Bölgesel Talep Tahmin ve İletim Planlama Çalışması

Transkript

2013 - 2022 Yılları Türkiye İletim Sistemi
Bölgesel Talep Tahmin ve Şebeke Analiz Çalışması
Metodoloji ve Özet Sonuçlar
21.06.2013
TEİAŞ APK DAİRESİ - İletim Planlama ve Koordinasyon Müdürlüğü, ANKARA
İçindekiler
1.
Amaç ve Kapsam ................................................................................................................................... 3
2.
Bölgesel Talep Tahmin Yöntemi ............................................................................................................ 9
3.
Türkiye Elektrik Sistem Geneli için Brüt Tüketim ve Talep Projeksiyonu Çalışmaları ......................... 11
3.1.
Türkiye Geneli Brüt Elektrik Enerjisi Tüketim Projeksiyonu ........................................................ 11
3.2.
Türkiye Geneli Aylık Brüt Puant Projeksiyonu............................................................................. 13
4.
TM’lerin Bölgesel Gruplandırılması ve TM Bazında Talep Tahmin Analizleri...................................... 17
5.
Talep Projeksiyon Sonuçlarının Değerlendirmesi ve Sonuçlar ............................................................ 23
6.
PSS-E Sonuçlarının Google Maps Haritası üzerinde görselleştirilmesi ................................................ 35
7.
8.
9.
6.1.
Master Plan Analiz Haritaları ...................................................................................................... 35
6.2.
Öngörülen Dönemsel Transformatör Kapasite İhtiyacı .............................................................. 37
6.3.
2013-2022 Talep Tahmin, Üretim Projeksiyon Çalışmaları Sonuçları ......................................... 38
2017 Yılı Şebeke Analizleri .................................................................................................................. 40
7.1.
Baz Senaryo Analizi ..................................................................................................................... 40
7.2.
Üretim Senaryoları Analizi .......................................................................................................... 45
7.3.
n-1 Kısıt Güvenliliği Analizi .......................................................................................................... 50
7.4.
2017 Yılı Kayıp Analizi.................................................................................................................. 52
7.5.
380/154kV Merkez İhtiyacı Analizi.............................................................................................. 54
2022 Yılı Şebeke Analizleri .................................................................................................................. 56
8.1.
Baz Senaryo Analizi ..................................................................................................................... 57
8.2.
Üretim Senaryoları Analizi .......................................................................................................... 63
8.3.
N-1 Kısıt Güvenliliği Analizi........................................................................................................ 102
8.4.
Açı Analizi .................................................................................................................................. 104
8.5.
2022 Yılı Kayıp Analizi................................................................................................................ 106
8.6.
380/154kV Merkez İhtiyacı Analizi............................................................................................ 107
Sonuçlar ............................................................................................................................................ 110
Ek A - TEİAŞ Yatırım Planı (14.12.2012)..................................................................................................... 111
Kaynaklar................................................................................................................................................... 130
TÜBİTAK MAM ENERJİ ENSTİTÜSÜ - Güç Sistemleri Analiz ve Planlama Teknolojileri Grubu, ANKARA
2 / 130
1. Amaç ve Kapsam
Bu rapor TÜBİTAK MAM Enerji Enstitüsü Güç Sistemleri Analiz ve Planlama Teknolojileri Grubunun TEİAŞ
Araştırma Planlama ve Koordinasyon Dairesi için gerçekleştirdiği 2013-2022 Yılları İletim Sistemi Master
Plan çalışmasının özet sunumudur. TEİAŞ APK 2012 Projesi kapsamında gerçekleştirilen kısa - orta ve
uzun vadeli iletim şebekesi analiz çalışmaları yapılmaktadır. İletim sisteminin gelecek dönemde
gelişiminin gözlemlenmesi, iletim odaklı üretim ve tüketim projeksiyonları sunulması ve TEİAŞ Yatırım
Planlarına ek katkıların yapılması planlanmaktadır. Master plan analizlerinde kullanılacak verilerin
hazırlanması için üç temel çalışma gerçekleştirilmiştir. Bunlar bölgesel bazlı talep tahmini, üretim
projeksiyonu, iletim sistemi gelişim planıdır.
Elektrik Yüksek Gerilim Sistemi Planlama çalışmaları için ilk ve en önemli adım ileriye yönelik talep
projeksiyonudur. Ülkemizde talep tahmini çalışmaları TEİAŞ APK Dairesi tarafından üretim kapasite
projeksiyonu çalışmaları kapsamında periyodik olarak yapılmaktadır. Bu çalışmalarda Enerji ve Tabii
Kaynaklar Bakanlığı (ETKB) tarafından hazırlanmış olan “yüksek talep” ve “düşük talep” serileri
kullanılarak, arz-talep dengeleri, güç ve enerji olarak hesaplanmaktadır. Geçmişte bu çalışmalar genelde
ülke bazında (sistem toplam talebi için) yapılmıştır. Diğer bir değişle, ekonomik ve sosyal beklentilere ve
geçmiş trendlere ve verilere bağlı olarak ülke bazında yıllık talep büyüme oranı istatistiki yöntemlerle
tahmin edilmekte ve bunlar mevcut verilere uygulanmaktadır. Ancak, kapsamlı bir iletim sistemi master
planlama çalışması için sistem toplam talep projeksiyonları kadar bölgesel talep projeksiyonlarına da
gereksinim duyulmaktadır.
Türkiye elektrik sistemi toplam talebi (MW) için yapılan projeksiyonlar sonucu elde edilen yıllık sistem
talep artışının, tüm transformatör merkezlerine (TM) eşit bir şekilde (aynı oranda) dağılmadığı
bilinmektedir. Bu nedenle, Türkiye elektrik iletim sistemi planlama çalışmaları için bölgesel talep (MW)
projeksiyonuna da ihtiyaç vardır. Bu amaçla, TÜBİTAK MAM Enerji Enstitüsü Güç Sistemleri Analiz ve
Planlama Teknolojileri Grubunu tarafından 2013-2022 yılları için TM bazlı bölgesel talep projeksiyonu
çalışması gerçekleştirilmiştir. Bölgesel talep projeksiyon çalışmasında her bir planlama yılı için 3 değişik
senaryo göz önüne alınmıştır:
1) Sistem yaz puant saati yükü (MW),
2) Sistem kış puant saati yükü (MW),
3) Sistem minimum saati yükü (MW) (bahar ayları).
Bölgesel talep projeksiyonlarının kullanılacağı Türkiye elektrik iletim sistemi master planlama
çalışmalarında, birçok ülkede olduğu gibi, bu 3 senaryonun yeterli olacağı değerlendirilmektedir.
TM bazında gerçekçi şekilde talep projeksiyonu yapmak oldukça zordur. Bunun en önemli sebepleri; yeni
devreye alınan komşu TM’lerden dolayı yük aktarmaları, mevcut komşu TM’ler arasında dağıtım fiderleri
üzerinden yük aktarmaları ve puant yüklenme saatlerinde bazı TM bölgelerindeki enerji kesintileridir.
Dolayısı ile, bu raporda hesaplanan TM bazlı talep projeksiyonları iletim master planlama çalışmalarına
ışık vermek amacıyla kullanılacak olup ileriki yıllarda bu projeksiyonlar ile TM bazında gerçekleşen puant
değerlerinin karşılaştırılması bu nedenlerle dikkatli yapılmalıdır. Bölgesel talep projeksiyon çalışmalarının
3 / 130
detaylarını ve sonuçlarını içeren bu Raporun 2. Bölümünde bölgesel talep tahmini çalışmalarında izlenen
yöntem açıklanmıştır. 2. Bölümde detaylı olarak anlatıldığı üzere, planlama çalışmalarında Türkiye sistem
geneli için yaz/kış puant ve bahar minimum yüklenme saatlerinde talep projeksiyonuna ihtiyaç
bulunmaktadır. Türkiye sistem geneli için gerçekleştirilen yaz/kış puant ve bahar minimum yükü
projeksiyonu çalışmalarının özet sonuçları Raporun 3. Bölümünde anlatılmıştır. Raporun 4. Bölümünde,
Türkiye sistem geneli talep projeksiyonlarına bölgesel katkıları hesaplamak için izlenen bölgesel
gruplama yöntemi açıklanmış ve bölgesel talep projeksiyonlarına TM katkılarının hesaplanmasında ve
TM bazlı projeksiyonların elde edilmesinde izlenen yöntem aktarılmıştır. Hesaplanan projeksiyonlar ile
ilgili değerlendirmeler ve Raporun sonuçları 5. Bölümde verilmiştir.
Bölgesel talep tahmin çalışmasında, Türkiye Elektrik Sistemi için yaz/kış puant ve sistem minimum
yüklenme koşullarında talep projeksiyonunun bölgesel olarak gerçekleştirilmesi çalışmalarında
tümdengelim yöntemi kullanılmıştır. Türkiye toplam sistem yaz/kış puant ve bahar minimum yükü için
talep projeksiyonu istatiksel analizler ile belirlendikten sonra, trend analizleri ile ilk önce bölgelerin
toplam talep projeksiyonuna katkıları, ardından TM’lerin bölgesel talep projeksiyonlarına katkıları
hesaplanmıştır. Çalışmalar genel olarak:
 Türkiye sistemi için yaz/kış puant ve bahar minimum yük projeksiyonları (istatiksel analizler),
 Bölgelerin bu sistem toplamı yük projeksiyonuna katkıları (trend analizleri),
 TM’lerin, içinde bulundukları bölgelerin toplam yük projeksiyonuna katkıları (trend analizleri)
şeklinde üçe ayrılabilir. Her bir TM’nin dahil olduğu bölge belirlenirken, ilk önce elektrik talebinin (MW)
Türkiye sistemi yaz puant toplam talebine katkı oranı 2009, 2010 ve 2011 yılları ortalaması %1’in
üzerinde olan tüm iller (major iller) belirlenmiş ve bu iller bir bölge olarak değerlendirilmiştir. Diğer tüm
iller için ise, illerin bağlı bulundukları elektrik dağıtım şirketlerinin sınırları bir bölge olarak kabul
edilmiştir (minör iller). Bölgesel ve TM bazında yapılan yük projeksiyonlarında da TM’lere ait 2004-2011
yılları talep gelişim trendleri göz önüne alınmıştır.
Büyük sanayi yük artırımı ve yeni bağlantı talepleri TEİAŞ’tan alınmış ve derlenmiştir. Büyük sanayi
yükleri darbeli ve darbesi yükler olarak ikiye ayrılmıştır. Darbeli ve darbesiz toplam yükün sistem puant
veya minimum yüklenme saatinde aynı anda devrede olma olasılığı düşüktür (diversite). Bu nedenle, Bu
tipteki yükler için sistem yaz/kış puantı ve minimum yüklenme saatinde eş zamanlı çalışma faktörü
(coincidence factor) belirlenirken yaz/kış puant ve minimum yüklenme saatinde büyük sanayi yüklerinin
darbesiz yüklerinin devrede olacağı, demir çeliklerin darbeli yüklerinin ise büyüklüklerine göre yaz/kış
puant ve bahar minimum döneminde üçte birinin devre dışında olacağı (eşzamanlık) öngörülmüştür.
Analizler sonucu hesaplanan sistem toplam brüt elektrik tüketimi projeksiyonu ve planlamaya baz
yaz/kış puant ve bahar minimum saati talep projeksiyonu aşağıda verilmiştir.
4 / 130
Şekil Y1. Türkiye Brüt Elektrik Tüketimi Projeksiyonu Band Aralığı
Bölgesel talep tahmin çalışmasının ardından iletim şebekesi analiz çalışmalarına geçilmiştir. Türkiye
Elektrik İletim Sistemi 2013-2022 Yılları İletim Şebekesi Master Planlama çalışmalarında izlenen yöntem,
gerçekleştirilen planlama odaklı güç sistemleri analizleri, analizlerde göz önünde bulundurulan planlama
kriterleri Türkiye Elektrik İletim Sistemi 2011-2020 Yılları İletim Şebekesi Master Planlama Çalışmaları1
raporunda belirtilen varsayımlara dayanır. İlgili raporun 4. bölümünde belirtilen üretim programının
belirlenmesi ve üretim tesislerinin çalışma prensiplerine ilişkin kabuller, ısıl (termal) aşırı yük kriterleri,
yüksek/düşük gerilim kriterleri ve kısa devre akımı kriterleri uygulanmıştır. EPDK tarafından 19.08.2010
tarihinde yayınlanan “Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği” ve 10.11.2010 tarihinde yayınlanan “Elektrik
İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği” ile belirlenen kriterler esas almıştır.
Kısaca, analiz sonuçlarında öngörülen aşırı yüklenme hat/trafo/ekipman analiz edilen mevsim göz
önünde bulundurularak, termal yüklenme değerinin %80’ı aşmasını ifade etmektedir. Gerilim seviyesi
ihlalleri ise Tablo 1’de verilen aralıkların dışına çıkıldığı durumlar için kullanılmıştır.
Tablo 1. Elektrik İletim Sistemi Gerilim Sınırları
380kV Sistem
154kV Sistem
Durum
Normal şartlarda
N-1 kısıt anında
Normal şartlarda
N-1 kısıt anında
Gerilim Seviyesi Aralığı
± %2.5
± %5
± %5
± %10
5 / 130
İlk Beş Yıllık Dönem (2013-2017): Bu yatırımlar kısa vadede acil yapılması gereken yatırımlar olup,
birçoğu TEİAŞ tarafından yatırım programına alınmış olan projelerdir. Master plan çalışmalarında bu
yatırımlar bölgesel bazda değerlendirilmiş olup, bölgesel bazda acil ihtiyaç duyulan fakat yatırım
programına alınmamış yatırım ihtiyaçları da analizler ile değerlendirilmiştir. İlk 5 yıllık planlama analizleri
bölgesel temelde olup 154kV sistemin sorunlarını tespit etmiştir. 2013 - 2017 dönemi için analizler
sadece 2017 kış puant yüklenme, bahar minimum yüklenme, yaz puant yüklenme koşulları için etüt
edilmiştir. Bu sayede senaryo sayısı azaltılıp, analizler detaylandırılmıştır. 2017 yılında, 2013-17
dönemine ait en yüksek talep koşullarının yaşanması beklendiğinden ara yılların problemlerini de
kapsamaktadır. 400kV sistem ağırlıklı olarak uzun vadeli planlamayı gerektirdiğinden 2017 yılı üzerinde
sadece acil ihtiyaçların tespiti odaklı yapılmıştır.
İkinci Beş Yıllık Dönem (2018-2022): Bu bölümde, orta vadede bölgesel talep tahmini ve kuvvetli
muhtemel santral yatırım senaryoları göz önüne alınarak, 10 yıl sonrası için 400kV sistem iletim
sisteminde gerçekleştirilmesi gereken iletim güçlendirme yatırımları değerlendirilmiştir. 2018 – 2022
döneminde 154kV yatırımları daha belirlenmediği için bölgesel şebeke analizi gerçekçi bulunmamaktadır.
İkinci 5 yıllık dönemde planlama analizleri sadece 10 yıl sonrası için (2022 yılı için) yaz/kış puant ve bahar
minimum yük koşullarında gerçekleştirilmiştir.
Master çalışmalarında kullanılacak Simens PSS-E program “.sav” dosyalarını hazırlamak için üç çalışma
yapılmıştır. Bunlar üretim projeksiyonu, iletim sistemi gelişim planı ve bölgesel bazlı talep tahminidir.
10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu: TEİAŞ APK Dairesi ile koordineli yürütülen kapasite projeksiyonu,
TEİAŞ 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu Raporu2, EPDK Üretim İlerleme Raporu verileri ve
santrallerin sistem bağlantı ve kullanım anlaşmaları verileri kullanılarak hazırlanmıştır. Elde edilen
sonuçlara göre, termal elektrik santrallerinin kurulu gücünün 2013-2022 döneminde 80.000MW’a
ulaşması öngörülmüştür (Şekil 1).
Şekil 1. 2013 - 2022 dönemi Termik Elektrik Santralleri Kapasite Projeksiyonu
6 / 130
Yenilenebilir enerji kaynakların kurulu gücünün 2013-2022 döneminde 48000MW’a ulaşması
beklenmektedir (Şekil 2). Toplamda Türkiye kurucu gücünün 128GW’a ulaşacağı varsayılmıştır. Kapasite
projeksiyonu geçmiş yıllara ait üretim karakteristikleri ile eşleştirilerek üretimin iletim sistemine olan
etkilerinin analiz edileceği üretim senaryoları oluşturulmuştur.
Şekil 2. 2013 - 2022 dönemi Yenilenebilir Elektrik Santralleri Kapasite Projeksiyonu
10 Yıllık İletim Sistemi Gelişim Planı (Yatırım Planı): TEİAŞ, iletim sistemini lisansında yer alan
hükümlere göre planlar ve geliştirir. Kullanıcılar, kendi üretim tesisleri ve/veya şebekelerine ilişkin
planlarında ve geliştirme çalışmalarında TEİAŞ’ın görüş ve uygulamalarını dikkate alır. Bu kapsamda,
Master plan çalışmaları 10 Yıllık İletim Sistemi Gelişim Planı (Yatırım Planı) için en önemli çalışmadır.
TEİAŞ yatırım planı analiz dosyalarında baz veriler olarak kullanılmıştır. Yatırım planı varsayımları Ek A’da
verilmiştir.
10 Yıllık Bölgesel ve TM Bazlı Talep Tahmini: TEİAŞ sistemine bağlı tüm güç trafo merkezlerine (TM) ait
mevcut en nitelikli veri olan, 2004-2011 yılları arasında TM’lerin, sistem yaz/kış puant ve bahar minimum
yük saatleri gerçekleşen elektriksel talep (MW) verileri derlenmiş ve kullanılmıştır. TM bazlı elektriksel
talep projeksiyonu çalışmalarında izlenen yöntem ve elde edilen projeksiyonlar TÜBİTAK MAM Enerji
Enstitüsü Güç Sistemleri Analiz ve Planlama Teknolojileri Grubu tarafından hazırlanan “Türkiye Elektrik
Sistemi İçin Transformatör Merkezi (TM) Bazlı Bölgesel Talep (MW) Projeksiyonu Çalışmaları 2013 20223” adlı raporda detaylı bir biçimde anlatılmış olup, istatistiksel analizler sonucu elde edilen veriler
planlama analizlerinde 2013-2022 dönemi yük projeksiyonları kullanılmıştır.
Talep tahmin çalışmasına göre Türkiye’nin elektrik tüketim tahminleri sonuçları Tablo 2’de verilmiştir. Kış
puant yüklenme, bahar minimum yüklenme, yaz puant yüklenme dönemi brüt talep (net + iletim
kayıpları) değerleri Tablo 3’te gösterilmiştir.
7 / 130
Tablo 2. Elektrik Tüketim Tahmini
Yıl
2011
2017
2022
4
Nüfus
74.724.269
79.337.000
83.328.000
Elektrik Tüketimi (GWh)
230.306
352.490
449.877
Kişi Başı Elektrik Tüketimi (kWh)
3.082
4.443
5.400
Tablo 3. Planlamaya esas sistem brüt puant talep projeksiyonları
Yıl
Yaz puant saati
(brüt MW)
Kış puant saati
(brüt MW)
Bahar minimum saati
(brüt MW)
2012
38159
36812
-
2013
41503
38680
16948
2014
45263
41407
19405
2015
49511
44554
20591
2016
53734
47698
21709
2017
58039
51161
23039
2022
74429
64918
28556
Bu çalışmalar sonucunda 2017 ve 2022 yılları 154kV ve 400kV şebeke analizleri, sistemin güvenliğini
sağlamak ve yeni yatırım ihtiyaçlarını tespit etmek için yapılmıştır. Çalışmalar bahar minimum yüklenme,
yaz puant yüklenme, kış puant yüklenme olmak üzere üç dönem için ayrı ayrı gerçekleştirilmiştir. Baz
senaryo analizlerin durumundan sonra diğer olası üretim senaryoları analizleri gerçekleştirilmiştir. Bu
sayede primer kaynaklardaki üretim dalgalanmalarının iletim sistemine yansımaları incelenmiştir.
Ardından baz durum senaryoları 154kV ve 400kV N-1 kısıt güvenliğini sağlaması için analizler yapılarak
sistem güvenlik analizleri tamamlanmıştır. Sistem güvenlik analizlerinden sonra sistemin diğer yatırım
ihtiyaçlarını gösterecek kayıp analizi ve 380/154kV merkez ihtiyacı analizi gerçekleştirilmiştir.
Analiz sonuçlarını değerlendirilmesi, master plan çalışmalarının kolaylaştırılması ve sonuçlarının görsel
izlenebilirliliğinin arttırılması için PSS/E ile gerçekleştirilen analiz sonuçlarının web tabanlı bir
veritabanına aktarılarak Türkiye haritası üzerinde gösterilmesine yönelik yazılım geliştirme faaliyetleri
yapılmıştır. Web hizmetinin detayları Bölüm 6’da aktarılmıştır.
2017 ve 2022 yılı analizlerinden sonra iletim sistemin bölgesel ihtiyaçları değerlendirilmiştir, sonuçlar
Bölüm 7 ve Bölüm 8’de sunulmuştur. Detaylı analizlerin sonuçları Master Plan Part 15 ve Master Plan
Part 26 raporlarında verilmiştir. Bu raporda çalışma sonuçları özet olarak yer almaktadır.
8 / 130
2. Bölgesel Talep Tahmin Yöntemi
Türkiye Elektrik Sistemi için yaz/kış puant ve sistem minimum yüklenme koşullarında talep
projeksiyonunun bölgesel olarak gerçekleştirilmesi çalışmalarında tümdengelim yöntemi kullanılmıştır.
Türkiye toplam sistem yaz/kış puant ve bahar minimum yükü için talep projeksiyonu istatiksel analizler
ile belirlendikten sonra, trend analizleri ile ilk önce bölgelerin toplam talep projeksiyonuna katkıları,
ardından TM’lerin bölgesel talep projeksiyonlarına katkıları hesaplanmıştır.
Tümdengelim metodu uygulanırken, TM’ler arası yük aktarımı, yeni yapılan TM’lere mevcut TM’lerin
yükünün bir kısmının transfer edilmesi, kesintiler gibi faktörlerin projeksiyon analizi üzerindeki olumsuz
etkilerini asgariye indirmek ve hesaplanacak projeksiyon sonuçlarının güvenilirliğini arttırmak amacıyla,
ilk önce TM’ler kendi içlerinde aşağıda belirtilen yöntem ile gruplandırılmıştır:
 Son 3 yıllık elektriksel talebi Türkiye yaz puant yüküne oran ortalaması %1’nin üzerinde olan tüm
iller belirlenmiş ve bu illerin her biri ayrı bir bölge olarak değerlendirilmiştir (“major” iller).
 Diğer tüm iller için, illerin bağlı bulundukları elektrik dağıtım şirketlerinin coğrafik sınırları tek bir
bölge olarak kabul edilmiştir (“minör” iller).
Örneğin, Başkent Elektrik Dağıtım Şirketinin sorumlu olduğu illerden Ankara tek başına bir bölge, diğer
tüm iller ise Başkent Elektrik Dağıtım adıyla tek bir bölge olarak değerlendirilmiştir. Bölgesel talep
tahminleri yapılırken, minör illerin dağıtım şirketleri bazında bölgeselleştirilmesi sayesinde, dağıtım
şirketleri tarafından ileride yapılacak olan bölgesel talep tahminlerinin TEİAŞ tarafından kolaylıkla
değerlendirilebilmesi de hedeflenmiştir. Daha sonra, her bir bölgenin (major illerin ve minör illeri içeren
dağıtım şirketi bölgelerinin) 2004-2011 yıllarında yüzdesel olarak Türkiye toplam sistem yaz/kış puant ve
bahar minimum yüküne katkıları (yıl bazında) ve bu katkıların son yıllardaki trend karakteristikleri
belirlenmiştir. 4. Bölümde de anlatıldığı gibi, TM’lerin ilk önce bölgesel olarak değerlendirilmesi
sayesinde trend analizlerinden oldukça başarılı sonuçlar alınmıştır. Ardından, bu trend eğrileri
kullanılarak regresyon analizleri ile bölgelerin planlama döneminde sistem toplam talep projeksiyonuna
katkıları yıllık bazda hesaplanmıştır. Dolayısı ile bu çalışmada ilk önce Türkiye sistem geneli için yaz/kış
puant ve bahar minimum yük projeksiyonuna ihtiyaç bulunmaktadır.
Türkiye toplam sistem yaz/kış puant ve bahar minimum yükü için talep projeksiyonu istatiksel analizler
ile belirlendikten sonra, trend analizleri ile ilk önce bölgelerin toplam talep projeksiyonuna katkıları,
ardından TM’lerin bölgesel talep projeksiyonlarına katkıları hesaplanmıştır. Özetlenecek olunursa,
çalışmalar genel olarak:
 Türkiye sistemi için yaz/kış puant ve bahar minimum yük projeksiyonları,
 Bölgelerin bu sistem toplamı yük projeksiyonuna katkıları,
 TM’lerin, içinde bulundukları bölgelerin toplam yük projeksiyonuna katkıları
hesaplamalarını içermekte olup, izlenen prosedürü açıklayan akış grafiği Şekil 3’de gösterilmiştir.
9 / 130
Şekil 3: Bölgesel Talep Tahmin Çalışması Akış Diyagramı
Şekil 3’de görüldüğü ve 3. Bölümde detaylı bir şekilde anlatıldığı üzere, Türkiye sistemi için yaz/kış puant
ve bahar minimum talep projeksiyonları brüt (her bir senaryoda toplam üretilen güç değerleri) değerler
olarak hesaplanmıştır. Bunun sebebi, bu analizlerde TEİAŞ tarafından sistem toplamı bazında kayıt altına
alınan brüt talep değerlerin kullanılmış olmasıdır. Dolayısıyla, bölgesel ve TM bazındaki net talep
projeksiyonların toplamının Türkiye sistem toplam brüt talep projeksiyonları ile karşılaştırılabilmesi için,
Türkiye toplam sistem brüt talep projeksiyonlarının net talep projeksiyonlarına çevrilmesi
gerekmektedir. Bunun için, iletim sistemi toplam kaybı ile santrallerin iç ihtiyaçlarının toplamının,
Türkiye toplam sistem brüt talebinin ortalama %5’i kadar olacağı öngörülmüştür. Yani, Türkiye toplam
sistem net talebinin, Türkiye toplam sistem brüt talebinin %95’i olduğu varsayılmıştır.
Son olarak, Şekil 3’de de görüldüğü gibi, analizler sonucu elde edilen TM bazlı talep projeksiyonlarına
gerekli görülen düzeltmeler TM bazında yapılmıştır. Bu kapsamda, büyük sanayi yük artırımı ve yeni
bağlantı talepleri TEİAŞ’tan alınmış ve derlenmiştir. Büyük sanayi yükleri darbeli ve darbesi yükler olarak
ikiye ayrılmıştır. Darbeli ve darbesiz toplam yükün sistem puant veya minimum yüklenme saatinde aynı
anda devrede olma olasılığı düşüktür (diversite). Bu nedenle, bu tipteki yükler için sistem yaz/kış puantı
ve minimum yüklenme saatinde eş zamanlı çalışma faktörü (coincidence factor) belirlenmiştir. Büyük
sanayi yükleri için yapılan bu çalışmanın sonuçları kullanılarak hesaplanan sistem toplam talep
projeksiyonu sonrası, iletim planlama çalışmalarına baz teşkil edecek olan nihai sistem toplam talep
projeksiyonu (normal senaryo) belirlenmiştir.
TÜBİTAK MAM ENERJİ ENSTİTÜSÜ - Güç Sistemleri Analiz ve Planlama Teknolojileri Grubu, ANKARA 10 / 130
3. Türkiye Elektrik Sistem Geneli için Brüt Tüketim ve Talep
Projeksiyonu Çalışmaları
Türkiye elektrik sistemi genelinde 2013-2022 yılları için gerçekleştirilen brüt elektriksel talep projeksiyon
çalışmalarında aşağıda belirtilen yöntemler ve veriler kullanılmıştır.
3.1.Türkiye Geneli Brüt Elektrik Enerjisi Tüketim Projeksiyonu
- Trend Tipi Yöntemi (Extrapolation / Autonomous Model)
Ülke elektrik talep artışlarına ve ekonomik kalkınma oranlarına benzerlik kurulacak en istikrarlı gösterge
yıllık brüt tüketim (GWh) verisidir. Aylık ani puant değerleri (MW), günlük sıcaklık ve örtüşme faktörü gibi
rastgele değişkenlere yüksek oranda bağlı olduğundan, yıllık brüt tüketim değerleri 10 yıllık tahminde
referans olarak alınacak en güvenilir veridir. Orta vadeli planlamada (10 yıl) tüketim verilerinde
kullanmak üzere referans alınan dönem 17 yıldır (1995-2011). Daha geçmiş yıllara ait bilgiler günümüz
ekonomik gelişmesini yansıtmadığından hesaplamalara dâhil edilmemiştir.
Ekstrapolasyon yönteminde girdi olarak 1995-2011 yılları arası sistem yıllık brüt tüketim (GWh) verileri
alınmış ve sadece zaman ekseni gözetilerek formülasyon edilmiştir. Yöntem sabit, en düşük sapmalı,
üssel ve tek sonuçlu özbağlanımlıdır (Noniterative, least-squares method to estimate linear, discretetime single-output autoregressive, AR, model). Yıllık brüt tüketim (Ct, GWh) ile zaman (t) arasında
oluşturulan formülasyon aşağıda verilmiştir.
(a & b: least square method ile bulunan katsayılar, ɛt: sapmalar)
Yıllık brüt tüketim ve zaman arasında kurulan ilişki sonucunda 10 yıllık brüt tüketim trendi (%70
güvenilirlik bandında) Şekil 4’de verilmiştir.
Autoregressive model, Türkiye brüt tüketimin (GWh) 10 yıllık ortalamada yüksek senaryoda %7,2,
normal senaryoda %5.8, düşük senaryoda ise %4,5 büyüme ile devam edeceğini göstermiştir. 1995-2011
döneminin ortalama tüketim artışı %6,3 olmuştur. Türkiye brüt elektrik tüketimi bazı yıllar %8,5
oranlarında büyümekle birlikte son on yıllık süreçte trendi aşağı çeken en önemli faktörler 2001 ve 2009
ekonomik krizleridir. Kriz yıllarının çıkarıldığı 2002-2007 döneminde ise ortalama %7,5 büyüme
gözlemlenmiştir. Geçmişteki kriz sonrası ekonomik büyüme oranları göz önüne alındığında, 2013-2017
yıllarında hızlı bir ekonomik büyüme beklenmektedir. Zira 2011 yılında ortalama %8 civarındaki talep
artışı bunu desteklemektedir. Bu nedenle, ilk beş yıllık süreçte ortalama büyüme %7,5, on yıllık süreçte
ise genel trende uygun olarak %6,4 artacağı makul bir yaklaşım olarak değerlendirilmektedir. Bu sayede
iletim sistemi planlaması kısa vadede (5 yıl, 2013-2017) hızlı kalkınma gerçekleşmesi ihtimalini göz önüne
alıp, iletim sisteminin güvenli bir şekilde planlanmasını sağlanacak şekilde yapılacak, orta vadede ise (10
yıl, 2018-2022) fazla yatırımın yapılması engellenmiş olacaktır. Diğer yandan, şebeke planlamasına
yönelik talep projeksiyonlarının güncel veriler ve ekonomik gelişmelere bağlı olarak her sene revize
edileceği de göz önüne alınmalıdır. Projeksiyonun iletim planlamada kullanılan baz senaryo haliyle
sonuçları Tablo 4’de verilmiştir. Analizde tüketim projeksiyonu olarak revize senaryo kullanılacaktır.
Şekil 4. Türkiye Brüt Elektrik Tüketimi Projeksiyonu Band Aralığı
Tablo 4. Türkiye Brüt Tüketimi Projeksiyonları (GWh)
Yıl
İletim Planlama
1
Baz Senaryo
Yüksek Senaryo
Normal Senaryo
Düşük Senaryo
2012
269091
241257
216302
245530
2013
285554
255405
228439
263945
2014
303078
270382
241213
283741
2015
321733
286238
254659
305021
2016
341589
303024
268812
327898
2017
362724
320794
283710
352490
2018
385219
339606
299393
370115
2019
409161
359521
315903
388620
2020
434642
380604
333285
408051
2021
461759
402924
351585
428454
2022
490616
426552
370853
449877
1
Tüketimin ilk beş yıllık süreçte (2013-2017) ortalama büyüme %7,5, on yıllık süreçte (2013-2022) ise genel trende
uygun olarak %6,4 artacağı bir yaklaşımın değerlendirildiği senaryo.
3.2.Türkiye Geneli Aylık Brüt Puant Projeksiyonu
- Referans Parametre Yöntemi (Explanatory Variable/Conditional Model)
Elektrik iletim planlamasında en önemli yer tutan aylık sistem puantların projeksiyonunda referans
parametre yöntemi kullanılmıştır. Aylık ani puantların gerçekleşmesi puant günü hava sıcaklıkları ve
tüketim örtüşme faktörünün anlık tesadüfi değişikliliği, Türkiye yıllık brüt tüketim projeksiyonunda
kullanılan “sadece zaman değişkenli trend analizini” sağlıklı kılmamaktadır. Bu nedenle, Türkiye brüt
tüketim ile aylık ani puant yükleri arasındaki korelasyon hesaplanmıştır. Ocak aylarındaki sistem ani
puantı ile Türkiye tüketiminin logaritmik bazda değişkenliği Şekil 5’te verilmiştir. Şekilde de görüldüğü
üzere Puant yük (MW) ile sistem yıllık brüt tüketim (MWh) arasında güçlü bir korelasyon bulunmaktadır.
Aylık puant projeksiyonları hesaplanırken önce hedef yıllar için gerçekleşen ve tahmin edilen tüketim
(MWh) ile ayın kendi artış trendi arasındaki ilişkinin logaritmik bazda formülasyonu yapılmakta, sonra
aylık ani puant yük projeksiyonu hesaplanmaktadır.
Şekil 5. Aylık Ani Puantın Brüt Tüketimle Logaritmik Bazdaki İlişkisi
o
o
Girdiler:
 1995-2011 yılları arası sistem aylık brüt puant yük (MW) ve sistem yıllık tüketim (GWh) verileri
(kaynak: TEİAŞ)
 2012-2022 yılları arası sistem yıllık brüt tüketim projeksiyonu (GWh)
Çıktı:
 2012-2022 yılları arası sistem aylık brüt puant yük (MW)
Aylık brüt puant (Ct, MW) ile referans parametre yıllık brüt tüketim (It, GWh) arasında oluşturulan
formülasyon aşağıda verilmiştir.
(a & b: least square method ile bulunan katsayılar, ɛt: sapmalar)
Formülasyon sonucunda referans parametre olarak revize Türkiye yıllık brüt tüketimi alındığı taktirde
gerçekleşecek aylık ani puant projeksiyonu sonuçları Tablo 5’de verilmiştir. Normal, yüksek ve düşük
senaryoları da gözeten yaz ani brüt puant, kış ani brüt puant, ve bahar maksimum brüt yükleri
projeksiyonu Şekil 6, Şekil 7, Şekil 8’da verilmiştir.
Tablo 5. Türkiye Aylık Brüt Puant Saati Talep Projeksiyonu (MW) - Planlama Baz Senaryo
Yıl
Ocak
Şubat
Mart
Nisan
Mayıs
Haziran
Temmuz Ağustos
Eylül
Ekim
Kasım
Aralık
2012
36202
35204
33111
31515
31447
35511
38159
38125
35294
31861
35408
36812
2013
38837
37841
35381
33649
33716
38393
41358
41288
38030
33885
37863
39371
2014
41664
40677
37807
35927
36148
41508
44825
44714
40977
36038
40489
42108
2015
44696
43725
40400
38360
38756
44877
48582
48424
44153
38328
43297
45035
2016
47950
47001
43169
40957
41552
48518
52654
52442
47575
40763
46299
48166
2017
51440
50523
46129
43731
44550
52455
57067
56794
51262
43353
49510
51514
2018
53937
53047
48240
45707
46693
55290
60252
59932
53910
45193
51801
53904
2019
56555
55697
50447
47773
48940
58279
63614
63243
56694
47111
54198
56404
2020
59300
58479
52755
49932
51295
61428
67164
66737
59623
49110
56706
59020
2021
62178
61400
55169
52188
53763
64748
70912
70424
62702
51194
59330
61758
2022
65197
64467
57693
54547
56350
68248
74869
74315
65941
53366
62075
64623
Türkiye sisteminde 2004-2010 yıllarında gerçekleşen toplam sistem bahar puant yük brüt projeksiyon
(MW) değerleri, aynı yıllarda gerçekleşen Türkiye toplam sistem minimum net talep (bahar aylarında
gerçekleşmiştir) değerleri ile karşılaştırılmıştır. Bu iki veri setinin 7 yıllık oranlarının ortalaması
hesaplanmış ve bu değer 2011-2020 yılları toplam sistem bahar puant yük brüt projeksiyon değerleri ile
çarpılmak suretiyle, 2011-2020 yılları toplam sistem minimum net projeksiyonu hesaplanmıştır. Bu
ortalama oran değeri %49 olduğu tespit edilmiştir. Dolayısıyla, bahar minimum değerleri bahar ayı
puant değerlerinin %50’si kabul edilmiştir.
Türkiye brüt enerji tüketimini referans alma yöntemi ile elde edilen sonuçlara göre, önümüzdeki 10 yıl
boyunca Türkiye sistem toplam yaz puant talebinde ortalama %6,8, kış puant talebinde ortalama %6,5’lik
bir artış öngörülmektedir. Bulunan sonuçlar 2012 gerçekleşen Ocak ve Şubat aylık ani puantlarıyla
kıyaslandığında %1’lik hata payıyla gerçekleştiği görülmüştür. Diğer yandan, revize edilen senaryo ile
alınan sonuçlar iletim planlama çalışmalarında esas olan ilk beş yıllık süreçte hızlı kalkınma ihtimalinde
sistemin güvenliliğini garanti altına alacak iletim yatırımlarının belirlenip tamamlanmasına olanak
sağlayacak, orta vadeli planlama da ise fazla yatırım riskini ortadan kaldıracaktır.
Şekil 6. Yaz Puant Talep Projeksiyonu (brüt MW)
Şekil 7. Kış Puant Talep Projeksiyonu (brüt MW)
Şekil 8. Bahar Minimum Talep Projeksiyonu (brüt MW)
Türkiye toplam sistem talep projeksiyonlarının belirlenmesinin ardından sistem toplam talep
projeksiyonlarına ilk önce dağıtım bölgelerin ve ardından da TM’lerin katkıları hesaplamalarına geçilmiş
olup, sırasıyla raporun takip eden bölümlerinde anlatılmıştır.
4. TM’lerin Bölgesel Gruplandırılması ve TM Bazında Talep Tahmin
Analizleri
Bu bölümde, 3. Bölümde anlatılan Türkiye geneli elektrik sistemi brüt talep projeksiyonunun bölgelere
dağıtılması kapsamında yapılan TM bölgesel gruplandırma çalışması anlatılmıştır. Her bir TM’nin dahil
olduğu bölge belirlenirken, ilk önce elektrik talebinin (MW) Türkiye sistemi yaz puant toplam talebine
katkı oranı 2009, 2010 ve 2011 yılları ortalaması %1’in üzerinde olan tüm iller (major iller) belirlenmiş ve
bu iller bir bölge olarak değerlendirilmiştir. Diğer tüm iller için ise, illerin bağlı bulundukları elektrik
dağıtım şirketlerinin sınırları bir bölge olarak kabul edilmiştir (minör iller). Major iller ve Dağıtım Şirketleri
bazında bölgelerinin adları ve Türkiye sistem toplam talebine oranları Tablo 6’te verilmiştir. Bu yaklaşım
sonucu elde edilen bölge sayısı, 26’sı majör iller olmak üzere toplam 42’dir.
Tablo 6. Major İllerin ve Dağıtım Şirketleri bazında Bölgelerin Toplam Sistem Yaz Puant Yüküne Katkı Oranları
(son 3 yıl ortalaması)
1. İstanbul
2. İzmir
18.68%
12. Tekirdağ
2.94%
23. Sakarya
1.19%
34. Göksu EDAS
0.55%
1.85%
8.28%
13. Mersin
2.10%
24. Aydın
1.16%
35. Meram EDAS
3. Ankara
5.29%
14. Mardin
1.99%
25. Eskişehir
1.17%
36. Osmangazi EDAS
2.19%
4. Bursa
4.53%
15. Manisa
1.74%
26. Samsun
1.07%
37. Sakarya EDAS
0.75%
5. Antalya
4.13%
16. Muğla
1.66%
27. Akdeniz EDAS
0.71%
38. Toroslar EDAS
0.76%
4.04%
17. Diyarbakır
1.64%
28. Aras EDAS
1.07%
39. Trakya EDAS
1.07%
3.60%
18. Çanakkale
1.57%
29. Başkent EDAS
2.15%
40. Uludağ EDAS
0.30%
2.97%
19. Kahramanmaraş
1.46%
30. Çamlıbel EDAS
1.27%
41. Vangölü EDAS
0.88%
1.45%
42. Yeşilırmak EDAS
6. Kocaeli
7. Adana
8. Konya
9. Şanlıurfa
3.24%
20. Denizli
1.29%
31. Çoruh EDAS
10. Hatay
2.83%
21. Balıkesir
1.40%
32. Dicle EDAS
1.59%
11. Gaziantep
2.70%
22. Kayseri
1.25%
33. Fırat EDAS
1.10%
Toplam
1.26%
100,00%
Her TM için sadece 2004-2011 yılları için sistem talebine katkı değerleri (yani sistem yaz/kış puant yük ve
bahar minimum yük saatlerindeki TM yüklenmeleri) elde edilebildiğinden, bölgeler bazında yapılan talep
projeksiyonları, bölgelere ait 2004-2011 yılları arasında yaz/kış puant ve bahar minimum yük
koşullarında bölgelerde gerçekleşen talepler ve bu taleplerin trendleri göz önüne alınarak
hesaplanmıştır. Trend analizleri için MATLAB yazılımında bir arayüz program geliştirilmiş ve bölgesel
talep trendler bu program ile değerlendirilmiştir. Her bir bölge için 1. dereceden (lineer) trend
karakteristiğinden başlayıp, 3. dereceden trend karakteristiğine ve %6,5 gibi artış seçenekleri sunularak
değişik trend karakteristikleri incelenmiş ve o bölge için en uygun karakteristik belirlenmiştir. Örnek
olarak, Adana ili için yapılan analiz sonucu elde edilen trend karakteristikleri Şekil 9’de verilmiştir. Adana
örneğinde, en uygun trend karakteristiğinin 2. dereceden trend karakteristiği olduğu sonucuna
varılmıştır (Şekil 9’de yeşil renk ile gösterilen trend).
Aynı şekilde, her bir il/bölge için farklı derecede trendler belirlenmiş ve bu trendlerden en uygun olanına,
bölgenin elektriksel karakteristikleri de göz önüne alınarak karar verilmiştir. Bu yaklaşımla hesaplanan bir
sonraki yılın talep değeri sabit kabul edilerek, bu işlem her bir projeksiyon yılı için iteratif bir şekilde
tekrar edilmiştir. Tablo 6’te belirtilen tüm bölgelerin il ve dağıtım şirketleri bazında yaz/kış puant ve
sistem minimum yükü katkılarına ait trend karakteristikleri incelenmiş ve en uygun trend karakteristiği
belirlenerek bölgesel projeksiyonlar gerçekleştirilmiştir. Sonuçlar Ekte verilmiştir.
Şekil 9 . Adana ili için farklı trend karakteristikleri
Bölgesel talep tahmini hesaplama çalışmaları sırasında, bazı illerde trend karakteristiğinin
değerlendirilmesinde yaşanan zorluklar, TM’lerden önce bölgesel talep projeksiyonu yapılması
yaklaşımını desteklemektedir. Özellikle az sayıda TM içeren illerin sistem puant/minimum talebine
katkısının trend analizlerinde zorluklar görülmüştür. Bu zorlukların önemli sebepleri arasında, elektrik
kesintisi ve sistemde oluşan bir arıza sonrası yakın TM’ler arasında yük kaydırma verilebilir. Örnek olarak
Muş ilinin sistem puant/minimum talebine katkı grafiği Şekil 10’de verilmiştir. Şekilden de görüldüğü
gibi, 2008 yılında yaz puant saatinde Muş ilinde elektrik kesintisi olduğundan, ili besleyen her iki TM’de
de ölçülen talep değeri sıfırdır. Bu tür durumların o bölgenin trend karakteristiğini önemli ölçüde
değiştireceği açıktır.
Şekil 10. Muş İli’nin Sistem Yaz Puant Yükünde Katkı Değerleri
Bu nedenle, bölgeler belirlenirken birçok TM’yi barındıran büyük iller tek bir bölge olarak
değerlendirilmiş, diğer iller ise dağıtım şirketleri bazında gruplandırılmıştır (bkz. Tablo 6). Bu gruplama
sayesinde, projeksiyon analizleri için daha tutarlı trend karakteristikleri elde edilmiştir. Örneğin, 3 ili
kapsayan Dicle EDAŞ bölgesi için elde edilen trend karakteristiği ve trend analiz sonuçları Şekil 11’da
sırasıyla verilmiştir.
Siirt
80
70
60
MW
50
40
30
20
10
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Yıl
Dicle Edas
600
Batman
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
500
MW
MW
400
300
200
100
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
0
2004
Yıl
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Yıl
Şırnak
300
250
MW
200
150
100
50
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Yıl
Şekil 11. Dicle EDAŞ Bölgesi Karakteristiği
Trend analizlerinde karşılaşılan diğer problem olan yük kaydırma örneği Şekil 12’da verilmiştir. Şekilde,
Bursa iline ait TM’lerde görülen yük kaydırma işleminin (aynı bölgede bir TM’den başka bir TM’ye yük
aktarımı) toplam bölge trendini etkilemediği açıkça görülmektedir.
Şekil 12. Bursa İli TM'leri Arasındaki Yük Kaydırma Örneği
Sistem puant yüküne katkısı az olan illerde bu problemlerin daha sık görülmesinden dolayı, son 3 sene
boyunca illerin sistem puant yüküne (yaz puant yük değerleri üzerinden) katkısı hesaplanarak
ortalamaları alınmış ve sistem puant yüküne katkısı %1’nin altında olan tüm iller dağıtım şirketleri
bazında bölge gruplarına ayrılmıştır. Diğer tüm iller ise tek başına bir bölge olarak göz önünde
bulundurulmuştur (bkz. Tablo 6).
Diğer yandan, trend analizleri ile elde edilen toplam bölgesel net talep ile Türkiye sistem geneli net talep
arasında, beklendiği üzere meydana gelen küçük farklar, her yıl için hesaplanmış ve bölgeler bazındaki
tahminler, toplamları 3. Bölümde verilen Türkiye toplam sistem projeksiyonları ile eşitlenecek şekilde
düzeltilmiştir. Böylece, bölgeler bazında yapılan projeksiyon ile Türkiye sistem geneli için yapılan
projeksiyonların yıllar bazında eşitliği sağlanmıştır.
Bölgesel bazda talep projeksiyonlarının hesaplanmasının ardından, TM bazında talep projeksiyonlar
hesaplanmıştır. Bölgesel bazda talep projeksiyonu çalışmasında olduğu gibi, TM bazında yapılan yük
projeksiyonlarında da TM’lere ait 2004-2011 yılları talep gelişim trendleri göz önüne alınmıştır.
Özellikle az sayıda TM içeren bölgelerde, sistem yaz/kış puant ve bahar minimum yük saatlerinde alınmış
TM yüklenmeleri veri setinde TM’ler arası yük kaydırma ve kesinti gibi nedenlerden ötürü, trend
analizlerinde problemler yaşanmıştır. İllerin dağıtım şirketleri bazında bölgesel gruplandırılması ile
çözülen bu problemin, TM bazında yapılacak trend analizlerinde yaşanmaması için, TM bazında trend
analizlerinden önce TM’lerin talep veri setindeki kuşkulu değerler uygun bir şekilde düzeltilmiştir. Bu
amaçla MATLAB yazılımında bir algoritma geliştirilmiştir. Şekil 13’de bir TM için çıktısı görülen bu
algoritmanın çalışma mantığı kısaca özetlenecek olunursa:



Ham TM verilerine belirli bir karakteristik içeren en uygun eğri belirlenir,
Bu karakteristik eğriden en fazla sapma yapan veri düzenlenerek karakteristik eğriyi ifade edecek
şekilde değiştirilir,
Bu işlem veri setindeki sapmalar makul oranın altına inene kadar tekrarlanır.
Şekil 13’de de görüldüğü gibi, 1104 no’lu Altıntepe TM’nin 2006,2007 ve 2008 yılında ölçülen değerleri
TM’nin 2006 ve 2007 yılında ölçülen değerleri, TM yüklenme trand karakteristiğinin belirlenmesinde
probleme yol açmaktadır. Bu değerler dışarda bırakılarak TM için en uygun trend belirlenip, bu trendden
en çok sapma yapan 2006 ve 2007 verileri trende uygun bir şekilde düzenlendiğinde ise, kesikli çizgi ile
gösterilen veri seti elde edilmiştir. Bu düzenlemenin ardından, veri seti trend analizleri için uygun hale
getirilmiştir.
TM # 1231 Altıntepe (Yaz )
100
90
80
70
MW
60
50
40
30
20
10
0
2004
2005
2006
2007
Yıl
2008
2009
2010
Şekil 13. Ham TM verilerini düzenleyen programın çıktısı
TM’lere ait trend analizleri, düzenlenmiş veri setleri kullanılarak, 3. Bölümde bölgeler için yapılan trend
analizlerinde uygulanan yöntem ile gerçekleştirilmiştir. Bu analizler sonucunda TM’lerin 2013-2022
yıllarını içeren talep projeksiyonları elde edilmiştir. Trend analizi ile elde edilen TM bazlı projeksiyonlar,
bölgesel bazda talep projeksiyonları ile örtüşecek şekilde düzenlenmiştir. Yani, bir bölgedeki TM’lerin
toplam projeksiyonu her yıl için bölgenin toplam projeksiyonu ile eşitlenmiştir.
Her ne kadar düzenlenmiş veri seti kullanılarak TM bazında trend analizleri gerçekleştirilmiş olsa da, bazı
TM’lerde kuşkulu sonuçlar görülmüştür. Örneğin, Şekil 14’de örnek olarak gösterilen TM’de 2006-2010
yılları arasındaki talepteki azalış trendi, talep projeksiyonunun ilerleyen yıllarda negatif çıkmasına neden
olmaktadır. Diğer yandan, bu TM’de 2006-2010 yılları arasında talebin azalması, OG seviyesinden TM’ye
bağlı generatörlerden kaynaklı olabilir. Zira ölçüm güç transformatörlerinden yapılmakta ve OG
seviyesinde üretim varsa, toplam görülen yük daha az çıkabilmektedir. Bu tür TM’lerde, Şekil 14’de de
gösterildiği gibi, talep projeksiyonu “0 MW” tüketimin altına düşmeyecek şekilde ayarlanmıştır.
Orta gerilime gömülü üretim santrallerinin tüketim trendi üzerindeki etkisini engellemek için yaz/kış
sistem puant anlarında santrallerin puanta katkıları gerçekleşen tüketim verilerine eklenmiş, projeksiyon
sonunda üretimi 20MW ya da TM kapasitesinin %20’sini geçen üretimler talep projeksiyonundan
çıkarılmıştır. Bu sayede OG seviyesinde yüksek miktarda üretim bulunan TM’lerin kapasite
yetersizliğinden ötürü ilave kapasite ihtiyacı olması engellenip fazla yatırım ihtimali engellenmiş, düşük
miktardaki üretimin de TM kapasite yetersizliği sorununu gölgelemesin önüne geçilmiştir.
Yaz Puant Tahmini TM # 1217 - İcdas A
150
Gerçekleşen
Tahmin
Düzenlenmiş
100
Puant (MW)
50
0
-50
-100
-150
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Yıl
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Şekil 14. Negatif talep projeksiyonuna örnek.
Yukarıda belirlenen TM bazında yapılan 2013-2022 yılları arası sistem yaz/kış puant ve minimuma talebe
katkı projeksiyonlarının sonuçları Ekte verilmiştir. Son olarak, analizler sonucu elde edilen TM bazlı talep
projeksiyonlar iletim planlama çalışmalarında gerekli olan 2013-2017 yılları için gerekli görülen
düzeltmeler yapılmıştır. Örnek olarak, Güneydoğu Anadolu Bölgesinde ağırlıklı olarak sulama yükü olan
Viranşehir ve Dikmen TM’lerin son yıllardaki sistem yaz puant yüküne katkılarının, bu TM’lerdeki kayıt
altına alınan toplam yükten daha az olduğu tespit edilmiştir. Bunun muhtemel sebebi yaz puant
yüklenme saatlerinde bölgede gerçekleşen elektrik kesintileri olabilir. Diğer yandan, 2013-2017 yılları
arasında TEİAŞ 2012 yatırım programı çerçevesinde sisteme eklenecek yeni TM’ler incelenmiş, OSB veya
büyük tüketici gibi yeni yükler talep çalışmasına ekstra yük, bölge EDAŞ’larının kapasite artış taleplerine
karşılık yeni TM’ler için bir tahmini yük kaydırma işlemi gerçekleşmiştir. Bu sayede yeni TM’lerin iletim
sistemi analiz çalışmalarında “sıfır” yükte kalması engellenmiş, daha güvenilir yük akış analizleri
gerçekleştirilmiştir.
Büyük sanayi yük artırımı ve yeni bağlantı talepleri TEİAŞ’tan alınmış ve derlenmiştir. Büyük sanayi
yükleri darbeli ve darbesi yükler olarak ikiye ayrılmıştır. Darbeli ve darbesiz toplam yükün sistem puant
veya minimum yüklenme saatinde aynı anda devrede olma olasılığı düşüktür (diversite). Bu nedenle, bu
tipteki yükler için sistem yaz/kış puantı ve minimum yüklenme saatinde eş zamanlı çalışma faktörü
(coincidence factor) belirlenmelidir. Bu amaçla kullanılan yaklaşımda sistem yaz/kış puant ve minimum
yüklenme saatinde büyük sanayi yüklerinin darbesiz yüklerinin devrede olacağı öngörülmüştür. Demir
çelik fabrikalarındaki darbeli yüklerin ise büyüklüklerine göre yaz/kış puant ve bahar minimum
döneminde üçte biri devre dışında olacak şekilde eşzamanlı çalışacağı öngörülmüştür.
5. Talep Projeksiyon Sonuçlarının Değerlendirmesi ve Sonuçlar
TM bazında yapılan sistem yaz/kış puant ve bahar minimum talep katkı projeksiyon hesaplamaları
sonucu elde edilen TM talep (MW) değerleri, TM’de kurulu güç transformatör toplam kapasitesine göre
Türkiye haritası üzerinde yansıtılmıştır. Haritanın hazırlanmasında ihtiyaç duyulan güç transformatör
toplam kapasiteleri 2012 Ocak ayında yayınlanan TEİAŞ transformatörler ve kapasiteleri listesinden
alınmıştır, TM koordinatları ise TEİAŞ’tan temin edilmiştir. Yapılan çalışmanın 2017 ve 2022 yılları yaz/kış
puant ve bahar minimum saati yüklenmesi için görüntüsü
Şekil 16 - Şekil 21’da verilmiştir.
Haritada 80% ve üzerindeki yüklenmeler kırmızı renkle, 80% yükün altındaki TM yüklenmeleri ise yükün
artışına oranlı olarak maviden kırmızıya renk skalası kullanılarak gösterilmiştir. Projeksiyon hesaplamaları
sonucu yüksüz ve düşük yüklü görünen TM’ler ise mavi renkle belirtilmiştir. Böylece,


Projeksiyon yıllarında TM’lerin yüklenme durumları coğrafik olarak görülebilmekte, bu sayede
transformatör ihtiyacı değerlendirmesi kolaylaşmaktadır.
Trend analizleri sonucu yükü yüksek ve düşük TM’leri, bu TM’lere yakın olan aşırı yüklü (varsa)
TM’ler ile birlikte görülebilmektedir. Bu sayede, yük aktarımı yapılma ihtimali olan TM’ler
belirlenmiştir. Şekil 15’te İzmir ili için talep tahmin sonuçları ve yük aktarmayı ihtiyacı olan mavi
Uzundere TM gösterilmektedir.
Haritalarda göze çarpan en önemli sonuçlar aşağıda verilmiştir:



2017 yılında yaz/kış puant yüklenme saatinde İstanbul – Adapazarı – Bursa ve Mersin – Adana
bölgelerindeki birçok metropol TM’de artan talep artışından ötürü güç transformatör kapasitesi
yetersiz kalabilecektir. Dolayısıyla bölgede önemli seviyede kapasite artışına ve/veya yeni TM
yatırımına ihtiyaç vardır.
Kırsaldaki TM aşırı yüklenmelerinin büyük bir çoğunluğu, küçük (50MVA) kapasiteli
transformatörlerden kaynaklanmaktadır. Kırsaldaki mevcut TM’lerin güç kapasiteleri mevcut güç
transformatörlerinin daha yüksek kapasiteli güç transformatörleri değiştirilmesi suretiyle
artırılabilir. Fakat, kırsaldaki düşük yük yoğunluğu (MVA/km2) nedeniyle yüksek kapasiteli güç
transformatörlerinden (100 MVA gibi) uzun OG iletim hatları ile yük beslenmesi gerekeceğinden,
OG seviyesinde gerilim düşümü (veya çökmesi) problemi yaşanabilir. Bu nedenle, kırsal
bölgelerde kapasite artışı için, mevcut TM’lerin kapasite artışının yanında yeni TM çözümünün
de değerlendirilmesi gerekir.
Doğu Karadeniz ve Doğu Anadolu bölgeleri, üretim kapasitesi artışına göre tüketim artışı düşük
kaldığından, kapasite artışına ve/veya yeni TM yatırımına en az ihtiyaç duyulan bölgelerdir.
Bölgesel bazda yapılmış olan talep projeksiyon çalışması sonuçlarının, Türkiye elektrik iletim sistemi
master planlama çalışmaları kapsamında belirlenecek olan iletim sistemi yatırımlarına ışık tutması
hedeflenmiştir. Elde edilen sonuçlar iletim sistemi master planlama çalışmaları için önemli fikirler
vermekle birlikte, iletim sisteminde ileride gerekli görülebilecek bir yatırım faaliyetlerinin zamanında
başlatılması açısından (örneğin çok önceden karar verilmesi gerekli olan kamulaştırma kararı) oldukça
yararlıdır.
Şekil 15. Talep projeksiyonundan İl içerisindeki gelişimin İzmir örneğinde incelenmesi (2017, yaz puant)
Veri toplama amaçlı yapılan ve oldukça zaman alan çalışmalar sonucu elde edilen ve derlenen bilgilerin,
ileride yapılacak çalışmaları kolaylaştıracağı ve projeksiyonlar ile gerçekleşen talepler arasındaki farklar
da göz önüne alınarak yapılacak projeksiyon analizlerinin daha da geliştirilmesi mümkündür. Son olarak,
bölgeler ve TM’ler için yapılan trend analizlerinde elde edilen sonuçlar için, bölgelerdeki gelişimi yerinde
gözlemleyen BYTM’ler ve Grup Müdürlüklerinden geri besleme alınmasının yararlı olacağı
değerlendirilmektedir.
Şekil 22’de 2020 yılı il bazlı üretim ve tüketim beklentileri verilmiştir. Özellikle Karadeniz ve Doğu
Anadolu bölgelerinin üretimine kıyasla tüketiminin çok düşük kalacağı gözlemlenmektedir. Şekil 23’te
Lisanslı ve Mevcut Kurulu Gücün Kaynak Bazlı Dağılımı ve Şekil 24’te ise Olumlu Görüş Verilen ve Mevcut
Kurulu Gücün Kaynak Bazlı Dağılımı sunulmaktadır.
İstanbul’un puant talebi ile olumlu görüş verilen santral kapasitesi arasında farkın (arz açığı) 2022 yılında
8500MW’ı geçmesi beklenmektedir. Ayrıca Çanakkale’de 5500MW, Mersin’de 4500MW, Adana’da
9500MW’ı aşan olumlu görüş verilen santral ile 2022 yaz puantı arasında fark (arz fazlası) oluşacağı
gözlemlenmektedir. Kısacası Çukurova bölgesinde 15000MW’ı aşan arz fazlası dikkat çekicidir.
Şekil 16. 2017 Yaz puant saati eşzamanlı TM yüklenme projeksiyonu haritası
Şekil 17. 2022 Yaz puant saati eşzamanlı TM yüklenme projeksiyonu haritası
27 / 130
Şekil 18. 2017 Bahar minimum saati eşzamanlı TM yüklenme projeksiyonu haritası
28 / 130
Şekil 19. 2022 Bahar minimum saati eşzamanlı TM yüklenme projeksiyonu haritası
29 / 130
Şekil 20. 2017 Kış puant saati eşzamanlı TM yüklenme projeksiyonu haritası
30 / 130
Şekil 21. 2022 Kış puant saati eşzamanlı TM yüklenme projeksiyonu haritası
31 / 130
Şekil 22. 2020 yılı İl Bazlı Üretim - Tüketim Beklentileri
32 / 130
Şekil 23. Lisanslı ve Mevcut Kurulu Gücün Kaynak Bazlı Dağılımı
33 / 130
Şekil 24. Olumlu Görüş Verilen ve Mevcut Kurulu Gücün Kaynak Bazlı Dağılımı
34 / 130
6. PSS-E Sonuçlarının Google Maps Haritası üzerinde görselleştirilmesi
TEİAŞ APK 2012 Projesi kapsamında master plan çalışmalarının kolaylaştırılması ve sonuçlarının görsel
izlenebilirliliğinin arttırılması için PSS/E ile gerçekleştirilen analiz sonuçlarının web tabanlı bir
veritabanına aktarılarak Türkiye haritası üzerinde gösterilmesine yönelik yazılım geliştirme faaliyetleri
yapılmıştır. Bu kapsamda master plan analiz haritaları, öngörülen dönemsel transformatör kapasite
ihtiyacı, 2013-2022 Talep Tahmin, Üretim projeksiyon çalışmaları sonuçları bu web sitesinde
bulunmaktadır (Şekil 25). “TEİAŞ Master Plan Çalışması PSS-E Dosyaları Kullanma Kılavuzu7” raporunda
PSS-E “.sav” dosyaları ile ilgili ayrıntılı bilgiler verilmiştir.
Şekil 25. TEİAŞ APK 2012 Projesi Görsel Bilgi Sistemi Kullanıcı Arayüzü
6.1. Master Plan Analiz Haritaları
Master plan analiz sonuçları sitesi GSAG ve APK Dairesi planlamacılarının, analizlerinde kullanmak üzere
kullanıcıların kendi PSS-E “.sav” dosyalarını yüklemesine imkân vermektedir. Bununla birlikte sabit olarak
2013-2017 ve 2022 kış puant, bahar minimum ve yaz puant baz senaryo dosyalarına ulaşabilmektedir. Bu
bölümde yüklenen edilen ya da baz senaryo dosyalarındaki;






Ototrafo ve güç trafosu yüklenmeleri
380kV Sistem tüm hat ve trafo merkezleri
380kV Bara gerilimleri ve hat yüklenmeleri
154kV Sistem tüm hat ve trafo merkezleri
154kV Bara gerilimleri ve hat yüklenmeleri
33kV (OG) Bara gerilimleri bilgilerine erişilebilmektedir.
Trafo merkezleri koordinatlarından mevcut olanlar TEİAŞ APK dairesinden alınmış, planlama ve santral
başvuruları ise TÜBİTAK UZAY ekibi tarafından EPDK ve çeşitli kaynaklara başvurarak referans olarak
belirlenmiştir. Hatlar ise trafo merkezleri arasında kuş uçuşu gösterilmektedir. Ankara ilinin 154kV
şebekesinin yük akış ve yüklenme bilgilerinin görüldüğü kesit Şekil 26’de verilmiştir.
Şekil 26. Master Plan Analiz Haritaları Görseli
Hatlar analiz edilen “.sav” dosyası yük akışı sonuçlarına göre yüklenme miktarlarına bağlı olarak
renklendirilmiştir. Kullanıcı kış, bahar ve yaz dönemi tercihlerini kullanarak hattın yüklenmesini farklı
sezondaki termal kapasitelere göre gözlemleyebilmektedir. Analiz edilen dosyadaki bara gerilimleri ise
“p.u.” değerinde renklendirilip, bölgesel gerilim durumları gözlemlenebilmektedir (Şekil 27).
Şekil 27. Master Plan Analiz Haritaları Kullanıcı Seçenekleri
Hatlardaki yük akış bilgilerine ulaşılması için hatlarının ortalarındaki butonlar tıklanarak yön, miktar
(MW) ve yüklenme yüzdesi (%) bilgilerine ulaşılabilmektedir (Şekil 28, İstanbul Anadolu Yakası 154kV
şebeke). Benzer bir şekilde bara gerilimleri, transformatör yüklenmeleri verileri de sunulmaktadır (Şekil
29, İstanbul Avrupa yakası trafo yüklenmeleri).
Şekil 28. Hatlardaki Yük Akış Bilgileri
Şekil 29. Transformatör Yüklenme Bilgileri
6.2. Öngörülen Dönemsel Transformatör Kapasite İhtiyacı
“Türkiye Elektrik Sistemi İçin Transformatör Merkezi (TM) Bazlı Bölgesel Talep (MW) Projeksiyonu
Çalışmaları 2013-2022 Dönemi” sonuçlarının tahmini trafo merkezi kapasiteleri (i.e. mevcut
transformatör kapasitesi ile TEİAŞ yatırım planı kapasite artırımı toplamı) ile kıyaslanarak kapasite
ihtiyacı görsel olarak sunulmuştur. Şekil 30’de Doğu Akdeniz YTM 2022 yaz puant dönemi transformatör
ihtiyacı bölgeleri gösterilmiştir. Bu bölümde kapasite-talep farkına;



2013 – 2022 yıl tercihleri,
Kış puant, bahar minimum ve yaz puant dönem tercihleri,
TM, il, EDAŞ, YTM seçenekleri sunulmaktadır.
Şekil 30. Öngörülen Dönemsel Transformatör Kapasite İhtiyacı Görseli
6.3. 2013-2022 Talep Tahmin, Üretim Projeksiyon Çalışmaları Sonuçları
Bu sayfa “Türkiye Elektrik Sistemi İçin Transformatör Merkezi (TM) Bazlı Bölgesel Talep (MW)
Projeksiyonu Çalışmaları 2013-2022 Dönemi” sonuçlarının ve TEİAŞ APK Dairesi ile ortaklaşa yürütülen
santral tahmini devreye giriş yıllarının (i.e. üretim projeksiyon) TM, il, EDAŞ, YTM bazlı olarak
gösterilmesini, üretim – tüketim kıyaslaması yapılmasını sağlamaktadır (Şekil 31, Adana – Şanlıurfa
bölgesi sonuçları). Bu bölümde üretim - tüketim farkına;


Üretim için
o 2013 – 2022 yıl tercihleri
o Birinci yarıyıl / ikinci yarıyıl dönem tercihleri
o Kömür, Doğalgaz, RES, HES vb. primer kaynak tercihleri
o TM, il, EDAŞ, YTM seçeneklerini tercihleri
Tüketim için
o 2013 – 2022 yıl tercihleri
o Kış puant, bahar minimum ve yaz puant dönem tercihleri
o TM, il, EDAŞ, YTM seçenekleri sunulmaktadır.
Şekil 31. 2013-2022 Talep Tahmin, Üretim Projeksiyon Çalışmaları Sonuçları Görseli
7. 2017 Yılı Şebeke Analizleri
2017 yılı 400kV şebeke analizleri, 400kV sistemin güvenliğini sağlamak ve yeni yatırım ihtiyaçlarını tespit
etmek için yapılmıştır. Öncelikte talep tahmin sonuçlarından gelen değerler ile üretim karakteristiklerinin
beklenen (olasılığı en yüksek) değerleri ile bir baz senaryo oluşturulmuştur. Beklenen değerler geçmiş
yıllar üretim karakteristikleri incelemekleri sonucunda elde edilen (bknz: “İletim Sistemi Master Plan
Çalışması Üretim Senaryoları Raporu”) yüksek, baz ve düşük değerlerden baz sonuçtur. Çalışmalar bahar
minimum yüklenme, yaz puant yüklenme, kış puant yüklenme olmak üzere üç dönem için ayrı ayrı
gerçekleştirilmiştir. Baz senaryo analizlerin durumundan sonra diğer olası üretim senaryoları analizleri
gerçekleştirilmiştir. Bu sayede primer kaynaklardaki üretim dalgalanmalarının 400kV sisteme yansımaları
incelenmiştir. Son olarak baz durum senaryoları 400kV n-1 kısıt güvenliğini sağlaması için analizler
yapılarak sistem güvenlik analizleri tamamlanmıştır.
Sistem analiz güvenliklerinden sonra sistemin diğer yatırım ihtiyaçlarını gösterecek kayıp analizi ve
380/154kV merkez ihtiyacı analizi ile incelenmiştir. Kayıp analizi, planlamacının yeni koridorları tespit
etmesinde indikatif bir etkisi olup, kayıplar doğrudan yatırım belirlememiştir. 380/154kV merkez
ihtiyaçlarında, 154kV şebekede artan yük yoğunluğunun 154kV sistemde bir kısıt anında gerilim
düşümüne yol açma ihtimali incelenmiştir. Karşılaşılan sonuçlar 154kV sistem güçlendirme veya
380/154kV merkez ihtiyacı olarak bölgesel değerlendirmelerde kullanılmıştır.
7.1.Baz Senaryo Analizi
2017 yılı kış puant yüklenme dönemimde brüt talep (net + iletim kayıpları) 51GW, bahar minimum
dönemi brüt talebi 23GW, yaz puant döneminde ise 58GW’a ulaşacağı öngörülmüştür. Baz senaryolarda
kullanılan üretimin primer kaynaklara göre paylaştırılması Tablo 7’de gösterilmiştir.
Tablo 7. 2017 yılı üretimin kaynaklara göre dağılımı
Santral Tipi
Kurulu Güç
(MW)
Kış Üretim
(MW)
Bahar Üretim Yaz Üretim
(MW)
(MW)
Kömür Yakıtlı Termik Elektrik Santralleri
21962
14275
6988
12490
Doğalgaz Yakıtlı Termik Elektrik Santralleri
40218
18844
0
19523
Barajlı Hidroelektrik Santralleri
23514
11226
6107
16762
Akarsu Hidroelektrik Santralleri
8803
2293
5852
2655
10852
2713
2170
4884
509
433
433
433
1669
0
0
0
Rüzgâr Elektrik Santralleri
Jeotermal Elektrik Santralleri
Fuel Oil Yakıtlı Termik Elektrik Santralleri
Bu sonuçlara göre 2017 yılında kurulu gücün %40’ı yenilenebilir enerji kaynaklarından (HES + RES + JES)
oluşması beklenmektedir. Enerjinin kış puantında %34’ü, yaz puantında ise %44’ü yenilenebilir enerji
kaynaklarından karşılanacağı varsayılmıştır. Bahar minimum döneminde ise %68 ile en büyük oransal
değere ulaşması öngörülmüştür (Şekil 32).
Şekil 32. Üretimin Kaynakları Göre Dağılımı
2017 yılı üç dönemde bölgesel üretim dengesi ve bölgeler arası yük akışları Şekil 33, Şekil 34 ve Şekil
35’te verilmiştir.
Şekil 33. 2017 Kış Puant Dönemi Bölgeler Arası Yük Akışı
Şekil 34. 2017 Bahar Minimum Dönemi Bölgeler Arası Yük Akışı
43 / 130
Şekil 35. 2017 Yaz Puant Dönemi Bölgeler Arası Yük Akışı
44 / 130
7.2.Üretim Senaryoları Analizi
Master plan çalışmalarında baz alınmak üzere 2007-2011 yılları primer kaynaklara göre santrallerin
puant ve minimum dönemlerinde üretim kapasiteleri incelenmiştir. “İletim Sistemi Master Plan Çalışması
Üretim Senaryoları”8 raporunda belirtilen 10 üretim senaryosu 2017 yaz puant yüklenme dönemine
uygulanmış olup, üretim kapasitelerindeki (santral üretim senaryolarındaki) değişim ve bölgesel üretim
farklılıklarının 400kV sistem üzerindeki etkisi incelenmiştir.
Senaryoların belirlenmesinde primer kaynakların ülke geneline homojen yayılmamış olması önem
almaktadır. RES Batı Anadolu’da, HES Doğu Karadeniz ve Güney Doğu Anadolu’da, doğalgaz Kuzeybatı
Anadolu ve Trakya’da ağırlık kazanmaktadır. Bu sayede doğu-batı aksındaki veya bölgeler arası iletim
hatlarının çeşitli senaryolarda karşılaşacağı durumlar incelenmiştir. Senaryoların içerikleri Tablo 8’de
verilmiştir.
Tablo 8. İletim Sistemi Üretim Senaryoları Primer Kaynaklara göre Kapasiteleri
BAZ SENARYO
SENARYO 1
Baz
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
KAYNAK TÜRÜ
Kömür
Doğalgaz
Barajlı HES
Akarsu HES
RES
Jeotermal
Fueloil, Diğer
Nükleer
ENTSO-E
İran
RES ANALIZ
SENARYO 3 SENARYO 4
Baz
Baz
*
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Düşük
Yüksek
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
0
HES ANALIZ
SENARYO 5 SENARYO 6
Baz
Baz
*
*
Düşük
Yüksek
Düşük
Yüksek
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
0
DG ANALIZ
SENARYO 7
SENARYO 8
Düşük
Düşük
TR+BA ağırlıklı KBA+OA ağırlıklı
Düşük
Düşük
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
0
ULUSLAR ARASI ANALIZ
SENARYO 9
SENARYO 10
Yüksek
Baz
*
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
1000MW ithalat 1000MW ihracat
0
600MW ithalat
* Hali hazırda kurulu gücü 250MW’tan büyük doğal gaz yakıtlı santrallerin geçmiş puant anı verilerinden alınan
üretim değerleri korunarak, kurulu gücü 250 MW’tan küçük mevcut ve devreye yeni girecek tüm diğer santraller
% 85 kapasite ile büyükten küçüğe üretim tüketim dengesine sağlayacak kadar devreye alınacaktır.
Senaryoda öne çıkan yüklenmeler şu şekildedir:

Senaryo 1: Baz senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 9’de verilmiştir (Şekil 36). Bu hatların
yakın vadede güçlendirilmesi gerekmektedir. Adapazarı – Osmanca ve Adapazarı – Çayırhan
3Pheasent olarak yenilenmelidir. Kayabaşı – Kurşunlu hattı 400kV Orta Karadeniz koridoru ve
Kayabaşı – Kayaş hatlarıyla rahatlatılabilir. Planlanan yatırımların 2017 yılına yetişecek şekilde
hızlandırılması ve tamamlanması gerekmektedir. Karakaya – Hilvan hattının rahatlaması için ise
Çeltik DG’nin sisteme bağlantı anlaşması sırasında sistemi güçlendirme şartı konulmalıdır.
Tablo 9. Baz Senaryoda Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yüklenme Oranı (%)
Yük Akışı (MW)
ADAPAZARI-OSMANCA
2C
92
775
ADAPAZARI-ÇAYIRHAN
2R
100
850
KAYABAŞI-KURŞUNLU
3C
90
1145
KARAKAYA-HİLVAN
3C
102
1290
Şekil 36. 400kV Enterkonnekte sistem baz senaryo (Senaryo 1)

Senaryo 2 : Senaryo 2 nükleer santralin üretim yapması ile alakalı olup 2017 yılında herhangi bir
üretimin olmaması dolayısıyla “Senaryo 1” ile aynıdır. Bu yüzden Tablo 8’de Senaryo 2’ye yer
verilmemiştir.

Senaryo 3 : RES’lerin düşük olduğu bu senaryoda baz senaryodaki yüklü hatlara ek olarak
Gökçekaya – Gölbaşı hattı %94 oranında yüklenmiştir. Mevcut 2R hattın yenilenmesi
gerekmektedir. Baz durumdaki Kayabaşı – Kurşunlu hattının yüklenme seviyesi ise %90’ın altında
kaldığı için tabloda yer almamıştır.
Tablo 10. Senaryo 3’te Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
ADAPAZARI-OSMANCA
2C
97
815
ADAPAZARI-ÇAYIRHAN
2R
99
840
KARAKAYA-HİLVAN
3C
100
1270
GÖKÇEKAYA-GÖLBAŞI
2R
94
800

Senaryo 4 : RES’lerin yüksek olduğu bu senaryoda Doğu – Batı doğrultusundaki yük akışı batıdaki
RES üretiminde dolayı azaldığı için baz senaryoda yüklenen bazı hatlarda rahatlama görülmüştür.
Sistemde yüklü olan aşağıdaki tabloda gösterilmiştir.
Hattın Adı

Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
ADAPAZARI-ÇAYIRHAN
2R
94
790
KARAKAYA-HİLVAN
3C
102
1300
Senaryo 5 : Bu senaryo iletim sisteminin en rahat olduğu senaryodur. Düşük HES üretimi
sonucunda devreye alınan doğalgaz kaynaklı santraller sistemdeki Doğu – Batı akışını minimuma
indirmiştir. Tek yüklü hat olarak ise Hilvan – Çeltik DG hattı göze çarpmaktadır.
Hattın Adı
ÇELTİK DG-HİLVAN

Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
3C
102
1300
Senaryo 6: Baz durumda yüklenen hatların yüklenme miktarları artmış olup, Tablo 13’da verilen
bazı yeni hatlar da yüklenme durumuna geçmiştir (Şekil 37). HES üretiminin ağırlıklı olarak
doğuda olması, Kayabaşı – Bağlum, Kayabaşı – Kurşunlu gibi doğudan batıya yük taşıyan hatların
yüklenmesine neden olmaktadır. İlave olarak Keban – Elbistan hattının da yenilenmesi
gerekmektedir.
Tablo 13. Senaryo 6'da Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
ADAPAZARI-OSMANCA
2C
95
810
SİNCAN-BAĞLUM
3C
97
1230
KEBAN-ELBİSTAN
2C
98
830
ADAPAZARI-ÇAYIRHAN
2R
105
890
BAĞLUM-KAYABAŞI
3C
106
1350
KAYABAŞI-KURŞUNLU
3C
110
1420
KARAKAYA-HİLVAN
3C
120
1520
Şekil 37. Enterkonnekte Sistem Yüksek HES üretimi Senaryosu (Senaryo 6)

Senaryo 7: Barajlı HES üretiminin düşük olup Batı Anadolu ve Trakya Bölgesi’ndeki doğalgaz
santrallerinin yüksek üretim yaptığı bu senaryoda beklendiği üzere baz durumdaki bazı yüklü
hatlara ek olarak körfez geçiş hattında yüklenme görülmüştür. Yalova – Yeni DG kablosunun da
Çolakoğlu TM’ye girdi çıktı yaparak devam etmesi öngörülen problemi ortadan kaldıracaktır.
Tablo 14. Senaryo 7’de Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
ÇOLAKOĞLU - YALOVA
2000 mm
2
92
900
3C
102
1300
KARAKAYA-HİLVAN

Senaryo 8: Bu senaryoda Kuzey Batı Anadolu ve Orta Anadolu’daki doğalgaz santrallerinin yüksek
kapasitede çalışması sonucundaki durum yansıtılmaktadır. Trakya’daki Hamitabat, Ambarlı,
Trakya Elektrik gibi büyük DG santralleri devrede olup, küçük güçteki DG santralleri devre dışıdır.
Senaryo sonucuna göre 2x2R Adapazarı – Tepeören – Ümraniye hatlarının yenilenmesi
gerekmektedir. Kuzey Boğaz hatlarında (2Pheasent) yüklenme gözlemlenmektedir. Mevcut
154kV güzergâh üzerinden Ümraniye – Etiler – Yıldıztepe yeni boğaz koridoru planı
incelenmelidir. İlave olarak 2R Gökçekaya – Gölbaşı hattı yenilenmelidir.
Tablo 15. Senaryo 8'de Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
HABİBLER-ADA2
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
2Ph
95
970
ÜMRANİYE-TEPEÖREN
2x2R
93
785
ADAPAZARI-OSMANCA
2C
100
850
2R
100
825
TEPEÖREN-ADAPAZARI
2x2R
100
845
ZEKERİYAKÖY-PAŞAKÖY
2Ph
103
1040
ADAPAZARI-ÇAYIRHAN
2R
105
880
PAŞAKÖY-BEYKOZ
3C
107
1360
ALİBEYKÖY-BEYKOZ
3C
105
1300
KARAKAYA-HİLVAN
3C
105
1300
Şekil 38. Enterkonnekte Sistem Kuzey Batı Anadolu Ve Orta Anadolu DG Üretimi Ağırlıklı Senaryosu (Senaryo 8)

Senaryo 9: Bu senaryo ENTSO-E’den enerji ithalatının gerçekleştiği senaryodur. Bu enerji akışıyla
İstanbul Bölgesi’nin ihtiyacının bir kısmı karşılanmış olup enerji darboğazının yaşandığı Adapazarı
hatları rahatlamaktadır. Senaryoda sadece baz durumda da yüklü olan Karakaya – Hilvan
güzergahı yüklü durumdadır.
Tablo 16. Senaryo 9’da Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
KARAKAYA-HİLVAN
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
3C
102
1300

