1-TRANSFORMATÖR MERKEZLERİNDE UYGULANAN KORUMA TİPLERİ: Transformatör merkezlerinde uygulanan koruma tertipleri başlıca dört grupta toplanmaktadır. 1. Aşırı Gerilime Karşı Koruma , 2. Fider Koruma, 3. Transformatör Koruma, 4. Mesafe Koruma. Aşırı gerilime karşı koruma tertipleri dikkate alınmayacak olursa, monte edildiği kısma göre gruplanan tertipleri aşağıdaki şekilde sınıflandırılır. 1.1. Aşırı Gerilime Karşı Koruma : Aşırı gerilim etkisinden yüksek gerilim devrelerindeki izolasyon maddelerini koruyabilmek için genel olarak üç koruma tertibinden faydalanılmaktadır. 1. Koruma Teli 2. Ark Boynuzu 3. Parafudr (1.2.5 kısmında ayrıntılı olarak değilmiştir.) 1.2 TRANSFORMATÖRLERİ BESLEYEN DÜZENLER. 1.2.1. MODÜLER HÜCRELER ( KAPALI TİP) 36 kV’a kadar orta gerilim dağıtım sistemleri için , transformatör binalarında , beton yada saç köşklerde kullanılmak üzere işletilmeleri elektrik tesislerinin daha güvenle ve can güvenliği açısından, günümüzde kullanılmaları zorunlu olan uygulamalardır. Modüler hücreler olarak ta adlandırılan kapalı tip hücreler klasik tesis koruma sistemlerine göre birçok avantaja sahiptir.Bunların başında 1. Açık sistemlere göre daha az alan işgal etmesi ve daha küçük hacimlere yerleştirilmeleri. 2. SF6 gazlı yük ayırıcısı, kesicisi ve ayırıcı ile daha emniyetli çözüm sağlaması. 3. Maksimum kullanıcı güvenliğini sağlayan basınç boşaltma ve ark yönledirme sistemlerinin bulunması. 4. Modüler dizayn mantığına bağlı olarak hücre elemanlarının kolay sökülebilir tasarımı olması. 5. Birden fazla fonksiyonel ünitenin yan yana en kısa sürede monte edime kolaylığı. 6. Montaj zamanı kısalığı. 1 7. Taşıma ve depolama kolaylığı. 8. Sağa ve sola genişleme imkanı. 9. Kurulu sistemlerin daha sonra gerektiğinde rahatlıkla sökülebilmesi, ve bunun sonucu olarak uygulanmış projelerde değişiklik yapabilme imkanı. Kapalı tip hücreler daha ziyade SF6 gazlı anahtarlama elemanları ile oluşturulan hücrelerden oluşur. Bu hücreler kesin kaide olmamakla beraber, yerine getirdiği görev bakımından 3 kısma ayrılabilir. 1.2.1.1- GİRİŞ / ÇIKIŞ HÜCRESİ Bu hücre şebeke geriliminin tesise alındığı ve sonunda çıkıp tesise dağıtıldığı giriş/çıkış hücresidir.İhtiyaca bağlı olarak değişik açma kapama elemanlarıyla donatılabilirler. Aşağıda birkaç değişik düzende hazırlanmış tiplerinin,hücre şekli ve tek hat şeması verilmiştir. Açık koruma sistemlerinde kullanıldığı gibi kapalı tip hücrelerde de yararlanılan yük ayırıcıları hakkında bilgi verelim. 1.2.1.2. Yük Ayırıcıları: Branşman hatlarında ve ring devrelerinde kesici yerine kullanılan özel ayırıcılardır. Kesiciye nazaran daha ekonomiktir. Yük altında açma kapama yapabildiği gibi orta gerilim sigortalan ile teçhiz edildiğinde kısa devrelere karşıda tesisi koruma görevi yapabilir. Mekanizmaya konulan yay ile açma kapama işlemi hızlandırılmıştır. İki çeşit 2 hareketli bıçak kontağı vardır. Kapamada önce ana bıçak kontaklar, daha sonra yardımcı çabuk açma kontaklar düzeye girer. Açmada ise önce kontaklar, hemen sonrada yükü üzerine alan çabuk açma kontakları devreden çıkar. Kontakların hareketi bir ark söndürme hücresi içinde olur. Yüksek gerilimde kullanılan yük ayırıcıları 12,24,36(kV) için imal edilirler.Özellikle 300V üzerinde akım ne olursa olsun açma kapama esnasında ark oluşmaktadır.Dolayısıyla yük ayırıcılarında açma kapama sırasında oluşan arkı el hızından bağımsız olarak söndüren düzenlerin bulunması doğaldır.Yüksek gerilim yük ayırıcıları genellikle sigortayla beraber kullanılırlar.Çünkü yük ayırıcısı nitelikli cihazın kısa devre akımını kesme özelliği yoktur. Yüksek gerilim yük ayırıcıları SF6 gazlı ve hava yalıtımlı olmak üzere iki kısma ayrılır SF6 .üstün yalıtım özellikleri ve delinme dayanımının havadan daha yüksek olması sebebiyle boyutları küçültme olanağı vardır.Günümüzde genel olarak hava yalıtımlı yük ayırıcıları terk edilip , SF6 gazlı yük ayırıcıları kullanılmaktadır. Hava yalıtımlı yük ayırıcısın SF6 gazlı yük ayırıcılarına göre dezavantajları 1. Hava yalıtımlıda,izolatörlerin üzerine toz,kir birikir ve zamanla havadaki nemle birlikte gövdeye atlama olabilir. 2. Rutubetli ve soğuk havalarda izolatör üzerinde oluşacak yoğuşma atlamaya yol açabilir. 3. kontaklarda zamanla oksidasyon meydana gelerek kontak ömürleri kısalır. 1.2.2-KORUMA HÜCRESİ 3 1.2.2.1. SF6 Gazlı Kesiciler Ekonomik ve boyutları küçük olduğundan kullanışlıdırlar. Yanıcı ve patlayıcı ortamda sorun yaratmamaları tercihinin başka sebebidir. 1.2.2.2. SF6 Gazının Özellikleri Gazlı kesicilerde kesme ve yalıtma ortamı olarak SF-6 gazı kullanılmaktadır. Ayrıca ark söndürme işlemi elektro negatif bir gaz olan SF-6 gazı içinde olmaktadır. SF-6 gazı renksiz kokusuz ve molekül ağırlığı fazla olduğundan havaya nazaran daha yoğun bir gazdır. Ortama bırakılırsa hava ile karışmayarak yerde ince bir tabaka halinde durur. Isı iletim katsayısının yüksek olması, alçak iyonizasyon nedeniyle, ısıyı çok çabuk dağıtır ve arkın çabuk soğumasını sağlar. Devre kesilirken oluşabilecek tekrar tutuşmaları ve bu nedenle de aşırı gerilimleri önler. Kayıp faktörü yağa göre küçüktür. SF-6 gazı kolay bulunabilmektedir. Tüm güncel gazlar gibi tüp içinde temin edilebilmektedir. SF-6 gazı asal bir gazdır. SF-6 gazının çok stabil oluşu, molekül yapısında bulunan kovalent bağdan kaynaklanmaktadır. SF-6 gazı sülfür ve flor atomlarının kovalent bağı ile asal gaz haline dönüştüğünden,metallerle kimyasal tepkimeye girmez. Orta ve yüksek gerilimli enerji üretme, dağıtma ve taşınmasında kullanılan sistem ve cihazların yalıtımları için seçilen gaz malzemelerinin güvenilir bir çalışma ve işletme ortamı oluşturabilmesi, aranan bir özelliktir. Yalıtım maddesi olarak kullanılabilecek bir çok gazın içinden SF-6 gazı seçilmiştir. Bunun nedeni ise; SF-6 gazının normal durgun rejimde kimyasal olarak kararlı olduğu gibi zehirli de değildir. Bunun yanı sıra SF-6 4 gazının di elektrik dayanım seviyesi de 1 bar basınç altında 89kV/cm.dir. SF-6 gazının di elektrik dayanımı en iyi olarak bilinen maddelerin bile çok üzerindedir. Örneğin, havanın birkaç bar basınç altındaki dielektrik dayanımının 3 katından daha fazladır. Üstelik SF-6 gazı mükemmel bir ısı transferi özelliğine sahip olup, aynı zamanda yanmaz bir gazdır. Bütün bu iyi özelliklerinin ötesinde ark söndürme özelliklerinin mükemmelliği, SF-6 gazının enerji taşıma ve dağıtım sistemlerinde kullanılan kesicilerde de çok geniş olarak kullanılmalarını sağlamıştır. 1.2.2.3. SF6 Gazının Kesme Özelliği Gazlı kesicilerde kullanılabilecek gazlar içinde kesme gazı en iyi olan da SF-6 gazıdır. En çok sayıda iyi özelliğe sahip olan kesme gazıdır. Bu özellikler; SF-6 gazı arkın oluşturduğu ısıyı dağıtma kapasitesi çok yüksektir. Yüksek radyal ısı iletim ve çok büyük elektron yakalama kapasitesi vardır. SF-6 gazının belirgin ısıl ve elektronegatif özellikleri onun ideal bir kesme ortamı olmasını sağlar. Bunlar; Yüksek ısıl kapasitesi arkta üretilen ısının hızlı tüketimini sağlar. Güç katsayısına duyarsızlığı nedeniyle kapasitif ve endüktif akımları, kesmedeki performansı yüksektir. SF-6 gazlı kesicilerde kesme sırasında herhangi bir patlayıcı gaz meydana gelmez. Kesme sırasında ayrışan gaz, ark belli sıcaklığa tekrar eski haline gelir. Bu nedenle gazın zamanla bozulması söz konusu olmaz ve kesicinin tüm ömrü boyunca elektriksel özelliklerini korur. SF-6 gazı zehirli olmamakla beraber şalterleme sırasında meydana gelen metal floroidler zehirlidir. Bu bakımdan kesicisinin hücrelerinin bakımı üretici firma tarafından yapılmalıdır. Ancak hücrenin gazı alındıktan sonra kontak elemanlarının yerinde bakımı ve değiştirilmesi mümkündür 1.2.2.4. SF6 Gazının Ark Söndürmesi SF-6 gazının üç önemli özelliği onun çok iyi bir ark söndürme ortamı olarak kullanılmasını sağlamıştır. Bunlar; 1-Çok yüksek ısı iletkenlik katsayısına sahip olması ( soğutucu özelliği ). 2-Elektronegatif bir gaz oluşu 3-Oldukça yüksek yalıtım seviyesinin olmasıdır. 5 SF-6 gazının elektronegatif bir oluşu ile ark esnasında ortaya çıkan serbest elektronları süratle yakalayarak ortamın yalıtkanlık değerini muhafaza eder. Böylece akım doğal sıfır noktasından geçtikten sonra, tekrar tutuşmasını önlemiş olur. Ayrıca SF-6 gazının yüksek bir ısıl iletkenliğe olması da ortamın süratle soğutularak ark enerjisinin dağıtılmasını sağlar. Arkın ortaya çıkardığı ısı enerjisi SF-6 gazı üzerinden flor ve kükürt atomlarının ayrışmasını sağlar. Isı etkisi ile kükürt üzerinden serbest elektronlar çıkarak ortamın elektriki direncini düşürür. Ark akımını asıl ileten de bu serbest elektronlardır. Akımın doğal sıfırdan geçmesi esnasında ortamında soğutulmuş olmasıyla serbest elektronlar flor ortamları tarafından yakalanarak ark akımının kesilmesi sağlanır. Böylece gaz ortamı eski durumuna dönmüş olur. Akım eğrisi sıfırdan geçtiğinde ark, aşağıda belirtilen iki olayın birleşimi ile söndürülür. Bunlar; 1-SF-6 gazı arkın ortasındaki ısıyı çok çabuk dışarı iletir. 2-Çok elektronegatif olan florin atomları elektron için bir “tuzak” gibi hareket eder ve ortamı tekrar yalıtkan hale dönüştürür. 1.2.2.5. SF6 Gazlı Kesicinin Kesme Mekanizması Motor kurmalı kesicilerde motor; kesici kapanır kapanmaz yayı yeniden kurar.(tekrar kurma zamanı 15 sn'den küçüktür.). Bu tür mekanizmalar özellikle bir yavaş kapamanın arkasından hızlı bir tekrar kapama çevrimi istenen yerlerde gereklidir. SF-6 gazlı kesiciler hızlı açma ve kapama yapmak için yaylı mekanizma ile donatılmışlardır. Yaylarda biriktirilen (yayların üzerinde depoladığı enerji çok büyüktür.) GMh tahrik mekanizması ile çalışır. Yayların kurulması gerek elle gerek motorlarla yapılabilir. Her iki durumda açma sayıcısı ve konum göstergesi (kesicinin açık veya kapalı olduğunu gösterir.) mevcuttur. Bu yaylı mekanizmanın güvenilirliği ve dayanıklığı; kurulmuş kapama yayı kilit ile tutulur. Elle veya elektrikli olarak kontrol edilen bu kilidin çözülmesi ile, 1-Kapama yayı tamamen boşalır. 2-Kesici kapanır. 3-Açma yayı kurulur. Kesici başka bir kilit yardımı ile hemen açmaya hazır bir şekilde, kapalı konumda kalır. 6 Uygulamaya göre açma kapama işlemleri; 1-Mekanizma kapağının ön kısmına yerleştirilmiş mekanik buton ile elle açma kapama yaptırabiliriz. 2-Direk röle yardımı ile mekanik açma kapama yaptırabiliriz. 3-Açma kapama bobinleri ile elektriksel olarak açma kapama yaptırabiliriz. ŞEKİL :SF6 Gazlı Kesicicinin Mekanizması 1.2.2.6. SF6 Gazlı Kesicinin Bir Kutbunun Yapısı Kutupların her üçü birbirinden bağımsız olup mekanizma ile bağlantılarını sağlayan bir şase üzerine tespit edilmişlerdir. Her bir kutup yalıtkanlı bir ortamda aktif parçaları içinde toplar. SF-6 gazlı kesicinin kutupları; 1.5 bar bağıl basınçta gaz vardır ve bu kutuplar IEC56 ve TSE3909 yönetmeliklerine uygun olarak mühürlü ve basınçlı sistem sınıfına girer. 7 Bir kutup şunlardan oluşur: ana kontak: Sabit ana kontak ve hareketli ara kontaktan gelir. kesme devresi: Sabit ark kontağı ve hareketli ark kontağından meydana gelir. SF-6 gazı üfleme düzeneği: Hareketli kontağa bağlı olarak; hareketli piston ve gaz üfleyiciden meydana gelmektedir. mekanik hareket aktarma düzeneği:Mil, biyel, itme çubuğu ve yaydan oluşan, tahrik mekanizmasının enerjisini hareketli kontağa aktaran düzenektir. Şekil : SF6 Gazlı Kesicicinin bir kutbunun yapısı SF-6 gazlı kesici kutupların temel özellikleri şöyledir: 1-Uzun ömürlü olması; 2-aktif kısımlara bakıma gerek olmaması; 3-yüksek elektrik dayanımının olması; 4-aşırı gerilime neden olmaması; 5-işletme güvenliğinin yüksek oluşu; 6-çevreden etkilenmemesi; 8 7-basıncın sürekli denetlenebilmesi (isteğe bağlı olarak yani özel donanım olarak kutuba basınç anahtarı takılabilir.); 1.2.2.7. SF6 Gazlı Kesicinin Bir Kutbunun Çalışması SF-6 gazlı kesiciler SF-6 gazının üflenmesi ilkesine göre çalışır,ana devre ve kontakları başlangıçta kapalıdır. Ön sıkıştırma: Hareketin başlangıcında SF-6 gazı piston tarafından sıkıştırılır. İlk önce ana kontaklar ayrılır ve akım hala temasta olan ark kontaklarının üzerine geçer. Ark zamanı: Ark kontakları ayrılır ayrılmaz ikisi arasında ark meydana gelir, az bir miktar gaz sıkıştırma ortamını terk eder, gaz üfleyici tarafından yönlendirilen gaz arkı üzerine üflenir. Küçük akımların kesilmesi sırasında cebri konveksiyon ile ark soğutulur. Büyük akımların kesilmesi sırasında gazların genleşmesi sıcak gazların kesicinin soğuk kısımlarına doğru gitmesi ile ark soğutulur. Daha sonra kontak bölgesi civarındaki bölgenin dielektrik dayanım kazanması SF-6 gazının özellikleri sayesinde gerçekleşir. Son üfleme: kontaklar tamamen açılıncaya kadar devam eden harekette, kontak arası bölgeye soğuk gaz üflenerek kesicinin hareketi tamamlanır. SF6 Gazlı Kesicilerin Avantajları: Ekonomiktirler. Boyutları küçüktür. Kapasitif ve endüktif akımların kesilmesinde uygundur. Kapasitif anahtarlamada ömrünü kısaltmaz, aşırı gerilimler üretmez Yanıcı ve patlayıcı ortamda sorun yaratmamaları tercihinin başka sebebidir. Ortalama SF-6 gazlı kesicinin ömrü 30-35 yıldır. Ağır işletme şartlarında tahmini ömrü 20 yıl kadardır. Çok uzun ömür gazın minimum düzeyde yaşlanmasına ve arkın düşük enerjisinin kontakları az etkilemesine bağlıdır. Ark enerjisinin düşük olması;gazın yapısal özelliğine, sınırlı ark süresine, kısa ark boyuna, ark kontakları ve akım taşıyan kontakların tamamen ayrı olmasına bağlıdır. Mekaniki olarak 10000 açma kapama ya izin verir. Anma akımında kesme sayısı genelde 10000 civarındadır.Kısa devre akımını da kesebilmektedir. Tüm kısımlarının onarım ve bakımı minimum düzeydedir. 