- Katılım
- 8 Mar 2007
- Mesajlar
- 3,573
- Puanları
- 106
Nihat PAMUK, TEİAŞ 5. İletim Tesis ve İşletme Grup Müdürlüğü
Bir enerji iletim şebekesinde aktif ve reaktif güç akışları birbirinden bağımsızdır ve farklı denetim faaliyetleri ile kontrol edilirler. Aktif güç kontrolü, frekans kontrolü ile, reaktif güç kontrolü ise gerilim kontrolü ile yakından ilişkilidir. Bu nedenle aktif ve reaktif güç kontrollerinde yaşanan problemlerin çözümü için değişik çalışmalar yapılmaktadır. Bu çalışmada doğalgaz santrallerindeki yük ve frekans denetimi ele alınarak Adapazarı / Gebze doğalgaz kombine çevrim santralinin frekans kontrolüne katkısı araştırılmıştır. Araştırmalar esnasında Avrupa İletim Koordinasyon Birliği (UCTE) tarafından belirlenen kriterler göz önünde bulundurulmuştur.
1. Giriş
Bir güç sisteminin frekansı, aktif güç dengesine bağlıdır. Frekans, sistemin her noktasında etkili ve bilinen bir faktör olduğundan bir noktada olabilecek aktif güç talep değişimi, frekansta değişikliğe yol açacak ve bu değişim, büyüklüğüne göre sistemin başka noktalarında da hissedilecektir. Enterkonnekte sistemlerde frekansı denetlemek için aktif gücün yani santralin ürettiği gücün kontrolü gereklidir[1].
Bunu tüm sistem üzerinde yapabilmek gerekir. Yapılan kontrol öylesine güçlü olmalıdır ki başka faktörlerden etkilenmemelidir. Enerji sistemlerinde güç değişimi, sistem dinamiklerinin cevap verme süresine bağlı olarak dört kademede incelenebilir.
1- Jeneratördeki rotor salınmaları
2- Frekans düşümü
3- Türbin hız regülatörünce gerçekleştirilen primer kontrol
4- Merkezi regülatörlerde ve denetleyicilerin yaptığı sekonder kontrol
İlk iki olay, daha çok hızlı dinamik analizler içerisinde incelenir ve dinamik kararlılık kavramı içerisinde izlenir. Primer ve sekonder frekans denetimi olayı ise yük frekans kontrolü açısından önemlidir. Primer frekans veya hız denetimi ile santralin aktif güç dengesi sağlansa bile frekansta ki hata sıfıra dönüştürülememektedir. Daha basit bir ifade ile güç dengesi sağlanmakta yani frekanstaki değişim sona ermekte ama frekans 50 Hz´e getirilememektedir[2].
Primer kontrolün etkisi ile kontrol edilen bölgedeki generatörler değişen yükü kendi büyüklükleri oranında paylaşmaktadır. Sekonder kontrol ise destekleyici bir denetim mekanizması olup; frekans hatasını sıfıra indirgeyen integral denetleyicilerden oluşmaktadır. Güç sistemleri enterkonnekte sistem oluşturacak şekilde komşu sistemlere bağlanırlar ve yük-frekans kontrol problemleri ortak bir sorun haline gelir. Aynı şekilde enterkonnekte sistemleri birbirine bağlayan bağlantı hatları üzerinden akan aktif gücü kontrol etme de ortak bir sorundur[3]. Büyük sistemlerdeki yük değişimiyle, üretim kaybı gibi durumlarda sistemin yapısı çok fazla etkilenmez. Örneğin Avrupa Elektrik İletim Koordinasyon Birliği’nin (UCTE) kontrol ettiği ve Avrupa Birliği ülkelerinin ortak enterkonnekte şebekesinde meydana gelebilecek 3000 MW ani bir yük değişimi frekans değişimi 0.1 Hz’den daha az etkiler. Oysa 1000 MW kapasiteli küçük bir sistemde, 300 MW üretim kaybında sistem tek başına çalışıyorsa büyük değişimler olur. Frekans aşırı düşecek, geçici güç açı salınımları tüm sistem elemanlarını yıpratacak ve sonuçta sistem tam olarak çökecektir. Böyle büyük bir enterkonnekte sistemin kendine özgü kriterleri ve politikaları vardır. Bu politikaların birincisi ise yük-frekans kontrolüdür. UCTE’ye bağlanabilmek için bu kriterler sağlanmalı ve öncelikle enterkonnekte sistemin kendi içinde kararlı çalışması sağlanmalıdır[4].
