Bu çalışma, güneş, rüzgâr, batarya ve diğer dağıtık enerji kaynaklarının elektrik dağıtım şebekesinde çift yönlü güç akışı oluşturduğu koşullarda arızalı hat bölümünü belirlemek için yalnızca akım ölçümlerini kullanan bir koruma yöntemi önermektedir. Yöntem, koruma bölgesinin iki ucundaki rölelerde arıza öncesi ve arıza sırasındaki akım faz açısı ile akım genliği değişimlerinin yönünü karşılaştırmaktadır. İki uçtaki faz açısı değişimleri birbirine zıt olduğunda arıza ilgili koruma bölgesinin içinde kabul edilmektedir. Faz açısı karşılaştırması kesin sonuç vermediğinde, özellikle tek beslemeli veya çok zayıf kaynaklı sistemlerde akım genliği değişimlerinin işaretleri ikinci karar ölçütü olarak kullanılmaktadır.

Önerilen yaklaşım klasik hat diferansiyel korumasındaki gibi üç fazlı akım dalga biçimlerini sürekli olarak karşı uca göndermemektedir. Her röle yalnızca bir başlangıç bayrağı, üç faz açısı değişim biti ve üç akım genliği değişim bitinden oluşan yedi bitlik olay verisini iletmektedir. Saat yönündeki faz dönüşü ve pozitif genlik değişimi “1”; saat yönünün tersindeki faz dönüşü ve negatif genlik değişimi “0” olarak kodlanmıştır. Yazarlar bu olay tabanlı yapının haberleşme yükünü ve veri işleme karmaşıklığını azaltabileceğini belirtmektedir. Ancak çalışma toplam protokol başlığı, hata denetimi, şifreleme ve yeniden iletim dâhil gerçek ağ paket boyutunu veya parasal kurulum maliyetini hesaplamamıştır.

Yöntem 11 kV ve 50 Hz’lik üç baralı bir dağıtım sistemi üzerinde MATLAB/Simulink ile sınanmıştır. Tablolardaki senaryolar sayıldığında çift beslemeli ileri güç akışı, çift beslemeli ters güç akışı ve tek beslemeli yapılandırmalarda toplam 120 arıza senaryosu; arıza bulunmayan yük değişimleri için 12 ek senaryo değerlendirilmiştir. Çalışma, farklı arıza türleri, hat üzerindeki yüzde 10, yüzde 50 ve yüzde 90 konumları ve 50 ohma kadar sınanan arıza dirençleri için doğru koruma bölgesi kararları bildirmiştir. Yazarlar yöntemin ilgili sistemde yaklaşık 60 ohmun altındaki arıza dirençlerinde güvenilir kaldığını belirtmektedir.

RTDS tabanlı Hardware-in-the-Loop deneylerinde R22 ve R31 röleleri arasındaki Ethernet haberleşme gecikmesi 8 milisaniyenin altında ölçülmüştür. Koruma bölgesinin içindeki B-C, A-C-toprak ve üç fazlı arızalar için bildirilen bölüm belirleme süreleri 8,2-12,0 milisaniye aralığındadır; koruma bölgesinin dışındaki arızalarda açma komutu üretilmemiştir. Bununla birlikte yöntem üç baralı radyal bir modelde test edilmiştir; gerçek saha röleleri, paket kaybı, bit hatası, haberleşme kesintisi, siber saldırı, çok sayıda DER kaynağı ve karmaşık örgülü şebeke topolojileri değerlendirilmemiştir. Çalışma hakem değerlendirmesinden geçmemiş bir preprinttir.

Araştırmanın çözmeye çalıştığı koruma problemi nedir?

Geleneksel dağıtım şebekeleri elektriğin büyük bir merkezî kaynaktan tüketicilere doğru tek yönde aktığı varsayımıyla tasarlanmıştır. Bu şebekelerde aşırı akım röleleri, sigortalar ve yönlü koruma elemanları önceden belirlenen kısa devre seviyelerine ve güç akışı yönlerine göre ayarlanabilmektedir.

Dağıtık enerji kaynaklarının şebekeye eklenmesi bu temel varsayımı değiştirmektedir. Bir dağıtım hattının bir ucunda ana şebeke, diğer ucunda ise güneş santrali, rüzgâr santrali, batarya veya başka bir dağıtık üretim kaynağı bulunabilir. Arıza sırasında her iki uç da arıza noktasına akım sağlayabilir. Normal işletmede güç akışı tersine dönebilir ve evirici tabanlı üretim kaynaklarının kısa devre akımı geleneksel senkron jeneratörlerden daha düşük veya farklı karakterde olabilir.

Bu koşullar sabit ayarlı koruma sistemlerinde üç temel risk oluşturmaktadır:

• Arızanın bulunduğu bölümün açılmaması,
• Arızanın dışındaki sağlıklı bir bölümün gereksiz yere açılması,
• Dağıtık üretimin arızaya katkısı nedeniyle röle koordinasyonunun bozulması.

Hat diferansiyel koruması iki uçtaki akımların sürekli karşılaştırılmasıyla yüksek seçicilik sağlayabilir. Ancak üç fazlı akım örneklerinin sürekli iletilmesi yüksek bant genişliği, düşük gecikme, güvenilir zaman eşleştirmesi ve daha pahalı haberleşme altyapısı gerektirebilir. Araştırmanın temel amacı, sürekli akım dalga biçimi aktarımı yerine olay sırasında çok küçük miktarda bilgi göndererek arızalı hat bölümünü ayırt etmektir.

Çalışmanın literatürde hedeflediği boşluk

PDF’de değerlendirilen uyarlanabilir koruma yöntemlerinin önemli bölümü SCADA, merkezî kontrolcü, fazör ölçüm birimi, güncellenen röle ayarları veya önceden hesaplanan sistem durumlarına dayanmaktadır. Yazarlar bu yaklaşımların haberleşme gecikmesi, veri kaybı, manuel yapılandırma, yüksek altyapı maliyeti ve değişen topolojilere uyum sorunları bulunduğunu belirtmektedir.

