrasyonu arasındaki farklar ortaya konularak, KO açısından bir eşik değerinin olup olmadığı araştırılmıştır. Bölüm 4’de yüklerin belirsizliklerinin dahil edilmesiyle birlikte en uygun DEÜ bağlantı yeri ve gücünün bulunmasında Yapay Sinir Ağı (YSA) mimarisi kullanılmıştır. Yine yeni bir YSA yapısı, ilgilenilen herhangi bir baradaki gerilim dalgalanmalarının azaltılması amacıyla DEÜ’lerin çıkış güçlerindeki belirsizlikler de dahil edilerek DEÜ’nün optimum yerini belirlemek için Bölüm 5’de önerilmiştir. Bölüm 6’da ise olası DEÜ yerleşim kombinasyonlarının, yük belirsizlikleri altında uzun vadede şebeke kayıpları, gerilimler ve hat akışları açısından değerlendirilebilmesi amacıyla kümeleme metoduna dayalı bir çalışma gerçekleştirilmiştir. Son olarak da, Bölüm 7 ve 8’de sırasıyla yapılan çalışmalarla ilgili tartışmalar ve elde edilen sonuçlar sunulmuştur.

11

2. RİNG YAPILI ELEKTRİK ŞEBEKELERİNDE DEÜ’LERİN BAĞLANMA YERİ VE GÜCÜNÜN BELİRLENMESİ VE TEMEL KURALLARIN OLUŞTURULMASI

Gelişmekte olan yeni kapasitör bankaları ve DEÜ jeneratörleri gibi teknolojilerle birlikte güç sistemlerinde oldukça büyük değişimler yaşanmaktadır. Güç sistemlerindeki bu değişimin en önemli parçalarından biri de elektrik şebekelerinin yönetiminde oluşan farklılıklardır. Geleneksel güç sistemlerinin varolan alt yapısının günden güne artan enerji talebini karşılamada yetersiz kalabilecek olmasından dolayı, güç sistemlerine entegre edilen düşük güçteki YEK sayısı hızla artmaktadır (Pudjianto et al., 2007). Bu sebeple güç sistemleri planlamasında kullanılan geleneksel kur ve unut (fit and forget) yaklaşımı DEÜ konseptinde geçerli olmamaktadır (Lopes et al., 2007). Artan enerji talebi yeni merkezi elektrik üretim santrallerinin kurulması, iletim ve dağıtım hatlarının yenilenmesi ve trafo merkezlerinin yenilenmesi gibi klasik yaklaşımlarla karşılanabilmektedir. Fakat ekonomik, teknik ve çevresel sebeplerden dolayı bahsi geçen yöntemlerin uygulanabilirliği güç sistemlerini yöneten kurum ve kuruluşlar tarafından mantıklı birer seçenek olarak değerlendirilmemeye başlanmıştır. Bu sebeple dağıtılmış enerji kaynakları, bu kapsamda YEK'ler, güç sistemleri mühendisliği açısından çok önemli bir konsept haline gelmiştir. Sonuç alarak zaman içinde söz konusu bu değişimler güç sistemleri açısından önem arz eden Dağıtılmış Enerji Üretimi kavramını ortaya atmıştır.

Bölüm 1’de bahsedildiği üzere sadece en uygun DEÜ bağlama noktası değil, aynı zamanda DEÜ’lerin optimum kapasitesi ve güç faktörü de araştırmacılar tarafından ele alınmaktadır. DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinin trafo merkezlerine doğru olası ters yönlü yük akışı gibi durumlarından dolayı, sözü geçen üç parametre güç sistemleri planlamacıları ve araştırmacılar tarafından dikkatlice araştırılmalıdır. Literatürde yapılan çalışmalarda önerilen yöntemlerin kullanılabilirliği sadece belirli şebeke yapıları için gösterilmiştir. Bu nedenle, şebeke yönetiminde ve planlanmasında önerilen bir metod başka bir şebekede aynı performansı göstermeyebilmektedir. Dolayısıyla, DEÜ bağlanacak en uygun DEÜ bağlantı yeri ve gücü belirlemeden önce, güç sistemlerinin davranışları detaylıca gözlemlenerek güç kalitesinin artırılması için bazı temel kuralların belirlenmesi gerekmektedir. Bu kapsamda, bu bölümde birden fazla DEÜ sisteminin şebeke kayıplarına ve gerilim profillerine olan etkileri bağlanma noktası, kapasitesi ve güç faktörü açısından değerlendirilmiştir. Bu amaçla, üç farklı ring yapıdaki test sistemi, dört farklı senaryo göz önüne alınarak

12

incelenmiştir. Bu senaryolar şu şekildedir; birim güç faktöründe tek bir DEÜ entegrasyonu, güçleri rasgele belirlenmiş birden fazla DEÜ entegrasyonu, 0.9 güç faktöründe tek bir baraya DEÜ entegrasyonu ve son olarak farklı güç faktörlerinde ve KO’larda tek bir DEÜ entegrasyonu.

2.1 DEÜ’ler için Güç, Bağlanma Yeri ve Güç Faktörü Hususları

Tipik güç sistemleri merkezi olarak yerleştirilmiş yüksek kapasiteli üretim tesislerinden, trafo merkezlerinden ve hatlardan oluşmaktadır. DEÜ’ler, özellikle de YEK’ler, modüler yapıda olduklarından dolayı güç sistemlerinin herhangi bir noktasından entegre edilebilmektedirler. Bu üretim tesislerinin asıl kullanım amacı sisteme aktif enerji sağlamaktır, fakat bu durum kısa devre akımında bir artışa sebep olabilmektedir. Dolayısıyla devre kesicileri sistemi kısa devre durumlarında koruyamaz hale gelebilirler (Borges and Falcao, 2006). DEÜ’nün gücünün artırılmasındaki en önemli kısıtlardan biri bu durumdur. Bu sebeple, uygun DEÜ bağlama noktası ve gücünün bulunması güç sistemleri planlamacıları açısından büyük önem arz etmektedir. Patel’e (1999) göre DEÜ’lerin KO’su genellikle gelişmiş ülkeler için %2 iken gelişmekte olan ülkeler için %5 olarak alınabilmektedir.

DEÜ’lerle ilgili ikinci önemli husus ise DEÜ’ler tarafından çekilen ya da üretilen reaktif gücün sebep olduğu gerilim sapmalarıdır. Özellikle, asenkron makineye sahip rüzgar türbinleri sistemden reaktif güç çekmektedirler ve bazı baralarda gerilim düşümlerine sebep olmaktadırlar. Reaktif güç kompanzasyonunu sağlayabilmek amacıyla, bu tip rüzgar türbinleri kendi kapasitör bankalarıyla birlikte kurulmaktadırlar. Bunun yanısıra fotovoltaik sistemler ve mikrotürbinler gibi DEÜ teknolojileri de günümüzde reaktif güç kontrolüne dahil edilebilecek seviyeye gelmiş durumdadırlar (Prodanovic et al., 2007). Sisteme gereğinden fazla veya az reaktif güç sağlanması, gerilim profilinin belirlenmiş limitleri (Nominal gerilim değerlerinin %5’i) geçmesine sebep olabilmektedir. Mevcut otomatik gerilim düzenleyici teknolojileri, sistemde oluşan bu tarz gerilim sapmalarını ±%10 mertebelerinde kompanze edebilmektedirler. Bu sebeple, DEÜ bağlantı yerinin ve gücünün yanısıra güç faktörünün araştırılması gerilimlerin limitler arasında kalmasını sağlamak açısından önem arz etmektedir. Fotovoltaik sistemlerin pratikte 0.85’den yüksek ileri ya da geri güç faktöründe çalışmaları şebeke yöneticileri tarafından istenmektedir (Srisaen and Sangswang, 2006).

13

Sistemde DEÜ’nün varlığı yük akışını önemli ölçüde değiştirmektedir. Dolayısıyla şebeke kayıplarının azaltılmasının, DEÜ’nün bağlantı yeri ve gücüne büyük ölçüde bağlı olduğu söylenebilir. Sisteme dahil edilen DEÜ kapasitesi belli bir seviyenin üzerine çıkarılırsa, şebeke kayıpları artmaya başlayabilir. Bu sebeplerden dolayı DEÜ gücü ve bağlantı noktası dikkatli bir şekilde değerlendirilmelidir. Özellikle de ring yapılı şebekelerde, DEÜ ile sistem arasındaki etkileşimlerin her şebekede farklılık göstermesinden dolayı DEÜ’nün bağlanma noktası ve kapasitesinin belirlenmesi daha karmaşık bir problem olarak gözükmektedir. Bu sebeple, DEÜ’nün etkilerini gözlemleyerek genel kurallara yakınsama yapabilmek amacıyla bu bölümde bu tipteki şebekeler kullanılmıştır.

2.2 Güç Akış Analizi ve Test Şebekeleri

Güç sistemleri ile ilgili detaylı bilgi edinebilmek amacıyla güç akış analizi metodları güç sistemleri mühendisleri tarafından her bir baranın gerilimini, açısını, aktif ve reaktif güç akışlarını hesaplamakta kullanılmaktadırlar. Ayrıca, belli koşullar altında sistemdeki kayıpları da hesaplayabilmekteyiz. Bu programları koşturabilmek için bara, hat ve transformatör verilerinin bilinmesi gerekmektedir. En yaygın olarak kullanılan güç akış analizi metodları Gauss-Seidel, Fast-Decoupled ve Newton-Raphson’dır. Test şebekelerinin düşük R/X oranına sahip olmalarından dolayı, burada Newton-Raphson methodundan faydalanılmıştır (Liu et al., 2002).

Bara admitans matrisine bağlı olarak aktif ve reaktif güç eşitlikleri aşağıdaki gibi yazılabilir:

)cos(1 jiijijjNj ii YVVP bara δδθ +−= ∑ =

(2.1)

)sin(1 jiijijjNj ii YVVQ bara δδθ +−−= ∑ =

(2.2)

burada iP ve iQ sırasıyla i. baradaki aktif ve reaktif güç enjeksiyonunu, iV i.

baranın geriliminin genliğini, ijY bara empedans matrisinin ij. elemanının

genliğini, ijθ bara empedans matrisinin ij. elemanının açısını, iδ i. baranın

gerilim açısını ve Nbara bara sayısını ifade etmektedir.

(2.1) ve (2.2) no’lu denklemlere göre, bağımsız değişkenlere bağlı olarak bir doğrusal olmayan eşitlikler seti oluşturulmuş olur. Bu denklemler başlangıç

14

değerleri etrafında Taylor serisine açıldığında oluşacak Jacobian matrisi, (2.1) ve (2.2) no’lu denklemlerin δΔ ve VΔ ’e göre kısmi türevlerinden oluşacaktır.

Dolayısıyla bu denklem şu şekilde yazılabilir:

[ ] [ ]TT VJJJJ

QP ΔΔ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=ΔΔ δ

43

21 (2.3)

burada J1, J2, J3 ve J4 Jacobian matrisinin elemanlarını, δΔ ve VΔ sırasıyla

gerilim açısı ve genliğindeki değişimleri ifade eder. Jacobian matrisinin her bir elemanını kısmi türevler alarak aşağıdaki gibi elde edebiliriz (Saadat, 2004).

J1 elemanının köşegen ve köşegen olmayan elemanları sırasıyla şu şekildedir:

( )jiijijjij

ii

i YVVP

δδθδ

+−=∂∂ ∑

≠sin (2.4)

( ) ijYVVP

jiijijjij

i ≠+−−=∂∂

δδθδ

sin (2.5)

J2 elemanına ait köşegen ve köşegen olmayan elemanlar:

( ) ( )∑≠

+−+=∂∂

ijjiijijjiiiii

i

i YVYVVP

δδθθ coscos2 (2.6)

( ) ijYVVP

jiijijij

i ≠+−=∂

∂δδθcos (2.7)


( )jiijijjij

ii

i YVVQ

δδθδ

+−=∂∂ ∑

≠cos (2.8)

( ) ijYVVQ

jiijijjij

i ≠+−−=∂∂

δδθδ

cos (2.9)


15

( ) ( )∑≠

+−−−=∂∂

ijjiijijjiiiii

i

i YVYVVQ

δδθθ sinsin2 (2.10)

( ) ijYVVQ

jiijijij

i ≠+−−=∂

∂δδθsin (2.11)

Belirlenmiş ve hesaplanmış güçler arasındaki farkı gösteren )(kiPΔ and

)(kiQΔ şu şekilde yazılabilir:

)()( ki

schi

ki PPP −=Δ (2.12)

)()( ki

schi

ki QQQ −=Δ (2.13)

burada k ardışık işlem sayısını göstermektedir. Bu işlemlerden sonra, yeni bara gerilim genlikleri ve açıları aşağıdaki gibi hesaplanır:

)()()1( ki

ki

ki VVV Δ+=+

(2.14)

)()()1( ki

ki

ki δδδ Δ+=+ (2.15)

(2.12) ve (2.13) no’lu denklemlerdeki fark belirlenmiş olan doğruluk değerinden (ε) daha büyük olduğu sürece buradaki ardışık işlemler devam edecektir.

ε≤Δ )(kiP

(2.16)

ε≤Δ )(kiQ (2.17)

Güç akış analizlerindeki önemli noktalardan biri ise DEÜ’lerin nasıl modelleneceği hususudur. Bu amaçla, Moghaddas-Tafreshi and Mashhour (2009) DEÜ modellenmesiyle ilgili bir çalışma yapmışlardır. Örneğin, senkron makine ile çalışan bir DEÜ, uyartım sistemine bağlı olarak PV ya da PQ bara şeklinde modellenebilmektedir. Uyartım gerilimi düzenleyicisi bulunmayan bir senkron jeneratör şebekeyle reaktif güç alış verişinde bulunabilir. Bu bölümde ise tüm DEÜ’ler PQ bara olarak modellenmiştir, dolayısıyla bara gerilimleri değişken kabul edilmiştir.

16

Şebekelerin yapılarını göz önüne alarak DEÜ’nün etkilerini inceleyebilmek amacıyla üç farklı test şebekesi kullanılmıştır. Bunlardan birincisi araştırmalarda sıkça kullanılan IEEE-30 baralı test şebekesidir. Bu sistem ring yapılı iletim ve dağıtım hattına sahiptir. Sistemin toplam yükü 283.4 MW ve 126.2 Mvar olup, toplam 41 hattan oluşmaktadır. 1. ve 2. barada toplam iki adet konvansiyonel jenerator bulunan sistemde, ayrıca üç adet dağıtım transformatörü bulunmaktadır. Sistemin tek hat şeması Şekil 2.1’de gösterilmiştir.

Şekil 2.1. IEEE-30 baralı test sistemi

İkinci test şebekesi ise Şekil 2.2’de gösterildiği gibi IEEE-14 baralı test şebekesidir. Toplam 259+j73.5 MVA yüke sahip olan sistem, IEEE-30 sisteminden türetilmiştir. Bu sistem iki adet konvansiyonel jeneratör ve iki adet transformatöre sahiptir. Son olarak da Şekil 2.3’de verilmiş olan 9 bara ve 11 hatta sahip olan test şebekesi bu bölümde kullanılmıştır (Saadat, 2004).

17

Şekil 2.2. IEEE-14 baralı test sistemi

Şekil 2.3. 9 baralı test sistemi

2.3 Benzetim Sonuçları ve Sonuçların Tartışılması

Daha önce bahsedildiği gibi bu bölümde DEÜ’lerin güç sistemlerindeki davranışlarını irdelemek amacıyla dört farklı senaryo oluşturulmuştur. Sonuç olarak da şebeke kaybı ile DEÜ gücü, bağlantı noktası ve güç faktörü arasındaki ilişkiler sunulmuştur. Burada, DEÜ gücü aslında KO’ya karşılık gelmektedir ve KO şu şekilde ifade edilmektedir (Hedayati et al., 2008):

18

%100xPP

KOyük

DG= (2.18)

burada PDG ve Pyük sırasıyla toplam DEÜ kapasitesini ve toplam yükü ifade etmektedir.

2.3.1. Birim güç faktöründe tek bir DEÜ entegrasyonu

Bu senaryoda her bir test sistemi için tek bir DEÜ tüm baralara sırasıyla entegre edilmektedir. DEÜ gücünün etkisini gözlemleyebilmek amacıyla %2.5, %5 ve %7.5 olmak üzere üç farklı KO dikkate alınmıştır.

Güç akış analizi sonuçlarından, 9 baralı test sistemi için farklı KO seviyelerinde şebeke kayıplarının baralara göre değişimi Şekil 2.4’de gösterilmiştir. 1 no’lu bara referans barası olmasından dolayı DEÜ entegresinde göz ardı edilmiştir. Bu sebeple ilgili şekilde 1 no’lu baraya yer verilmemiştir. 5. ve 4. baralar şebeke kayıpları açısından en uygun birinci ve ikinci baralardır. Bu baraların bulunduğu bölge Şekil 2.3’de kesikli çizgiler ile gösterilmiştir. Her iki baranın da jeneratör baralarıyla doğrudan bir bağlantısının bulunmaması ortak özellikleridir.

9-baralı test sisteminin bara verileri ve DEÜ olmadığı duruma göre şebeke kayıplarındaki azalma yüzdeleri, tüm KO seviyeleri için Çizelge 2.1’de verilmiştir. Pratik olarak en yüksek yüke sahip baralar genellikle DEÜ entegrasyonu için tercih edilmektedir (Lee and Park, 2009). Burada elde edilen sonuçlara göre ise, 9. bara en yüksek yüklü bara olmasına karşın, tüm KO seviyeleri için diğer baralar bu baraya göre daha uygun bağlama noktaları olarak göze çarpmaktadır. Buna ek olarak, DEÜ’lerin 4. ve 7. baralara bağlanması durumunda, bu baralar aynı yüke sahip olmalarına rağmen şebeke kayıplarındaki azalma oranlarının farklı olduğu gözlemlenmektedir. Bu nedenle, şebeke kayıpları DEÜ’nün bağlanma noktasına ve şebeke yapısına büyük ölçüde bağlı olmakla beraber baraların yüklerine doğrudan bağlı olmadığı söylenebilir. Diğer yandan, eğer DEÜ, jeneratör baralarının çevresine bağlanırsa Şekil 2.4’de de görüldüğü gibi KO’nun artmasıyla beraber şebeke kayıplarında önemli bir azalma olmamaktadır. Bu sistem için en uygun DEÜ bağlama noktasının jeneratör baralarıyla doğrudan bağlantısı olmayan baralar içinden en yüksek yüklü olanın olduğu ayrıca söylenebilir.

19

Şekil 2.4. 9 baralı sistem için şebeke kayıplarının baralara göre değişimi

Çizelge 2.1: 9 baralı test sistemi için bara datası ve şebeke kaybındaki azalma

Katılım Oranı (KO) %2.5 %5 %7.5 Bara

Numarası P yük[MW] Şebeke Kayıplarındaki Azalma Oranı 2 20 4.6185 8.3367 12.0871 3 25 6.5809 11.7820 16.9104 4 10 7.3301 13.0626 18.6409 5 40 8.2219 14.6940 21.0462 6 60 6.4692 11.6407 16.8130 7 10 2.6512 4.4462 5.8384 8 80 3.3264 5.9794 8.6252 9 100 6.0552 10.9626 15.9528

9-baralı test sisteminin aksine, 14 baralı test sistemi için en uygun DEÜ bağlama noktası Şekil 2.5’de görüldüğü gibi en yüksek yüke sahip olan 3. baradır. Eğer sadece Şekil 2.2’de verilmiş olan 14 baralı test sistemindeki 2. bölge göz önüne alınırsa, 14. baranın şebeke kayıpları açısından daha uygun bir bağlama noktası olduğu gözükmektedir. Diğer yandan, Çizelge 2.2’de görüldüğü üzere DEÜ’nün jeneratör barası (2. bara) çevresine bağlanması durumunda şebeke kaybında önemli bir azalma gereçekleşmemiştir ve bu sonuç 9 baralı sistemde de gözlemlenmiştir. Her iki sistem için şebeke kayıplarının karakteristiği Şekil 2.4 ve 2.5’de görüldüğü gibi tüm KO’larda aynı zarfa sahiptir; yani, şebeke kayıpları

20

açısından iki baranın karşılaştırılması tüm KO seviyelerinde aynı sonucu vermektedir.

Şekil 2.5. IEEE-14 için şebeke kayıplarının baralara göre değişimi

Çizelge 2.2: IEEE-14 için bara datası ve şebeke kaybındaki azalma


Numarası Pyük [MW] Şebeke Kayıplarındaki Azalma Oranı 2 21.7 2.3707 5.0248 7.5564 3 94.2 5.8645 12.3366 18.4128 4 47.8 4.8236 10.2274 15.3903 5 7.6 4.0670 8.6202 12.9667 6 11.2 4.0968 8.5966 12.7963 7 0 4.8271 10.2040 15.3080 8 0 4.8255 10.1968 15.2911 9 29.5 4.8319 10.1757 15.2058 10 9 4.9320 10.2449 15.0903 11 3.5 4.5980 9.4158 13.6568 12 6.1 4.6370 9.1837 12.8311 13 13.5 5.0284 10.3314 15.0392 14 14.9 5.8171 11.7813 16.8921

IEEE-30 sistemine ait şebeke kayıplarının karakteristiği Şekil 2.6’da verilmiştir. Daha önceki sistemlerin tersine, farklı KO ve bağlantı yerlerinin şebeke kayıpları açısından farklı etkiler oluşturduğu açıkça gözükmektedir. Her

21

bir durumun sebep olduğu şebeke kaybı KO’nun artmasıyla azalmaktadır, ama azalma oranı her bir durumda farklı olmaktadır. Diğer yandan, her bir KO için farklı bir optimum bağlantı noktasının olması bu sistem için diğer önemli sonuçlardan biridir. Bu durum sadece optimum baralar için değil, diğer baralar için de geçerli olmaktadır. Örneğin, Çizelge 2.3’de görüldüğü üzere, %2.5 KO’da DEÜ’nün 28. baraya bağlandığı durumdaki şebeke kaybı 29. baraya bağlandığı durumdakinden daha yüksektir. Fakat, bu karşılaştırma %5 ve %7.5 KO seviyeleri için geçerli olmamaktadır. Diğer baralarda da benzer davranışlar görülebilir.

Şekil 2.6. IEEE-30 için şebeke kayıplarının baralara göre değişimi

12. ile 13. ve 9. ile 10. baralar gibi bazı bağlantı durum çiftlerinin şebeke kayıpları, yüklerinin farklı olmasına rağmen aynı olduğu gözlemlenmektedir. Aynı karakteristik IEEE-14 için de geçerlidir. DEÜ’nün jeneratör baralarına bağlanması ise tüm KO’lar için en az pozitif etkiye sahiptir. Bu yüzden, DEÜ’lerin jeneratör baralarına ve/veya yakın yerlere entegrasyonunun çok fazla tercih edilmemesi gerektiği söylenebilir. Diğer yandan, 26. bara da jeneratör baralarıyla aynı etkiye sahiptir. 26. baranın sadece 25. barayla bağlantısı olduğu gözlemlenmektedir, dolayısıyla yük akışı sadece tek bir hattan sağlanabilmektedir. Bu yüzden, şebeke kayıplarındaki azalma oranı KO seviyesi arttıkça azalmaktadır.

22

Gerilim sapmaları, DEÜ’lerin entegrasyonu ile ilgili diğer önemli bir husustur. Tüm KO seviyeleri için, 9 ve 14 baralı sistemlerde gerilim sapmaları izin verilen limitler içinde kaldığı gözlenmiştir. Fakat, IEEE-30 için bazı baralardaki gerilimler Çizelge 2.4’de verildiği gibi %5’lik limitleri aşmaktadır. Bu tip baralar bundan sonra problematik baralar olarak anılacaktır.

Çizelge 2.3: IEEE-30 için bara datası ve şebeke kaybındaki azalma


Numarası P yük[MW] Şebeke Kayıplarındaki Azalma Oranı 2 21.7 2.4651 5.1597 7.0973 3 2.4 3.2953 6.8582 9.3917 4 7.6 4.2559 8.9055 12.2461 5 94.2 6.0750 12.6163 17.2469 6 0 4.9803 10.4242 14.3376 7 22.8 5.6887 11.8247 16.1765 8 30 5.2307 10.8696 14.8663 9 0 4.9745 10.3784 14.2389 10 5.8 4.9603 10.3011 14.0824 11 0 4.9739 10.3756 14.2335 12 11.2 4.2993 8.8854 12.1013 13 0 4.2990 8.8840 12.0985 14 6.2 4.7852 9.3194 12.0951 15 8.2 5.1839 10.5480 14.1909 16 3.5 4.7376 9.5543 12.7616 17 9 5.0417 10.3251 13.9618 18 3.2 5.5717 11.0682 14.6073 19 9.5 5.7119 11.3842 15.0654 20 2.2 5.5328 11.0853 14.7314 21 17.5 5.3605 11.0014 14.9016 22 0 5.3376 10.9412 14.8062 23 3.2 5.4878 10.8697 14.3104 24 8.7 5.7535 11.5376 15.3441 25 0 5.3934 10.5487 13.7437 26 3.5 5.4031 8.8030 9.6336 27 0 5.0560 10.2014 13.6326 28 0 5.2165 10.8257 14.7913 29 2.4 5.7688 10.5427 12.9562 30 10.6 6.4720 11.7264 14.3224

Çizelge 2.4: IEEE-30 için problematik baralar ve gerilimleri

Bara Gerilimi [pu.] Bara Numarası %0 DEÜ %2.5 DEÜ %5 DEÜ %7.5 DEÜ

30 0.995 1.02 1.04 1.05 29 1.006 1.02 1.04 1.05 26 1.001 1.03 1.05 1.07

23

2.3.2 İleri güç faktöründe tek bir DEÜ entegrasyonu

Reaktif güç enjeksiyonunun etkisini görebilmek amacıyla 0.9 ileri güç faktöründe tek bir DEÜ üç güç sistemine de entegre edilmiştir. Şebeke kayıpları ile ilgili elde edilen sonuçlar bir önceki bölüm ile neredeyse aynı çıktığından dolayı burada tekrar verilmemiştir. Her üç sistemde tek bir DEÜ, baralara sırasıyla bağlandığında oluşan gerilim profilleri Şekil 2.7’deki gibi değişmektedir. Şekildeki her bir çizgi, tek bir DEÜ’nün sırasıyla tüm baralara bağlandığı durumdaki tüm baraların gerilimlerini göstermektedir. Her bir çizgi arasındaki farklılık ancak daha küçük bir skalada belli olabilir, fakat sistemlerin gerilim karakteristiği açık bir şekilde anlaşılmaktadır. Sonuçlar, 9 baralı sistemin gerilim profilindeki değişim %7.5 KO’da dahi problem oluşturmadığını göstermektedir. Diğer yandan, reaktif güç enjeksiyonun etkisi IEEE-14 ve IEEE-30 sistemlerinde, özellikle %7.5 KO seviyesinde açık bir şekilde gözükmektedir.

Şekil 2.7. İleri güç faktöründe DEÜ entegrasyonunda sistemlerin gerilim profilleri

IEEE-30’da gerilim sapmaları açısından problematik baralar 26, 29 ve 30’dur. Maksimum sapma ise DEÜ’nün her bir problematik bara için ilgili baraya

24

bağlandığında gözlemlenmiştir. Sonuç olarak, problematik baralar DEÜ entegrasyonu yapılmadan önce belirlenmeli ve her şebeke için ayrı ayrı detaylıca analiz edilmelidir.

2.3.3 Güçleri rasgele belirlenmiş birden fazla DEÜ entegrasyonu

Şebeke kayıpları ve gerilim profilleri açısından birden fazla DEÜ entegrasyonunun etkilerini inceleyebilmek amacıyla seçilmiş baralara DEÜ’ler bağlanmıştır. Her bir DEÜ’nün gücü, toplam DEÜ kapasitesi %5 KO’da sabit tutularak rasgele bir şekilde dağıtılmıştır. 30 farklı DEÜ dağılımı yapılarak, bunların güç akış analizi sonuçları üç test şebekesi için Çizelge 2.5, 2.6 ve 2.7’de verilmiştir. 9 ve 14 baralı test sistemleri için, daha önceki bölümlerde belirlenmiş en uygun baraya tek bir DEÜ bağlandığında, şebeke kayıpları rasgele dağıtılmış durumlara göre daha düşük olmaktadır. Dolayısıyla, birden fazla DEÜ entegrasyonu bu sistemlerde şebeke kayıplarını azaltmak için uygun bir tercih olmamaktadır. IEEE-14’de, birden fazla DEÜ entegrasyonu DEÜ’lerin 3. ve 14. baralara bağlandığı tek DEÜ durumları haricinde daha iyi şebeke kaybı sonuçları verdiği gözlemlenmiştir. Bu iki baranın sistemdeki en uygun ilk iki bara olduğu da daha önce bulunmuş olan önemli sonuçlardan biridir.

