Türkiye 31 Mart 2015 Sistem Çökmesi Raporu

Transkript

Türkiye 31 Mart 2015 Sistem
Çökmesi Raporu
– Son Sürüm 1.0 –
Türkiye Proje Grubu
21 Eylül 2015
İçindekiler
İçindekiler ...................................................................................................................................... 2
Feragat.......................................................................................................................................... 3
Şekiller Listesi ............................................................................................................................... 4
Tablolar Listesi .............................................................................................................................. 5
Ekler Listesi ................................................................................................................................... 6
1.
Yönetici Özeti ......................................................................................................................... 7
2.
Giriş ..................................................................................................................................... 11
3.
Olay sırasında sistem durumunun gelişimi ........................................................................... 13
4.
Olayların teknik analizleri ..................................................................................................... 22
5.
Sistem Durumu ve Etkinleştirilmiş Savunma Şemaları ......................................................... 29
6.
Elektrik Sistemi Sistem Toparlanma Süreci (Restorasyon) ................................................... 32
7.
Ana Nedenlerin Analizi ......................................................................................................... 36
8.
Diğer Kritik Etmenlerin Analizi .............................................................................................. 42
9.
Önlemler, Öneriler ve Sonuçlar ............................................................................................ 43
10.
Ekler ................................................................................................................................. 47
11.
Referanslar ....................................................................................................................... 79
2
Feragat
Türkiye’de 31 Mart 2015 tarihinde yaşanan sistem çökmesi hakkındaki bu Nihai Rapor Türkiye Proje
Grubu tarafından hazırlanmış ve eldeki bilgiler ışığında TEİAŞ ile ENTSO-E tarafından çıkarılmıştır. Bu
raporu hazırlayan kişiler, acentaları veya temsilcileri dahil olmak üzere başka herhangi bir ENTSO-E üyesi
olarak, bu raporun içeriği ve ulaşılan sonuçlar ne olursa olsun herhangi bir sonuca varabilmek için herhangi
bir kişi veya üçüncü şahıs tarafından sorumlu tutulamazlar. Bu Taslak Nihai Raporun amacı olaya dair
olguları, analizleri ve kaynağındaki nedenlerle birlikte nihai sonuç ve önerileri sunmaktadır. ENTSO-E’nin
amacı herhangi bir TSO veya kişiyi sorumlu tutacak şekilde zarar verebilecek yargıları ifade etmek değildir.
Açıkça belirtilmiş olmasa bile bu raporda yapılan fiili analiz ve simülasyonlar TSOlar tarafından sağlanan
bilgilere dayanmaktadır. Türkiye Proje Grubu doğrudan bir denetim gerçekleştirmemiştir. Bu raporda
açıklanan her şey belirli olaylara atıfta bulunur ve yer alan TSOlara genel anlamda uygulanma amacında
değildir.
3
Şekiller Listesi
Şekil 1: Olay sıralamasıyla Türkiye iletim sistemi haritası .............................................................. 8
Şekil 2: Güney Doğu CE İletim Sistemi ve planlanan devre dışı bırakmalar................................. 14
Şekil 3: Frekansa karşı çıkış gücü gereklilikleri. (X ekseni Hz olarak frekansı ve y ekseni ünitenin
aktif güç çıkışının yüzdesini ifade der) ......................................................................................... 23
Şekil 4: Sistem oturması boyunca Avrupa Kıtası sistemi frekansları ............................................ 25
Şekil 5: Sistem bölünmesi boyunca Avrupa Kıtası sistem frekansları .......................................... 25
Şekil 6: Açı kararsızlığı esnasında gerilim faz açı farkı ................................................................ 26
Şekil 7: Açısal kararsızlık süreci için dinamik simülasyon modeli sonuçları ................................. 27
Şekil 8: Atatürk – Yeşilhisar Kuzey hattı için mesafe koruma rölesinin tetiklenmesi simülasyonu
şeması ........................................................................................................................................ 28
Şekil 9: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-1, EET zaman damgaları............................ 30
Şekil 10: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-2, EET zaman damgaları.......................... 30
Şekil 11: Babaeski (TR)-Nea Santa (GR) hattı, EET zaman damgaları ....................................... 31
Şekil 12: Restorasyon süreci sonunda Türk güç sisteminin kopması, EET zaman damgaları ...... 33
Şekil 13: Türkiye sistem ayrılması sırasında aşırı yük koruması, EET zaman damgaları; BG-TR 1
ve 2 hatları üzerindeki akış özeti ................................................................................................. 34
Şekil 14: TR akşam saatlerinde ada sistemi sırasında frekanslar, CET zaman damgaları ........... 35
4
Tablolar Listesi
Tablo 1: TR iletim sisteminde planlı servis harici bırakılmış hatlar ............................................... 13
Tablo 2: SE CE iletim sisteminde kesinti öncesinde devre dışında olan hatların listesi (planlı devre