Yalnızca akım kullanan yön belirleme yöntemleri gerilim sensörüne duyulan ihtiyacı azaltabilmektedir. Bununla birlikte PDF’de incelenen mevcut yöntemlerin bir kısmı normal güç akışı yönünün önceden bilinmesini, sürekli fazör alışverişini, gerilim kutuplamasını veya kararlı arıza sonrası akımı gerektirmektedir. Bazı çalışmaların yalnızca sınırlı arıza türlerinde veya sabit sistem koşullarında doğrulandığı da belirtilmektedir.

Çalışmanın özgün hedefi şu üç özelliği bir araya getirmektir:

• Gerilim ölçümü olmadan yalnızca akım verisi kullanılması,
• Normal güç akışının ileri veya ters olmasından bağımsız bölüm karşılaştırması,
• Sürekli örnek aktarımı yerine yalnızca arıza olayında yedi bitlik bilgi alışverişi.

Örnek iki baralı sistem nasıl tanımlanmıştır?

Yöntemin kuramsal açıklamasında iki uçtan beslenen basitleştirilmiş iki baralı radyal sistem kullanılmıştır. Kaynak 1 ile Bara 1 arasındaki toplam kaynak ve hat empedansı Z_S1, Kaynak 2 ile Bara 2 arasındaki toplam empedans Z_S2, iki bara arasındaki hat empedansı ise Z_L olarak tanımlanmıştır.

Koruma bölgesi Bara 1 ile Bara 2 arasındaki hat bölümüdür. Normal durumda iki uçta ölçülen akımların aynı olduğu varsayılmıştır:

\[ I_{R1}=I_{R2}=I_L \]

• I_R1, R1 rölesinin ölçtüğü hat akımıdır.
• I_R2, R2 rölesinin ölçtüğü hat akımıdır.
• I_L, normal işletmedeki hat akımıdır.

Bu eşitlik, arıza öncesi durumda korunan bölümün iki ucundan aynı seri akımın geçtiği basitleştirilmiş hat modelini ifade etmektedir.

Koruma algoritması ne zaman başlatılmaktadır?

Her röle akım genliğini ve faz açısını Ayrık Fourier Dönüşümü ile hesaplamaktadır. Çalışmada üç çevrimlik hareketli pencere kullanılmıştır. Sistem 50 Hz olduğundan bir elektrik çevrimi 20 milisaniye, üç çevrim ise 60 milisaniyedir.

Algoritma aşağıdaki koşullardan en az biri gerçekleştiğinde başlatılmaktadır:

\[ |I_n|<0.8|I_0|\quad \text{veya}\quad |I_n|>1.2|I_0| \]

\[ \theta_n<\theta_0-\theta_{th}\quad \text{veya}\quad \theta_n>\theta_0+\theta_{th} \]

• |I₀|, başlangıçtaki veya bir önceki akım genliğidir.
• |I_n|, üç çevrim sonraki akım genliğidir.
• θ₀, başlangıç akım faz açısıdır.
• θ_n, üç çevrim sonraki akım faz açısıdır.
• θ_th = 3,6°, faz açısı değişim eşiğidir.

Akım genliği için yüzde 20’lik bir değişim bandı kullanılmıştır. Akım yüzde 20’den fazla azalır veya artarsa süreç tetiklenmektedir. Faz açısı eşiği 360 derecelik bir çevrimin yüzde 1’ine karşılık gelen 3,6 derece olarak seçilmiştir.

Yazarlar bu eşikleri duyarlılık ile küçük bozulmalara karşı güvenlik arasında bir uzlaşma olarak tanımlamaktadır. Eşikler simülasyon gözlemlerine göre seçilmiştir. PDF’de farklı gürültü seviyeleri altında alıcı işletim karakteristiği, eşik duyarlılık eğrisi veya yanlış başlatma olasılığı verilmemiştir.

Akım faz açısı değişimi nasıl hesaplanmaktadır?

Koruma bölgesinin iki ucunda arıza öncesi ve arıza sırasındaki faz açıları arasındaki fark hesaplanmaktadır:

\[ \Delta\theta_{R1}=\theta_{R1,f}-\theta_{R1} \]

\[ \Delta\theta_{R2}=\theta_{R2,f}-\theta_{R2} \]

• θ_R1 ve θ_R2, arıza öncesi akım açılarıdır.
• θ_R1,f ve θ_R2,f, arıza sırasındaki akım açılarıdır.
• Δθ, derece cinsinden faz açısı değişimidir.

Negatif değişim fazörün saat yönünde, pozitif değişim saat yönünün tersinde döndüğü şeklinde yorumlanmaktadır. Çalışma açı değişimini -180 ile +180 derece aralığında değerlendirmektedir.

İç arızada neden iki uçta zıt faz dönüşleri oluşmaktadır?

Arıza iki rölenin arasında meydana geldiğinde iki kaynak arıza noktasına karşı yönlerden akım göndermektedir. Hat empedansı arıza konumuna göre iki parçaya ayrılmaktadır:

\[ Z_{L1}+Z_{L2}=Z_L \]

İki uçta ölçülen arıza akımları çalışmada şu biçimde verilmiştir:

\[ I_{R1,f}=I_{R1}+I_{S1,f}= \frac{V_{S1}-V_{S2}}{Z_{S1}+Z_L+Z_{S2}}+ \frac{V_{S1}}{Z_{S1}+Z_{L1}} \]

\[ I_{R2,f}=I_{R2}+I_{S2,f}= \frac{V_{S1}-V_{S2}}{Z_{S1}+Z_L+Z_{S2}}- \frac{V_{S2}}{Z_{S2}+Z_{L2}} \]

I_S1,f Kaynak 1’den, I_S2,f Kaynak 2’den arıza noktasına akan kısa devre katkısını göstermektedir.