9 50 defaya kadar akımı Tekrar kapama yaptırılması mümkündür. Tekrar kapamayı hızlı bir şekilde yapar. Yanıcı ve patlayıcı ortamlar sorunsuz olarak kullanılabilir. Yüksek ark ısısı sonucunda kimyasal olarak ayrışan gaz, kısa zamanda tekrar eski haline döndüğü için, kesicinin tekrar devreye girmesi için uzun süreye gerek yoktur. Soğuma sadece metal bağlantı parçalarının ısı iletimi ile değil aynı zamanda gazın doğal konveksiyonu ve iletimi ile sağlanmaktadır. Bu olay SF-6 gazının fevkalade ısı alışveriş özelliğindendir. Kutup malzemesi de soğumaya yardımcı olmaktadır. Böylece büyük akımların kesilmesinde bile, standartların öngördüğü değerin çok altındadır. SF-6gazlıkesicileri ile açma kapama darbelerini azalmak için ek bir cihaza gerek duymaz. Bu özellik motor kumandalarında kullanışlıdır. Akım koparmada sorun yaratmaz. Yalıtım testi için özel cihaz gerektirmez. Emniyetlidirler. SF-6 gazlı kesiciler düşük basınçta çalışırlar. gazın sıkışması ve anahtarlama ile ortaya çıkan iç basınç artışı düşük düzeyde kalır. (İç basıncı 0.5-1.5 bar civarındadır.) Bir emniyet zarı herhangi bir şekilde ortaya çıkacak aşırı basıncı engeller. Atmosfer basıncında kesici yeterli dielektrik dayanımı ve güvenilir yük anahtarlamayı sağlar. Ark kontaklarının aşınmasının dışarıdan ölçümlerle izlenebilmesi ve basınç kontrolü emniyet yöntemlerindendir. SF-6 kutupları komple teçhizatı kapsar. Kontak hareket mekanizması içindedir. Terminallerde oluşacak elektrodinamik ve mekanik zorlamalara karşı dayanabilecek yapıdadırlar. Kesme kapasitesi bozulmadan defalarca tekrarlanabilir. Bakım gereksinimleri yoktur. Kutupların gaz sızdırmazlığı mükemmeldir. Dolayısıyla gaz ikmaline gerek yoktur. Ancak söylenen bu avantajların yanında ,bir takım dezavantajlarda içermektedirler. Sızma riski vardır (dolayısıyla çevre atık gazla kirlenir), Gaz basıncı ve miktarı kontrol edilmelidir, Havaya göre ağır olduğu için ark ortamından geçişi, püskürtmeli durumlarda, havaya göre daha yavaştır. Bu geçişi hızlandırmak için kompresöre ihtiyaç duyulur, 10 Sıcaklık ve basınç belirli değerlerde olmadığı takdirde SF6 sıvı hale gelebilir. Bu durum kesicilerde hiç arzu edilmeyen bir durumdur. Bu nedenle yapısal bakımdan dikkat edilmesi gereken hususlara ek olarak bu kesicilerin soğuk bölgelerde kullanılması gerekirse SF6'yı ısıtmak gerekir, SF6 pahalı gaz olduğu için sızmaları önlemek için özel önlemler alınmalıdır 1.2.3-ÖLÇÜ HÜCRESİ Ölçü hücreleri tesise gelen enerji İle ilgili elektriksel büyüklüklerin ölçüldüğü ve dışarıdan müdahalenin mümkün olmadığı içerisinde gerilim ve akım bilgilerini kapalı tip modüllerdir.Bu modüller ölçmeye yardımcı olmak üzere akım ölçü transformatörü ve gerilim ölçü transformatörü kullanılmaktadır.akım ve gerilim transformatörlerinin bu hücrelerde kullanılma sebepleri ve yapısal özellikleri aşağıda ayrıntılı olarak verilmektedir. 1.2.4.Ölçü Trafoları: Alternatif akım elektrik tesislerinde, gerek akımı, gerekse gerilimi, belli oranlarda küçültmeye yarayan özel trafolardır. Ölçü aletleri ve koruma rölelerini primer gerilimden izole ederek güvenli çalışmaya imkan sağlar. Yüksek gerilimli şebekelerde, gerek ölçü aletlerini, gerekse koruma rölelerini şebekeye doğrudan bağlamak izolasyon güçlüğü nedeniyle mümkün değildir. Örneğin 154 KV gibi bir gerilim, aynı özelliklerde fakat 100 V değerinde bir gerilimle temsil 11 edilebilirse, güvenlik içinde ve kolayca temin edilen bir izolasyona sahip ölçü aletleriyle ölçülebilir. Bu söylenilenler akım ölçümü için şöyle yorumlanmalıdır. Bir ampermetreyi, doğrudan yüksek gerilime bağlamak mümkün değildir. Hem primer geriliminden izole edilmiş bir devrede, hem de geçen akımın özelliklerini taşıyan, fakat belli oranda küçültülmüş bir değerde ölçü yapmak çok daha kolaydır. Ölçü trafoları ile değişik primer değerlere karşılık, standart sekonder değerler elde edilebilir. Ölçü trafolarının primer büyüklükleri, standart olmakla birlikte çok değişik değerlerde olabilir. Gerilim trafosu için 6.3-10.5-15-31.5-34.5-35 KV gibi ve daha yüksek değerlerde birçok standart primer gerilim kademesi vardır. Buna karşılık gene gerilim trafosu için 100 V ve 110 V gibi az sayıda standart sekonder gerilim kademesi vardır. Böylece bir ölçü aletinin tüm ölçü trafoları ile birlikte kullanılması sağlanmış olur. Ölçü aletlerinin skalaları, ölçü aletlerinin sekonderindeki değerlerine göre değil, ölçü trafosunun bağlı olduğu esas şebekenin akım ve gerilimine göre düzenlenir. Örneğin, üzerinde 35/0.1 KV yazan bir voltmetrenin terminallerine 100 V uygulandığında, ibresi 35 volt gösterir. Eğer bu voltmetre, 154 KV siteminde kullanılmak istenirse, üzerindeki skala silinip 100 V, 154 KV’ a karşı gelmek üzere yeniden skala tanzim edilmelidir. Ölçü trafoları, akım ve gerilim devrelerinde çeşitli bağlantılar yapılmasına imkan verir. İki ve daha fazla akımın toplanması, çıkarılması, faz akımlarının değişik gruplarda üçgen bağlanması, akım trafoları sayesinde yapılır. Gerilim trafoları ile de gerilimlerim toplanması çıkarılması ve açık üçgen bağlantısı temin edilebilir. Ölçü trafolarının kullanılması, ölçü aletlerinin ve röleleri küçük boyutlu imal edilmesine imkan verir. 400 V’ luk bir devreye ampermetre, sayaç, wattmetre gibi akımla çalışan ölçü aletleri doğrudan bağlanabilir. Doğrudan bağlamanın, pratik açıdan mümkün olup olmayacağı, devreden geçen akımın değerine bağlıdır. Genellikle 100 A’ den büyük değerlerde ekonomik nedenlerden dolayı doğrudan bağlanma kullanılmaz. Bu durumlarda akım trafosu kullanılır ve böylece aletlerin boyutları çok daha küçük olur. Bu ise, doğrudan bağlamaya göre daha ekonomik bir çözüm şeklidir. 1.2.4.1.Akım Trafoları: 12 Bağlı oldukları devreden geçen akımı, istenen oranda küçülterek, bu akımla sekonder terminallerine bağlı aletleri besleyen ve onları yüksek gerilimden izole eden özel trafolara, akım trafoları denir. 1.2.4.1.1.Akım Trafolarının Yapısı: En basit haliyle bir akım trafosu şu parçalardan oluşur : 1. Manyetik Nüve 2. Primer Sargı 3. Sekonder Sargı 4. İçi özel yağ ile dolu kazan 5. İzolatör İzolasyon, yağlı tip akım trafolarında yağ ile, kuru tiplerde ise sentetik reçine ile sağlanır. Primer sargı, 50 turla 250 tur arasında akım trafosunun gücüyle değişen sarım sayısına sahiptir. Manyetik nüve, kristalleri yönlendirilmiş, özel silisli sactan yapılmıştır. Şekil Şekil-’de a ve b de akım trafolarının tek hat; c, d ve e de ise gelişim şemalarında gösterilişi verilmiştir. TEK’ de en çok kullanılan a ve c’ deki gösterilişlerdir. 1.2.4.1.2.Akım Trafolarında Termik ve Dinamik Dayanım: Termik Dayanım Akımı : Bir akım trafosunun, bir saniye süreyle hasar görmeden taşıyabileceği maksimum akımın efektif değeridir. 13 Bu değer, akım trafosunun imal edildiği standartlarda bağlı olarak nominal akımın 40 ila100 katı arasında olabilir. Akım trafosunun etiketinde verilir. Dinamik Dayanım Akımı: Primer şebekesindeki bir kısa devre esnasında, ilk periyotta geçecek darbe akımının yol açacağı mekanik kuvvetler açısından akım trafosunun dayanabileceği maksimum akımın tepe değeridir. Akım trafoları genel olarak termik dayanım akımının 2.5 katı mertebesinde dinamik dayanım akımına göre dizayn edilir. Tasarlanan akım trafolarının değiştirilmesinde yukarıda anlatılan hususlar mutlaka göz önüne alınmalıdır. 1.2.4.1.3. Akım Trafolarında Hata ve Ölçme Sınıfı: Akım trafolarında genel olarak %50-120 primer akımlarda ve %25-100 sekonder yüklerde yapabileceği en çok hatayı yüzde olarak bildirilen ve trafo etiketlerinde yazılan sayılar hata sınıflarıdır. Bağlı oldukları şartlar oldukları şartlar her ülkenin standardında belirtilmiştir. Türk Standartlarında, hata sınıfları ve yapılabilecek hatalar Tablo-1’de ölçü amaçlı akım trafoları için, Tablo-2’de ise koruma amaçlı akım trafoları için verilmiştir. Doğrul Anma (nominal) akımın (±%) Dakika olarak (±) faz açısı uk yüzdesi olarak hatası hatası Sınıfı Yükler %10 %20 %100 %1 %1 %2 %1 %12 20 0 0 00 0 0.1 0.25 0.2 0.1 0.1 10 8 5 5 0.2 0.5 0.35 0.2 0.2 20 15 10 10 0.5 1 0.75 0.5 0.5 60 45 30 30 1 2 1.5 1 1 120 90 60 60 Tablo-1 :Ölçü amaçlı 14 Doğrul Primer anma uk akım hatası (±%) akımında Primer anma akımında faz açısı hatası (Dk) Sınıfı Bileşik Hata (±%) 5P 1 60 5 10P 3 _ 10 Tablo-2 :Koruma Amaçlı 1.2.4.1.4.Sipariş İçin Gerekli Bilgiler: 1. Nominal (anma) gerilimini faz-faz (34.5 KV gibi) 2. Oranı (a) olarak (100/5 gibi) 3. Kaç sekonderi olduğu (100/5-5 gibi) 4. Sınıfı ve kullanma amacı 1+3 sınıfı 1 sınıf= ölçme devresi, 3 sınıfı = koruma devresi veya 5P, 10P. 5P = 1 5. sınıfı, 10P = 3 sınıfı olarak belirtilmektedir. 6. Doyma katsayısı n ≤5 ölçme, n≥10 koruma 7. Gücü (Nominal yükü) VA olarak 30+30 VA (ölçme+okuma) 8. Tipi : Dahili, harici, geçit, bara, yağlı, kuru vs. 1.2.4.2.Gerilim Trafoları: Gerilim trafoları, bağlı oldukları devredeki primer gerilimi, beli oranlarda küçülterek, bu gerilimle sekonder terminallerine bağlı cihazları besleyen özel trafolardır. 1.2.4.2.1. Gerilim Trafolarının Yapısı ve Koruması: Gerilim trafolarının primer sargıları, akım trafolarının tersine, çok sarımlı ince tellerden oluşmuştur. Sekonder sargı ise, nominal yükte, kaybın çok olmasını temin edecek kalınlıkta tel ile sarılmıştır. Sarım sayısı, primer sargıya göre, çevirme oranı kadar azdır. 15 Manyetik nüve kesiti, gerilim trafosunun yükü ile orantılıdır. Faz toprak arsına bağlanan gerilim trafolarında, bir busing vardır. (Şekil-a ) Faz arası bağlananlarda 2 busing vardır. Bu tiplere V bağlı gerilim trafoları denir. Gerilim trafolarının sekonderleri, kısa devre edilmez. Bunun için sekonder devreye koruma sigortaları konulur. 35 KV’ a kadar olan gerilim trafolarının primerine de sigorta konmalıdır. Bunların görevi, sadece primerdeki arızaları temizlemektir. Sekonder sargı için sigorta ihtiyacını ortadan kaldırmazlar. 1.2.4.2.2.Gerilim Trafolarının Nominal Gerilimleri: Gerilim trafolarının primer gerilimleri, bağlanacakları devrenin gerilimi göz önünde tutularak seçilir. Faz-nötr olarak bağlanan gerilim trafolarında nominal primer gerilim, şebeke faz arası gerilimin, 1/3’üne eşit olarak seçilir. Yani faz arsı işletme gerilimi örneğin15KV olan bir şebekede, faz toprak arsına bağlanacak bir gerilim trafosunun primer normal gerilimi, 15/3 KV olmalıdır. Hemen anlaşılacağı gibi, faz arası bağlanacak gerilim trafolarında, primer nominal gerilim, şebekenin faz-faz gerilimine eşit olmalıdır. Sekonder nominal gerilim ise, standartlarda 100 veya 110 V olarak verilmiştir. Sekonder gerilimi de , primerin faz arası yada faz toprak arası olma durumuna göre,100v ya da 100/3 V olarak verilir. 1.2.4.2.3. Gerilim Trafolarının Şematik Gösterimi: Şekil- a, b, c de prensip şemalarındaki ; d, e, f de ise tek hat şemalarındaki gösterim şekilleri verilmiştir. TEK sisteminde ; harflendirme, primer için, P1-P2 ; sekonder için S1S2 şeklîndedir. 16 Şekil- Gerilim Trafolarının Şematik Gösterimi 1.2.4.2.4. Gerilim Trafolarının Devreye Bağlanması: Gerilim trafoları, yüksek gerilimde kullanıldıklarından genel olarak üç fazlı ölçme devrelerini ilgilendirirler. Üç tane tek fazlı gerilim trafosu faz nötr arasına( üç fazada ayrı ayrı) bağlanırsa, sekonderleri üç fazlı bir sistem oluşturur. Burada da en önemli özellik polaritelerin doğru bağlanmış olmasıdır. Şekil- a ve b de doğru ve yanlış bağlanmış üç adet gerilim trafosunun vektör diyagramları verilmektedir. Şekil Gerilim Trafolarının Devreye Bağlanması Üç fazlı sistemlerde üç adet gerilim trafosu yerine iki adet gerilim trafosunu uygun bağlayarak sekonderde üç fazlı gerilim oluşturabilir. Böyle bir şema görülmektedir. Şekil- Gerilim Trafolarının Devreye Bağlanması 17 şekil’de V-bağlı gerilim trafolarında da polaritelerin uygun olması önemlidir. Üç adet gerilim trafosunda ortak nötrler güvenlik gerekçesiyle topraklandığı gibi V bağlı trafolarda da sekonder uçlarından biri topraklanmalıdır. 1.2.4.2.5. Gerilim Trafolarında Ferrorezonans olayı: İşletme şartlarında,gerilim trafosu sekonderinde,bazen nominal gerilimden daha büyük değerde, çevirme oranı ile ilgisiz gerilimler okunabilir. Bu durum, gerilim trafosunun çekirdeğinin doymaya gitmesi ve mevcut tabii kapasitelerin rezonans şartını oluşturması sonucu ortaya çıkmaktadır. Gerilim trafosu rezistif yükle yüklendiği veya primer şartlar( fiderlerin alınması gibi) değiştirdiği taktirde bu durum ortadan kalkar. 