2. Enterkonnekte Sistemin Kontrol Yöntemleri
2.1. Devir Sayısı Regülasyonu
Şekil 1: Sabit yük-frekans bağıntısı
Regülasyon ve kumanda, bir ana işlemin otomatik olmasına yarayan yardımcı işlemlerdir. Regülasyon tekniğinin görevi, teknik cihazlarda yahut tesislerde bir malzemenin yahut enerjinin miktarını, basıncını, devir sayısını veya gerilim gibi fiziksel büyüklüklerin durumunu önceden tasarlanmış bir plan çerçevesi içinde kontrol etmek ve ayarlamaktır. Regülasyon olayında, bir büyüklüğün önceden verilen değeri regülatörün ilgili bir organı tarafından devamlı olarak ölçülmesi suretiyle kontrol edilir. Bir regülatörün görev yapma derecesi, regülatörün, regülasyonda meydana gelen değişmelere karsı cevap verme kabiliyeti ile belirlenir.
Bir regülatörün yerine getirdiği regülasyon olayı, genel olarak aşağıda kaydedilen değişik olayların sıra ile ve otomatik bir şekilde oluşmasından meydana gelir:
1- Ölçme: Regülasyona tabi tutularak ayarlanmak istenen herhangi bir büyüklüğün mevcut (X) değerinin tespit edilmesi
2- Karşılaştırma: Regülasyona tabi tutularak (Xk) değerinde olması istenen herhangi bir büyüklüğün mevcut (X) değeri ile istenen (Xk) değeri arasındaki (Xw) farkının karşılaştırılması
3- Kuvvetlendirme ve zamansal hareket oranının teşkili: Kumanda ve ayar büyüklüğü olarak herhangi bir (Y) değerinin üretilmesi,
4- Kumanda: Regülasyona tabi tutulan herhangi bir büyüklüğün değerinin istenen (Xk) değeri elde edilinceye yani Xw=0 oluncaya kadar, enerji akımının veya kütle hareketinin değiştirilmesidir.
Regülasyon olayının dördüncü safhasında oluşan kumanda hareketi regülasyona tabi tutulan büyüklüğün mevcut (X) değerinin değişmesine ve yeni bir ölçü değerinin doğmasına sebep olur.
Şekil 2: Sabit Yük-frekans değişiminin zamanla gösterilmesi
2.2. Doğalgaz Santrallerindeki Hız Regülasyonu
Doğalgaz santrallerinde kullanılan hız regülatörleri, türbin kumanda mekanizması olan governer valflerinin pozisyonunu ayarlayan servo motorlar vasıtası ile tahrik edilir ve türbine giren buhar miktarını ayarlayarak türbin gücünün değişmesini sağlar. Gücün değişmesi esnasında türbinin devir sayısı sabit kalır. Türbin gücü ne kadar değişirse değişsin, devir sayısını istenilen ölçülerde sabit tutmak hız regülatörünün ana görevidir. Türbin-jeneratör ünitesinin devir sayısının belirli ve istenilen sınırlar içinde sabit kalması ile birlikte türbin-jeneratör ünitesinin gücünün değişmesi için hız regülatörünce, türbin governer valflerinin açıklıklarının değiştirilmesi olayına, regülasyon olayı adı verilmektedir. Meydana gelen regülasyon hareketleri ile buhar debisinin değişmesi sonucu borularda ve türbin kontrol valflerinde geçici basınç değişiklikleri meydana gelir.
2.3. Güç Kontrolü
Elektrik güç sisteminin fonksiyonu, kullanılabilir doğal enerji formunu elektrik enerjisi formuna dönüştürerek tüketicilerin kullanımını imkan sağlamaktır. Elektrik enerjisi diğer enerji türlerine göre daha kolay iletilebilmekte ve kontrol edilebilmektedir. Büyük güç sistemleri aşağıda özellikleri sağlayacak şekilde dizayn edilmektedirler.