Normal güç akışı Kaynak 1’den Kaynak 2’ye doğru olduğunda R1’deki arıza akımı fazörü saat yönünde, R2’deki arıza akımı fazörü saat yönünün tersinde dönmektedir. Güç akışı tersine çevrildiğinde tek tek işaretler değişmektedir; ancak iki uçtaki dönüşlerin birbirine zıt olması değişmemektedir.

Bu nedenle yöntemin iç arıza kuralı şöyledir:

İki uçtaki faz açısı değişimleri zıt işaretliyse ilgili hat bölümü arızalı kabul edilir.

Dış arızada neden aynı yönlü faz dönüşü görülmektedir?

Arıza korunan hat bölümünün dışında bulunduğunda koruma bölgesinin iki ucundan geçen arıza akımı aynı genel akış yolunun parçasıdır. Çalışmada Bara 2 ile Kaynak 2 arasında bulunan dış arıza için kaynak empedansı şu şekilde bölünmüştür:

\[ Z_{S2}=Z_{S21}+Z_{S22} \]

Koruma bölgesinin iki ucundaki akımlar aynı ifadeyle temsil edilmiştir:

\[ I_{R1,f}=I_{R2,f}= \frac{V_{S1}-V_{S2}}{Z_{S1}+Z_L+Z_{S2}}+ \frac{V_{S1}}{Z_{S1}+Z_L+Z_{S21}} \]

Normal güç akışı ileri yöndeyse iki rölede de faz dönüşü saat yönünde, güç akışı ters yöndeyse iki rölede de saat yönünün tersinde gerçekleşmektedir. Tek tek dönüş yönü güç akışına bağlı olsa da iki uç aynı işareti üretmektedir.

Bu nedenle dış arıza kuralı şöyledir:

İki uçtaki faz açısı değişimleri aynı işaretliyse faz karşılaştırması koruma bölgesi içinde bir arıza göstermemektedir.

Akım genliği neden ikinci bir karar ölçütü olarak eklenmiştir?

İki kaynak da yeterli kısa devre akımı sağladığında faz dönüşü karşılaştırması iç ve dış arızaları ayırt edebilmektedir. Bir kaynak çok zayıfsa veya tamamen devre dışıysa arızanın aşağı akımındaki rölede akım faz açısı güvenilir biçimde hesaplanamayabilir. Katı kısa devrede gerilim çöktüğünde aşağı akım fazındaki akım sıfıra yaklaşabilir.

Bu nedenle faz açısı değişimleri aynı işareti verdiğinde akım genliği değişimleri karşılaştırılmaktadır:

\[ \Delta|I_{R1}|=|I_{R1,f}|-|I_{R1}| \]

\[ \Delta|I_{R2}|=|I_{R2,f}|-|I_{R2}| \]

İç arızada güçlü kaynağa yakın uçta akım artarken arızanın diğer tarafında akım azalabilmektedir. Bu nedenle iki uçta genlik değişimleri zıt işaret üretmektedir. Dış arızada ise iki röle aynı seri akım yolunda kaldığından değişimler birlikte artmakta veya birlikte azalmaktadır.

Çalışma, genlik tabanlı yardımcı yöntemin iki ölçüm noktası arasında ara bağlantılı yük bulunduğu durumlarda kullanılamayacağını açıkça belirtmektedir. Ara yük, koruma bölgesinin iki ucundaki normal ve arıza akımlarının aynı seri akım ilişkisini bozabilir.

Akış şeması hangi işlem sırasını göstermektedir?

PDF’nin 9. sayfasındaki Şekil 7, iki rölenin simetrik karar sürecini göstermektedir. Her röle sürekli olarak yerel akımını ölçmektedir. Akım genliği veya açısı eşik değerini aşarsa arıza bölümü belirleme işlemi başlatılmaktadır.

Röleler önce faz açısı değişim kodlarını birbirlerine göndermektedir. Karşılaştırma zıt dönüş gösterirse iki röle de iç arıza kararı üretmektedir. Faz dönüşleri aynıysa genlik değişim kodları gönderilmekte ve ikinci karşılaştırma yapılmaktadır. Genlik değişimleri zıt olduğunda iç arıza, aynı olduğunda dış arıza kararı verilmektedir.

Akış şeması faz açısı karşılaştırmasını birincil, akım genliği karşılaştırmasını ise yalnızca gerekli olduğunda kullanılan ikincil aşama olarak konumlandırmaktadır. Böylece güçlü çift beslemeli arızalarda karar yalnızca faz bilgisiyle tamamlanabilmektedir.

Yedi bitlik haberleşme paketi nasıl oluşturulmaktadır?

Her röle üç faz için faz açısı değişimini ve genlik değişimini birer bit olarak kodlamaktadır:

Yalnızca “0” gönderilmesi, alıcı açısından gerçek bir sıfır biti ile hiç sinyal gelmemesi arasında belirsizlik oluşturabilir. Bu sorunu azaltmak için paketin başına bir bayrak biti eklenmiştir. Eşik aşıldığında bayrak “1” olmakta; eşik aşılmadığında paket gönderilmemektedir.

Yedi bit, çalışmanın karar verisi yüküdür. Gerçek haberleşme çerçevesinde adres, paket başlangıcı, sıra numarası, zaman aşımı, hata kontrolü, kimlik doğrulama ve protokol başlığı eklenirse fiziksel ağ üzerinden taşınan toplam veri yedi bitten daha büyük olacaktır. PDF bu protokol ek yükünü hesaplamamıştır.

Yazarlar, haberleşme sisteminde periyodik bir watchdog sinyali kullanılıyorsa olay paketini ayırt etmek için çok bitli benzersiz bir başlangıç koduna ihtiyaç duyulabileceğini de belirtmektedir. Bu açıklama, gerçek uygulamadaki paketin yalnızca yedi fiziksel bitten oluşmayabileceğini göstermektedir.