1.2.4.2.6. Gerilim Trafolarında Gerilim Yükselme Katsayısı: Şebeke şartlarından dolayı , sistemdeki bir arızada, arızalı olamayan fazlarda meydana gelebilecek gerilim yükselmelerine gerilim trafolarının dayanma süreleri, standartlarda belirlenmiştir. Bu şartlar , daha çok nötrün topraklama şekli ile ilgilidir. Gerilim Süre Gerilim Trafosunun Bağlama Şekli Ve Şebekenin Topraklama Durumu Yükseltme Katsayısı 1.2 Sürekli Faz-nötr veya fazlar arası bağlı. Sistem iyi topraklı (Efektif top.) 1.2 Sürekli Faz-toprak arası bağlı. Sistem iyi topraklı 1.2 30 sn (Efektif toprak) 1.2 Sürekli Faz-toprak arası bağlı. Sistem direnç veya 1.9 30sn 1.2 Sürekli Faz toprak arası bağlı. Sistem nötrü izole veya 1.9 30 sn büyük empedans üzerinden topraklı. reaktör üzerinden topraklı. Tablo-3 Türk Standartlarının kabul ettiği değerleri göstermektedir. 18 İzole karakterli şebekelerde kullanılan gerilim trafoları , faz toprak arasına bağlı olsa bile gerilim yüklemesine katsayısı 30 sn süreyle 1.9 seçilmelidir. Çünkü bu sistemlerde faztoprak temaslarında, sağlam fazlardan toprağa göre gerilimleri, faz-faz gerilimine yükselir. 1.2.5. Parafudrlar : Parafudr, esas olarak, doğrusal olmayan söndürme dirençleri ile seri bağlı atlama aralıkları ve gerilim bölücü empedanslardan meydana gelir. Bütün bu elemanlar, porselen bir muhafaza içine gerekli yalıtımı sağlanmış ve hava sızdırmaz bir biçimde monte edilmiştir. Bilindiği gibi parafudrlar, maliyeti ve önemi daha büyük olan Y.G. teçhizatının (trafolar ve şalt merkezlerinde bulunan diğer teçhizatlar gibi) korunmasında kullanılırlar. Parafudrun bu görevini gerektiği gibi yapabilmesi ancak kendi izolasyon seviyesini muhafaza etmekle mümkündür. Dolayısıyla, zaman zaman yapılacak saha testleri (MA/W, izolasyon direnç testleri) ile durumları kontrol edilmeli ve problemli görünenlerin mümkünse gerekli bakımlarının yapılması sağlanmalıdır, değilse değiştirilmelidir. Parafudr, yapısal görünüm olarak, bütün diğer izolasyonlarda olduğu gibi bir kapasitanstan ibarettir. Bu kapasitenin kayıplarındaki değişmeler prafudrun izolasyon seviyesi hakkında bize fikir verecektir. Parafudrlar vakum edilmiş olup içerisinde belirli bir basınçta kuru azot gazı doldurulmuştur. Alt kısımdaki membran sistemi, garanti edilen karakteristiklerin ve toleransların üzerindeki deşarjlarda kendiliğinden delinmekte ve içeride meydana gelen yüksek basınçlı gazın dışarı atılarak parafudr izolatörünün patlaması önlenmektedir. Bu şekildeki gaz çıkışı sırasında membranı koruyan kapak kopup düşerek parafudrun aşırı deşarja maruz kaldığını ikaz etmektedir. Bu durumu tespit edilen parafudrlar en kısa zamanda yerlerinden sökülmelidirler. Söz konusu parafudrlar firmasına gönderildiği taktirde tahrip olmuş parçaları değiştirilerek yeniden işletmeye alınabilir hale getirilirler. Parafudrlar, korunması gereken cihaza mümkün mertebe yakın bir yere monte edilmeli ve cihazdan uzaklık mesafesi genel olarak 1-2 m arasında olmalıdır. Parafudrlar mümkün olan en kısa yoldan topraklama sistemine bağlanmalıdır ve hangi gerilimde olursa olsun parafudr için ayrı bir topraklama sistemi asla kullanılmamalıdır. 19 Mekanik kuvvetler açısından, topraklama iletkeninin çapı bakır iletkenler için 6mm. Alüminyum iletkenler için 8mm olmalıdır. İşletmedeki bu prafudrun topraklama iletkeni üzerinde bir çalışma yapılacaksa, parafudr deşarjı sırasında bu iletken üzerinde tehlikeli seviyelerde gerilim olabileceği göz önüne alınmalıdır. Bu nedenle böyle bir çalışma için parafudr ayrıca iyi bir şekilde topraklanmalı ve çalışma yapılacak topraklama iletkeni parafudrdan sökülmelidir. Başlıklardaki deliklerde ve çevrelerinde şayet is izleri ve lekeler görülürse basınç boşaltma cihazı arızalı demektir. Böyle hallerde arızalı parafudr derhal servisten kaldırılmalıdır. Kirli ve rutubetli yerlerdeki izolatörleri zaman zaman temizlenmesi tavsiye olunur. Ender hallerde şebekede prafudrun sınırını aşacak deşarj akımları meydana gelirse parafudr basınç boşaltma tertibinin çalışmasına fırsat kalmadan parafudr hasar görebilir. Bu durumda hasarlı parafudr derhal servisten alınmalı ve mümkünse hasar nedeninin araştırılması için fabrikasına gönderilmelidir. Sistemimizde genel olarak Valf Tipi Prarfudrlar kullanılmak tadır. Valf tipi parafudr TSE standartlarında, Değişken Dirençli Yıldırımlık olarak belirtilmektedir. 1.2.5.1. Valf Tipi Parafudr’ un yapısı : Bu tip parafudrun yapısı, belirli sayıda seri atlama aralıkları ve değişken direnç dilimlerinden oluşur (Şekil-). Seri atlama aralıkları belirli sayıda yuvarlak madeni plakaların birbirinden yalıtılarak alt alta dizilmelerinden meydana gelir ve aşağıdaki görevleri yaparlar : 1. Fazla toprak arasında, belirli bir izolasyon değerini sağlamak 20 2. Boşalma sonunda arkın sönmesine yardımcı olmak Şekil- Valf Tipi Parafudr’ un yapısı Değişken direnç, belirli sayıda direnç dilimlerinden oluşur. Boşalma sonunda işletme gerilimi nedeniyle akan akımı sınırlar. Direnç değeri gerilime göre değişen bir özeliğe sahiptir. Bu özellikte bir direnç ; belirli oranlarda silisyum, karbür, minel, alüminyum oksit ve su karışımı maddeler dilimler halinde preslenip pişirilerek gerçekleştirilebilir. İşletme geriliminde direnç değerinin çok yüksek olmasına rağmen aşırı gerilim söz konusu olduğunda düşer ve rahat bir boşalmanın oluşumunu sağlar. Boşalma anında gerilim değeri düştükçe, direnç değeri tekrar yükselir. Seri atlama arlıkları ile değişken direnç dilimleri birbiriyle seri bağlanarak bir izolatör içine yerleştirilir. İzolatör içindeki hava alınarak yerine azot gazı doldurulur ve hava almaması için iyi bir sızdırmazlık sağlanır. 1.2.5.2.Valf Tipi Parafudrların Çalışma Prensibi : Parafudrun izolasyon seviyesini aşan bir gerilimde, değişken direncin değeri düşer ve aynı zamanda seri atlama aralıkları arasındaki izolasyon delinerek ark başlar. Boşalma anında aşırı gerilim değeri azaldıkça değişken direncin değeri yükselir ve akan akımı sınırlar. Bu nedenle birkaç sn sonunda seri atlama arlıkları arasındaki ark sönerek parafudr işlemini tamamlamış olur. 21 1.2.5.3. Özellikleri : Değişken direncin değerindeki değişme, yalnız gerilime bağlı değildir. Kullanılan malzemenin ısı katsayısı negatif olduğundan ısındıkça değeri düşmektedir. Bu özellik, büyük boşalma akımlarında aşırı ısınma nedeniyle parafudr elemanlarının tahribine yada patlamasına sebep olabilir. Ayrıca prafudrun montajında toprak direncinin büyük olması parafudrun patlamasını sağlayan nedenlerden biridir. Durum böyle olunca, topraklama direncinin 1 civarında olması aranan bir özeliktir. Parafudr terminalleri arasındaki izolasyon seviyesi, sistemin izolasyon seviyesinden daha düşük olmalıdır ki, aşırı gerilimde boşalma parafudr üzerinden gerçekleşebilsin. Bu özelliğe izolasyon koordinasyonu denir. Tablo-4’tte VDE standartlarına göre izolasyon koordinasyonuna ait değerler görülmektedir. İşletme Gerilimi (KV) 1.2/50 sn darbe 1.2/50 sn darbe gerilimlerinde, parafudr gerilimlerinde, teçhizatın izolasyon seviyesi izolasyon seviyesi (KV) (KV) 6 60 26 10 75 40 15 95 60 30 170 120 60 325 235 150 650 450 380 1150 875 Tablo-4 VDE standartlarına göre izolasyon koordinasyonu değerleri 22 NOT: 1. Tablo-2’de belirtilen 150 ve 380 KV işletme gerilimlerindeki izolasyon seviyeleri, düşürülmüş izolasyon değerleridir. 2. 150 KV işletme geriliminde gerçek izolasyon seviyesi 750 KV ; 380 KV işletme geriliminde ise 1-425 KV’ tur. 1.2.5.4. Parafudr’ların Seçimi: Parafudrun nominal gerilimi (Un), parafudrun üzerinde yazılı olan ve bunun hat ucu toprak ucu arasında bulunmasına müsaade edilen en büyük alternatif gerilimin efikas değeridir. Nötrü doğrudan doğruya topraklı olmayan şebekelerde bir fazda bir toprak arızası meydana geldiğinde diğer sağlam fazların toprağa nazaran gerilimleri faz arası gerilimine kadar yükselir. Dolayısıyla bu tip şebekelerde bir faz iletkeni ile toprak arsına bağlanan parafudrun nominal geriliminin, müsaade edilen en yüksek işletme gerilimi (faz arası) kadar olması gerekir. Nötrü doğrudan doğruya topraklı olan şebekelerde ise bir fazda bir toprak arızası olunca topraklama direncinin tam sıfır olamaması nedeniyle nötr noktası biraz kayabilir. Bunun neticesinde diğer sağlam fazların toprağa nazaran gerilimleri biraz yükselirse de, faz arası geriliminin %80’inin geçmez. Daha doğrusu %80’ini geçmiyorsa nötrü doğrudan doğruya topraklı şebeke sayılır. Bu sebeple böyle bir şebekede kullanılacak prafudrun nominal geriliminin, müsaade edilen en yüksek işletme geriliminin (faz arası) %80’I kadar olması gerekir. Herhangi bir toprak arızalarında sağlam fazların toprağa nazaran alabilecekleri gerilim değeri ile, faz arası gerilimi arasındaki orana topraklama faktörü denir. Bu, nötrü etkili topraklı olmayan şebekeler için 1, nötrü etkili topraklı olan şebekeler için ise en fazla 0.8 değerindedir. 1.3.Transformatör merkezlerinde uygulanan koruma tertipleri 1.3.1Fider Koruma : Türkçe karşılığı Enerji Hattı olan Feeder, İngilizce bir kelimedir. Ve teknik terim olarak sistemimizde kullanılmaktadır. Çıkış olarak ifade edilen fider, bir transformatör merkezi barasından bir veya birkaç müşteriye enerji taşımaya yarayan hat veya kablo donanımıdır. 23 Orta gerilim müşteri devrelerinde fider koruma, bir transformatör sargısının beslediği barada, birden fazla müşteri çıkışı olması halinde uygulanılır. Amacı iki şekilde özetlenebilir. 1. Yalnızca arızalı olan fideri devre dışı bırakmak 2. Beslendiği güç transformatörünü korumak Söz konusu bu amaçları gerçekleştirebilmek için iki şekilde yapılamaktadır. 1. Fider Aşırı Akım Koruma 2. Fider Toprak Koruma Transformatör merkezlerinde uygulanan koruma tertipleri, güç trafosunun korunması amacına yöneliktir. Dış arızada çalışan koruma tertipleri, güç transformatörünün arızalanmaması ; iç arızada çalışan koruma tertipleri ise, transformatör sargılarında oluşan hasarın sınırlı kalması için uygulanır. Yukarıda belirtilen amaçlara bağlı kalınarak transformatör devresine monte edilen, transformatörün gücüne göre farklı yapı ve prensiplerde uygulanabilen transformatör koruma tertipleri gel olarak şunlardır. 1. Transformatör Aşırı Akım Koruma 2. Transformatör Toprak Koruma 3. Yağ seviye Alarm 4. Termik Koruma 5. Tank Koruma 6. Diferansiyel Koruma 7. Gaz Röleleri ile Koruma 24 1.3.2.Gaz Röleleri İle Koruma : Transformatör öz koruma tertiplerinden biridir. Dolayısıyla iç arızanın sınıflandırılması ve arızalı transformatörün anında servis dışı bırakılması amacıyla kullanılır. Güç transformatöründe oluşan bir iç arızada, ark söz konusu olduğu için katı ve sıvı izolasyon maddeleri yanar. Bu nedenle izolasyon maddeleri ayrışır ve yanıcı özellikte gaz kabarcıkları ortaya çıkar. İşletmelerde kullanılan hidrokarbon yani madensel izolasyon yağlarının ark sonucu yanması nedeniyle oluşan ana gaz, Hidrojendir. Ancak beraberinde Asetilen ve Metan, Etan, Propan gibi parafinler de meydana gelir. Kağıt izolasyonun yanması sonucu ayrışan gazlar ise, karbon monoksit, karbon dioksit ve metan, etan, propan gibi parafinlerdir. İç arızada oluşan ark nedeniyle izolasyon yağının ısınarak genleşmesi ve ayrışan söz konusu gazların meydana getirdiği hacim değişimi nedeniyle oluşan basınç farkı gibi etkenlerden faydalanılarak çeşitli yapı ve prensiplerde uygulanan gaz röleleri gerçekleştirilmiştir. Mekaniki olan bu röleler, yapı ve çalışma prensiplerine göre iki kısma ayrılır. 1. Buchholz Röleleri 2. Basınç Röleleri 1.3.3.Buchholz Röleleri: Güç transformatörlerinde meydana gelen bir iç arızada, gaz oluşumunun etkilerini araştıran Buchholz, kendi adıyla anılan bu röleyi gerçekleştirmiştir. Rölenin mekanik yapısını oluştururken, gaz birikimi ve yağ akış hızı gibi özellikleri değerlendirmiştir. Basit yapısı nedeniyle ucuz olmasına rağmen iç arızada oldukça süratli bir koruma elemanıdır. Benzetilmiş işletme şartlarında yapılan deneyler, yağla dolu bir transformatör 25 tankına ark uygulandığında rölenin 50-100 msn içinde çalışmasının mümkün olduğunu göstermiştir. Basit, ucuz ve iç arızada güvenli olması nedeniyle güç farkı gözetmeksizin, genleşme tankı olan trafolarda kullanılabilir. Buchholz rölelerinin, transformatörün gerilim ve gücüne göre uygulanan üç şekli bulunaktadır. 1. Transformatör Buchholz Rölesi 2. Kademe Buchholz Rölesi 3. Buşing Buchholz Rölesi 1.3.4.Transformatör Buchholz Rölesi : Transformatör tankıyla genleşme tankını birleştiren bağlantı borusunun yatay kısmına monte edilmektedir.(Şekil-18) Şekil-18 Buchholz rölesinin, transformatörün gücüne göre kullanılan yapı ve çalışma prensibi biraz farklı iki şekli bulmaktadır. 26 1. Bağımsız Buchholz Rölesi 2. Bağımlı Buchholz Rölesi 1.3.5. Bağımsız Buchholz Rölesi : 1 MVA’ nın üstündeki güç transformatörlerinde kullanılan bir koruma elemanıdır. Rölenin içinde ki adet şamandıra bulunmaktadır. Üstteki alarm şamandırası, alttaki ise açma şamandırası adını alır. Şamandıraların mafsalına bağlı ve şamandıralarla birlikte hareket eden cam tüplerin içine, civa veya bilye ile kapanabilen kontaklar yerleştirilmiştir. Normal işletme koşullarında rölenin yağla dolu olması nedeniyle şamandıralar yüzmekte ve bu şamandıralara bağlı kontaklar bulunmaktadır. 