Senaryo 10: Bu senaryoda İran’dan ithal edilen 600 MW’ lık bir enerjinin yanı sıra ENTSO-E ‘ye
1000 MW’lık bir enerji ihracatı söz konusudur. Trakya Bölgesi’nin baz durumdaki talebinin
üzerine eklenen bu ihracat ile doğu – batı enerji akışını sağlayan iletim hatlarında yüklenmeler
gözlemlenmiştir.
Tablo 17. Senaryo 10’da Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
PAŞAKÖY-BEYKOZ
TEPEÖREN-ADAPAZARI
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
3C
93
1180
2x2R
95
800
KAYABAŞI-KURŞUNLU
3C
95
1200
ADAPAZARI-OSMANCA
2C
99
830
ADAPAZARI-ÇAYIRHAN
2R
106
900
KARAKAYA-HİLVAN
3C
108
1370
7.3.N-1 Kısıt Güvenliliği Analizi
“Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği”ne göre iletim sistemi; sistemin normal
çalışma koşullarında, santrallerin azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki birincil veya (N-1)
kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın yönetmelikle belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak,
iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini,
sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır9.
2017 kış puant yüklenme döneminde baz senaryoda n-1 kısıt durumunda öngörülen yüklenmeler Tablo
18’te verilmiştir. Kış termal kapasitelerinin yüksekliğinden dolayısı sadece kablolarda yüklenme
gözlemlenmiştir. İstanbul Avrupa yakasında Alibeyköy – Yıldıztepe hattında önemli bir miktar yük akışı
gözlemlenmektedir. Bu hattın kaybında İkitelli – Davutpaşa kablosu yüklenmektedir. Benzer şekilde
İstanbul Anadolu yakasında Yeni DG – Kartal hattının kaybında Ümraniye – Küçükbakkalköy kablosu
yüklenmektedir.
Tablo 18. 2017 Kış Puant Döneminde Kısıt Durumunda Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yüklenme Sayısı
DAVUTPAŞA-İKİTELLİ
2000
1
ÜMRANİYE-KÜÇÜKBAKKALKÖY
2000
1
2017 bahar minimum yüklenme döneminde n-1 kısıt durumunda öngörülen yüklenmeler Tablo 19’da
verilmiştir. Doğu Karadeniz bölgesindeki HES üretim miktarından dolayı Tirebolu – Ordu ve Kayabaşı
hatlarının n-1 kısıtı bulunmamaktadır.
Tablo 19. 2017 Bahar Minimum Döneminde Kısıt Durumunda Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
TİREBOLU-ORDU
Hattın Tipi
Yüklenme Sayısı
3Ph
11
KAYABAŞI-KURŞUNLU
3C
6
ADAPAZARI-OSMANCA
2C
3
KAYABAŞI-BAĞLUM
3C
2
3Ph
1
ORDU-BORASCO
2017 yaz puant yüklenme döneminde n-1 kısıt durumunda öngörülen yüklenmeler Tablo 20’de
verilmiştir.
Tablo 20. 2017 Yaz Puant Döneminde Kısıt Durumunda Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
ADAPAZARI-OSMANCA
Hattın Tipi
2C
Yüklenme Sayısı
BAZ
ADAPAZARI-ÇAYIRHAN
2R
BAZ
KAYABAŞI-KURŞUNLU
3C
BAZ
KARAKAYA-HİLVAN
3C
BAZ
2R
11
KAYABAŞI-BAĞLUM
3C
11
2X2R
9
KEBAN-ELBİSTAN
2C
6
VARSAK-AKSA
3C
5
2X2R
4
TEPEÖREN-ADAPAZARI
ÜMRANİYE-TEPEÖREN
KIZILTEPE-ILISU
3C
4
2Ph
3
SİNCAN-BAĞLUM
3C
3
HILVAN-ELGÜN
3C
3
BATMAN-ILISU
3C
3
DAVUTPAŞA-İKİTELLİ
2000
2
AMBARLI-YENİBOSNA
2000
1
ÜMRANİYE-KÜÇÜKBAKKALKÖY
2000
1
PAŞAKÖY-BEYKOZ
3C
1
VARSAK-OYMAPINAR
2C
1
ATATÜRK HES-BİRECİK HES
2C
1
ATATÜRK HES - ŞANLIURFA
3C
1
ZEKERİYAKÖY-PAŞAKÖY
7.4.2017 Yılı Kayıp Analizi
Şebeke kayıplarını mümkün olduğunca minimize etmek sistem işletmecisinin görevidir. Üretim ve
tüketimi kontrol etmenin tek yolu bölgesel iletim sistemi tarifeleri yöntemiyle yönlendirerek
mümkündür. Kayıpları azaltmanın bir diğer yolu yüksek miktarda kayıp görülen koridorları güçlendirmek
ve alternatiflerini planlamakla mümkündür.
2017 yılı 400kV şebeke kayıp analizi bu çerçevede sistem işletmecisine yüklü koridorları göstermek için
yapılmıştır. Kayıplar (I2R) aynı zamanda yüklü hatlarla ilişkiyi de göstermektedir. Ortaya çıkan sonuçlar
n-1 kısıt anı güvenliliğini arttırma orta ve uzun vadeli planlarda kullanılabilmektedir.
2017 yılı kış puant yüklenme dönemi yüksek kayıplı hatlar Şekil 39’de verilmiştir. Sarı ile gösterilen
hatlarda 10-20MW arası kayıp görünmektedir. Tüketim Marmara bölgesinde yoğunlaştığı için hatlar da
bölgeye yük taşıyan hatlarda gözlemlenmektedir.
Şekil 39. 2017 Kış Puant Dönemi Yüksek Kayıplı Hatlar
2017 yılı bahar minimum yüklenme dönemi yüksek kayıplı hatlar Şekil 40’de verilmiştir. Sarı ile gösterilen
hatlarda 10-20MW arası, yeşille gösterilen hatlarda 20MW’tan fazla kayıp görünmektedir. Üretim doğu
Karadeniz bölgesinde yoğunlaşması ve hatların uzun olması bölgedeki enerjiyi taşıyan hatlarda yüksek
kayıp gözlemlenmesine neden olmaktadır.
Şekil 40. 2017 Bahar Minimum Dönemi Yüksek Kayıplı Hatlar
2017 yılı yaz puant yüklenme dönemi yüksek kayıplı hatlar Şekil 41’da verilmiştir. Sarı ile gösterilen
hatlarda 10-20MW arası, yeşille gösterilen hatlarda 20MW’tan fazla kayıp görünmektedir. Üretimde
bahar dönemimde kontrolü mümkün olmayan Karadeniz akarsu santralleri yerini kapasitesini puant
saatlerinde kullanan barajlı HES’lere bıraktığından kayıplar daha güneydeki hatlarda gözlemlenmiştir.
Şekil 41. 2017 Yaz Puant Dönemi Yüksek Kayıplı Hatlar
7.5.380/154kV Merkez İhtiyacı Analizi
380/154kV merkez ihtiyacı şehir merkezlerinde artan yük ihtiyacını 154kV üzerinden beslemek mümkün
olmadığında, kırsalda ise uzun mesafelerdeki bölgeleri beslemenin mümkün olmadığında gereklidir.
Şehir merkezlerinde yüklü hatlardan dolayı gerekli görülen 380/154kV merkezler 154kV bölgesel
incelemeler başlığında verilmiştir.
Bu kısımda yaz, kış puantı ve bahar minimumda oluşabilecek n-1 kısıt durumları incelenmiştir. Kısıt
anında teknik %10 gerilim alt limitinden fazla gerilim düşümü gözlenen merkezler gösterilmiştir. Bazı
merkezler 154kV bölgesel incelemelerde daha detaylı ele alınmıştır.
2017 kış puant yüklenme durumunda gerilimin seviyesinin güvenli olmadığı merkezler Şekil 42’da
gösterilmiştir. Edirne, Kütahya ve Hakkâri bölgelerinde 477MCM hatların yenilenmesi gerekmektedir.
Çeşme, Bartın-Kastamonu bölgesinin ise 380/154kV merkeze ihtiyacı olduğu gözlemlenmektedir.
Şekil 42. 2017 Kış Puantında Kısıt Durumunda Düşük Gerilim Gözlenen Merkezler
2017 bahar minimum yüklenme durumunda gerilimin seviyesinin güvenli olmadığı merkezler Şekil 43’de
gösterilmiştir. Yüklerin düşük seviyede olması nedeniyle gerilim kriteri çoğunlukla sağlanmaktadır.
Sadece Edirne ve Hakkâri bölgelerinde görülen sorun hatların yenilenmesi ile çözülmektedir.
Şekil 43. 2017 Bahar Minimumda Kısıt Durumunda Düşük Gerilim Gözlenen Merkezler
2017 yaz puant yüklenme durumunda gerilimin seviyesinin güvenli olmadığı merkezler Şekil 44’de
gösterilmiştir. Bodrum, Bandırma, Kastamonu, Yozgat, Isparta bölgeleri 380/154kV merkeze ihtiyaç
duyduğu gözlemlenmektedir. Şanlıurfa, Kütahya, Konya Gelibolu bölgelerinde ise hatların yenilenmesi
gerekmektedir.
Şekil 44. 2017 Yaz Puantında Kısıt Durumunda Düşük Gerilim Gözlenen Merkezler
8. 2022 Yılı Şebeke Analizleri
2022 yılı 400kV şebeke analizleri, 400kV sistemin güvenliğini sağlamak ve yeni yatırım ihtiyaçlarını tespit
etmek için yapılmıştır. Öncelikte talep tahmin sonuçlarından gelen değerler ve üretim karakteristiklerinin
beklenen (olasılığı en yüksek) değerleri ile bir baz senaryo oluşturulmuştur. Beklenen değerler geçmiş
yıllar üretim karakteristikleri incelemeleri sonucunda elde edilen (i.e, İletim Sistemi Master Plan
Çalışması Üretim Senaryoları Raporu) yüksek, baz ve düşük değerlerden baz olanıdır. Çalışmalar bahar
minimum yüklenme, yaz puant yüklenme, kış puant yüklenme olmak üzere üç dönem için ayrı ayrı
gerçekleştirilmiştir. Baz senaryo analizleri incelendikten sonra diğer olası üretim senaryoları hazırlanıp
gerekli analizler gerçekleştirilmiştir. Bu sayede primer kaynaklardaki üretim değişimlerinin 400kV
sisteme yansımaları incelenmiştir. Son olarak baz durum senaryolarının 400kV N-1 kısıt güvenliğini
sağlayıp sağlamadığını kontrol etmek için gerekli analizler yapılarak sistem güvenlik analizleri
tamamlanmıştır.
Sistem güvenlik analizlerinden sonra sistemin diğer yatırım ihtiyaçlarını gösterecek kayıp analizi ve
380/154kV merkez ihtiyacı analizi incelenmiştir. Kayıp analizinin, planlamacının yeni koridorları tespit
etmesinde bir gösterge etkisi olup, yatırımların belirlenmesinde doğrudan bir etkisi olmamıştır. Raporun
380/154kV merkez ihtiyaçları kısmında, 154kV şebekede artan yük yoğunluğunun 154kV sistemdeki bir
kısıt anında gerilim düşümüne yol açma ihtimali incelenmiştir. Elde edilen sonuçlar 154kV sistem
güçlendirme veya 380/154kV merkez ihtiyacı olarak bölgesel değerlendirmelerde kullanılmıştır.
8.1.Baz Senaryo Analizi
2022 yılı kış puant yüklenme dönemimde brüt talep (net talep + iletim kayıpları) 64,9GW, bahar
minimum dönemi brüt talebi 28,6GW, yaz puant döneminde ise 74,4GW’a ulaşacağı öngörülmüştür. Baz
senaryolarda kullanılan üretimin primer kaynaklara göre paylaştırılması Tablo 21’de gösterilmiştir.
Tablo 21. 2022 yılı üretimin kaynaklara göre dağılımı
Kurulu Güç
(MW)
Santral Tipi
Kış Üretim
(MW)
Bahar Üretim Yaz Üretim
(MW)
(MW)
Kömür Yakıtlı Termik Elektrik Santralleri
29167
14580
8710
14580
Doğalgaz Yakıtlı Termik Elektrik Santralleri
43734
24650
0
25380
Barajlı Hidroelektrik Santralleri
27884
13520
4710
19840
Akarsu Hidroelektrik Santralleri
9000
2360
5990
2680
10852
2710
2170
4880
509
430
430
430
Rüzgâr Elektrik Santralleri
Jeotermal Elektrik Santralleri
Fuel Oil Yakıtlı Termik Elektrik Santralleri
1670
0
0
0
Nükleer Elektrik Santralleri
4800
4800
4800
4800
Bu sonuçlara göre 2022 yılında kurulu gücün %37,8’ini yenilenebilir enerji kaynaklarının (HES + RES + JES)
oluşturması beklenmektedir. Nükleer elektrik santralleri kurulu gücün %3,8’ini, kömür yakıtlı termik
elektrik santralleri %22,9’unu, doğalgaz yakıtlı termik elektrik santralleri %34,3’ünü oluşturacaktır (Şekil
45).
Şekil 45. 2022 Yılı Kurulu Güç Projeksiyonu
Kış puantında enerjinin %30,2’si yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanması beklemektedir.
Üretimde en büyük paya sahip olacak kaynak ise doğalgaz santralleridir (Şekil 46).
Şekil 46. 2022 Yılı Kış Puant Dönemi Baz Senaryo Primer Kaynaklardan Elektrik Üretimi
2022 bahar minimum döneminde ise yenilenebilir enerji kaynaklarının %49,6 ile en büyük oransal değere
ulaşması öngörülmüştür. Gece saatlerine denk gelen senaryoda doğalgaz santralleri devre dışındadır. Baz
yük santrali olan nükleer ve kömür santralleri ise sırasıyla üretimin %18 ve %32 sini gerçekleştirmektedir
(Şekil 47).
Şekil 47. 2022 Yılı Bahar Minimum Dönemi Baz Senaryo Primer Kaynaklardan Elektrik Üretimi
2022 yaz puantında ise üretimin %38,3’ünün yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanacağı
varsayılmıştır. Üretimin dağılımı Şekil 48’da gösterilmiştir.
Şekil 48. 2022 Yılı Yaz Puant Dönemi Baz Senaryo Primer Kaynaklardan Elektrik Üretimi
2022 yılına ait her üç dönemin bölgesel üretim dengesi ve bölgeler arası yük akışları Şekil 33, Şekil 34 ve
Şekil 35’te verilmiştir.
Şekil 49. 2022 Kış Puant Dönemi Bölgeler Arası Yük Akışı
Şekil 50. 2022 Bahar Minimum Dönemi Bölgeler Arası Yük Akışı
61 / 130
Şekil 51. 2022 Yaz Puant Dönemi Bölgeler Arası Yük Akışı
62 / 130
8.2. Üretim Senaryoları Analizi
Master plan çalışmalarında baz alınmak üzere 2007-2011 yılları primer kaynaklara göre santrallerin
puant ve minimum dönemlerinde üretim kapasiteleri incelenmiştir. “İletim Sistemi Master Plan Çalışması
Üretim Senaryoları” raporunda belirtilen 18 üretim senaryosu 2022 yaz puant, kış puant, bahar
minimum yüklenme dönemine uygulanmış olup, üretim kapasitelerindeki (santral üretim
senaryolarındaki) değişim ve bölgesel üretim farklılıklarının 400kV sistem üzerindeki etkisi incelenmiştir.
Senaryoların belirlenmesinde primer kaynakların ülke geneline homojen yayılmamış olması önem
almaktadır. RES Batı Anadolu’da, HES Doğu Karadeniz ve Güney Doğu Anadolu’da, doğalgaz Kuzeybatı
Anadolu ve Trakya’da ağırlık kazanmaktadır. Bu sayede doğu-batı aksındaki veya bölgeler arası iletim
hatlarının çeşitli senaryolarda karşılaşacağı durumlar incelenmiştir. Ayrıca kömür santrallerinin yoğun
olarak bulunduğu 2, 3, 8, 9. BYTM ve doğalgaz santrallerinin yoğun olarak bulunduğu 1, 2, 3, 4, 5. BYTM
bölgelerinde yüksek eş zamanlılık üretim senaryoları oluşturulmuştur. Senaryoların içerikleri Tablo 8 ve
Tablo 23’de verilmiştir. 8 ülke bağlantı kapsamında 18. senaryoda Suriye’den 1000MW ithalat, İran’dan
700MW ithalat incelenmiştir.
Tablo 22. İletim Sistemi Üretim Senaryoları Primer Kaynaklara göre Kapasiteleri (1)
KAYNAK TÜRÜ
Kömür TES
Doğalgaz TES
Barajlı HES
Akarsu HES
RES
JES
Fueloil, Diğer
NES
ENTSO-E
İran
BAZ SENARYO
SENARYO 1
Baz
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
NES ANALIZ
SENARYO 2
Yüksek
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Düşük
0
0
RES ANALIZ
SENARYO 3
SENARYO 4
Baz
Düşük
*
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Düşük
Yüksek
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
0
HES ANALIZ
SENARYO 5
SENARYO 6
Baz
Düşük
*
*
Düşük
Yüksek
Düşük
Yüksek
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
0
ULUSLAR ARASI ANALIZ
SENARYO 7
SENARYO 8
Baz
Baz
*
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
1000MW ithalat 1000MW ihracat
0
600MW ithalat
Tablo 23. İletim Sistemi Üretim Senaryoları Primer Kaynaklara göre Kapasiteleri (2)
KAYNAK TÜRÜ
Kömür TES
Doğalgaz TES
Barajlı HES
Akarsu HES
RES
JES
Fueloil, Diğer
NES
ENTSO-E
İran
Suriye
SENARYO 9
2. Bölge Y.
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
KÖMÜR TES ANALIZ
SENARYO 10 SENARYO 11
3. Bölge Y.
8. Bölge Y.
*
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
0
0
0
SENARYO 12
9. Bölge Y.
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
SENARYO 13
Düşük
1. Bölge Y.
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
DOĞALGAZ TES ANALIZ
SENARYO 14 SENARYO 15 SENARYO 16
Düşük
Düşük
Düşük
2. Bölge Y.
3. Bölge Y.
4. Bölge Y.
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
0
0
0
0
0
0
SENARYO 17
Düşük
5. Bölge Y.
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
0
0
* Hali hazırda kurulu gücü 250MW’tan büyük doğal gaz yakıtlı santrallerin geçmiş puant anı verilerinden alınan
üretim değerleri korunarak, kurulu gücü 250MW’tan küçük mevcut ve devreye yeni girecek tüm diğer santraller %
85 kapasite ile büyükten küçüğe üretim tüketim dengesine sağlayacak kadar devreye alınacaktır.
8 ÜKLE
SENARYO 18
Baz
*
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
Baz
0
700
1000
8.2.1. Senaryo 1 - Baz Senaryo
Baz senaryo için geçmiş 5 yıl puant günleri saatlik üretim verileri incelenmiş, üretimin primer kaynaklara
göre kullanım (utilization) faktörlerinin değerleri düşük, yüksek ve baz senaryo (en olası) olarak
belirlenmiştir. Bu veriler ışığında puant günü sistem dosyaları oluşturulmuştur.
Baz senaryoda Milli Yük Tevzi’den alınan 2007-2011 yıllarına ait veriler doğrultusunda hesaplanan
kullanım faktörlerinin en olası değerleri kullanılarak muhtemel puant günü senaryoları oluşturulmuştur.
Baz senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 24’de verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
YAZ
ADAPAZARI - İZMİT2
3PH
108
1645
YAZ
CAYIRHAN - SİNCAN
2R
107
906
YAZ
PAŞAKÖY - ZEKERİYAKÖY
2PH
103
1045
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
102
865
YAZ
HILVAN - ÇELTİK DG
3C
101
1280
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
97
990
YAZ
GÖYNÜK - ADAPAZARI
2R
93
788
YAZ
GÖYNÜK - AKSAT
2R
92
781
YAZ
TUNÇBİLEK - SEYİTÖMER
2C
90
760
YAZ
ALİBEYKÖY - YILDIZTEPE
3C
89
1130
YAZ
ADAPAZARI – TEPEÖREN
3PH
85
1305
YAZ
KAYABAŞI - KURŞUNLU
3C
83
1061
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
83
1050
BAHAR
2PH
74
906
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
74
1345
BAHAR
İZMİT2 - ADAPAZARI
3PH
68
1240
Baz senaryoda göze çarpan yüklü hatların büyük kısmı ikili demet (2 bundle) olan hatlardır (2PH, 2C, 2R).
Bu hatlar aynı zamanda teknik olarak ömrünü doldurmaya yaklaşmış olan hatlardır. Bu sebeple bu
koridorların 3PH iletim hatları ile yenilenmesi gerekmektedir.
Bir başka unsur ise Adapazarı ve Ada2 çıkışlı iletim hatlarının yüklü olmasıdır. Bu hatların üçlü demet (3
bundle) olmalarına rağmen yükleniyor oluşu sorunun ancak bölgedeki topolojinin değiştirilerek
çözülebileceğine işaret etmektedir. Bu konuyla ilgili çözüm önerileri raporun ilerleyen kısımlarında
detaylandırılmıştır.
Şekil 52. 400kV Enterkonnekte sistem Yaz Baz senaryo hat yüklenmeleri (Senaryo 1)
Şekil 53. 400kV Enterkonnekte sistem Bahar Baz senaryo hat yüklenmeleri (Senaryo 1)
66 / 130
Şekil 54. 400kV Enterkonnekte sistem Kış Baz senaryo hat yüklenmeleri (Senaryo 1)
67 / 130
8.2.2. Senaryo 2 - NES Senaryo
Türkiye’nin ilk nükleer santrali Akkuyu NES’in (4x1200 MW) 2019 yılında ilk ünitesinin üretime
başlayacak olmasının ardından her sene bir ünite daha devreye alınarak 2022 yılı itibari ile 4800MW’lık
kurulu güce ulaşması beklenmektedir. Ancak olası bir gecikme ya da problem nedeniyle nükleer santral
ve bağlantı hatlarının devrede olmadığı durum da Master Plan çalışmaları dâhilinde incelenmiştir. Bu
senaryoda Akkuyu NES ve Akkuyu NES’in bağlantısı için planlanan 6 adet 400 kV hat devre dışıdır. Çeşitli
kaynaklara göre santrallerin kullanım faktörüne bakıldığında ise kömür santrallerin yüksek, geri kalan
kaynaklara bağlı üretim yapan santrallerin ise baz senaryo değerinde üretim yaptığı görülmektedir.
Kömür TES’lerinin yüksek kapasite değerinde üretim yapması, NES’in devre dışı olmasından dolayı azalan
üretimi dengelemektir. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 25’de verilmiştir.
Şekil 55. 400kV Enterkonnekte sistem (Senaryo 2)
Tablo 25. 2. Senaryoda Yüklenen Hatlar
Dönem
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yüklenme Oranı (%) Yük Akışı (MW) Senaryolar
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
111
935
BAZ
YAZ
ÇELTİK DG - HİLVAN
3C
106
1340
BAZ
YAZ
3PH
101
1542
BAZ
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
95
845
BAZ
YAZ
2PH
94
960
BAZ
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
94
952
BAZ
YAZ
YUMURTALIK - MERSİN
3PH
91
1395
2
YAZ
YEŞİLHİSAR - KONYA
3C
89
1136
2
YAZ
3C
85
1077
BAZ
YAZ
ALİAĞA - BORNOVA2
2C
84
709
2,5
YAZ
3C
82
1043
BAZ
BAHAR
SÜTLÜCE - LAPSEKİ
2 X 1000
75
2 X 744
2,3,8,10,15
BAHAR
TİREBOLU - ORDU
3PH
74
1342
BAZ
Bu senaryoda Yumurtalık – Mersin ve Konya – Yeşilhisar hatları Akkuyu Nükleer santralinin devre dışı
olmasından dolayı %90 seviyelerinde yüklenmiştir. Büyük birer yük merkezi olan Mersin ve Konya
illerinin beslenmesi Yumurtalık ve Yeşilhisar hatları üzerinden gerçekleşmiş durumdadır. Bu senaryo
nükleer santral kurulumunun hatları ile birlikte gecikmesi durumuna yukarıda adı geçen hatların aşırı
yüklenme riski altında kalacağını göstermektedir.
Ayrıca termik santrallerdeki yüksek üretime bağlı olarak Aliağa – Bornova2 hattı göreceli olarak
yüklenmektedir.
8.2.3. Senaryo 3 - RES Senaryo (Düşük)
Rüzgâr üretim karakteristiklerini belirlemek üzere Elektrik İşleri Etüt İdaresi Genel Müdürlüğü,
Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğü ve TÜBİTAK MAM Güç Elektroniği Bölümü’nün ortak projesi olan
Türkiye’de Rüzgârdan Üretilen Elektriksel Güç İçin İzleme ve Tahmin Sistemi Geliştirilmesi Projesi (RİTM)
veri tabanı kullanılmıştır. Elde edilen aylık üretim bilgileri doğrultusunda yüksek, baz ve düşük kullanım
faktörleri oluşturulmuştur.
Bu senaryoda RES’ lerin düşük kapasite ile çalışmasının sisteme olan etkisi incelenmiştir. RES’ ler
dışındaki kaynakların kullanım faktörleri baz değerlerindedir. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo
26’de verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
Hattın Tipi Yüklenme Oranı (%)
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
115
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
113
YAZ
3PH
112
YAZ
2PH
108
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
101
YAZ
3C
100
YAZ
2R
98
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
97
YAZ
2C
95
YAZ
3C
91
YAZ
ADAPAZARI - TEPEÖREN
3PH
88
YAZ
3C
86
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
85
YAZ
SİNCAN - OSMANCA
3C
81
YAZ
IZMIT2 - YILDIZENT
3PH
80
BAHAR
2 X 1000
77
BAHAR
TİREBOLU - ORDU
3PH
69
Yük Akışı (MW) Senaryolar
972 BAZ
955 BAZ
1716 BAZ
1097 BAZ
1023 BAZ
1270 BAZ
827 BAZ
820 BAZ
804 BAZ
1150 BAZ
1350 BAZ
1087 BAZ
1080 BAZ
1022 3,6,8,11,12,15,18
1223 3,8,15
2 X 760 2,3,8,10,15
1254 BAZ
Rüzgâr üretiminin büyük bir bölümü Trakya ve Ege bölgesindeki santraller tarafından üretilmektedir. Bu
santrallerin düşük kapasite ile çalışması sonucunda devreye alınan doğal gaz santralleri neticesinde
doğudan batıya doğru gerçekleşen akış baz senaryodaki yüklenmelere ek olarak Sincan – Osmanca ve