Çizelge 2.5: 9 baralı sistem için DEÜ güçleri ve şebeke kayıpları

Bara Numarası Durum 3 4 5 6 8 9

Şebeke Kayıpları

1 17.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.7946 2 0.0 17.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.7250 3 0.0 0.0 17.0 0.0 0.0 0.0 4.6364 4 0.0 0.0 0.0 17.0 0.0 0.0 4.8023 5 0.0 0.0 0.0 0.0 17.0 0.0 5.1100 6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 17.0 4.8392 7 3.8 2.5 4.0 2.2 2.1 2.3 4.7706 8 2.9 1.8 2.5 2.4 3.8 3.5 4.8205 9 4.9 2.9 2.4 1.2 1.4 4.2 4.7767 10 2.8 2.9 2.0 3.5 5.0 0.8 4.8329 11 0.8 3.8 4.2 0.8 4.8 2.6 4.8080 12 0.6 6.8 0.1 0.5 5.8 3.2 4.8556 13 4.8 2.0 2.5 4.5 0.0 3.2 4.7569 14 1.8 0.5 5.4 3.6 2.2 3.4 4.7721 15 3.4 4.2 2.8 1.1 4.6 0.7 4.8130 16 3.2 1.9 2.3 2.0 3.3 4.4 4.8153 17 2.6 3.8 2.4 3.1 1.9 3.2 4.7783 18 4.8 1.2 2.1 3.7 4.2 1.1 4.8280 19 3.4 0.7 6.5 0.9 1.7 3.8 4.7511 20 2.0 3.8 4.1 0.7 2.4 3.9 4.7722 21 2.3 4.1 2.4 0.0 4.6 3.6 4.8239 22 3.3 3.5 3.5 1.5 3.0 2.4 4.7853 23 2.2 5.0 2.6 2.8 1.6 2.7 4.7666 24 1.2 0.4 4.3 1.6 6.9 2.6 4.8622 25 1.6 3.6 1.4 4.4 2.3 3.7 4.8005 26 3.7 5.4 1.0 0.1 5.4 1.4 4.8399 27 5.3 3.2 5.2 0.8 0.5 2.0 4.7297 28 3.5 3.2 2.6 3.5 0.9 3.3 4.7643 29 1.0 0.3 2.6 4.8 4.0 4.3 4.8343 30 3.7 4.8 4.0 0.2 0.4 3.9 4.7370

25

IEEE-30 için rasgele dağıtılmış durumların hepsi tek DEÜ durumlarına göre daha düşük şebeke kayıplarına sahiptir. Toplam DEÜ kapasitesi seçilen baralara uygun bir şekilde paylaştırıldığında izin verilen gerilim limitlerini aşan herhangi bir durum bulunmadığından dolayı, yalnızca şebeke kayıpları ile ilgili sonuçlar burada verilmiştir. Sonuçlardan anlaşıldığı üzere, her bir şebekenin DEÜ entegrasyonuna verdiği yanıt farklı olmaktadır, dolayısıyla test sisteminin yapısı şebeke kayıpları açısından büyük önem arz etmektedir. Sonuç olarak, tek bir DEÜ bağlanması düşünülen bir baranın yükü toplam DEÜ kapasitesinden oldukça düşük ise, DEÜ’nün baralara dağıtılması gerektiği genel olarak söylenebilir.

Çizelge 2.6: IEEE-14 için DEÜ güçleri ve şebeke kayıpları

Bara Numarası Durum 3 10 11 12 13 14

Şebeke Kayıpları

1 13.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 12.0318 2 0.0 13.0 0.0 0.0 0.0 0.0 12.3189 3 0.0 0.0 13.0 0.0 0.0 0.0 12.4327 4 0.0 0.0 0.0 13.0 0.0 0.0 12.4645 5 0.0 0.0 0.0 0.0 13.0 0.0 12.3070 6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 13.0 12.1080 7 2.6 3.7 1.0 1.8 0.4 3.5 12.1502 8 4.7 1.9 0.5 0.1 5.3 0.5 12.1489 9 3.7 0.8 0.4 3.3 0.2 4.7 12.1126

10 1.8 1.8 3.1 3.3 2.9 0.1 12.2615 11 1.2 3.5 0.9 0.4 3.4 3.6 12.1697 12 3.1 1.7 3.8 0.2 0.2 4.0 12.1473 13 1.3 2.4 2.5 3.1 1.9 1.8 12.2279 14 2.2 2.4 3.4 1.0 3.6 0.5 12.2308 15 4.1 2.1 4.4 0.0 1.5 0.8 12.1908 16 2.9 1.6 0.5 2.8 2.8 2.4 12.1632 17 3.1 3.2 1.3 0.5 2.0 2.8 12.1461 18 3.3 0.3 3.4 3.1 2.8 0.1 12.2300 19 3.1 1.1 2.5 0.4 3.1 2.9 12.1498 20 0.0 2.1 4.3 1.7 0.2 4.6 12.2190 21 0.0 3.3 2.7 3.4 1.6 1.9 12.2622 22 0.4 4.0 0.1 2.7 3.0 2.9 12.2082 23 1.2 2.1 2.8 3.0 2.2 1.6 12.2391 24 0.1 2.2 1.2 3.3 5.0 1.1 12.2661 25 1.5 2.6 1.9 1.5 2.7 2.8 12.1891 26 1.5 2.1 3.2 0.6 2.5 3.2 12.1890 27 2.1 3.4 2.4 2.9 1.2 1.1 12.2254 28 3.9 2.0 2.5 1.0 1.1 2.5 12.1462 29 1.2 2.0 1.8 2.7 3.6 1.7 12.2233 30 1.8 2.6 1.3 4.5 2.4 0.5 12.2506

2.3.4 DEÜ ile şebeke yapıları arasındaki ilişki

Burada ise tek bir DEÜ her bir sistemde seçilmiş farklı iki baraya sırasıyla bağlanmıştır. Seçilen baralar sırasıyla 9, 14 ve 30 baralı sistemler için şebeke kayıpları açısından en uygun baralar olan 5, 3 ve 30’dur. Diğer üç bara ise 9 baralı sistem, IEEE-14 ve IEEE-30 için sırasıyla 2, 12 ve 21’dir. DEÜ’nün güç faktörü 0.8’den 1’e değiştirilirken, KO %0’dan %17’e kadar artırılmıştır. Şekil 2.8’de görülen şebeke kayıplarına ait karakteristikler her sistem ve bara için farklıdır. Bağlantı noktasının etkisi burada çok açık bir şekilde gözükmektedir. IEEE-30’da

26

DEÜ’nün 21. baraya bağlanması durumunda şebeke kaybı KO’nun artmasıyla doğrusal olarak değişmektedir, fakat güç faktörü dominant bir unsur değildir. DEÜ’nün 30. baraya bağlanması durumunda ise güç kaybı, KO’nun ve güç faktörünün gereğinden fazla artırılmasıyla birlikte artmaya başlamaktadır. Bu duruma ait en uygun güç faktörü ise 0.985’dir. Üç sistemde güç faktörü şebeke kayıpları açısından önemli bir parametre değildir. Bununla birlikte, KO’nun artırılmasıyla güç faktörünün etkisi, 30 baralı sistemde DEÜ 30. baraya bağlandığında gözlemlenebilmektedir.

Çizelge 2.7: IEEE-30 için DEÜ güçleri ve şebeke kayıpları

Bara Numarası Durum 15 18 19 23 24 29 30

Şebeke Kayıpları

1 15.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15.7427 2 0.0 15.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15.6511 3 0.0 0.0 15.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15.5955 4 0.0 0.0 0.0 15.0 0.0 0.0 0.0 15.6860 5 0.0 0.0 0.0 0.0 15.0 0.0 0.0 15.5685 6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15.0 0.0 15.7436 7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15.0 15.5353 8 2.8 3.2 1.5 0.9 1.8 2.8 1.9 15.4363 9 3.0 2.2 2.1 2.8 2.6 1.8 0.5 15.4889

10 0.4 2.5 2.3 0.8 3.0 3.2 2.8 15.3867 11 3.4 2.7 2.8 3.0 0.5 0.3 2.3 15.4651 12 3.3 2.0 1.4 1.3 2.9 2.3 1.8 15.4407 13 0.4 2.8 3.0 4.0 2.0 0.5 2.2 15.4280 14 1.5 0.9 3.5 1.9 0.1 5.1 2.1 15.4284 15 4.0 5.2 1.2 1.5 2.5 0.0 0.6 15.5401 16 5.7 0.2 0.7 1.5 1.0 4.6 1.4 15.4906 17 3.5 1.0 1.8 2.3 2.9 3.0 0.5 15.4799 18 0.8 0.2 4.8 2.4 1.6 4.3 0.9 15.4311 19 5.6 0.6 2.0 2.0 3.0 0.5 1.4 15.5025 20 3.4 3.0 2.1 3.0 0.6 1.4 1.5 15.4762 21 2.5 3.6 1.2 3.0 3.1 1.3 0.3 15.5041 22 2.7 1.1 2.6 1.9 0.9 2.7 3.1 15.4124 23 0.5 3.3 0.9 3.2 2.3 1.5 3.3 15.3939 24 1.9 0.2 2.3 1.3 3.1 4.1 2.2 15.4152 25 3.2 1.6 2.5 2.7 2.7 0.6 1.7 15.4619 26 3.1 1.5 3.5 2.9 1.7 1.0 1.3 15.4710 27 3.4 2.7 3.4 1.4 0.3 0.5 3.2 15.4331 28 3.0 3.6 2.5 2.6 1.0 0.6 1.7 15.4740 29 0.2 1.2 0.9 0.5 5.9 5.6 0.7 15.4394 30 4.2 2.4 0.7 0.3 0.7 2.8 3.8 15.4249

9 baralı test sistemine ait her iki durum için ise şebeke kayıpları benzer eğilimlere sahiptir. Şebeke kayıplarındaki azalma KO ile doğrusal olarak değişmektedir. Fakat, benzer eğilimler IEEE-14 ve IEEE-30 için geçerli olmamaktadır. IEEE-14’de, DEÜ 12. baraya entegre edildiğinde en uygun KO değeri %17 olarak gözlemlenmektedir. Sonuçlar her sistemin ve baranın DEÜ entegrasyonu ile ilgili kendine özgü karakteristiği olduğunu göstermektedir.

27

Şekil 2.8. Farklı KO ve güç faktörlerinde sistemlere ait şebeke kayıpları

2.4 Sonuçlar

DEÜ’nün gücü, bağlanma noktası ve güç faktörü DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinde güç kalitesini artırmak için kritik hususlardır. Bu bölümde, DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinin karakteristikleri şebeke kayıpları ve gerilim profilleri açısından incelenmiştir. DEÜ’lerin güç sistemlerine olan etkilerini değerlendirebilmek amacıyla üç farklı test sistemi ele alınmıştır. Elde edilen sonuçlardan bahsi geçen tüm bu faktörlerin şebeke yapısıyla büyük ölçüde ilişkili olduğu anlaşılmaktadır. Dolayısıyla, bu çalışma kapsamında elde edilmiş tüm

28

gözlemler DEÜ entegre edilmiş güç sistemleri hakkında daha kapsamlı bilgiler elde etmemizi sağlamıştır. Sonuç olarak, DEÜ’lerin entegrasyonuyla birlikte daha güvenilir ve verimli güç sistemler elde edilmesi isteniyorsa daha fazla gözlem ve kurallar elde etmenin önemi bu çalışmayla birlikte daha da artmıştır.

29

3. TEK VE BİRDEN FAZLA DEÜ KONSEPTLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI VE KAYIPLAR İLE GERİLİM PROFİLLERİ ARASINDAKİ İLİŞKİ

Artan enerji talebinden ötürü, önümüzdeki 10 yılda güç sistemleri daha fazla yük altında çalışmak zorunda kalacaktır. Ekonomik ve çevresel etkilerden dolayı yeni iletim hatlarının ve büyük boyutlu üretim tesislerinin kurulmasının kısıtlanması yüzünden DEÜ kullanımı daha ilgi çekici bir konuma gelmektedir (Thong and Belmans, 2009). Özellikle, iletim hatlarını daha az yüklemek amacıyla DEÜ’ler iletim hatlarına da bağlanabilmektedir (Pepermans et al., 2005). DEÜ’ler en basit şekilde herhangi bir optimizasyon ve güç akış analizi yapılmaksızın, radyal sistemlerde hattın sonuna ya da yüksek yüklü baralara bağlanabilir. Fakat, Bölüm 2’de bahsedildiği üzere DEÜ’nün etkisi şebeke yapısına bağlı olmakla birlikte YEK’lerin çıkış güçlerindeki belirsizliğe de bağlıdır. DEÜ’nün yerleştirilmesi ve gücünün belirlenmesinde en uygun planlamanın yapılması gelecek yıllarda ekonomik ve çevresel bakış açıları yüzünden, son kullanıcılar ve şebeke yöneticileri için daha da önem kazanacaktır (Niemi and Lund, 2010). Bölüm 2’de elde edilen sonuçlardan hareketle tek DEÜ ile birden fazla DEÜ konseptleri arasında tercih koşullarını belirleyebilme ve bir eşik kıstasın olup olmadığının araştırılması gerektiği fikri bu bölümdeki çalışmanın temelini oluşturmuştur. Ayrıca, DEÜ’lerin çıkış güçlerindeki belirsizliğin farklı sayıdaki DEÜ biriminin şebeke üzerindeki etkilerinin araştırılması yine bu bölümün çıkış noktalarından birisidir. Kabul edilebilir sonuçlar elde edebilmek amacıyla çok sayıda farklı senaryonun düşünülerek sistemin en uygun çalışma noktaları bulunabilmekle birlikte, detaylı analizler yapılarak gözlemler ve çıkarımlar yapabilmek mümkün olmaktadır. Yakın bir gelecekte, planlama ve yönetim amaçlarıyla DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinde hızlı ve doğru kararlar verebilmek için genel kurallara ihtiyaç duyulacaktır. Dolayısıyla, DEÜ’nün potansiyel kullanımından kaynaklanacak olan üç önemli soruya burada yanıt aranacaktır. Bunlar:

• Güç sistemlerinde, tek DEÜ ya da birden fazla DEÜ konseptlerinin seçiminde herhangi bir eşik değeri mevcut mudur? • Radyal ve ring yapıdaki güç sistemlerinde tek ya da birden fazla DEÜ konseptleri arasında bir ödünleşim yapılabilir mi? • Şebeke kayıpları, gerilim sapmaları ve hat akışları için daha etkili bir formülasyon ya da metodoloji geliştirilebilir mi? Nasıl?

30

Bu bölümde, farklı şebekelerde birden fazla DEÜ’nün KO ve yerleşiminin en uygun şekilde sağlanma problemi, DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinin daha güvenilir çalıştırılabilmesi ve şebeke yönetiminde yardımcı bazı kurallar geliştirilebilmesi amacıyla analiz edilmiştir. İşletmeler açısından DEÜ kullanımındaki temel sebep, şebekelerdeki yenilenme maliyetlerinin ve hava kirliliğinin azaltılmasına katkı sağlamasıdır. DEÜ her ne kadar şebeke kayıplarında azalma ve gerilim profillerinde iyileştirmeye sebep olsa da, iletim hatlarının kapasiteleri bazı KO seviyelerinde yetersiz kalabilmektedir. Bu sebeple, varolan hat kapasiteleri de şebeke kayıpları ve gerilimlerin yanısıra dikkate alınmıştır. Bu bağlamda, tek ve birden fazla DEÜ için bir eşik KO değerinin olup olmadığı araştırılmıştır. Elde edilen sonuçlar neticesinde, şebeke kayıpları minimize edilirken gerilim profili ve hat akışları gözlemlenerek şebeke planlaması açısından bazı kurallar elde edilmesi amaçlanmıştır. Gerilim ve hat akışları limitlerini aşmadan KO seviyesini maksimize etmek bu bölümün diğer bir odak noktasıdır. Genel sonuçlar çıkarabilmek için IEEE test sistemlerine dayalı nümerik metodlar ve teknikler kullanılmıştır.

3.1 DEÜ Entegrasyonundaki Zorluklar

DEÜ’ler sistem performansını değiştirme potansiyeline sahiptirler. Yapılan çalışmalar bağlantı noktası ve KO’nun en önemli hususlar olduğunu bize ispatlamaktadır. DEÜ’lerin yerleşiminden dolayı sisteme sağlanan aktif güç, en uygun şekilde yerleştirilmiş kapasitörlerden sağlanan reaktif güç ile benzer mantıkta değerlendirilebilir. DEÜ’lerin temel kullanım amacı aktif güç üretimi olmasına rağmen reaktif güç de üretebilmektedirler, fakat bu durum zorunlu değildir (Pepermans et al., 2005). DEÜ’nün gücünün ve bağlantı yerinin uygun şekilde seçimi şebeke kayıplarında önemli bir azalmaya sebep olmaktadır (Acharya et al., 2006). Fakat, DEÜ’nün etkilerinin birden çok faktöre bağlı olarak değişmesinden dolayı temel kurallar çıkarabilmek oldukça güç olmaktadır.

Konvansiyonel sistemlerde, gerilim profilleri ve şebeke kayıplarının karakteristiği nispeten daha basittir, çünkü elektrik enerjisi merkezi santrallerden üretildikten sonra son kullanıcıya dağıtılmaktadır ve tek yönlü bir yük akışı söz konusudur. Fakat, DEÜ konseptinde artan KO seviyesi şebeke kayıplarına ve gerilimlerde yükselmeye sebep olan çift yönlü yük akışına sebep olabilmektedir. Bu noktada karşılaşılan soru şudur: şebeke kayıplarını azaltacak ve sistemdeki kısıtları da göz önünde bulunduran kabul edilebilir DEÜ gücü nedir? Şebeke operatörleri gerilim sapmaları ve hat kapasiteleri açısından dağıtım şebekelerinde

31

önerilen DEÜ’lerin etkilerini analiz etme ihtiyacı duyacaklardır. Bir sistemde, tek bir baraya DEÜ entegrasyonu bağlandığı hatlarda gerilim yükselmelerine sebep olacaktır. Bu etki radyal sistemlerin son kısımlarındaki gerilimleri yükseltebilmek amacıyla kullanılmaktadır.

DEÜ entegrasyonunda kullanılabilecek bazı kuralların oluşturulmasında kullanılacak yöntemlerden biri sistemdeki istenmeyen bozulmaların ve nedenlerinin belirlenmesidir. Yani, şebekeler farklı durumlarda çalıştırılarak gözlemler yapmaktır. Literatürde tek bir DEÜ ile birden fazla DEÜ konseptlerinin karşılaştırıldığı bir çalışma bulunmamaktadır. Burada, tek ve birden fazla DEÜ durumları için eşik değeri belirlemek için basit bir yaklaşım kullanılmıştır. Varolan şebekelerde gerilim profillerinin ve hat kapasitelerinin DEÜ bağlandığındaki durum ile kıyaslanabilmesi için özel sayısal indeksler hesaplanmıştır. Modern güç sistemleri ekipmanlarının sınırlı bir çalışma aralıklarına sahip oldukları bilinen bir gerçektir. Bu sebepten, gerilim dalgalanmaları ve hat kapasite limitleri büyük önem arz etmektedir. Gerilim sapmaları DEÜ varken ve yokken şebeke gerilimlerinin arasındaki farklar gözlemlenerek hesaplanmıştır. Bu bölümde ise IEEE-30, IEEE-57 ve IEEE-34 test sistemleri kullanılmıştır. IEEE-30 test sistemi Şekil 2.1’de, IEEE-34 ve IEEE-57 sistemleri ise sırasıyla Şekil 3.1 ve 3.2’de gösterilmektedir. IEEE 30, 57 ve 34 sistemleri sırasıyla 283.4, 1250 ve 4.8165 MW yüklere sahiptirler. Bu bölümün daha sonraki aşamalarında, doğrusal olmayan etkiler güç sistemlerinin performanslarını artırabilmek amacıyla araştırılmıştır.

Şekil 3.1. IEEE-34 test sistemi

32

Şekil 3.2. IEEE-57 test sistemi

3.2 Birden Fazla DEÜ Entegrasyonu Durumunda En Uygun Gücün Belirlenmesi

DEÜ’lerin optimum gücünün belirlenmesi güç sistemleri mühendisliği açısından güvenilir güç sistemleri oluşturabilmek için en önemli olgulardan birisidir. Şebeke kayıplarını azaltabilmek amacıyla en uygun DEÜ bağlantı noktası ve gücü ile ilgili çok farklı yaklaşımlar bulunmaktadır. “Exact power loss formula” (Acharya et al., 2006) isimli şebeke kayıplarını hesaplamak amacıyla literatürde kullanılan analitik denklem birden fazla DEÜ konseptini içermesi için basit bir şekilde burada revize edilmiştir. Bu analitik denklem şu şekilde yazılabilir:

( ) ( )[ ]∑ ∑= =

−++=bara baraN

i

N

jjijiijjijiijloss QPPQQQPPP

1 1βα

(3.1)

( )jiji

ijij VV

rδδα −= cos (3.2)

33

( )jiji

ijij VV

rδδβ −= sin (3.3)

burada Pi ve Qi sırasıyla i. baradaki aktif ve reaktif güç enjeksiyonunu, rij i. ve j. baralar arasındaki hattın rezistansı, Vi ve δi sırasıyla i. baradaki gerilim genliği ve açısı, Nbara toplam bara sayısını ve Ploss ise toplam şebeke kaybıdır. Aktif güç enjeksiyonu, aktif güç üretimi ve aktif güç tüketimi arasındaki fark şeklinde ifade edilebilir:

baraDiGii NiPPP ...,,2,1=−= (3.4)

burada PGi and PDi sırasıyla i. baradaki üretilen ve tüketilen enerjiyi göstermektedir. (3.4)’deki denklemi (3.1)’de yerine koyarsak, şebeke kayıplarına ilişkin formül şu şekilde yazılır:

( )( )( )[( ) ( )( )]jDiGiDjGjiij

N

i

N

jjiDjGjDiGiijloss

QPPPPQ

QQPPPPPbara bara

−−−

++−−= ∑ ∑= =

β

α1 1 (3.5)

Aktif güç dengesini sağlayabilmek amacıyla enerji talebi ile kayıpların toplamının konvansiyonel ve DEÜ jeneratörlerinden üretilen enerjinin toplamına eşit olması gerekmektedir. Bu sebeple, sistemdeki güç dengesi buradaki optimizasyon problemine eşitlik kısıtı olarak dahil edilmelidir. Diğer bir kısıt ise toplam DEÜ kapasitesidir. Dolayısıyla, problemdeki kısıtlar şu şekilde yazılabilir:

lossyükTG PPP += (3.6)

∑=

=m

iDGDGi PP

1 (3.7)

∑ ∑= =

+=n

i

m

iDGiCGiTG PPP

1 1 (3.8)

burada PDG toplam DEÜ kapasitesini, Pyük toplam yükü, Ploss toplam şebeke kaybını, PTG toplam üretilen aktif gücü, PCGi ve PDGi sırasıyla konvansiyonel ve DEÜ jeneratörlerinden üretilen enerjiyi, n ve m sırasıyla konvansiyonel jeneratörlerin ve DEÜ’lerin sayılarını ifade etmektedir. Bu problem, herhangi bir geleneksel sınırlı optimizasyon metodu kullanılarak çözülebilmektedir. Sınırlı

34

optimizasyon problemlerinde, minimize edilecek fonksiyon f, eşitlik kısıt fonksiyonları g ve eşitsizlik kısıt fonksiyonları u olmak üzere aşağıdaki gibi ifade edilirler:

),...,,(: 21 vxxxffonksiyonuamaç (3.9)

( ) tixxxg vi ,...,2,10,...,, 21 == (3.10)

( ) qixxxu vi ,...,2,10,...,, 21 =≤ (3.11)

burada v, t ve q sırasıyla değişken sayısını, eşitlik ve eşitsizlik kısıt fonksiyon sayısını ifade etmektedir. Daha sonra, Lagrange denklemini oluşturmak amacıyla tüm kısıtlar Lagrange katsayıları ile çarpılarak amaç fonksiyonu ile toplanır (Saadat, 2004):

∑∑==

++=z

jjj

t

iii ugfL

11ωλ (3.12)

burada λ ve ω Lagrange katsayılarını ifade etmektedir. Lokal minimumu elde etmek için aşağıdaki koşullar sağlanmalıdır.

vixL

i,...,10 ==

∂∂ (3.13)

tigLi

i,...,10 ===

∂∂λ

(3.14)

qjuLj

j,...,10 ===

∂∂ω

(3.15)

qju jjj ,...,10&0 =>= ωω (3.16)

burada (3.16) ile gösterilen denklem Kuhn-Tucker gerekli koşulu olarak adlandırılmaktadır. Bizim çalışmamız da ise amaç fonksiyonu ve kısıtlar sırasıyla (3.5) – (3.8) denklemleriyle verilmiş olup, bulmak istediğimiz değişkenler ise:

[ ]nGmGG PPPX += ,...,, 21 (3.17)

35

Bu bölümdeki problemde üç adet eşitlik kısıtı olduğundan t değeri 3, eşitsizlik kısıtı olmadığından q değeri 0'dır.

Farklı KO seviyelerini ve DEÜ sayısını analiz edebilmek amacıyla, KO değeri toplam yük ile konvansiyonel jeneratörlerin toplam kapasiteleri arasındaki farka kadar artırılmıştır. Bu sebeple maksimum KO, kullanılan tüm sistemler için farklılık göstermektedir. Diğer yandan, DEÜ bağlanılacak bara sayısı 1, 3, 5, 7 ve 9 olacak şekilde burada değiştirilmiştir.

Optimizasyonu gerçekleştirebilmek için öncelikle her test şebekesi için DEÜ bağlanabilecek aday baralar belirlenmelidir. Her üç şebeke için seçilen 9 bara ve yükleri Çizelge 3.1’de verilmiştir. Bu baralar, DEÜ’nün tanımından yola çıkılarak konvansiyonel jeneratörlerden uzak olan baralardan seçilmeye çalışılmıştır. Daha sonra, 9 bara rastgele bir şekilde ikişer ikişer azaltılarak analize devam edilmiştir. Sonuç olarak, her bir şebeke için Çizelge 3.2’de görüldüğü gibi 5 adet durum oluşturulmuştur.

Çizelge 3.1: DEÜ bağlanabilecek aday baralar ve yükleri

IEEE-30 IEEE-57 IEEE-34 Bara Numarası

P [MW]

Q [MVar]

Bara Numarası

P [MW]

Q [MVar]

Bara Numarası

P [MW]

Q [MVar]

14 6.2 1.6 13 18 2.3 11 0.2300 0.1425 15 8.2 2.5 22 0 0 12 0.1370 0.0840 16 3.5 1.8 23 6.3 2.1 15 0.0720 0.0450 18 3.2 0.9 37 0 0 16 0.0135 0.0075 21 17.5 11.2 38 14 7 26 0.2300 0.1425 23 3.2 1.6 47 29.7 11.6 27 0.1370 0.0850 26 3.5 2.3 48 0 0 30 0.0750 0.0480 29 2.4 0.9 53 20 10 33 0.0570 0.0345 30 10.6 1.9 57 6.7 2 34 0.0570 0.0345

Çizelge 3.2: Tüm şebekelerde her bir durum için belirlenmiş bara numaraları

DEÜ Bağlanacak Baralar Durum No

Bara Sayısı IEEE-30 IEEE-57 IEEE-34

1 9 DG 14,15,16,18,21,23,26,29,30 13,22,23,37,38,47,48,53,57 11,12,15,16,26,27,30,33,34 2 7 DG 14,15,16,18,21,23,26 13,22,23,38,47,48,53 12,15,16,26,27,30,33 3 5 DG 15,16,18,21,23 13,22,38,48,53 12,15, 26,30,33 4 3 DG 16,21,23 23,38,48 12,26,30 5 1 DG 21 38 26

IEEE-30’a ait şebeke kaybının karakteristiği Şekil 3.3’de görüldüğü üzere her durum için optimum bir değere sahiptir ve bu değer aşıldığında şebeke kayıplarının arttığı gözlemlenmektedir. Tüm KO seviyelerinde en düşük şebeke

36

kaybının sisteme 9 DEÜ entegre edildiği durumda sağlandığı açıktır. IEEE-57 sistemi için, 5, 7 ve 9 DEÜ bağlandığı durumlarda Şekil 3.4’den anlaşılacağı üzere benzer kayıp karakteristikleri elde edilmiştir. Her iki şebeke her ne kadar farklı karakteristik özellikler sergilese de, her bir durumda optimum KO seviyesi vardır. Dahası, eğer IEEE-57 için KO seviyesi %20 civarında tutulursa, şebeke kayıpları DEÜ olmadığı duruma göre çok önemli miktarlarda azalmaktadır. Bu ise gelecekteki güç sistemlerinin etkin ve güvenilir bir şekilde işletilebilmesi amacıyla doğru ve detaylı analizlere gerek duyulduğunu bize göstermektedir.