1.3.6. Bağımlı Buchholz Rölesi : 1 MVA’ nın altındaki güç transformatöründe kullanılmaktadır. Bağımsız Buchholz rölesindeki açma şamandırası ve palet yerine, yalnızca palet kullanılmıştır. Alarm şamandırası ile palet, başka bir deyişle alarm devresi ile açma devresi birbirine bağımlıdır. Bu özellik mekanik bir yapı uygulanarak sağlanmıştır. Alarm devresi, bağımsız Buchholz rölesinde olduğu gibi, belirli değerde gazın, rölenin üst kısmına toplaması sonucu çalışır. Açma devresi ise, hem gaz oluşumu ve hem de yağ akış hızı ile çalışır. Bağımlı Buchholz rölesinin üst kısmına toplanan gaz hacmine göre, alarm şamandırası ve buna bağlı olarak açma devresini oluşturan palet, kontaklarını kapatma yönünde hareket alırlar. Bu yapı ve prensip doğrultusunda, belirli değerde gaz oluşumu halinde alârm, daha fazla gaz oluşumunda açma devresi çalışır. 27 Ayrıca iç arıza nedeniyle oluşan yağ akış hızının paleti devirebilecek değere ulaşmasıyla da açma devresi çalışabilir. Bağımlı Buchholz rölesinde alarm ve açma devresinin kontrolü, kontrol butonu ile yapılır. Kontrol butonuna biraz basılması durumunda alarm, biraz daha basılması durumunda ise açma kontaklarının kapanması sağlanmış olur. 1.3.7.Kademe Buchholz Rölesi : Yük altında gerilim kademesi değiştirilebilen güç transformatörlerinde, başka bir deyişle kademe tankı bulunan güç transformatörlerinde kullanılır. Kademe tankı ile genleşme tankı arasındaki bağlantı borusuna monte edilir. Gaz oluşumu ile çalışan kademe Buchholz rölesinin kullanılma amacı, kademe değiştirici kontaklarında oluşan arızada hasarı sınırlandırmaktadır.(Şekil-19) Kademe tankı içinde bulunan gerilim kademe değiştirici kontaklarında, kötü temas söz konusu olduğunda ark meydana gelir. Ark nedeniyle oluşan gaz kabarcıkları, kademe Buchholz rölesinin çalışmasını sağlar. 28 Şekil-19 Tek kontaklı olan söz konusu röle çalıştığında, 1. Korna çalar 2. Kumanda panosu üzerinde “Kademe Buchholz” ışıklı sinyali çıkar 3. Transformatör giriş ve çıkış kesicileri açar 4. Bir kısım transformatör merkezlerinde genel açma rölesi çalışır, kapama devrelerini kilitler. 1.3.8.Buchholz Rölesi : Buşinglerin izolasyon yağı ile dolu olabilmesi için genleşme tankının, buşing boylarının uzun olması nedeniyle genleşme tankının oldukça yükseğe monte edilmesi gerekir. Ancak bu durumun ekonomik olmaması nedeniyle buşing içindeki yağ, transformatör yağından ayrı tutulur. Ve buşingler için daha küçük, ayrı genleşme tankı tesis edilir. Buşing Buchholz rölesi, bu tip güç transformatörlerinde kullanılmakta ve buşing flanşı ile genleşme tankı arasındaki bağlantı borusuna monte edilmektedir. Yapı ve çalışma prensibi Buchholz alarm özelliğindedir. Buşingde oluşan bir yağ seviyesinin düşmesi sonucu, buşing izolasyonunun korunmasını sağlar. Çalışması halinde alarm devresi beklenir. Ancak 29 bazı transformatör merkezlerinde,transformatör giriş çıkış kesicilerine açma kumandası verilmektedir. 1.3.9.Basınç Röleleri: İç arızada izolasyon yağının genleşmesi sonucu oluşan basınç özelliğinden faydalanılarak gerçekleştirilen basınç röleleri, kullanılma amacına göre iki kısmı ayrılır. 1. Arıza Basınç Rölesi 2. Basınç Emniyet cihazı 1.3.10.Arıza Basınç Rölesi : İşletmelerimizde daha çok genleşme tankı olmayan güç transformatörlerinde kullanılmaktadır. İç arızada oldukça duyarlı olması ve amacı dışındaki arızalarda çalışmaması nedeniyle tercih edilen bir koruma elemanıdır. İç arızanın oluşumunda izolasyon yağında meydana gelen ani genleşme, transformatör tankı yüzeyine bir basınç yapar. Arıza basınç rölesi bu prensipten faydalanılarak geliştirilmiş olup, transformatör tankının yan-alt kısmına monte edilmektedir. Söz konusu rölede bir diyafram, diyaframın bağlı olduğu bir piston ve pistonun hareketiyle kapanan bir kontak bulunmaktadır. İç arızalarda oluşan basınç, transformatör tankının yan alt yüzeyine monte edilen röle diyaframın bağlı olduğu pistonu itmesiyle röle kontağı kapanır. Bu durumda ; 1. Korna çalar 2. Kumanda panosu üzerinde “Gaz Basınç Açma” ışıklı sinyali çıkar 3. Transformatör giriş ve çıkış kesicileri açar. 30 İç arızalara karşı çok duyarlı olan basınç rölesi, yük değişmeleri ile meydana gelen küçük basınç farklarına karşı duyarlı değildir. İşletmelerimizde (J) tipi arıza rölesi kullanılmaktadır. Bu röle, arıza nedeniyle transformatör içinde oluşan basıncın, 1 saniyede 0.04 atmosfer (Kg/cm²) artması halinde, başka bir deyişle basınç yüklenmesinin 0.04 At/sn olması halinde çalışır. Basınç yüklemesi 1 saniyede 1.75 atmosfer (1.75 At/sn) ise, röle kontağını 0.08 sn gibi oldukça kısa bir zamanda kapatmaktadır. 1.3.11.Basınç Emniyet Cihazı : İç arızada meydana gelen basınç, transformatör tankını da hasara uğratacak değere ulaşabilir. Bu durumda basınç emniyet cihazı adı verilen bir koruma elemanı kullanılmaktadır. Transformatör tankının kapağa monte edilen söz konusu röle, genleşme tankı olan transformatörlerde kullanılacağı gibi, genleşme tankı olan transformatörlerde de devre boynunun yerini almaktadır. Transformatöre tankı içindeki basıncın tehlikeli ulaşması sonucu, basınç emniyet cihazının kapağı açılarak tankın hasara uğraması önlenmiş olur. Basınç emniyet cihazının kapağı açıldığı anda veya açık kalması halinde, mekaniki bir kolun hareketi ile alarm kontağı kapanır. Bu durumda ; 1. Zil çalar 2. Kumanda panosu üzerinde “Gaz Basınç Sinyal” 3. RÖLELER : 31 Önemli koruma elemanlarından biri olan röle için, ayarladığı çalışma büyüklüğünde istenen işlevi gerçekleştiren bir kontrol cihazıdır denebilir. 3.1. Çalışma Prensiplerine Göre Röleler : Yapısal olarak röleler iki kısıma ayrılır : 1. Elektromekanik Röleler 2. Statik röleler Biz konumuz itibariyle elektromekanik rölelerin çalışma prensipleri ve özellikleri üzerinde duracağız. 3.1.1. Elektromekanik Röleler : Elektromekanik rölelerin başlıcaları : 1. Elektromanyetik Röleler 2. İndüksiyon Röleler 3. Elektrodinamik Röleler’ dir. 3.1.1.1. Elektromanyetik Röleler : Elektromanyetik rölelere Çekmeli Rölelerde denir. Elektromıknatıs etkisiyle çalışan bu röleler yapısal olarak : 1. Paletli 32 2. Denge Kollu 3. Pistonlu Elektromanyetik röleler diye adlandırılır. 3.1.1.1.1. Paletli Elektromanyetik Röleler : Bir bobin içindeki devre ve bir paletten oluşur. Manyetik elemandan yapılan palet, hareketli kontaklara kumanda eder ve bir yay yardımı ile belirli bir konumda durur. Bobinden geçen akımın belli bir değere yükselmesiyle oluşan manyetik alanın çekme kuvveti, yayın ters yöndeki kuvvetini yenip paleti çeker ve buna bağlı olarak kontaklar açılır veya kapanır.(Şekil-20) Şekil-20 3.1.1.1.2. Denge Kollu Elektromanyetik Röleler : Denge kollu elektromanyetik rölelere Terazi Kollu Röleler’ de denir. Ortadan yataklanmış olan palete, bir taraftan yay kuvveti diğer taraftan da elektromıknatısın çekme kuvveti etki yapmaktadır. Bobinden geçen akımla oluşan manyetik alanın çekme kuvveti, yayın ters yöndeki kuvvetini yendiğinde kontaklar açılır veya kapanır. Denge koluna etki eden ters yöndeki yay kuvveti yerine, başka bir büyüklükle beslenen ikinci bir elektromıknatıs kullanılabilir.(Şekil-21) 33 Şekil-21 3.1.1.1.3. Pistonlu Elektromanyetik Röleler : Bobinden geçen akımla oluşan manyetik alan kuvvetinin nüveyi (piston) çekmesiyle kontaklar açılır veya kapanır.(Şekil-23) Şekil-3 Elektromanyetik röleler çalışma zamanı yönünden ani çalışmalıdır. Alternatif akım ve doğru akım ile çalışırlar. Yapım kolaylığı, geri dönüş oranlarının yüksek olması ve hızlı çalışmaları nedeniyle akım, gerilim ve yardımcı röle olarak çok kullanılmaktadır. 3.1.1.2. İndüksiyon Röleler : Döner alan prensibi ile çalışan bu tip röleler yapısal olarak iki şekilde ele alınabilir. 1. Çift bobinli İndüksiyon Röleler, 2. Tek Bobinli İndüksiyon Röleler. 34 3.1.1.2.1. Çift bobinli İndüksiyon Röleler : Bu tip röleler, manyetik olmayan hareketli bir disk ve iki bobinden oluşur. Disk, iki ayrı akıyı oluşturan (Ø1 ve Ø2) elektromıknatıs kutuplarının hava aralığında bulunur. Birinci kutbun yarattığı akı ile, ikinci kutbun diskte indüklediği akımın yarattığı manyetik akı arasında oluşan moment diski döndürür. (Şekil-24) Şekil-24 Alternatif akımla çalışan bu rölelerin, her iki bobinde akımla, veya bir bobini akım, bir bobini gerilimle çalışabilir. Bobinlerden birinin akım giriş uçları değiştirildiğinde diskin dönme yönü değişeceğinden çift bobinli indüksiyon röleler, Yönlü Röleler’ lerdir. İndüksiyon rölelerinde, bobinleri besleyen elektriki büyüklük (akım veya gerilim) arttığında, dönme momentinde artacak ve bu nedenle disk daha hızlı dönecektir. Diskin hızlı dönmesi sonucu röle, kontakları daha kısa zamanda açar veya kapatır. Durum böyle olunca indüksiyon röleler Ters Zamanlı’ dır. Çift bobinli indüksiyon röleler işletmelerimizde güç rölesi, yönlü toprak rölesi ve yön elemanı olarak kullanılmaktadır. 3.1.1.2.2. Tek Bobinli İndüksiyon Röleler : 35 Bu tip rölelere Gölge Kutuplu İndüksiyon Röleler’ de denir. Şekil 25’te görüldüğü gibi elektromıknatısın her kutbunun yarısında bir bakır halka ya da bobin ile “Gölge “ oluşturulur.(Şekil-25) Şekil-13 Elektromıknatıs kutbunun yarısında yer alan bakır halkada oluşan akı (Ø1) ile kutbun diğer yarısında oluşan akı (Ø2) arasındaki faz farkı, dönme momentini oluşturur. Alternatif akımda çalışan tek bobinli indüksiyon röleler, tek elektriki büyüklükle beslendiği için yönsüzdür. Çalışma zamanı yönünden ters zamanlı olması ve tek büyüklükte çalışması nedeniyle aşırı akım ve toprak rölesi olarak sistemimizde çok kullanılır. 3.1.1.3. Elektrodinamik Röleler: Elektrodinamik rölenin genel yapısını, biri sabit diğeri hareketli iki elektromıknatıs oluşturur. İçinde akım geçen iki bobinden birisinin, diğer bobinin manyetik alanı içerisinde hareket etmesi prensibine göre çalışır.(Şekil-26) Sabit elektromıknatısı oluşturan bobin akımla, hareketli elektro mıknatısı oluşturan bobin ise gerilimle beslenir. 36 Şekil-26 Elektrodinamik rölelerin başlıca özelliklerini şöyle sıralayabiliriz : 1. Akım ve gerilim bobininden geçen akımın yönüne bağlı olarak dönen kısmın hareketli yönü değişir. Bu nedenle yönlü bir röledir. 2. Alternatif ve doğru akımla çalışırlar. 3. Çalışma zamanı yönünden Ani Çalışmalı’ dırlar. Sistemimize güç rölesi, yönlü güç rölesi, yönlü toprak rölesi ve yön elemanı olarak kullanılırlar. 3.2. Çalışma Zamanına Göre Röleler : Rölelerin ayarlandığı büyüklükte çalışması ani veya gecikmeli olabilir. Bu nedenle röleler çalışma zamanı yönünden iki kısma ayrılır. 1. Ani Çalışmalı Röleler 2. Zamanlı Çalışmalı Röleler 3.2.1. Ani Çalışmalı Röleler : 37 Ayarlandığı büyüklükte kontaklarını ani olarak açan ya da kapatan rölelere denir. Kısa devre akımlarında veya arızalı kısmın anında servis dışı bırakılmak istendiği durumlarda kullanılır. Ani çalışmalı rölelerde, hareketli parçanın hareket yeteneğiyle bir gecikme düşünülebilir. Ancak bu durum rölenin duyarlılığıyla ilgilidir. Kısaca, ani çalışmalı rölelerde bir zaman ayarı söz konusu değildir. Elektromanyetik ve elektrodinamik prensibe göre çalışan röleler ani çalışmalıdır. 3.2.2. Zamanlı Çalışmalı Röleler : Ayarlandığı çalışma büyüklüğünde kontaklarını gecikmeli olarak veya kapatan rölelere, zamanlı röleler denildiği gibi, Gecikmeli Röleler de denir. Sistemimizde oluşan arızalar çoğunlukla geçicidir. Bu durumda arızalı kısmın anında servis dışı bırakılması istenmez. Bu nedenle zamanlı röleler kullanılır. Ayrıca artçı koruma elemanı olarak kullanılan bir rölenin, belli zaman gecikmesi sonunda işlev yapması gerekir. Bu nedenle de çalışmalı röleler kullanılır. Zamanlı çalışmalı röleler iki kısma ayrılır. 1. Sabit Zamanlı Röleler 2. Ters Zamanlı Röleler 3.3. Çalışma Büyüklüğüne Göre Röleler : 38 Röleler, beslendiği çalışma büyüklüğünün adını alır. Örneğin, akımla besleniyorsa Akım Rölesi, gerilimle besleniyorsa Gerilim Rölesi, güçle besleniyorsa Güç Rölesi diye isimlendirilir.(şekil-27) 3.4. Bağlandığı Devreye Göre Röleler. Röleler bağlandığı deveye göre iki kısma ayrılır : 1. Primer Röleler : Devreye doğrudan bağlanırlar. 2. Sekonder Röleler : Ölçü trafolarının sekonder devrelerine bağlanırlar. 2. HMI / SCADA SİSTEMLERİ Enerji dağıtım sistemlerinde koruma, ölçme / izleme ve uzaktan kumanda birbirinden bağımsız işlevler olarak görüle gelmiştir. Güç sistemlerindeki büyüklükler ve karışıklıklar, kontrol ve izleme sistemlerinin teknolojisini de değiştirmiştir. Bugün; eskisi gibi çok sayıda yetişmiş personeller istenen basit analog kontrollü enerji istasyonları ve güç değiştirme sistemlerinin, yerini modern bilgisayar tabanlı, ağdan denetimi yapılabilen enerji yönetimi sistemleri almıştır. Entegre bir veri tabanlı gözetleme ve kontrol sistemi (SCADA) ile tesislerin tamamı izlenebilir, kontrol edilebilir, meydana gelebilecek arızalar kontrol odasından tespit edilip gerekli düzeltmeler yapılabilir. Güç sistemleri ile çalışırken; gerek büyük gerekse küçük sistemlerde; sistemi izleme ve kontrol gerekliliği ile karşılaşırız. Bu basit gereklilik sistemi kontrol için ölçme ve izleme cihazlarına ihtiyacı olduğunu ortaya çıkarır. Bu cihazları kullanarak sorumlu olduğumuz sistemin ve işin izlenebilirlik ve kontrol edilebilirliğini sağlarız. 