Zaman eşleştirmesi gerçekten gerekmiyor mu?

Yöntem, iki uçtaki mutlak faz açılarını doğrudan çıkarmak yerine her rölenin kendi yerel arıza öncesi ve arıza sırasındaki değişiminin işaretini karşılaştırmaktadır. Bu nedenle klasik fazör diferansiyel korumadaki kadar hassas ortak zaman damgası gerektirmediği ileri sürülmektedir.

Bununla birlikte iki rölenin aynı fiziksel olayla ilgili kodları eşleştirmesi yine gereklidir. Bayrak biti olay başlangıcını bildirirken PDF’de paket sıra numarası, olay kimliği, yinelenen paket, gecikmiş paket veya aynı anda gerçekleşen iki olayın nasıl ayrılacağı açıklanmamıştır. Çalışmanın “zaman senkronizasyonu gerektirmeme” iddiası, gerçek ağ koşullarındaki olay eşleştirme sorunlarının tümünün çözüldüğü anlamına gelmemektedir.

Hangi iletişim teknolojileri karşılaştırılmıştır?

Çalışmada mikrodalga, dijital radyo, ZigBee ve hücresel iletişim nitel olarak karşılaştırılmıştır. PDF’nin 11. sayfasındaki Tablo 1; bant genişliği, gecikme, gürültü toleransı, kapsama alanı ve maliyet başlıklarını kullanmaktadır.

Yazarlar maliyet ve gerekli veri miktarını birlikte değerlendirerek dijital radyoyu en pratik seçenek olarak önermektedir. Ancak tabloda ölçülmüş bit hızı, gecikme dağılımı, paket kayıp oranı veya parasal maliyet verilmemiştir. Bu nedenle dijital radyo tercihi deneysel bir maliyet optimizasyonundan çok nitel mühendislik değerlendirmesidir.

Simülasyon sistemi nasıl kurulmuştur?

MATLAB/Simulink modeli üç baralı, 11 kV ve 50 Hz’lik radyal bir dağıtım sistemidir. Ana şebekeyi temsil eden Kaynak 1 hattın solunda, evirici arayüzlü dağıtık üretim kaynağı hattın sağında yer almaktadır. Dağıtık üretim kaynağı ile Bara L3 arasında kontrol edilebilir anahtar bulunmaktadır.

Şekil 9’da evirici arayüzlü dağıtık üretim kaynağının katı kısa devre sırasında yaklaşık 1,2 p.u. arıza akımı sağladığı gösterilmektedir. Bu sınırlı kısa devre katkısı, yüksek DER payına sahip dağıtım ağlarında klasik aşırı akım korumasının karşılaşabileceği düşük arıza akımı problemini temsil etmektedir.

Arızalar hangi konumlarda ve koşullarda uygulanmıştır?

Arızalar simülasyonun 1,2. saniyesinde üç farklı bölümde oluşturulmuştur:

• F1: Kaynak 1 ile Bara L1 arasındaki bölüm,
• F2: Bara L1 ile Bara L2 arasındaki bölüm,
• F3: Bara L2 ile Bara L3 arasındaki bölüm.

Arızalar hat uzunluğunun yüzde 10, yüzde 50 ve yüzde 90 noktalarında uygulanmıştır. Konum deneylerinde arıza direnci 0,1 ohm olarak kullanılmıştır. F2 arızasında ayrıca 1, 5, 10, 20 ve 50 ohmluk dirençler sınanmıştır.

İncelenen arıza türleri tablolar arasında üç fazlı arıza, faz-toprak, faz-faz ve iki faz-toprak arızalarını kapsamaktadır. Böylece dengeli ve dengesiz kısa devreler ayrı ayrı değerlendirilmiştir.

Çift beslemeli ileri güç akışında örnek sonuç

Bara L1 ile Bara L2 arasındaki F2 noktasında üç fazlı arıza oluşturulduğunda R12 rölesindeki üç fazın açısı -114,11 derece değişmiştir. Bu değer saat yönündeki dönüşü ve ikili “1” kodunu temsil etmektedir.

R21, R22 ve R31 rölelerinin üç fazında ise +88,02 derecelik değişim görülmüştür. Bu değer saat yönünün tersindeki dönüşü ve ikili “0” kodunu temsil etmektedir.

• R12-R21 çiftinde kodlar zıttır: ilgili L1-L2 bölümü iç arıza olarak belirlenmiştir.
• R22-R31 çiftinde kodlar aynıdır: L2-L3 bölümü sağlıklı kabul edilmiştir.

PDF’nin 13. sayfasındaki dört grafik, arızanın 1,2. saniyesinde bütün faz açılarında basamak biçimli değişim oluştuğunu göstermektedir. R12 grafiği diğer üç rölenin ters yönünde hareket ederek önerilen karar ilkesini görsel olarak desteklemektedir.

İleri güç akışı deneylerinin toplu sonucu

Tablo 3’te ileri güç akışı altında farklı arıza türleri, konumları ve dirençleri için R12-R21 ile R22-R31 röle çiftlerinin açma kararları verilmiştir. Tablodaki bütün sınanmış iç arızalarda yalnızca arızanın bulunduğu bölüm açma sinyali üretmiş, diğer bölüm sağlıklı kalmıştır.

Yazarlar, ileri güç akışı yapılandırmasında yöntemin yaklaşık 62 ohmun altındaki arıza dirençlerinde doğru çalıştığını bildirmektedir. 62 ohmun üzerindeki arızalarda akım genliği ve faz açısı değişimleri başlatma eşiklerinin altında kalabilmekte, bu nedenle röleler arasında veri alışverişi başlamamaktadır.

Çalışma 50 ohma kadar ayrıntılı tablo sonuçları sunmuştur. Yaklaşık 62 ohmluk sınırın nasıl adım adım belirlendiğine ilişkin ayrı bir direnç tarama grafiği verilmemiştir.