Şekil 3.3. IEEE-30 için farklı durumlarda şebeke kayıplarının KO’ya bağlı değişimi


37

Radyal tip bir şebeke olan IEEE-34 için ise Şekil 3.5’de görüldüğü gibi yalnızca tek DEÜ olan durum optimum bir değere sahiptir. Birden fazla DEÜ kullanılan durumlarda, şebeke kayıplarının KO seviyesinin artışına bağlı olarak sürekli azaldığı gözlemlenmektedir.

Tüm bu anlatılanların yanı sıra, belirlenmiş olan en uygun DEÜ bağlantı noktası ve gücü, güç sistemlerindeki teknik ve çevresel sıkıntılardan dolayı her zaman kullanılamamaktadır. DEÜ’lerdeki bu sıkıntıdan ve yenilenebilir DEÜ’lerin çıkış güçlerindeki belirsizliklerden dolayı, mühendisler için farklı ve basit bir yaklaşımın geliştirilmesine ve dikkate alınmasına ihtiyaç vardır.


3.3 Tek ve Birden Fazla DEÜ Konseptlerinin Karşılaştırılması

Güç sistemleri planlamacıları DEÜ’den elde edilecek faydaları en üst seviyeye çıkarmak zorundadırlar. Fakat, güç sistemlerindeki belirsizliğin seviyesi KO seviyesinin artmasıyla birlikte anormal bir şekilde artmakta ve bu durum belirsizlikleri daha önemli hale getirmektedir. Bu nedenle, şebekelerin performasını geliştirmek için alternatif çözümler dikkate alınmalıdır. Şebeke performansını maksimize etme problemini aşmanın yollarından birisi tüm DEÜ bağlantı olasılıklarını göz önüne alarak şebekeyi gözlemlemektir. Aslında, DEÜ entegrasyonu şebeke destekleme konsepti olarak algılanmalıdır. DEÜ’lerin radyal sistemlerde hattın sonuna, ring sistemlerde ise yüksek yüklü baralara bağlanması tercih edilmektedir. Fakat, bu türlü planlama metodolojileri farklı senaryolarda geçerli olmayabilmektedir. Pratik anlamda, sabit ya da öngörülen DEÜ güçleri

38

elde edebilmek, teknik ve çevresel etkenlerden dolayı her zaman mümkün olmayabilmektedir. Bu nedenle, rasgele üretilmiş DEÜ güçleri, DEÜ’lerin çıkış güçlerindeki belirsizliği yansıtması amacıyla burada kullanılmıştır.

Buradaki çalışmada, birden çok DEÜ ünitesi şebekede belirlenmiş baralara çeşitli KO seviyelerinde dahil edilmiştir. Her bir KO seviyesinde, toplam DEÜ kapasitesi DEÜ jeneratörlerine paylaştırılmıştır. Bu birden çok DEÜ bağlandığı duruma işaret etmektedir. Tek DEÜ konseptinde ise, ilgili KO seviyesindeki toplam DEÜ kapasitesinin tamamı şebeke kayıpları açısından en uygun sonucu verecek baraya bağlanır (Wang and Nehrir, 2004). Tek DEÜ ile birden fazla DEÜ konseptlerinin etkinliğini karşılaştırabilmek amacıyla Şekil 3.6’de görülen bir akış diyagramı geliştirilmiştir. Verilen N adet rasgele dağıtılmış DEÜ durumu, öngörülmüş DEÜ bağlanabilecek aday baralar ve maksimum KO seviyesi için, bu algoritma ile N adet durum içinden kaç tanesinin optimum tek DEÜ durumuna göre daha düşük şebeke kaybına sahip olduğunu bulabilmekteyiz. Her bir şebeke için göz önüne alınmış 9 adet DEÜ barası (9-DEÜ) Çizelge 3.1’de verilmiştir. Analizi gerçekleştirebilmek için, 1000 adet rastgele dağıtılmış durum her bir KO seviyesi için oluşturulmuştur, örneğin IEEE-30 için Şekil 3.7’de verilmektedir. Benzer datalar diğer test sistemleri için de aynı şekilde üretilmektedir. Tek ve birden fazla DEÜ konseptleri sırasıyla şebeke kayıpları, gerilim profilleri ve hat akışları açısından burada karşılaştırılacaktır.

3.3.1 Şebeke kayıpları

Şekil 3.8’de her bir şebeke için N durumdan kaç tanesinin, optimum tek bir DEÜ’nün sisteme entegrasyonu durumuna göre daha düşük şebeke kaybına sahip olduğu gösterilmiştir. IEEE-30 için, toplam DEÜ kapasitesi seçilmiş olan baralardaki DEÜ’lere paylaştırılmış olmasına rağmen %4 ve %6 KO seviyeleri arasında birden fazla DEÜ konseptinin, tek DEÜ konseptine göre daha mantıklı hale geldiği açıkça gözükmektedir. Aslında, bu karakteristik beklenmekte olan bir durumdur.

IEEE-30’da, %6 KO seviyesi aşılırsa tüm rasgele dağıtılmış DEÜ durumlarının şebeke kayıpları, optimum yerleştirilmiş tek DEÜ durumuna göre daha düşüktür. Ayrıca, %4’den küçük KO seviyelerinde ise tek DEÜ konseptinin şebeke kayıpları açısından seçilmesi gerektiği söylenebilir. Bu sebeple, tek DEÜ konseptinden dağıtılmış DEÜ konseptine geçişte IEEE-30’un eşik değeri %4 KO’dur. Bu gözlem gelecekteki güç sistemlerinin planlanmasında büyük bir önem

39

arz edecektir. Buna ek olarak, her iki DEÜ konseptinin şebeke kayıplarının KO seviyesine göre değişimi IEEE-30 için Şekil 3.9’da verilmiştir. Eşik seviyesi bu grafikte %4 KO seviyelerinde açık bir şekilde gözükmektedir. Dahası, KO seviyesinin artmasıyla her iki konsept arasındaki şebeke kayıplarındaki fark artmaktadır.

Şekil 3.6. Önerilen metodolojinin akış diyagramı

40

Şekil 3.7. IEEE-30 için rasgele oluşturulmuş dağıtılmış birden fazla DEÜ durumları

Şekil 3.8. Her bir KO seviyesinde tek DEÜ durumuna göre daha düşük şebeke kaybına sahip dağıtılmış DEÜ durumu sayısı

Şekil 3.8’de görüldüğü üzere IEEE-57 ise IEEE-30 ile şebeke kayıpları açısından benzer bir karakteristik göstermektedir. Fakat, eşik değerinin %1.5 KO’da olduğu gözlemlenmiştir. %4 KO seviyesi aşıldığında, rastgele dağıtılmış tüm birden fazla DEÜ durumları optimum tek DEÜ durumuna göre daha düşük şebeke kaybına sahiptir. Bu sebeple, KO seviyesi %4’ü aştığında ek bir seçme işlemi veya optimizasyonu yapılmaksızın, 1000 durum içinden herhangi bir dağılım durumu seçilerek DEÜ’ler kurulup çalıştırılabilir. Şekil 3.10’da görüldüğü gibi bu sistem için eşik değerinin %1.5 KO (12.5 MW) seviyesinin olduğu açıktır.

41

Şekil 3.9. IEEE-30 için şebeke kaybının KO’ya göre değişimi

Şekil 3.10. IEEE-57 için şebeke kaybının KO’ya göre değişimi

Son olarak, radyal bir sistem olan IEEE-34, önerilen yaklaşım kullanılarak eşik değeri açısından ring ve radyal sistemleri karşılaştırabilmek amacıyla

42

incelenmiştir. Ring sistemlerin aksine, tek DEÜ bağlantısı Şekil 3.8’de verildiği gibi tüm KO seviyeleri için minimum şebeke kaybına sahiptir. Böylece, toplam DEÜ kapasitesini dağıtmak bu sistem için mantıklı bir çözüm olmamaktadır ve dolayısıyla herhangi bir eşik değeri bulunmamaktadır. Sonuç olarak, eşik değeri DEÜ’lerin planlanmasında güç sistemlerinde önem arz etmektedir ve bu seviye her bir şebeke için farklılık gösterebilmektedir.

3.3.2 Gerilim profilleri

Güç kalitesi gereksinimlerinden dolayı şebeke gerilimi belirlenmiş limitler içinde tutulmalıdır. DEÜ entegre edilmiş farklı güç sistemlerinde, bu kısıtı sağlayabilecek maksimum KO seviyesini belirlemek oldukça zordur. Ayrıca, sistemlerde çok sayıda bara bulunduğunda tüm KO seviyeleri ve farklı DEÜ bağlantı kombinasyonları için tüm baralardaki gerilimleri gösterebilmek oldukça karmaşıktır. Bu çalışmada, sadece nominal değerin %5’ini aşan problematik baraların sayısını belirlemek sunuş kolaylığı açısından tercih edilmiştir. Bu gözlemler sonucu elde edilecek kurallar ile şebeke gerilimlerini kabul edilebilir değişimlerde tutabilmek amacıyla önlemler alınabilecektir. Gerilim sapma indeksi (GSI) her bir farklı durumdaki gerilimleri değerlendirebilmek için bu çalışmada aşağıdaki gibi kullanılmıştır:

100xV

VVGSI noDG

i

noDGi

withDGi −

= i =1, 2,…, Nbara (3.18)

burada withDGiV ve noDG

iV sırasıyla DEÜ varken ve yokken i. baranın gerilimini,

Nbara ise bara sayısını ifade etmektedir.

Simülasyon sonuçları, IEEE-30’da birden fazla DEÜ’nün rasgele entegrasyonunun önemli bir gerilim sapmasına sebep olmadığını göstermiştir. Tek DEÜ olduğu durum için, KO seviyesi %5.3’ü geçtiğinde 26. ve 30. baraların problematik baralar olduğu gözlemlenmektedir. Çizelge 3.3 tek bir DEÜ bağlantısı durumunda problematik baraları ve her bir KO seviyesi için %5 limiti aşan ilgili durum sayısını göstermektedir. Örneğin, KO seviyesi %5.3 olduğunda 26. bara için sadece bir adet limiti aşan durum bulunmaktadır. Her bir problematik durumun meydana gelebilme olasılığının, 9 adet DEÜ bağlanabilecek aday bara seçildiğinden dolayı, 1/9 olduğu söylenebilir. Çizelge 3.3 ayrıca bara numarası ve KO seviyesi açısından problematik durumların toplam sayı bilgisini de bize sağlamaktadır. 26. baranın 30. baraya göre daha problematik bir bara olduğu

43

açıkça gözükmektedir. Buna ek olarak problematik durumların sayısı KO seviyesi ile doğrusal olmayan bir ilişki içinde artması da önemli sonuçlardan birisidir.

Çizelge 3.3: IEEE-30 için problematik baralar ve baraya ait limitleri aşan durum sayısı (tek DEÜ)

Toplam KO Seviyesi [%] 5.3 5.6 6 6.4 6.7 7.1 7.4 Bara

Numarası %5’lik Gerilim Limitini Aşan Durum Sayısı Toplam 26 1 1 1 1 1 1 1 7 30 1 1 2

Toplam 1 1 1 1 1 2 2 9

Benzer veriler Çizelge 3.4 ve 3.5’de IEEE-57 için verilmiştir. Çizelge 3.4 tek bir DEÜ sisteme entegre edildiğinde oluşabilecek problematik durumları sunmaktadır. Çizelgedeki her bir hücrenin olasılığı o hücredeki durum sayısının DEÜ bağlanabilecek aday bara sayısına bölümü ile hesaplanabilir. Burada Çizelge 3.1’de gösterildiği üzere 9 adet bara seçilmiştir. Çizelge 3.5 ise birden fazla DEÜ bağlanan durumları göstermektedir. IEEE-30’un aksine, %5’lik limiti aşan durum sayısının oldukça fazla olduğu açıkça gözükmektedir. Örneğin, KO seviyesi %4.8 iken 57. bara için 2 adet problematik durum bulunmaktadır. Bu durumların oluşabilme ihtimali ise rasgele dağıtılmış 1000 durum oluşturulduğundan dolayı 2/1000’dir. %5.2 KO seviyesinin üzerinde, KO seviyesinin etkisi daha net bir şekilde anlaşılmaktadır. Bu sistem için alınacak önlemlerin, problematik durumların meydana gelme olasılığını azaltabilmek amacıyla 57. baraya odaklanması gerektiği açıktır. Bu sayede, mevcut şebekelerin yeniden yapılandırılmasının ertelenmesi için mühendislik yatırımlarının önceliği derecelendirilebilecektir. Son sistem olan IEEE-34 şebekesi ele alındığında ise, problematik durumların oluşmadığı gözlemlenmiştir, dolayısıyla radyal şebekelerde DEÜ entegrasyonun etkilerini gözlemlemek daha basit bir husus olarak karşımıza çıkmaktadır.

3.3.3 Hat akışları

Hat akış indeksi (HAI), sistemde DEÜ olmadığı durumdaki hat akışlarını %50 aşan hatları belirlemek amacıyla kullanılmıştır. Bu indeks şu şekilde ifade edilebilir:

100xP

PPHAI noDG

i

noDGi

withDGi −

=

i =1, 2,…, nL (3.19)

44

burada withDGiP ve noDG

iP sırasıyla DEÜ varken ve yokken i. hattaki yük akışıını, nL

ise toplam hat sayısını ifade etmektedir.

Çizelge 3.4: IEEE-57 için problematik baralar ve baraya ait limitleri aşan durum sayısı (tek DEÜ)

Toplam KO Seviyesi [%] 2.4 2.8 3.2 3.6 4.0 4.4 4.8 5.2 5.6 6.0 6.4 6.8 7.2 Bara

Numarası %5’lik Gerilim Limitini Aşan Durum Sayısı Toplam 23 1 1 2 31 1 1 32 1 1 1 1 1 5 33 1 1 1 1 1 5 34 1 1 1 1 1 5 35 1 1 1 1 1 5 36 1 1 1 1 1 5 37 1 1 1 1 1 1 6 39 1 1 1 1 1 1 6 40 1 1 1 1 1 5 52 1 1 1 1 1 1 1 1 8 53 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12 54 1 1 56 1 1 2 57 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 17

Toplam 1 2 2 2 2 3 3 5 11 12 12 14 15 82

Çizelge 3.5: IEEE-57 için problematik baralar ve baraya ait limitleri aşan durum sayısı (birden fazla DEÜ entegrasyonunda)

Toplam KO Seviyesi [%]

2.4 2.8 3.2 3.6 4.0 4.4 4.8 5.2 5.6 6.0 6.4 6.8 7.2

Bara Numarası %5’lik Gerilim Limitini Aşan Durum Sayısı Toplam

32 3 7 10

33 3 9 12

34 2 4 6

35 2 5 7

36 2 3 5

37 1 2 3

39 2 7 9

40 2 5 7

53 1 1 2

57 2 22 66 123 237 344 479 1273

Toplam 0 0 0 0 0 0 2 22 66 123 238 361 523 1337

Çizelge 3.6 ve 3.7 IEEE-30 için sırasıyla tek DEÜ ve birden fazla DEÜ konseptlerinde hat akışlarının %50’yi aştığı durumları göstermektedir. Tek DEÜ entegrasyonunda, en çok problem oluşturan hatların 21-22, 23-24, 24-25 ve 18-19 olduğu gözükmektedir. Birden fazla DEÜ sisteme entegre edildiğinde ise Çizelge

45

3.7’de görüldüğü gibi bu hatların yanısıra 8-28 hattında da problemler oluşmaktadır. Hatlardan bazıları hiç bir probleme sebep olmamalarına rağmen, güç sistemlerindeki elemanların güvenliklerini sağlayacak önlemleri detaylı bir şekilde gerçekleştirebilmek için diğer hatlar dikkatlice analiz edilmelidirler.

Çizelge 3.6: IEEE-30 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum sayısı (tek DEÜ)

Toplam Katılım Oranı [%] 2.5 2.8 3.2 3.5 3.9 4.2 4.6 4.9 5.3 5.6 6 6.4 6.7 7.1 7.4 Hattın

İsmi %50’lik Hat Limitlerini Aşan Durumların Sayısı Toplam

14 15 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15 16 17 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 21 15 18 1 1 1 1 4 18 19 1 1 2 2 2 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 45 21 22 1 2 2 2 2 5 5 5 5 5 5 5 5 5 54 15 23 1 1 1 1 4 22 24 1 1 1 3 23 24 1 2 2 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 50 24 25 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 45 25 26 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12 25 27 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 28 8 28 1 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 34

29 30 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15 Toplam 8 12 15 18 18 19 24 24 25 26 26 28 29 29 29 330

Çizelge 3.7: IEEE-30 için problematik hatlar ve o hatta ait limitleri aşan durum sayısı (birden fazla DEÜ entegrasyonunda)

Hattın İsmi 14-15 16-17 18-19 21-22 23-24 24-25 25-27 8-28 Toplam 2.5 21 21 2.8 35 35 3.2 1 10 4 90 105 3.5 2 32 12 134 180 3.9 8 49 19 174 250 4.2 10 118 3 35 234 400 4.6 24 1 208 2 62 301 3 601 4.9 23 4 309 8 94 360 18 816 5.3 31 6 372 23 105 389 49 975 5.6 36 11 450 39 155 453 186 1330 6 45 27 543 58 200 477 302 1652

6.4 51 35 584 84 205 480 1 473 1913 6.7 67 58 660 97 289 481 1 608 2261 7.1 86 86 674 131 272 564 792 2605

Top

lam

Katılı

m O

ranı

[%]

7.4

%50

’lik

Hat

Lim

itler

ini A

şan

Dur

umla

rın

Sayı

sı

94 93 713 145 316 563 840 2764 Toplam 478 321 4722 590 1768 4756 2 3271 15908

Diğer önemli bir gözlem ise tek DEÜ durumunda problem oluşturan bazı hatların, birden fazla DEÜ’nün kullanıldığı konseptte problem oluşturmadığıdır. Bu türden deterministik analizler kullanılarak, problematik hatlar derecelendirilebilir ve hangi hatların yeniden yapılandırılmada önceliğe sahip olduğunun belirlenmesi sağlanabilir. KO seviyesi ile oluşabilecek problematik durumların sayısı arasındaki ilişkinin doğrusal olmadığı önemli sonuçlardan

46

birisidir. Problematik durumların sayısı KO seviyesinin artmasıyla birlikte artmaktadır. IEEE-57 için, hat akışlarına ait karakteristik sırasıyla tek DEÜ ve birden fazla DEÜ bağlantısı konseptlerine göre Çizelge 3.8 ve 3.9’da verilmiştir.


Toplam Katılım Oranı [%]

2.4 2.8 3.2 3.6 4.0 4.4 4.8 5.2 5.6 6.0 6.4 6.8 7.2 Hattın İsmi %50’lik Hat Limitlerini Aşan Durumların Sayısı Toplam

6 7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12

9 10 1 1 2

9 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11

9 13 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 26

11 13 1 1 1 3

19 20 2 2 2 3 3 4 4 4 5 29

21 20 2 2 3 4 4 5 5 7 7 7 7 7 7 67

21 22 2 2 3 4 4 5 5 7 7 7 7 7 7 67

22 23 1 1 1 1 2 2 2 2 3 3 3 3 3 27

23 24 1 2 2 2 2 3 3 3 3 5 5 5 36

24 26 1 1 1 1 1 5

26 27 1 1 1 1 1 5

31 32 1 1 1 1 2 2 2 2 2 14

22 38 2 2 2 2 2 3 3 3 3 5 5 6 38

37 38 1 1 1 1 1 5

37 39 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 21

36 40 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 19

56 41 1 1 1 1 1 1 1 7

56 42 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 19

38 48 1 2 2 2 2 2 2 2 2 17

47 48 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 13

48 49 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 6 27

49 50 1 3 5 6 6 21

29 52 1 1 1 3

52 53 1 1 1 1 1 1 1 1 8

53 54 1 1 1 1 1 1 1 1 1 9

54 55 1 1 1 3

40 56 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 19

57 56 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 13

39 57 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 21

Toplam 10 16 22 26 36 40 43 49 55 58 67 70 75 567

Tek DEÜ konseptinde birden fazla DEÜ bağlanan duruma göre daha fazla problematik hattın olduğu aşikardır. Fakat, tek DEÜ durumundaki problematik durumların meydana gelme olasılığı kimi baralarda daha yüksek iken kimisinde daha düşüktür. Çizelge 3.9’da görüldüğü üzere %6 KO seviyesi aşıldığında 21-20 ve 21-22 hatlarında problematik olayların olma olasılığı 1 olduğundan dolayı bu hatlar kritik hatlar olarak adlandırılmalıdır. Eğer bu hatlar için gerekli önlemler

47

alınırsa, sisteme birden fazla DEÜ entegre etmek, tek bir DEÜ konseptine göre daha mantıklı olacaktır.



2.4 2.8 3.2 3.6 4.0 4.4 4.8 5.2 5.6 6.0 6.4 6.8 7.2 Hattın İsmi %50’lik Hat Limitlerini Aşan Durumların Sayısı Toplam

6 7 1 1 14 58 153 227

9 13 171 421 627 776 904 980 995 714 266 173 205 378 457 7067

19 20 3 9 109 325 524 581 671 2222

21 20 39 257 662 868 958 997 996 1000 1000 1000 1000 8777

21 22 39 257 662 868 958 997 996 1000 1000 1000 1000 8777

22 23 1 4 5

23 24 1 5 24 68 157 265 426 469 521 1936

31 32 1 1

22 38 2 8 6 12 28 56

36 40 1 1

56 42 1 16 40 68 119 200 275 381 1100

48 49 1 2 9 60 128 207 322 459 1188

49 50 28 105 265 398

40 56 1 1

57 56 4 10 46 92 169 223 321 370 460 471 527 571 3264

Toplam 171 425 715 1336 2321 2892 3182 3155 3022 3480 4081 4728 5512 35020

IEEE-34’e ait hat akışlarıyla ilgili karakteristik Çizelge 3.10 ve 3.11’de görüldüğü üzere diğer sistemlerden farklıdır. Birden fazla DEÜ sisteme entegre edildiğinde, hat akışlarıyla ilgili oluşabilecek problemler 15 ile 16. baralar arasındaki hat hariç büyük ölçüde azaltılabilmektedir. Burada önerilen metod, herhangi bir güç sistemine karar destekleyici yardımcı eleman olarak uygulanabilir. DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerindeki problematik durumları ve detaylı karakteristikleri çıkartabilmek amacıyla her şebeke ayrı ayrı değerlendirilmelidir.

3.4 Sonuçlar

Teknik ve çevresel kısıtlardan dolayı DEÜ’lerin optimum bağlanma yeri ve gücünün bulunması, hat akışları ve gerilim limitleri dikkate alındığında oldukça zor bir iştir. DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinde olası belirsizlikleri içeren optimizasyon ve olasılık tabanlı bir çok metod olmasına rağmen getirdikleri hesaplama yükünden dolayı bu yöntemleri kullanarak sistemlerin güvenilirliğini ve verimliliğini artırmak yük tevzi mühendisleri açısından pratik bir çözüm olmayabilmektedir. Burada, KO seviyesi göz önünde bulundurularak DEÜ

48

entegrasyonunun tek ve birden fazla konseptler açısından fizibilitesini analiz etmek amacıyla şebeke kayıplarını, gerilim profillerini, hat akışlarını ve DEÜ çıkış gücündeki belirsizlikleri göz önüne alacak bir metod önerilmiştir. Sonuçlar önerilen akış diyagramı sayesinde güç sistemlerine ait performans parametrelerinin detaylı bir şekilde analiz edilerek, en doğru planlama ve yönetimin gerçekleştirilebileceğini göstermektedir.



1.2 2.5 3.7 5.0 6.2 7.5 8.7 10.0 Hattın İsmi %50’lik Hat Limitlerini Aşan Durumların Sayısı Toplam

11 12 1 1 2

13 14 2 2 4

14 15 2 2 2 2 2 10

15 16 1 1 1 1 1 1 1 1 8

26 27 1 1 2

28 29 1 1 2

29 30 1 1 1 1 1 5

31 32 2 2

32 33 2 2 2 6

33 34 1 1 1 1 1 1 6

Toplam 1 1 2 5 5 7 12 14 47



1.2 2.5 3.7 5.0 6.2 7.5 8.7 10.0 Hat İsmi %50’lik Hat Limitlerini Aşan Durumların Sayısı Toplam

14 15 2 4 6

15 16 3 104 286 461 536 640 664 2694

33 34 3 3

Toplam 0 3 104 286 461 536 642 671 2703

49

4. YÜK BELİRSİZLİKLERİ VE FARKLI KATILIM ORANLARI ALTINDA YAPAY SİNİR AĞI TABANLI BİRDEN FAZLA DEÜ ENTEGRASYONU

İletim ve dağıtım şebekelerinin yenilenme yatırımlarının ertelenmesi ve gerilim profilinin iyileştirilmesi dağıtım şirketleri ve kullanıcılar açısından DEÜ’nün potansiyel yararlarındandır. Artan enerji fiyatları ve çevresel etmenlerden dolayı DEÜ’nün entegrasyonu hükümetler tarafından teşvik edilmektedir. Hızla artan enerji talebiyle birlikte ise dağıtım şebekelerinin modernleştirilmesi kaçınılmaz olacaktır. Diğer yandan, artan enerji transferleri şebeke kayıplarında artışa ve varolan teknoloji ile iletim ve dağıtım şebekelerinin kapasitelerinde yetersizliklere sebep olacaktır. Bu kapsamda, dağıtım şirketleri daha önceden tanımlanmış şebeke kayıpları ile ilgili talimatlara göre ekonomik açıdan cezelandırılabilir ya da mükafatlandırılabilir (Quezada et al., 2006). Elektriğin üretildiği yerde tüketilmesinden dolayı DEÜ’ler hatlardaki yüklenmeleri rahatlatabilmektedirler. Tüm olası avantajlarından dolayı, 2020’de avrupa birliğinde yenilenebilir enerji entegrasyonu için koyulmuş hedef toplam üretimin %20’sidir (Europe’s Energy Portal, 2011).

Bölüm 2 ve 3’de DEÜ entegre edilmiş güç sistemleri ile ilgili kapsamlı gözlemler gerçekleştirilmiş ve önemli sonuçlar elde edilmiştir. Elde edilen sonuçlardan hareketle birden fazla DEÜ’nün entegrasyonunda en uygun bağlanma yeri ve gücünün bulunmasının şebeke performansı açısından gerekli olduğu anlaşılmıştır. Literatürde yapılan çalışmalarda ise bu konuda yeterli ve kapsamlı bir çalışma olmadığı görülmektedir. Dolayısıyla bu bölümde birden fazla DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinin davranışları incelenmiştir. Daha sonra güç sistemlerinin kompleks yapılarından dolayı, şebeke kayıplarını azaltabilmek amacıyla yüklerdeki belirsizliği ele alabilecek YSA tabanlı optimum DEÜ gücü ve bağlantı yeri belirleyecek bir yaklaşım önerilmiştir. Bu yaklaşım, şebeke kayıplarına ait analitik “exact loss” formülüne dayanmaktadır. En uygun DEÜ bağlantı noktası ve gücü, seçilen baralar arasından önerilen metod ile hızlı bir şekilde belirlenebilir. Önerilen metod IEEE-30 test şebekesine uygulanmış olup, performans sonuçları burada sunulmuştur.