39 Bir üretim sisteminde birçok eleman ve buna ait kontroller bulunduğunda bu kontrolleri izlemede grup lama ve bunların tümü bir kontrol panelinden izleme ihtiyacı kaçınılmazdır. Bu durumda operatör işin sürekliliğini görsel olarak bir veya birkaç merkezden kontrol edebilecektir. Çok büyük sistemlerde, işin iyi bir şekilde takip edilmesini sağlamak kontrol açısından çok önemlidir. Bu yüzdendir ki bu tür sistemlerde kumanda odaları veya kumanda merkezleri inşa edilir. Bu merkezlerde işin sürekliliğini izleme ve kontrol için müdahale bölümleri bulunmaktadır. Güvenlik açısından bu merkezlerin üretim yapılan yerden uzakta inşa edilmesi önemlidir. Klasik kumanda sistemleri de sistemin bir model tahtası (Mimic Board) ve bunların kontrol edildiği kontrol masaları vardır. Bu model tahtasının üzerinde bir çok ölçüt cihazı, için durumunu gösteren cihazlar, voltajlar, yük akışları ve kesici üniteler vardır. Bu model tahtaları sisteme özgü büyük bir işçilik ve dikkat isteyerek dizayn edilmişlerdir. Sistemde değişiklik yapmak çok zordur. Özel oldukları için verimleri tamamen dizayn esnasındaki mühendisliğe bağlıdır. Çok iyi dizayn edilenleri bulunabildiği gibi çok kötü dizayn edilenleri de vardır. Her sistem değişikliğinde çoğunlukla yeniden dizayn edilmeleri gerekir. 1960'ların sonunda bilgisayarların ucuzlaması ve yaygınlaşması ile birlikte ilk kez kontrol merkezlerinde kullanımı da görülmeye başlanmıştır. Bu projelerde bilgisayarlar sinyal işleme, görsel görüntüleme üniteleri ( Visual Display Ünit) görevleri ile klasik kumanda sistemlerinin yerlerini yavaş yavaş devralmaya başlamışlardır. Bu ilk sistemler genelde izleme amaçlı kullanılmışlardır. Elektrik enerji üretiminde ilk olarak bu sistemin bir adım ilerisine gidilerek denetim ve kontrol amaçlı olan sistemler kullanılmaya başlanmıştır. Elektrik üretiminde elektriğin üretim, iletim, dağıtım ve tüketim aşamalarında izleme yanında kontrol amaçlı kullanıma da ilk kez bu yıllarda başlanmıştır. Günümüzde ise gerçek - zaman anında etkileşimli bilgisayar kontrolleri ile, farklı karmaşıklıkta renkli görsel görüntüleme üniteleri ve klavye fare kontrollü, insan-makine kontrollü, bilgisayar ağı üzerinden denetlenen modern sistemler kullanılmaktadır. 2.1 Güç sistemlerinde Kontrol Gerekliliği 40 Bir güç üretim sisteminin tasarımında yer alan elemanlar ve durumların kontrol etmemiz gereken elemanlar ve durumların aslını teşkil etmesi gerekir. Bu nedenle ne tür durumları ve elemanları kontrol etmemiz gerektiğini yüzeysel inceleyelim. Üretim sistemlerinde ana ihtiyaç güç olduğundan güç sistemlerinde verimliliğe ihtiyaç vardır. Bu verimlilikte süreklilik çok önemlidir. Bu verimliliğin kriterleri kalite, güç ve ekonomikliktir. Zaman – maliyet - müşteri memnuniyeti ölçüsünün uygun formlarda olması bir işletmenin temel stratejisini oluşturmaktadır. Dağıtılan elektrikte; kalitenin tanımı; istenen seviyede voltaj (seviye değiştirilebilir tipli olmalıdır) ve frekanstır. Güvenliğin tanımı birçok kriterlere bağlı olduğu için tanımlanması güçtür. Ana hatları ile cihazların korunması için gerekli olan şartlar, güç sistem ayarlarının istediği şartlar, ağ işletim sistemimin isteği şartlar sağlanmalı bunun yanında bozucu, rahatsız edici etkiler kontrol edilebilir sınırlar altında tutulabilmelidir. Sistemin kurulumundaki cihaz yatırım ve işletilmesi için harcanacak işletme gideri ekonomiklik unsurları oluşturur. Belirtilen şartların ideal olarak sağlandığı sistemlerden bahsetmek yerine bu şartların sağlandığı optimal sistemler üzerinde durmak daha gerçekçi olmaktadır. Güç üretim sistemlerinin işletilmesinde tek bir modelden bahsedilmez. Çünkü bir sistemin kendine özgü üretim, iletim, dağıtım ve tüketim karakteristikleri vardır. Güç sistemlerinin işletilmesinde dört ana moddan bahsedebiliriz; • Normal çalışma modu • Alarm modu • Bakım / onarım modu • Acil durum modu Normal modu; İşletmenin planlanan şekilde sorunsuz çalıştığı durumdur. İstenen çalışma aralığı bu modda çalışmanın mümkün olduğunca fazla olmasıdır. Alarm modu; Sistemde limit değerlerin aştığı anın saptandığı durumdur. 41 Bakım onarım modu; Sistemin periyodik bakım ve kontrollerinin yapıldığı moddur. Acil durum modu; Sistemin işleyişinde kontrolü kaybettiğimiz moddur. Bütün bu durumlarda amaç sistemi mümkün olan en kısa sürede normal modda çalışmaya döndürmektir. Bilgisayarlı kontrol merkezi normal işletme modunda güvenli ve aynı zamanda ekonomik olmalıdır. Alarm durumunda güvenlik daha önemlidir. Alarm kontrollerinde önemli olan devreyi parçalara ayırabilmektir. Bakım / Onarım modunda da yine önemli olan sistemi ekonomik ve güvenli bir şekilde ve mümkün olabildiğince kısa bir sürede normal işletme moduna geçirebilmektir. Acil işletme modunda tasarımda dikkate alınması gereken kriter kesinlikle güvenliktir. Temel olarak SCADA güç sisteminin genel görünümünü verebilmeli ve işletim modu normal mod olmalıdır. Normal moddan çıkması durumunda veriler anında otomatik olarak fark edilmeli ve operatörlere bildirilmelidir. İleri SCADA uygulamalarında gelişmiş güç kontrol elemanları ve ağ işletimi mevcuttur. Bu sistemler ekonomiklik faktörünü de hesaplayarak çalışırlar ve kayıpları, para durumunu da izler ve kontrol ederler. Bu sistemlerde bozucu etkiler bildirilmekle birlikte bunların kayıtları da tutulur. Veriler back-up ünitelerine düzenli olarak depolanır. Daha sonra bu bozucu etkiler kronolojik ve kategoriye göre gruplandırılmış raporlar halinde bastırılır, incelenir. Bu etkilerden sık tekrar edenleri incelenip buna göre etkileri giderici önlemler alınabilir. Bunun yanında bilgisayardan bilgisayara ağ mantığıyla raporlar diğer terminallerden de incelenebilir. 3. SCADA'NIN ORTA GERİLİME UYGULANMASI 3.1 Giriş Dünyada son yıllarda bilgisayar ve iletişim teknolojilerinde hızlı gelişmeler değişik alanlarda otomasyon uygulamalarını doğurmuştur. Bu gelişmeler elektrik dağıtım sistemlerinde de otomasyonu gündeme getirmiştir. Dağıtım sistemlerinde otomasyonun amacı; sistem güvenilirliğini ve verimini arttırarak sürekli işlerlik kazandırmak, geriye dönük analizler yapmayı sağlayacak istatistiki bilgileri toplayarak yeni gelişmeler ve önlemler için sistemi kontrol altında tutmaktır. 42 Elektrik dağıtım sistemlerinde otomasyonun uygulamaya konması, mevcut sistemin şartlarına ve ekonomik olarak yatırım ve işletme maliyeti analizlerine bağlıdır. Optimum değerlendirmelerle sistemin kurulması ve hayata geçirilmesi ile ekonomik ve sosyal olarak birçok yarar sağlanacaktır. İnsan hatalarının önlenmesi, insan emniyetinin artması, kaçakların önlenmesi, servis hizmetlerinin daha kaliteli ve rahat yapılabilmesi, tüketici şikayetlerinin azalması, elektrik satışından sorumlu kurumun itibar kazanması gibi kazançlar sayılabilir... Türkiye'de bu konu üzerine altyapı çalışmaları geçen yıllarda başlatılmış olup, 34,5kV altyapısı ile sınırlıdır. Mevcut sistem üzerinde otomasyon sistemi için altyapı çalışmaları yapılmamaktadır. Günümüzde otomasyon sisteminin ülkemizde uygulamaya geçirilememesinin temel nedeni olarak zamanında gerekli yatırımların yapılmamış olması ve mevcut sistemdeki yapının karışık olmasının yanında otomasyon altyapısının olmamasıdır. Bütün bu değerlendirmeler salt olarak teknik açıdan olup ekonomik ve siyasal sorunlar ile ilgili nedenlerden dolayı gelişmelerin hayata geçirilememesi de gözönünde ayrıca bulunmalıdır. 3.2 SCADA'nın Tanımı SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition kelimelerinin ilk harflerinden oluşmuştur. Türkçe karşılığı "Danışmalı Kontrol ve Veri Kontrol Sistemi" veya "Denetimli Kontrol ve Veri Toplama Sistemi" olarak çevrilebilir. SCADA sistemi, geniş bir alana yayılmış cihazların bir merkezden bilgisayar aracılığı ile denetlenmesini, izlenmesini, hazırlanmış yazılımlarla işletilmesini ve geçmişe dönük bilgilerin toplanarak analiz edilmesini sağlayan sistemlerdir. SCADA yazılım paketlen endüstriyel tesislerde genellikle tesis kontrolünü sağlayan, bilgisayar denetimi yapmakla beraber, çeşitli özel hat ve bağlantı protokolleri ile sistemin çok uzak noktalardan kontrolünü sağlamada büyük kolaylıklar sunmaktadır (Pekiner, 1999). SCADA temel olarak üç ana birimden oluşur: Uzak Uç Birim (Remote Terminal Unit (RTU) Veri toplama ve kontrol uç birimlerini oluşturan yerel sistemler 43 İletişim sistemi Kontrol Merkezi Sistemi (Ana Kontrol Merkezi AKM-Master Terminal Unit MTU) Dünyanın IT (Information Technology)'leri ile bir köy haline geldiği asrımızda sistem ve ünitelerin uzak noktalardan kontrol edilmesi ve bilgilerin saklanması çok kolay hale gelmekte ve insanlığı kaçınılmaz olarak bu teknolojilerden istifadeye itmektedir. SCADA da Elektrik Dağıtım Sistemleri'nde ülkemizde hayata geçirilmeyi bekleyen önemli gelişmeler arasında yerini bugünkü şartlarda korumaktadır. İletim şebekesi SCADA sisteminde Türkiye çapında 60 civarında merkezi yer almaktadır. Buna karşılık yalnızca Ankara'da yaklaşık 60 indirici veya dağıtıcı merkez. 700 fider ve 2500 dağıtım trafosu bulunmaktadır. Görüldüğü gibi bir dağıtım sisteminin tamamının otomasyon kapsamına alınması hem çok pahalı, hem çok güç, hem de çok zaman gerektiren bir süreçtir. Bu nedenle dünyadaki uygulamalarda, dağıtım otomasyonu bir dağıtım sisteminin neresine, hangi otomasyon işlevlerinin uygulanacağına saptamak amacıyla ciddi mühendislik ve maliyet/yarar analizleri yapılmaktadır. Dolayısıyla, herhangi bir şehre bir SCADA kurup iletmeye almak ciddi bir sorumluluktur. Çünkü, ancak elektrik şebekesinin sahibi ihtiyaçları belirler, mühendislik ve maliyet/yarar analizleri sonucu belli alanlarda, belli otomasyon işlevleri, kabiliyetleri ve gerçekleştirilmesi 44 çalışmayı yapabilmek için çok sayıdaki otomasyon işlevleri, kabiliyetleri ve gerçekleştirilmesi için gerekli teçhizat üzerine geniş bilgi sahibi olmak gerekir. Doğal olarak üretici firmalar, yalnızca elektrik işletmesine belirlenip talep edilen uygulamaları çözmek amacıyla bazı otomasyon işlevlerini gerçekleştirebilecek sistemler sağlamada uzmandır; dağıtım şebekesi, sorunları ihtiyaçları ve otomasyon fizibilitesi konusunda değil otomasyon işlevleri, kapsamı ve teçhizat tipi tamamen ihtiyaç sahibinin belirleyeceği konulardır. Ayrıca modüler bir biçimde büyüyecek olan otomasyon uygulamalarında en önemli sorun, yeni ilavelerin mevcut otomasyon sistemine entegre olmasıdır. Bilgisayarların, veri iletişiminin ve çok çeşitli elektronik teçhizatın yer aldığı dağıtım otomasyon sistemlerinde, dünya standartlarıyla ve diğer sistemleriyle uyum, modüler gelişme yeteneği, işletme kolaylığı gibi şartname kriterlerini saptamak, tecrübe uzmanlık ve yolun ekip çalışması gerektirir. Bugün firmaya bağımlılık ve entegrasyon sorunları nedeniyle kuruma çok pahalıya mal olacaktır. Ülkemizde daha önce TÜBİTAK ile TEDAŞ bünyesinde dağıtım otomasyonu uygulamaları üzerinde incelemelerle ve hazırlık fizibilite çalışmalarına başlamaktır. TÜBİTAK ve TEDAŞ ortaklaşa hazırlanan Master Projede, mevcut durumun iyileştirilmesinde sistemimize uygulanabilecek en önemli ve öncelikli otomasyon işlevinin arıza noktasının hızlı tespiti, izole edilmesi ve tekrar enerjilendirilmesinin süratle yapılabilmesi olarak görüldüğünden, bu konu öncelikle ele alınmış bulunmaktadır (Tubitak-Bilten, 1997). Yukarıda anlatılan nedenlerle doğru otomasyon uygulamaları, ancak söz konusu şebekenin en azından kısa ve orta vadede ne şekilde gelişeceğini bilmekle mümkündür. Bu otomasyonsuz gelişim senaryosu, otomasyon seçenekleri ile yeniden değerlendirilir. Belli otomasyon yatırımları sonucu şebeke yapılması düşünülen bazı elektriksel teçhizat yatırımları ertelenebilir, parasal fayda, söz konusu otomasyona gereken yatırımdan fazla ise master plan otomasyonlu gelişim ile revize edilir. TÜBİTAK-BÜLTEN' de İstanbul Avrupa Yakası Elektrik Dağıtım Sistemi Master Projesi kapsamında yapılan çalışmalarda OG dağıtım sistemi gelişim kriterleri ve bunlara bağlı olarak fider otomasyonu sistemi hazırlanmaktadır. Bu çalışmalar kapsamında hazırlanan proje TEDAŞ' ça onaylanması ve bu kriterlerin diğer büyük şehirlerimizde de uygulamasına karar verilmiştir (Tubitak-Bilten, 1997). 3.7.1 Trafo Merkezi 45 Trafo merkezinde çalışan bir RTU (Remote Terminal Unit-Uzak Uç Birim) aracılığı ile verilerin toplandığı, kumanda verildiği bir veri işleme ve denetim sistemidir. Trafo merkezinde yer alan kesici, ayırıcı, tekrar kapayıcı, kademe değiştirici, kapasitör bankı ve röle durum bilgileri ile bara gerilimi, fider ve trafo aktif reaktif güçleri, fider akımları, trafo sıcaklığı gibi ölçüm değerleri, dağıtım yöntem merkezince gözlenir. Fider boyunca yer alan arıza algılayıcılar ve ayırıcıların durumları da gözleme kapsamında olabilir. Bu veriler değerlendirilerek trafo merkezindeki kesici, ayırıcı, tekrar kapayıcı, kademe değiştirici, kapasitör bankları ve röle ayarlarına, fiderlerdeki ayırıcılara SCADA merkezinden kumanda edilir. SCADA merkezi işlevleri arasında olay dizisi kaydı, enerji ve fider verileri toplanması, periyodik veri saklama ve raporlama da yer alır. Buradan da anlaşılacağı gibi SCADA ayrı bir otomasyon katmanı olmaktan çok, bazı işlevlerin yerel otomasyonla değil de bir merkezden ve genellikle manuel uzaktan kumanda ile gerçekleştirildiği geleneksel ve merkezi bir sistemdir. Koşullara göre zaten mevcut olan bir SCADA sistemi yerni otomasyon işlevlerine entegre edilebilir. Bu durumda bir otomasyon katmanı olarak düşünülebilir. 