1- Sistem ani aktif ve reaktif yük taleplerine cevap vermelidir.
2- Sistem elektrik enerjisini minimum maliyetle sağlamalı ve ekolojik dengeye en az zararı vermelidir.
3- Güç kaynağının güvenilir olması, frekans ve gerilim sabit olması ile sağlanmaktadır.
2.4. Frekans Kontrolü
Senkron jeneratörlerin rotor dönüş hızlarının elektriksel ifadesine frekans denir. Bir güç sisteminin kararlı olarak çalışabilmesi için frekans değerinin sabit tutulması gerekir. Enerji sistemleri sadece güç dengesi durumunda sabit frekansta çalışmaktadırlar.
Enterkonnekte şebekede toplam üretim kayıplar da dahil olmak üzere toplam tüketime eşitse, şebekeye bağlı jeneratörlerin hızları değişmeyip sabit kalır. Frekans hızla doğru orantılıdır. Herhangi bir nedenle harcanan yük, ani olarak artar veya üretilen güç ani olarak azalırsa frekans düşmeye başlar. Bu sistemde frekans tutan santral yok ise, frekans düşümü çok olur. Sistemin dengede kalabilmesi için frekansın 47,5 Hz’in altında olmaması gerekir[5].
Şekil 1’de sabit yük frekans bağıntısı verilmektedir. Üretim frekansa bağlı olmayıp sabittir. Sistemde frekans tutan santral yoktur. A noktasında üretim ve tüketim birbirine eşit olup frekans F1’dir. Sisteme ani olarak DL kadar bir yük geldiğini düşünürsek yeni yük doğrultusu L2 olacaktır. B noktasında üretim ve tüketim dengesi olmadığı için, tüketim üretimden büyüktür. Bu nedenle sistemde frekans düşmeye başlar ve denge ancak C noktasında sağlanabilir. C noktasında frekans F2 değerine düşmüştür. Bu değerler türbinlerin çalışabileceği minimum frekans değerinden düşükse sistem çöker.
Şekil 2’de sabit yük – frekans durumunun zamana bağlı değişimini göstermektedir. P (üretim) sabittir. t1 anında yük ³L kadar artar ise B noktasında dengesizlik oluşur ve frekans düşmeye başlar. Frekansla birlikte yükte azalmaya başlar ve t2 anında C noktasında üretim-tüketim dengesi oluşabilir. Bu değer 47,5 Hz’den büyük olmalıdır. Frekans kontrolü, bir elektrik sisteminin üretim-tüketim dengesinin kontrolüdür ve üç seviyede ele alınır.
2.4.1. Primer Frekans Kontrolü
Elektrik enerjisi üretim ve tüketiminin eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit bir değerde dengeleyip frekans değişimini durdurmak için ünite rezerv kapasitesinin, türbin hız regülatörünün ayarlanan hız eğim oranında, frekans sapması süresince merkezi müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlanması suretiyle katkıda bulunmasıdır[6]. Pratik olarak eğer bir dalgalanma durumunda kinetik enerjilerini kaybetmeye başlayan üretim sistemlerine ilave bir enerji verilmezse frekansı ya sıfırlayacak ya da aşırı artarak sisteme bağlı üretim sistemlerinin durmasına (trip) neden olacaktır. Teker teker santrallerin trip etmesi neticesinde tüm elektrik sistemi çökecektir. Primer frekans kontrolü yapacak santraller kabiliyetleri ölçüsünde belirlenen oranlarda primer frekans kontrolüne katılmalıdır. Şu an için bu katılım santrallerin kurulu güçlerinin yüzdesine göre, hidroelektrik santraller için %10, kömür yakıtlı termik santraller için % 5 ve doğal gaz yakıtlı termik santraller için ise % 2,5’tir. UCTE kriterlerine göre minimum anlık frekans -800 mHz (49.2 Hz)’in altına düşmemeli, maksimum anlık frekans +800 mHz (50.8 Hz)’in üzerine çıkmamalıdır[7].