50

4.1 Problemin Tanımlanması

4.1.1 Yüklerin modellenmesi

Güç sistemlerindeki belirsizliklerin en büyük kaynağı sistemlerdeki yüklerdir. Gerçek sistemlerde yükler genellikle zamana bağlı olarak değişmektedir. Tüm şebeke üzerinden yüklerle ilgili data toplamak ve analiz yapmak genellikle pratik olmayan ve maliyeti yüksek uygulamalardır. Bu yüzden, sistemdeki ölçüm alınamayan yükleri tahmin edebilmek amacıyla matematiksel metodlar kullanılabilmektedir (Haghifam and Malik, 2007). Bu sebeple, yükün değişimi güç akış analizlerine rasgele üretilmiş seriler kullanılarak dahil edilebilir. Literatürde, yüklerdeki değişim ve belirsizlik güç akışında ve yenilenebilir DEÜ’lerin yerleştirilmesinde düşünülmüştür (Thomson and Infield, 2007; Min and Zhang, 2007). Burada, yük modelleri bağımsız rasgele değerler üretilerek elde edilmiştir. Sistemlerin orijinal hallerindeki yükleri ortalama değerler olarak alınmıştır. Yük değişimlerini dahil edebilmek için aşağıdaki formülasyon kullanılmıştır.

barai

orti

ortiyük NirirandomPPP ...,,2,1),( =⋅⋅+= α (4.1)

∑=

=baraN

i

iyük

toplamyük PP

1 (4.2)

burada iyükP i. bara için rasgele üretilmiş yük değerlerini, i

ortP i. baranın ortalama

yük değerini, α sapma faktörünü, Nbara sistemdeki bara sayısını ve r sistem için düşünülmüş toplam yük durum sayısını ifade etmektedir.

4.1.2 Birden fazla DEÜ entegrasyonunda optimum yerleşimin ve gücün belirlenmesi

Burada, birden fazla DEÜ entegrasyonu durumunda yük belirsizliklerini ve farklı KO seviyelerini dahil ederek şebeke kayıplarını azaltmak için bir optimizasyon metodu kullanılmıştır. Daha önce bölüm 3.2’de kullanılmış olan formülasyon burada da geçerli olacaktır.

DEÜ bağlanacak aday baralar olarak orijinal sistemdeki tüm PQ baralar göz önüne alınacaktır (El-Khattam et al., 2006). Otomatik voltaj regülasyonu, yani PV bara, potansiyel DEÜ baraları için düşünülmemiştir. Sistemdeki güç dengesini

51

sağlayabilmek için optimize edilecek olan değişkenlere DEÜ jeneratörlerinin gücünün yanısıra konvansiyonel jeneratörlerin ve referans jeneratörünün de güçleri dahil edilmelidir. DEÜ jeneratörlerinin limitleri de aşağıdaki gibi ele alınmalıdır:

miPPP DGDGiDG ...,,2,1maxmin =≤≤ (4.3)

burada PDGmin ve PDGmax sırasıyla DEÜ jeneratörlerinin alt ve üst limitlerini ifade etmektedirler. Konvansiyonel jeneratörlerle ilgili limitleri orijinal sistemdeki gibi alabiliriz. Optimizasyonu gerçekleştirmeden önce kayıp formülünü oluşturabilmek amacıyla bara gerilimlerinin genliği, açıları, aktif ve reaktif güç talepleri ve hatların rezistansları bilinmesi gerekmektedir. Bu sebeple, gerekli verileri elde edebilmek amacıyla güç akış analizi başlangıçta bir kez gerçekleştirilmelidir. Bu optimizasyon probleminde Bölüm 3'de verilen problemden farklı olarak eşitsizlik kısıtları da optimizasyona dahil edilmiştir.

4.2 Birden Fazla DEÜ’nün Optimum Yerleştirilmesi ve Gücünün Etkileri

Burada, farklı KO seviyelerinde ve yüklerdeki belirsizlikleri içeren birden fazla DEÜ’nün optimum yerleştirilmesi ve gücünün incelenmesi için IEEE-30 sistemi kullanılmıştır. Bunu gerçekleştirmek için, α %10 (Schellenberg et al., 2006) alındığında (4.1)’deki denklemden faydalanılarak Şekil 4.1’de görüldüğü gibi her bir yük için 100 farklı (r) rasgele üretilmiş yük değeri belirlenmiştir. Her bir bara için Port değerleri Çizelge 4.1’de verilmiştir. Yük belirsizliklerinden dolayı toplam yük farklı zamanlarda ve farklı yük dağılımlarında eşit olabilmektedir (Taylor and Buizza, 2002; Leite da Silva et al., 2000; Kim et al., 2000). Aynı zamanda farklı durumlarda toplam yük aynı olmasına karşın, farklı yük dağılımlarından dolayı sistemin verdiği tepkiler farklı olabilmektedir. Bu sayede, DEÜ’lerin etkileri daha gerçekçi bir şekilde araştırılabilmektedir. Tüm baralardaki yük değişimleri Şekil 4.2’de verilmiştir. Bazı baraların yükü olmadığı bu şekilde gözükmektedir. Bu dağılım için, sırasıyla minimum ve maksimum toplam yükler 254.48 ve 316.37 MW’dır.

Şebeke, 2 konvansiyonel jeneratöre ve 4 senkron kondensere sahip olduğundan dolayı r, Nbus, n, m indisleri sırasıyla 100, 30, 2 ve 24’dür. Toplam DEÜ kapasitesi de 0’dan 50 MW’a kadar değiştirilmektedir (Ackermann et al., 2001). Bu sistem için maksimum DEÜ gücü %18 KO seviyesindedir. Fakat, bazı

52

çalışmalarda optimum DEÜ yerleştirilmesi için %5 KO seviyesi kullanılmaktadır (Wang and Nehrir, 2004). Burada, maksimum KO seviyesinin %18 seçilmesi etkileri daha iyi gözlemlemek içindir. Tüm DEÜ jeneratörleri için alt ve üst limitler yine 0 ve 50 MW’dır. Bu şekilde eğer optimum yerleşimin sadece tek bir baraya bağlandığı bir durum var ise, bu durum gerçekleştirilebilecektir.

Çizelge 4.1: IEEE-30 sisteminin yükleri

Bara Numarası Yük [MW]



1 0 11 0 21 17.5 2 21.7 12 11.2 22 0 3 2.4 13 0 23 3.2 4 7.6 14 6.2 24 8.7 5 94.2 15 8.2 25 0 6 0 16 3.5 26 3.5 7 22.8 17 9 27 0 8 30 18 3.2 28 0 9 0 19 9.5 29 2.4

10 5.8 20 2.2 30 10.6

Şekil 4.1. IEEE-30 için yük profilleri

53

DEÜ 30. baraya entegre edildiğinde şebeke kayıpları farklı KO seviyeleri ve toplam yük değişimi açısından Şekil 4.3’de görülmektedir. Minimum şebeke kaybı toplam yük seviyesine bağlıdır. Dolayısıyla, optimum DEÜ gücü de toplam yük seviyesine bağlıdır. Buna ek olarak, herhangi bir yük seviyesi için DEÜ‘nün optimum gücü aşıldığında şebeke kaybının arttığı gözlemlenmiştir.

Şekil 4.2. IEEE-30 için bara yüklerinin aralıkları

Şekil 4.3. 30. baraya tek bir DEÜ bağlandığında toplam şebeke kaybı

54

IEEE-30 sistemi için optimizasyon sonuçları toplam DEÜ kapasitesi ve toplam yük seviyesi açısından her baranın optimum DEÜ gücü için Şekil 4.4’de verilmiştir. Her baranın karakteristiğinin farklı olduğu açıkça gözükmektedir. Bazı baraların optimum DEÜ gücü farklı yük dağılımlarında ve DEÜ kapasitelerinde sıfır olmaktadır. Fakat, diğerlerininki yük dağılımına ve DEÜ kapasitesine bağlı olarak değişmektedir. Optimum DEÜ gücünün 7., 8., 26. ve 29. baralar için toplam yükün artmasıyla artmadığını söyleyebilmek oldukça zordur. Diğer yandan, 14., 23. ve 28. baralarda optimum DEÜ gücü toplam yükün artmasıyla birlikte beklendiği gibi doğrusal bir şekilde artmaktadır. 20. ve 21. baralarda ise artan yük seviyesiyle optimum DEÜ gücünün azaldığı, hatta sıfır olduğu gözlemlenmektedir. Şebekenin yük dağılımı optimum DEÜ gücü ve yerleşimini önemli bir şekilde etkilemektedir.

Yükü sıfır olan baralar ele alındığında optimizasyon sonuçları, 28. bara hariç ilgili baralara hiç bir DEÜ bağlantısı olmaması gerektiğini söylemektedir. Eğer 28. baranın karakteristiğine bakılırsa, optimum DEÜ gücünün 30 MW’a kadar ulaştığı gözükmektedir. Bu gözlemden, DEÜ entegrasyonundan sonra bu baranın konvansiyonel jeneratör gibi davrandığı sonucu çıkarılabilir. Fakat, bu bara tüm DEÜ kapasitesi olan 50 MW’ı üzerine almamıştır. Buna ek olarak, 3., 4., 10., 12., 15. ve 16. baraların yüke sahip olmalarına herhangi bir durumda DEÜ kapasitesi bulunmadığı da gözlemlenmektedir.

Şekil 4.4. IEEE-30 için farklı yük ve DEÜ kapasiteleri için optimum DEÜ gücü

55

Şekil 4.4. IEEE-30 için farklı yük ve DEÜ kapasiteleri için optimum DEÜ gücü (devam)

56

Şekil 4.4. IEEE-30 için farklı yük ve DEÜ kapasiteleri için optimum DEÜ gücü (devam)

57

Diğer önemli bir gözlem ise bazı baraların optimum DEÜ güçlerinin doyuma ulaşmasıdır. Şekil 4.4’de görüldüğü üzere, 19., 24., 26. ve 30. baraların optimum DEÜ güçleri hemen hemen tüm yük seviyeleri için toplam DEÜ kapasitesinin artmasıyla bir doyum seviyesine ulaşmaktadır. Bu baraların maksimum doyum değerleri Çizelge 4.2’de görüleceği üzere ilgili baranın yükü civarlarındadır. Genel olarak, optimum DEÜ gücünün KO seviyesi ve toplam yük açısından tüm baralar için analitik bir denklem ile kolayca ifade edebilmenin mümkün olmadığı burada gözükmektedir.

Çizelge 4.2: Satürasyon DEÜ seviyesi ve bu baralara ait ortalama yük değerleri

Bara Numarası 19 24 26 29 30 Port [MW] 9.5 8.7 3.5 2.4 10.6 Maksimum satürasyon gücü [MW] 8.26 7.35 3.37 2.31 12.03

Birden fazla baraya DEÜ entegre edildiğinde toplam şebeke kaybı, optimizasyondan çıkan her bir bara için belirlenen optimum DEÜ gücü kullanılarak hesaplanmıştır. Toplam şebeke kaybı Şekil 4.5’de görüldüğü üzere KO seviyesinin artmasıyla birlikte azalmaktadır. Minimum şebeke kaybı, 50 MW’lık toplam DEÜ kapasitesinde ve 254.4878 MW yük değerinde elde edilmiştir. Şekilden de anlaşılacağı üzere minimum şebeke kaybı maksimum DEÜ kapasitesi ve minimum yükte elde edilebilmektedir.

DEÜ’nün sisteme yanlış bir şekilde entegrasyonu gerilim profilinde problemlere sebep olabilmektedir. Tipik olarak kabul edilebilir gerilim limiti %5’dir (Madureira and Peças Lopes, 2009). DEÜ varken ve yokken bara gerilimlerindeki değişim aşağıdaki gibi ifade edilebilir:

noDGi

withDGifark VVV −= (4.4)

burada withDGiV ve noDG

iV sırasıyla DEÜ varken ve yokken durumlarında bara

gerilimlerini ifade etmektedir. Tüm durumlar için gerilimdeki değişim aralıkları Şekil 4.6’da verilmiştir. Birden fazla DEÜ konseptinde düşük gerilim oluşma riski bulunmamaktadır. Dolayısıyla gerilim farkı sürekli pozitif değerler almıştır. Kullanılan optimizasyonda herhangi bir gerilim limiti olmamasına rağmen, sistem gerilimleri tüm durumlar için izin verilen limitler içinde tutulabilmiştir.

58

Şekil 4.5. Birden fazla DEÜ’nün optimum yerleştirilmesinde IEEE-30 için toplam şebeke kaybı

Şekil 4.6. DEÜ varken ve yokken durumları arasındaki gerilim farkları

59

Konvansiyonel güç sistemleri elde edilen deneyimlere bağlı olarak insan odaklı yöntemlerle işletilmektedirler. Fakat, geleceğin şebekelerinde önemli bir karmaşık yapı söz konusu olacaktır. Bu sebeple, akıllı şebekeler güç sistemleri mühendisliğindeki karmaşıklaşan yapılardan dolayı şebekeleri modernize etmek için dijital teknolojileri kullanmalıdır. Benzetim sonuçları yük dağılımı ve KO seviyesi açısından optimum DEÜ planlanması için bir analitik denklem oluşturulmasının mümkün olmadığını göstermektedir. Bu sebeple, YSA gibi akıllı araçlar bu zorlukları aşabilmek için kullanılabilir. YSA sistemi, elde edilen optimizasyon sonuçları kullanılarak bir kez eğitildikten sonra herhangi bir doğrusal olmayan denklem sistemi çözmeye gerek kalmadan yalnızca yük verileri ve belirlenmiş DEÜ kapasitesi bilgisinden optimum DEÜ bağlantı yeri ve gücü hızlı bir şekilde hesaplanabilir.

4.3 Optimum DEÜ Gücü ve Yeri Belirleyebilmek için YSA Yapısı

Günümüzde sıkça kullanılan kaskat yapıdaki geri yayılım, ileri-beslemeli geri yayılım ve radyal tabanlı ağlar gibi bir çok YSA yapısı bulunmaktadır. Geri yayılım algoritmaları ise kompleks olmayan yapılarından dolayı en çok kullanılan algoritmalardandır. Bu nedenle, burada ileri beslemeli geri yayılım YSA yapısı kullanılmıştır. YSA sisteminin girişi olarak baraların yükleri ve toplam DEÜ kapasitesi alınmıştır. Ağın yapısını basitleştirmek amacıyla tüm durumlar için sabit olan girişler kaldırılmıştır (Zhang, 2000). Bu nedenle, yükü sıfır olan tüm baralar giriş olarak alınmamıştır. Diğer yandan, DEÜ bağlanabilecek aday baralar olarak seçilen tüm yük baraları (PQ baralar) YSA’nın çıkışı olarak alınmıştır. Önerilen YSA’nın blok diyagramı Şekil 4.7’de gösterilmiştir. Bu şekilde, n yüke sahip olan bara sayısını (2, 3, 4, 5, 7, 8, 10, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 23, 24, 26, 29, 30), m DEÜ entegrasyonu için düşülen aday baraların sayısını (3, 4, 6, 7, 9, 10, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30) ve C ise toplam DEÜ kapasitesini ifade etmektedir.

Şekil 4.7. Önerilen YSA yapısı

60

Yük dağılımındaki belirsizlikleri de dahil ederek optimum DEÜ bağlantı ve yeri bulabilmek için, aşağıdaki adımlar gerçekleştirilmelidir:

Adım 1. Toplam DEÜ kapasitesi ve DEÜ bağlanacak aday baralar belirlenir.

Adım 2. Belirlenen yük faktörü (α) için yük dağılımları oluşturulur.

Adım 3. Elde edilen her bir yük dağılımı için test sisteminde bir defa güç akış analizi yapılarak şebeke kaybına ait denklemi oluşturabilmek amacıyla gerekli olan gerilim vb. değerler alınıp denklem (3.5) oluşturulur.

Adım 4. İkinci adımda oluşturulmuş her bir yük dağılımı için oluşturulan denklem ile optimizasyon gerçekleştirilerek en uygun DEÜ bağlanma noktaları ve güçleri bulunur, ve bu veriler YSA için çıkış veri seti olarak kullanılır.

Adım 5. Elde edilen giriş çıkış veri çiftleri için en uygun YSA yapısı belirlenir.

Adım 6. Ortalama hata yeterince küçük oluncaya kadar YSA eğitilir.

Adım 7. Oluşturulacak test veri seti ile YSA test edilir.

Burada kullanılan YSA’nın mimari yapısında 22 giriş nöronu, 50 nörona sahip 2 gizli katman ve 24 çıkış nöronu bulunmaktadır. Gizli katman ve nöron sayıları deneme-yanılma metoduyla bulunmuştur (Reed, 1993;Curry and Morgan, 2006). Eğitme ve test sırasıyla 4000 ve 250 veri seti ile gerçekleştirilmiştir. Bu uygulama için çıkış nöronlarında doğrusal aktivasyon fonksiyonu kullanıldığında YSA’nın performansı düştüğünden tanjant hiperbolik aktivasyon fonksiyonu kullanılmıştır. YSA’nın eğitme ve test performansları sırasıyla 0.0285 ve 0.042144’dir. Buradaki performans kriteri ise ortalama karesel hata (mean squared error - mse)’dır ve bu değer minimize edilecek şekilde yapay sinir ağının ağırlıkları optimize edilir (Jang et al., 1997).

minimum ( )∑=

−=R

iii TA

Rmse

1

21 (4.5)

burada R eğitmede kullanılcak veri seti sayısını, Ai i. veri seti için YSA çıkışını ve Ti i. veri seti için olması gereken hedef değeri ifade etmektedir.

61

Eğitme algoritması olarak ise esnek geri yayılım (resilient back propagation) algoritması kullanılmıştır. Diğer metodlara göre oldukça hızlıdır. Burada çok fazla veri seti bulunmaktadır ve önerilen metodolojiyi gerçekleştirebilmek için daha fazla hafıza gerekmektedir. Bu sebeple, burada çok fazla hafıza gereksinimi olmadan problemin çözülmesi önemli bir özellik olarak gözükmektedir.

Eğitme ve test eğrileri Şekil 4.8’de verilmiştir. Eğitme 746. iterasyonda durdurulmuştur. YSA’nın çıkışı ile gerçek değerler arasındaki regresyon eğrisi ise Şekil 4.9’da gözükmektedir. Sonuçlar, elimizdeki verinin karışık ve doğrusal olmayan yapısına rağmen YSA’nın veriler arasındaki haritalandırmayı çok iyi bir şekilde yaptığını göstermektedir. Test verisinde, çıkış gerçek değerleri büyük bir doğrulukla izlemektedir ve toplam cevapta sistem 0.99 regresyon değerine sahiptir.

Şekil 4.8. YSA’nın eğitme ve test performans eğrileri

4.4 Tartışma

Enerji teknolojilerinde son yıllarda gerçekleşen önemli gelişmeler ile, güç sistemleri hızlı bir şekilde değişmektedir. Akıllı şebeke kavramı ortaya

62

atıldığından bu yana, gelişmiş monitörleme ve güç sistemlerindeki elemanların optimizasyonu sayesinde şebeke kayıplarının azaltılması başarılabilecektir.

Şekil 4.9. Test verisi için YSA çıkışının ve gerçek değerlerin uyumu

Geleceğin şebekeleri daha fazla DEÜ’nün sisteme entegrasyonuyla birlikte işletme ve koordinasyon açısından kompleks bir hal alacaktır. Güç sistemleri daha akıllı bir hal alırken, gerilim sapmalarının belli limitlerin içerisinde tutulması (Subrahmanyam and Radhakrishna, 2009; Zeineldin et al., 2009; Alarcon-Rodriguez et al., 2009) gibi güç kalitesi unsurlarının dikkate alınması gerekmektedir. DEÜ’lerin güç sistemlerine optimum şekilde entegrasonu ise akıllı şebekelere atfedilmiş görevlerden biridir. Bu bölümde de anlaşıldığı üzere, optimum DEÜ bağlama yeri ve gücü toplam DEÜ kapasitesine ve yük dağılımına büyük ölçüde bağımlıdır. Sonuçlar optimal durumlar ile ilgili kriterlerin basit kurallarla ifade edilemeyeceğini bize göstermiştir. Yüklerdeki belirsizliğin dahil edilmesiyle de optimum DEÜ gücü doğrusal olarak değişmemektedir. Dolayısıyla, geleceğin güç sistemlerini oluştururken bu tarz gözlemler yapılarak bu sistemlerin daha verimli çalışması sağlanabilir. Otomatik ölçüm araçlarının gelişmesi ve uygulanmasıyla birlikte anlık yük ve DEÜ gücü gibi benzeri veriler gelecekte kontrol merkezlerine kolaylıkla sağlanabilecektir. Bu nedenle, toplam DEÜ kapasitesini şebekede en uygun şekilde dağıtmak amacıyla akıllı şebekelerde kullanılabilecek akıllı sistemlere ihtiyaç duyulmaktadır. Önerilen YSA tabanlı

63

optimum DEÜ bağlama yeri ve gücü bulacak bu sistem, akıllı şebekelerde rahatlıkla kullanılabilecektir. Ek olarak, uygun bir şekilde şebekeye birden fazla DEÜ entegrasyonu, gerilimlerin limitler arasında kalmasını garanti etmektedir. Böylelikle, güç akış analizlerindeki hesaplama sürelerini ve gerekli bilgisayar hafızalarını azaltmak için optimizasyonlarda bulunan gerilim kısıtları kaldırılabilir.

4.5 Sonuçlar

Bu bölümde yapılan çalışma ile güç sistemlerinde ve gelecekte kurulacak olan akıllı şebekelerde kullanılabilecek bir sistem geliştirilmiştir. Bu sistem vasıtasıyla DEÜ’lerin bağlanacağı en uygun baralar ve güçler kompleks optimizasyon teknikleri kullanılmasına gerek kalınmaksızın kolaylıkla belirlenebilmektedir.

64

5. DEÜ’LERİN ÇIKIŞ GÜÇLERİNDEN KAYNAKLANAN GERİLİM DALGALANMALARINI MİNİMİZE ETMEK İÇİN YSA TABANLI DEÜ YERLEŞİMİ

Güç sistemlerinde DEÜ kullanımı gün geçtikçe artmaktadır. Çevresel ve teknik sıkıntılardan dolayı iletim ve dağıtım hatlarının yenilenmesi kısıtlandığı için de elektrik şebekeleri açısından DEÜ’lerin önemi artmaktadır. Yenilenebilir enerji kullanımının yaygınlaşması için çıkarılan yeni yönetmelikler de YEK’lerin DEÜ olarak kullanımını tetikleyen önemli gelişmelerdir (Ackermann et al., 2001). Aynı zamanda, DEÜ’nün etkileri de geçen 10 yıl içinde araştırılmaya devam edilmiştir. DEÜ’nün katkılarını teknik ve çevresel olmak üzere iki gruba ayırabiliriz. DEÜ’nün teknik etkileri ise şebeke kayıpları, gerilim profilleri, kararlılık ve güvenilirlik üzerinedir (Borges and Falcao, 2006). Bunların en önemlilerinden birisi ise güç kalitesi açısından önem arz eden gerilim profilidir. Bir çok araştırmacı bu konu üzerine çalışmakta olup, sonuçlar DEÜ entegrasyonunun bara gerilimlerini artırıcı yönde etki yaptığını göstermektedir. Ring yapılı şebekelerde bara gerilimleri bu etki yüzünden izin verilen limitleri aşabilmektedir. Bu kapsamda, dağıtım şebekesine yüksek miktarda DEÜ bağlandığında gerilim yükselme problemi rüzgar türbinleri göz önüne alınarak araştırılmaktadır (Repo et al., 2003). Bu problemden dolayı, uygun kontrol stratejisini belirlemek için çift-yönlü yük akışı durumu altında gerilim düzenleyicilerin çalışması incelenmektedir (Katiraei et al., 2006).

Kabul edilebilir gerilim sapmaları her ülkenin standartlarına göre değişmektedir (IEEE P1547, 2002). Reaktif güç kontrolüne göre, DEÜ’ler kontrol ediliebilir ve kontrol edilemez olarak iki gruba ayrılır. Bu bağlamda, DEÜ’lerin reaktif güç kontrolüne dahil edebilmek için gelişmiş kontrol metodları gerekmektedir. Özellikle, rüzgar türbinleri reaktif güç kontrolü açısından yeterli esnekliğe sahip değildir. Son zamanlarda, DEÜ’lerin reaktif güç kontrolü ve bunların gerilim düzenlemesine katkıları araştırılmaktadır (Carvalho et al., 2008). Belirlenmiş DEÜ’lerin şebeke entegrasyonunda radyal dağıtım şebekesinin gerilim profilini tahmin edebilmek için basit bir analitik metod önerilmektedir (Chensong Dai and Baghzouz, 2003). Vovos et al. (2007), dağıtılmış şebeke gerilimlerini kontrol etmek için merkezi ve dağıtılmış yaklaşımların karşılaştırılmasıyla ilgili bir çalışma sunmuşlardır.

DEÜ’nün gerilim profillerine olan etkileri DEÜ’nün yerleşimine ve çıkış gücüne bağlı olarak değişmektedir. DEÜ’nün çıkış gücündeki belirsizlikten

65

kaynaklanan gerilim düşmeleri veya yükselmeleri tap ayarlı transformatörler ve faz kaydırıcılı transformatörler gibi esnek alternatif akım iletim sistemleri (EAAİS) kullanılarak tolere edilebilir. Fakat bu araçlarda kullanılan teknolojiler, gerilimleri belirli limit değerleri arasında ayarlamamıza izin vermektedirler. Bu sebeple DEÜ’lerin çıkış gücü, gerilim değişimleri açısından detaylı bir şekilde değerlendirilmesi gerekmektedir. Diğer yandan, EAAİS araçlarının uygun bir şekilde planlanması güç sistemleri açısından büyük önem arz etmektedir. Bu kapsamda, fotovoltaik üretimin büyük bir paya sahip olduğu şebekelerde EAAİS araçlarına dayalı gerilim kontrolü sağlanması literatürde çalışılan konulardan birisidir (Kondo et al., 2008). Diğer bir çalışmada ise, rüzgar türbinlerinin reaktif güç kompanzasyonu EAAİS araçları ile yapılmaya çalışılmıştır (Dizdarevic et al., 2003). EAAİS araçları her ne kadar esnek kontrol kabiliyeti sağlıyor olsalar da, yüksek kurulum maliyetlerine sahip olmaları bu araçların kullanımının azaltılması ,yani üzerindeki yükün hafifletilmesi, gerektiğini bize göstermektedir.

Bölüm 4’de yapılan çalışmanın bir devamı olarak YSA yapısının gerilimler açısından ele alınması bu bölümde gerçekleştirilmiştir. Öncelikle, şebeke gerilimlerinin DEÜ’lerin çıkış güçlerindeki dalgalanmalarına göre dinamik davranışı incelenmiştir. Bu sebeple 3 farklı DEÜ türü ele alınmıştır: fotovoltaik, rüzgar türbini ve senkron makineye sahip geleneksel üretim. Daha sonra, DEÜ entegrasyonunun planlanması ve yönetilmesinde kullanılmak üzere 5 farklı YSA tabanlı karar destekleyici sistem geliştirilmiştir. Burada, bara gerilimlerinin aktif ve reaktif güce göre eğimleri, seçilen bir baradaki gerilim salınımlarını azaltmak amacıyla DEÜ’nün en uygun nereye bağlanması gerektiğini bulurken kullanılmıştır. Önerilen metod kullanılarak, seçilen (planlamacı tarafından kritik olarak görülen) baradaki gerilimde çok sayıda yüksek maliyetli EAAİS araçları kullanmadan en az seviyede dalgalanmaya neden olacak şekilde DEÜ’nün en uygun yere bağlanması gerçekleştirilebilmektedir. Önerilen metod ile belirlenen aday baralar arasından en uygunu, efektif bir şekilde belirlenebilmektedir. Bu amaçla, önerilen metodun uygulanabilirliğini ve geçerliliğini gösterebilmek için IEEE-30 sistemi burada kullanılmıştır.