3.2.2 Trafo Merkezi Otomasyonu Trafo merkezi otomasyon katmanı, aynı merkezden toplanan bilgilere dayanarak oradaki teçhizatı denetleyen işlevleri kapsar. Bunlar arasında otomatik bara ayırma yoluyla yeniden enerjilendirme ve bara gerilimi denetimi, otomatik kapama vb. gibi işlemleri vardır. 3.2.3 Fider Otomasyonu Fiderde arıza yeri saptama, enerjilenen kısımların izole edilmesi, yeniden enerjilendirme, fider anahtarlaması, trafo merkezi reaktif güç denetimi ve indirici merkez trafo yükü dengeleme ve otomatik tekrar kapama işlevleri fider otomasyonu kapsamına girer. Türkiye'de dağıtım otomasyonu 34,5kV düzeyinde yapılması düşünülmüş olup gerekli iletişim ortamı, dağıtım trafo merkezleri arasında, 34,5kV güç kablolarının yanında yerleştirilecek 4 fiberli multi mode (62.5 mikron) fiber optik kablolar ile sağlanması için altyapı çalışmaları başlatılmıştır. Bu fiber optik kablolar 1 inç çapında yüksek yoğunluklu 46 polietilen (HDPE) tüp içerisine döşenecektir. 154/34.5kV ana indirici merkezler arasında ise, bilgisayarlar için bir iletişim ağı oluşturma amacı ile, 4 veya 6 fiberli single-mode optik kablolar kullanılacaktır. Fider otomasyonu sistemi dağıtım sisteminin yapısı gereği hiyerarşik bir yapıda olacaktır. Bu nedenle dağıtım şebekesi, mevcut İşletme ve Bakım Müdürlüklerinin sorumluluk alanları ve corafi koşullar gözönüne alınarak değişik bölgelere ayrılacaktır. Bu bölgelerin herbirinde, tercihen bir 154/34.5kV'luk merkeze kurulacak olan Bölge Kontrol Merkezi (BKM) bulunacaktır. BKM'ler bölgedeki indirici merkezler ve fiderler hakkındaki bilgilerin (röle, anahtarlama elemanları durum bilgilen, vs.) toplandığı, gözlendiği, uzaktan kumanda (açma, kapama, kurma), arıza algılama ve izolasyon işlevlerinin yapılabildiği bir istasyon konumunda olacaktır. Bu bilgiler BKM’ de operatörlere bir kullanıcı arabirim yazılımı ile sunulacaktır. Fider Otomasyonu sistemi, dolayısıyla dağıtım SCADA sisteminin alt yapısını da oluşturacak ve ileride kolaylıkla indirici merkezlerden gerilim, akım, güç için kademe gibi analog bilgileri de toplayabilecek yapıda tasarlanacaktır. 3.2.4 Müşteri Bağlantısı Otomasyona Bu otomasyon kapsamında yük denetimi, otomatik sayaç okuma ve programlama uzaktan servis bağlama veya kapama ve yük izleme işlevleri bulunur. Bunlar sekonder işlevler olarak da adlandırılır. 3.2.5 Coğrafi Bilgi Sistemi (GIS) Otomatik Haritalama / Tesis Yöntemi (AM/FM) olarak da bilinen bu sistem dağıtım operatörlerince kullanılan paftaların yerini alır. GIS, harita kütüklerinin transferi ile dağıtım yönetim sistemine entegre edilebilir. Bu yolla dinamik SCADA noktaları haritalar üzerinde izlenir. Kağıt paftaların yerine ekranda görüntülenen haritaların geçmesinin yanısıra, GIS ile entegrasyon, operatör ile arıza ihbar sistemi (CMS) arasında etkin bir bağlantı sağlayabilir. Gözlenmekte olan salt malzemelerin (kesici, ayırıcı, sigorta, vs.) konum bilgilerinin otomatik transferi ve anahtarlama elemanlarının konumlarının operatörce manuel olarak girilmesi yoluyla, arıza ihbar sistemi, müşterileri arıza hakkında bilgilendirirken en güncel verileri kullanma imkanına kavuşur. GIS veritabanı aynı zamanda, dağıtım sistemi analiz işlevlerini destekleyecek dağıtım sistemi modeli olarak da kullanılabilir. 47 3.2.6 Müşteri Bilgi Sistemi (CIS) Bu sistemin ana işlevi işletmenin müşteri hesaplarının daha kolay izlenmesini sağlamaktır. CIS modellemesi arıza ihbarlarının en olası arıza noktası ile ilişkilendirilmesinde kullanılır. Sonra operatör bir arıza notu alır ve ekibini şüphe edilen cihazın olduğu yere gönderir. Bu tür arıza analizindeki güçlük CIS' deki dağıtım sistemi modelinin genellikle tam ve güncel olmamasından kaynaklanır. DMS (Distribution Management System - Dağıtım Yönetim Sistemi) bu soruna en uygun çözümü getirir. Operatörün asıl işletme aracı olan DMS, gerçek zamanlı dağıtım modelini tutar. CIS, GIS haritaları üzerinde görüntülenmesi ve arıza ihbar analizi için müşteri ihbar kayıtlarını DMS'ya gönderir. Gözlenen fider teçhizatı bilgisini de kullanarak, DMS arızaları daha doğru ve hızlı teşhis eder. Buna ek olarak saha ekiplerinin teşhisi doğrulaması üzerine DMS, CIS'e etkilenen müşteri listesini ve diğer gerekli bilgileri verebilir. Böylelikle işletmeciler müşteriye arızanın boyutu ve süresi hakkında daha sağlıklı bilgi verebilirler. 3.3 3.3.1 SCADA Sistemi Temel Birimleri Ana Kontrol Merkezi (Master Terminal Unit) Kontrol Merkezi geniş bir alana yayılmış tesislerin bilgisayar esaslı bir yapı ile uzaktan kontrol edildiği ve izlendiği yer olarak tanımlanır. Kontrol Merkezleri genelde SCADA sistemlerinin yada kontrol edilecek tesislerin merkezi bir noktasına kurulur. Kontrol Merkezi, sistem güvenliğinden sorumludur. Yetki verilmeksizin açma ve kapama işlemi yapılmaz. Buna göre Kontrol Merkezi; bakım için gerekli birimlerin devreden çıkarılması, işletme modelinde değişiklikler yapmak, dağıtım sisteminde arıza durumunda ortaya çıkan sorunların çözümü için gereken bütün açma-kapama işlemlerine müsaade eder ve bunları denetler. Kontrol Merkezi, yüklerin izlenmesinden sorumludur ve bunların kabul edilebilir sınırlar içerisinde kalması için, ya uygun otomatik cihazları devreye almak suretiyle yada işletme programını değiştirmek suretiyle önlemleri almak zorundadır. 48 Kontrol Merkezi'nde özellikle tüketim miktarları, dağıtım donanımının kullanım sayıları ve arızalar hakkında istatistiksel veriler tutulması çok önemlidir. İstatistiklerin yapılması; nicelik ve nitelik bakımından verilerin toplanmasını, ileride kullanılmak üzere bu verilerin kayıtlara geçirilmesini, planlama ve bilgisayar donanımının gereksinimlerine uyarlanmış hesaplama yöntemlerini kullanmayı gerektirmektedir. SCADA sisteminde geniş bir alana yayılmış RTU' ların koordineli çalışması, RTU' lardan gelen bilgilerin yorumlanması, kullanıcılara sunulması, ayrıca kullanıcıların istekleri RTU'lara iletilerek merkezi kumandanın sağlanması işlevlerini SCADA sisteminde Ana Kontrol Merkezi yerine getirir. Merkezi Bilgisayar; RTU'Iardan periyodik olarak gelen verilen, sistem üzerinden alınan ikazları, istenilen bilgileri düzenli olarak saklar. Merkezi yazılım bu bilgileri değerlendirerek kontrol eder. SCADA sistemlerinde merkezi bilgisayar vasıtası ile RTU' lardan ve sistemin diğer elemanlarından toplanan bilgiler gerek duyulan hallerde her türlü raporlar çıktı olarak kullanıcının istemine sunulur. Merkezi sistemde denetlenen sistemin akış diyagramının ekran üzerinde görüntülenmesi sağlanır. Dolayısıyla operatör tüm sistemi ekran üzerinde gözlemleyerek sistem takibi yapılabilir. Sistemin çalışması açısından RTU' lardan gelen, alarm ve arıza uyarıları çok önemli olduğundan merkezi yazılım bu durumları görsel ve sesli olarak operatöre bildirir. Merkezi Sistem birimi; yöneticilerin işletme operatörlerini, bakım elemanlarını ve tüm işletim sistemini gerçek zamanlı görsel olarak izleyebildikleri fiziksel çevredir. Kontrol Merkezi'nde merkezi bilgisayardan başka bulunan kullanıcı ara birimleri aşağıdaki gibi sıralanabilir; 1. Bilgisayar terminalleri: Bir çok kullanıcıya çalışma imkanı veren bu terminaller operatörlerin sistemi takip edebilmelerini sağlar. Sistemin kontrolü için gerekli bilgilerin girilmesi veya değiştirilmesi mümkün olabilmektedir. 2. Bilgisayar Ekranları: Ekranlar ile dinamik işletme noktasının (kesici, ayırıcı, motor, vana, ölçü noktası..) sürekli gözlenmesi sağlanır. 3. Yazıcılar: İşletmeye ve sisteme ait tüm durum ve arıza hallerini raporlama imkanı sağlar. 49 Kontrol Merkezi'nde isteğe bağlı olarak sistemin büyüklüğüne göre ekran projeksiyon sistemi kullanılabilir. Sistem veri işleme sistemine bağlı bir kullanıcı ara birimi ile kumanda edilir. Kontrol edilen geniş bir coğrafi sistemin genel görünüşünü kullanıcılara sağlar. Bunların dışında Kontrol Merkezi'nde bilgisayar ve çevre donanımlarına kesintisiz enerji sağlamak amacıyla AC ve DC güç kaynağı bulunmalıdır. 3.1.1 Dağıtım Tesislerinde Kontrol Merkezi Fonksiyonları Dağıtım Tesisi Kontrol Merkezi; analiz aşamasından transformatör merkezlerine veya bakım ekiplerine iletilen açma-kapama kararlarına kadar dağıtım sisteminin yönlendirilmesini sağlamaktadır. Kontrol Merkezi, kısmi bir kesintiden sonra dağıtım sisteminin kısa sürede yeniden işletmeye alınmasına uygun olmalıdır: 1. Önleyici bakım analizlerinden faydalanarak dağıtım şebekesinin bakım programları hazırlanır. 2. İşletme stratejileri geliştirir ve bunun sonucuna göre koruyucu cihazlar uygulanır. Stratejiler dağıtım sisteminin sistematik bir analizinden geçirilerek belirlenir. 3. Bakım ve işletme programında en son yapılan düzeltmeler kontrol merkezinin personeline verilir. Bunlar, donanımı hizmetten çıkarmak veya hizmete sokmak kararını vermek zorundadır ve bu kararları gerekli açma-kapama işlemlerini yapmak için trafo merkez birimlerine veya işletme personeline göndermek zorundadır. 4. Dağıtım tesisinin gözetimi ve kumandası için tam sorumluluk üstlenir, açma-kapama emirleri ve yetkisi, yük akışlarının izlenmesi, işletme arızalarının giderilmesi burada yapılır. 5. OG alt iletim sistemi arızalarının giderilmesi ve trafo merkezlerinin kumandası sadece kontrol merkezinden yapılır. 50 6. Besleyici arızaları normal olarak trafo merkez birimleri tarafından otomatik giderilebilir. Bazı durumlarda kontrol merkezlerinden giderilmektedir. 7. Kontrol Merkezi tüketim, yüklenme düzeyleri, donanım kullanımı ve arızalarla ilgili bütün temel istatistiklerin hazırlanmasını sağlar. 8. Tesis işletme ve arızaların analizini yapar ve bunların sonucunda işletme politika ve tekniklerin geliştirilmesini sağlar. 3.3.2 İletişim Sistemi İletişim, bir bölgeden başka bir bölgeye, karşılıklı olarak, veri veya haberin gönderilmesi işlemidir. Bu sistem temel olarak üç bileşenden oluşur: a. İletişim yolu ve ortamı b. Veri veya haberi iletişim ortamı üzerinden gönderebilmek için şekillendirilecek bir cihaz (MODEM) c. Alıcı uçta gönderilen veri veya haberin anlaşılması için ilk şekline çevrilecek bir cihaz (MODEM) gereklidir. SCADA sisteminde sistemin işlemesi için iletişim hayati öneme sahiptir. İletişim kanallarının veri elde edebilmesi ve kontrolündeki hızı önemli ölçüde SCADA sistemini etkilemektedir. Buna bağlı olarak Kontrol Merkezi'ndeki kullanıcı arabirimi ve uygulama yazılımları da etkilenir. Kontrol Merkezi'nde ve RTU’ larla ulaşılan önemli teknik gelişmelerin faydalı olabilmesi için, iletişiminde aynı oranda gelişim göstermesi gereklidir. Yoksa büyük hızda ve miktarlarda toplanan verilerin hızla iletilememesi halinde bir anlamı yoktur. SCADA sisteminin en yüksek başarı düzeyi ile uygulaması iletişim sistemine bağlıdır. İletişim sistemini oluşturmada blok yapı olarak belli etkenler vardır: 51 1. Sistemde kullanılacak RTU' ların sayısı 2. RTU' ya bağlı birimler ve bu birimlere ulaşım hızı 3. RTU' ların yerleşimi 4. Elde bulunan haberleşme kolaylıkları 5. Ulaşılabilecek haberleşme teknikleri ve araçları Bu etkenlere bağlı olarak MTU'lar ile RTU'lar arasındaki bağlantı çeşitli bağlantı şekillerinde olabilir. Bu göstergeler şematik olarak ve tekhat şemaları olarak bilgisayar ekranına aktarılıp izleme ve inceleme amacıyla kullanılabilir. İletişim için kullanılan iletişim ağlarında kısa mesafeli alanlar için kullanılan Yerel Ağlar (LAN), uzun mesafeli alanlar için kullanılan Geniş Alan Ağları (WAN) kullanılmaktadır. WAN ve LAN, scada kontrol sisteminde geniş bir alana yayılmış birden fazla operatör istasyonunun birbirine bağlanmasına ve işletmeye ait tüm verilerin transfer edilmesi için kullanılır. Günümüzde iletişim ağları, ISO (International Standart Organization) tarafından geliştirilen yedi katmanlı protokol (OSI-Open Systems Interconnection) standardına uyum sağlandırılmaya çalışılmaktadırlar. Bu katmanlar sırasıyla şunlardır: 1. Fiziksel katman (Physical Layer) : Hatasız bit iletişiminden sorumludur. 2. Veri bağlantı katmanı (Data Link Layer) :Veri bloklama hatasız bir şekilde bir üst seviyeye çıkarılmasını sağlar. 3. Ağ katmanı (Netvvork Layer) :Veri paketlerinin kaynaktan alıcıya doğru rota üzerinden gönderilmesini sağlar. 4. İletişim katmanı (Transport Layer) :Veri paketlerinin düzgün sırada bir üst katmana geçirilmesinden sorumludur. 52 5. Bağlantı katmanı (Session Layer) :Kullanıcılar arası bağlantının kurulmasından, kontrolü ve yönetiminden sorumludur. 6. Sunuş katmanı (Presentation Layer) :Verilerin standart uygulama yazılımı ile haberleşme ağı arasındaki birimdir. 7. Uygulama katmanı (Application Layer) :Kullanıcının uygulama yazılımı ile haberleşme ağı arasındaki birimdir. Bu model, protokoller arasındaki uyumluluğunu ve farklı ağlar arasındaki geçişi kolaylıkla sağlar. Bu yüzden birçok kullanıcı ISO/OSI modelini kullanmak istemektedir. Oldukça yaygın kullanılan TCP/IP (internet) protokolü OSI standartlarına uymamaktadır, fakat bir standart haline gelmiştir. ISO/OSI standartlarına uygun geliştirilmiş çeşitli protokoller mevcuttur. SCADA iletişiminde, iletişimi sağlayan çeşitli ara elemanlar vardır. 