Güç akışının tersine dönmesi sonucu değiştiriyor mu?

Ters güç akışını oluşturmak için Yük 2 ve Yük 3 devreden çıkarılmış, Yük 1 ise 1 MW aktif ve 100 kVAr reaktif güce ayarlanmıştır. Böylece toplam yük değişmeden güç akışı IIDG tarafından Kaynak 1 yönüne çevrilmiştir.

Tablo 4’teki sonuçlar, güç akışının tersine çevrilmesinin arızalı bölüm kararlarını değiştirmediğini göstermektedir. Tek tek rölelerdeki faz dönüşlerinin işaretleri ileri akışa göre tersine dönmüş, ancak iç arızada iki uç arasındaki “zıt dönüş” ilişkisi korunmuştur.

Yazarlar ters güç akışında doğru çalışmanın yaklaşık 60 ohmun altındaki arıza dirençlerinde sürdüğünü bildirmektedir.

Arıza olmayan yük değişimlerinde yanlış açma oluşmuş mu?

Yük 2 ve Yük 3 ayrı ayrı tam kapasitenin yüzde 90’ına, yüzde 50’sine düşürülmüş ve tamamen devreden çıkarılmıştır. Çift beslemeli sistemdeki altı arıza dışı deneyin hiçbirinde R12-R21 veya R22-R31 çifti açma sinyali üretmemiştir.

Bu sonuç, sınanan yük değişikliklerinin başlangıç eşiğini aşsa bile sonraki faz ve genlik karşılaştırmalarının iç arıza kararı vermediğini göstermektedir. Ancak çalışma motor yol verme, kapasitör anahtarlama, transformatör enerjilendirme, harmonik bozulma ve güç elektroniği kontrol geçişleri gibi diğer arıza dışı geçicileri değerlendirmemiştir.

Tek beslemeli sistem nasıl sınanmıştır?

IIDG ile Bara L3 arasındaki anahtar açılarak dağıtık üretim kaynağı devreden çıkarılmıştır. Böylece sistem yalnızca Kaynak 1 tarafından beslenen geleneksel radyal dağıtım ağına dönüştürülmüştür.

Tek beslemeli durumda arızanın aşağı akımındaki akım çok küçülebileceği için faz açısı bilgisi güvenilir olmayabilir. Algoritma bu durumda genlik değişimi karşılaştırmasına geçmektedir. Tablo 6’daki bütün sınanmış konum, arıza türü ve 50 ohma kadar direnç değerlerinde doğru koruma bölgesi seçilmiştir.

Yazarlar tek beslemeli yapılandırmada da yaklaşık 60 ohmun altındaki arızalarda doğru çalışma bildirmektedir. Daha yüksek dirençlerde ölçülen değişimler yüzde 20 ve 3,6 derece başlatma eşiklerinin altında kalmıştır.

Tek beslemeli sistemde Yük 2 ve Yük 3 için yapılan altı arıza dışı değişimde de açma sinyali oluşmamıştır.

Simülasyon tabloları birlikte ne göstermektedir?

Tablo satırları birlikte sayıldığında çalışma aşağıdaki kapsamı sunmaktadır:

Bu sayı, PDF tablolarındaki satırlardan türetilmiştir. Çalışmada güven aralığı, hata oranı veya tekrarlı rastgele deney bulunmamaktadır. Sonuçlar belirlenmiş elektromanyetik geçici durum senaryolarındaki deterministik doğru-yanlış kararlarıdır.

Hardware-in-the-Loop doğrulaması nasıl gerçekleştirilmiştir?

Gerçek zamanlı doğrulama için 11 kV ve 50 Hz’lik üç baralı sistem RTDS üzerinde çalıştırılmıştır. MATLAB/Simulink’te geliştirilen algoritma C++ koduna çevrilmiş ve Visual Studio üzerinden RSCAD ile bütünleştirilmiştir.

Bara 2 ile Bara 3 arasındaki hattın uçlarında bulunan R22 ve R31 röle algoritmaları ayrı bilgisayarlarda çalıştırılmıştır. Akım dalga biçimleri RTDS ile bilgisayarlar arasında GTNET-SKT ağ kartları üzerinden aktarılmıştır. İki röle bilgisayarı arasındaki ikili karar verileri standart Ethernet bağlantısıyla değiştirilmiştir.

PDF’nin 18. sayfasındaki HIL düzenek şeması şu veri akışını göstermektedir:

1. RTDS, iki kaynaklı üç baralı elektrik sistemini gerçek zamanda simüle etmektedir.
2. GTNET-SKT kartları sayısallaştırılmış akımları R22 ve R31 bilgisayarlarına iletmektedir.
3. Her bilgisayar yerel akım açısı ve genlik değişimini hesaplamaktadır.
4. R22 ve R31 Ethernet üzerinden olay kodlarını birbirine göndermektedir.
5. İç veya dış arıza kararı trip çıkışına dönüştürülerek RTDS’ye geri gönderilmektedir.

Ölçülen Ethernet gecikmesi 8 milisaniyenin altında bildirilmiştir.

HIL deneyinde dış arıza nasıl ayırt edilmiştir?

Bara 1 ile Bara 2 arasında A-fazı-toprak arızası oluşturulduğunda olay R22-R31 koruma bölgesinin dışında kalmıştır. Her iki rölede bayrak sinyali “1” olmuş ve karar süreci başlatılmıştır. Ancak R22 ve R31’in faz-A değişim kodları aynı olduğundan iki röle de açma komutu üretmemiştir.

PDF’nin 19. sayfasındaki sinyal grafiklerinde yerel ve karşı uçtan alınan faz açısı, genlik ve bayrak darbeleri görünürken trip sinyalleri sıfır düzeyinde kalmaktadır. Bu görsel, algoritmanın arızayı algılaması ile ilgili hattı açma kararının birbirinden ayrı işlemler olduğunu göstermektedir.