dışı bırakma) ............................................................................................................................... 15
Tablo 3: Olay sıralaması ............................................................................................................. 16
Tablo 4: TR-BG hat açma olayları sıralaması (Doğu Avrupa Zaman damgaları, EET) ................. 18
Tablo 5: Şebekeden kopan bazı güç santralleri ........................................................................... 19
Tablo 6: Türkiye yük atma şeması ve Gerçekleştirilen yük atma.................................................. 20
Tablo 7: Türkiye elektrik sisteminde elektrik santrallerinin bağlantı gereklilikleri .......................... 23
Tablo 8: 31 Mart’ta SPS ve UFLS yük atmaları ........................................................................... 31
Tablo 9: Toplam Sistem Toparlanma süresi ................................................................................ 32
Tablo 10: Türkiye Toplam Üretimi................................................................................................ 40
Tablo 11: 30 Mart’ta SPS ve UFLS Rölelerinin attığı yükler ......................................................... 41
5
Ekler Listesi
Ek - 1: Arıza öncesi durum .......................................................................................................... 47
Ek- 2: Kurşunlu - Osmanca 400 kV İletim Hattının açması .......................................................... 48
Ek- 3: Atatürk-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması .................................................... 49
Ek- 4: Seydişehir-Adana 400 kV İletim Hattının açması ............................................................... 50
Ek- 5: Sincan-Elbistan B 400 kV İletim Hattının açması ............................................................... 51
Ek- 6: Sincan-Elbistan A 400 kV İletim Hattının açması............................................................... 52
Ek- 7: Atatürk-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması ................................................... 53
Ek- 8: Temelli-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması .................................................... 54
Ek- 9: Temelli-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması ................................................... 55
Ek- 10: Babaeski (TR) – Nea Santa (GR) 400 kV İletim Hattının açması ..................................... 56
Ek- 11: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 2 400 kV İletim Hattının açması ..................... 57
Ek- 12: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 1 400 kV İletim Hattının açması ..................... 58
Ek- 13: TR – BG enterkonneksiyonları yük akış kayıtları, EET zaman damgası .......................... 59
Ek- 14: Maritsa-Hamitabat 2 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası ........................... 60
Ek- 15: Maritsa-Hamitabat 1 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası ........................... 61
Ek- 16:Elektrik santrallerinin konumu .......................................................................................... 62
Ek- 17: Sistem çökmesi sırasında ERZİN DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ................................. 63
Ek- 18: Sistem çökmesi sırasında Atlas Termik Santralinin SCADA çıkışı ................................... 64
Ek- 19: Sugözü Termik Santralindeki Ünite 10 ve Ünite 20’nin SCADA çıkışı .............................. 65
Ek- 20 : Sistem çökmesi sırasında Atatürk HES’in SCADA çıkışı ................................................ 66
Ek- 21: Sistem çökmesi sırasında Birecik HES’in SCADA çıkışı .................................................. 67
Ek- 22: Sistem çökmesi sırasında Temelli DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ................................ 68
Ek- 23: Sistem çökmesi sırasında Bekirli Termik Santrali’nin SCADA çıkışı ................................ 69
Ek- 24:Sistem çökmesi sırasında Adapazarı DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ............................ 70
Ek- 25: Sistem çökmesi sırasında Gebze DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ................................. 71
Ek- 26: Sistem çökmesi sırasında İzmir DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı .................................... 72
Ek- 27: Hamitabat Özel Koruma sistemi (SPS) Ayarları .............................................................. 73
Ek- 28: Acil durum analizi önerileri .............................................................................................. 75
Ek- 29: 30 Mart Olay öncesi yük akışları ..................................................................................... 77
Ek- 30: 30 Mart (siyah) ve 31 Mart (kırmızı) yük akışları karşılaştırması ...................................... 78
6
1.
Yönetici Özeti
20031 ve 20062 yıllarında Batı
2015 tarihinde meydana gelen
arızası olmuştur. Üç arızanın
yüklenmeleri, düşük frekanslı
nitelikler bulunmaktadır.
Avrupa’da meydana gelen büyük elektrik kesintileri sonrasında, 31 Mart
elektrik kesintisi Kıta Avrupası sisteminde, son 15 yılın üçüncü önemli
tümünde de anormal frekans sapmalarına bağlı olarak yüksek koridor
yük atmaları ve uygun olmayan elektrik santrali davranışı gibi benzer
Ancak, Türkiye – ENTSO-E Kıta Avrupası arayüzünde alınmış olan önlemler sayesinde 31 Mart 2015
arızası esas olarak Türkiye’yi etkilemiş ve diğer enterkonnekte sistemlerin işletilmesi üzerinde bir etkisi
olmamıştır. Kesinti Türkiye’nin komşularını etkilememiş ve sorun Türkiye elektrik sistemi içinde
tutulmuştur.