3.3.2.1 Enerji Taşıma Hatları (Power Line Carrier) Enerji hatlarını kullanan Power Line Carrier ayrı bir haberleşme ortamı gerektirmediğinden, tercih edilebilir bir yöntemdir. Power Line Carrier, gerilim hatları üzerinden haberleşmeyi sağlayan bir tekniktir. İşlem hızı, veri hatları yoğunluğu göz önüne alındığında düşük kalmaktadır. Ayrıca bu teknikte, hatlardaki gürültüler, hava değişiminden yada açılıp kapanan dağıtım elemanlarının durumlarından kaynaklanan empedans değişiklikleri iletişimi bozabilir. Bu yöntem veri hızının yetersiz olmasından sadece bazı özel amaçlar için kullanılır. 3.3.2.2 Kiralanmış Hatlar Otomatik aramalı ve kullanıcıya tahsis edilmiş kiralık hatlar olmak üzere telefon hatlarında iki yöntem kullanılır. Otomatik aramalı telefon hattında iletişim öncesi aramalarda hatlar dolu olabilir. Bu hatların bakım ve onarımları Türk Telekom tarafından yapıldığından giderilmesi uzun sürebilir. Bunun yanı sıra bazı yerlerde kiralık hat sayısını arttırmak mümkün olmayabilir. Bu hatlarda ilk yatırım masrafı düşük olmasına rağmen, kiralama ücretleri 53 fazladır. Ayrıca, telefon hatlarında orta gerilim hatlarına yaklaşımı endüktif kuplajdan dolayı gerilim endüklenmesi problemi vardır. Türk Telekom iki tip hat sağlayabilmektedir: 1. Kiralanmış Türk Telekom Hattı (Leased Line) : Bu hat için özel olarak ayrılmıştır. Her an kullanıma hazırdır. 2. Otomatik Aramalı Türk Telekom Hattı (Dial Up) : Haberleşme öncesinde telefon konuşmasında olduğu gibi arama yapmak gerekir. Bu hatta santraller meşgul olduğunda veri iletişimi yapılamaz. Avantajları; Çok sayıda kiralama imkanı Lisans, bina, kule vs gerektirmez. İlk yatırım maliyeti düşüktür. Dezavantajları; Haberleşme ortamının sorumluluğu PTT ile paylaşılmıştır. Arızaların onarılması uzun zaman alabilir. Zamanla işletme maliyetinde artışlar olabilir. 3.3.2.3 Radyo Haberleşmesi Radyolu sistemler, özellikler çok adresli sistemler ve spread-spectrum radyolar haberleşme için yeterli bir bant genişliği sunmanın yanı sıra dağıtım sistemindeki arızalardan etkilenmedikleri için güvenilir bir iletişim ortamı sağlar. Ancak radyo iletişiminde frekans lisansı zorunludur. Geniş bir alana yayılan dağıtım otomasyonu sistemi için farklı bölgelerde değişik frekans kullanmak ve bunun sonucunda özellikle İstanbul gibi büyük şehirlerde, çok miktarda frekans tahsisi olabilecek, bir kısım yerlerde ise frekans bulmak için büyük sorun olacaktır. Bunun yanı sıra antenlerin birbirlerini görmesi gereken bantlarda arazi ve binaların yapıların konumundan dolayı oluşan problemlerin giderilmesi için ek donanımlar gerekmekte 54 ve maliyeti arttırmaktadır. Geniş bir alana yayılmış olan dağıtım sistemlerinde RTU’ardan gelen bilgilerin toplanması için bu durum dezavantaj teşkil etmektedir. 3.3.2.4 Metalik Kablo Metalik kablo çok bilinen ve kullanılan bir tekniktir. İleri teknoloji gerektirmez. Ülkemizde de üretilmektedir. Metalik kablonun en büyük dezavantajı elektromağnetik ve elektrostatik etkileşime açık olmasıdır. Bu durum sinyalin elektriksel olarak iletilmesinden kaynaklanmaktadır. Gürültüden etkilenmeyi en aza indirmek için ekranlı, twisted pair tip kablolar kullanılabilir. Bu kabloların iyi topraklanması gerekir. Sadece başlarda topraklama yetmez, belli aralıklarla topraklanmalıdır. 3.3.2.5 Fiber Optik Kablo Elektrik işaretlerinin iletimi için 100 yıldan fazla bir süredir metalik kablolar kullanılmaktadır. Örneğin günümüzde tek bir eksenli (koaksiyel) kablodan 10800 telefon kanalı aynı arıda iletilebilmektedir. Bakır kabloların işaret iletimine çok uygun olmalarının yanı sıra sebep oldukları bazı maliyet artışları haberleşme dünyası yeni arayışlara zorlamıştır. Ayrıca elektromağnetik alanların metalik iletkenleri etkilemesi, metalik iletkenlerin çok ağır olması, dünya üzerindeki kaynakların hızla tükenmekte olması gibi başka nedenlerle yeni arayışları hızlandırmıştır. Metalik iletkenlerin bu olumsuz özelliklerinin karşısında optik fiberlerin belirli üstünlüklere sahip olması sebebiyle ilk olarak çok modlu fiberler kullanılmış, daha sonra gerekli geliştirmeler yapılarak tek modlu fiberler kullanılmaya başlanmıştır. Optik fiberler iletiminde bilgi iletimi için kızılaltı (infrared) dalgaboyları kullanılır. Optik fiber yalıtkan maddeden üretildiği için elektromağnetik alanlardan etkilenmez. Böylece aynı kablo içerisinde ayrı liflerde birbirlerini etkilemezler ve ideal dekuplaj ortamı sağlanır. Diğer bir önemli üstünlük ise alıcı ve verici arasında hiçbir elektriksel bağlantı olmamasıdır. Elektrik sinyali kendisini işleyecek olan (örneğin; genliği, frekansı veya sayısal sinyal iletimi söz konusu ise, sinyalin şeklini değiştirecek olan) devreye gelir. Bu devrenin çıkışından alınan elektrik sinyali optoelektronik çeviriciye verilir. Optoelektronik çeviriciler elektriksel uyarılara göre görülebilen veya görülmeyen ışık radyasyonunu reten yarı iletken devrelerdir. Optik iletim sistemlerinde özel olarak geliştirilen ışık saçan diyotlar (LED) ile yüksek dereceli 55 yan iletken (laser diyotlar) kullanılır. Bu malzeme ile akımdaki zamana bağlı değişmeler, ışık yoğunluğundaki değişimlere çevrilir. Işık yayıcı veya alıcılarıyla fiber kablonun bağlantısı değişik ek tipleriyle gerçekleştirilir. Kenar ve orta kızıl ötesi bölgeler, yani 800 ile 1800 nm dalgaboyları arası fiber optik haberleşme için kullanılmaktadır. Bütün bu üstünlükler hesaba katıldığı optik fiberler özellikle demiryolları gibi yüksek gerilimleri sistem ve hatları içeren ortamlarda, iletim kalitesinin çok önemli olduğu telekominikasyon işletmelerinde, hafif olmalarından dolayı büyük tonajlı gemilerde, bakır kablolardakinin tersine dışarıdan dinlenmesi neredeyse olanaksız olduğu için askeri haberleşme sistemlerinde kullanılmaktadır. Fiber optik iletişiminde elektrik sinyalleri ışığa dönüştürülerek fiber optik kablo üzerinden iletilir. Böylece veri iletişimi açısından, elektromağnetik girişimden, darbeden ve toprak problemlerinden etkilenmeyen, çok güvenilir bir ortam sağlanır. Geniş bir bant sağlandığından dolayı çok yüksek veri hızlarına çıkmak mümkündür. Ayrıca, fiber optik kabloda kısa devre durumları olmadığından yangın gibi problemlere yol açmaz. Bu iletişim yöntemi özel alıcı-vericilere, kablo uçlarında özel konnektörlere ve bu konnektörlerin takılması için eğitim görmüş personele ihtiyaç duyar. İlk yatırım masrafları fazla olmasına rağmen kullanım sırasında ek maliyet getirmediğinden, tercih edilebilir. Ayrıca bu yöntem sayesinde iletişim ortamının işletim, bakım ve onarım sorumluluğu herhangi bir kurum ile paylaşılmamaktadır. Yukarıda açıklanan nedenlerden dolayı SCADA sistemi iletişimi için fiber optik kablolar tercih edilebilir. Bu kabloların yerleştirilmesi, yeraltı güç kablolarının döşenmesi sırasında onlara paralel olarak yapılacağından, ayrıca bir kazı işlemi gerekmeyecek, böylece ilk yatırım maliyeti düşecektir. Fiber optik kablo maliyetleri ise güç kablolarının maliyetlerinin %1-2'si kadar olmaktadır. 3.3.3 Uzaktan Bilgi Toplama ve Denetleme Birimi Bir SCADA sisteminde RTU-Uzaktan Bilgi Toplama ve Denetleme Birimi; bulunduğu merkezin sistem değişkenlerine ilişkin bilgileri toplayan, depolayan gerektiğinde bu bilgileri kontrol merkezine belirli bir iletişim ortamı yolu ile gönderen, kontrol merkezinden gelen komutları uygulayan bir SCADA birimidir. SCADA sistemi içerisinde yerel ölçüm ve kumanda noktalan oluşturan RTU' lar birbirine bağlanabilen çeşitli cihazlara, kesicilere, ayırıcılara kumanda edebilir. Ölçülmesi gereken 56 akım, gerilim, aktif ve reaktif güç, güç faktörü gibi değerler Ölçülebilir. Ayrıca ayırıcı, kesici (Açık/Kapalı), durumlarını kontrol edebilme imkanı sağlar. RTU yardımı ile merkezi kumanda ve izlemeyi sağlamak için RTU' lar ölçüm sonuçlan ile cihazın çalışma durumlarını (Kesici açık, Ayırıcı kapalı vb.) merkeze ileterek merkezden gelen komutlar doğrultusunda bulunan (Kesici aç, Ayırıcı kapa) işlemlerini yapar. Böylece merkezi denetim birimlerinin başında bulunan sistem operatörünün tüm ölçüm sonuçlarını görmesini ve gerekli komutları göndererek sistemin denetlenmesini sağlar. Fakat RTU' nun görevi sadece ölçüm yapmak ve komut uygulamak değil, ölçüm sonuçlarının belirli sınırlar içerisinde olup olmadığım da denetleyerek aykırı yada alarm durumlarında merkeze bildirmektir. İlk zamanlarda SCADA sistemlerinde kullanılan RTU’ larda mikroişlemciler kullanılmıyordu, mikroişlemcisi olmayan RTU' lar sadece ölçüm yapar, bu ölçüm bilgilerini merkeze bildirerek merkezden gelen komutlar doğrultusunda işlem görürlerdi. Bu tip RTU' lar kullanılarak oluşturulan SCADA sistemlerinde birçok olumsuzluklar meydana gelmekteydi. Alarm durumlarında ve diğer bütün işlemlerin merkezi denetim sistemi üzerinden yapılmasından dolayı ortaya çıkan problemler şu şekilde sıralanabilir: a. Merkezin devre dışı kaldığı yada merkezle RTU' ların iletişiminin kesildiği durumlarda oluşacak sorunlarla müdahale edilmemekte ve sonuç olarak da sistemin işletimi aksamaktadır. b. Alarm durumlarında, merkezin alarm kararı verip RTU' ya komut göndermesi belli bir süre almaktadır. Bu da anında müdahale edilmesi gereken durumlarda sakıncalara yol açmaktadır. c. Mikroişlemcisi olmayan RTU' larda oluşturulan SCADA sisteminin çalışabilmesi için merkezin sürekli olarak RTU' lar ile iletişim halinde olması gerekmektedir. Ancak bu sayede merkez, denetlenen cihazlar hakkında bilgi sahibi olup istenilen işlemleri yerine getirebilir. Bu durumda çok yoğun iletişim trafiğinin yaşandığı SCADA sistemlerinde özel bir iletişim hattının bulunması gerekir. d. Mikroişlemcisi olmayan RTU' lar, kullanıcının özel gereksinimlerinin bulunduğu yada karmaşık kontrol algoritmalarının uygulandığı durumlarda yetersiz kalmaktadır. e. Tüm SCADA sisteminin yükü merkez bilgisayarı üzerinde olacağından çok hızlı, yüksek işlem gücü olan, pahalı bilgisayar kullanmak gerekmektedir. getirmektedir. 57 Bu da ekonomik yük Mikroişlemcili RTU' lar, tüm olumsuz yanları değerlendirerek alarm uyarıları üretebilir ve bu durumlarda ne yapılacağına anında kendileri karar vererek yerinde müdahale edebilir. Aynı zamanda mikroişlemcili RTU' lar kullanıcının özel isteklerini yerine getirebilecek şekilde programlanabilir. RTU' lar birbirleri arasındaki iletişimi sağlarken aynı zamanda merkezi birim tarafından sürekli gözetlenerek sistemin tümünün denetlenmesine izin verirler. Günümüzde RTU'lar mikroişlemcilerin her geçen gün değişmesi sayesinde esnek, çok fonksiyonlu, daha akıllı ve daha ekonomik hale gelmektedir. Temel fonksiyonları değişmemek kaydıyla RTU' lar gün geçtikçe artan kullanıcı isteklerine cevap verecek şekilde geliştirilmektedir. Birimin en önemli iki görevi; Bilgi toplamak ve depolamak Gerekli kumandaları gerçekleştirmek Bu iki görev RTU' nun değişmeyen temel özelliğidir. Bir RTU' nun kontrol fonksiyonları kısıtlı olabilir ancak yukarıdaki özelliklerden taviz verilemez. RTU' nun kullanıcılarına daha verimli hizmet etmeleri istendiğinde, bu fonksiyonlara zamanla bir yenisi daha eklenmiştir. Bu da tali merkez seviyesinde gösterimdir. RTU' nun yukarıdaki iki görevinin birleştirilmesi ile oluşturulan bir diğer görevi daha vardır. Bu da arıza yeri tespiti ve izolasyonu görevidir. 3.4 3.4.1 Lookout SCADA Yazılımı ve 34.5/0.4kV O.G Projesine Uygulanması Lookout Genel Kullanımı Bu yazılımın bilgisayar kurulumu için gereken konfigürasyon şu şekildedir: 386 yada daha üstü CPU' ya sahip PC En az 4Mb RAM Harddiskte en az 50Mb boş alan VGA Monitör Mouse ve dokunmatik ekran Microsoft Windows 3.1 yada daha üstü işletim sistemi 58 Lookout programını bilgisayara kurmak için; "Başlat" menüsünden "Çalıştır" komutu aktif hale getirilir. Çalıştır dialog kutusuna "d:\setup" yazılarak "Tamam"' butonuna basılır ve kurma işlemi başlatılır. Şekil 3.2 Lookout kumlumu ile ilgili pencereler Kurulum gerçekleştirildikten sonra bilgisayar tekrar başlatılır ve "Başlat'"dan "Programlar'' ve oradan da "National Instrument Lookout" kısmına geçilerek buradaki "Lookcat Evulation" çalıştırılır. Lookout açıldıktan sonra çalışma sayfaları üzerinde programla ilgili diyagramları "insert" edebileceğimiz "Control Panel'"i oluşturmamız gerekmektedir. Lookout pop-up menuden "New" seçeneği seçilerek yeni kontrol panelinin özelliklerini içeren bilgiler girilip yeni panel açılır. 59 Şekil 3.3 Lookout Control Paneli Dialog Kutusu Control paneli dialog kutusuna istenilen özellikler girilerek "OK" butonuna basılır ve yeni panel açılmış olur. Şekil 3.4 Yeni Control Paneli Control Paneli üzerine istenilen diagramları eklemek için "bmp" uzantılı dosyalar kullanılır. Bu nedenle grafik programlarında hazırlanan blok şemaları yada diyagramlar bu kontrol paneli üzerine eklenerek control paneline sistemin takibi için kolaylık sağlanır. Bundan sonra da panel üzerinde diyagramın üzerindeki kontrol-kumanda, açma-kapama veya ölçme işlemleri için gereken noktalara nesneler insert edilir. Bu kurulan nesnelerin data base’ine gerekli yazılım yazılarak sistem kontrolü sağlanır. 