HIL deneyinde iç arıza ne kadar hızlı belirlenmiştir?

Bara 2 ile Bara 3 arasında B-C arızası oluşturulduğunda R22 ve R31’in B ve C fazı açısal değişim kodları birbirinden farklı olmuştur. Her iki röle koruma bölgesinin içinde arıza bulunduğu kararını vermiş ve trip sinyalini “1” yapmıştır.

İç arızalarda bildirilen karar süreleri 8,2-12,0 milisaniye aralığındadır. Çalışma dağıtım sisteminde toplam arıza temizleme süresinin 50 Hz için yaklaşık 240-400 milisaniye olması gerektiğini belirtmektedir. Bununla birlikte HIL tablosundaki değerler yalnızca bölüm belirleme algoritmasına aittir; akım trafosu, röle çıkışı, kesici bobini ve kesicinin mekanik açma süresi dâhil toplam arıza temizleme süresi ölçülmemiştir.

Üç çevrimlik pencere ile 8-12 milisaniyelik sonuç birlikte nasıl yorumlanmalıdır?

Başlatma bölümünde akım değerlerinin üç çevrimlik hareketli pencereyle karşılaştırıldığı belirtilmiştir. 50 Hz’de üç çevrim 60 milisaniyeye karşılık gelmektedir. Buna karşılık HIL tablosunda 8,2-12,0 milisaniyelik arıza belirleme süreleri verilmiştir.

PDF, HIL sürelerinin üç çevrimlik ölçüm penceresini içerip içermediğini veya yalnızca bayrak oluştuktan sonraki kod alışverişi ve karar süresini mi temsil ettiğini açıklamamaktadır. Değerler tüm süreç için raporlanıyorsa üç çevrimlik pencereyle zaman bakımından uyuşmamaktadır. Değerler yalnızca karar aşamasına aitse gerçek uçtan uca koruma süresi 8-12 milisaniyeden daha uzun olacaktır. Saha uygunluğu değerlendirilirken bu zaman tanımının açıklığa kavuşturulması gerekmektedir.

Şekillerin ve tabloların temel mesajı nedir?

• Şekil 1-2: Koruma bölgesini, iç ve dış arıza konumlarını ve iki uçtan arıza akımı katkısını göstermektedir.
• Şekil 3-6: İleri ve ters güç akışında iç arızanın zıt, dış arızanın aynı yönlü faz dönüşü oluşturduğunu fazör düzleminde açıklamaktadır.
• Şekil 7: Faz karşılaştırmasının birincil, genlik karşılaştırmasının ikincil karar ölçütü olduğunu göstermektedir.
• Tablo 1: Dört kablosuz haberleşme seçeneğini nitel olarak karşılaştırmaktadır.
• Şekil 8-9: Üç baralı Simulink sistemini ve IIDG’nin yaklaşık 1,2 p.u. sınırlı arıza akımını göstermektedir.
• Akım açısı grafikleri: Arızalı ve sağlıklı röle çiftlerindeki zıt veya aynı yönlü basamak değişimlerini göstermektedir.
• Tablo 3-7: Arıza türü, konumu, direnci, güç yönü ve tek/çift besleme değişse de seçiciliğin sınanan koşullarda korunduğunu göstermektedir.
• HIL şeması: RTDS, ağ kartları, iki röle bilgisayarı ve Ethernet haberleşmesinin gerçek zamanlı kapalı çevrim bağlantısını göstermektedir.
• HIL sinyal grafikleri: Dış arızada bayrak oluşmasına rağmen trip verilmediğini, iç arızada ise trip çıkışının etkinleştiğini göstermektedir.

PDF’de şekil numaralandırması tutarlı değildir. Örneğin simülasyon akım açısı grafiği görselde “Fig. 5” olarak etiketlenirken metin “Fig. 10” ifadesini kullanmakta, HIL düzeneği ise “Fig. 61” olarak yazılmaktadır. Sonraki HIL grafiklerinde 7-10 numaraları yeniden kullanılmaktadır. Bu dizgi sorunları deneysel sonucu değiştirmese de belirli şekillere atıf vermeyi ve çalışmanın izlenmesini zorlaştırmaktadır.

Çalışmanın güçlü yönleri nelerdir?

• Gerilim sensörü kullanmadan yalnızca akım ölçümleriyle karar üretmektedir.
• Normal güç akışının yönünü önceden bilmeyi gerektirmeyen iki uçlu işaret karşılaştırması önermektedir.
• Çift beslemeli sistemde faz açısını, tek veya zayıf beslemeli sistemde genlik değişimini tamamlayıcı olarak kullanmaktadır.
• Sürekli dalga biçimi aktarımı yerine olay tabanlı, küçük bir karar veri yükü önermektedir.
• Üç fazlı, faz-toprak, faz-faz ve iki faz-toprak arızalarını farklı konumlarda sınamaktadır.
• İleri güç akışı, ters güç akışı ve tek beslemeli işletmeyi ayrı ayrı değerlendirmektedir.
• Arıza dışı yük değişimlerinde yanlış açma oluşmadığını göstermektedir.
• Simülasyon sonuçlarını RTDS tabanlı gerçek zamanlı HIL düzeniyle desteklemektedir.
• İç arıza belirleme süresini röle bazında milisaniye cinsinden bildirmektedir.

Çalışmanın temel sınırlılıkları nelerdir?