Şekil 3: Primer frekans kontrolü güç-zaman grafiği
Şekil 3’te görüldüğü gibi sistemden ani olarak yük talebi gelmiş ve bununla beraber Şebeke frekansı hızla düşmeye başlamıştır. Eğer primer frekans kontrolü olmazsa sistem frekansı düşmeye devam edecek ve türbinlerin minimum çalışma frekansının altına indikten sonra sistem çökecektir. Yük değişimiyle beraber sistemdeki tüm üniteler eş zamanlı olarak t1 zamanında primer frekans kontrol rezerv kapasitelerini (Q) aktif edip bu rezervin % 50’sini t2 süresine kadar (15 sn) lineer olarak üzerlerine alacaklardır. Kalan 15 sn içinde de primer frekans rezervinin (Q) % 50’si daha aktif olarak frekans F2 değerinde sabit olacaktır. Primer frekans kontrolü sayesinde frekans düşümü sınırlandırılmış ve frekans belli bir değerde sabitlenmiş olacaktır. Bu primer frekans kontrolü rezervinin aktif olma süresi t3 değerinde tamamlanmaktadır. Bu süre toplamda 30 saniyedir. Ünitelerin primer frekans kontrol sisteminin duyarsızlık aralığı mümkün olduğu kadar küçük olmalı ve ±10 mHz’i aşmamalıdır[8].
2.4.2. Sekonder Frekans Kontrolü
Şekil 4: Trumpet eğrisi
Sekonder kontrol, sekonder kontrol rezervlerini kullanarak bir kontrol alanındaki üretimi regüle eden otomatik merkezli bir fonksiyondur. Bu fonksiyonun özellikleri:
1. Diğer bütün kontrol alanları ile güç alışverişini programlanan değerde tutmak,
2. Kontrol alanından kaynaklanan bir frekans sapması durumunda, frekansı ayar değerine geri getirmek,
3. Primer kontrol tarafından kullanılan kapasitenin serbest bırakılmasını sağlamak,
4. Bu fonksiyonları yerine getirmek için, sekonder kontrol programı (AGC) ve periyodik olarak alan kontrol hatasını (ACE) hesaplar.
5. PI tipinde bir kontrol özelliğine sahip olup dakikalar mertebesinde yapılan bir kontroldür.
Her bir kontrol alanı, tek tek alan kontrol hatası G’nin sıfır olacak şekilde kontrol edilmesi gerekir[9]. ACE, güç kontrol hatası ile frekans kontrol hatasının toplamı olarak hesaplanır.
³P Güç kontrol hatasını, K*³f frekans kontrol hatasını verir [10]. K faktörü sekonder kontrol için frekans bias’ıdır. (MW/Hz) Her bir kontrol alanı, alan kontrol hatası (ACE) ve G’yi gerçek zamanda en aza indirmek için bir sekonder kontrol ile donatılmıştır.
Pmeas: Bağlantı hatlarında ölçülen anlık aktif güç transferlerinin toplamını, Pprog: Bütün komşu kontrol alanları ile sonuçta ortaya çıkan alışveriş programını, Kri: Kontrol alanının K faktörünü, f meas: Gerçek frekans ölçümünü, fn: frekans ayar set değerini göstermektedir.
Sekonder kontrol rezervi, sekonder kontrol aralığının çalışma noktası ile maksimum değer arasındaki pozitif bölümüdür. Her zaman, beklenen talep dalgalanmalarını ve bir üretim biriminin kaybını karşılamak üzere, yeterli bir sekonder kontrol rezervi mevcut olmalıdır[10]. Eğer en büyük üretim biriminin kaybı sekonder kontrol rezervi tarafından karşılanmamışsa, açığı kısa bir sürede dengelemek için, ek üçüncül kontrol rezervine ihtiyaç duyulur. Santraller kapasitelerinin %10 civarında sekonder kontrol aralığına sahip olmalıdır. Yük alma ve yük atma hızları sekonder frekans kontrolünün uygun tepki vermesine imkan sağlayacak şekilde olmalıdır. Değişik boyutlardaki kontrol alanları içindeki değişik büyüklükteki yük değişmeleri, yaklaşık 15 dakika içinde düzeltilmelidir. Bunun için sekonder kontrol rezervinin minimum değeri;
R = ( aLmax + bÇ – b) ile hesaplanır [11]. (3)
Kontrol alanları içindeki sekonder kontrolün kalitesini değerlendirmek için,
Tipindeki trumpet biçimli eğriler tanımlanmıştır [11]. Sistem frekansı, sekonder kontrol işlemi sırasında trumpet içinde kalmışsa, sekonder kontrol teknik kontrol bakımından tatmin edici olarak kabul edilir. Bir olay için trumpet eğrisi,
fo : Nominal frekans,
f1 : Olaydan önce gerçek frekans,
f2 : Olaydan sonra maksimum frekans sapması,
Pa: Üretim kapasitesi kaybı, değerleri kullanılarak çizilir.