5.1 DEÜ Çıkış Gücündeki Belirsizliğin Etkileri

Konvansiyonel jeneratölerin çıkış güçlerinin tahmin edilmesi kolaydır ve bunlar daha kararlı elemanlardır. Fakat, konvansiyonel jeneratörlerden uzak bölgelerdeki baralarda gerilim düşümü özellikle radyal sistemlerde önemli problemlerden birisidir. Klasik güç sistemlerinde, bu problem jeneratörlerin

66

kararlı çıkış güçlerine sahip olmalarından dolayı EAAİS veya klasik kompanzasyon teknikleri kullanılarak tolere edilebilmektedir. Böylelikle, mühendisler üretim tesislerinin çıkış güçlerini kolaylıkla tahmin ederek gerekli önlemleri alabilmektedir. DEÜ sistemlerinin gelişmesiyle birlikte bu problemin DEÜ entegrasyonuyla giderilmesi için çalışmalar yapılmaktadır. Fakat, DEÜ entegresi sistemdeki bazı baraların gerilimlerinde artışlara sebep olabilmektedir. Ayrıca, birincil enerji kaynakları olan rüzgar ve ışınımın kesikli davranışlarından dolayı rüzgar türbinlerinin ve fotovoltaik sistemlerin çıkış güçlerini tahmin etmek oldukça zordur. DEÜ’nün çıkış gücündeki bu belirsizlikler sistem gerilimini etkileyerek dalgalanmalara sebep olabilmektedir. Şekil 5.1’de görüldüğü gibi, DEÜ’nün çıkışındaki herhangi bir değişiklik bara geriliminde salınımlara sebep olabilmektedir. Salınım, DEÜ’nün çalışma gücüne bağlı olarak düşük veya yüksek olabilmektedir ve bu durum hem aktif güç hem de reaktif güç açısından geçerlidir. Dolayısıyla, farklı bağlantı noktası ve gücünün bara gerilimleri üzerinde farklı etkiler oluşturacağı söylenebilir. Bu sebeple, bağlanacak olan DEÜ’nün aktif ve reaktif gücüne göre bağlanacağı nokta belirlenmelidir. Bu bölümde bara gerilimlerinin analizi ve eğim hesaplanması bu kapsamda ele alınacaktır.

Şekil 5.1. DEÜ gücündeki belirsizliğin sistem gerilimine olan etkisi

5.2 Bara Gerilimleri

Bu bölümde de Şekil 2.1’de verildiği gibi literatürde sıkça kullanılan IEEE-30 test sistemi kullanılarak bara gerilimlerinin aktif ve reaktif güce göre

67

incelenmesi gerçekleştirilecektir. 6 adet DEÜ bağlanabilecek aday bara belirlenmiş olup, bunlar 14., 15., 21., 26., 29. ve 30. baralardır. Tek DEÜ konsepti burada ele alınacak olup, bu DEÜ tek tek seçilen tüm baralara bağlanacaktır. Bu bölümde fotovoltaik, rüzgar türbinleri ve senkron makine tabanlı olmak üzere 3 farklı DEÜ ele alınmıştır.

5.2.1 Senkron makine tabanlı DEÜ

İleri güç faktöründeki çalışma modunu incelemek amacıyla, burada senkron jeneratör tabanlı DEÜ’ler ele alınmıştır. Kombine çevrim gaz türbinleri, mikro-türbinler ve içten yanmalı motorlar bu tür DEÜ’lere örnek olarak verilebilir. Özellikle, son yıllarda daha küçük ve daha düşük maliyetli üretime olan ihtiyaçtan dolayı mikrotürbinler oldukça tercih edilmektedir (Lasseter, 2001). Ayrıca, bazı yenilenebilir DEÜ’lerde senkron makineye sahip olabilmektedir. Bu yüzden, yenilenebilir DEÜ’lerin çıkış güçleri daha önce de bahsedildiği üzere gerilimde dalgalanmalara sebep olabilir. Senkron jeneratörlerin güç faktörleri, sabit aktif güç sağlanırken uyartım geriliminin değiştirilmesiyle ayarlanabilmektedir. Burada, farklı aktif ve reaktif güç değerleri için yük akış analizi gerçekleştirilmiştir. Bağlanacak DEÜ için maksimum aktif ve reaktif güç sırasıyla 50 MW ve 25 Mvar olarak alınmıştır. DEÜ bağlantısının bara gerilimlerine olan etkisi çok fazla bara ve durum bulunmasından dolayı sadece bazı durumlar için Şekil 5.2’de gösterilmiştir. Her bir güç değerindeki farkın rahatlıkla anlaşılabilmesi amacıyla şekiller kendi ölçeklerinde verilmiştir. Burada iki farklı bağlantı durumu incelenmiştir: 23 MVar sabit reaktif güçte değişken aktif güç ve 50 MW sabit aktif güçte değişken reaktif güç. Aktif gücün sabit tutulduğu durumda ise DEÜ’nün reaktif gücü 0 ile 25 MVar aralığında değiştiği kabul edilmiştir. Her ne kadar daha iyi bir ölçekde detaylı gözlemler yapılabilecek olsa da DEÜ’nün etkisi ile ilgili genel konsept bu şekillerden anlaşılabilmektedir. Genel olarak her bir bağlantı durumunun farklı baralar üzerinde farklı etkileri olduğu söylenebilir. Aktif ve reaktif güç enjeksiyonundan dolayı baraların gerilimlerinin genellikle arttığı gözlemlenmektedir. Fakat, Şekil 5.2a’da görüldüğü gibi aktif güç değişimi açısından 7. baranın gerilimindeki artış miktarı en düşüktür. Tüm DEÜ bağlantı durumları için bu baranın geriliminde önemli bir artış olmadığı da bu şekilden gözlemlenebilmektedir. Ayrıca, bara gerilimlerinin karakteristiklerinin aktif güç değişimi açısından doğrusal olmayan ilişkiye sahip oldukları da açıkça gözükmektedir. Örneğin, 29. ve 30. baraya DEÜ bağlantısı göz önüne alındığında, 24. baranın gerilimi 30 MW’dan sonra düşmektedir.

68

Şekil 5.2. İleri güç faktörü için bara gerilimleri

(― : 14. Bara, – – : 15. Bara, •••• : 21. Bara, – • – : 26. Bara, • : 29. Bara, × : 30. Bara )

Benzer gözlemler sabit aktif güç (50 MW) durumu içinde yapılabilmektedir. Şekil 5.2b’de gösterildiği gibi, gerilim artışı reaktif gücün artması ile doğrusal bir ilişkiye sahiptir. Eğer 24. baranın gerilimi göz önüne alınırsa, her bir bağlantı durumlarının etkisi farklı reaktif güç değerlerinde değişebilmektedir. Bu durum Şekil 5.1’de bahsedilen gerilim dalgalanmalarının önemini göstermektedir. Örneğin, 21. baraya DEÜ bağlanması düşük reaktif güçlerde 24. baranın gerilimine en yüksek etkiyi yaparken, DEÜ’nün reaktif gücü arttığında en yüksek etkiyi 26. baraya bağlandığı durumda elde edebilmekteyiz. Sonuç olarak, Şekil 5.2’den DEÜ’lerin farklı bağlantı noktaları ve çalışma koşulları bara gerilimleri üzerinde farklı etkilere sebep olduğu sonucu çıkarılabilmektedir. Dolayısıyla

69

entegre edilecek DEÜ’nün bağlantı noktası, belirlenmiş aktif ve reaktif güce göre belirlenmelidir.

5.2.2 Rüzgar türbinleri

Rüzgar türbinleri esnek kontrol yapıları ve düşük yatırım maliyetlerinden dolayı güç sistemlerinde sıkça kullanılmaktadırlar (Wu et al., 2007). Bu alt bölüm geri güç faktörünü inceleyebilmek amacıyla asenkron jeneratöre sahip rüzgar türbinleri için ayrılmıştır. Yük akış analizini gerçekleştirebilmek amacıyla, asenkron makinenin rüzgar hızına bağlı modellenmesi kullanılmalıdır. Rüzgar türbininin üretebileceği aktif güç aşağıdaki eşitlik ile hesaplanabilmektedir (Feijoo and Cidras, 2000):

⎪⎪

⎩

⎪⎪

⎨

⎧

≤≤≤

≤≤+

≤≤

=

UUUUUP

UUUbUa

UU

P

co

coanmaanma

anmaciz

ci

R

0

00

(5.1)

burada Panma rüzgar türbininin anma gücünü, U, Uanma, Uci ve Uco sırasıyla rüzgar hızını, türbinin anma hızını, devreye girme ve devreden çıkma hızları, z üssel bir katsayıdır. Ayrıca, a ve b katsayıları şu şekilde ifade edilebilmektedirler:

zanma

zci

zcianma

UUUP

a−

= (5.2)

zanma

zci

anma

UUP

b−

−= (5.3)

Asenkron makinelerin karakteristiği gereği, bu elemanlar aktif güç üretebilmek için sistemden reaktif güç çekmektedirler. Bu yüzden, kapasitör bankaları kullanımı gibi kompanzasyon teknikleri rüzgar türbinleri ile birlikte entegre edilmektedir. Konvansiyonel güç faktörü sistemleri kullanılarak en iyi durumda bile güç faktörü 0.7 seviyelerinde tutulabilmektedir (Technical Note, 2011). Fakat, geri güç faktörünün etkisini gösterebilmek amacıyla bu çalışmada rüzgar türbininin reaktif gücünün 0 ile 25 MVar arasında değiştiği varsayılmıştır. Aktif ve reaktif gücün değişimine göre bazı baraların gerilimlerine ait yük akış analiz sonuçları Şekil 5.3’de verilmiştir.

70

Şekil 5.3. Geri güç faktörü için bara gerilimleri


Daha önce olduğu gibi burada da iki farklı bağlantı durumu ele alınmaktadır. Şekil 5.3a’da görülen birinci durumda, DEÜ’nün reaktif gücü 20 MVar’da sabit tutulurken aktif gücü 0 ile 50 MW arasında değiştirilmektedir. Bu durum için verilen baraların gerilim profillerinin beklendiği gibi elde edildiği söylenebilir. Buna ek olarak, rüzgar türbininin çıkış gücündeki dalgalanmalar ilgilenilen baraya ve DEÜ’nün çalışma gücüne bağlı olarak gerilimde azalma veya artmaya sebep olmaktadırlar. Buradaki doğrusal olmayan ilişkilerden dolayı, artma ve azalmanın genliği farklı bağlantı durumlarına göre değişiklikler göstermektedir. Özellikle, 16. ve 23. baraların gerilimlerindeki kesişen noktalar bu tür doğrusal olmayan davranışlara örnek gösterilebilir.

71

İkinci durumda ise DEÜ’nün reaktif gücü 0 ile 25 MVar arasında değiştirilirken, aktif gücü de 40 MW’da sabit tutulmaktadır. Şekil 5.3b’de görüldüğü gibi, DEÜ entegrasyonu reaktif güç çekilmesinden dolayı yalnızca gerilim düşümüne sebep olmaktadır. 30. baranın gerilimi açısından 14, 15 ve 21. baralara DEÜ bağlanması etkisiz durumlar gibi gözükmektedir. Fakat, gerilimdeki düşme miktarı her bir durum, bağlanma noktası ve KO’na bağlı olarak değişmektedir. Şekil 5.3’den açıkça anlaşılacağı üzere geri güç faktörü durumunda bara gerilimlerinin karakteristiklerinde bir çok kesişim noktası bulunmaktadır, yani doğrusal olmayan ilişkiler ileri güç faktörüne göre bu durumda daha fazladır. Bu sebepten dolayı, DEÜ’nün çalışma noktası büyük önem arz etmektedir.

5.2.3 Fotovoltaik

YEK’lerin enerji talebini karşılamadaki potansiyeli oldukça yüksektir. 100’den fazla ülkede YEK’lerle ilgili yönetmelikler ve teşvikler kullanılmaya başlanmıştır. Çevresel olarak temiz enerji sağladığından dolayı fotovoltaik sistemler en önemli YEK’lerden biridir. Son yıllarda artan ilgiden ötürü fotovoltaik sistemlerde önemli gelişmeler kaydedilmiştir. Almanyada 2005 yılı boyunca 800 MW’dan fazla fotovoltaik sistem kurulumu gerçekleştirilmiştir. Çalışmanın bu kısmında ise birim güç faktörü ile çalışan bir DEÜ’nün çıkış gücündeki belirsizliği değerlendirebilmek amacıyla fotovoltaik sistemler ele alınmıştır (Eltawil and Zhao, 2010). Bilindiği gibi, fotovoltaik sistemlerin çıkış güçleri güneş ışınımına bağlı olarak değişkenlik göstermektedir. Güneşin pozisyonuna göre gün içinde üretilen enerji miktarı değişecektir. Sistem işletmecileri ve planlamacılarının ilgilenmesi gerektiği hususlardan birisi ise bulutların çıkış gücünde yaptığı büyük değişikliklerdir. Bu konuda da bir çok çalışma yapılmaktadır (Karatepe et al., 2008). Bu nedenle, çıkış gücü 50 MW olan bir fotovoltaik tarla daha önce belirlenmiş aday baralara tek tek bağlanmıştır. Fotovoltaik sistem yalnızca aktif güç değişimi açısından incelenebildiğinden dolayı Şekil 5.4’de 4 durum için yük akış analizi sonuçları verilmiştir.

Daha önceki bölümlerde de bahsedildiği gibi, birim güç faktörü göz önüne alındığında da benzer doğrusal olmayan davranışlar açıkça gözükmektedir. Şekil 5.4’de gösterilen 27. baranın geriliminin 26, 29 ve 30. baralara DEÜ bağlandığında, belli bir değere kadar artıp daha sonra düştüğü gözlemlenmektedir. Bu gözlem farklı durum ve baralar için de yapılabilir. Diğer yandan, 29 ve 30. baraların sistemdeki yerlerinden dolayı bu baralara DEÜ bağlamak 29. baranın

72

gerilimini 27. baranınkinden daha fazla etkilemektedir. Şu ana kadar yapılan tüm bu gözlemlerin bir sonucu olarak, farklı çalışma güçleri ve yerlerinin etkisi tüm güç faktörü durumlarında farklılıklar göstermektedir. Bu sebeple, DEÜ’nün gerilimlere olan etkisini belirlemek için gerilimlerin eğimlerine bakmak oldukça önemlidir ve eğim değerleri bir DEÜ’nün en uygun nereye bağlanması gerektiğini bulurken kullanılabilir.

Şekil 5.4. Birim güç faktörü için bara gerilimleri (Sabit 0 MVar)


5.3 Bara Gerilimlerinin Eğimleri

Güç kalitesi gereksinimlerine göre mühendislerin DEÜ’leri sistemdeki en uygun yerlere bağlama gereksinimi ortaya çıkmıştır. Bara gerilimlerinin davranışları ve karakteristikleri bir önceki alt başlıkta tartışılmıştı ve gerilimlere ait eğimlerin, tek bir DEÜ’nün nereye bağlanacağı hususunda büyük bir önem kazandığı gösterilmiştir. Eğimleri hesaplayabilmek amacıyla küçük aralıklar göz önüne alınarak aktif ve reaktif güce göre nümerik türev alınmalıdır. Eğimler şu şekilde hesaplanabilir:

( ) ( )P

PQVPPQVP

V DGDGDGDG

DG Δ−Δ+

=∂∂ ,,

(5.4)

( ) ( )Q

PQVPQQVQ

V DGDGDGDG

DG Δ−Δ+

=∂∂ ,, (5.5)

73

burada ΔP ve ΔQ sırasıyla aktif ve reaktif güçteki küçük değişimleri ifade etmektedir. PDG ve QDG ise sırasıyla DEÜ’nün aktif ve reaktif gücünü ifade etmektedir. Eşitliklerin payı ise güçteki küçük değişimin gerilimde sebep olduğu değişikliği göstermektedir. DEÜ’lerin gerilim dalgalanmalarına olan etkisini gözlemleyebilmek için hesaplama esnasında yüklerin sabit kaldığı kabul edilmiştir.

Eğim değerlerinin önemini anlatabilmek için ileri, geri ve birim güç faktörleri için toplam 6 farklı durum Şekil 5.5’da gösterilmiştir. Her ne kadar burada orijinal eğim değerleri gösterilecek olsa da aslında eğimin işareti değil, genliği bizim için önem arz etmektedir. Bu sebeple, bir sonraki bölümde eğimin mutlak değerleri ile ilgilenilecektir. İleri güç faktörü için, DEÜ’lerin 26, 29 ve 30. baralara bağlandığı durumlarda reaktif ve aktif gücün artışıyla birlikte eğim değerleri genellikle düşmektedir. Şekil 5.5a ve 5.5b’de görüldüğü üzere diğer bağlantı durumlarının eğim üzerine önemli etkileri bulunmamaktadır. Geri güç faktörü göz önüne alındığında ise, 25 ve 27. baralara ait eğimler Şekil 5.5c ve 5.5d’de aktif ve reaktif gücün değişimine bağlı olarak verilmiştir. İleri güç faktörünün tersine, eğim değerleri negatif bölgede bir artış sergilemektedir. Ayrıca, aktif ve reaktif gücün artmasıyla birlikte kesişim noktaları bu durumlar için gözlemlenmektedir. Bundan dolayı farklı güç değerlerinde eğim değerleri değişmekte, dolayısıyla DEÜ’nün bağlanması gereken en uygun yerde değişmektedir.

Birim güç faktöründe çalışan DEÜ yalnızca aktif gücün değişimine göre analiz edilebileceğinden dolayı, Şekil 5.5e ve 5.5f’de 2 farklı durum verilmiştir. DEÜ’nün aktif gücünün 0 ile 50 MW arasında değiştiği varsayılmıştır. Her iki durumda da eğim değerlerinin hem pozitif hem de negatif değerler alabildiği gözlemlenmektedir. Sonuç olarak, her bir bağlantı durumunun kendine has bir etkisi olduğu açıkça gözlemlenmektedir. Bu etkiler farklı parametrelere bağlı olarak doğrusal olabilir ya da olmayabilir. Özellikle, DEÜ’nün bağlanma noktası ve kapasitesi DEÜ’nün çıkış gücündeki dalgalanmaların sebep olduğu gerilim dalgalanmalarını azaltmak için büyük önem arz etmektedir. Bu sebeple, eğim değerlerini hesaplayabilmek için akıllı bir sisteme ihtiyaç duyulmaktadır.

74

Şekil 5.5. Tüm güç faktörü tipleri için bara gerilimlerinin eğimleri


5.4 Yapay Sinir Ağı Mimarisi

Burada per unit birim sistemi kullanılması ve sistem karakteristiğinden kaynaklanan oldukça düşük eğim değerlerinden dolayı YSA’nın eğitiminde istenen performans sağlanamamıştır. Daha anlamlı değerler elde etmek ve YSA’nın eğitimini kolaylaştırmak amacıyla mutlak eğim değerleri öncelikle ölçeklenmiştir. Gerilim eğimlerinin mutlak değerleri, 10 ile 100 arasında aşağıdaki formülasyon kullanılarak normalize edilmiştir:

( )( )( ) min

minmax

minminmax yxx

xxyyy +

−−−

= (5.6)

75

burada ymax ve ymin sırasıyla ölçeklendirme yapılacak olan aralığın üst ve alt değerlerini, xmax ve xmin gerçek eğim değerlerinin maksimum ve minimum değerlerini, x ve y değerleri ise sırasıyla gerçek ve ona karşılık gelen ölçeklenmiş değeri göstermektedir. Ölçekleme sonucu olarak reaktif ve aktif güce göre elde edilen ölçeklenmiş eğim değerleri Şekil 5.6’da verilmiştir. Bu grafikte tüm güç faktörleri için elde edilmiş eğim değerleri bulunmaktadır. Eğimin mutlak değerinin maksimum ve minimum değerleri ise sırasıyla 0 ve 0.029’dur. Elde edilecek en düşük eğim değerinin gerilim dalgalanmalarını en aza indirecek bağlantı durumu olacağı açıktır.

Şekil 5.6. Mutlak eğim değerlerinin ölçeklenmiş karşılıkları

YSA, biyolojik sinir ağlarının modellenerek doğrusal olmayan matematiksel ilişkileri haritalamak amacıyla kullanılan önemli bir araçtır. Denklemlerle ifade edilemeyen kompleks problemler YSA kullanılarak rahatlıkla çözülebilmektedir. YSA’nın en önemli kullanım alanlarından birisi tahminlemedir. Çok giriş ve çıkışlı sistemler olması sebebiyle de araştırmacılar tarafından sıkça kullanılmaktadırlar. Burada, daha önce hesaplanan eğim değerlerinin tahmin edilmesi amacıyla YSA yapıları kullanılmıştır.

Tüm DEÜ çeşitleri için literatürde en sık kullanılan yapı olan ileri-beslemeli YSA kullanılmıştır. Eğim değerlerini tahmin edebilmek için ileri ve geri güç faktörleri durumunda aktif ve reaktif güç değişimi için ikişer adet YSA yapısı geliştirilmiştir. Diğer yandan, birim güç faktörü için sadece bir adet YSA yapısı geliştirilmiştir. Şekil 5.7’de görüldüğü gibi 5 farklı YSA yapısı oluşturulmuştur. Tüm YSA’ların girişleri aynı olup, bunlar DEÜ‘nün aktif gücü (P), reaktif gücü (Q) ve gerilim dalgalanması minimumda tutulmak istenen baranın numarasıdır

76

(N). 14, 15, 21, 26, 29 ve 30. baralara DEÜ bağlantı durumlarını analiz edebilmek içinse 6 adet çıkış belirlenmiştir. YSA-1, YSA-3 ve YSA-5’in çıkışları mutlak dV/dP’lerin ölçeklenmiş değerlerini verirken, diğer iki YSA’nın çıkışı ise mutlak dV/dQ’ların ölçeklenmiş değerlerini vermektedir. Tüm katman ve nöronlarda tanjant hiperbolik aktivasyon fonksiyonu kullanılmıştır. YSA’ların performans hesaplaması ise ortalama karesel hata ile yapılmaktadır. Nöronların ve ara katmanların sayısı deneme-yanılma yöntemiyle belirlenmiştir. Tüm YSA’lar ile ilgili bilgiler Çizelge 5.1’de verilmiştir. Tüm YSA’ların performanslarının eğimleri, tahmin edebilmek için yeterli olduğu bu tablodan anlaşılmaktadır. Diğer yandan, Şekil 5.8’de görüldüğü üzere gerçek ve tahmin edilmiş değerler arasında büyük bir uyum olduğu gözükmektedir. Regresyon değerlerinin 0.99’dan büyük olması bunun bir göstergesidir.

Şekil 5.7. Farklı durumlar için oluşturulan YSA yapıları

Çizelge 5.1: Tüm YSA’lar için özellikler ve performans değerleri (mse)

Performans Veri Sayısı Ara katman sayısı

Her bir katmandaki nöron sayısı Eğitme Test Eğitme Test

YSA-1 (Geri güç faktöründe aktif gücün değişimi)

3 30 0.0184 0.0188 4575 2288

YSA-2 (Geri güç faktöründe

reaktif gücün değişimi) 3 30 0.0655 0.0688 3636 2165

YSA-3 (İleri güç faktöründe aktif gücün değişimi)

3 30 0.00886 0.00887 4575 2288

YSA-4 (İleri güç faktöründe

reaktif gücün değişimi) 3 30 0.01840 0.01880 3636 2165

YSA-5 (Birim güç faktöründe aktif gücün değişimi)

3 30 0.00286 0.00312 4575 2288

77

Oluşturulan YSA yapılarının etkinliğini gösterebilmek için, en uygun DEÜ barasını belirlemek açısından Çizelge 5.2’de bazı durumlar gösterilmiştir. Durum-1’de, 14, 15 ve 21. baralara bağlanma opsiyonları yaklaşık aynı değerlere sahip olduklarından dolayı seçilebilir. YSA’nın tahminlemesindeki ufak hatalar bizim problemimizde vereceğimiz kararı kötü yönde etkilememektedir. Aynı DEÜ kapasitesi ve kritik bara için benzer sonuçlar geri güç faktöründe Durum-4’de elde edilmiştir. Bunda da, 14. baranın DEÜ entegrasyonu için en uygun bara olduğu gözükmektedir. Ayrıca, Durum-1 ve Durum-4 karşılaştırıldığında reaktif gücün etkisi aktif güce göre daha fazladır. İleri güç faktörü göz önüne alındığında, Durum-2 ve Durum-5 ele alınmış ve karşılaştırılmıştır. Her iki durumda da geri güç faktörüne benzer sonuçlar elde edilmiştir. Planlamacıların amacı 30. baranın gerilimindeki dalgalanmaları en alt düzeyde tutmaksa, DEÜ’nün 30. baraya bağlanmaması gerektiği açıktır. Son olarak Durum-3’de gösterildiği gibi, 50 MW DEÜ kapasitesinde bile birim güç faktöründeki bir DEÜ 21. baranın gerilimi üzerinde önemli bir etki oluşturmaktadır.

Çizelge 5.2: YSA ile ilgili örnek durumlar

Girişler SVP-1 (14)

SVP-2 (15)

SVP-3 (21)

SVP-4 (26)

SVP-5 (29)

SVP-6 (30)

Real 10.1311 10.0067 10.0428 10.5154 12.3585 15.0915 Durum-1 YSA-1

P=30 Q=10 N=30 Est. 10.0380 10.0339 10.0358 10.5380 12.2232 14.9695

Real 10.1277 10.0066 10.0397 10.0467 12.6052 15.0193 Durum-2 YSA-3

P=30 Q=10 N=30 Est. 10.1374 10.0294 10.0889 10.1766 12.6201 15.0687

Real 10.2010 10.0273 11.0758 10.6565 10.4958 10.5236 Durum-3 YSA-5

P=50 Q=0

N=21 Est. 10.1191 10.2079 10.2209 10.8380 10.5327 10.4785

SVQ-1 (14)

SVQ-2 (15)

SVQ-3 (21)

SVQ-4 (26)

SVQ-5 (29)

SVQ-6 (30)

Real 10.8791 11.0990 11.5878 19.1192 27.2906 33.2931 Durum-4 YSA-2

P=30 Q=10 N=30 Est. 10.8430 10.9893 11.4626 19.1440 27.3883 33.2407

Real 10.8172 11.0422 11.5000 16.6752 23.3207 27.7156 Durum-5 YSA-4

P=30 Q=10 N=30 Est. 10.8865 11.1513 11.5480 16.8368 23.4820 27.8505

78

Şekil 5.8. Oluşturulan YSA yapılarının regresyon eğrileri

5.5 Örnek durum incelemesi

Daha önce bahsedildiği gibi, DEÜ’nün uygun bir şekilde sisteme entegrasyonu EAAİS sistemlerinin kullanılmasının azaltılmasında yardımcı olabilmektedir. Bu sebeple, YSA’dan elde edilen sonuçlar göz önüne alınarak tap-ayarlı transformatörün yapacağı tap sayısı çalışmanın bu kısmında ele alınmıştır.

79

5.5.1 Tap-ayarlı transformatör

Daha güvenilir ve kararlı güç sistemleri elde edebilmek için gerilim, aktif ve reaktif güç kontol edilebilmeli ve yönetilebilmelidir. Günümüzde, üretim tesislerinin artması gibi sebeplerden dolayı büyüyen güç sistemlerinden dolayı sistemi kontrol etmek daha da hayati bir husus haline gelmiştir. Bu amaçla farklı teknikler ve mekanizmalar geliştirilmiştir (Glanzmann and Andersson, 2005). Bunlardan biri sıkça kullanılan tap-ayarlı transformatörlerdir. Bu transformatörlerin temelini otomatik gerilim düzenleyicileri oluşturmaktadır. Çalışma prensipleri ise transformatörlerin mekanik anahtarlamasına dayanmaktadır. Bu sebeple, transformatörlerin ömrünü uzatmak amacıyla tap ayarının daha az değiştirilmesi üzerine literatürde halen çalışılmaktadır (Vidyasagar et al., 2008).

