Trafo İşletme Sorumluluğu Sözleşmeleri Dijitalleşiyor

Elektrik enerjisini yüksek voltaj kademesinden (>1000 V) alan tüketiciler, bir yüksek gerilim işletme sorumlusu mühendis ile çalışmayı tercih ederlerse, kuvvetli akım tesisleri yönetmeliğine (madde 60) uymuş olacaklarından olası hukuki sorumluluklar bakımından rahatlarlar. Yüksek gerilim tesislerinin tasarımında emniyet katsayısı yüksektir, katı ve oturmuş kurallara uyulur. Böyle de olsa periyodik kontrolleri çok önemlidir ve ihmale gelmez. Kazayı, olmadan engellemek, engellenemiyorsa "biz üstümüze düşeni yaptık" demek titiz işletme yöneticilerinin önceliğidir.  

 

Tesisinizi periyodik olarak ziyaret eden mühendis, "işletme körlüğüne de bir çözüm olabilir" desek, iddialı mı olurdu? Deneyimli bir mühendisin sizin mütevazı (küçük ölçekli) tesisinizde, sizin görüp-duyup kanıksadıklarınızı fark edip bir erken uyarı sistemi gibi çalışması olasıdır. Mühendisiniz ziyaretlerinde, sizin sorunlarınızın çözümüne katkı koyabilir. Personelinizin sorularını yanıtlayabilir, bilmiyorsa araştırıp geri dönebilir. Enerji verimliliği önerileri olabilir. Birikimi olan, paylaşmayı seven mühendisiniz zamanla firmanızın bir çözüm ortağı gibi konumlanır. Yani danışmanlık bu işletme sorumluluğun önemli bir parçasıdır. 

 

Zorunlu muyum? Sorumlu ne iş yapar? Enerjim kesilir mi gibi sorulara arama yaptı iseniz yanıtlar bulmuş olmalısınız. Bizim bu konuyu açma nedenimiz farklı. Mühendisler ve elektrik dağıtım şirketleri, şebekenin sağlığı, kesinti sürelerinin azalması için işbirliğini günden güne arttırmaktalar. Dumanı üstünde bir yeniliğe değinmenin zamanıdır. 

 

YG İşletme Sorumlusu Bildiriminde Yenilikler

Elektrik dağıtım şirketleri, yüksek gerilim işletme sorumlusu mühendisleri, enerji sürekliliği işinde birer partner olarak görmektedir. Gerçekten de işin doğası gereği iletişimin hayati önem taşıdığı durumlar vardır. 2025 yılında UEDAŞ, Çamlıbel EDAŞ, BEDAŞ ve Akdeniz EDAŞ bu konuda önemli bir adım atmıştır. Bu şirketler, kurdukları dijital altyapı ile trafo işletme sorumluluğu tescil ve sözleşmelerinin artık kendi sistemlerine yüklenmesini istemektedirler. Böylece transformatörlü tesislerin mühendisleri sistemde tanınacak, enerji kesme-verme, bakım ve arıza müdahalesi süreçlerinin dijital ortamdan yürütülmesi sağlanacaktır. Diğer dağıtım şirketlerinin de bu dört şirketi takip edeceğini tahmin etmek güç olmaz. Uludağ EDAŞ dışındaki üç şirketin sermaye ortaklık yapısı benzerdir. Bedaş linkine tıklayarak şirketin duyurusuna erişilebilir. Merak edenler için Türkiye'de ELDER üyesi 21 dağıtım şirketi ve sorumluluk bölgeleri aşağıdaki görseldeki gibidir. 

 

     

Dağıtım şirketleri birer ticari sermaye yapısıdır ve ortakları ile yatırımcılarının kârını doğal olarak öncelerler. Bir müşterinin enerjisini kesmek en son tercihleri olsa da Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği onlara bu hakkı tanır. Dağıtım şirketi, "tehlikeli durum" diyerek işletme sorumlusu olmayan tüketicinin enerjisini kesebilir. 

 

Kullanıcı bağlantısının veya enerjisinin kesilmesi

MADDE 27 – TEİAŞ ve dağıtım şirketi, aşağıda belirtilen şartların herhangi birinin gerçekleşmesi durumunda, kullanıcının tesis ve teçhizatının bağlantısını veya kullanıcının enerjisini kesebilir:

ç) Can ve mal emniyetinin sağlanmasının gerektirdiği durumlar.