2.4.3. Tersiyer (Üçüncül) Frekans Kontrolü
Şekil 5: 342 MW, -200 mHz frekansta aktif güç-zaman grafiği
Üçüncül kontrol, gerektiğinde yeterli bir sekonder kontrol rezervine sahip olmak için generatörlerin çalışma noktalarında yapılan değişimdir[11]. Değişimler: Gücün bağlanması ve tetiklenmesiyle, Sekonder kontrole katılan generatörlerin çıkışlarını yeniden dağıtarak, Enterkonnekte taahhütler arasındaki güç iç değişim programını değiştirerek ve Yük kontrolü yapılması suretiyle gerçekleşir. Tersiyer kontrolün işletimi, programlamanın zaman çerçevesine bağlıdır. Fakat ilke olarak, enterkonnekte işletme üzerinde sekonder kontrol ile aynı etkiye sahiptir.
3. Adapazarı/Gebze Doğalgaz Kombine Çevrim Santralinde TEİAŞ Tarafından Yapılan Frekans Kontrol Testleri ve Sonuçları
3.1. Primer Frekans Kontrolü İçin Test Sonuçları
Adapazarı / Gebze doğalgaz kombine çevrim santralindeki buhar türbinlerinden ünite-1’e ait, primer frekans kontrol performans testleri 30.10.2009 - 01.11.2009 tarihleri arasında Teiaş test ekibi tarafından Ucte primer frekans kontrol performans testleri prosedürüne göre gerçekleştirilmiştir. Testler için simule frekans, aktif güç, regülatör vana-1, regülatör vana-2, regülatör vana-3, regülatör vana-4, buhar basıncı, buhar sıcaklığı ve türbin toplam talep sinyallerinin ölçümü yapılmıştır.
Yapılan testler sırasında, ölçümü yapılan sinyaller 100 milisaniyelik örnekleme oranı (saniyede 10 veri) ile ölçülmüş ve kaydedilmiştir. Doğalgaz kombine çevrim santrallerinin primer frekans katılımı için uygulaması gereken rezerv miktarı ünite nominal gücünün ± % 5’i (±18 MW) olduğu için, maksimum çıkış gücü seviyesindeki testler % 95 çıkış gücü seviyesinde 342 MW Pset değerindedir. Minimum çıkış gücü seviyesindeki testler ise yetkili santral personelinin ifadesi doğrultusunda % 65 çıkış gücü seviyesi olan 234 MW Pset değerinde gerçekleştirilmiştir. Testler, ünitenin hız eğim değeri, % 5 rezerv miktarına ayarlanarak gerçekleştirilmiştir. Rezerv miktarı (5) de gösterilen formülde % 8 değerine ayarlanarak gerçekleştirilir. Testlerde ölü bant değeri 0 mHz’e ayarlanarak gerçekleştirilmiştir.
Rezerv testlerinde; ³f = -200 mHz’lik frekans sapması olarak doğrudan f=49,8 Hz’lik simüle frekans, ³f = +200 mHz’lik frekans sapması olarak ise doğrudan f=50,2 Hz’lik simüle frekans sinyali uygulanmıştır. Hassasiyet testlerinde ise; ilk aşamada ³f = -5 mHz’lik frekans sapması olarak doğrudan f=49,995 Hz’lik simüle frekans, ³f = +5 mHz’lik frekans sapması olarak ise doğrudan f=50,005 Hz’lik simüle frekans sinyali uygulanmış, ikinci aşamada ise ³f = -10 mHz’lik frekans sapması olarak doğrudan f=49,990 Hz’lik simüle frekans, ³f=+10 mHz’lik frekans sapması olarak ise doğrudan f=50,010 Hz’lik simüle frekans sinyali uygulanmıştır. Bunun sonucunda aşağıdaki sonuçlar elde edilmiştir.