Türkiye için bile, kritik altyapı teçhizatının kendi acil durum güç kaynaklarına sahip olması ve elektrik
sisteminin oldukça kısa sürede toparlanması nedeniyle, sistem çökmesi ufak etkilere neden olmuştur.
Örneğin Türkiye’deki mobil iletişim çökme süresi boyunca etkin kalmış ve hava trafiği de etkilenmemiştir.
Sistem çökmesi öncesindeki genel sistem koşulları
Bahar yağışları nedeniyle, özellikle Doğu Karadeniz, Güney ve Doğu Anadolu’da bulunan barajlı ve
barajsız hidroelektrik santralleri tam yükte çalışmaktaydı. Bu durum, Türkiye’nin batısında yer alan elektrik
santrallerinin işletmeye alınmadığı bir üretim senaryosuna neden olmuştur. Sonuçta, Türkiye’nin Doğu ve
Batısını bağlayan 400 kV hatlarının aşırı yüklenmesine neden olmuştur.
Türkiye elektrik sistemindeki puant yük geleneksel olarak yaz döneminde ortaya çıkar ve puant dönem
öncesi bakım çalışmaları genelde, yükün göreceli olarak düşük olduğu bahar aylarında planlanır.
Doğu – Batı ana iletim koridoru, bakım nedeniyle dört önemli 400 kV hattın ve (16) adet seri kapasitör
(SC) bankının servis dışı kalması nedeniyle zayıflamıştır.
Olayların sıralaması
Olayların sıralaması Şekil 1’de gösterilmiştir. Kesinti öncesinde dört adet 400 kV uzun iletim hattı (Şekil
1’de siyahla işaretlenmiş olanlar) Türkiye 400 kV Doğu – Batı iletim koridoru merkez kısmında servis
dışıdır. Serviste olan paralel çok uzun mesafeli hatlar 4700 MW taşımaktadır. İlk önce 1127 MW/1237
MVA taşıyan Osmanca – Kurşunlu hattı (Şekil 1’de [1] olarak işaretlenmiştir) aşırı yükten servis dışı
kalmıştır. Bu durum, Türkiye elektrik sisteminde Doğu – Batı alt sistemleri arasında 1.9 saniye içerisinde
hızlı ardışık arızalar nedeniyle senkronizasyonun kaybolmasına, hat mesafe koruma röleleri tarafından
paralel hatların (Şekil 1’de sayılarla işaretlenen) servis dışı kalmasına neden olmuştur. Sonuç olarak
Türkiye elektrik sisteminin Doğu ve Batı alt sistemleri birbirinden ayrılmıştır.
Batı alt sisteminin arıza öncesi yükü 22870 MW ve Bulgaristan’dan yaklaşık 500 MW ithal edilmekteydi
ve Türkiye’nin Batı alt sistemi 4700 MW (%20.5 gibi) elektrik enerjisi yetersizliğine maruz kalmıştır. Bu
ani dengesizlik ENTSO-E elektrik sistemiyle senkronizasyonun kaybolmasına yol açmış ve Türkiye’de iki
alt sistemin birbirinden ayrılmasından yaklaşık 1 saniye sonra Türkiye Bulgaristan ve Yunanistan
enterkoneksiyon hatları, ilgili koruma rölelerinin “out-of-step”fonksiyonu ile servis dışı kalmıştır.
Frekansın 49 Hz’den 48.4 Hz’ye düşmesi sırasında düşük frekans yük atma röleleri yaklaşık 4800 MW
yükü kesmiş, ENTSO-E-Türkiye arayüzünde bulunan Özel Koruma Sistemi (SPS) tarafından 377 MW
elektrik enerjisi kesintisi ile yük atma sürmüştür. Birkaç saniyelik kısa frekans kararlılığı sonrasında, diğer
yandan, santraller için Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen frekans sınırı 47.5 Hz üstündeki çok
sayıda santralin en az 10 dakika boyunca serviste kaldıktan sonra servis dışı kalmaları nedeniyle frekanstaki
bozulma sürmüştür. Bu, Batı alt sisteminin yaklaşık 10 saniye içinde çökmesine neden olmuştur.
7
Doğu alt sisteminin arıza öncesi yükü yaklaşık 11080 MW olup, yaklaşık 4700 MW (~%42) fazla elektrik
enerji üretim arzı söz konusudur. Çok sayıda santralin aşırı frekanstan bağlantısının kesilmesine karşın,
doğu alt sistemi de birkaç saniye içinde çökmüştür.