İzmit2 – Yıldız Entegre hattını yüklemiştir.
8.2.4. Senaryo 4 - RES Senaryo (Yüksek)
Bu senaryoda RES’lerin yüksek kapasite ile çalışmasının sisteme olan etkisi incelenmiştir. RES’ler dışında
Kömür santralleri hariç diğer kaynakların kullanım faktörleri baz değerlerindedir. Kömür santralleri ise
RES’lerden gelen üretimi dengelemek amacıyla düşük kullanım faktörü ile çalışmaktadır. Senaryoda
yüklenen 400kV hatlar Tablo 27’de verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
886 BAZ
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
105
YAZ
3PH
105
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
104
YAZ
3C
101
YAZ
2PH
100
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
96
YAZ
2R
94
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
93
YAZ
3C
88
YAZ
2C
88
YAZ
3PH
84
YAZ
3C
83
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
81
1050 BAZ
1028 BAZ
BAHAR
TİREBOLU - ORDU
3PH
70
1272 BAZ
1594 BAZ
877 BAZ
1276 BAZ
1012 BAZ
970 BAZ
790 BAZ
783 BAZ
1117 BAZ
743 BAZ
1283 BAZ
Genel olarak 154 kV sistemden bağlı olan rüzgâr üretimleri 380 kV sistemde herhangi bir zorlanmaya
sebep olmamakla birlikte rüzgar üretiminin toplam üretime olan oranı doğrultusunda 380 kV sistemi
biraz rahatlatmıştır. Santrallerin yoğun olduğu Ege ve Trakya bölgelerindeki 380 kV hatlarda üretime
bağlı olarak herhangi bir yüklenme görülmemektedir.
8.2.5. Senaryo 5 - HES Senaryo (Düşük)
2009, 2010, 2011 yılları yaz puant, kış puant ve bahar minimum günleri saatlik üretim bilgileri Orta
Karadeniz, Doğu Anadolu, Güney Doğu Anadolu, Doğu Akdeniz Yük Tevzi Müdürlüklerinden temin
edilerek hidroelektrik santrallerinin kapasite faktörleri incelenmiştir. HES üretimleri incelenirken barajlı
ve akarsu tipi olarak ikiye ayrılmış bunun yanı sıra EİE’ nin bölgeleri kullanarak üretimler bulundukları
havzalara göre listelenmiştir. Bu bilgiler ışığında her bölge ve sezon için ayrı değerlere sahip yüksek, baz
ve düşük kapasite faktörleri belirlenmiştir.
Bu senaryoda HES’lerin düşük kapasite faktörü ile çalışmasının sisteme olan etkisi incelenmiştir. HES’ler
dışındaki santraller baz değerlerdeki kapasite faktöründe çalışmaktadır. Senaryoda yüklenen 400kV
hatlar Tablo 28’de verilmiştir.
Dönem Hattın Adı
YAZ
YAZ
830 BAZ
2PH
82
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
84
YAZ
ALİAĞA - BORNOVA2
2C
81
YAZ
3C
80
YAZ
ADA2 - HABİBLER
2PH
82
1015 BAZ
833 BAZ
BAHAR TİREBOLU - ORDU
3PH
65
1194 BAZ
713 BAZ
686 2,5
Bu senaryoda doğudaki üretimin ciddi miktarlarda azalması sonucunda doğudan batıya enerji akışını
sağlayan hatlarda yüklenme gözükmemektedir. HES’lerin düşük kapasite ile çalışmasından doğan üretim
kaybı doğalgaz santralleri devreye alınarak dengelenmiştir. Bunun neticesinde Trakya’daki doğalgaz
santralleri devreye girmiş olup, baz senaryoda enerji darboğazının yaşandığı Adapazarı bölgesinde
yüklenme gözlenmemiştir.
8.2.6. Senaryo 6 - HES Senaryo (Yüksek)
Bu senaryoda HES’lerin yüksek kapasite faktörü ile çalışmasının sisteme olan etkisi incelenmiştir. HES’ler
dışındaki santraller kömür santralleri hariç baz değerlerdeki kapasite faktöründe çalışmaktadır. Kömür
TES’ler ise HES’lerden gelen üretimi dengelemek amacı ile düşük kapasite faktöründe çalıştırılmaktadır.
Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 29’de verilmiştir.
Bu senaryo 17 farklı üretim senaryosu arasında elektrik sistemini en çok zorlayan senaryo olmuştur. Baz
senaryoda dahi yüklü durumda olan Adapazarı ve Ada-2 bağlantılı 380 kV iletim hatları bu senaryoda
çoğunluğu ülkenin doğusunda olan HES’lerin üretimiyle daha da yüklenmiştir. Bunun yanı sıra doğu-batı
arasında yük akışı sağlayan Kayabaşı – Kurşunlu iletim hattındaki yüklenme %100 kapasitenin biraz
üzerine çıkmıştır. Senaryo 6’ya özel olarak yüklenmiş hatlar da yukarıda listelenmiştir.
Bahar senaryosunda ise Ordu – Tirebolu iletim hattı %90 üzerinde yüklenmiş olup bölgedeki olası iletim
hattı kaybında enerji transferini riske atacaktır. Bu sebeple Borçka – Kalkandere – Tirebolu iletim hattının
yükünü hafifletecek olan İspir – Köse – Reşadiye hattının Tirebolu - Reşadiye bağlantısı yapılarak her iki
güzergahın da güvenliği arttırılmalıdır. Bu konu ile ilgili detaylar raporun ilerleyen kısımlarında
açıklanmıştır.
Dönem
Hattın Adı
Hattın Tipi Yüklenme Oranı (%) Yük Akışı (MW) Senaryolar
2R
124
1047 BAZ
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
YAZ
3C
123
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
120
YAZ
3PH
119
YAZ
2PH
115
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
104
YAZ
3C
102
YAZ
2C
97
YAZ
ORDU - TİREBOLU
3PH
94
YAZ
3C
93
YAZ
2R
90
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
90
YAZ
ILISU - KIZILTEPE
YAZ
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
YAZ
SİNCAN - OSMANCA
YAZ
YEŞİLHİSAR - TEMELLİ
YAZ
3C
89
3PH
88
3C
87
1554 BAZ
1010 BAZ
1817 BAZ
1171 BAZ
1053 BAZ
1295 BAZ
822 BAZ
1432 BAZ
1177 BAZ
763 BAZ
758 BAZ
1131 6,8, 18
1340 BAZ
1107 BAZ
3C
83
2 X 3PH
83
1056 3,6,8,11,12,15,18
1268 6,12,18
KEBAN - ELBİSTAN-A
2C
83
YAZ
ALİBEYKÖY - BEYKOZ
3C
82
YAZ
KURŞUNLU - OSMANCA
3C
80
YAZ
ADA1 - TEPEÖREN
3PH
80
YAZ
GÖKÇEKAYA - GÖLBAŞI
3PH
80
BAHAR
2PH
91
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
91
BAHAR
3PH
83
BAHAR
AKSAT - GÖYNÜK
2R
76
BAHAR
2R
75
BAHAR
BURSA SANAYİ - TUNÇBİLEK
2C
73
BAHAR
CAYIRHAN - SİNCAN
2R
71
BAHAR
KURŞUNLU - KAYABAŞI
3C
71
BAHAR
KAYABAŞI - REŞADİYE
3PH
69
1066 BAZ
1255 6
BAHAR
ADA2 - OSMANCA
3C
66
996 6
701 6
1040 6,8, 12,18
1017 6
1222 6, 18
1220 6
1108 BAZ
1655 BAZ
1519 BAZ
764 BAZ
756 BAZ
730 6
710 BAZ
8.2.7. Senaryo 7 - Uluslar Arası Senaryo I
Türkiye enterkonnekte iletim sistemi Yunanistan, Bulgaristan, Gürcistan, Nahcivan, İran, Irak, Suriye
olmak üzere 7 ülke ile bağlantıda bulunmaktadır. Baz senaryoda Gürcistan’dan 1400 MW ithalat, Suriye
ve Irak’a ise toplamda 950 MW ihracat olduğu olası durum analiz edilmiştir. Bunun yanı sıra Bulgaristan
ve Yunanistan (ENTSO-E) ile senkron çalışma ile 400MW’lık ithalat -ihracat anlaşmamız bulunmaktadır.
Orta vadede ticaretin kapasitesinin 1000MW’a çıkarılması ihtimalindeki net ithalat ve net ihracat
senaryoları da Master Plan üretim senaryoları dâhilinde analiz edilmiştir.
Bu senaryoda ENTSO-E üzerinden 1000 MW enerji ithal edildiği durum incelenmiştir. Enerji santralleri ise
baz kapasite faktörlerinde çalışmaktadır. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 30’de verilmiştir.
Tablo 30. 7.Senaryoda Yüklenen Hatlar
Dönem
Hattın Adı
854 BAZ
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
101
YAZ
3PH
101
YAZ
3C
101
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
97
YAZ
ADA2 - HABİBLER
2PH
88
YAZ
3C
85
YAZ
2C
83
YAZ
2PH
81
YAZ
3C
81
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2C
81
YAZ
ADAPAZARI - GÖYNÜK
2C
81
681 BAZ
688 BAZ
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
69
1254 BAZ
1538 BAZ
1275 BAZ
818 BAZ
896 BAZ
1074 BAZ
704 BAZ
826 BAZ
1029 BAZ
Bu senaryoda Trakya üzerinden gelen enerji neticesinde Adapazarı bölgesi 380 kV iletim hatları baz
senaryoya göre biraz rahatlamıştır; fakat hala %100’ün üzerinde yüklenen hatlar bulunmaktadır.
8.2.8. Senaryo 8 - Uluslar Arası Senaryo II
Orta ve uzun vadede olası bir uluslar arası ticaret senaryosu olarak bu senaryoda İran üzerinden 600 MW
enerji ithal edilip, ENTSO-E’ye 1000 MW enerji ihraç edilmesi analiz edilmiştir. Enerji santralleri ise baz
kapasite faktörlerinde çalışmaktadır. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 31’de verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
YAZ
2PH
120
YAZ
3PH
116
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
116
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
115
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
106
YAZ
3C
105
YAZ
2R
102
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
101
YAZ
2C
97
YAZ
3PH
93
YAZ
3C
89
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
89
YAZ
3C
88
YAZ
İZMİT2 - YILDIZ ENTEGRE
3PH
85
YAZ
3C
84
YAZ
SİNCAN - OSMANCA
3C
83
YAZ
ILISU - KIZILTEPE
3C
81
BAHAR
2PH
90
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
73
BAHAR
BURSA DG - BURSA SANAYİ
2C
72
BAHAR
3PH
71
BAHAR
2 X 1000
69
BAHAR
ÜNİMAR - KAPTANÇELİK
2C
68
BAHAR
2R
66
BAHAR
GÖYNÜK - AKSAT
2R
66
1223 BAZ
1765 BAZ
976 BAZ
969 BAZ
1077 BAZ
1332 BAZ
861 BAZ
854 BAZ
819 BAZ
1412 BAZ
1132 BAZ
1127 BAZ
1111 BAZ
1290 3,8,15
1060 6,8, 12,18
1050 3,6,8,11,12,15,18
1026 6,8,18
1090 BAZ
1335 BAZ
720 8
1295 BAZ
2 X 685 2,3,8,10,15
679 8
666 BAZ
666 BAZ
Bir önceki senaryonun aksine İran’dan alınan enerji ile doğudan batıya transfer edilmesi gereken enerji
miktarı artmıştır. Trakya üzerinden Avrupa’ya ihraç edilecek enerji Adapazarı bölgesi hatlarını aşırı
yüklemektedir. Güneydoğu Anadolu Bölgesi’ndeki hatlara bakıldığı zaman ise baz senaryoda %75
yüklenen Kızıltepe – Ilısu iletim hattının %81 yüklendiği görülmektedir. Kabul edilebilir bir seviye olan bu
yüklenmenin ihracatın arttırılması durumunda risk oluşturabileceği gözden kaçırılmamalıdır.
8.2.9. Senaryo 9 - Kömür TES Senaryo I
Kömür santralleri puant saati ve sezondan bağımsız olarak baz yük santrali şeklinde çalışmaktadır. Milli
Yük Tevzi’den alınan 2007-2011 yıllarına ait saatlik veriler de bu görüşü doğrular niteliktedir. Bu yüzden
Kömür santralleri için değişik kapasite faktörlerinin analiz edilmesi tek başına anlamlı olmayacaktır.
Sistemdeki mevcut ya da devreye girecek kömür santralleri belli bölgelerde yoğunlaşmıştır. Bölgesel
olarak Kömür Santrallerinin üretimlerindeki artışın sisteme olan etkisi incelenerek, varsa sistemdeki zayıf
noktaların ortaya çıkması sağlanmıştır.
9. Senaryoda Kuzey Batı Anadolu YTM’ deki kömür santralleri yüksek kapasite faktörü ile çalıştırılmıştır.
Diğer santrallerin kapasite faktörü ise baz değerlerindedir. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 32’de
verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
YAZ
3PH
111
YAZ
2PH
106
YAZ
3C
102
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
101
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
100
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
99
YAZ
3C
91
YAZ
2R
89
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
89
YAZ
2C
87
YAZ
3PH
87
YAZ
3C
81
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
71
1697 BAZ
1081 BAZ
1290 BAZ
855 BAZ
1015 BAZ
833 BAZ
1151 BAZ
756 BAZ
748 BAZ
736 BAZ
1323 BAZ
1022 BAZ
1298 BAZ
Bu senaryoda baz senaryodan çok farklı olmayan bir yüklenme tablosu ortaya çıkmıştır. 2 Bundle
hatlardaki yüklenmeler ve Adapazarı bölgesi iletim hatları sistemin kritik noktalarıdır.
8.2.10.
Senaryo 10 - Kömür TES Senaryo II
10. Senaryoda Batı Anadolu YTM’ deki kömür santralleri yüksek kapasite faktörü ile çalıştırılmıştır. Diğer
santrallerin kapasite faktörü ise baz değerlerindedir. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 33’de
verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
YAZ
3C
102
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
98
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
98
YAZ
3PH
97
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
91
YAZ
2PH
91
YAZ
2R
88
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
87
YAZ
3C
83
YAZ
2C
82
YAZ
3PH
80
YAZ
3C
80
BAHAR
2 X 1000
80
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
69
KIS
2 X 1000
78
1292 BAZ
830 BAZ
828 BAZ
1473 BAZ
923 BAZ
923 BAZ
743 BAZ
736 BAZ
1055 BAZ
690 BAZ
1225 BAZ
1015 BAZ
2 X 791 2,3,8,10,15
1258 BAZ
2 X 770 2,3,8,10,15
Bu üretim senaryosu Çanakkale Boğazı kablolarının yeterliliğini görmek açısından önem taşımaktadır. Ege
bölgesi ağırlıklı TES üretiminin Sütlüce – Lapseki kabloları ile Trakya’ya taşındığı görülmektedir.
Kablolardaki yüklenmeler normal seviyelerde olup Adapazarı bölgesi 380 kV iletim hatları baz senaryoya
göre rahatlatmıştır.
8.2.11.
Senaryo 11 - Kömür TES Senaryo III
11. Senaryoda Güney Doğu Anadolu YTM’ deki kömür santralleri yüksek kapasite faktörü ile
çalıştırılmıştır. Diğer santrallerin kapasite faktörü ise baz değerlerindedir. Senaryoda yüklenen 400kV
hatlar Tablo 34’de verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
113
YAZ
3PH
111
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
108
YAZ
2PH
106
YAZ
3C
100
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
100
YAZ
2R
96
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
96
YAZ
2C
94
YAZ
3C
91
YAZ
3PH
87
YAZ
3C
86
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
84
YAZ
SİNCAN - OSMANCA
3C
81
BAHAR
ZEKERİYAKÖY - PAŞAKÖY
2PH
90
BAHAR
3PH
83
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
78
BAHAR
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
73
BAHAR
2C
66
958 BAZ
1694 BAZ
913 BAZ
1077 BAZ
1273 BAZ
1011 BAZ
815 BAZ
808 BAZ
794 BAZ
1149 BAZ
1330 BAZ
1088 BAZ
1268 BAZ
1031 3,6,8,11,12,15,18
1216 BAZ
1520 BAZ
1415 BAZ
734 BAZ
661 BAZ
Gölbaşı – Sincan – Çayırhan güzergâhı bu senaryonun en yüklü hatlarındandır. Yüksek HES senaryosu
kadar olmasa da doğu – batı arasındaki koridorlar zorlanmıştır. Bunun yanı sıra diğer hatlardaki
yüklenmeler baz senaryo ile hemen hemen aynı olmuştur.
8.2.12.
Senaryo 12 - Kömür TES Senaryo IV
12. Senaryoda Doğu Akdeniz YTM’ deki kömür santralleri yüksek kapasite faktörü ile çalıştırılmıştır. Diğer
santrallerin kapasite faktörü ise baz değerlerindedir. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 35’de
verilmiştir.
Dönem
Hattın Adı
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
116
YAZ
3PH
114
YAZ
2PH
108
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
104
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
101
YAZ
2R
98
YAZ
2C
98
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
97
YAZ
3C
96
YAZ
3C
92
YAZ
3PH
88
YAZ
3C
86
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
85
YAZ
SİNCAN - OSMANCA
3C
84
YAZ
YEŞİLHİSAR - TEMELLİ
2 X 3PH
83
YAZ
3C
80
BAHAR
2PH
87
BAHAR
3PH
79
BAHAR
ORDU - TİREBOLU
3PH
76
BAHAR
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
74
BAHAR
TEMELLİ - YEŞİLHİSAR
2 X 3PH
72
BAHAR
ELBİSTAN-B - ANDIRIN
2C
71
BAHAR
2C
70
BAHAR
SEYİTÖMER - AFYON2
3PH
66
BAHAR
AKSAT - GÖKÇEKAYA
2R
65
984 BAZ
1735 BAZ
1101 BAZ
878 BAZ
1027 BAZ
824 BAZ
825 BAZ
818 BAZ
1220 BAZ
1163 BAZ
1347 BAZ
1086 BAZ
1082 BAZ
1059 3,6,8,11,12,15,18
1266 6,12,18
1015 6,8, 12,18
1052 BAZ
1433 BAZ
1390 BAZ
746 BAZ
1082 6,12
716 12
707 BAZ
1200 12
656 12
Akkuyu nükleer santralinin üretimine ek olarak bölgedeki termik santrallerin de yüksek kapasiteli üretimi
bu bölgedeki 380 kV iletim sisteminin sınanması açısından önem teşkil etmektedir. Adana civarında
yoğunlaşan termik santraller Yeşilhisar – Temelli iletim hattının riskli sayılabilecek seviyelerde
yüklenmesine neden olmuştur.
8.2.13.
Senaryo 13 - Doğalgaz TES Senaryo I
Milli yük tevziden 2007-2011 yılları için alınan verilere göre doğal gaz santralleri yükün düşük olduğu
saatlerde kapasitelerini düşürmekle beraber baz yük santrali işlevi de görmektedir. Ancak hem kaynağın
pahalılığı hem de akarsu-hidroelektrik ve rüzgâr gibi alternatif yenilenebilir kaynaklara dayalı santrallerin
kurulu gücünün arttırılmasıyla beraber, doğal gaz santralleri de normalde bekleneceği üzere puant yükü
karşılayacak santrallere dönüşmesi beklenmektedir. Bu nedenle üretim senaryolarında Doğalgaz
Santralleri üretim tüketim dengesini sağlamak amacı ile bütün santraller yüklendikten sonra devreye
alınmıştır ve devreye alınma sıralaması santrallerin kurulu güçlerine göre yapılmış, bölgeden bağımsızdır.
Doğalgaz santrallerinin üretimlerinin bölgesel olarak artışının etkilerinin görülmesi için çeşitli üretim
senaryoları da oluşturulmuştur.
13. Senaryoda Trakya YTM’de bulunan kurulu gücü 250 MW’dan yüksek tüm doğalgaz santrallerinin
yüksek kapasite faktörü ile çalışmasının sisteme olan etkileri analiz edilip, varsa zayıf noktalar
belirlenmiştir. Sistemdeki diğer santraller kömür santralleri hariç baz kapasite faktörlerinde
çalışmaktadır. Kömür santralleri ise doğalgaz santrallerinden gelen üretimi dengelemek amacı ile düşük
kapasite faktöründedir. Senaryoda yüklenen 400kV hatlar Tablo 36’de verilmiştir. Minimum Puant
anında doğalgaz santrallerinin normal şartlar altında devrede olmayacağı beklendiğinden bu üretim
senaryosu bahar sezonunda analiz edilmemiştir.
Dönem
Hattın Adı
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
109
YAZ
3C
103
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
102
YAZ
3PH
101
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
90
YAZ
2R
87
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
87
YAZ
2PH
86
YAZ
2C
85
YAZ
3C
82
YAZ
3C
81
919 BAZ
1304 BAZ
860 BAZ
1532 BAZ
910 BAZ
738 BAZ
731 BAZ
875 BAZ
716 BAZ
1040 BAZ
1026 BAZ
Trakya bölgesindeki doğalgaz santrallerin devreye girmesi ile birlikte üretim değerleri talebe yaklaşmış
ve bunun sonucunda Adapazarı bölgesi iletim hatları rahatlamıştır. Bu senaryo sistemin en rahat çalıştığı
senaryoların başında gelmektedir.
8.2.14.
Senaryo 14 - Doğalgaz TES Senaryo II
14. Senaryoda Kuzey Batı Anadolu YTM’de bulunan kurulu gücü 250 MW’dan yüksek tüm doğalgaz
santrallerinin yüksek kapasite faktörü ile çalışmasının sisteme olan etkileri analiz edilip, varsa zayıf
noktalar belirlenmiştir. Sistemdeki diğer santraller kömür santralleri hariç baz kapasite faktörlerinde
Dönem
Hattın Adı
Hattın Tipi
YAZ
YAZ
1164 BAZ
2PH
115
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
108
YAZ
3C
104
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
99
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
98
YAZ
3PH
93
YAZ
3C
90
YAZ
3PH
85
YAZ
2R
83
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
83
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
83
1056 BAZ
699 BAZ
YAZ
3C
81
1021 BAZ
908 BAZ
1314 BAZ
1001 BAZ
830 BAZ
1415 BAZ
1146 BAZ
1291 BAZ
704 BAZ
Bu bölgedeki doğalgaz santrallerinin kurulu gücü yüksek olduğundan dolayı baz senaryoda da devreye
girmektedirler. Bu büyük santrallere ek olarak devreye giren santraller ile birlikte Adapazarı – İzmit2
hattındaki yüklenme azalsa da riskli bölgenin dışına çıkamamıştır.
8.2.15.
Senaryo 15 - Doğalgaz TES Senaryo III
15. Senaryoda Batı Anadolu YTM’de bulunan kurulu gücü 250 MW’dan yüksek tüm doğalgaz
2R
Yüklenme Oranı
(%)
116
2PH
111
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
111
YAZ
3PH
110
YAZ
3C
102
YAZ
2R
101
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
101
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
101
YAZ
2C
94
YAZ
3C
90
YAZ
3PH
89
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
86
YAZ
3C
85
YAZ
İZMİT2 - YILDIZENT
3PH
82
YAZ
OSMANCA - SİNCAN
3C
80
KIŞ
2 X 1000
74
Dönem
Hattın Adı
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
YAZ
YAZ
Hattın Tipi
Yük Akışı (MW)
Senaryolar
978 BAZ
1130 BAZ
936 BAZ
1680 BAZ
1292 BAZ
857 BAZ
1028 BAZ
851 BAZ
793 BAZ
1143 BAZ
1363 BAZ
1084 BAZ
1079 BAZ
1256 3,8,15
1014 3,6,8,11,12,15,18
728 2,3,8,10,15
Batı Anadolu YTM üretimin artışı bu sınırlar içerisindeki 380 kV iletim hatlarında herhangi bir yüklenmeye
sebep olmamıştır. Fakat düşük tutulan Kömür TES’lerin üretiminin kompanzasyonu için devreye giren İç
Anadolu Bölgesi’ndeki doğalgaz santralleri İzmit2 – Yıldız Entegre ve Osmanca – Sincan hattının %80
yüklenmesine sebep olmuştur.
8.2.16.
Senaryo 16 - Doğalgaz TES Senaryo IV
16. Senaryoda Orta Anadolu YTM’de bulunan kurulu gücü 250 MW’dan yüksek tüm doğalgaz
Dönem
Hattın Adı
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
113
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
108
YAZ
3PH
107
YAZ
2PH
103
YAZ
3C
103
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
97
YAZ
2R
96
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
95
YAZ
2C
90
YAZ
3C
87
YAZ
3PH
86
YAZ
3C
84
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
82
959 BAZ
900 BAZ
1570 BAZ
1199 BAZ
1309 BAZ
882 BAZ
797 BAZ
790 BAZ
749 BAZ
1105 BAZ
1246 BAZ
1051 BAZ
1051 BAZ
Bölgedeki üretimin artışı baz senaryoda dahi yetersiz olan 2R Gölbaşı-Sincan-Çayırhan hattını daha da
yüklemiştir. Diğer yüklenmeler baz senaryo ile benzerlik göstermektedir.
8.2.17.
Senaryo 17 - Doğalgaz TES Senaryo V
17. Senaryoda Batı Akdeniz YTM’de bulunan kurulu gücü 250 MW’dan yüksek tüm doğalgaz
Hattın Tipi Yüklenme Oranı (%) Yük Akışı (MW)
Senaryolar
Dönem
Hattın Adı
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
113
YAZ
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
108
YAZ
3PH
107
YAZ
2PH
103
YAZ
3C
102
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