• Çalışma hakem değerlendirmesinden geçmemiş bir preprinttir.
• Yöntem yalnızca üç baralı radyal bir sistemde doğrulanmıştır.
• Örgülü dağıtım ağı, çok terminalli hat, çok sayıda DER ve yeniden yapılandırılmış şebeke senaryoları test edilmemiştir.
• IIDG’nin arıza akımı yaklaşık 1,2 p.u. olarak modellenmiştir; farklı evirici kontrol ve koruma stratejileri karşılaştırılmamıştır.
• Genlik karşılaştırmasının ara bağlantılı yük bulunan koruma bölgelerinde uygulanamayacağı belirtilmiştir.
• Faz açısı sarmalama işlemi, özellikle +180/-180 derece sınırındaki değişimlerin nasıl işlendiği açıklanmamıştır.
• Yüzde 20 genlik ve 3,6 derece açı eşikleri simülasyona göre seçilmiş; kapsamlı gürültü ve eşik duyarlılık analizi yapılmamıştır.
• Akım ölçüm gürültüsü, harmonikler, akım trafosu doygunluğu ve örnekleme hataları doğrudan sınanmamıştır.
• Paket kaybı, paket bozulması, değişken gecikme, sıra değişimi, haberleşme kesintisi ve bit hata oranı test edilmemiştir.
• CRC, olay kimliği, sıra numarası, yeniden iletim ve güvenli kimlik doğrulama protokolü tanımlanmamıştır.
• Yedi bit yalnızca uygulama verisi yükünü göstermekte; gerçek haberleşme çerçevesi ölçülmemiştir.
• “Düşük maliyet” iddiası parasal CAPEX veya OPEX karşılaştırmasıyla doğrulanmamıştır.
• Dijital radyo önerisi nicel maliyet, gecikme ve güvenilirlik ölçümlerine dayanmamaktadır.
• Yaklaşık 60 ohmun üzerindeki yüksek dirençli arızalar başlatma eşiğinin altında kalabilmektedir.
• HIL tablosunda arıza direnci veya paket kaybı çeşitliliği ayrıntılı olarak sunulmamıştır.
• Üç çevrimlik ölçüm penceresi ile 8,2-12,0 milisaniyelik karar süreleri arasındaki zaman tanımı açıklanmamıştır.
• Gerçek koruma rölesi ve fiziksel devre kesiciyle saha deneyi yapılmamıştır.
• Yöntem yedek koruma ve arıza mesafesi belirleme işlevi sunmamaktadır.
• Veriler açık depoda bulunmamakta, yalnızca talep üzerine sunulacağı belirtilmektedir.

Çalışma neyi desteklemektedir?

• Önerilen işaret karşılaştırması, sınanan iki uçlu radyal hatlarda iç ve dış arızaları ayırt edebilmiştir.
• Güç akışının tersine dönmesi, sınanan senaryolarda koruma bölgesi kararını bozmamıştır.
• Genlik karşılaştırması, tek beslemeli sistemde faz açısı bilgisinin yetersiz kaldığı koşulları tamamlamıştır.
• 50 ohma kadar tablolaştırılan arıza dirençlerinde doğru seçicilik korunmuştur.
• Sınanan yük değişimlerinde yanlış açma oluşmamıştır.
• RTDS tabanlı HIL deneyinde dış arızalar açma üretmezken iç arızalar 8,2-12,0 milisaniyelik bildirilen karar sürelerinde belirlenmiştir.
• Yedi bitlik karar verisi, sürekli üç fazlı akım örneklerine göre daha küçük bir uygulama veri yükü oluşturmaktadır.

Çalışma neyi kanıtlamamaktadır?

• Yöntemin bütün DER yoğun dağıtım ağlarında güvenli çalışacağını kanıtlamamaktadır.
• Gerçek saha uygulamasında toplam arıza temizleme süresinin 8-12 milisaniye olacağını göstermemektedir.
• Yedi bitlik paketin tek başına güvenilir, siber güvenli ve hataya dayanıklı haberleşme sağladığını göstermemektedir.
• Dijital radyonun bütün dağıtım şebekeleri için en düşük maliyetli iletişim yöntemi olduğunu kanıtlamamaktadır.
• Yaklaşık 60 ohmun üzerindeki yüksek empedanslı arızaları güvenilir biçimde belirlediğini göstermemektedir.
• Ara yük bulunan bütün hat bölümlerinde genlik karşılaştırmasının geçerli olduğunu göstermemektedir.
• Yöntemin örgülü veya çok terminalli şebekelerde seçiciliğini kanıtlamamaktadır.
• Akım trafosu doygunluğu, yoğun harmonik ve haberleşme paketi kaybı altında aynı performansın korunacağını göstermemektedir.
• Klasik diferansiyel korumaya göre parasal tasarruf miktarı sunmamaktadır.

Elektrik dağıtım sistemleri açısından önemi

Çalışmanın temel mühendislik katkısı, iki uçlu pilot koruma kararının sürekli yüksek çözünürlüklü veri aktarımı gerektirmeden üretilebileceğini göstermesidir. Koruma röleleri ham dalga biçimini karşı uca taşımak yerine yerel ölçümden çıkardıkları dönüş ve genlik işaretlerini paylaşmaktadır.

Bu yaklaşım daha sınırlı haberleşme altyapısı bulunan kırsal dağıtım şebekeleri, sabit direk üstü röleler ve orta mesafeli hatlar için değerlendirilebilir. Ancak gerçek uygulama öncesinde haberleşme protokolü, hata denetimi, siber güvenlik, yedek koruma, kesici açma süresi ve karmaşık topolojiler birlikte sınanmalıdır.

Çalışma gelecekte yöntemin daha büyük sistemlere, alternatif kablosuz iletişim ortamlarına, yedek korumaya ve arıza mesafesi belirlemeye genişletilmesini önermektedir.

Çalışmanın Yöntemi ve Bulguları

Teknik yöntem özeti

Karar mantığının teknik özeti

Ana sayısal bulgular

Simülasyon ve HIL sonuçlarının birlikte değerlendirilmesi

Simülasyon sonuçları, yöntemin güç yönü ve besleme sayısı değiştiğinde karar ilkesini koruduğunu göstermektedir. HIL sonuçları ise aynı işaret karşılaştırmasının gerçek zamanlı yazılım ve Ethernet veri alışverişi içinde uygulanabildiğini göstermektedir.