60 Şekil 3.5 Diyagram Eklenmiş Control Paneli Diyagram eklemek için pop-up meralden "insert" altındaki "Graphic.." seçilerek daha önceden başka grafik programlarımda hazırlanmış .bmp uzantılı şema yada diyagram dosyaları buradan seçilerek control paneli üzerine gelmesi sağlanır. Şekil 3.6 Nesne Dialog Kutusu 61 Şekil 3.7 Control Panele Nesne Yerleştirilmiş Durum 3.4.2 Lookout'da Pot Nesnesi Oluşturma Yukarıda anlatıldığı gibi lookout control paneli açıkken pop-up menüdeki "Object" seçeneği altındaki "Create" seçilir ve açılan pencerede "Control" klasörünün altındaki "Pot'"u seçtikten sonra potla ilgili özelliklerin girilebileceği dialog kutusu açılır. Şekil 3.8 Pot Dialog Kutusu 62 Pot dialog kutusuna gerekli özellikler girildikten sonra "OK" butonuna basılarak oluşturulacak potun görünüşü ile ilgili resim seçilir. Şekil 3.9 Pot Görünüm Dialog Kutusu Çıkan pot görünüm dialog kutusundan istenilen görüntü seçildikten sonra "OK" butonuna basılarak potun control panelinde görüntülenmesi sağlanır. Şekil 3.10 Pot'un Control Paneldeki Görünümü Ekran bu şekle getirildikten sonra Pot'un etrafındaki boyutlandırmak için kullanılan yerlerden tutularak Pot'un büyüklüğü boyutlandırılır. Bu işlemler yapıldıktan sonra görüntüyü "Edit Mode" seçeneğinden çıkarak normal halde görmek istenebilir. O zaman "Edit" pop-up menüsünden "Edit Mode" seçeneği seçilerek ekranın işlem bittikten sonraki normal hali görülebilir. 63 4.3 Sayısal İfade Oluşturma Şekil 3.11 Pot Expression Dialog Kutusu Pot oluşturulduktan sonra dijital olarak Pot'un yanında Pot ile oynandıktan sonra sayısal olarak ifadelerin görünmesi istenir. Bunun için lookout pop-up menüsünden "İnsert" seçeneği altındaki "Expression" seçilir. Buradaki "Tags" bölümünden oluşturduğumuz Potun adı neyse o seçilerek Pot'da yapılan değiştirmenin dijital olarak gösterilmesini sağlamak için bağlantı kurulmuş olur. Tags altındaki ilgili yer seçildikten sonra "Paste" basılarak üst tarafta görüntülenmesi sağlanır ve arkasından OK" butonuna basılır. Şekil 3.12 Sayısal İfadenin Görünüm Özellikleri Ekrana sayısal ifadenin görüntü özellikleri gelir ve buradan özellikler girildikten sonra "OK" butonuna basılarak Pot'un dijital gösterimi sağlanır. 64 Şekil 3.13 Pot ile Sayısal İfadenin Birlikte Görünümü 3.4.4 Anahtar Nesnesi Oluşturma Anahtarlama görevini üstlenecek olan kısım PLC’lerin veya RTU' ların kontrol çıkışlarını ayrık ünite çıkışlarına bağlamak amacıyla kullanılır. Anahtarlama amacıyla nesne oluşturmak için pop-up menüden "Object" seçilip oradan da "Create" seçilir. "Create'"in içerisindeki "Control" klasöründen "Switch" seçilir. Bundan sonra ekrana switch ile ilgili dialog kutusu gelir. Bu dialog kutusunda switch ile ilgili özellikler girilir. Açılan dialog penceresinde anahtarın "ON" durumunda verilmesi istenen uyarı komutunun girilebileceği alan ile "OFF" durumunda girilmesi istenen uyarı komutunun girilebileceği alan yer almaktadır. Bunların dışında fonksiyon database'inin girilebileceği "Remote" alanı mevcuttur. Şekil 3.14 Switch Dialog Kutusu "ON" ve "OFF" alanlarına gerekli uyanlar girildiğinde anahtarlama işlemi yaptırılırken uyarı mesajları alınabilir. 65 Şekil 3.15 Switch Uyarı Mesajları 3.4.5 Uyarı İçin Lojik İfade Oluşturma "İnsert" pop-up menüsünden "Expression" aktif hale getirilir. Hangi nesnenin durumu görüntülenmek isteniyorsa o nesne "Signals" bölümünden seçilir ve "Paste" komutu ile üst tarafta görüntülenir. "OK" butonuna basıldıktan sonra ekrana uyarı içi alternatif resimler gelir. Bu resimlerin içerisinden istenilen seçildikten sonra "OK" butonuna basılır ve uyarı görüntüsünün kontrol panelde görüntülenmesi sağlanmış olur. Uyarı görüntüsü lojik olarak çalışır. Herhangi bir nesnenin istenilen kritik değerlerinde veya açma-kapama durumunda uyarı görüntüsü renk değiştirerek görüntülü olarak PC de izleme yapan kişiyi uyarmak amacıyla kullanılır. Şekil 3.16 Expression Dialog Kutusu 66 Şekil 3.17 Uyarı Görünüm Dialog Kutusu 3.4.6 Sayıcı Oluşturma Lookout pop-up menü çubuğu üzerindeki "Object" seçeneğinden "Create" seçilir. "Control" klasöründen "Counter" seçilir ve "OK" düğmesine basılır. "Create Counter" dialog kutusuna başlık ve "Count" paremetreleri girilir ve "OK" düğmesine basılır. Bundan sonra pop-up menüden "İnsert" seçeneğinden "Expression" seçilerek ilgili sayacın adı seçilip "Paste" yapılır. "OK" düğmesine basıldıktan sonra ekrana sayaç ile ilgili görüntü özelliklerini içeren dialog kutusu gelir. Şekil 3.18 Sayaç Oluşturma Dialog Kutusu 67 3.4.7 Metin Etiketi Ekleme Lookout pop-up menudeki "İnsert" den "Text/Plate/İnsert" seçilir. Çıkan dialog kutusunda "Text" yazan alana yazılmak istenen metin yazılır ve görüntü ve punto ile ilgili paremetreler bu dialog kutusunda ilgili yerlerden ayarlanarak "OK" butonuna basılarak metin kontrol paneline eklenir. Şekil 3.19 Metin Ekleme Dialog Kutusu 3.4.8 Hipertrend Nesnesi Oluşturma Hipertrend girilen nesnelerin zamana bağlı olarak çalışmalarını gösteren sonsuz uzunluktaki bir grafiktir. Buton çubuğu kullanılarak şimdiki zamandan geçmişe yönelik bilgiler hakkında inceleme yapılabilir. Lookout pop-up menüden "Object" menüsünden "Create" seçilir. Çıkan "Select Object Class" dialog kutusundan "Display" klasörü altındaki "Hyper Trend" seçilerek hipertrend dialog 68 Şekil 3.20 Hyper Trend Dialog Kutusu kutusu görüntülenir. Buradaki dialog kutusuna trend genişliği dakika cinsinden girilir. "New Line Expression" satırına bağlantı kurulacak nesnenin adı girilir. Aynı dialog kutusu üzerindeki renk paletinden çizgi rengi belirlenir ve "OK" düğmesine basılır. Şekil 3.21 Hyper Trend Nesnesi Görünümü 69 3.4.9 Alarm Nesnesi Oluşturma İstenilen nesneler üzerinde istenilen değerlerde alarm üretmesi sağlamak amacıyla kullanılır. Lookout pop-up menüsünden "Object" menüsünden "Create" seçilir. "Select Object Class" dialog kutusundan "Logging" klasörü altından "Alarm" seçilir ve "OK" düğmesine basılır. Çıkan dialog kutusuna her dialog kutusunda olduğu gibi başlık yazılır. "Message" kısmına yönlendirici uyarı mesajı yazılır. "Condition" kısmına koşul yazılır ve "OK" tıklanır. Şekil 3.22 Alarm Oluşturma Dialog Kutusu Alarm özetini görmek için ekranın altındaki durura çubuğu üzerinde sağ tarafta bulunan alarm gösterge alanının üzerine tıklanır ve alarm gösterge penceresi açılır. Pencere üzerinde mouse'un sağ tuşuna tıklanarak "Acknowlage Selected" seçeneği tıklanarak alarmlar tek tek onaylanır. Eğer istenirse "Acknowlage All'' seçeneği kullanarak bütün alarmlar onaylanabilir. 70 4. SONUÇLAR VE ÖNERİLER IT ve Bilgisayar teknolojisindeki gelişmeler ve bilgisayar kullanımının yaygınlaşması, enerji dağıtım sistemlerinin güvenilir ve verimli olarak çalışmasını sağlamak amacıyla kurulan kontrol ve kumanda sistemlerinin bu sahaya uygulanması gerekliliğini gündeme getirmiştir. Günümüzde kontrol ve kumanda teknolojilerindeki gelişmiş bir yapı olan SCADA endüstri ve tesislerin her sahasına uygulanabilmektedir. SCADA sistemleri mikroişlemciler ve bilgisayar ağları yardımı ile kontrol ve kumanda yapması nedeniyle bu sahalardaki gelişmeler SCADA sistemininde uygulanabilirliğini ve önemini gün geçtikçe arttırmaktadır. Günümüzdeki bu gelişmelerin hızlı gerçekleşmesi ve kullanılan hammaddelerin ucuz olması, zaman içerisinde maliyetleri de piyasadaki üretici sayısının fazla olması nedeni ile düşürmüştür. Bu nedenle SCADA' nın kurulum maliyeti günümüzde çok düşmüştür. İşletme olarak uzun vadede verimliliği ve etkinliği arttırması sebebiyle kar sağlayan bir yapı arz etmektedir. SCADA sisteme ve birçok enerji tüketen makinaya harmonik yoluyla zarar veren enerjiyi kontrol etmede de kullanıldığından verimi ideale yaklaştırmaktadır. SCADA sistemleri, tesis ve sistemlerin tek bir merkezden kontrol edilmesi ve yönetilmesi olanağını sunmaktadır ki bu da değişik noktalardan gelen verilerin karmaşık bir şekilde çok elde toplanmasını önlemektedir. Bu sayede enerji kesintileri otomatik olarak gerekli noktaların sisteme müdahalesi olduğundan çok kısa süreli olmakta, normalde saatler süren enerji kesintisi bu sayede dakikalar almaktadır. Bununla birlikte her merkezde enerji kesintilerini kontrol etmek amacıyla üç vardiyalı eleman bulundurma ihtiyacı ortadan kalkmaktadır. Buraya kadar SCADA' nın faydaları ve uygulamadaki verimliliğinden bahsettik. Bunlara karşı SCADA' nın bugün için ülkemizde uygulanmasının olabilecek dezavantajları da mevcuttur. Bunlar ekonomik şartlar ve yetkililerin bu konuya gerekli önemi göstermemesinden kaynaklanıyor. Bütün bu şartlar değerlendirildiğinde, SCADA sistemlerinin ülkemizde öğrenilip hayata geçirilmesinde çok geç kalınmıştır. Bu sahada bilgisayar ortamında ülkemizin alt yapısı bilgileri hazırlanmamıştır. Örneğin; bilgisayar ortamına ülkemizin coğrafi yapısını istenilen şekilde girebilmiş değiliz. Bu nedenle bu sahadaki coğrafya, jeofizik, 71 elektrik, çevre planlaması, makine ile ilgili uğraşan birimlerin bilgisayar ortamında altyapıları araştırma imkanı olmamakta ve gerekli gelişmeleri bu bilgi üzerinde yerine getirememektedir. Örnek olarak; GIS (Geographic Information System) ile ilgili yazılımlarla coğrafi bilgiler bilgisayar ortamına girilmemiştir ve üniversitelerde verilen bu eğitimleri uygulama sahası şu an için yok denecek kadar azdır. Bugün için ülkemizde 154kV ve 380kV enerji dağıtım merkezlerinden yalnızca bilgi toplamak amacıyla SCADA sistemi 1980'li yılların ortasında kurulmuştur. OG elektrik dağıtım tesislerinde ise sınırlı fonksiyonlara sahip Kayseri uygulaması hariç başka bir uygulama yoktur. Proje aşamasında Ankara, Bursa, Eskişehir, Konya, Gaziantep, Erzincan SCADA uygulamaları mevcuttur. İstanbul'da da TÜBİTAK ve TED AŞ bünyesinde dağıtım otomasyonu üzerine fizibilite çalışmaları yapılmaya başlanmıştır. Bu kapsamda geçtiğimiz yıllarda alınan kararla İstanbul'da yeni kurulan bütün 34.5kV trafo postaları ve dağıtım merkezleri için OG fiderlerinin yanında fiber optik kablolar için yer ayrılması doğrultusunda altyapı yönetmeliği elektrik kurumu tarafından uygulamaya konmuştur. Hazırlanan projelerde fiber optik kablolar için yer ayrılması ile ilgili bilgiler ve katalog bilgileri de istenmiştir. Bu tür yapılanmalar geç kalınmakla birlikte uygulama sahasına konması görünene göre uzun s ireceğe benzemektedir. SCADA sistemi uygulamalarının hayata geçirilmesindeki ülkemiz problemlerinden en başta geleni bu konuda kalifiye elemanın çok fazla olmaması. Bu durum elektrik kurumlarının böyle bir yatırım yapmaları durumunda, SCADA ile uğraşan firmaların sürekli olarak danışmanlığına ihtiyaç duyması ve herhangi ek yatırımlarda ilgili firmalardan teknik destek almak zorunda kalması gerekmektedir ki bu kurum için ek maliyetleri gündeme getirmektedir. Bilinen klasik anlayıştan çıkarak bu tür yatırımlara destek vererek maliyet analizleri yapılması ile yeni yapılanma gerçekleştirilebilir. Şu an için bu durum ülkenin ekonomik ve siyasi istikrarına bağlı olarak ilerki yıllarda uygulama sahasına geçeceğe benziyor. Konu ile ilgili yapılması gereken; devlet yetkililerin yeni düzenlemelere giderek, konu ile ilgili araştırma yapan üniversitelerle yada enstitülerle kurumları birlikte hareket etmelerini sağlamaları gerekmektedir. Bu sayede istenilen bilgi ve donanıma sahip kalifiye elemanların yetişmesi sağlanacak ve maliyet olarak giderler azalacaktır. Bunun yanısıra da üniversitelerde uygulama sahasına geçen konu ile ilgili birimler bu konularda müfredatlarına yeni bilgiler 72 ekleyerek SCADA sistemleri için altyapı oluşturacaklardır. Böyle bir araştırmanın bir çok branş için gelecekte çalışma sahası açacağı muhakkaktır. Mesela; yukarıda bahsettiğimiz gibi GIS uygulamaları ülkemizde olmamakla birlikte bazı üniversitelerde teorik olarak okutulmakta ve yetişen elemanlar bu bilgileri uygulama sahası bulamadıklarından bu konuda geri kalmaktadırlar. Sonuç olarak; ülkemizde bu tür yatırımlarda geç kalınmıştır. Çeşitli üniversitelerimizde konu ile ilgili dersler verilmekle birlikte uygulama sahası olmadığından bilgiler kısır kalmaktadır. Enerji dağıtım sistemlerinin SCADA uygulamaları devlet, üniversiteler ve ilgili kurumlar arasındaki yapılacak görüş birliği ve hazırlanacak mevzuatlarla bir an önce hayata geçirilmeyi beklemektedir. Bilgisayar ve mikroişlemci teknolojisinin gelişmesiyle, bunlara ek olarak rekabetle birlikte ilgili sahadaki yatırım maliyetleri oldukça düşmüştür. Yapılması gereken kalifiye elemanların yetişmesi için gerekli vasatı hazırlamak. Bu konuda üniversitelerden yardım alınırsa ve maddi karşılıkları da üniversite döner sermayesine aktarılırsa yatırım ve harcamaların olumlu sonuçları ülke için çok fazla olacaktır. Kaynaklar; 1. ERKİN, A., 1994 A Modern Aproach To Measurement Protection And Control of Power Distribution Systems Elektrik 1994/ 1104-108 2. Necmettin GÜLER, Transformatör Merkezlerinde Koruma ve Röleler, T.E.K. Eğitim D. Baş., ss1-30 ss5-20 ss21-24. 3. Ali TÜRKCAN, Elek. Teçhizatlarda Yap. Testleri ve Test Son. Değ., T.E.K. Ders Notları, 1985.4, s15. 4. Bilal AYTEN, Müh. Ve Müteahhitlere Teknik Derleme, Ankara, Bizim Büro Basımevi, ss297-298 5. KOCAARSLAN , I., Smart 2 Project BPA Kom. Nr. 10-0051 6. TEAŞ Yayınları Bir Scada / EMS uygulaması TEK ULUSAL YÜK DAĞITIM SİSTEMİ 73