Şekil 5’te ünite-1’in maksimum çıkış gücü seviyesinde (Pset=342 MW) yapılan rezerv testi güç arttırma kısmında, ³f = -200 mHz’lik frekans sapması için uygulanan f=49,8 Hz’lik simüle frekans sonucunda; Ünitenin 342 MW’lık çıkış gücü seviyesinden itibaren yaklaşık 18 MW güç artışı yaptığı, eriştiği ortalama 360 MW’lık çıkış gücü seviyesini 15 dakika boyunca sürdürebildiği, güç arttırma işlemini lineer olarak gerçekleştirdiği ve rezerv güç miktarını 30 saniyenin altında etkinleştirdiği gözlenmiştir.
Şekil 6: 342 MW, +200 mHz frekansta aktif güç-zaman grafiği
Şekil 6’da ünite-1’in maksimum çıkış gücü seviyesinde (Pset=342 MW) yapılan rezerv testi güç azaltma kısmında, ³f=+200 mHz’lik frekans sapması için uygulanan f=50,2 Hz’lik simüle frekans sonucunda; ünitenin 342 MW’lık çıkış gücü seviyesinden itibaren yaklaşık 20 MW güç azaltışı yaptığı, eriştiği ortalama 322 MW’lık çıkış gücünü 15 dakika boyunca sürdürebildiği, güç azaltma işlemini lineer olarak gerçekleştirdiği ve rezerv güç miktarını 30 saniyenin altında etkinleştirdiği gözlenmiştir.
Ünite-1 342 MW Pset değerinde kararlı halde belli bir süre çalıştıktan sonra -5 mHz ve +5 mHz’lik frekans sapması (f=49,995 Hz ve f=50,005 Hz) simule frekans sinyali uygulanmıştır. Ünitenin ±5 mHz’lik frekans sapmalarına karşı hassas olduğu gözlenmiş ve tepkisinin daha net görülmesi için ±10 mHz’lik frekans sapmaları (f=49,990 Hz ve f=50,010 Hz) simule frekans sinyalleri de uygulanmıştır.
Şekil 7: 234 MW, -200 mHz frekansta aktif güç-zaman grafiği
Şekil 7’de ünite-1’in minimum çıkış gücü seviyesinde (P7 pt= 234 MW) yapılan rezerv testi güç arttırma kısmında, ³f = -200 mHz’lik frekans sapması için uygulanan f=49,8 Hz’lik simüle frekans sonucunda; ünitenin 234 MW’lık çıkış gücü seviyesinden itibaren yaklaşık 18 MW güç artışı yaptığı, eriştiği ortalama 252 MW’lık çıkış gücü seviyesini 15 dakika boyunca sürdürebildiği, güç arttırma işlemini lineer olarak gerçekleştirdiği ve rezerv güç miktarını 30 saniyenin altında etkinleştirdiği gözlenmiştir.
Şekil 8: 234 MW, +200 mHz frekansta aktif güç-zaman grafiği
Şekil 8’de ünite-1’in minimum çıkış gücü seviyesinde (Pset = 234 MW) yapılan rezerv testi güç azaltma kısmında, ³f =+200 mHz’lik frekans sapması için uygulanan f=50,2 Hz’lik simüle frekans sonucunda; ünitenin 234 MW’lık çıkış gücü seviyesinden itibaren yaklaşık 20 MW güç azaltışı yaptığı, eriştiği ortalama 214 MW’lık çıkış gücünü 15 dakika boyunca sürdürebildiği, güç azaltma işlemini lineer olarak gerçekleştirdiği ve rezerv güç miktarını 30 saniyenin altında etkinleştirdiği gözlenmiştir.