97
YAZ
2R
96
YAZ
AKSAT - GÖYNÜK
2R
96
YAZ
2C
91
YAZ
3PH
86
YAZ
3C
84
YAZ
3C
84
1068 BAZ
1065 BAZ
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
82
1044 BAZ
956 BAZ
912 BAZ
1628 BAZ
1045 BAZ
1293 BAZ
987 BAZ
813 BAZ
807 BAZ
766 BAZ
1306 BAZ
Nükleer santralin inşa edilecek olması dolayısıyla bölgede gerçekleştirilecek olan 380 kV seviyesindeki
iletim yatırımları bölgeyi yeteri kadar kuvvetlendirmiş olup bölgedeki doğalgaz üretiminin yüksek olduğu
bu senaryoda da baz senaryoya ek yüklenen hat gözlenmemiştir.
8.2.18.
Senaryo 18 - 8 Ülke Analiz
18. Senaryoda 8 ülke (Türkiye, Irak, Suriye, Lübnan, Filistin, Mısır, Libya, Tunus) bağlantı projesi
kapsamında Suriye (Birecik TM) üzerinden 1000MW ithalat, Irak (Cizre TM) üzerinden 700MW ithalat
senaryosu analiz edilmiştir.
Dönem Hattın Adı
Yük Akışı (MW) Senaryo
YAZ
CAYIRHAN - SİNCAN
2R
121
1024 BAZ
YAZ
3PH
120
1836 BAZ
YAZ
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
114
960 BAZ
YAZ
2PH
111
1122 BAZ
YAZ
ADA2 - HABIBLER
2PH
103
1049 BAZ
YAZ
2C
103
868 BAZ
YAZ
2R
98
828 BAZ
YAZ
GÖYNÜK - AKSAT
2R
97
823 BAZ
YAZ
3C
93
1175 BAZ
YAZ
3C
93
1176 BAZ
YAZ
HILVAN - ÇELTİK DG
3C
92
1167 BAZ
YAZ
ADAPAZARI – TEPEÖREN
3PH
90
1365 BAZ
YAZ
ADA2 - BEYKOZ
3C
87
1104 BAZ
YAZ
2 x 3PH
87
2 x 1326 6,12,18
YAZ
OSMANCA - SİNCAN
3C
86
1090 3,6,8,11,12,15,18
YAZ
KIZILTEPE - ILISU
3C
84
1067 6,8,18
YAZ
3C
82
1037 6,8,12,18
YAZ
TEPEÖREN - ADA1
3PH
80
1037 6,18
BAHAR
KIŞ
Orta Doğu bölgesinden enerji alımının etkisi Kızıltepe - Ilısu, Yeşilhisar - Temelli hatlarında görülmektedir.
Dolayısıyla mevcut hatların kapasitesini arttırmak için paralel yeni koridorlar oluşturmak gerekmektedir.
8.3. N-1 Kısıt Güvenliliği Analizi
“Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği”ne göre iletim sistemi; sistemin normal
çalışma koşullarında, santrallerin azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki birincil veya (N-1)
kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın yönetmelikle belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak,
iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini,
sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
N-1 kısıt çalışmasında kışın %60, baharda %80, yazın %100’ü geçen hatlar listelenmiştir.
2022 kış puant yüklenme döneminde baz senaryoda N-1 kısıt durumunda öngörülen yüklenmeler Tablo
42‘de verilmiştir. Kış termal kapasitelerinin yüksekliğinden dolayısı çoğunlukla kablolarda yüklenme
gözlemlenmiştir.
Tablo 42. 2022 Kış Puant Döneminde Kısıt Durumunda Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
ÜMRANİYE - KÜÇÜKKBAKKALKÖY
En Yüksek Yüklenme (%)
Yüklenme Sayısı
2000
65
Baz Senaryo
2PH
62
2
KARTAL - MALTEPE
2000
73
1
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
72
1
2 X 2000
68
1
2000
68
1
SÜTLÜCE - LAPSEKİ 2
KÜÇÜKBAKKALKÖY - MALTEPE
2022 bahar minimum yüklenme döneminde N-1 kısıt durumunda öngörülen yüklenmeler Tablo 43’te
verilmiştir. Doğu Karadeniz bölgesindeki HES üretim miktarından dolayı Tirebolu – Ordu ve Kayabaşı
hatlarının N-1 kısıtı bulunmamaktadır.
Tablo 43. 2022 Bahar Minimum Döneminde Kısıt Durumunda Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yüklenme Sayısı
2PH
111
14
2 X 2000
99
1
3PH
89
1
ORDU - TİREBOLU
3PH
88
1
3C
82
1
ALİBEYKÖY - ÜMRANİYE
2022 yaz puant yüklenme döneminde N-1 kısıt durumunda öngörülen yüklenmeler Tablo 44‘de
verilmiştir.
Tablo 44. 2022 Yaz Puant Döneminde Kısıt Durumunda Yüklenen Hatlar
Hattın Adı
Hattın Tipi
Yüklenme Sayısı
2PH
118
Baz Senaryo
ÇAYIRHAN - SİNCAN
2R
106
Baz Senaryo
3PH
104
Baz Senaryo
GÖLBAŞI - SİNCAN
2R
102
Baz Senaryo
HİLVAN - ÇELTİK DG
3C
100
Baz Senaryo
HİLVAN - ÇELTİK DG
3C
2R
100
Baz Senaryo
113
17
GÖYNÜK - AKSAT
2R
112
17
3C
114
5
3C
112
5
2C
113
3
HABİBLER - ADA2
2PH
109
3
TEPEÖREN - ADAPAZARI
3PH
109
2
2 X 2000
136
1
ÜMRANİYE - KÜÇÜKBAKKALKÖY
2000
127
1
DAVUTPAŞA - İKİTELLİ
2000
123
1
VARSAK - ANTALYASB
3C
108
1
KIZILTEPE - ILISU
3C
107
1
ALİAĞA - BORNOVA2
2C
107
1
3PH
103
1
2 X 3PH
103
1
3C
101
1
İZMİT2 - YILDIZ ENTEGRE
ALİBEYKÖY - ÜMRANİYE
8.4. Açı Analizi
Bu bölümde 380 kV seviyesindeki komşu baralar arasındaki iletim hattı devre dışı bırakıldığında baralar
arasındaki açı farkının kaç derece olduğu saptanmıştır. İlgili liste Tablo 45’te verilmiştir. Çalışmanın amacı
herhangi bir sebeple devre dışı kalmış olan iletim hattının tekrar devreye alınması sırasında stabilite
problemi yaratma olasılığının değerlendirilmesidir.
Bilindiği üzere arasında büyük açı farkı olan komşu baraların arasındaki elektrik iletim hattının
enerjilendirilmesi sistemdeki makinelerin senkronizmi kaybetmelerine neden olabilmektedir. Bu açı farkı
30o ve üzerinde ise sistem için bir risk teşkil ettiği kabul edilmektedir.
Yüksek açı farkları yüksek enerji akışının olduğu baralar arasında görülmektedir. Örnek verecek olursak;
Ordu – Tirebolu iletim hattı devrede iken bu iki bara arasında 12o açı farkı vardır ve hattın üzerinden
1300MW’lık aktif güç akışı söz konusudur. Hat devre dışı kaldığındaki durumda ise baralar arasındaki açı
farkı 44o seviyelerine gelmektedir. Bunun sebebi olarak da bu iki bara arasında alternatif bir 380 kV
koridorun bulunmamasıdır. Bu sebeple daha yüksek empedans üzerinden gerçekleşen enerji transferi
daha yüksek açı farklarına sebep olmaktadır.
Erzurum – Ağrı örneğinde de komşu baralar arasındaki 380 kV hattın devre dışı kalması sonucunda
baralar arasındaki açı farkı 46o’yi geçmektedir. Bu bölgede de alternatif 380 kV koridorun olmayışı ve 154
kV sistemde de uzun 477MCM hatların varlığı açı farklarının çok ciddi boyutlara ulaşmasına sebep
olmaktadır.
Bu gibi durumların önlenmesi için yüksek enerji akışlarının gerçekleştiği baralar arasında alternatif 380
koridorların bulunması veya güçlü bir 154 kV sistemin yapılandırılması gereklidir.
Tablo 45. Komşu Baralar Arası Açı Farkı (N-1)
Dönem
Hattın Adı
Açı Farkı
BAHAR
ERZURUM - AĞRI
46.94
BAHAR
AĞRI - VAN
46.63
BAHAR
TİREBOLU - ORDU
44.75
BAHAR
ERZURUM - ÖZLÜCE
38.32
BAHAR
İSPİR - BAĞIŞTAŞ
36.47
YAZ
TİREBOLU - ORDU
36.45
YAZ
TEMELLİ - ADA1
33.02
YAZ
KALKANDERE - TİREBOLU
32.52
YAZ
BOYABAT - KASTAMONU OSB
31.63
YAZ
KÖSE - REŞADİYE
31.18
YAZ
BORÇKA - KALKANDERE
30.78
BAHAR
30.42
BAHAR
BAĞIŞTAŞ - KEBAN
30.41
YAZ
GÖLBAŞI - GÖKÇEKAYA
28.88
YAZ
TEMELLİ - YUNUSEMRE
28.50
YAZ
YUNUSEMRE - ADAPAZARI
28.47
KIS
TİREBOLU - ORDU
28.46
BAHAR
KÖSE - REŞADİYE
27.71
YAZ
27.25
KIS
27.15
KIS
BORÇKA - KALKANDERE
27.03
YAZ
KURŞUNLU - OSMANCA
26.60
YAZ
ÇAYIRHAN - ADAPAZRI
25.93
YAZ
KASTAMONU OSB - HEMA
25.89
YAZ
KANGAL - DECEKO
25.40
8.5. 2022 Yılı Kayıp Analizi
Şebeke kayıplarını mümkün olduğunca minimize etmek sistem işletmecisinin görevidir. Üretim ve
tüketimi kontrol etmenin tek yolu bölgesel iletim sistemi tarifeleri yöntemiyle yönlendirerek
mümkündür. Kayıpları azaltmanın bir diğer yolu yüksek miktarda kayıp görülen koridorları güçlendirmek
ve alternatiflerini planlamakla mümkündür.
2022 yılı 400kV şebeke kayıp analizi bu çerçevede sistem işletmecisine yüklü koridorları göstermek için
yapılmıştır. Kayıplar (I2R) aynı zamanda yüklü hatlarla ilişkiyi de göstermektedir. Analizler sonucunda
kayıpları önemli görülen hatlar listelenmiştir. Ortaya çıkan sonuçlar orta ve uzun vadeli planlarda
kullanılabilmektedir.
2022 yılı bahar minimum yüklenme dönemi yüksek kayıplı hatlar Şekil 72’de verilmiştir. Sarı ile gösterilen
hatlarda görece fazla kayıp görünmektedir. Üretim doğu Karadeniz bölgesinde yoğunlaşması ve hatların
uzun olması bölgedeki enerjiyi taşıyan hatlarda yüksek kayıp gözlemlenmesine neden olmaktadır.
Şekil 72. 2022 Bahar Minimum Dönemi Yüksek Kayıplı Hatlar
2022 yılı yaz puant yüklenme dönemi yüksek kayıplı hatlar Şekil 73’de verilmiştir. Sarı ile gösterilen
hatlarda görece fazla kayıp görünmektedir. Adapazarı - Temelli - Yeşilhisar koridoru yüksek kaybın
görüldüğü bir koridordur.
Şekil 73. 2022 Yaz Puant Dönemi Yüksek Kayıplı Hatlar
8.6.380/154kV Merkez İhtiyacı Analizi
380/154kV merkez ihtiyacı şehir merkezlerinde artan yük ihtiyacını 154kV üzerinden beslemek mümkün
olmadığında, kırsalda ise uzun mesafelerdeki bölgeleri beslemenin mümkün olmadığında gereklidir. Bu
kısımda yaz, kış puantı ve bahar minimumda oluşabilecek N-1 kısıt durumları incelenmiştir. 154kV
hatlarda kısıt anında teknik %10 gerilim alt limitinden fazla gerilim düşümü gözlenen merkezler
gösterilmiştir.
2022 kış puant yüklenme durumunda gerilimin seviyesinin güvenli olmadığı merkezler Şekil 74‘te
gösterilmiştir. Edirne, Kütahya ve Hakkâri bölgelerinde 477MCM hatların yenilenmesi gerekmektedir.
Bartın-Kastamonu bölgesinin ise 380/154kV merkeze ihtiyacı olduğu gözlemlenmektedir.
Şekil 74. 2022 Kış Puantında Kısıt Durumunda Düşük Gerilim Gözlenen Merkezler
Şekil 75’te 2022 Bahar Minimum döneminde gerilim çökmesi yaşayan merkezler gösterilmiştir. Bahar
minimum durumunda gerilim seviyesi açısından neredeyse hiç bir problem görülmemektedir. Gerilimin
0,85 - 0,90 aralığına indiği Hakkari bölgesindeki 477 MCM Bağışlı – Başkale hattının 1272 MCM ile
değiştirilmesi bu problemi de ortadan kaldıracaktır.
Şekil 75. 2022 Bahar Minimum Kısıt Durumunda Düşük Gerilim Gözlenen Merkezler
2022 yaz puant koşulu sistemde en fazla gerilim çökmesinin görüldüğü zamandır (Şekil 76). Özellikle
Isparta ve Yozgat bölgeleri hem 380 kV sistemden uzak hem de 477 MCM bağlantı hatlarına sahiptir. Bu
bölgelerden yeni 380/154 kV merkezlere ihtiyaç duyulmaktadır.
Yozgat bölgesi Kayabaşı - Eser DG hatları güzergah etütleri sırasında biri Yozgat’tan geçirilmek suretiyle
380kV merkeze dönüştürülebilir. Isparta bölgesi 380kV merkezlere uzak olması nedeniyle uzun bir hat
yatırımının ekonomik olmadığı düşünülmektedir. Dolayısıyla bölgedeki 154kV 477MCM bağlantılarının
güçlendirilmesi daha doğrudur. Denizli Çim - Bozkurt, Afyon - Barla gibi hatların yenilenmesi
önerilmektedir.
Kütahya bölgesindeki gerilim çökmesi ise 477 MCM hatların yenilenmesi ile çözülebilmektedir. Öte
yandan Enez ve Keşan bölgeleri ise radyal bağlantıya sahip olduğu için N-1 durumunda gerilim
problemleri gözlemlenmektedir. Bu bölge Ege Denizi ve Yunanistan sınırı ile çevrili olduğundan 154 kV
ring içinde yer almamaktadır. Arıza istatistikleri göz önünde bulundurularak ihtiyaç duyulduğu takdirde
yeni yatırımlar ile 154 kV ring oluşturulabilir.
Şekil 76. 2022 Yaz Puantında Kısıt Durumunda Düşük Gerilim Gözlenen Merkezler
9. Sonuçlar
Master plan analizlerinde kullanılacak verilerin hazırlanması için üç temel çalışma gerçekleştirilmiştir.
Bunlar bölgesel bazlı talep tahmini, üretim projeksiyonu, iletim sistemi gelişim planıdır. Bu rapor bu üç
çalışmanın ve devamında gerçekleştirilen Master Plan çalışmalarının yöntem ve özet sonuçlarının
sunulması amacıyla hazırlanmıştır. Temel olarak gerçekleştirilen çalışmalarda, önümüzdeki beş ve on
yıllık süreçte yük, üretim ve iletim sisteminin gelişimi, mevcut ve karşılaşılması muhtemel iletim kısıtları
ayrı ayrı detaylı şekilde irdelenmiş, alternative çözüm önerileri analiz edilmiş ve yatırım planına
önerilerde bulunulmuştur.
Ek A - TEİAŞ Yatırım Planı (14.12.2012)
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BİTİŞ
TARİHİ
2013
2013
2013
2013
2013
2008
2013
2008
2013
99D030070
05D030030
05D030040
05D030070
06D030040
Borçka HES - Deriner HES - Yusufeli HES EİH
Mersin 380 TM
Mersin - İskenderun İKS EİH
İsdemir 380 TM - Hatay 380 TM EİH
Eskişehir 380 TM
Artvin
Mersin
Mersin-Hatay
Hatay
Eskişehir
08D030090
Viranşehir 380 TM
Şanlıurfa
08D030100
Viranşehir 380 TM İrtibatları EİH (TTFO)
Şanlıurfa
08D030110
08D030180
09D030090
09D030210
09D030910
09D030930
10D030010
Batman - Siirt TM Brş.Noktasına Kadar EİH
Borçka-Sınır (Gürcistan) EİH
Maltepe 380 GIS TM
Cizre 380 TM
Karaburun GIS TM 380 TM
Çeşme 380 TM
S.Bölge - Kepez EİH (Mevcut Hat Yerine)
Batman-Siirt
Ardahan-Artvin
İstanbul
Şırnak
İzmir
İzmir
Antalya
380 kV, 3B 1272 MCM, 50 km
380 kV, 3B 954 MCM, 120 km
380/33 kV 2x125 MVA
380/154 kV, 2x250 MVA
380/33 kV 125 MVA
380/33 kV 2x125 MVA
380+154 kV 3B 954 MCM + 2x1272 MCM, 10,7 km
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2010
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
10D030020
Varsak-Kepez EİH (Mevcut Hat Yerine)
Antalya
380 kV, 3B 954 MCM 7.4 km-380+154 kV 3B 954 MCM + 2x1272
MCM 3 km-2x1272 MCM 7.4 km
2010
2013
10D030120
Küçükbakkalköy - Maltepe Kablosu
İstanbul
380 kV, 2000 mm² Kablo, 11 km
2010
2013
10D030130
Tepeören 380 TM Tevsiat
İstanbul
380 kV, 1 adet Fider(Trafo), 380/33 kV 2x125 MVA Trafo ve 33
kV Metal Clad Şalt İlavesi
2010
2013
10D030170
Adapazarı 380 TM Tevsiat
Sakarya
380/33 kV 125 MVA, 154 kV Bank Fideri ve 154 kV 1000 mm²
0.3 km Kablo Bağlantısı ve OG Şalt İlavesi
2010
2013
11D030100
Borçka TM Tevsiat
Artvin
380 kV 3 Fider(Gürcistan,Arkun, Bank), 154 kV 1 Fider(2.Trafo
fideri) ve Metal Clad Şalt İlavesi
2011
2013
11D030180
03D030120
Altınkaya TM Tevsiat
Komşu Ülkelerle Enterkonneksiyon
380 kV, 1 Fider(Boyabat)
380 kV, 154 kV
2011
2003
2013
2014
04D030030
Gercüş - Ilısu - Cizre - Sınır EİH
380 kV, 2x3B 954 MCM +3B 954 MCM, 50+81 km
2004
2014
05D030050
06D030030
İskenderun İKS'de Fider İlavesi
Karakaya - Diyarbakır 380 EİH
Samsun
Muhtelif
Batman-MardinŞırnak
Hatay
Diyarbakır
380 kV, 1 Fider(Mersin)
380 kV, 3B 1272 MCM, 95 km
2005
2006
2014
2014
380 kV, 3B 954 MCM, 75 km 154 kV, 2x1272 MCM, 82 km
380/154 kV, 2x250 MVA + 154/33 kV 2x100 MVA
380 kV, 3B 1272 MCM, 107,5 km
380 kV, 2x3B 954 MCM +3B 954 MCM, 61,5+7 km
380/154 kV, 2x250 MVA
380/154 kV, 2x250 MVA, 380/33 kV, 2x125 MVA ve 154 /33 kV
2x100 MVA
380 kV, 2x3B 954 MCM, 1.5+0.3 km ve 154 kV, 2x1272MCM, 11
km (Viranşehir 154-Viranşehir 380 Yenileme)
BAŞLAMA
TARİHİ
1999
2005
2005
2005
2006
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
380/154 kV, 2x250 MVA ve 154/33 kV 2x100 MVA,IT Sis.
Temini,Kurulumu,Kontrolü,Korunması ve Otomasyonu
380 kV, 3B 1272 MCM, 174 km
380 kV, 3B 954 MCM, 185 km
380 kV, 3B 1272 MCM, 221 km
380 kV, 3B 1272 MCM, 66,5 km
380 kV, 3B 1272 MCM, 89 km
380/154 kV, 250 MVA ve 2.Bank Fideri
380/154 kV, 2x250 MVA ve 154/33 kV 2x100 MVA
380 kV, 1 Fider(İçdaş-2)
BAŞLAMA
TARİHİ
BİTİŞ
TARİHİ
2006
2015
2006
2006
2006
2006
2008
2008
2009
2009
2014
2015
2015
2014
2014
2015
2015
2014
06D030060
Çatalca 380 Havza TM
İstanbul
06D030110
06D030130
06D030160
06D030180
08D030050
08D030150
09D030010
09D030030
Mersin - Ermenek HES EİH
Ağrı - Van EİH
Van -Siirt TM Brş.Noktasına Kadar EİH
Boyabat - Altınkaya EİH
Soma - Manisa EİH.
Uşak 380 TM
Kayaş 380 TM
Bandırma DGKÇS Tevsiat
Karaman-Mersin
Ağrı - Van
Siirt - Van
Sinop-Samsun
Manisa
Uşak
Ankara
Balıkesir
09D030040
Sütlüce (İNTERFACE) -Gelibolu-Unimar EİH
Çanakkale-Tekirdağ
380 kV, 2x3B 954 MCM + 2x3B 1272 MCM +3B 1272 MCM
13,92+142,8+142,78 km
2009
2015
09D030050
Bandırma DGKÇS - İÇDAŞ 2 - Lapseki (İNTERFACE)
EİH
Çanakkale-Balıkesir
380 kV, 3B 1272 MCM + 2x3B 954 MCM, 2,5+72+36 km
2009
2014
09D030060
Gelibolu 380 TM
Çanakkale
2009
2014
09D030070
Lapseki - Sütlüce Denizaltı Kablosu
Çanakkale
2009
2015
09D030100
Kartal 380 GIS TM
İstanbul
2009
2014
09D030110
Tepeören - Kurtköy-Kartal EİH (Yenileme)
İstanbul
380+154 kV, 3B 954 MCM+ 2x1272 MCM 9 km+380 kV 3B 954
MCM 7 km +154 kV 1600 mm² 8 km
2009
2015
09D030120
Unimar - İkitelli (Mevcut Hat Yerine)
İstanbul-Tekirdağ
380 kV, 2x3B 954 MCM, 86 km
2009
2015
09D030140
09D030150
09D030170
09D030180
09D030200
Aliağa TM'de Tevsiat
Bornova 380 GIS TM
Kahramanmaraş 380 TM
K.Maraş - G.Antep 2 380 EİH
Siirt 380 TM
İzmir
İzmir
Kahramanmaraş
K.Maraş- G.Antep
Siirt
2009
2009
2009
2009
2009
2014
2015
2014
2014
2015
09D030220
Reşadiye 380 TM
Tokat
2009
2015
09D030230
09D030240
Kayabaşı - Reşadiye EİH
Uşak 380 TM İrtibatları
Eren TES -Ereğli - Osmanca EİH (49 km Mevcut Hat
Yerine)
Serbest Bölge GIS TM
Amasya-Tokat
Uşak
380 kV, 3.Bank Fideri İlavesi, 154 kV 3.Bara Tesisi
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33 kV 100 MVA ve 2.Trafo Fideri
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33 kV 2x100 MVA
380 kV, 3B 1272 MCM, 50 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33 kV 2x100 MVA
380/154 kV, 2x250 MVA, 2x150 MVAR Reaktör, 154/33 kV 2x50
MVA
380 kV, 3B 1272 MCM, 136,28 km
380 kV, 2x3B 1272 MCM, 4.5 km
2009
2009
2015
2015
Zonguldak-Düzce
380 kV, 2x3B 954 MCM, 104 km
2009
2015
Antalya
380/154 kV, 2x250 MVA, 380/33 125 MVA, 154 kV, 2 Hat Fideri
2010
2015
09D030250
10D030030
380/154 kV, 2x250 MVA, 380 kV,150 MVAR Reaktör, 154/33 kV
Şalt
380 kV, 2x1600 mm² Kablo, 4.5 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 380/33 kV 2x125 MVA ve 154/33 kV
2x100 MVA
112 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
BİTİŞ
TARİHİ
(Elmalı,Varsak)
10D030040
10D030070
Tortum 380 TM
Osmanca - Ada-2 DGKÇS EİH
Erzurum
Düzce-Sakarya
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33kV, 2x50 MVA
380 kV, 2x3B 1272 MCM, 69,22 km
2010
2010
2014
2015
10D030080
İspir 380 TM
Erzurum
380/154 kV, 2x250 MVA, 150 MVAr Reaktör, 154/33 2x50 MVA,
380/33kV, 125 MVA
2010
2014
10D030090
10D030100
Borçka-İspir-Erzurum EİH
Yeni Ambarlı DGKÇ - Yenibosna Kablosu
Artvin-Erzurum
İstanbul
2010
2010
2015
2015
10D030140
Ürgüp 380 TM
Nevşehir
2010
2015
10D030150
10D030160
10D030180
10D030190
Samsun DGKÇS- Kayabaşı EİH
Ada-2 DGKÇS Şaltında Tevsiat (Eren TES, Paşaköy)
Hilvan -Viranşehir 380 EİH
Çorlu 380 TM
Samsun-Amasya
Sakarya
Şanlıurfa
Tekirdağ
2010
2010
2010
2010
2015
2014
2014
2015
10D030520
Hadımköy GIS TM- Çorlu 380 EİH
İstanbul-Tekirdağ
2010
2015
11D030010
11D030020
Erzin DGKÇ-Kozan TM EİH
Erzin DGKÇ-İsdemir TM EİH
Adana
Adana-Hatay
2011
2011
2015
2015
11D030030
Kozan TM Tevsiat
Adana
2011
2014
11D030040
Osmanca TM Tevsiat
Sakarya
2011
2014
11D030050
Ereğli TM Tevsiat
Zonguldak
2011
2014
11D030060
11D030070
11D030080
11D030090
11D030110
11D030120
Ada2-Paşaköy EİH
Kozan TM-Yeşilhisar EİH
Ayrancı TM Tevsiat
Ordu 380 TM
İspir-Bağıştaş EİH
Bağıştaş-Keban EİH
Sakarya-İstanbul
Adana-Kayseri
Karaman
Ordu
Erzurum-Erzincan
Erzincan-Elazığ
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2015
2015
2015
2014
2016
2016
11D030130
Bağıştaş 380 TM
Erzincan
2011
2015
11D030140
Tortum 380 TM İrtibatları
Erzurum
2011
2014
380 kV, 3B 1272 MCM, 222 km
380 kV, 2000 mm² Kablo, 14 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 380 kV, 4 Fider, 154 kV, 1.ve 2.Trafo
Fideri
380 kV, 3B 1272 MCM, 149,5 km
380 kV, 2 Fider(Eren TES, Paşaköy)
380 kV, 3B 954 MCM, 91,84 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33 kV 2x100 MVA
380 kV, 2x3B 1272 MCM, 12 km (Yeni güzergah)+60 km
(Yenileme- Çorlu 380- Hadımköy) + 2x3B 1272 MCM + 2x 1272
MCM, 5+5 km
380 kV, 3B 1272 MCM, 100km
380 kV, 3B 954 MCM, 38 km
380 kV, 3 Fider(Erzin DGKÇS, Yeşilhisar-1 ve Yeşilhisar-2), 154 kV
1 Fider (2.Trafo Fideri)
380 kV, 3Fider(Paşaköy, Bank, Adapazarı)
380/154 kV Bank Fideri, 154 kV 4 Fider(Yeniçates, Zates, Kublaj,
Transfer)
380 kV, 2x3B 1272 MCM, 105 km
380 kV, 3B 1272 MCM, 100 km (2 Ayrı Hat)
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33 kV 100 MVA ve 2. Trafo Fideri
380/154 kV, 2x250 MVA
380 kV, 3B 1272 MCM, 267 km
380 kV, 3B 1272 MCM, 99 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 150 MVA Reaktör, 154/33 kV 2x50
MVA
380 kV, 2x3B 954 MCM, 2 km, 154 kV, 2x1272 MCM 4+0,5+1,5
km
113 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
11D030150
Birecik 380 TM Tevsiat
Şanlıurfa
11D030170
Karakoçan 380 TM
Elazığ
11D030600
11D030790
Tatvan 380 TM
Siirt 380 TM İrtibat Hatları
Bitlis
Siirt
11D030840
İkitelli 380 TM Tevsiat
İstanbul
11D030850
Davutpaşa 380 TM
İstanbul
12D030010
Çorlu 380 TM İrtibatları
Tekirdağ
12D030020
Paşaköy TM Tevsiat
İstanbul
12D030030
Maltepe 380-Kartal 380 Kablosu
İstanbul
12D030040
Makine OSB 380 TM Tevsiat
Kocaeli
12D030080
12D030090
12D030100
12D030130
12D030140
Zetes-Amasra TES (HEMA) EİH
Eren TES (Zetes) TM Tevsiat
Silopi TES-Cizre TM EİH
Serbest Bölge GIS TM-Antalya DGKÇS EİH
Antalya DGKÇS-Seydişehir EİH
Zonguldak-Bartın
Zonguldak
Şırnak
Antalya
Antalya-Konya
12D030160
Çan 380 TM
Çanakkale
12D030170
12D030180
12D030190
Kalkandere TM Tevsiat
Andırın TM Tevsiat
Yeşilhisar TM Tevsiat
Rize
Kahramanmaraş
Kayseri
12D030200
Sincan TM Tevsiat
Ankara
12D030210
12D030220
12D030230
Kurşunlu-Bağlum-Sincan EİH
Ordu-Reşadiye EİH
Van B2B-İran Sınır EİH
Ankara-Çankırı
Ordu-Tokat
Van
12D030240
İzmit 380 TM
Kocaeli
12D030260
İspir-Arkun EİH
Erzurum
KARAKTERİSTİĞİ
380/154 kV, 2x250 MVA
380/154 kV, 250 MVA Ototrafo, 2. Bank Fideri + 154/33 kV 1. ve
2. Trafo Fideri
