1 - KAPALI TİP HÜCRELER

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