Ünite-1’de rezerv ve hassasiyet testlerinin tamamlanmasının ardından, ünitenin ayarları değiştirilmeden simule frekans yerine gerçek şebeke frekansıyla çalışacak şekilde 24 saatlik doğrulama testine başlanmış ve 24 saat boyunca kayıt alınmıştır. Gerek test sırasında gerek test sonrasında alınan kayıtların incelenmesi sonucunda, ünite tepkisinin rezerv ve hassasiyet test sonuçlarını doğrular nitelikte olduğu, ünitenin şebeke frekansını takip edecek şekilde tepki verdiği ve kararlı şekilde çalışmasını sürdürdüğü gözlenmiştir.
3.2. Sekonder Frekans =Kontrolü İçin Test Sonuçları
Yapılan testler aşağıdaki şekilde özetlenebilir:
Birinci test; ünite–2‘ye ait yük alma/atma hızı % 3,3 MW/dakika (12 MW/dakika) olarak ünite primer frekans modunda değil iken, ikinci test ise aynı hızlarda primer frekans modunda iken yapılmıştır. Üçüncü test; ünite–2‘ye ait yük alma/atma hızı % 5 MW/dakika (18 MW/dakika) olarak ünite primer frekans modunda değil iken, dördüncü test ise üçüncü test ile aynı hızlarda primer frekans modunda iken yapılmıştır. Testler sonucunda; ünitenin yük alma ve yük atma talimatlarına tepki verirken, belirli bir değere kadar nispeten hızlı bir şekilde ulaştığı fakat talimatın geriye kalan önemli bir yük değeri için ise yavaş bir şekilde tepki verdiği tespit edilmiştir.
4. Sonuçlar
Enterkonnekte sistemdeki tüm üretim santrallerinin frekans denetimine geçmesiyle birlikte UCTE frekans kriterleri sağlanacak ve Yunanistan-Bulgaristan üzerinden Avrupa enterkonnekte sistemine bağlanılacaktır. Bu Türkiye’nin geleceği açısından çok büyük bir önem arz etmektedir. Türkiye’nin şu anki ortalama puant yük değeri 36.000 MW/saat dolaylarındadır. Avrupa enterkonnekte sistemine bağlanılmasıyla birlikte yaklaşık puantı 300 GW/saat olan bir enerji havuzuna dahil olunacaktır. Buda tüketiciler için kesintisiz, kaliteli ve ucuz enerji anlamına gelmektedir.
5. Kaynaklar
[1] Padıyar K.R., Power System Dynamics, Stability and Control, Wiley&Sons, 143-169, 1996.
[2] Demirören A., Zeynelgil L., Elektrik Enerji Sistemlerinin Kararlılığı Kontrolü ve Çalışması, Birsen Yayınevi, 2004.
[3] Kundur P., Power System Stability and Control, Mc Graw-Hill, Inc., 1994.
[4] Teiaş, Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliği, 25632 sayılı Resmi Gazete, 2006.
[5] Hopfield J. J., “An Original Approach For Load-Frequency Control ”, IEE Transactions on Power Systems, 24(3), 31-46, 2003.
[6] Teiaş, Ucte İşletme Kitabı, Teiaş Yayınları, 65-68, 2006.
[7] Huang S. J., Hsieh C. T., “Complementary Studies for the Synchronization of the Ucte Power System", Electric Power Systems Research, 47(2), 87-93, 1998.
[8] Wood J. W., Wollenberg B. F., Power Generation, Operation and Control, Wiley&Sons, 109-128, 1996.
[9] Cebeci M. E., The Effects Of Hydro Power Plants Governor Settings On The Turkish Power System Frequency, Yüksek Lisans Tezi, Ortadoğu Teknik Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, 22-163, Ankara, 2008.
[10] Yılmaz O., Participation of Combined Cycle Power Plants To Power System Frequency Control : Modeling and Application, Yüksek Lisans Tezi, Ortadoğu Teknik Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, 15-145, Ankara, 2006.
[11] Chaturvedi D. K., Satsangi P. S., Karla P. K., “Load Frequency Control”, International Journal Of Electrical Power Systems, 21(6), 405-415, 1999.
Alıntıdır: bilesim.com.tr/3eElectrotech.Temmuz2011[/B]