Şekil 5.9. Tap-ayarlı transformatörün devre modeli

Yük akış analizine tap-ayarlı transformatörleri ekleyebilmek için, transformatörün p ve s baraları arasına bağlandığı varsayılmıştır. Tap ayarlarının kompleks değere sahip olmadığı düşünülürse, Şekil 5.9’da verilen modellemeden yararlanılarak matematiksel model aşağıdaki gibi ifade edilebilir (Acha et al., 2004):

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

+−

−+

++=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

s

p

sscpscsscvsscpscvv

sscpscvvpscsscpscv

scsvpscvs

p

VV

YYYYTYYUTYYUTYYYYU

YYUYTII

02

02

022 *1

(5.7)

80

burada Ip ve Is sırasıyla birincil ve ikincil sargılardan akan akımları, Ysc p ve Ysc s sırasıyla birincil ve ikincil sargıların admittansını, Tv ve Uv sırasıyla birincil ve ikincil sargıların tap ayarlarını, Vp and Vs birincil ve ikincil sargılardaki gerilimleri ve Y0 ise transformatörün mıknatıslanma admittansını ifade etmektedir. Tüm empedansın birinci tarafta toplandığını ve ayrıca tüm tap ayarlamalarının birincil tarafta yapıldığı (Uv=0) ve Y0’ın çok küçük olduğundan sıfır olduğu varsayılırsa (5.7) aşağıdaki gibi yazılabilir:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

−

−=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

s

p

sssckpsscv

psscvppsc

s

p

pscvpscv

pscvpsc

s

p

VV

YTYTYTY

VV

YTYTYTY

II

22 (5.8)

Bu eşitlikler kullanılarak transformatörün ikincil tarafında elde edilen aktif ve reaktif güç enjeksiyonu şu şekilde yazılabilir:

( ) ( )[ ]pssppsspspvsssvs BGVVTGVTP θθθθ −+−+= sincos22 (5.9)

( ) ( )[ ]pssppsspspvssvs BGVVTBTQ θθθθ −−−+−= cossin2 (5.10)

burada birincil ve ikincil sargılardaki admittans değerleri kondüktans ve süseptans değerleri cinsinden aşağıdaki gibi ifade edilebilir. Transformatörün tap ayarının (Tv), belirlenmiş minimum ve maksimum değerler arasında değişimine izin verilmektedir.

pscppppssscppsc YjBGYY =+== (5.11)

pscpspsspscpssc YjBGYY −=+== (5.12)

Eğer Newton-Raphson tabanlı yük akış analizi kullanılırsa, bilinmeyenlerle sabit değerler arasındaki ilişki aşağıdaki gibi ifade edilebilmektedir:

[ ] CJX Δ=Δ −1 (5.13)

Transformatörün ikincil bölgedeki gerilimi kontrol ettiği varsayılırsa, (5.11)’ de verilen yük akışının Jacobian matrisi tap ayarı (Tv) cinsinden ifade edilebilir ve ΔC ve ΔX şu şekilde yazılır:

81

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ΔΔ

=ΔQP

C ⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

ΔΔΔ

=ΔVTX v

θ (5.14)

Yapılan işlemlerden sonra yeni tap ayarı, bulunan ΔTv ile güncellenerek aşağıdaki gibi hesaplanabilir:

11 −− Δ+= kv

kv

kv TTT (5.15)

5.5.2 Önerilen metodun tap-ayarlı transformatör ile uygulanması

Önerilen metodun uygulanabilirliğini gösterebilmek için 30 baralı test sisteminde 27 ile 30. baralar arasında yeni bir tap-ayarlı transformatör olduğu varsayılmıştır. Bu transformatörün tap ayarındaki değişiklik sayısı ile önerilen metoddan elde edilen sonuçlar karşılaştırılmıştır. Pratikte her bir tap-ayarlı transformatörün adım aralığı bulunmaktadır ve her bir değişiklikte hangi konuma gideceğini bu adım aralığı ile hesaplayabilmekteyiz (Choi and Moon, 2009). Bu çalışmada ele alınan tap-ayarlı transformatörün 0.9 ile 1 aralığında 200 adıma sahip olduğu varsayılmıştır, dolayısıyla adım aralığı 0.001 olmaktadır. N=30 alındığında mutlak eğimin ölçeklenmiş değerleri Çizelge 5.3’de verilmiştir. İleri ve geri güç faktörleri ile çalışıldığında DEÜ’lerin aktif ve reaktif gücü seçilen P ve Q değerleri etrafında Şekil 5.10’da görüldüğü gibi rastgele değişmektedir. Fakat birim güç faktöründe reaktif güç sıfır olduğundan, bu durumda yalnızca aktif güç değişkenlik göstermektedir. Çizelge 5.3’deki uygulamada DEÜ’nün aktif gücü 45 MW etrafında 10 MW aralığında değişim gösterirken, reaktif gücü ise 15 MVar etrafında 5 MW bir aralıkta değiştiği varsayılmıştır.

Çizelge 5.3’den görüldüğü gibi, Durum-1 için SVP ve SVQ değerlerinin sıralaması farklı karakteristikler göstermektedir. Minimum SVP ve SVQ değerleri sırasıyla 21. ve 14. baralarda elde edilmiştir. Bu sebeple, burada sorulması gereken önemli soru şudur: “Planlamacılar alacakları kararları SVQ değerlerinin sıralamasına göre mi yoksa SVP değerlerinin sıralamasına göre mi almalıdırlar?” Bu soruyu yanıtlayabilmek için SVP ve SVQ değerleri Çizelge 5.3’de verilen tap ayarı değişim sayıları ile karşılaştırılmalıdır. Durum-1’de tap ayarlarının değişim sayısının sıralaması SVQ değerlerinin sıralamasıyla birebir aynı eğilimi göstermektedir. Dolayısıyla, 45 MW ve 15 MVar güçlerde çalıştırılacak olan bir DEÜ gerilim dalgalanmaları en aza indirgencek şekilde bağlanmak isteniyorsa bara 14’e bağlanmalıdır. Benzer şekilde Durum-2’de geri güç faktöründeki

82

DEÜ’de değerlendirilebilmektedir. Bu durum SVP ve SVQ değerlerinin Durum-1’e göre daha düşük çıktığı gözlemlenmektedir. Bunun sebebi ise reaktif güç çekilmesidir. Fakat, SVP ve SVQ değerlerinin sıralaması bir önceki duruma göre farklılık göstermektedir. Yine, 14. baranın SVQ değerlerinin sıralamasına göre bu DEÜ’nün bağlanabileceği en uygun yer olduğu gözlemlenmektedir. Son durumda, Durum-3, SVP değerleri ve tap değişim sayıları karşılaştırılmıştır. 14, 15 ve 21. baralara DEÜ bağlandığında benzer SVP değerleri elde edildiğinden dolayı tap değişim sayıları da yaklaşık olarak aynıdır. Bu sebeple, bu baralardan herhangi biri DEÜ entegrasyonu için seçilebilir.

Çizelge 5.3: Tap-ayarlı transformatör için örnek durumlar

DEÜ bağlanacak aday baralar

14 15 21 26 29 30

SVP Değerleri 10.1948 10.0541 10.0254 12.0212 10.3463 12.6034

SVQ Değerleri 10.8995 11.1148 11.6104 21.0815 29.6352 36.2155 Durum-1 (Geri)

P=45 Q=15 N=30

Tap ayarının değişim sayısı 73 84 103 624 1042 1349

SVP Değerleri 10.1150 10.0505 10.0247 10.7574 11.4885 13.5693

SVQ Değerleri 10.8083 11.0307 11.4799 16.6193 22.8968 26.9234 Durum-2

(İleri)

P=45 Q=15 N=30

Tap ayarının değişim sayısı 69 75 96 325 539 672

SVP Değerleri 10.1902 10.0526 10.0253 11.2202 11.0845 13.2681 Durum-3 (Birim)

P=45 Q=0 N=30 Tap ayarının değişim sayısı 49 49 49 127 110 264

Tüm bu gözlemlerin bir sonucu olarak, önerilen metod sistemde belirlenmiş bir baranın geriliminde daha az dalgalanma sağlayacak şekilde DEÜ yeri belirleme hususunda yeterli ve etkili olduğu anlaşılmaktadır. Ayrıca, bu metod kullanılarak tap-ayarlı transformatörler üzerine düşen yükte önemli ölçüde hafifletilebilmektedir.

5.6 Sonuçlar

Önerilen bu metod ile farklı KO’da DEÜ’lerin çıkış güçlerindeki değişkenliği yönetebilmek mümkün olmaktadır. Gelecek on yılda, sisteme entegre edilecek DEÜ’lerin sayısı artacak ve güvenilir sistem çalışması sağlamak amacıyla binlerce bağlantı noktası DEÜ’lerin entegrasyonu için talep edilecektir.

83

Bu bölümde ise DEÜ’lerin çıkış güçlerindeki belirsizliklerden kaynaklanan gerilim dalgalanmalarını minimize etmek amacıyla tek bir DEÜ’nün en uygun nereye bağlanabileceği hususu irdelenmiştir. Bu amaçla, DEÜ entegrasyonunun farklı baralara olan etkisi aktif ve reaktif güç değişimi açısından incelenmiş ve gerilimler ile güç arasındaki doğrusal olmayan ilişkiler ortaya konulmuştur. Sonuçlar, DEÜ’nün bağlantı noktası, gücü ve ilgilenilen kritik baranın en uygun yeri belirlemede büyük bir önem arz ettiğini göstermiştir. Gerilime ait eğim değerlerinin tahmininde kullanılmak amacıyla senkron makine tabanlı, rüzgar türbini ve fotovoltaik DEÜ’ler için farklı güç faktörlerinde YSA yapıları geliştirilmiştir. YSA’nın çıkışları DEÜ bağlamak için seçilen aday baraların sıralanmasında kullanılmaktadır ve bu yapılar en uygun DEÜ yerini belirlemede oldukça yeterlidir. Sonuç olarak, akıllı şebekeler açısından güç sistemleri mühendislerine yardım etmek amcıyla daha fazla gözlemler gerçekleştirilmeli ve akıllı sistem uygulamaları bu alanda artırılmalıdır.

Şekil 5.10. Belirli bir aralıkta DEÜ’nün çıkış gücündeki dalgalanmalar

84

6. KÜMELEME TABANLI BİR METOD KULLANILARAK BİRDEN FAZLA DEÜ ENTEGRASYONUNUN UZUN VADELİ KARŞILAŞTIRILMASI

Güç sistemlerinde planlama, artan taleple birlikte etkin bir güç sistemi yönetimi ve çalışması için önemli hususlardan biridir. Planlama kriterleri ise fiyat ve sistem performansıdır. İyi tasarlanmış bir güç sistemi hat ve trafo kapasitelerine bağlı olarak artan talebi belli bir noktaya kadar karşılayabilir. Fakat, konvansiyonel yaklaşım çerçevesinde bir noktadan sonra şebekenin yenilenmesi kaçınılmaz olmaktadır. Bu noktada DEÜ’ler şebeke yenilenmesinin ertelenmesinde en önemli yollardan biri olarak karşımıza çıkmaktadır. Diğer yandan, yeni DEÜ’lerin sisteme entegrasyonu bir çok olası sistem senaryosunun oluşmasına sebep olacaktır (Jabr and Pal, 2009; Ayres et al., 2009) ve bu durum sistemdeki yük akışlarının genliğini ve yönlerini etkileyecektir.

Bölüm 3’de yapılan çalışmada güç sistemlerindeki belirsizlikleri de değerlendirebilecek ve bunu hesaplama süreleri açısından uygun sürelerde gerçekleştirebilecek bir metoda ihtiyaç duyulduğu gerçeği ön plana çıkarılmıştır. Bu bölümde birden fazla DEÜ konsepti, olası DEÜ yerleşimi kombinasyonlarına göre şebeke kayıplarının minimizasyonu, gerilim profilinin iyileştirilmesi ve hat akışları açısından incelenmektedir. Bir yıl için saatlik yük ve aday baralara yapılan DEÜ bağlantı kombinasyonları, kümeleme yöntemi kullanılarak elde edilebilen tanımlanmış durumların verileri göz önüne alınarak elde edilmiştir. Güç sistemlerine DEÜ entegrasyonunda bir çok olası bağlantı kombinasyonu olmasından dolayı, olasılıksal ve deterministik yaklaşımlar güç sistemlerinin davranışlarını araştırmak için birleştirilmiştir. Tüm olası senaryolar önerilen metod kullanılarak farklı KO seviyeleri için tekrar eden yük akış analizi sayısını azaltarak gözlemlenmektedir. Kümeleme prosedürü ile her bir kümeye ait ortalama giriş vektörü olarak düşünülen küme merkezi oluşturulmuştur. Bu merkezler kümeyi tanımlayan örnekler olarak düşünülmüştür (Saleh and Laughton, 1985; Borges et al., 2000). DEÜ bağlanacak olan, seçilmiş PQ baraların her bir veri setinde bara yüklerinin toplamının ortalama değerleri farklı veya aynı olabilmektedir. Bu ortalama değerler, olası bağlantı kombinasyonlarının kümelerini belirlemek amacıyla kullanılacaktır. Buna ek olarak bir yıl için anlık toplam yük, aralıklar kullanılarak bir kaç kümeye bölünüp karakterize edilmektedir. Her bir küme önerilen metodolojide bir durumu ifade etmektedir. Bu metodolojinin avantajı ise yük dağılımındaki ve farklı bağlantı kombinasyonlarındaki belirsizlikler altında hesaplama sürelerini oldukça

85

azaltmaktır. Önerilen metodun etkinliğini gösterebilmek amacıyla, IEEE-30, IEEE-14 ve 9 baralı sistemler bu çalışmada kullanılmıştır.

6.1 Birden Fazla DEÜ Entegrasyonundaki Olası Problemler

Yukarıda bahseldiği üzere, DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinin doğası doğrusal olmayan ilişkilere sahiptir. Doğrusal olmayan sistemler yönetilmesi zor olarak bilinmektedirler. DEÜ’lerin güç sistemlerine olan etkileri daha önce de bahsedildiği gibi pozitif ya da negatif olabilmektedir. KO seviyesi, DEÜ’nün yeri ve güç sisteminin yapısı pozitif etkileri artırmak için önemli faktörlerdendir. Konvansiyonel sistemlerde, yük akışları üretim tesislerinden kullanıcıya doğru tek taraflı olmaktadır. Bu sebeple, bu tarz sistemlerin planlanması göreceli olarak daha kolaydır ve yine bu şebekeler gelişmiş güç sistemleri elemanlarına olan bağımlılığı açısından pasif şebekeler gibi düşünülebilir (Lopes et al., 2007). Diğer yandan, DEÜ entegrasyonu sistemdeki güç akışını değiştirmektedir. Güç sistemleri hızlı bir şekilde daha akıllı ve kompleks bir hal alırken, güç sistemlerini kontrol eden merkezlere yeni görevler atfedilmektedir. Eğer DEÜ’ler sisteme uygun bir şekilde entegre edilmez ise, ters yönlü yük akışları sistemde söz konusudur. Bu durum şebeke akışlarında azalma yerine artmaya sebep olabilmektedir. Dahası, güç kalitesi için önem arz eden gerilimlerde bu davranıştan oldukça etkilenmektedir. Şebeke kayıplarını minimize etmek için DEÜ’ler uygun bir şekilde yerleştirilirken, bu durum gerilim profilinde probleme yol açabilmektedir. Bunun tersinin olabilmesi de mümkündür. Diğer yandan, belirlenmiş DEÜ baraları bir çok zaman bağlantı için uygun olmayabilmektedir. Örneğin, yerleşim yerlerine yakın yerlere kurulan rüzgar türbinlerinden kaynaklanan ses gürültüsü insanları rahatsız etmektedir ya da bu baralarda teknik imkansızlıklar olabilmektedir. Buradan da anlaşıldığı üzere, DEÜ entegrasyonu önemsiz bir optimizasyon problemi değildir ve bu problemde bir çok kısıt bulunmaktadır (Alhajri and El-Hawary, 2007).

Bu bölümde, olası birden fazla DEÜ bağlantı kombinasyonunu şebeke kayıpları, gerilim profili ve hat akışları açısından karşılaştırabilmek için hesaplama zamanını azaltabilecek bir metod önerilmiştir. Eğer birden fazla DEÜ belirlenmiş sayıda baraya dağıtılırsa, DEÜ bağlanacak aday baraların her bir kombinasyonunun farklı etkisi olmasından dolayı, bunların tümü göz önünde bulundurulmalıdır. Bu sebeple, farklı yük dağılımları altında tüm olası bağlantı kombinasyonları göz önüne alınarak şebeke kayıpları, gerilim profili ve hat akışları gözlemlenmelidir. Güç sistem planlamacıları olası senaryolar hakkında

86

bilgi sahibi olmalıdırlar. Bu gözlemler ile daha güvenilir güç sistemi elde etmek için karar vermede destek sağlanabilmesi mümkün olmaktadır. Buna ek olarak, DEÜ kapasitesi de önemli faktörlerden biridir. Eğer DEÜ’nün çıkış gücündeki belirsizlikleri de tüm olası bağlantı kombinasyonları için göz önüne alırsak, çok fazla sayıda DEÜ dağılımı olacağı açıktır. Bu sebeple DEÜ kapasitesi, olası senaryoları karşılaştırmayı ve gözlemlemeyi kolaylaştırmak için seçilen DEÜ baralarına eşit olarak paylaştırılmıştır.

Eğer tüm olası senaryolar bir yıl içinde saatlik gözlemlenirse, bir çok güç akış analizi gerçekleştirilmesi gerekmektedir. Birden fazla DEÜ entegrasyonunun olası kombinasyonlarının toplam sayısı şu şekilde ifade edilebilir:

( )!!!

SBCBSB

CB

SB

CBPC NNN

NNN

N−

=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= (6.1)

burada NCB aday baraların toplam sayısı, NSB DEÜ bağlanacak olan baraların sayısı ve NPC olası kombinasyonların sayısını ifade etmektedir. Örneğin, 15 bara içinden 3 bara seçilmesi durumunda oluşacak olası kombinasyon sayısı 455’dir. Bu durum Şekil 6.1’de verilmiştir. Eğer bir yıl için bu analiz yapılmak istenirse, toplam 8760 saat için 3,985,800 (455x8760) adet güç akış analizi tekrarlanmalıdır. Farklı sayıda DEÜ barası için hesaplama miktarlarının değişimi Çizelge 6.1’de verilmiştir. Bu yüzden, yapılacak güç akış analizi sayısını azaltabilmek için yeni bir metodoloji geliştirilmelidir.

Şekil 6.1. 15 aday bara içinden 3’lü bara seçiminin olası kombinasyonları

Metodolojide, basit bir kümeleme tekniği kullanılmıştır (Atwa and El-Saadany, 2011). Kümeleme analizinin amacı durumları gruplara bölerek homojen kümeler tanımlamaktır. Aynı grubun farklı senaryoları arasında yüksek bir ilişki

87

bulunurken, farklı grupların üyeleri arasında bu ilişki düşüktür. Yükler güç akışının en önemli faktörü olmasından dolayı ilgili senaryonun yükü, durumları sınıflandırmada göz önünde bulundurulmuştur. Yük belirsizliklerinin her bir durumu ve DEÜ kombinasyonları sırasıyla toplam şebeke yükü ve DEÜ aday baralarının toplam yükü ile tanımlanmıştır.

Çizelge 6.1: NCB = 15 için farklı sayıda DEÜ barası seçiminde olası kombinasyon sayıları

NSB 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

NPC 15 105 455 1365 3003 5005 6435 6435 5005 3003 1365 455 105 15 1

6.2 Yük Belirsizliğinin Karakterizasyonu

Toplam sistem yükü genellikle iyi bilinmektedir ve eskiye dönük veriler bulunabilmektedir. Yükün değişmesi ile birlikte güç sistemlerinin karakteristiği marjinal bir şekilde değişmektedir. Farklı durumlar için toplam yükün aynı olmasına karşın, farklı yük dağılımı olmasından dolayı sistem davranışı farklı olmaktadır. Bu sebeple, Yük değişimleri sisteme dahil edilmelidir. Atwa and El-Saadany (2011) kümeleme metodu kullanarak bazı durumların olasılığını elde etmek için saatlik yük verisini gruplara bölmüşlerdir. Burada, yük verisi bir yıl boyunca saatlik olarak rasgele bir şekilde üretilmiştir (Min and Zhang, 2007) ve şu şekilde ifade edilmektedir:

),( jirandomPPP iorj

iorj

ijyük ⋅⋅+= α

i=1,2,…, Nbara ve j=1, 2,…, Nsaat (6.2)

∑=

=baraN

i

ijyük

jhTL PP

1 j=1, 2,…, Nsaat (6.3)

burada ijyükP i. bara ve j. saat için rasgele üretilmiş yük değerini, i

orjP i. bara için

orijinal sistem yükünü, α %10 olarak alınmış sapma faktörünü, Nbara şebekedeki bara sayısını, Nsaat toplam saat sayısını ve j

hTLP j. saatteki toplam yükü ifade

etmektedir. Bu formüller ortalaması iorjP ve standart sapması ( )α⋅i

orjP olan

normal dağılımlı değerler üretmektedir. IEEE-30 için, yıllık toplam yük profili Şekil 6.2’de verilmiştir. Sistemin toplam yükü 240 MW ile 330 MW arasında değişmektedir ve ortalama yük ise 283.4 MW’dır.

Oluşturulan yük verisi bir kaç seviyeye bölünür. Eğer yükler Şekil 6.2’de verilen yük karakteristiği için 10 MW aralıklarla 9 seviyeye bölünürse, yüklerin

88

bir yıllık karakteristiği Şekil 6.3’de gözükmektedir. Her bir seviyeye burada küme adı verilecektir. Her bir kümenin olasılığı, ilgili kümenin sahip olduğu durum sayısının toplam durum sayısına oranı ile bulunmaktadır (Atwa and El-Saadany, 2011; Atwa et al., 2010; Wang and Alvarado, 1991). Bu kümelerin sayısı daha doğru sonuç elde edebilmek için artırılabilir. Fakat bu, yapılacak olan hesaplama sayısını artıracaktır. Sınıflama işleminden sonra, her bir kümenin olasılığı aşağıdaki gibi hesaplanır:

sısayıdurumtoplamsısayıdurumkümedekiiPrb yük

i.

= i = 1, 2,…, NLS (6.4)

burada yükiPrb i. kümenin olasılığını, NLS yük kümelerinin sayısını ifade

etmektedir. Çizelge 6.2 her bir kümenin olasılığını göstermektedir. Her bir kümenin olasılığının seçilen yük aralığı ve sisteme göre değişiklik göstereceği açıktır.

Şekil 6.2. IEEE-30 için 1 yıl süresince saatlik yük profili

Her bir kümede bir çok yük dağılımı bulunabilmektedir. Yük profilinin olasılıklarını güç akış analizine dahil etmek amacıyla, her bir küme için örnek bir durum seçilmesi gerekmektedir. Bu durum, ilgili kümenin ortalama yük değerine en yakın değeridir. Bu örnek durum aşağıdaki işlemler gerçekleştirilerek bulunabilir. İlk olarak, her bir kümenin ortalama yük değeri bulunmalıdır:

89

iL

N

k

ik

iort

N

PP

iL

∑== 1 i = 1, 2,…, NLS (6.5)

burada iLN i. küme için durum sayısını ve i

kP i. küme içinde k. durumun yükünü

ifade etmektedir. Daha sonra, aşağıdaki ifade kullanılarak örnek durum araştırılmıştır:

( )iort

ik PPsearch −min i=1,2, … , NLS ve k=1, 2, … , i

LN (6.6)

Şekil 6.3. IEEE-30 sisteminin yük karakteristiği

6.3 Birden Fazla DEÜ Konsepti için Olası Kombinasyonların Modellenmesi

Bir çok çalışma, DEÜ’nün yerleşimi ve gücünün gelecekteki güç sistemleri için önemli bir rol oynayacağına dikkat çekmektedir. Birden fazla DEÜ’nün entegrasyonu durumunda, çeşitli olası bağlantı kombinasyonlarının şebekeye etkileri incelenmelidir.

90

Çizelge 6.2. IEEE-30 için yük kümelerine ait olasılıklar

Küme Numarası Yük Aralıkları [MW] Olasılık 1 236.9 – 246.9 0.0006 2 246.9 – 256.9 0.0076 3 256.9 – 266.9 0.0592 4 266.9 – 276.9 0.2112 5 276.9 – 286.9 0.3483 6 286.9 – 296.9 0.2668 7 296.9 – 306.9 0.0909 8 306.9 – 316.9 0.0143 9 316.9 – 326.9 0.0011

Burada, IEEE-30, IEEE-14 ve 9 baralı sistemlerde dağıtım tarafında bulunan yüke sahip PQ baraları DEÜ bağlanacak aday baralar olarak seçilmişlerdir. Çizelge 6.3 bu baraları ve yüklerini göstermektedir. Örneğin, 15 bara içinden 3 ve 8 DEÜ barası seçilmesi durumunda, olası kombinasyonların sayısı Çizelge 6.1’de görüldüğü gibi sırasıyla 455 ve 6435’dir. Yük belirsizliği altında tüm kombinasyonların şebeke kayıpları, gerilim profili ve hat akışları açısından irdelenmesinin hesaplama miktarlarından dolayı zor olduğu açıktır. Hesaplama süresi ve miktarını azaltabilmek için, bir şebekedeki olası DEÜ bağlantı kombinasyonlarına aşağıdaki metodoloji uygulanmalıdır. İlk aşamada aday baralar ve NCB belirlenmelidir. Daha sonra, DEÜ bağlanacak bara sayısı (NSB) belirlenmelidir ve olası kombinasyonların sayısı (NPC) bulunmalıdır. Herhangi bir NSB için her bir olası kombinasyona ait toplam yük hesaplanmalıdır. Son olarak, tüm olası DEÜ yerleşiminin kombinasyonları her bir kombinasyonun toplam yüküne göre kümelenmektedir. Örneğin, 5 MW’lık bir aralık seçilirse, IEEE-30’da NCB=15, NSB=3 ve NSB=8 için kombinasyonların karakteristikleri Şekil 6.4’de görüldüğü gibidir. Aynı şekilde her bir kümeye ait durum sayısı gözükmektedir. Güç aralığı ayarlanarak küme sayısı artırılıp azaltılabilir. Ayrıca, küme sayısı DEÜ bağlanacak bara sayısına bağlı olarak değiştiği açıkça gözükmektedir. Çünkü, her bir NSB için toplam yük farklıdır.

Çizelge 6.3. Aday baralar ve yükleri

IEEE-30 Sistemi Bara Numarası 10 12 14 15 16 17 18 19 20 21 23 24 26 29 30

P [MW] 5.8 11.2 6.2 8.2 3.5 9 3.2 9.5 2.2 17.5 3.2 8.7 3.5 2.4 10.6 IEEE-14 Sistemi

Bara Numarası 9 10 11 12 13 14 P [MW] 29.5 9 3.5 6.1 13.5 14.9

9 Baralı Test Sistemi Bara Numarası 3 4 5 6 8 9

P [MW] 25 10 40 60 80 100

91

Şekil 6.4. Yükler açısından DEÜ yerleşim kombinasyonlarının karakteristikleri

Daha öncekine benzer mantıkta, farklı kombinasyonlar için her bir kümenin olasılığı aşağıdaki formül ile hesaplanabilir:

sısayıdurumtoplamsısayıdurumkümedekijPrbDG

j.

= j = 1, 2,…, NDGS (6.7)

burada DGjPrb j. kümenin olasılığını, NDGS DEÜ kümelerinin toplam sayısını

ifade etmektedir. Şekil 6.4’de verilmiş olan kümeler için elde edilmiş olan olasılıklar Çizelge 6.4’de gösterilmiştir. Bu kümeleri güç akış analizine dahil edebilmek için her bir kümeye ait örnek durum belirlenmelidir. Seçilen örnek durumun yükü ilgili kümenin ortalama yüküne en yakın olandır. Bu örnek aşağıdaki formülasyon ile belirlenmektedir.

jDG

N

i

ji

jort

N

PP

jDG

∑== 1 j = 1, 2,…, NDGS (6.8)

burada NDGS verilen NSB için toplam küme sayısını, jDGN j. kümedeki toplam

durum sayısını, jiP j. kümedeki i. durumun yükünü ve j

ortP j. kümenin ortalama

yük değerini ifade etmektedir. Örnek durum aşağıdaki ifadeden yararlanılarak belirlenmiştir:

( )jort

ji PPsearch −min j=1,2, … , NDGS ve i=1, 2, … , j

DGN (6.9)

92

6.4 Önerilen Metodun Formülasyonu

Deterministik yük akış analizi belli koşullar altında gerçekleştirilmektedir. Burada, deterministik ve olasılıksal metodların bir birleşimi kullanılmıştır. İlk adımda, yük belirsizliği ve DEÜ kombinasyonları için daha önce elde edilmiş olasılıklar ortak bir olasılık oluşturabilmek için birleştirilir. İki olasılığın çarpımı şu şekilde ifade edilmektedir:

DGj

yükiij xPrbPrbPrb = i = 1, 2,…, NLS ve j = 1, 2,…, NDGS (6.10)

burada ijPrb olası tüm kümelerin birleştirilmiş olasılığını ifade etmektedir ve bu

değişken NLS ve NDGS’nin çarpımı kadar elemana sahiptir.