 

Dağıtım şirketlerinin önüne EPDK'ca konulmuş, kesinti sürelerini azaltmak, kayıp-kaçağı azaltmak gibi hedefler vardır. Bu hedeflere ulaşmak için "güneş çarığı, çarık ayağı sıkar" misali kurallar sürekli sıkılaşacaktır. Şebeke, enerji kalitesini yükseltmek için işletme sorumluları ile EDAŞ'lar işbirliğine devam edeceklerdir. 

Japonya'da 50 Hz mi 60 Hz mi kullanılır? 

Buraya kadar zahmet edip okuyanlar için biraz ansiklopedik bilgiye yer vermek isteriz. Japonya'da, ülkeyi ikiye böldüğünüzde bir kısmın 50 Hz diğerinin 60 Hz şebeke frekans ile çalıştığını öğrenmek şaşırtıcı idi. Şebekenin kuruluşunda, 1800’lerin sonunda, ülkenin doğusu ve batısında elektrik şebekesinin farklı ithal jeneratörlerle başlaması bunu getirmiştir. Tokyo bölgesinde ilk santraller Alman AEG’den alınmış 50 Hz jeneratörlerle kurulurken, Osaka bölgesinde Amerikan General Electric’in 60 Hz jeneratörleri kullanılmıştır. İki bölge ayrı ayrı büyüyüp genişleyince standartlaşma olamamıştır. Böylece Japonya’nın doğusu bugün hâlâ 50 Hz, batısı ise 60 Hz kullanmaktadır. Bu durum 50-60 Hz bölgeler arasında enerji alışverişini de zorlar. Frekans dönüştürücü istasyonlarla iki sistem birbirine bağlanmıştır ama kapasitesi sınırlıdır. Aşağıdaki görselde Japonya'da görevli özel şirketlerin bölgeleri ve frekans ayrımı gösterilmiştir. 

 

TEDAŞ MYD MLZ Şartnameleri

TEDAŞ-MYD Şartnameleri: Nerede Geçerli, Kimi Bağlar?

Türkiye Elektrik Dağıtım AŞ Strateji Geliştirme Daire Başkanlığına bağlı Şartname Geliştirme Müdürlüğünün görev tanımı, kurum düzenlemelerinde şöyle verilmiştir.

Dağıtım tesislerinde kullanılan ve kullanılması planlanan malzemelere ait teknik şartnameleri hazırlamak ve güncellemek, malzemelerin teknik şartnamelerine, uygulama talimatlarına/standartlarına uygunluklarını kontrol etmek ve yayımlanmasını sağlamak.

Elektrik dağıtım sektöründe “MYD şartnamesi” diye bilinen evrak, bu müdürlükten çıkmaktadır. Önceleri Malzeme Yönetimi ve Satınalma Dairesinin kısaltması olarak “MYD” diye anılan kodlar artık TEDAŞ-MLZ … şeklinde kullanımdadır. Peki bu bizi neden ilgilendiriyor? TEDAŞ eski çalışanı bir meslektaşımın da teyit ettiği üzere, MYD ya da MLZ şartnameleri sektöre gerekli gereksiz dayatılmaktadır. İlgili[1] adresten erişilebilen şartnameleri incelerseniz görev tanımında da geçtiği üzere kapsam, dağıtım tesisleri ile sınırlıdır. TEDAŞ bu şartnameleri, kendi sorumluluğunda olan tesisleri modern, güncel, güvenilir tutmak üzere yayımlar. 

Özel tesisiniz için çekmeceli açık tip devre kesici alacaksınız: MLZ şartnamesinde böyle bir doküman bulamazsınız. Keza ATS, jeneratör veya busbar şartnamesi de yoktur. Sizin yaptığınız fabrika veya otelin içi TEDAŞ’ı ilgilendirmez. TEDAŞ, dağıtım tesisi ile ilgilidir yani TEİAŞ ile aboneler arasında kalan dev yapıyla! Öyleyse MLZ kimi bağlar? Dağıtım şirketlerini, onun yüklenicilerini, dağıtım şirketi ile anlaşarak devir yapmak üzere EDAŞ’a tesis yapan üçüncü tarafları (meşhur 21. madde). Siz, “nasılsa güncel kalan bir şartname var, ben bunu kullanayım, yorulmayayım” derseniz makuldür. Ama orada yazıyor diye tek transformatörlü özel tesisinize 50 A çıkışlı 26 Ah SCADA’lı redresör alırsanız pek "mühendisçe" olmayabilir.

Yaptığınız tesis TEDAŞ şebekesinin bir parçası olmayacaksa kimse sizi MLZ / MYD diye zorlayamaz. Ben fabrikama metal clad LSC2B hücre koyacağım, şartnamesi yok diye kabulden kalacak mıyız? Hayır!