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33 kV 1. ve 2. Trafo Fideri
380 kV, 3B 1272 MCM, 27 km (İki Ayrı Hat)
380 kV, 3 Fider(Gelibolu Hat Fideri+Gelibolu Hat+ Bara Reaktör
Fideri, Ambarlı DGKÇS)
380 kV, 1 Fider( Bara Reaktör Fideri)
380 kV, 2x3B 1272 MCM 10 km+ 2x3B 954 MCM 2,5 km+154
kV, 2x1272 MCM 8 km + 8 km +2,5 km
380 kV, 1 Fider(Bank Fideri), 380/33 kV 125 MVA ve OG Metal
Clad Şalt İlavesi
380 kV, 2000 mm² Kablo, 8 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 154/33 kV 2x100 MVA ve 1 Adet 380
kV Fider(Yeni DGKÇS)
380 kV, 2x3B 1272 MCM 35 Km.
380 kV, 2 Fider(GIS TM) (HEMA TES 1,2)
380 kV, 3B 954 MCM, 47 km
380 kV, 2x3B 954 MCM + 3B 954 MCM 5+35 km
380 kV, 3B 954 MCM, 20 km
380/154 kV, 2x250 MVA , IT
Sist.Temini,Kurulumu,Kont.Korunması ve Otomasyonu
380 kV, 4.Ototrafo Fideri +154 kV 1000 mm² Kablo 0,2 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 380/33 kV 125 MVA, 380 kV, 2.Bara
380 kV, 2 Fider (Kozan-1, Kozan-2),154 kV, 1 Fider(2.trafo)
380 kV, 2 Fider (Kurşunlu, 380/33 kV Bank Fideri), 380/33kV,
2x125 MVA Trafo,OG Şalt
380 kV, 2x3B 1272 MCM (90+16+56 km)
380 kV, 3B 1272 MCM, 70 km
380 kV, 3B 954 MCM, 111 km
380/154 kV, 2x250 MVA, 380/33 kV 125 MVA, 154/33 kV 2x100
MVA
380 kV, 3B 1272 MCM, 46,22 km
BAŞLAMA
TARİHİ
2011
BİTİŞ
TARİHİ
2014
2011
2015
2011
2011
2015
2014
2011
2014
2011
2014
2012
2014
2012
2015
2012
2014
2012
2014
2012
2012
2012
2012
2012
2015
2014
2014
2015
2015
2012
2015
2012
2012
2012
2014
2014
2014
2012
2014
2012
2012
2012
2016
2015
2015
2012
2014
2012
2015
114 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
BİTİŞ
TARİHİ
12D030270
Kayabaşı TM Tevsiat
Amasya
380 kV, 3 Fider(Reşadiye, Samsun DGKÇS, Eser), Metal Clad,
380kV Kumanda Binası Yenileme
2012
2014
12D030280
12D030290
12D030300
Tepeören - Gebze OSB - Tuzla EİH Yenileme
Birecik Back to Back Sistemi
Van Back to Back Sistemi
İstanbul
Şanlıurfa
Van
380 kV, 3B 954 MCM, 12.8 km+154 kV, 2x 1272 MCM, 13.8 km
600 MVA
600 MVA
2012
2012
2012
2014
2015
2015
12D030690
Germencik TM Tevsiat
Aydın
380 kV, 3 Fider(Işıklar, Yatağan, Bank Fideri), 250 MVA Ototrafo,
154 kV şalt, 380/33kV 125 MVA Güç Trafosu
2012
2014
13D030010
13D030020
13D030030
Atışalanı-Sağmalcılar Kablosu
(Hamitabat-Alibeyköy) Brş N.-Habipler EİH
Habibler TM Tevsiat
İstanbul
İstanbul
İstanbul
2013
2013
2013
2015
2015
2015
13D030040
Hadımköy OSB GIS TM
İstanbul
2013
2015
13D030050
13D030060
13D030070
13D030080
13D030090
13D030100
Unimar TM Tevsiat
Lapseki 2-Sütlüce 2 Denizaltı Kablosu
Çeşme 380 TM Tevsiat
Antalya 380 TM
Ermenek 380 TM Tevsiat
Boyabat 380 TM Tevsiat
Çanakkale
Çanakkale
İzmir
Antalya
Karaman
Sinop
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2015
2015
2015
2015
2015
2015
13D030110
İzmir 380 Havza TM
İzmir
2013
2015
13D030120
13D030130
13D030140
Hilvan TM Tevsiat
Gaziantep-2 TM Tevsiat
Varsak TM Tevsiat
Şanlıurfa
Gaziantep
Antalya
2013
2013
2013
2015
2015
2015
13D030150
Hamitabat 380 Havza TM
Kırklareli
2013
2015
13D030160
13D030170
13D030180
13D030190
13D030200
13D030210
13D030220
13D030230
İskenderun OSB GIS TM
(Hatay-İsdemir) Brs. N.- İskenderun OSB EİH
Atlas TES- İskenderun OSB kablosu
İçdaş-Soma 380 Brş. Noktası-Çan TM EİH
Ataşehir GIS TM
Atışalanı TM Tevsiat
Oymapınar TM Tevsiat
Karakaya 380 TM Tevsiat
Hatay
Hatay
Hatay
Çanakkale
İstanbul
İstanbul
Antalya
Diyarbakır
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2015
2015
2015
2015
2016
2014
2015
2014
380 kV, 2000 mm² Kablo 2,5 km.
380 kV, 2x3B 1272 MCM, 7 km
380 kV, 3 Fider(Hamitabat, Alibeyköy, Hadımköy OSB )
380/154 kV 2x250 MVA, 380/33 kV 2x125 MVA, 154/33 kV
2x100 MVA
380 kV, 2 Fider(Gelibolu-1, Gelibolu-2)
380 kV, 2x1600 mm² Kablo, 4,5 km
380/154 kV 2x250 MVA, 154/33 kV 1. ve 2. Trafo Fideri
380/154 kV 2x250 MVA, 154/33 kV 1. ve 2. Trafo Fideri
380/154 kV 2x250 MVA
380 kV, 1 Fider(Bara Reaktörü), 150 MVAr Reaktör
380/154 kV 2x250 MVA, 154/33 kV 1. ve 2. Tr.Fid.IT
Sist.Temini,Kurulumu,Kont.Korunması ve Otomasyonu
380 kV, 1 Fider(Viranşehir)
380 kV, 1 Fider(K.Maraş)
380 kV, 1 Fider(Antalya 380)
380/154 kV 2x250 MVA, 154/33 kV 1. ve 2. Trafo Fideri,IT
Sist.Temini,Kurulumu,Kont.Korunması ve Otomas.
380 kV Şalt Tesisi
380 kV, 2x3B 954 MCM, 2 km
380 kV 2000 mm² Kablo 0,5 km
380 kV, 2x3B 954 MCM, 4,5 km
380/33 kV 2x125 MVA, 3. ve 4. Trafo Fideri
380 kV, 1 Fider(Sağmalcılar)
380 kV, 2 Fider(Bank, Antalya 380)
380/154 kV Ototrafo Fideri
115 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
BİTİŞ
TARİHİ
2013
2014
2002
2002
2004
2004
2005
2005
2005
2005
2006
2006
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
13D031060
İzmit 380 TM İrtibatları
İzmit
02D030090
02D030100
04D030390
04D030650
05D030340
05D030480
05D030560
05D030750
06D030380
06D030540
İncek TM
Nazilli TM Yenileme
Altınekin TM
Gercüş TM
Gölcük (Yeniköy) TM
Edremit 2 TM Tevsiat
Akçalar - Karacabey EİH Yenileme
Üniversite - Morsan - Manisa EİH Yenileme
Bayburt TM Tevsiat
Kuleönü TM Yenileme
Ambarlı - Hadımköy EİH Yenileme (Mevcut Hat
Yerine)
Pınarbaşı TM Tevsiat
Şarkışla TM Tevsiat
Avanos TM Yenileme (Farklı sahada)
Ankara
Aydın
Konya
Batman
Kocaeli
Balıkesir
Bursa
İzmir
Bayburt
Isparta
380 kV 2x3B 1272 MCM 1,6 km+1,7 km (2 Ayrı Hat)+2x3B 1272
MCM 2,3 km (2 Ayrı Hat)+154 kV 2x1272 MCM (1,5
km+1,7km+1,5 km)
154/33 kV, 2x100 MVA
154/33 kV 100 MVA ve 2.Trafo fideri, OG Şalt
154/33 kV 100 MVA ve 2.Trafo Fideri
154 kV, 1. ve 2.Trafo Fideri
154/33 kV, 100 MVA ve 2.Trafo Fideri
154 kV, 2 Fider(Ayvalık,Ezine)
154 kV, 1272 MCM, 12 km
154 kV, 2x1272 MCM, 25+3 km
154 kV, 2 Fider(2.Trafo,Reaktör Fideri ) OG Metal Clad Şalt
İstanbul
154 kV, 2x1272 MCM, 21,38 km
2006
2013
Kayseri
Sivas
Nevşehir
154 kV, 4 Fider(Elbistan-A, Şarkışla, Transfer, 2. Trafo fideri)
154 kV, 4 Fider(Pınarbaşı, Sızır, Transfer, 2.Trafo)
2006
2006
2006
2013
2013
2013
06D030640
06D030730
06D030740
06D030830
06D030900
Suşehri TM Tevsiat
(Şebinkarahisar,Reşadiye,2.Trafo) ve OG Şalt
Sivas
154 kV, 3 Fider ve OG Şalt ve Kumanda Binası
2006
2013
06D030910
07D030430
07D030460
07D030490
Siverek TM Tevsiat
Demirdağ TM'ne Fider ve Kapalı Şalt İlavesi
Belkıs - Kilis EİH
Kars TM Tevsiat
Şanlıurfa
Sivas
Gaziantep-Kilis
Kars
154 kV, 1 Fider(3.Trafo) OG Metal Clad ve Kumanda Binası
154 kV, 2 Fider ve 33 kV Şalt (2.Trafo, OG)
154 kV, 1272 MCM, 69 km
33 kV, Kapalı Şalt
2006
2007
2007
2007
2013
2013
2013
2013
07D030550
Mersin 380 İrtibat Hatları
Mersin
154 kV, 2x1272 MCM, 2,8+ 2,8 km+ 2x1272 MCM, 2,8+ 2,8 km
2007
2013
08D030360
08D030300
08D030310
08D030340
08D030400
08D030410
08D030420
08D030570
Dinar TM
Gaziemir GIS TM
(Uzundere -Tahtalı)Brş-Gaziemir EİH
Arslanbey TM
Karabük TM Yenileme
Bodrum-2 TM
Bodrum-2 TM İrtibatları EİH
Alara TM
Afyonkarahisar
İzmir
İzmir
Kocaeli
Karabük
Muğla
Muğla
Antalya
154 kV, 2x1272 MCM, 2,5 km
154 kV, 3 Trafo Fideri, 33 kV Metal Clad Şalt Kumanda Binası
154 kV, 2x1272 MCM, 2,5 km
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
116 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
08D030600
08D030630
08D030710
09D030450
09D030460
09D030620
09D030690
09D030890
10D030390
10D030400
10D030420
10D030450
10D030470
10D030480
10D030490
10D030540
10D030560
10D030650
10D030710
Bozöyük OSB TM
Bulanık TM
Kurşunlu TM Tevsiat
Turanköy TM
(Otosansit-Yenişehir) Brş.-Turanköy EİH
Işıklar - Aslanlar EİH Yenileme
(Konya 1 - Konya 4)Brş - Alakova EİH
Urla-2 TM
Muratlı HES TM Tevsiat
Artvin-2 TM
Germencik - Aydın EİH Yenileme
Diyarbakır-1 TM
Tercan TM OG Şalt yenileme
Sivrihisar TM
Torul TM Fider İlavesi
Alosbi - Bergama EİH Yenileme
Alibeyhöyüğü TM Yenileme
Karasu - Kaynarca EİH
Kayabaşı TOKİ TM
Bilecik
Muş
Çankırı
Bursa
Bursa
İzmir
Konya
İzmir
Artvin
Artvin
Aydın
Diyarbakır
Erzincan
Eskişehir
Gümüşhane
İzmir
Konya
Sakarya
İstanbul
11D030310
Arslanbey-Ford-Karamürsel EİH Yenileme
Kocaeli
11D030410
11D030490
11D030530
11D030560
11D030580
11D030670
11D030680
Kuzeytepe TM
Aksaray TM
Şebinkarahisar TM
Tirebolu TM Tevsiat
Refahiye TM Tevsiat
Mardin 2 TM
Dikmen 2 TM
Hatay
Aksaray
Giresun
Giresun
Erzincan
Mardin
Mardin
11D030700
Mardin 2 TM İrtibat Hatları
Mardin
11D030710
11D030720
11D030780
Dikmen 2 TM İrtibat Hatları
Kızıltepe TM Tevsiat
Karabük OSB TM Yenileme
Mardin
Mardin
Karabük
KARAKTERİSTİĞİ
154/33 kV, 1. ve 2. Trafo Fideri
154 kV, 2 Fider (2.Trafo ve Karabük OSB)
154 kV, 2x1272 MCM, 0,5 km
154 kV, 2x1272 MCM, 34,87 km
154 kV, 2x1272 MCM, 4,5 km
154/33 kV, 3x50 MVA
154 kV 2 Fider (Batum 1-2)
154/33 kV 1. ve 2.Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, 26 km
33 kV Şalt
154 kV, 2 Adet Trafo Fideri
154 kV, 2 Fider
154 kV, 2x1272 MCM, 36,5 km
154 kV, 2x1272 MCM +1272 MCM, 1,7+46 km
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 2x1272 MCM, 38 km yenileme+1,3 km yeni hat (Ford
TM branşmanı)
154/33 kV 2x100 MVA
154/33 kV 2x100 MVA
154/33 kV 2x50 MVA
380/154 kV, 2. Bank Fideri,Seri Kapasitör Merkezi
154 kV, 2.Trafo Fideri ve Bara Reaktör Fideri
154/33 kV 2x100 MVA
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 2x1272 MCM, 2,5+ 2,5 km+ 2x1272 MCM 8,2 km
(Yenileme)
154 kV, 2x1272 MCM, 0,5 km
154 kV, 2 Fider(Mardin,Çırçıp)
154/33 kV 100 MVA 2. ve 4. Trafo Fideri
BAŞLAMA
TARİHİ
2008
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2009
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
BİTİŞ
TARİHİ
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2011
2013
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2011
2013
2011
2011
2011
2013
2013
2013
117 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
2011
2011
2011
BİTİŞ
TARİHİ
2013
2013
2013
11D030930
11D030940
11D030950
Viranşehir 3-Kırlık EİH
Kızıltepe-Çırçıp EİH Yenileme
Viranşehir-Çırçıp EİH Yenileme
Şanlıurfa
Şanlıurfa
Şanlıurfa
154 kV, 1272 MCM, 23,5 km
154 kV, 2x1272 MCM, 59 km
154 kV, 2x1272 MCM, 30 km
11D030960
Çırçıp TM Tevsiat
Şanlıurfa
154 kV, 3 Fider(Viranşehir, Kızıltepe, 3.Trafo Fideri), OG Şalt
Yenileme ve Kumanda Binası
2011
2013
12D030320
12D030380
12D031060
12D031140
04D030300
04D030350
Maslak TM Tevsiat
Yeniçates TM Tevsiat
Yukarımanahoz TM Tevsiat
(Habipler-Hadımköy) Brş.N-Kayabaşı TOKİ EİH
Erzurum 1 - Horasan EİH Yenileme
Polatlı TM Yenileme
154/OG TM'lerinin OG Şaltlarında Tadilat ve
Tevsiatlar
İstanbul
Zonguldak
Trabzon
İstanbul
Erzurum
Ankara
154/33 kV 3.Trafo ve OG Şalt
154 kV, 3 Fider(Ereğli-2,Karabük OSB ,2.Trafo)
154 kV, 2.Trafo Fideri ve OG Şalt İlavesi
154 kV, 2x1272 MCM, 1,5 km
154 kV, 2x1272 + 1272 MCM, 9+70 km
154 kV, 1. ve 2. Trafo Fideri
2012
2012
2012
2012
2004
2004
2013
2013
2013
2013
2014
2015
Muhtelif
33 kV, 10.5 kV
2005
2015
05D030150
05D030160
Bağlantı Anlaşmaları Yöntemiyle
Yapılacak/Yaptırılacak İletim Tesisleri
Muhtelif
380 kV, 154 kV
2005
2015
05D030270
Oymapınar - Alanya 2 EİH
Antalya
154 kV, 1272 MCM, 66 km
2005
2014
05D030470
Ezine-Altınoluk-Edremit 2 EİH Yenileme
Çanakkale- Balıkesir
154 kV, 2x1272 MCM, 82 km
2005
2014
05D030730
05D030760
05D030770
Bornova 380 GIS- Bornova TM Kablosu
Bozyaka - Karabağlar EİH Yenileme
Karabağlar - Buca EİH Yenileme
Korkuteli TM'ne 2.Trafo Fider İlavesi ve OG Kapalı
Şalt
Gazipaşa - Alanya 2 EİH
Horasan TM Tevsiat
Aşkale TM Yenileme (Kısmi)
Gümüşhane TM Tevsiat
Antakya 3 - Reyhanlı EİH
İskenderun-1 TM Yenileme
Şarkikaraağaç TM'ye Fider İlavesi
Kadıköy GIS TM
Pınarbaşı - Şarkışla EİH
Uludere TM'de Fider İlavesi
Edirne TM Yenileme
İzmir
İzmir
İzmir
154 kV, 2x1272 MCM, 1600 mm² Kablo, 3+4 km
154 kV, 1600 mm² Kablo, 2,7 km
154 kV, 1600 mm² Kablo, 8,7 km
2005
2005
2005
2015
2015
2015
Antalya
154 kV, 1 Fider, 33 kV Kapalı Şalt
2006
2015
Antalya
Erzurum
Erzurum
Gümüşhane
Hatay
Hatay
Isparta
İstanbul
Kayseri-Sivas
Şırnak
Edirne
154 kV, 795 MCM, 29 km
154 kV, 2.Trafo Fideri
154 kV, Şalt Kısmi Yenileme ve 2.Trafo Fideri
154 kV, 3 Fider(2.Trafo, Torul, Maçka) ve OG Şalt Yenileme
154 kV, 2x1272 MCM, 57 km
154 kV, 3 Fider(Transfer, Gelendost, Akşehir)
154/33 kV 2x100+50 MVA
154 kV, 795 MCM, 80 km
154 kV, 4 Fider(2.Trafo, Transfer, Hakkari, Şırnak)
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2007
2015
2015
2015
2014
2014
2015
2014
2015
2015
2015
2014
06D030330
06D030360
06D030460
06D030470
06D030490
06D030510
06D030520
06D030550
06D030620
06D030720
06D030940
07D030170
118 / 130
BAŞLAMA
TARİHİ
2007
2007
2007
2007
2007
BİTİŞ
TARİHİ
2015
2015
2014
2015
2014
154 kV, 2 Fider(Bergama, 2. Trafo Fideri), 154/33 kV 100 MVA
Trafo, OG Şalt İlavesi ve 380 kV Kumanda Binası
2007
2015
Kocaeli
Eskişehir
Eskişehir
Kütahya
Isparta
Isparta
Kırşehir
Yozgat
154 kV, Şalt, OG Metal Clad ve Kumanda Binası
154 kV, 2x1272 MCM, 7 km
154 kV, 1 Fider (2.Trafo)
154 kV, 1272 MCM, 34,41 km
154 kV, 1. ve 2. Trafo Fideri ve OG Şalt
2007
2007
2007
2007
2007
2007
2007
2007
2015
2015
2015
2014
2015
2015
2014
2015
Elazığ 2 - Tunceli EİH Yenileme
Elazığ-Tunceli
154 kV, 2x1272 MCM, 60 km
2007
2015
Bağışlı TM Tevsiat
Tarsus - Nacarlı EİH Yenileme (Mevcut Hat Yerine)
Mersin 2 TM Tevsiat
Erdemli TM'ne 2.Trafo Fideri ve 33 kV Şalt İlavesi
Payas - İskenderun 2 EİH Yenileme
Misis TM Tevsiat
Aksaray GIS TM
Hilal - Alsancak Kablosu
Yeniköy TES TM Tevsiat
Kastamonu - Araç - Safranbolu EİH
K.Maraş 380 TM 154 kV İrtibatları EİH (İki Hat)
PS-3 TM Tevsiat
Kuzey Adana GIS TM
9 Eylül GIS TM
(Uzundere - Ilıca)Brş - 9 Eylül Kablosu
Köklüce TM Tevsiat
Hakkari
Mersin
Mersin
Mersin
Hatay
Adana
İstanbul
İzmir
Denizli
Kastamonu-Karabük
Kahramanmaraş
Şırnak
Adana
İzmir
İzmir
Tokat
Metal Clad Şalt+Kumanda Binası
154 kV, 2x1272 MCM, 8 km
154 kV, 2 Fider(Trafo-3,Trafo-4)
154 kV, 2 Fider(2. Trafo, Reaktör) ve 33 kV Şalt
154 kV, 2x1272+1272 MCM, 2+5 km
OG şalt ilavesi
154/33 kV 3x100 MVA
154 kV, 1000 mm² Kablo, 2 km
154 kV, 2 Fider(Bodrum, 2. Trafo)
154 kV, 1272 MCM, 101,3 km
154 kV, 2x1272 MCM, 1+1 km
154 kV, 2. Fider(2.Trafo, Cizre) ve OG Şalt
154/33 kV 2x100 MVA, 154/10,5 kV 50 MVA
154 kV, 2x1600 mm² Kablo, 5 km
154 kV, 1 Fider(Tokat OSB), Metal Clad ve Kumanda Binası, 2.
2007
2007
2007
2007
2007
2007
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2015
2015
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
07D030190
07D030200
07D030220
07D030240
07D030250
Sultanmurat TM'ne Trafo İlavesi
Bandırma RES - Bandırma 3 EİH
Bandırma 3 TM'ne Fider İlavesi
Çanakkale TM Yenileme
Ç. Çimento TM'ne Fider İlavesi
İstanbul
Balıkesir
Balıkesir
Çanakkale
Çanakkale
154/33 kV 100 MVA ve YG+OG Kablo
154 kV, 795 MCM, 17,94 km
154 kV, 1 Fider(Bandırma)
154 kV, 1 Fider (Çanakkale)
07D030270
Soma B TM Tevsiat
Manisa
07D030290
07D030330
07D030340
07D030350
07D030360
07D030380
07D030420
07D030450
Yarımca 1 TM Yenileme
Eskişehir 3 - Eskişehir 1 EİH
Eskişehir 1 TM Yenileme
Tunçbilek Şalt TM'ne Fider İlavesi
Gelendost TM
Gelendost - Eğirdir EİH
Kırşehir TM Yenileme (farklı sahada)
Yerköy TM Yenileme
07D030480
07D030520
07D030570
07D030580
07D030590
07D030600
07D030610
08D030240
08D030270
08D030380
08D030390
08D030490
08D030520
08D030550
08D030720
08D030730
08D030770
119 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
BAŞLAMA
TARİHİ
BİTİŞ
TARİHİ
154 kV, 1272 MCM, 75 km
2009
2015
154 kV, 2x1272 MCM, 2 km
154 kV, 2x1272 MCM (Mevcut Kemer Hattı yer.25 km)+ 2x1272
MCM (65+66 km)
154 kV, 3 Fider(Elmalı 1-2, Akköprü)
154 kV, 1272 MCM, 55 km
154 kV, 1272 MCM, 36,57 km
33 kV OG Şalt
154/33 kV 100 MVA ve 2.ve 3.Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, 1,25 km
154 kV, 2x1272 MCM, 5 km
154 kV, 1., 2., 3. ve 4. Trafo Fideri
380 kV, 1 Fider(Bağıştaş),154 kV, 2 Fider(2.Trafo,Malorsa)
154 kV, 2. Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, 52 km
154 kV, 1600 mm² Kablo, 6,5 km
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 2x1272 MCM, 10 km
154 kV, 1 Fider(Şanlıurfa OSB DGKÇS)
154/33 kV 50 MVA, 2. Trafo Fideri
154 kV, 2 Fider(Zorlu, Çorlu)
154 kV, 2x1272 MCM, 33 km+(18 km Yeni Güzergah) + 4x1272
MCM, 3 km
154 kV, 1272 MCM, 80 km
154 kV, 1272 MCM, 32,43 km
154 kV, 1272 MCM, 85 km
2009
2009
2009
2015
2015
2015
2009
2015
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2009
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2015
2014
2015
2015
2015
2009
2015
2009
2009
2009
2009
2015
2015
2015
2014
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
Trafo Fideri
09D030300
Çay SEKA (Afyon 2) - Çölovası-Keçiborlu EİH
09D030310
09D030320
09D030380
Kızkalesi TM
Kızkalesi TM İrtibatı EİH
Elmalı TM
AfyonkarahisarIsparta
Mersin
Mersin
Antalya
09D030390
Serbest Bölge -Elmalı - Fethiye EİH
Antalya
09D030410
09D030420
09D030430
09D030440
09D030470
09D030480
09D030490
09D030500
09D030510
09D030520
09D030530
09D030550
09D030560
09D030570
09D030590
09D030600
09D030630
09D030650
09D030670
09D030680
Fethiye TM Tevsiat
Ardahan - Olur EİH
Söke - Akbük EİH
Batman HES TM'ne OG Kapalı Şalt İlavesi
Bursa GIS TM
Üçler TM
(Sarayköy-Denizli 2)Brş. - Üçler EİH
Gümüşova TM
(Osmanca-Hendek)Brş. - Gümüşova TM EİH
Çorlu TM Yenileme
Keban Şalt 2 TM Tevsiat
Altıntaş TM Tevsiat
Gümüşhane - Torul EİH
Yıldıztepe - Şişli Kablosu
Selçuk GIS TM
(Germencik - Aslanlar)Brş- Selçuk EİH
Şanlıurfa-1 TM Tevsiat
Araç TM
Büyükkarıştıran TM Tevsiat
Alakova TM
Antalya
Ardahan
Aydın
Batman
Bursa
Denizli
Denizli
Düzce
Düzce
Edirne
Elazığ
Kütahya
Gümüşhane
İstanbul
İzmir
İzmir
Şanlıurfa
Kastamonu
Kırklareli
Konya
09D030700
Konya 2 - Konya-3 EİH Yenileme
Konya
09D030720
09D030740
09D030750
09D030760
Keban Şalt 2 - Malorsa EİH.
Gölmarmara TM
Saruhanlı - Gölmarmara EİH
Derinkuyu -Tümosan EİH
Malatya-Elazığ
Manisa
Manisa
Nevşehir
120 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
2009
2009
BİTİŞ
TARİHİ
2015
2015
09D030780
09D030810
Topçam - Reşadiye EİH
Tuna - Koyulhisar -Suşehri EİH Yenileme
Ordu-Tokat
Sivas
154 kV, 1272 MCM, 53 km
154 kV, 1272 MCM + 2x1272 MCM 30+36 km
09D030850
Yeni Çates - Karabük OSB EİH Yenileme (66 kV,Hat
Güzergahında)
Zonguldak-Karabük
154 kV, 1272 MCM, 80,3 km
2009
2015
09D030870
09D030900
10D030330
10D030340
10D030350
10D030360
10D030370
10D030380
10D030430
10D030440
10D030500
10D030510
10D030530
10D030570
10D030600
10D030610
10D030630
10D030640
10D030680
Çağlayan Havza TM
Uzundere - Urla - Urla 2 TM EİH Yenileme
Seyhan - Ceyhan 2- Ceyhan-1 EİH Yenileme
Afyon 2 - Barla EİH (Mevcut Hat Yerine)
Afyon-3 TM
Akyurt TM
Belek TM
Ardahan TM Fider İlavesi (Oltu)
Batman -1 TM OG Şalt İlavesi
Bitlis TM
Uludere - Hakkari EİH
Ümraniye - Dudullu Kablosu
Ulucak TM'ne 2.Trafo Fideri ilavesi
Emet TM'ne 2.Trafo Fideri İlavesi
Etimesgut TM
Milas TM OG Şalt Yenileme
Bor TM Tevsiat
Osmaniye TM Yenileme(Farklı sahada)
Engil TM Yenileme(Farklı sahada)
Kahramanmaraş
İzmir
Adana
Afyonkarahisar
Afyonkarahisar
Ankara
Antalya
Ardahan
Batman
Bitlis
Hakkari
İstanbul
İzmir
Kütahya
Ankara
Muğla
Niğde
Osmaniye
Van
2009
2009
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2014
2014
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
10D030690
Orhangazi - Yalova-Karamürsel EİH Yenileme
Yalova
154/33 kV, 2x50 MVA ve 2.Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM +1272 MCM, 31,5+1,34 km
154 kV, 2x1272 MCM, 45 km
154 kV 4x1272 MCM +1272 MCM, 1,7+ 24 km
154 kV, 1 Fider(Oltu)
33 kV Şalt
154 kV, 1.ve 2.Trafo fideri
154 kV, 1272 MCM, 100 km
154 kV, 1600 mm², 9 km
154 kV, 1 Fider
154 kV, 1 Fider
154/33 kV 2x100 MVA
33 kV OG Şalt
33 kV OG Şalt ve Kumanda Binası Yenileme
154 kV, 1. ve 2. Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, 36 km yenileme+ 24 km yeni hat (Yalova
TM branşmanı)
2010
2015
Zonguldak
154 kV, 2x1272 MCM, 52 km
2010
2014
Tekirdağ
Edirne
İstanbul
İstanbul
Düzce
Bursa
33 kV OG Şalt
154 kV, Trafo Fideri
154 kV,1 Fider (Tuzla)
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 2. Trafo Fideri ve OG Şalt İlavesi
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2015
2015
2015
2015
2015
2015
10D030700
11D030260
11D030270
11D030290
11D030300
11D030320
11D030350
Yeni Çates -Zonguldak 2-Ereğli II EİH (Mevcut Hat
Yerine)
Tekirdağ TM Tevsiat
Ediçim TM Tevsiat
Gebze OSB TM Tevsiat
Sultanbeyli GIS TM
Akçakoca TM Tevsiat
Orhaneli TM Tevsiat
121 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
11D030360
Aliağa 1 TM Tevsiat
İzmir
11D030370
11D030380
11D030390
11D030400
11D030420
11D030430
11D030460
11D030470
11D030480
11D030500
11D030510
11D030520
11D030540
11D030550
11D030570
11D030590
11D030610
11D030620
11D030630
11D030640
11D030650
11D030660
11D030690
11D030730
11D030760
11D030810
11D030860
Sızır TM Tevsiat
Kangal TM Tevsiat
Sivas TM Yenileme (Farklı sahada)
Alanya 2 TM Tevsiat (Gazipaşa, Oymapınar)
Kadirli TM Tevsiat