Çizelge 6.4. IEEE-30’da NCB =15 için küme aralıkları ve olasılıkları

NSB = 3 NSB = 8

Küme Numarası Yük Aralığı

[MW] Olasılık Yük Aralığı

[MW] Olasılık 1 5 - 10 0.0440 27.5 - 32.5 0.0006 2 10 - 15 0.1670 32.5 - 37.5 0.0081 3 15 - 20 0.2747 37.5 - 42.5 0.0448 4 20 - 25 0.2725 42.5 - 47.5 0.1184 5 25 - 30 0.1451 47.5 - 52.5 0.1814 6 30 - 35 0.0725 52.5 - 57.5 0.2138 7 35 - 40 0.0242 57.5 - 62.5 0.2070 8 - - 62.5 - 67.5 0.1461 9 - - 67.5 - 72.5 0.0646 10 - - 72.5 - 77.5 0.0138 11 - - 77.5 - 82.5 0.0014

İndeks tabanlı yaklaşımlar, farklı senaryoları karşılaştırmada zorlukları aşabilmek için kullanılan önemli yöntemler arasındadır (Ochoa et al., 2006). Bu bölümde, yük belirsizlikleri tüm olası bağlantı kombinasyonlarını karşılaştırabilmek için 3 adet indeks oluşturulmuştur. Bunlar şebeke kayıpları indeksi (IPL), gerilim indeksi (IV) ve hat akış indeksi (ILF)’dir. Önerilen metodun doğruluğunu kontrol edebilmek amacıyla gerçek indeks değerleri deterministik metod ile hesaplanacaktır. Bu sebeple, her indeks deterministik ve önerilen metod için aşağıda tanımlanmıştır.

Önerilen metodda, yıllık enerji kaybı saatlik şebeke kaybı ile 8760’ın çarpılması ile hesaplanabilmektedir ve şu şekilde ifade edilir:

93

∑ ∑= =

=LS DGSN

i

N

jijij xxPlossPrbKaybıEnerjikıllYı

1 18760 (6.11)

burada Plossij ij. durumun şebeke kaybını ifade eder ve bu değer konvansiyonel bir metod kullanılarak kolayca hesaplanabilir (Saadat, 2004). Bu sayede, mümkün olan her yük koşulu ve DEÜ bağlantı kombinasyonu şebeke kaybına dahil edilmiş olur. Deterministik metodda, ilk indeks şu şekilde yazılabilir:

∑ ∑

∑ ∑

= =

= =

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

=saat PC

saat PC

N

i

N

j

noDGij

PC

N

i

N

j

withDGij

PC

PlossN

PlossN

IPL

1 1

1 1

1

1

(6.12)

burada Nsaat göz önünde bulundurulan periyottaki toplam saati, withDGijPloss DEÜ

entegre edilmiş durumda ij. durumun şebeke kaybını ve noDGijPloss DEÜ yokken

ij. durumun şebeke kaybını göstermektedir. (6.1)’de hesaplandığı üzere NPC adet farklı bağlantı kombinasyonu bulunduğundan dolayı, burada ortalama kayıp hesaplanmıştır. (6.12)’ye göre, 1’den küçük IPL değerleri DEÜ entegre edildiği durumda daha iyi şebeke performansına işaret etmektedir.

IPL indeksi önerilen metodda şu şekilde yazılır:

saat

N

i

noDGi

loadi

saat

N

i

N

j

withDGijij

xNPlossPrb

xNPlossPrb

IPLLS

LS DGS

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

=

∑

∑ ∑

=

= =

1

1 1 (6.13)

(6.12) ve (6.13)’den anlaşıldığı gibi, tekrar etmesi gereken yük akış analizi sayısı PCsaat xNN ‘dan DGSLS xNN ’a indirilmiştir. Dolayısıyla da yapılması

gereken hesaplama miktarı azalmıştır.

Varolan dağıtım şebekelerinin kullanım ömrü herhangi bir sistem iyileştirmesi yapılmadan hatlardaki yüklenmelerin azaltılmasıyla artırılabilir. Bu sebeple, hat akışı performansı aşağıdaki indeksler kullanılarak gözlemlenebilir. Bu indeks deterministik yaklaşımda şu şekilde ifade edilir:

94

∑ ∑∑

∑ ∑∑

= = =

= = ==saat PC L

saat PC L

N

i

N

j

n

k

noDGijk

PC

N

i

N

j

n

k

withDGijk

PC

PN

PN

ILF

1 1 1

1 1 1

1

1

(6.14)

burada nL şebekedeki toplam hat sayısıdır. (3.14)’ün pay ve paydası düşünülen periyot içinde sırasıyla DEÜ varken ve yokken tüm durumlarda her hattaki yük akışlarının toplamıdır. Benzer indeks önerilen metod için de yazılabilir:

saat

N

i

N

k

noDGik

yüki

saat

N

i

N

j

N

k

withDGijkij

xNPPrb

xNPPrb

ILFLS hat

LS DGS hat

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

=

∑ ∑

∑ ∑ ∑

= =

= = =

1 1

1 1 1 (6.15)

ILF’nin 1’den küçük değerleri DEÜ entegrasyonunun varolan hat akışlarına olumlu yönde etki sağladığı anlamına gelmektedir. Önerilen metod saatlik değerler ürettiğinden dolayı, anlaşılırlığı artırabilmek için pay ve payda Nsaat ile çarpılmıştır. Bu indeks, ekonomik sebeplerden dolayı şebeke altyapısının yenilenmesinin ertelenmesi açısından oldukça önemlidir.

Gerilim sapmaları DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinin planlanması için önemli hususlardan biridir. Üçüncü indeks birden fazla DEÜ entegrasyonunun gerilim sapmalarına olan etkilerini incelemek için kullanılmaktadır. Burada karşılaştırma yapılan durum ise yük değişiminin ve DEÜ bağlantısının olmadığı, yani orjinal durumdur. Deterministik ve önerilen metod için bu indeks şu şekilde ifade edilir:

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛−

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛= ∑∑ ∑ ∑

== = =

barasaat PC bara N

k

orjksaat

N

i

N

j

N

k

withDGijk

PCVxNV

NIV

11 1 1

1 (6.16)

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛−

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛×= ∑∑ ∑ ∑

== = =

baraLS DGS bara N

k

orjksaat

N

i

N

j

N

k

withDGijkijsaat VxNVPrbNIV

11 1 1 (6.17)

95

burada Nbara şebekedeki bara sayısını ve orjkV orijinal durumun k. baradaki

gerilimini ifade etmektedir. (6.17)’nin her bir kısmı, yıllık gösterim yapabilmek amacıyla Nsaat ile çarpılmıştır. Bu değerin sıfıra yakın olması DEÜ eklendiğinde daha iyi şebeke performansına işaret etmektedir. Eğer bu indeks sıfıra eşit olursa, düşünülen periyot içinde sistemde herhangi bir gerilim değişmesi olmadığı anlamına gelmektedir.

6.5 Önerilen Metod ile Yapılan Benzetim Çalışması

Önerilen metodun benzetimleri IEEE-30, IEEE-14 ve 9 baralı test sistemlerinde gerçekleştirilmiştir. Burada önerilen metodun doğruluğu IEEE-30 sisteminde test edildikten sonra, farklı DEÜ bağlantı kombinasyonlarının değerlendirilmesi yapılacaktır.

6.5.1 Önerilen metodun test edilmesi

Önerilen metodu test etmek için, indekslerin tamamı tüm test şebekeleri için iki farklı KO seviyesinde hesaplanmıştır. İndekslerin değerleri Çizelge 6.5’de verilmiştir. Deterministik sonuçlar ile önerilen metodun ürettiği sonuçlar arasındaki uyumun oldukça iyi olduğu gözükmektedir. Yük belirsizliği ve DEÜ kombinasyonları için seçilen aralıkların azaltılması halinde, oluşan küme sayısının artacağı ve önerilen metodun sonuç olarak deterministik metoda doğru yaklaşacağı aşikardır. Çok fazla küme olacak şekilde aralıklar seçildiğinde hesaplama süresinin artması da doğaldır. Burada seçilen küme miktarının yeterince az olmasından dolayı, hesaplama süresinde oldukça iyi bir azalma gözlemlenmektedir.

6.5.2 Birden fazla DEÜ bağlantı kombinasyonlarının değerlendirilmesi

Deterministik yaklaşımda, tekrar eden güç akış analizi gereklidir. Bu sebeple, DEÜ’lerin güç sistemlerine olan etkileri yük belirsizlikleri ve farklı DEÜ kombinasyonları göz önünde bulundurularak incelenmek istenirse, hesaplama işlemleri oldukça artacaktır. Örneğin, Çizelge 6.6’da görüleceği gibi 15 bara içinden 8 baraya DEÜ bağlanacak olması durumunu bir yıl boyunca irdelemek istersek 56,370,600 (6435x8760) adet kombinasyon için yük akış analizi yapmak gereklidir. Tek bir yük akış analizi için 0.025 sn. süre geçtiği tespit edilmiştir. Bu durumda, hesaplamanın Core i7 2.66 GHz işlemcili bir bilgisayarda yaklaşık 16

96

günde biteceği anlaşılmaktadır. Bu sebeple IEEE-30’un doğrulama tablosunda sadece NSB’nin 3 ve 12 olduğu durumlar verilmiştir.

Çizelge 6.5. Önerilen metod ile deterministik sonuçların karşılaştırılması

9 Baralı Sistem IEEE-14 IEEE-30 Önerilen Metod

Deterministik Metod

Önerilen Metod

Deterministik Metod

Önerilen Metod

Deterministik Metod

NSB İndeks

DEÜ Gücü [MW]

Aralık (Yük,DEÜ)

(1,1)

Aralık (Yük,DEÜ)

(1,1)

Aralık (Yük,DEÜ)

(1,1) 10 0.9280 0.9297 0.9179 0.9179 - - IPL 50 0.7114 0.7177 0.6759 0.6757 - - 10 20.8084 20.9848 130.3381 129.210 - - IV 50 106.5104 103.7860 581.9156 580.788 - - 10 0.9653 0.9665 0.9490 0.9490 - -

2

ILF 50 0.8503 0.8554 0.8021 0.8019 - - 10 0.9277 0.9294 0.9172 0.9172 0.9200 0.9212 IPL 50 0.7047 0.7103 0.6598 0.6597 0.6928 0.6926 10 20.8382 21.0157 130.9063 129.779 337.7721 336.3536 IV 50 107.2417 104.5447 595.0872 593.963 1857.8541 1855.6752 10 0.9652 0.9664 0.9484 0.9484 0.9514 0.9528

3

ILF 50 0.8461 0.8511 0.7873 0.7871 0.8151 0.8167 10 0.9284 0.9292 0.9169 0.9169 - - IPL 50 0.7037 0.7065 0.6517 0.6516 - - 10 20.4827 21.0311 131.1914 130.064 - - IV 50 105.8338 104.9251 601.7614 600.638 - - 10 0.9657 0.9664 0.9481 0.9481 - -

4

ILF 50 0.8466 0.8493 0.7783 0.7781 - - 10 0.9291 0.9291 0.9167 0.9167 - - IPL 50 0.7037 0.7043 0.6468 0.6467 - - 10 20.1216 21.0404 131.3626 130.235 - - IV 50 104.2877 105.1536 605.7953 604.674 - - 10 0.9662 0.9663 0.9479 0.9479 - -

5

ILF 50 0.8479 0.8483 0.7725 0.7723 - - 10 - - - - 0.9188 0.9196 IPL 50 - - - - 0.6555 0.6574 10 - - - - 328.2799 329.3526 IV 50 - - - - 2006.7840 2005.3943 10 - - - - 0.9512 0.9518

12

ILF 50 - - - - 0.7738 0.7758

IEEE-30’da yüksek ve düşük gerilim tarafları bulunmaktadır. Bölüm 6.3’de bahsedildiği gibi sadece düşük gerilim yani dağıtım şebekesi tarafındaki baralar göz önüne alınmıştır. Üretilen rasgele yük değerleri normal dağılıma uyacak şekilde oluşturulmuştur. Ortalama değerleri sistemlerin orijinal yükleri alınırken, standart sapma ise her bir baranın ortalama değerinin %10’u olarak seçilmiştir. Tüm DEÜ jeneratörlerinin birim güç faktöründe çalıştığı kabul edilmektedir (Ayres et al., 2009; Atwa and El-Saadany, 2011). Bağlanacak her bir DEÜ için maksimum çıkış gücü 50 MW olarak belirlenmiştir (Ackermann et al., 2001). Minimum KO seviyesi ise NSB ile değişmektedir. Toplam DEÜ kapasitesi, şebekenin davranışını gözlemlerken benzer test koşulları sağlamak ve bu analizdeki kompleksliği azaltmak amacıyla ilgilenilen baralara eşit miktarda paylaştırılmıştır. Bu sebeple, DEÜ’nün çıkış gücündeki belirsizlik burada göz önünde bulundurulmamıştır. Burada, şebeke yöneticileri tarafından hangi senaryanonun daha uygun olduğu verilen indeksler sıralandırılarak karar

97

verilebilir. Böylelikle, DEÜ yerleşim kombinasyonlarının etkileri şebeke kayıpları, gerilimler ve hat akışları açısından karşılaştırılmış olur. Farklı KO seviyeleri için indeks değerleri Çizelge 6.7 ve Şekil 6.5’de verilmiştir. Önerilen metod herhangi bir şebekede birden fazla DEÜ yerleşimi için planlama yapılmasıyla ilgili kural oluşturabilmek için de kullanılabilir.

Çizelge 6.6. IEEE-30 için tekrar eden yük akış analizi sayısı

Tekrar Eden Yük Akış Analizi Sayısı

NSB

Deterministik Metod (NPC x Nhour)

Önerilen Metod Yük ve DEÜ Aralıkları: (1,1)

(NDGS x NLS) 1 15x8760 1x78 2 105x8760 23x78 3 455x8760 32x78 4 1365x8760 38x78 5 3003x8760 44x78 6 5005x8760 48x78 7 6435x8760 50x78 8 6435x8760 49x78 9 5005x8760 48x78

10 3003x8760 44x78 11 1365x8760 38x78 12 455x8760 32x78 13 105x8760 23x78 14 15x8760 9x78 15 1x8760 1x78

Çizelge 6.7’den KO seviyesi arttıkça IPF ve IFL değerlerinin arttığı fakat IV indeksinin değerinin düştüğü gözlemlenmektedir. Bu gözlem, yüksek KO seviyelerinin şebeke kayıpları ve hat akışları açısından daha iyi sonuç verdiğini bize göstermektedir. Fakat, şebeke gerilimleri KO arttıkça daha kötü sonuçlar vermektedir. Önerilen metod ile hangi baraların gerilimler açısından problem oluşturduğu gözlemlenememektedir. Fakat, bu yöntem ile farklı kombinasyonların performansını karşılaştırabilmemiz mümkün olmaktadır. Yüksek KO seviyelerinde NSB’nin etkisinin daha fazla olduğu Şekil 6.5’den anlaşılmaktadır. NSB 10’dan büyük olduğu durumlarda ise birden fazla DEÜ bağlamanın etkileri neredeyse aynıdır ve NSB için bir eşik değeri olduğu açıktır. Herhangi bir şebeke için önerilen metod kullanılarak bu değer hesaplanabilir. Sonuçlar DEÜ bağlantısının hat akışlarında büyük bir etkisi olduğunu bize göstermektedir. Bu ise artan enerji talebinden dolayı güç sistemlerindeki en önemli hususlardan biridir.

Birden fazla DEÜ entegrasyonunda, NSB’nin 15 olduğu durum hat akışları ve şebeke kayıpları açısından diğer durumlara göre daha iyi sonuçlar vermektedir. Dahası, IFL ve IPL indekslerinin karakteristikleri neredeyse aynıdır. Diğer yandan, tek DEÜ ve birden fazla DEÜ durumları da bu sonuçlardan karşılaştırılabilir. Hat akışları ve şebeke kayıpları açısından birden fazla DEÜ

98

entegresinin avantajları tek DEÜ’ye göre daha çoktur. Gerilim sapmaları açısından her bir KO seviyesi için NSB’nin artışı ile önemli değişiklikler oluşmamaktadır. Diğer yandan, tek DEÜ entegrasyonu bir miktar gerilim sapmasına sebep olmaktadır.

Çizelge 6.7. IEEE-30 için önerilen metodun sonuçları

NSB = 1 NSB = 2 NSB = 3 DEÜ Kapasitesi [MW] IPL IV ILF IPL IV ILF IPL IV ILF

10 0.92305 199.071 0.95130 0.92097 338.466 0.95234 0.92003 337.772 0.95135 20 0.85549 566.114 0.91116 0.85529 796.806 0.91390 0.85059 809.246 0.90839 30 0.79599 828.218 0.87834 0.80092 1157.36 0.88423 0.78991 1195.85 0.87190 40 0.74387 1072.48 0.85338 0.75703 1467.52 0.86017 0.73737 1545.29 0.84115 50 0.69908 1288.90 0.83464 0.72325 1728.98 0.84049 0.69276 1857.85 0.81509


10 0.92061 318.396 0.95219 0.91900 340.702 0.95214 0.91813 367.478 0.95109 20 0.85039 781.602 0.90859 0.84669 821.926 0.90728 0.84497 873.281 0.90514 30 0.78775 1162.82 0.86988 0.78148 1226.28 0.86564 0.77890 1305.00 0.86229 40 0.73213 1516.37 0.83598 0.72287 1604.68 0.82784 0.71944 1710.10 0.82318 50 0.68341 1838.39 0.80597 0.67077 1952.75 0.79440 0.66651 2084.63 0.78827


10 0.91940 337.808 0.95236 0.91963 317.182 0.95139 0.91922 320.075 0.95143 20 0.84674 820.515 0.90728 0.84692 789.294 0.90516 0.84596 795.521 0.90502 30 0.78046 1234.97 0.86465 0.78033 1194.51 0.86125 0.77871 1206.13 0.86051 40 0.72014 1625.44 0.82478 0.71949 1576.80 0.82044 0.71709 1593.51 0.81850 50 0.66572 1989.18 0.78805 0.66435 1934.71 0.78314 0.66107 1957.05 0.77976


10 0.91887 329.861 0.95111 0.91904 322.948 0.95137 0.91875 328.279 0.95120 20 0.84513 814.906 0.90434 0.84534 802.058 0.90474 0.84468 812.798 0.90433 30 0.77728 1233.00 0.85936 0.77738 1216.02 0.85970 0.77631 1231.45 0.85892 40 0.71492 1630.24 0.81653 0.71480 1609.07 0.81655 0.71326 1630.30 0.81520 50 0.65804 2004.14 0.77661 0.65759 1979.40 0.77597 0.65552 2006.78 0.7738


10 0.91876 327.627 0.95129 0.91895 322.468 0.95143 0.91895 323.222 0.95153 20 0.84461 808.034 0.90447 0.84488 796.443 0.90468 0.84481 794.497 0.90484 30 0.77604 1226.73 0.85902 0.77626 1211.43 0.85920 0.77608 1209.19 0.85934 40 0.71270 1624.98 0.81512 0.71277 1605.96 0.81510 0.71241 1603.65 0.81510 50 0.65458 2001.25 0.77330 0.65439 1979.12 0.77284 0.65380 1977.05 0.77251

6.6 Sonuçlar

Bu bölümde, kümeleme tabanlı bir metod kullanılarak birden fazla DEÜ bağlantı kombinasyonlarının uzun vadeli performans karşılaştırılması yapılmıştır. Uzun vadeli değerlendirme yapılabilmesi için şebeke kayıpları, gerilim ve hat akışları açısından 3 adet indeks oluşturulmuştur. Metodun uygulanabilirliği IEEE-30, IEEE-14 ve 9 baralı sistemler üzerinde test edilmiştir ve sonuçları deterministik metod ile karşılaştırılmıştır. Bu çalışma sonucunda elde edilen değerlerin güç sistemleri parametreleri olan şebeke kayıpları, gerilim profilleri ve

99

hat akışları açısından yeterli olduğu anlaşılmıştır. Şebeke yöneticileri ve planlamacılarına yardımcı olabilmek için elde edilen indeks değerleri sıralandırılarak farklı bağlantı durumlarının etkileri karşılaştırılabilmektedir.

Şekil 6.5. NSB’ye göre indeks değerlerinin değişimi

(DG Capacity *: 10 MW, ○: 20 MW, ×: 30 MW, □: 40 MW, ◊: 50 MW)

100

7. TARTIŞMA

Son yıllarda güç sistemlerinde önemli bir kavram haline gelmiş olan DEÜ’lerin etkileri, bağlantı yeri ve gücü açısından bu çalışmada ele alınmıştır. Yapmış olduğumuz araştırmalar ve analizler, DEÜ’lerin optimum şekilde sisteme entegrasyonunun ilgilenmiş olduğumuz şebeke kayıpları, gerilim profili ve hat akışlarıyla birlikte bu çalışmada ele alınmayan ekonomik ve karbon salınımlarının azalması gibi bir çok parametreyi olumlu yönde etkilediği gözlenmiştir.

DEÜ entegre edilmiş elektrik şebekelerinin yönetimi ve planlanması ayrıntılı olarak incelenmesi gereken iki önemli konu olarak karşımıza çıkmaktadır. Bilindiği gibi, hergün sayıca artan DEÜ, esnek alternatif akım iletim sistem elemanları ve yükler gibi bir çok unsurun bir bütün halinde uyumlu çalışması, elektrik şebekesinin güvenilirliği ve etkin çalışması açısından önemlidir. Bu çalışmada elde edilen gözlemler ve metodlar, DEÜ entegre edilmiş şebekelerin planlı ve itinalı analizlerden elde edilen sonuçlar ışığında yönetilmesi gerektiğini göstermiştir. Dünyada geliştirilmeye çalışılan akıllı araçlar sayesinde günümüzde şebeke operatörlerinin bir durum karşısında alacakları kararları otomatik olarak almak mümkün olabilecektir. Örneğin, herhangi bir hattın arızalanması, bir jeneratörün devreden çıkması, aşırı yüklenme vb. durumlarda şebeke operatörü yerine, yardımcı elektronik sistemlerin bazı kararlar verebilmesi güç sistemlerinin daha güvenilir ve verimli bir şekilde kullanılmasını sağlayacaktır. Planlama açısından bakıldığında analiz ve gözlemler sonucu elde edilen kural tabanlı sistemler DEÜ’lerin en uygun şekilde entegrasyonunda şebeke yöneticilerine yardımcı olabileceklerdir.

Belli bir sistematik içinde yapılmış olan bu tez çalışmasında, öncelikle DEÜ’nün güç sistemlerine olan etkilerinin neler olduğu incelenip, daha sonra bu gözlemlerden faydalanılarak uygun metodlar geliştirilmeye çalışılmıştır. Özellikle, geliştirilen YSA tabanlı metodların vermiş olduğu sonuçlar oldukça tatmin edici olup, elektrik şebekelerinin yönetiminde bilgisayar programları aracılığıyla rahatlıkla uygulanabilir olması bu metodların kullanımının yaygınlaşmasını ve geliştirilmesi yönündeki çalışmaları tetiklemektedir.

Her şeyin otomasyon sistemleri ile donatıldığı ve akıllı sistemlerin kullanımının yaygınlaştığı dünyamızda güç sistemlerinin de bu teknolojik gelişmelere uyması akıllı şebekeler kavramını gündeme getirmiştir. Günümüzde her ne kadar pratik olarak kullanımı yaygınlaşmamış olsa da, teorik çalışmalar ile

101

altyapısının günden güne çizildiği akıllı şebekeler güç sistemlerinde şebeke yöneticisi kavramında radikal değişikliklere sebep olacaktır. Dolayısıyla, önümüzdeki yıllarda uzman insan bilgisine gerek kalmadan güç sistemlerinin kendi kendini yönetebildiği bir şebeke söz konusu olacaktır. Bu sebeple, bu tez çalışmasında geliştirilmiş olan metodlar akıllı şebekeler ortamına da rahatlıkla uygulanabilir, uyarlanabilir ve geliştirilebilir sistemlerdir.

Her araştırmada olduğu gibi, bu konularda yapılan çalışmalar da en basit kavram olan tek bir DEÜ’nün şebekeye entegrasyonu ve etkilerinin analizi ile başlamıştır. Zamanla yeni kavramlar ve yeni bilgiler bulundukça gelişen bu alanda, birden fazla DEÜ entegrasyonunda henüz yeterli bir bilgi birikimi oluşturulamamıştır. Bu tez çalışmasında, elde edilen gözlemler ve geliştirilen metodlar bu konuda yapılacak olan çalışmalara ışık tutacak nitelikte olup, DEÜ’lerin etkileriyle ilgili oldukça ayrıntılı sonuçlar sunulmuştur.

Bu alanda yapılacak çalışmaların her geçen gün artmaya devam edeceği açıktır. Özellikle, ülkelerin bu denli desteklediği ve hatta teşvikler uyguladığı yenilenebilir enerji kaynakları alanındaki çalışmaların akıllı şebekeler odaklı teşvik edilmesi gerekmektedir. Özellikle, YSA, bulanık mantık ve gelişmiş algoritma tabanlı akıllı araçların kullanılmasının bu alanda yapılacak çalışmaların uygulanabilirliğini artıracağı bir gerçektir. Bu çalışma ileride yapılacak çalışmalara da zemin hazırlamıştır.

102

8. SONUÇLAR

Dağıtılmış enerji üretim sistemlerinde son yıllarda yaşanan gelişmeler, DEÜ sistemlerinin güç sistemleri açısından önemini ortaya koymaktadır. Geçen on yıl içinde, çözülmesi gereken problemler ile ilgili yapılan akademik çalışmaların sayısında yaşanan artış bunu bir kez daha kanıtlamaktadır. Günümüzde güç sistemlerinde akıllı şebeke kavramı daha da önemli bir hale gelirken, DEÜ’ler ile ilgili yapılacak çalışmaların önemi de büyük ölçüde artmıştır. Literatürde yapılan çalışmaların büyük bir çoğunluğunun DEÜ’lerin en uygun nereye ve hangi güçte bağlanacağı konusuna odaklandığı gözlemlenmiştir. Bu konu gerçekten de verimli ve güvenilir bir güç sistemi elde edebilmek açısından büyük bir önem arz etmektedir. Bu tez çalışmasının da temel çıkış noktası bir şebekede en uygun DEÜ yerleşimi ve gücünün bulunmasıdır. Bununla birlikte literatürde daha ayrtıntılı gözlemler yapılmasının ve DEÜ yerleşimi ile ilgili kurallar çıkartılmasının eksikliği de açık bir şekilde anlaşılmıştır. Bu sebeple, DEÜ’lerin yerleşimi ve gücünün farklı açılardan ele alınıp etkilerinin incelenmesi bu çalışmada öncelikle ele alınmıştır. Yapılan gözlemler sonucunda DEÜ entegre edilmiş güç sistemlerinde şebeke kayıplarının ve bara gerilimlerinin değişimlerinin doğrusal olmayan bir şekilde değiştiği açık bir şekilde gösterilmiştir. Bu durum, detaylı incelemeler yapılarak kurallar çıkartılması gerektiğini destekleyen bir gözlemdir. Dolayısıyla, 2. ve 3. bölümde DEÜ sistemleri bu açıdan incelenmiştir.