Bu konuya değindikten sonra güncel bir MLZ şartnamesini inceleyerek devam edebiliriz.

İncelediğimiz Bir Örnek Şartname: TEDAŞ-MLZ/96-027.C

Sekonder Röleler Teknik Şartnamesinden alıntı: 

TEDAŞ-MLZ/96-027.C şartnamesi, sistem gerilimi maks. 36 kV’a kadar olan dağıtım şebekelerinin sekonder ölçme, koruma ve kumandasında kullanılmak üzere satın alınacak çeşitli tip ve karakteristikte sekonder rölelerin teknik özelliklerini kapsar. Bu şartnamede bundan sonra sekonder röleler “röleler” olarak anılacaktır[2].  

Şuradaki yazıda değindiğimiz gibi “sekonder koruma” tabiri hatalıdır, röle varsa zaten sekonderden referans alır. Gereksiz kelimeye ne hacet! Bu şartnamenin dördüncü sayfasında koruma rölesi tipleri (fider- fider TR- fider yönetim- fider yönetim (Goose[3])) ve haiz olmaları beklenen koruma fonksiyonları ANSI kodları ile verilmiştir. FKR ve FKR-T tipi rölelerde olması beklenen standart fonksiyonlar şunlardır:  

46, 50/50N, 51/51N, 79, 86, CLP, TCM, BF

Opsiyonel fonksiyonlar ise 37, 49, 68, SEF, REF, HBL2, THD, BC dir. Fazlaca derine girip yazıyı uzatmadan, standart fonksiyonların açıklamasını yapabiliriz:

46: negatif akım bileşeni ve akım dengesizliği işlevidir. 50/51 ani ve gecikmeli aşırı akım korumasını, N harfi topraklı arızaları ifade eder. 79, rölenin kendisinin inisiyatif alıp, açmış bulunan devreyi kapamayı denemesidir (tekrar kapama). 86 kilitleme rölesi kritik durumlarda operatörün elle resetlemesini şart koşan senaryoyu sağlar. CLP, uzun süre enerjisiz kalmış bir fiderin veya yük grubunun, enerji geri geldiğinde aşırı yük çekmesini tolere etmek içindir (Cold Load Pick-up). TCM, rölenin açtırma devresinin bir açma emri gelmezden önce kontrol edilerek çalıştığına emin olunması içindir. Buna karşılık BF veya 50BF, röleden çıkmış bir açma emrinin kesici tarafından uygulanabildiğini denetler.    

Ayar Grubu Kavramı  

Modern rölelerde kullanılan ayar grubu (senaryo) tabirinin meslektaşlarca anlaşılması güç olabilir. Menüde en az iki ayar grubu bulunur ve biz genelde “ikinci neye yarar ki” diye düşünebiliriz. Bu ikinci senaryo, ring şebeke gibi yapılarda oldukça işlevsel olabilir. Diyelim bir A rölesi ring devrenin en başında bulunuyor ve asıl senaryoda birinci ayar grubunuz aktif. Bir acil durumda tersten besleme olanağınız bulunabilir, bu durumda A rölesi bu kez hat sonunda kalacaktır ve farklı açma sürelerine ayarlamak gerekebilir. O anda uzaktan veya local den aktif ayar grubunu 2. olarak seçebilirsiniz. Ayar grubu, hat sonundaki bir TR koruma rölesinde anlamlı değilken fider koruma rölelerinde işe yarayabilir, bundandır ki fider rölelerinde 4 ayar grubu istenmektedir.   

LPCT (Low Power Current Transformer)  

Bu şartnamenin 7. sayfasında “akım bilgisini özel bir trafo vasıtasıyla mV’a dönüştüren düşük güçlü akım trafoları (LPCT) ile çalışan röleler kabul edilmeyecektir” ifadesi vardır. Yani piyasada Schneider ürünlerde rastlanan 22,5 mV transducer li LPCT akım referanslı korumayı TEDAŞ kabul etmez. Farkında oldunuz mu yukarıdaki "MYD şart mıdır?" konusuna bir örnek de budur. Eğer MYD şartı özel tesislere de dayatılsaydı, Schneider’in LPCT’li ürünlerini kullanmanız imkânsız olurdu.

Avrupa Normları 

Rölelerin sağlaması beklenen en önemli standartlar: IEC 60255 (ölçme röleleri ve koruma ekipmanı) ile IEC 61850 ‘dir (dağıtım merkezlerinde kullanılan ekipmanların haberleşme ve yönetilme kolaylığı için protokoller). Rölelerden, muhtelif haberleşme yeteneklerine sahip olmaları, olay ve arıza kaydı tutmaları, ethernet, USB vb. bağlantılar ile yazılım arayüzünden kontrol edilebilmeleri, üzerinde programlanabilir LED sinyali fonksiyonları olması beklenmektedir. 