HIL deneyleri simülasyondan daha güçlü bir doğrulama düzeyi sunsa da tamamen fiziksel bir dağıtım şebekesi deneyi değildir. Elektrik sistemi RTDS içinde sayısal olarak çalışmakta, algoritma haricî bilgisayarlarda gerçek zamanda yürütülmektedir. Fiziksel akım trafoları, ticari koruma röleleri ve devre kesiciler düzenekte yer almamaktadır.

Yayıma hazır olma değerlendirmesi

Çalışma açık bir karar mantığı, geniş sayılabilecek simülasyon senaryoları ve HIL gösterimi sunmaktadır. Bununla birlikte hakemli yayımdan veya saha uygulamasından önce zaman ölçümünün kapsamı, faz açısı sarmalama yöntemi, haberleşme hata yönetimi, ara yük sınırlaması ve yaklaşık 60 ohmluk duyarlılık sınırı daha ayrıntılı açıklanmalıdır.

Düşük maliyet ve düşük bant genişliği avantajının doğrulanması için klasik diferansiyel koruma ile aynı donanım, aynı hat mesafesi ve aynı güvenilirlik hedefleri altında toplam paket trafiği, iletişim cihazı maliyeti, kurulum maliyeti ve bakım maliyeti karşılaştırılmalıdır.

Kaynak ve Yöntem Notu

Çalışmanın tam özgün adı: A Low-Cost Communication Current-Based Protection Scheme for DER-Rich Distribution Networks

Yazarlar, PDF’deki sıralarıyla: Pannita Rajakrom; Campbell Booth; Di Liu; Qiteng Hong.

Eş katkı: PDF’de eş katkı veya eş birinci yazarlık bilgisi bulunmamaktadır.

Sorumlu/iletişim yazarı: PDF üzerinde sorumlu yazar işareti veya iletişim e-posta adresi yer almamaktadır. Resmî SSRN kaydı Pannita Rajakrom’u iletişim yazarı olarak göstermektedir.

Kurum: University of Strathclyde, Glasgow, United Kingdom.

DOI:10.2139/ssrn.6947477.

Yayın platformu: SSRN.

Dergi: Doğrulanmış bir hakemli dergi sürümü bulunmamaktadır.

Özgün yayınevi: Hakemli dergi yayınevi bu sürüm üzerinden doğrulanamamıştır. İncelenen belge SSRN üzerinde yayımlanan preprinttir.

SSRN gönderim tarihi: 15 Haziran 2026.

Hakemlik durumu: Bu çalışma hakem değerlendirmesinden geçmemiştir. PDF’nin bütün sayfalarında “This preprint research paper has not been peer reviewed” uyarısı bulunmaktadır.

Kaynak türü: Elektrik dağıtım sistemi korumasına yönelik algoritma geliştirme, MATLAB/Simulink simülasyonu ve RTDS tabanlı Hardware-in-the-Loop doğrulaması içeren mühendislik araştırma preprinti.

Resmî bağlantı:SSRN resmî kayıt sayfası.

CRediT katkıları: Pannita Rajakrom; kavramsallaştırma, biçimsel analiz, araştırma, yöntem, yazılım, doğrulama, görselleştirme ve yazım görevlerini üstlenmiştir. Campbell Booth; kavramsallaştırma, biçimsel analiz, kaynak sağlama, danışmanlık, görselleştirme ve metin incelemesine katkıda bulunmuştur. Di Liu; görselleştirme ile metin incelemesine katkı sağlamıştır. Qiteng Hong; kavramsallaştırma, kaynak sağlama, danışmanlık, görselleştirme ve metin incelemesine katkıda bulunmuştur.

Finansman: Yazarlar araştırmanın kamu, ticari veya kâr amacı gütmeyen bir finansman kuruluşundan özel hibe almadığını bildirmiştir.

Çıkar çatışması: Yazarlar çalışmayı etkileyebilecek bilinen mali çıkar veya kişisel ilişki bulunmadığını beyan etmiştir.

Veri erişimi: Verilerin talep üzerine sunulacağı belirtilmiştir. Açık bir veri deposu veya indirilebilir deney dosyası verilmemiştir.

İçerik hazırlama yöntemi: Bu Türkçe makale yüklenen PDF’nin tamamı; iki baralı kuramsal model, fazör diyagramları, denklemler, karar akış şeması, haberleşme karşılaştırması, üç baralı Simulink modeli, röle faz açısı grafikleri, simülasyon tabloları, RTDS-HIL düzenek şeması ve gerçek zamanlı sinyal grafikleri birlikte incelenerek hazırlanmıştır. PDF dışından bilimsel bulgu eklenmemiştir. Dış doğrulama yalnızca başlık, yazarlar, DOI, tarih ve resmî SSRN kaynak kimliği için kullanılmıştır.

Temel bilimsel uyarı: Bulgular üç baralı radyal bir model ile RTDS tabanlı HIL ortamına aittir. Çalışma gerçek dağıtım şebekesinde ticari koruma rölesi ve devre kesiciyle saha başarısı göstermemektedir.

Temel yöntemsel uyarı: Genlik karşılaştırması ara yük bulunan bölümlerde sınırlıdır; yaklaşık 60 ohmun üzerindeki arızalar başlatma eşiğinin altında kalabilmektedir; iletişim paketi kaybı ve bozulması test edilmemiştir. Üç çevrimlik ölçüm penceresi ile bildirilen 8,2-12,0 milisaniyelik karar süresi arasındaki kapsam farkı PDF’de açıklanmamıştır.

Maliyet uyarısı: “Düşük maliyet” nitelemesi daha az sensör ve daha küçük uygulama verisi gereksinimine dayanmaktadır. Çalışma klasik koruma yöntemleriyle parasal donanım, kurulum veya işletme maliyeti karşılaştırması sunmamaktadır.