DEÜ’nün şebekedeki en yüksek yüke sahip baraya bağlanması şebeke kayıpları açısından her zaman en iyi sonucu vermemektedir. Diğer yandan, şebeke kayıpları açısından düşük güçlü DEÜ birimlerinin güç faktörünün ise çok etkin bir parametre olmadığı ve yalnızca yüksek katılım oranı (KO) seviyelerinde şebeke kayıplarını etkilediği gözlemlenmiştir. Sisteme birden fazla ya da tek bir DEÜ entegre edilmesi durumları şebeke kayıpları açısından farklılıklar göstermiştir. Bu iki konsept arasında eşik bir KO seviyesi bulunduğu ve bu eşik seviyeden sonra DEÜ’nün baralara dağıtılması gerektiği bu çalışmanın önemli sonuçlarından biridir. Dolayısıyla, teknik ve çevresel kısıtlardan dolayı en uygun baraya DEÜ yerleşiminin gerçekleştirilemeyeceği durumlarda, bu eşik seviyesinden sonra, seçilen baralara herhangi bir DEÜ dağılımının tek bir DEÜ entegrasyonuna tercih edilmesi gerektiği sonucu gözlenmiştir. Buradan elde edilen sonuçlar uygun bir DEÜ entegrasyonu ile mevcut şebekelerin yeniden yapılandırılmasındaki mühendislik yatırımlarının ertelenmesinde/planlanmasında bir öncelik derecelendirilmesi yapılabileceğini göstermiştir. Ayrıca, problematik baralar ve hatlar farklı KO seviyelerinde şebekedeki olası potansiyel riski azaltabilmek

103

amacıyla belirlenebilmektedir. Diğer bir değişle, bu önerilen metodoloji ile güç sistemleri planlayıcıları çeşitli senaryolar altında şebeke kayıplarını, gerilim profillerini ve hat akışlarını gözlemleyerek daha gerçekçi sonuçlarla karar alabilme yeteneği kazanabileceklerdir.

DEÜ entegre edilmiş şebekelerde gözlemler sonucu elde edilen doğrusal olmayan karakteristiklerin analitik denklemler ile ifade edilememesi akıllı sistemlerin kullanımı ihtiyacını doğurmuştur. 4. ve 5. bölümlerde hem şebeke kayıpları hem de gerilimler açısından farklı YSA yapıları geliştirilmiştir. Yük belirsizliklerin dahil edildiği bu çalışmalarda farklı yük seviyelerinde optimum DEÜ yeri ve gücü YSA yardımıyla bulunabilmektedir. Bu sistem ile birlikte, şebeke yönetim merkezlerinde her bir durum için tekrar edilen optimizasyon ve yük akış analizlerinin yapılmasına gerek kalmamaktadır. Diğer yandan, DEÜ jeneratörlerinin çıkış güçlerindeki dalgalanmalar güç sistemlerindeki bara gerilimlerini etkilemektedir. Bu sebeple, aktif ve reaktif güç açısından DEÜ’lerin kapasiteleri, kritik baralardaki gerilim sapmalarını minimum seviyede tutmak amacıyla en uygun DEÜ bağlantı noktasının belirlenmesinde büyük önem arz etmektedir. Bu bağlamda, bölüm 5’de olası durumlar için bara gerilimlerinin DEÜ çıkış gücündeki değişime bağlı dinamik karakteristiği sayesinde tek bir DEÜ’nün bağlanabileceği en uygun barayı bulabilmek için farklı DEÜ tipleri göz önüne alınarak YSA yapıları geliştirilmiştir. Sonuçlar, önerilen YSA yapılarının en uygun bağlantı durumunu belirlemek için oldukça yeterli olduğunu göstermektedir. Yine bu metod ile, EAAİS elemanlarının üzerlerindeki stres azaltılarak teknik açıdan bir avantaj daha sağlanabilmektedir. Bu kapsamda tap ayarlı transformatörün DEÜ çıkış gücü dalgalanmalarına karşı gösterdiği davranış incelenmiş ve önerilen sistemin uygulanabilirliği gösterilmiştir.

Güç sistemlerindeki yük ve DEÜ belirsizlikleri analizlere dahil edildiğinde tekrar eden yük akış analizi sayısının oldukça artacağı gerçeğinden dolayı literatürde olasılıksal vb. metodlar kullanılmaktadır. 6. bölümde de kümeleme tabanlı bir metod kullanılarak birden fazla DEÜ bağlantı kombinasyonlarının uzun vadeli performans karşılaştırılması yapılmıştır. Elde edilen sonuçlar deterministik metodlarla karşılaştırılarak önerilen metodun kullanılabilirliği gösterilmiştir. Uzun vadeli bir değerlendirme yapılabilmesi için şebeke kayıpları, gerilim ve hat akışları açısından 3 adet indeks geliştirilmiştir. Bu metod ile tekrar eden yük akış analizi sayısı azaldığından dolayı hesaplama süresi de azalmaktadır. Gelecekte artan DEÜ entegrasyonuyla, sistemde oluşacak senaryo sayısı artacağından deterministik yük akışı metodlarının kullanılması pratik olmayacaktır.

104

Sonuç olarak, DEÜ’lerin en uygun yerleştirilmesi ve gücünün bulunması çerçevesinde başlanmış olan bu tez çalışmasında güç sistemlerinin yönetilmesi, işletilmesi ve planlanması aşamalarının herhangi bir safhasında kullanılabilecek kurallar ve metodlar geliştirilmiştir. Özellikle artan üretim, tüketim ve kontrol birimleriyle birlikte karmaşıklaşan güç sistemlerinde akıllı şebekeler kapsamında kullanılabilecek YSA yapılarının geliştirilmiş olması bu çalışmanın bilimsel literatüre önemli katkılarındandır. Gelecek güç sistemlerinin karmaşık yapılarından dolayı akıllı şebekeler açısından planlamacılara yardımcı olabilmesi amacıyla daha fazla gözlem yapılması gerektiği de bu çalışmanın bir sonucu olarak not edilmelidir.

105

KAYNAKLAR DİZİNİ

Acha, E., Fuerte-Esquivel, C.R., Ambriz-Perez, H. and Angeles-Camacho, C., 2004, FACTS modeling and simulations in power networks, John-Wiley and Sons LTD, England, 403 p.

Acharya, N., Mahat, P. and Mithulananthan, N., 2006, An Analytical Approach for DG Allocation in Primary Distribution Network, Electrical Power and Energy Systems, 28(10): 669-678 pp.

Ackermann, T., Andersson, G. and Söder, L., 2001, Distributed Generation: A Definition, Electric Power Systems Researches, 57: 195-204 pp.

Alarcon-Rodriguez, A., Haesen, E., Ault, G., Driesen, J. and Belmans, R., 2009, Multi-objective Planning Framework for Stochastic and Controllable Distributed Energy Resources, IET Renewable Power Generation, 3(2): 227-238 pp.

Alhajri, M.F. and El-Hawary, M.E., 2007, Improving the Voltage Profiles of Distribution Networks Using Multiple Distribution Generation Sources, Large Engineering Systems Conference on Power Engineering, Montreal, Canada.

Atwa, Y.M., El-Saadany, E.F., Salama, M.M.A. and Seethapathy, R., 2010, Optimal Renewable Resources Mix for Distribution System Energy Loss Minimization, IEEE Transactions on Power Systems, 25(1): 360-370 pp.

Atwa, Y.M. and El-Saadany, E.F., 2011, Probabilistic Approach for Optimal Allocation of Wind-based Distributed Generation in Distribution Systems, IET Renewable Power Generation, 5(1): 79-88 pp.

Ayres, H.M., Freitas, W., De Almeida, M.C. and Da Silva, L.C.P., 2009, Method for Determining the Maximum Allowable Penetration Level of Distributed Generation without Steady-state Voltage Violations, IET Generation Transmission Distribution, 4(4): 495-508 pp.

Borges, C.L.T., Falcao, D.M. and Taranto, G.N., 2000, Cluster Based Power System Analysis Applications, IEEE International Conference on Cluster Computing, Germany.

Borges, C.L.T. and Falcao, D.M., 2006, Optimal Distributed Generation Allocation for Reliability, Losses and Voltage Improvement, Electrical Power and Energy Systems, 28(6): 413-420 pp.

106

KAYNAKLAR DİZİNİ (devam)

Brown, R.E., Pan, J., Feng, X. and Koutlev, K., 2001, Siting Distributed Generation to Defer T&D Expansion, IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition, Atlanta, GA, U.S.A..

Byrd, R.H., Gilbert, J.C. and Nocedal, J., 2000, A Trust Region Method based on Interior Point Techniques for Nonlinear Programming, Mathematical Programming, 89(1): 149-185.

Carpinelli, G., Celli, G., Mocci, S., Pilo, F. and Russo, A., 2005, Optimisation of Embedded Generation Sizing and Siting by Using A Double Trade-off Method, IEEE Proc. Generation Transmission Distribution, 152(4): 503-513 pp.

Carvalho, P.M.S., Correia, P.F. and Ferreira L.A.F.M., 2008, Distributed Reactive Power Generation Control for Voltage Rise Mitigation in Distribution Networks, IEEE Transactions on Power Systems, 23(2): 766-772 pp.

Chaitusaney, S. and Yokoyama, A., 2007, Maximum Distributed Generation with Voltage Regulation Under Uncertainity of Renewable Energy Resources, IEEJ Transactions on Power and Energy, 1(127): 113-120 pp.

Chensong Dai and Baghzouz Y., 2003, On the Voltage Profile of Distribution Feeders with Distributed Generation, IEEE Power Engineering Society General Meeting, Toronto, Canada.

Choi, J. and Moon, S., 2009, The dead band control of LTC transformer at distribution substation, IEEE Transactions on Power Systems, 24(1): 319-326 pp.

CIRED, 1999, Dispersed Generation; Preliminary Report of CIRED, International Conference on Electricity Distribution, Brussels, Belgium.

Curry, B. and Morgan, P.H., 2006, Model Selection in Neural Networks: Some Difficulties, European Journal of Operational Research, 170(2): 567-577 pp.

Dizdarevic, N., Majstrovic, M., Andersson, G., 2003, FACTS-based reactive power compensation of wind energy conversion system, IEEE Bologna PowerTech Conference, Bologna, Italy.

Drews, A. et al., 2007, Monitoring and Remote Failure Detection of Grid-connected PV Systems based on Satellite Observations, Solar Energy, 81(4): 548-564 pp.

107


Driesen, J. and Katireai, F., 2008, Design for Distributed Energy Resources, IEEE Power and Energy Magazine, 6(3): 34-41 pp.

El-Khattam, W. and Salama, M.M.A., 2004, Distributed Generation Technologies, Definitions and Benefits, Electric Power System Researches, 71: 119-128 pp.

El-Khattam, W., Hegazy, Y.G. and Salama, M.M.A., 2006, Investigating Distributed Generation Systems Performance Using Monte Carlo Simulation, IEEE Transactions on Power System, 21(2): 524-532 pp.

Elnashar, M.M., El Shatshat, R. and Salama, M.M.A., 2009, Optimum Planning of Large Distributed Resources in A Mesh Connected System based on Artificial Neural Networks, IEEE Power and Energy Society General Meeting, Calgary, Canada.

Elnashar, M.M., Shatshat, R.E. and Salama, M.M.A., 2010, Optimum Siting and Sizing of A Large Distributed Generator in A Mesh Connected System, Electric Power System Research, 80(6): 690-697 pp.

Eltawil, A.E. and Zhao, Z., 2010, Grid-connected photovoltaic power systems: Technical and potential problems-A review, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 14(1): 112-129 pp.

Europe’s Energy Portal, “http://www.energy.eu/#renewable”, (Erişim Tarihi: 03.05.2011).

Feijoo, A.E. and Cidras, J., 2000, Modeling of wind farms in the load flow analysis, IEEE Transactions on Power System, 15(1): 110-115 pp.

Glanzmann, G. and Andersson, G., 2005, Using FACTS devices to resolve congestions in transmission grids, CIGRE/IEEE PES 2005, New Orleans, LA.

Gözel, T. and Hocaoglu, M.H., 2009, An Analytical Method for the Sizing and Siting of Distributed Generators in Radial Systems, Electric Power System Researches, 79(6): 912-918 pp.

Haghifam, M.R. and Malik, O.P., 2007, Genetic Algorithm-based Approach for Fixed and Switchable Capacitor Placement in Distribution Systems with Uncertainty and Time Varying Loads, IET Generation Transmission Distribution, 1(2): 244-252 pp.

108


Haghifam, M.R., Falaghi, H. and Malik, O.P., 2008, Risk-based Distributed Generation Placement, IET Generation Transmission Distribution, 2(2): 252-260 pp.

Hedayati, H., Nabaviniaki, S.A. and Akbarimajd, A., 2008, A Method for Placement of DG Units in Distribution Networks, IEEE Transactions on Power Delivery, 23(3): 1620-1628 pp.

Hemdan, N.G.A. and Kurrat, M., 2008, Distributed Generation Location and Capacity Effect on Voltage Stability of Distribution Networks, Annual IEEE Student Paper Conference, Aalborg, Denmark.

IEEE P1547, Standard for Distributed Resources Interconnected with Electric Power Systems, 2002.

Jabr, R.A. and Pal, B.C., 2009, Ordinal Optimization Approach for Locating and Sizing of Distributed Generation, IET Generation Transmission Distribution, 3(8): 713-723 pp.

Jang, J.R., Sun, C. and Mizutani, E., 1997, Neuro-Fuzzy and Soft Computing, Prentice-Hall, U.S.A., 614 p.

Karatepe, E., Hiyama, T., Boztepe, M. and Çolak, M., 2008, Voltage based power compensation system for photovoltaic generation system under partially shaded insolation conditions, 49: 2307-2316 pp.

Katiraei, F., Abbey, C. and Bahry R., 2006, Analysis of Voltage Regulation Problem for A 25-KV Distribution Network with Distributed Generation, IEEE Power Engineering Society General Meeting, Montreal, Canada.

Kazemi, A. and Sadeghi, M., 2009, A Load Flow based Method for Optimal Location of Dispersed Generation Units, IEEE Power System Conference and Exposition, Seattle, USA.

Keane, A., Zhou, Q., Bialek, J.W. and O’malley, M., 2008, Planning and Operating Non-firm Distributed Generation, IET Renewable Power Generation, 3(4): 455-464 pp.

Krueasuk, W. and Ongsakul, W., 2006, Optimal Placement of Distributed Generation Using Particle Swarm Optimization, Australian Universities Power Engineering Conference, Australia.

109


Kim, K., Youn, H. and Kang, Y., 2000, Short-term Load Forecasting for Special Days in Anomalous Load Consitions Using Neural Networks and Fuzzy Inference Method, IEEE Transactions on Power System, 15(2): 559-565 pp.

Kim, K., Lee, Y., Rhee, S., Lee, S. and You, S., 2002, Dispersed Generator Placement Using Fuzzy-GA in Distribution Systems, IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, Chicago, USA.

Kim, K., Song, K., Joo, S., Lee, Y. and Kim, J., 2008, Multiobjective Distributed Generation Placement Using Fuzzy Goal Programming with Genetic Algorithm, European Transactions on Electrical Power, 18(3): 217-230 pp.

Kondo, T., Baba, J., and Yokoyama, A., 2008, Voltage control of distribution network with a large penetration of photovoltaic generation using FACTS devices, Electrical Engineering in Japan, 165(3): 16-28 pp.

Lalitha, M.P., Veera Reddy, V.C., Usha, V. and Sivarami Reddy, N., 2010, Application of Fuzzy and PSO for DG Placement for Minimum Loss in Radial Distribution System, ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences, 5(4): 30-37 pp.

Lasseter, R., 2001, Dynamic models for micro-turbines and fuel cells, IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, Vancouver, USA.

Le, A.D.T., Kashem, M.A., Negnevitsky, M. and Ledwich, G., 2005, Minimising Voltage Deviation in Distribution Feeders by Optimising Size and Location of Distributed Generation, Australasian Universities Power Engineering Conference, Australia.

Lee, S.H. and Park, J.W., 2009, Selection of Optimal Location and Size of Multiple Distributed Generations by Using Kalman Filter Algorithm, IEEE Transactions on Power Systems, 24(3): 1393-1400 pp.

Leite da Silva, A.M., Luiz A. da Fonseca Manso, Joao C. de Oliviera Mello and Billinton, R., 2000, Pseudo-Chronological Simulation for Composite Reliability Analysis with Time Varying Loads, IEEE Transactions on Power System, 15(1): 73-80 pp.

Lise, W., 2009, Towards a Higher Share of Distributed Generation in Turkey, Energy Policy, 37: 4320-4328 pp.

110


Liu, J., Salama, M.M.A. and Mansour, R.R., 2002, An Efficient Power Flow Algorithm for Distribution Systems with Polynomial Load, International Journal of Electrical Engineering Education, 39(4): 371-386 pp.

Lopes, J.A.P., Hatziargyriou, N., Mutale, J., Djapic, P. and Jenkins, N., 2007, Integrating Distributed Generation into Electric Power Systems: A Review of Drivers, Challenges and Opportunities, Electric Power Systems Research, 77: 1189-1203 pp.

Madureira, A.G. and Peças Lopes, J.A., 2009, Coordinated Voltage Support in Distribution Networks with Distributed Generation and Microgrids, IET Renewable Power Generation, 3(4): 439-454 pp.

Mashhour, M., Golkar, M.A. and Moghaddas-Tafreshi, S.M., 2009, Optimal Sizing and Siting of Distributed Generation in Radial Distribution Network: Comparison of Unidirectional and Bidirectional Power Flow Scenario, IEEE Power Tech Conference, Bucharest, Romania.

Mendez, V.H., Rivier, J., De La Fuente, J.I., Gomez, T., Arceluz, J., Marin, J. and Madurga, A., 2006, Impact of Distributed Generation on Distribution Investment Deferral, Electrical Power and Energy Systems, 28(4): 244-252 pp.

Min, L. and Zhang, P., 2007, A Probabilistic Load Flow with Consideration of Network Topology Uncertainties, International Conference on Intelligent Systems Applications to Power Systems, Niigata.

Moghaddas-Tafreshi, S.M. and Mashhour, E., 2009, Distributed Generation Modeling for Power Flow Studies and Three-Phase Unbalanced Power Flow Solution for Radial Distribution Systems Considering Distributed Generation, Electric Power System Researches, 79(4): 680-686 pp.

Niemi, R. And Lund, P.D., 2010, Decentralized electricity system sizing and placement in distribution networks, Applied Energy, 87(6): 1865-1869 pp.

Ochoa, L.F., Padilha-Feltrin, A. and Harrison, G.P., 2006, Evaluating Distributed Generation Impacts with A Multiobjective Index, IEEE Transactions on Power Delivery, 21(3): 1452-1458 pp.

Patel, M.R., 1999, Wind and Solar Power Systems, CRC Press, Boca Raton, 348p.

111


Pepermans, G., Driesen, J., Haeseldonckx, D., Belmans, R. and D’haeseleer, W., 2005, Distributed Generation: Definition, Benefits and Issues, Energy Policy, 33(6): 787-798 pp.

Pilavachi, P.A., 2002, Mini- and micro-gas turbines for combined heat and power, Applied Thermal Engineering, 22(18): 2003-2014 pp.

Porkar, S., Poure, P., Abbaspour-Tehrani-fard, A. and Saadate, S., 2010, Optimal Allocation of Distributed Generation Using A Two-stage Multi-objective Mixed-integer-nonlinear Programming, European Transactions on Electrical Power, 21(1): 1072- 1087 pp.

Prodanovic, M., De Brabandere, K., Van den Keybus, J., Green, T. and Driesen, J., 2007, Harmonic and Reactive Power Compensation as Ancillary Services in Inverter-based Distributed Generation, IET Generation Transmission Distribution, 1(3): 432-438 pp.

Pudjianto, D., Ramsay, C. and Strbac, G., 2007, Virtual Power Plant and System Integration of Distributed Energy Resources, IET Renewable Power Generation, 1(1): 10-16 pp.

Quezada, V.H.M., Abbad, J.R. and Roman, T.G.S., 2006, Assessment of Energy Distribution Losses for Increasing Penetration of Distributed Generation, IEEE Transactions on Power System, 21(2): 533-540 pp.

Reed, R., 1993, Pruning Algorithms-A Survey, IEEE Transactions on Neural Networks, 4(5): 740-747 pp.

Repo, S., Laaksonen, H., Jhentausta, P., Huhtala, O. and Mickelsson M., 2003, A Case Study of A Voltage Rise Problem due to A Large Amount of Distributed Generation on a Weak Distribution Network, IEEE Bologna PowerTech Conference, Bologna, Italy.

Saadat, H., 2004, Power System Analysis, McGraw-Hill, Boston, 712 p.

Saleh, A.O.M. and Laughton, M.A., 1985, Cluster Analysis of Power-System Networks for Array Processing Solutions, IEE Proceedings, 132(4): 172-178 pp.

Schellenberg, A., Rosehart, W. and Aguado, A., 2006, Cumulant-based Stochastic Nonlinear Programming for Variance Constrained Voltage Stability Analysis of Power Systems, IEEE Transactions on Power System, 21(2): 579-585 pp.

112


Sharma, D. and Bartels, R., 1998, Distributed Electricity Generation in Competitive Energy Markets: a case study in Australia, in: The Energy Journal Special issue: Distributed Resources: Toward a New Paradigm of the Electricity Business, The International Association for Energy Economics, Cleveland, Ohio, USA: 17-40 pp.

Shayeghi, H. and Mohamadi, M., 2009, Multi-objective Fuzzy Model in Optimal Sitting and Sizing of DG for Loss Reduction, International Journal of Electrical Power and Energy Systems Engineering, 2(3): 145-150 pp.

Shukla, T.N., Singh, S.P., Srinivasarao, V. and Naik, K.B., 2010, Optimal Sizing of Distributed Generation Placed on Radial Distribution Systems, Electric Power Component and Systems, 38(3): 260-274 pp.

Singh, C. and Kim, Y., 1988, An Efficient Technique for Reliability Analysis of Power Systems Including Time Dependent Sources, IEEE Transactions on Power Systems, 3(3): 1090-1096 pp.

Singh, R.K. and Goswami, S.K., 2009, Optimum Siting and Sizing of Distributed Generations in Radial and Networked Systems, Electric Power Component and Systems, 37(2): 127-145 pp.

Srisaen, N. and Sangswang, A., 2006, Effects of PV Grid-Connected System Location on A Distribution System, IEEE Asia Pacific Conference on Circuits and Systems, Singapore.

Subrahmanyam, J.B.V. and Radhakrishna, C., 2009, Distributed Generator Placement and Sizing in Unbalanced Radial Distribution System, International Journal of Electrical Power and Energy Systems Engineering, 2(4): 232-239 pp.

Taylor, J.W. and Buizza, R., 2002, Neural Network Load Forecasting with Weather Ensemble Predictions, IEEE Transactions on Power System, 17(3): 626-632 pp.

Technical Note, “Impact of dynamic power factor correction on wind turbine efficiency”, (Erişim Tarihi: Kasım 2011).

Thomson, M. and Infield, D.G., 2007, Impact of Widespread Photovoltaic Generation on Distribution Systems, IET Renewable Power Generation, 1(1): 33-40 pp.

113


Thong, V.V. and Belmans, R., 2009, Maximum Penetration Level of Distributed Generation with Safety Criteria, European Transactions on Electrical Power, 20(3): 367-381 pp.

Van Sambaek, E., 2000, Distributed Generation in Competitive Electricity Markets, Center for Energy and Environmental Policy, Working Paper No. 00-S4: 24p.

Vidyasagar, E., Ramu, N. and Raju, A.P., 2008, Co-ordination of SVC and on load tap changing transformer for reactive power control in power systems, Proceedings of the International MultiConference of Engineers and Computer Scientists, Hong Kong.

Vovos, P. N., Kiprakis, A. E., Wallace, A. R. and Harrison G. P., 2007, Centralized and Distributed Voltage Control: Impact on Distributed Generation Penetration, IEEE Transactions on Power Systems, 22(1): 476-483 pp.

Wang, C. and Nehrir, M.H., 2005, Analytical Approaches for Optimal Placement of Distributed Generation Sources in Power Systems, IEEE Transactions on Power Systems, 19(4): 2068-2076 pp.

Wang, Z. and Alvarado, F.L., 1991, Interval Arithmetic in Power Flow Analysis, Power Industry Computer Application Conference, Baltimore, USA.

Willis, H.L., 2000, Analytical Methods and Rules of Thumb for Modeling DG-distribution Interaction, In Proc. 2000 IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, Seattle, USA.

Wu, F., Zhang, X.P., Godfrey, K. and Ju, P., 2007, Small signal stability analysis and optimal control of a wind turbine with doubly fed induction generator, IET Generation Transmission Distribution, 1(5): 751-760 pp.

Zangiabadi, M., Feuillet, L. and Lesani, H., 2009, An Approach to Deterministic and Stochastic Evaluation of the Uncertainties in Distributed Generation Systems, 20th International Conference on Electricity Distribution, Prague, CZ.

Zeineldin, H.H., El-Fouly, T.H.M., El-Saadany, E.F. and Salama, M.M.A., 2009, Impact of Wind Farm Integration on Electricity Market Prices, IET Renewable Power Generation, 3(1): 84-95 pp.

114


Zhang, G.P., 2000, Neural Networks for Classification: A Survey, IEEE Transactions on Systems, Man, and Cybernetics-Part C: Applications and Reviews, 30(4): 451-462 pp.

115

ÖZGEÇMİŞ

Ad: Faruk

Soyad: UGRANLI

Uyruğu: Türkiye Cumhuriyeti

Doğum Yeri: İzmir

Doğum Tarihi: 20.07.1987

E-mail Adresi: [email protected]

[email protected]

[email protected]

Telefon 05074486867

Fax 02323886024

Adres Ege Üniversitesi, Elektrik-Elektronik Müh.

35100, Bornova, İzmir

Lisans Eğitimi: Erciyes Üniversitesi

Mühendislik Fakültesi

Elektrik-Elektronik Mühendisliği

Uzmanlık Alanları: Dağıtılmış enerji üretim sistemleri

Güç sistemleri analizi ve modellenmesi

Fotovoltaik sistemler

Güç sistemlerinde akıllı sistem uygulamaları

Yayınlar:

1) Ugranlı F., Karatepe, E.: “Convergence of rule-of-thumb sizing and allocating rules of distributed generation in meshed power networks”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2012, 16(1): pp. 582-590.

2) Ugranlı F., Karatepe, E.: “Long-term performance comparison of multiple distributed generation allocations using a clustering-based method”, Electric Power Components and Systems, 2011, 40(2): pp. 195-218.

3) Ugranlı F., Karatepe, E.: “Güç sistemlerinde dağıtılmış enerji üretim sistemlerine genel bir bakış”, II. Elektrik Tesisat Ulusal Kongresi (EBİTO), 24-27 Kasım 2011, İzmir, Türkiye.

116

4) Ugranlı F., Ersavaş C., Karatepe E.: “Neural network based distributed generation allocation for minimizing voltage fluctuation due to uncertainty of the output power, International Symposium on Innovations in Intelligent Systems and Applications (INISTA) - Special session on Soft Computing Technologies in Integrated Power Systems, 15-18 June 2011, Istanbul, Turkey.

5) Ugranlı F., Karatepe, E.: “The impact of size and placement of distributed power generation for different networks”, 5th International Ege Energy Symposium and Exhibition (IEESE), 27-30 June 2010, Denizli, Turkey.

6) Ugranlı F., Karatepe, E.: “Interaction between distributed generation and electric power systems: penetration level and power factor aspects”, The Fourth International Student Conference on Advanced Science and Technology (ICAST), 25-26 May 2010 - Izmir, Turkey.

7) Uzal H., Zonturlu A., Kalaycı B., Karatepe E., Ugranlı F., Bülbül K.: “İzmir ili ve çevresi elektrik şebekesinin farklı senaryolar altında incelenmesi”, II. Elektrik Tesisat Ulusal Kongresi (EBİTO), 24-27 Kasım 2011, İzmir, Türkiye.

8) Ugranlı F., Ersavaş C., Karatepe E.: “Dağıtılmış enerji üretim sistemlerinin LTC transformatörlerinin üzerindeki etkilerinin analizi”, VI. Yenilenebilir Enerji Kaynakları Sempozyumu (YEKSEM), 14-16 Ekim 2011, Denizli, Türkiye.

9) Ersavaş C., Ugranlı F, Umar H.U., Karatepe E.: “Esnek alternatif akım iletim sistemleri (FACTS) ve dağıtılmış enerji üretim sistemleri ile donatılmış elektrik şebekelerinin analizi”, IV. Enerji Verimliliği ve Kalitesi Sempozyumu (EVK), 12-13 Mayıs 2011, Kocaeli, Türkiye.

daĞitilmiŞ enerjİ Üretİmİnİn elektrİk Şebekelerİne etkİsİ ve analİzİ

Documents