TEDAŞ, koruma rölesinden yüksek kalite isterken, trip devresinde aynı titizliği göstermekte midir?

Tam bu noktada bir tartışma gündeme getirilebilir. Yayımlanan Tedaş şartnameleri arasında, "ihbar kombinasyonu", "anonsiyatör", "ihbar rölesi", "sinyal lamba kutusu" gibi adlar verilen ürünlere (Revotek, Gepa, Proens, Datakom, Telepro, Orion EE vb.) ilişkin bir düzenleme yoktur. Otuz senedir piyasada olan Schneider hücrelerde SEPAM röle, kesiciye trip (arızadan açma) vermek için aracı bir ekipman kullanmaz. Arızadan açtı ise kendi üzerindeki LED’i yakarak operatörü bilgilendirir. Yerli üretim ürünlerde “ihbar kombinasyonu” denen bir ekipman istisnasız kullanılır (istisna varsa yorumlara yazınız). Bu ürünlerden birinin bağlantı terminalleri aşağıdaki fotoğrafta net görülmektedir. Alttaki kırmızı DIP switchler ile hangi inputun açma vereceğine karar verilmektedir. 

                                                    Arka görünüş 

Modüler hücreler yokken OG merkezlerinde 6-12 gözlü ihbar lambaları kullanılırdı, bu ekipman ona biraz benzer. Şöyle çalışır: röleden, termostattan vb. den gelen açma ve ihbar emirleri bu cihazda (kombinasyonda) toplanır, eğer sinyal açmayı gerektiriyorsa kesiciye "aç emri" buradan geçerek gider, ilgili LED'i de yakar. Bu satırların yazarı, aşırı akım koruma rölesinin trip kontağının da bu röleye girdiği kumanda kontrol şemalarına denk gelmiştir. Bu sakıncalıdır, trip emri başka bir aracı, geciktirici ekipmana girmeden en basit, sade yoldan kesiciye ulaşmalıdır. Bu cihazlar kolayca arızalanabilir (uyması zorunlu bir standarda rastlanamadı) ve trip açma emri kesiciye ulaşmayabilir. Yada DIP switch alarm pozisyonunda unutulabilir.

Aşağıdaki gibi bir kullanım, yani (?) işaretli alarmları da bu cihazın üzerinde göstermeye çalışmak başka sakıncalar doğurabilir.  

Aşırı akım koruma rölelerinden IEC 60255’e uygunluk, TCM (açma devresi izleme) gibi üst düzey fonksiyonlar istenirken; trip komutunun da geçtiği (doğrusu hiç uğramaması) kritik noktada bir kalite çıtası yoktur. Sizce de bu bir çelişki değil mi? 

Bu konuda ne düşünüyorsunuz? Lütfen yorumlara yazın. 

---

[1] https://tedas.gov.tr/session/1/sartnameler/RoutePage/63c658e3d27de36b22f9cef6

[2] https://www.tedas.gov.tr/FileUpload/MediaFolder/7de497ed-4505-4cd8-83c8-a5bdd97b1e0e.pdf

[3] GOOSE communication (Generic Object Oriented Substation Event).

Endüktif Fabrika Nasıl Kapasitif Ceza Yer?

GES’li Tesislerde Reaktif Ceza Paradoksu

Çok takip edilen bir meslek forumunda ilgi çekici ve hararetli bir tartışma yaşanmış. Genç bir işletmeci, GES ve reaktif oranlar konulu bir konu (topic) açmış. Yanıt veren deneyimli forumcular ile konu sahibi gerilmişler. Foruma yazanlar, konuya yabancı olduklarından olacak (belki daha çok tüketim tarafında yaşadıklarından) birbirlerine destek çıkmış, genç işletmeci yalnız başına kalmış. Bizler, işin yıllardır tüketim tarafında olanlar için bu topicte konuşulanların anlaşılması güç. Adeta fenomen.   

Tesadüfen iki hafta önce bir mühendis arkadaşla da aynı sorunu konuşmuş, üstüne kafa yormuştuk. O da anlam veremiyordu yaşadığına. "Sayaçların, analizörlerin bağlantılarına varıncaya kadar kontrol ettim, fabrikam endüktif olduğu halde kapasitif bedeli ödeyeceğiz (ceza) diyordu. Denemeler yapmıştı, şunları şunları yapınca düzeliyor ama hala kafam basmadı" dedi. 