Dalaman TM Yenileme
Yatağan TM Tevsiat
Tosya TM Tevsiat
Çiğdem GIS TM
Ermenek TM
Turhal TM Tevsiat
Erbaa TM Tevsiat
Murgul TM
Hopa TM Tevsiat
Pülümür TM Tevsiat
Erzurum II-Hınıs EİH İrtibatı
Belkıs TM Tevsiat (Kilis)
Kilis TM Tevsiat (Belkıs, Kublaj)
Viranşehir 380-Dikmen EİH
Göksun TM Tevsiat
Birecik TM Tevsiat
Diyarbakır 1 TM İrtibat Hatları
Diyarbakır 3 TM Tevsiat
Kandıra OSB
Sağmalcılar TM Tevsiat
Yüksekova TM
Sivas
Sivas
Sivas
Antalya
Adana
Muğla
Muğla
Kastamonu
Ankara
Karaman
Tokat
Tokat
Artvin
Artvin
Tunceli
Erzurum
Gaziantep
Kilis
Şanlıurfa-Mardin
Kahramanmaraş
Şanlıurfa
Diyarbakır
Diyarbakır
Tunceli
Kocaeli
İstanbul
Hakkari
11D030870
Bursa DGKÇS-Orhangazi EİH Yenileme
Bursa
11D030880
(Alpaslan-Adilcevaz)Brş.N-Bulanık TM EİH
Muş
KARAKTERİSTİĞİ
154 kV, 2 Fider(2.Trafo,Petkim), 100 MVA Trafo ve 33 kV Metal
Clad
154/33 kV 2.Trafo Fideri ve OG Şalt ilavesi
154 kV, 2 Fider(Gazipaşa, Oymapınar)
154/33 kV 100 MVA, 2. Trafo Fideri ve OG Şalt
154 kV, 2. Trafo Fideri ve OG Şalt Yenileme
154 kV, 2. Trafo Fideri ve 33 kV Metal Clad
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, Transfer Bara ve Transfer Fideri İlavesi
154 kV, Transfer Bara ve Transfer Fideri İlavesi
154/33 kV 2x50 MVA, 154 kV Reaktör Fideri
154/33 kV 2.Trafo Fideri, Metal Clad OG şalt ve Kumanda Binası
154 kV, 2 Fider(Sansa HES, 2.Trafo) ve OG Şalt
154 kV, 2x795 MCM, 10 km
154 kV, 4 Fider(Kilis, Birecik, Birecik 380 kV,1-2)
154 kV, 2 Fider(Belkıs, Kublaj)
154 kV, 2x1272 MCM, 41,97 km
154 kV, 1 Fider(2.Trafo)
154 kV, 1 Fider(Belkıs) 33 kV Metal Clad İlavesi
154 kV, 2x1272 MCM, 27 km
154 kV, 2 Fider(Diyarbakır 1,Diyarbakır 2)
154 kV, 1 Fider(Elazığ-2)
154/33 kV 100 MVA Trafo ve 2. Trafo Fideri
154 kV, Kublaj Fideri ve Bara Tadilatı
154/33 kV 100 MVA, 2.Trafo Fideri
154 kV, 4x1272 MCM, 3,8 km, 2x1272 MCM, 32 km Yenileme+
1km yeni hat (Asilçelik TM branşmanı)+1272 MCM, 29 km
Yenileme
154 kV, 2x1272 MCM, 9 km
BAŞLAMA
TARİHİ
BİTİŞ
TARİHİ
2011
2015
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2014
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2011
2014
2011
2015
122 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
11D030890
Seyrantepe HES -Karakoçan 380 EİH
Tunceli- Elazığ
11D030900
Tuna HES-Niksar-Köklüce EİH Yenileme
Tokat
11D030910
11D030970
12D030050
12D030060
12D030070
12D030110
12D030120
12D030310
12D030330
12D030340
12D030350
12D030360
12D030370
12D030390
12D030400
12D030410
12D030420
12D030430
12D030440
12D030450
12D030460
12D030470
Viranşehir 3 TM
Bismil 2 TM
Tortum 380 TM-Ayvalı HES EİH
Olur Havza TM-Ayvalı HES EİH
Olur Havza TM Tevsiat
Şanlıurfa OSB DGKÇS- Şanlıurfa TM EİH Yenileme
Balgat TM Tevsiat
Topkapı-Aksaray Kablosu
Çorlu-B.Karıştıran EİH Yenileme
Babaeski TM Tevsiat
Kartal - İçmeler - Tuzla Brş.N- EİH Yenileme
Makine OSB İrtibat Hatları
Ereğli-1 TM Tevsiat
Kestel-İnegöl EİH Yenileme
Kovanlık Havza TM
İçdaş-Çan-Çanakkale EİH Yenileme
Edremit-Balıkesir 1 EİH Yenileme
B.Seka-Balıkesir 1-Balıkesir 2 EİH Yenileme
Göbel-Balıkesir 2 EİH Yenileme
Akkuyu TM Yenileme
B.Seka TM Tevsiat
Kütahya OSB TM
Şanlıurfa
Diyarbakır
Erzurum
Erzurum
Erzurum
Şanlıurfa
Ankara
İstanbul
Tekirdağ
Edirne
İstanbul
Kocaeli
Zonguldak
Bursa
Giresun
Çanakkale
Balıkesir
Balıkesir
Balıkesir
Mersin
Balıkesir
Kütahya
12D030480
Altıntaş-Kütahya OSB-Kütahya EİH
Kütahya
12D030490
12D030500
12D030510
12D030520
12D030530
Karakeçili-Siverek EİH Yenileme
Gaziantep 6 TM
Birecik HES- Belkıs EİH Yenileme
Kırlık TM
Şanlıurfa
Gaziantep
Gaziantep-Kilis
Şanlıurfa
Diyarbakır
12D030540
PS-4 TM Tevsiat
Mardin
KARAKTERİSTİĞİ
154 kV, 1272 MCM, 12 km
154 kV, 2x1272 MCM + 1272 MCM + 1272 MCM 42 km + 2
km(Yeni Hat) +3 km
154/33 kV 2x100 MVA
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 1272 MCM, 15 km
154 kV, 1272 MCM, 25 km
154 kV, 3 Fider(Ayvalı HES, Ardahan, 2.Trafo)
154 kV, 2x1272 MCM, 15 km
154 kV, 1 Fider(3.Trafo) ve OG Tevsiat
154 kV, 2x1272 MCM, 24 km (yenileme) + 2 km (Yeni hat)
154 kV, 2 Fider(Edirne, 2. Trafo)
154 kV, 2x1272 MCM, 17 km
154 kV, 2x1272 MCM + 2x1272 MCM (3+3)
33 kV, Şalt ve Kumanda Binası
154 kV, 2x1272 MCM, 27 km
154 kV, 50 MVA + 2.Trafo Fideri
154 kV, 1272 MCM + 2x1272 MCM +1272 MCM (17+32+97 km)
154 kV, 1272 MCM, 81 km
154 kV, 2x1272 MCM, 40 km
154 kV, 2x1272 MCM, 60 km
154 kV, 1. ve 2.Trafo Fideri, OG Şalt ve Kumanda Binası
154 kV, 1 Fider(Balıkesir 1)
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 1272 MCM, 16 km + 2x1272 MCM, 1.5 km +1272 MCM,
20 +14 km (Yeni Hat)+ 2x1272 MCM, 6 km (Yenileme)
154 kV, 1272 MCM, 36 km
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 2x1272 MCM, 4 km
154/33 kV 1., 2. ve 3.Trafo Fideri
154 kV, 3.Trafo Fideri ve OG Şalt İlavesi
154 kV, 2.Trafo Fideri, Metal Clad, Kapalı Şalt ve Kumanda
Binası
BAŞLAMA
TARİHİ
2011
BİTİŞ
TARİHİ
2015
2011
2015
2011
2011
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2012
2015
2012
2012
2012
2012
2012
2015
2015
2015
2015
2014
2012
2015
123 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
2012
BİTİŞ
TARİHİ
2014
2012
2015
2012
2012
2012
2015
2015
2015
2012
2015
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
12D030550
Dikmen 1 TM Tevsiat
Mardin
154 kV, 3 Fider(Viranşehir 1.,2. ve 4.Trafo) OG Şalt
12D030560
Avanos TM İrtibat Hatları
Nevşehir
154 kV, 2x1272 MCM, 2,5km (yeni hat)+1272 MCM 6,3km
(yenileme)+1272 MCM 14 km(yeni hat)
12D030570
12D030580
12D030590
Batman-2 - Bismil EİH
Cizre -PS-3 EİH Yenileme
Ferrokrom TM Yenileme
Diyarbakır, Batman
Şırnak
Elazığ
12D030600
Manisa-Saruhanlı-Akhisar-Soma B EİH Yenileme
Manisa
12D030610
12D030620
12D030630
12D030640
12D030650
12D030660
12D030670
12D030680
12D030700
Kula TM
(Alaşehir-Uşak OSB)Brş.N.-Kula EİH
Bağyurdu TM
Manisa -Derbent Brş.N -Bağyurdu OSB
Petkim 2-Aliağa 1 Kablosu
Işıklar-Buca EİH Yenileme
Denizli-1 TM
Bozdoğan TM
Adıgüzel TM Tevsiat
Manisa
Manisa
İzmir
Manisa,İzmir
İzmir
İzmir
Denizli
Aydın
Denizli
12D030710
Aydın-Nazilli-Jeotermal EİH Yenileme
Aydın
154 kV, 1272 MCM, (41+50 km ) (mevcut güzergah) +2x1272
MCM 5 km (mevcut güzergah)
2012
2015
12D030720
12D030730
12D030750
12D030760
12D030770
12D030780
12D030790
12D030800
Muratpaşa GIS TM
Muratpaşa-Varsak Kablosu
Alanya 1 TM Tevsiat
Varsak-Serik EİH Yenileme
(Varsak-Serik)Brş.N-Belek EİH
Anamur TM Tevsiat
Bahçe TM Tevsiat
Yumurtalık TM Tevsiat
Antalya
Antalya
Antalya
Antalya
Antalya
Mersin
Osmaniye
Adana
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 1600 mm² Kablo, 11 km
154 kV, 1 Fider(3. Trafo), OG Şalt Yenileme ve Kumanda Binası
154 kV, 1272 MCM + 2x1272 MCM (26,58 km)
154 kV, 2x1272 MCM 9 km
154 kV 1 Fider(Ermenek), OG Şalt Yenileme
154 kV, 2 Fider(2.Trafo, Osmaniye)
154 kV, 2 Fider( Sugözü, 2. Trafo)
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
12D030810
Bahçe-Osmaniye 2 EİH Yenileme
Osmaniye
154 kV, 2x1272 MCM + 2x1272 MCM + 1272 MCM 4,5 km(Yeni
Hat)+25 km Yenileme + 6,1 km (yeni hat)
2012
2015
12D030820
12D030830
12D030840
12D030850
K.Kapasitör TM Tevsiat
Talas TM
K.Kapasitör-Talas EİH
Kayseri 4 TM
Kayseri
Kayseri
Kayseri
Kayseri
154 kV, 3 Fider(2.Trafo,Talas1-2 Fiderleri)
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 2x1272 MCM, 20 km
154/33 kV 2x100 MVA
2012
2012
2012
2012
2015
2015
2015
2014
154 kV, 2x1272 MCM, 48 km (Yenileme) + 5 km (yeni hat)
154 kV, 2x1272 MCM, 27 km
154 kV, 1., 2. ve 3.Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, (17+35+17+1 km )+ 2x1272 MCM 1 km
(yeni güzergah)
154/33 kV 100 MVA trafo ve 2.Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, 4,5 km
154/33 kV 100 MVA trafo ve 2.Trafo Fideri
2x1272 MCM 10 km.
154 kV, 1600 mm² Kablo, 4 km
154 kV, 2x1272 MCM, 6 km
154/33 kV 100 MVA+ 2.Trafo Fideri
154/33 kV 50 MVA+ 2.Trafo Fideri
154 kV 1 Fider(2.Trafo) ve OG Şalt İlavesi
124 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
2012
2012
2012
2012
2012
BİTİŞ
TARİHİ
2015
2015
2015
2015
2015
2012
2015
12D030860
12D030870
12D030880
12D030890
12D030900
Tümosan TM Tevsiat
Mühye TM
Çiçektepe TM
Hacılar TM Tevsiat
Sultanhanı TM
Aksaray
Ankara
Ankara
Kırıkkale
Aksaray
12D030910
Tümosan TM-Ortaköy TM EİH
Aksaray
12D030920
Şeker GIS TM
Konya
154 kV, 2 Fider(Kızören, Ortaköy)
154/33 kV 2x100 MVA
154/33 kV 2x100 MVA
154/33 kV 2.Trafo Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, 10 km (Yenileme)+1272 MCM, 35 km
(Yeni Hat)
2012
2015
12D030930
Konya 5 TM
Konya
2012
2015
12D030940
Gezende HES TM Tevsiat
Karaman
154 kV, 4 adet Fider(3 adet Trafo Fideri, Ermenek),154/33 kV 50
MVA Trafo,OG Metal Clad ve Kumanda Binası
2012
2015
12D030950
Karaman TM Tevsiat
Karaman
154 kV, 2 Adet Hat Fideri (Kepezkaya, Gezende HES), OG
ŞaltYenileme ve Kumanda Binası
2012
2015
12D030960
12D030970
12D030980
12D030990
12D031000
12D031010
12D031020
12D031030
12D031040
12D031050
12D031070
12D031080
12D031090
12D031100
12D031110
12D031120
12D031130
Tümosan-Sultanhanı-Kızören EİH
Kızören TM Tevsiat
Hirfanlı-Kulu-Cihanbeyli EİH Yenileme
Taşköprü TM Tevsiat
Samsun 2 TM Tevsiat
(Samsun 1-Çarşamba)Brş.N-Samsun 2 EİH Yenileme
Terme TM
Konya-3 TM Tevsiat
Kılıçkaya-Suşehri EİH
Akyazı TM
Erzincan 2 TM Tevsiat
Elif Havza TM-Erzurum 1 EİH
Kırıkdağ-Yüksekova EİH
Yüksekova-Başkale EİH
Ahlat TM
Iğdır TM Tevsiat
Yunak TM Tevsiat
Aksaray-Konya
Konya
Ankara-Konya
Kastamonu
Samsun
Samsun
Samsun
Konya
Tokat-Sivas
Trabzon
Erzincan
Erzurum
Hakkari
Hakkari-Van
Bitlis
Iğdır
Konya
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2015
2015
2015
2014
2015
12D031150
Akköprü-Fethiye EİH
Muğla
2012
2015
12D031160
Hüseyinli TM
İstanbul
2012
2015
154 kV, 1272 MCM, 70 km
154 kV, 1 Fider(Sultanhanı)
154 kV, 1272 MCM, 88 km
OG Kapalı Şalt, Kumanda Binası, 2 Adet Güç Trafosu Fideri
154 kV, 2x1272 MCM, 3 km
154 kV, 4 Fider(3. ve 4.Trafo, Konya 1, Bağlar RES)
154 kV, 795 MCM 10 km
154 kV, 2 Fider(2.Trafo, Reaktör)
154 kV, 1272 MCM, 70 km
154 kV, 1272 MCM, 50 km
154 kV, 1272 MCM, 65 km
154 kV, 2 Fider(1.ve 2. Trafo)
154 kV, 1 Fider(Reaktör)
154 kV, 2 Fider(Reaktör, DDY Çayırbaşı)
154 kV, 1272 MCM + 2x1272 MCM 23km (yeni) +12 km
(yenileme)
154/33 kV 1. ve 2.Trafo Fideri, OG Şalt Tesisi
125 / 130
PROJE NO
12D031170
12D031180
12D031190
12D031200
12D031220
12D031230
12D031240
12D031250
12D031270
12D031280
12D031290
12D031300
12D031330
12D031340
12D031350
12D031360
13D030240
13D030250
13D030260
13D030270
13D030280
13D030290
13D030300
13D030310
13D030320
13D030330
13D030340
13D030350
13D030360
13D030370
PROJE ADI
Eskişehir 4 TM Tevsiat
Barhal Havza TM
(Artvin-Tortum)Brş.N-Barhal Havza TM EİH
Elif Havza TM
Ortaköy TM
Çölovası TM
Ürgüp-Çinkur EİH
Gebze OSB-Tuzla Kablosu
Bodrum-Yeniköy EİH Yenileme
Şişli TM Tevsiat
Kırşehir TM (yeni) İrtibatları
Ostim OSB TM Tevsiat
Çeşitli İrtibat Hatları (EİH)
Demirköy TM
Akköprü-Balgat Kablosu
Statik Senkron Kompanzatör (Static Synchronous
Compensator)
Yılı İçinde Yapılması Zorunlu Olabilecek İşler (EİH
için)
Yılı İçinde Yapılması Zorunlu Olabilecek İşler (TM
için)
Önceki Yıllarda Tamamlanamayıp, 2013'de Devam
Edecek İşler
(İkitelli-Davutpaşa)Brş N.-Sultan Murat Kablosu
Yakuplu GIS TM
Yakuplu-Ambarlı DGKÇS Kablosu
Gelibolu 380-Sarıkaya RES EIH
Sarıkaya RES TM Tevsiat
Babaeski-Edirne EİH Yenileme
K.Bakkalköy - Kadıköy Kablosu
Ümraniye - Etiler Kablosu (2. Devre)
Edirne TM İrtibat Hatları
Kıyıköy TM Tevsiat
Dudullu TM Tevsiat
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
BİTİŞ
TARİHİ
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2014
2015
2014
2015
2015
2015
2015
2015
Eskişehir
Artvin
Artvin-Erzurum
Erzurum
Aksaray
Afyonkarahisar
Nevşehir
İstanbul
Muğla
İstanbul
Kırşehir
Ankara
Muhtelif
Kırklareli
Ankara
154/33 kV, 100 MVA Trafo ve 2. Trafo Fideri
154/33 kV 2x50 MVA
154 kV, 2x1272 MCM 22 km
154/33 kV 2x50 MVA
154 kV, 2x1272 MCM, 30 km
154 kV, 1600 mm² Kablo, 11 km
154 kV, 2x1272 MCM 45 km(Yenileme)+5km(Yeni Hat)
154 kV, 1 Fider (Yıldıztepe)
154 kV, 1272 MCM + 2x1272 MCM +1272 MCM (1+6+7 km)
154 kV, 2.Trafo Fideri, OG Şalt İlavesi
380 kV, 154 kV
154 kV, 1600 mm² Kablo, 2 km
Mardin-Şanlıurfa
154 kV,12.5 MVAR Statcom(Kızıltepe,Dikmen,Viranşehir) (6
Adet)
2012
2014
Muhtelif
380 kV, 154 kV EİH için
2013
2014
Muhtelif
380 kV, 154 kV TM için
2013
2014
Muhtelif
380 kV, 154 kV
2013
2014
İstanbul
İstanbul
İstanbul
Çanakkale
Tekirdağ
Edirne
İstanbul
İstanbul
Edirne
Kırklareli
İstanbul
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV, 1600 mm² Kablo, 5 km.
154 kV, 1272 MCM, 35 km
154 kV, 2 Fider(Gelibolu 380 TM, Şarköy)
154 kV, 2x1272 MCM, 50 km
154 kV, 1600 mm² Kablo, 8,5 km
154 kV, 1600 mm² Kablo, 6.5 km.
154 kV, 1272 MCM, 1+3.5 km.(2 ayrı hat)
154 kV, 3 Fider(Çerkezköy, Transfer, 2. trafo)
154 kV, 2 Fider(Ümraniye 1,2)
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2015
2015
2016
2016
2015
2016
2016
2016
2015
2015
2015
126 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
13D030380
13D030390
13D030400
13D030410
13D030420
İnegöl TM Tevsiat
Demirtaş TM Tevsiat
Bandırma RES TM Tevsiat
Balıkesir 2 TM Tevsiat
Bursa DGKÇS TM Tevisat
Bursa
Bursa
Balıkesir
Balıkesir
Bursa
154/33 kV 100 MVA, 4.trafo ve OG Şalt İlavesi
154/33 kV 100 MVA, 4.trafo ve OG Şalt İlavesi
154 kV, 1 Fider(Bandırma 3)
154 kV, 2 Fider(B.Seka, Göbel)
154 kV, 1 Fider(Orhangazi)
13D030430
Germencik-Aslanlar EİH Yenileme
Aydın-İzmir
154 kV, 4x1272 MCM 2 km + 2x1272 MCM 2 km(Yeni Hat) +
1272 MCM 40 km (Yenileme)
13D030440
13D030450
13D030460
Denizli 1-Denizli 4 EİH
Ak Enerji TM Tevsiat
Afyon-2 TM Tevsiat
Denizli
Bilecik
Afyonkarahisar
13D030470
Aksa Antalya-Asçim-Bucak EİH Yenileme
Antalya- Burdur
13D030480
13D030490
13D030500
13D030510
13D030520
13D030530
13D030540
13D030550
13D030560
13D030570
13D030580
13D030590
13D030600
13D030610
13D030620
13D030630
13D030640
13D030650
13D030660
13D030670
13D030680
Sugözü-Yumurtalık EİH(İkinci Devre)
Ceyhan 2 TM Tevsiat
Akkuyu İrtibatları
Kayseri 1 GIS TM (Aynı Sahada)
Kayseri 3 TM Tevsiat
Çinkur TM Tevsiat
(Esenboğa – Kalecik) Brş N. – Akyurt EİH
(Çankaya-Çimpor) Brş N.-İmrahor EİH
İmrahor TM Tevsiat
Hasköy GIS TM Tevsiat
(Ankara San-Sincan)Brş N-Etimesgut EİH
Ermenek 380-Ermenek 154 İrtibat Hattı
Tokat-Turhal EİH Yenileme
Ordu 380 TM İrtibat Hattı
Ordu TM Tevsiat
(Artvin-Ardahan)Brş N.-Artvin 2 EİH
Maçka Havza -Akyazı EİH
Murgul TM İrtibatları
Posof Havza TM Tevsiat
Van – Engil EİH Yenileme
(Adilcevaz-Alparslan)Brş N-Ahlat EİH
Adana
Adana
Mersin
Kayseri
Kayseri
Kayseri
Ankara
Ankara
Ankara
Ankara
Ankara
Karaman
Tokat
Ordu
Ordu
Artvin
Trabzon
Artvin
Ardahan
Van
Bitlis
154 kV, 2x1272 MCM, 3 km(2 Ayrı Hat)+ 2x1272 MCM, 13 km
154 kV, 1 Fider(Bozüyük OSB)
154 kV, 2 Fider(Barla, Keçiborlu)
154 kV, 1272 MCM + 2x1272 MCM (yeni güzergah)+1272 MCM,
23+10+16 km
154 kV, 2x1272 MCM, 8km
154/33 kV 1 Fider(2.Trafo) ve OG Şalt İlavesi
154 kV, 2x1272 MCM, 3 km (3 ayrı hat)
154 kV, 1., 2. ve 3.Trafo Fideri
154 kV, 1 Fider(Kayseri 1)
154 kV, 2 Fider(Ürgüp 1,2)
154 kV, 2x1272 MCM, 7 km
154 kV, 2x1272 MCM, 2.5 km.
154 kV, 2 Fider(3. ve 4. Trafo)
154 kV, 1 Fider(3. Trafo)
154 kV, 2x1272 MCM, 4 km.
154 kV, 2x1272 MCM, 3 km
154 kV, 1272MCM, 45 km
154 kV, 2x1272 MCM, 8 km
154 kV, 1 Fider(Ordu 380)
154 kV, 2x1272 MCM, 2.5 km
154 kV, 1272 MCM, 20 km
154 kV, 2x1272 MCM, 2 km
154 kV, 1 Fider(2.Trafo)
154 kV, 1272 MCM, 36 km.
154 kV, 2x1272 MCM, 3 km
BAŞLAMA
TARİHİ
2013
2013
2013
2013
2013
BİTİŞ
TARİHİ
2016
2016
2015
2015
2015
2013
2016
2013
2013
2013
2015
2015
2015
2013
2016
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2015
2016
2016
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2016
2015
2015
2015
2016
2015
2015
2016
2015
127 / 130
PROJE NO
PROJE ADI
YERİ
KARAKTERİSTİĞİ
BAŞLAMA
TARİHİ
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
BİTİŞ
TARİHİ
2015
2015
2015
2015
2016
2015
2015
2016
2015
2015
2015
13D030690
13D030700
13D030710
13D030720
13D030730
13D030740
13D030750
13D030760
13D030770
13D030780
13D030790
Gaziantep 1-Gaziantep 4 EİH Yenileme
Hasançelebi TM Tevsiat
Malorsa TM Tevsiat
(Batman - Ilısu)Brş N.- Gercüş EİH
Lara-Serik EİH Yenileme
Gaziantep 3 TM Tevsiat
Gaziantep 1-Gaziantep 2 EİH Yenileme
Ilıca GIS TM Tevsiat
Bodrum TM Tevsiat
Saruhanlı TM Tevsiat
Eğirdir TM Tevsiat
Gaziantep
Malatya
Malatya
Batman
Antalya
Gaziantep
Gaziantep
İzmir
Muğla
Manisa
Isparta
154 kV, 2x1272 MCM, 12 km
154/33 kV 1 Fider(2.Trafo)
154/33 kV 1 Fider(3.Trafo)
154 kV, 2x1272 MCM 1,5 km.
154 kV, 1272 MCM, 33 km
154 kV, 1 Fider(Gaziantep 2)
154 kV, 2x1272 MCM, 17 km.
33 kV Şalt İlavesi
154 kV, 1 Fider(Yeniköy)
154 kV, 1 Fider(Gölmarmara)
154 kV, 1 Fider(Gelendost)
13D030800
Başkale TM Tevsiat
Van
154 kV, 1 Fider(Yüksekova)
2013
2015
13D030810
13D030820
13D030830
13D030840
13D030850
13D030860
13D030870
13D030880
13D030890
13D030900
13D030910
13D030920
13D030930
13D030940
13D030950
13D030960
13D030970
13D030980
13D030990
13D031000
Bismil TM Tevsiat
Kandıra RES Tevsiat
Tarsus TM Tevsiat
Denizli 4 TM Tevsiat
Sugözü TM Tevsiat
Alanbaşı Havza TM
Burdur TM Tevsiat
Alanbaşı - Yeni Tortum 380 EİH
Alibeyköy-Yıldıztepe EİH Tevsiat
Tuzla TM Tevsiat
Kalecik TM Tevsiat
Çiğdem GIS İrtibat hatları
Safranbolu TM Tevsiat
Kastamonu TM Tevsiat
Daran Havza TM
Akıncı HES Brş N.- Ardahan EİH Yenileme
Elif Havza TM-Tortum TM EİH
Esenyurt TM
Trakya Elektrik-Silivri EİH Kısmi Yenileme
Şişli GIS Tevsiat
Diyarbakır
Kocaeli
Mersin
Denizli
Adana
Artvin
Burdur
Artvin - Erzurum
İstanbul
İstanbul
Ankara
Ankara
Karabük
Kastamonu
Karaman
Ardahan
Erzurum
İstanbul
İstanbul
İstanbul
154 kV, 1 Fider(Batman 2)
154 kV, 1 Fider(Kandıra OSB)
154 kV, 1 Fider(Nacarlı Hat 2)
154 kV, 1 Fider(Denizli 1)
154 kV, 1 Fider(Yumurtalık)
154/33 kV 50 MVA, 2. Trafo Fideri
Metal Clad OG Şalt ve Kumanda Binası
154 kV, 1272 MCM, 25 km
154 kV 1 adet Kablo direği, 4 km OPGW çekimi
154 kV 1 fider (Gebze OSB)
154 kV 1 fider (2. trafo fideri)
154 kV, 4x1272 MCM, 1.4 km
154 kV 1 fider (Araç)
154 kV 1 fider (Araç)
154/33 kV 2x50 MVA
154 kV, 1272 MCM, 32 km
154 kV, 1272 MCM, 20 km
154/33 kV 2x100 MVA
154 kV 4x1272 MCM, 3,5 km.+2x1272 MCM, 0.2 km.(Yeni Hat)
OG Şalt Yenileme
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2015
2015
2015
2015
2015
2016
2016
2016
2014
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
128 / 130
PROJE NO
13D031010
13D031020
13D031030
13D031040
13D031050
PROJE ADI
Gaziantep 4 TM Tevsiat
Kapaklı TM
(Göksun-Menzelet)Brş N.-Çağlayan Havza EİH
Bornova-Alsancak Kablosu
Yedek Trafolar
YERİ
Gaziantep
Şanlıurfa
Kahramanmaraş
İzmir
Muhtelif
KARAKTERİSTİĞİ
154/33 kV 3.Trafo Fideri
154/33 kV 100 MVA ve 2. Trafo Fideri
154 kV 2x1272 MCM, 1.5 km.
154 kV, 1600 mm², 3.5 km.
154/33,6 kV ,50/62,5 , 80/100 MVA Güç Transformatörü
BAŞLAMA
TARİHİ
2013
2013
2013
2013
2013
BİTİŞ
TARİHİ
2015
2015
2015
2015
2014
129 / 130
Kaynaklar
1
“Türkiye Elektrik İletim Sistemi Master Plan Çalışmaları (2011-2020 Dönemi) Yöntem, Analizler ve
Sonuçlar” TÜBİTAK UZAY Güç Sistemleri Analiz Grubu, Ankara Türkiye, Ocak 2012.
2
Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu, 2010-2019. TEİAŞ.
3
“Türkiye Elektrik Sistemi İçin Transformatör Merkezi (TM) Bazlı Bölgesel Talep (MW) Projeksiyonu
Çalışmaları 2013 – 2022 Dönemi” TÜBİTAK UZAY Güç Sistemleri Analiz Grubu, Eylül 2012
4
TÜİK, Nüfus, Demografi, Konut, Toplumsal Yapı İstatistikleri. Erişim Tarihi 22.10.2012, Erişim Adresi:
http://www.tuik.gov.tr/AltKategori.do?ust_id=11
5
“Türkiye İletim Sistemi Master Plan Çalışmaları Part 1: 2013-2017 Dönemi” TÜBİTAK MAM Enerji
Enstitüsü, Güç Sistemleri Analiz Grubu, Ankara Türkiye, Kasım 2012.
6
“Türkiye İletim Sistemi Master Plan Çalışmaları Part 2: 2018-2022 Dönemi” TÜBİTAK MAM Enerji
Enstitüsü, Güç Sistemleri Analiz Grubu, Ankara Türkiye, Ocak 2013.
7
“TEİAŞ Master Plan Çalışması PSS-E Dosyaları Kullanma Kılavuzu” TÜBİTAK MAM Enerji Enstitüsü, Güç
Sistemleri Analiz Grubu, Ekim 2012
8
“İletim Sistemi Master Plan Çalışması Üretim Senaryoları” TÜBİTAK MAM Enerji Enstitüsü, Güç
Sistemleri Analiz Grubu, Ankara Türkiye, Ekim 2012.
9
“Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği” Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu,
Ekim 2004, s.3
130 / 130

Bölgesel Talep Tahmin ve İletim Planlama Çalışması

Transkript

Benzer belgeler

12.5.2.1. Ulaşım Trabzon - Tonya karayolu asfalttır, 66 km ve

Kablosuz el tipi tarayıcı BCS 160 exBT

Baz İstasyonları ve Sağlık

e-bülten - Eyüboğlu Eğitim Kurumları

TEMMUZ 2015

CTIS310 Industrial Training (2015-2016 Fall) quotas formed by CTIS

“THE WIZARD OF OZ” : GERÇEK BİR KLASİK ÜSTÜN BİR

Özhan Eren Kaynağına Göre Türküler