Endüktif çalışan bir fabrikanın GES’le gün içinde aktif verişe geçtiği anlarda deyim yerinde ise bu fenomen ortaya çıkar (aslında izahı basittir ama bizim "tüketici" algımız buna sebep olur). Bu anlarda sayaç endeksi başka alana yazıldığı için telafisi de kolay değildir. 

Aşağıdaki görsel bu durumu açıklamak için yeterlidir. Aktif - reaktif güç düzleminde,  I'den IV'e dek quadrantlar (çeyrekler) tanımlıdır. OBIS* kodlarından aktif 1.8.0'ı zaten biliyoruz. Verişte, aktif kayıt kod 2.8.0'a yazılır.  

                            Görsel I: Dört quadrant ve OBIS* kodları 

Biz "tüketici tarafta yaşayanlar" için hayat en sağdaki iki çeyrekten ibaret (I ve IV). Üstte %20; altta %15'e bakar, ayın sonunu getiririz. Soldaki hayatı -ben dahil- şöyle sandık. Yanılgı tam da buradadır. I.'den II. çeyreğe geçince "endüktif basarmışız" gibi geliyor ama öyle değil, görsele yeniden bakınız, II. çeyrek, 6.8.0 / QC+ ve III. çeyrek 7.8.0 / QL- bölgesi. Biz tam tersi olur gibi hissediyoruz, öyle değil mi? II. çeyrek endüktif değil kapasitif bölgedir. 

II. çeyrekte cos φ açısı işaret değiştirmektedir. P den S yönüne doğru -küçük olan açıyı,- cos φ açısını çizin, I.'de saat yönünün tersi iken II.'de saat yönündedir. IV. çeyrekte de denerseniz saat yönünde olduğu görülür. 

        Görsel II: Cos φ açısı ve açı yönü
 

GES yokken fabrika, quadrant I' de mutlu, mesut yaşıyordu. GES üretiminin ihtiyaçtan fazla olduğu saat dilimlerinde II. çeyreğe geçilir oldu. Bu çeyrekte                      6.8.0/2.8.0 <%20                 oranı aranır. Bu çeyrekte verişiniz (2.8.0), reaktife nazaran düşük olacağı için oranı yakalamak, birden çok trafolu tesisler için oldukça zorlaşır. Böyle tesislerde verişte, III. çeyrekte yaşamak konforludur. Zira OSB'ler ve diğer dağıtım şirketleri quadrant III'te önünüze bir limit koymazlar.  

Gün içinde ne zaman verişe geçeceğiniz hava durumu, siparişler vb. etkenlere bağlı olacağından (elbet başka otomatik düzenekler de olasıdır) çekişte IV.'de kalmak sizin için emniyetli olandır. Böylece verişte çeyrek III'e kayar, ceza korkusu çekmezsiniz. 

Reaktif panolarda gücü eksilmiş, bozuk kapasitör kademeleri varsa bunları tamir etmek iyi olur. Çekişte, maksimum puantta iken bile sizi kapasitif bölgeye atabilecek kadar kapasitör, emrinize amade kalmalıdır. Ya da inverterleriniz ona göre çalışacak. "Ama öyle yapınca GES üretimimden kaybım oluyor, patrona ne derim?" diyenler olacaktır (işte onlar gerçek işletmeci arkadaşlarımız). Karar sizin. Artık I. çeyrekte %20 gibi "kolay" bir limit yok önümüzde, GES’li tesisler için strateji değiştirmek zorunlu. 

Bu sayfanın ziyaretçileri için büyük tüketicilerde güncel reaktif sınır oranlarını da ayrı ayrı aşağıda vermiş olalım. Tesislerde, inverterlerin bağlandığı bara noktası, akım trafolarının yeri, transformatör sayısı vb. incelikler problemin çözümünü değiştirebilecek ileri aşama detaylar olarak tartışılabilir. Bu konuda yaşadıklarınızı veya çözüm bulamadığınız zorlukları, aşağıda yorum kısmına anonim olarak da yazabilirsiniz (yorumlar incelenmeden yayınlanmaz).  

• verişte 6.8.0/2.8.0 <%20    

• çekişte 5.8.0/1.8.0 <%20          
• çekişte 8.8.0/1.8.0 <%15

 

Not: İlk görselde "total" ifadesi örneğin 1.8.0 = 1.8.1 + 1.8.2 + ..... toplamıdır anlamındadır.   

* OBIS: IEC 62056'da sayaçlar için tanımlanmış kısa kodlar (Object Identification System)  

** Thanks to  https://onemeter.com/blog/obis-code/ for diagram above.