Şekil 1: Olay sıralamasıyla Türkiye iletim sistemi haritası
Başlıca Nedenler
1. Doğu ve Batı koridor hat sisteminin kritik merkez kısmında dört adet 400 kV hat (üç tanesi yeni
hırdavatların takılması için ve bir adet hat da bakım amaçlı) sevis dışı bırakılarak, uzun iletim
mesafesi (Çoruh nehri üzerinde bulunan Kuzey – Doğu’daki HESlerin 1300 km uzaklıktaki
İstanbul’un büyük yük bölgesini beslemesi) ve seri kapasitörlerin tamamının devre dışı kalması,
Doğu – Batı’ya transfer empedansının yükselmesine neden olmuştur. Söz konusu sistem koşulları
durumunda, Doğudaki hidroelektrik santrallerinin yüksek üretiminin ve nispeten Batıya göre uzun
iletim sistemi ile taşınması, (N-1) dinamik güvenlik kriterini sağlamamıştır. Hattın aşırı yükten
servis dışı kalarak yüksek yük, açısal kararsızlığı başlatmış ve sonuçta sistem ayrılmıştır.
2. Sistem oturması öncesinde sistem işletme koşulunda açısal kararlılık için seri kapasitörlerin önemi
yeteri derecede kavranmamıştır.
3. Her ne kadar Türkiye 400 kV iletim sistemi , uluslararası standartlarda koruma sistemi ile tesis
edilmiş olmasına rağmen, ilk olarak servis dışı kalan hattın mesafe koruma rölesinin etkisi doğru
değerlendirilememiştir.
4. Batı alt sisteminin ENTSO-E sisteminden ayrılmasından sonra geçici durum frekans bozulması
sırasında çok sayıda büyük termoelektrik santralin 47.5 Hz üstü frekanslarda servis dışı kalması,
Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen yükümlülükler ile tezat oluşturmaktadır.
5. Şiddetli elektromekanik geçici durum olayları sırasında birkaç santralinin kararlılığının bozulması,
santrallerin erken ve düzensiz kesintisini dengelemek üzere düşük frekans röleleri ile büyük
miktarda yük atma gerekirdi.
8
6. Türkiye elektrik sisteminde 31 Mart 2015 olayları öncesinde sistem konfigürasyonu ve özel yük
akışının dışında, Türkiye elektrik sisteminde Batı ve Doğu alt sistemlerinde yük ve üretim
arasındaki %21 ve %41 oranındaki büyük yük dengesizliğini yönetmek oldukça zor bir konudur.
Bu tip elektrik sistemlerinde aşırı dengesizlikler sırasında kullanılan koruma rölelerinin mevcut
ayarları büyük olasılıkla, elektrik sistemini koruyamazlar.
7. Doğu ve Batı koridor hattı sisteminin aşırı derecede istisnai olarak büyük ölçüde özellikle Merkez –
Kuzey kısmında zayıflaması, ve bütün Seri Kapasitör banklarının servis dışı kalmasının etkisi, 31
Mart 2015’de Doğu’dan Batı’ya 4700 MW’ın iletilmesi doğru olarak değerlendirilmemiştir.
TEİAŞ’ın son yük akışı ve açısal kararlılık hesaplama analizleri, bütün 400 kV hatlar ve seri
kapasitör bankları servisteyken Doğudan Batıya iletilebilir gücün en çok 8000 MW’ye kadar
olabileceğini göstermiştir ve ’NTSO-E'nin Avrupa Sistemi için tanımladığı (N-1) kararlı durum ve
dinamik güvenlik kriterine uygundur.
Kritik Etmenler
Yukarıda açıklanan ana nedenlere ek olarak aşağıdaki iki etmen de olayın gelişimine olumsuz etkide
bulunmuştur.
1. Güvenilir çevrimiçi otomatik kısıtlılık analizleri ve çevrim dışı açısal kararlılık analizleri henüz
Milli Yük Tevzi İşletme Müdürlüğü’nde bulunmamaktadır.
2. Türkiye elektrik sisteminde Doğu – Batı yönünde açısal kararsızlığa Milli Yük Tevzi İşletme
Müdürlüğü yeterli dikkati göstermemiştir.
Sistemin Toparlanması
Türkiye elektrik sistemi her birisi 9 adet Bölge yük tevzi merkeziyle (RCC) ilgili 9 adet izole ada sistemine
bölerek enerjilendirmek üzere TEİAŞ sistem toparlanma planı hazırlanmıştır. Toparlanma sırasında
aşağıdan yukarı ve yukarıdan aşağı yaklaşımları, Trakya bölgesinde kesintinin başlamasından 18 dakika
sonra Bulgaristan’dan elektrik alınmasına paralel olarak uygulanmış ve ardından Kuzeybatı Anadolu Yük
Tevzi İşletme Müdürlüğü ile paralel çalışma sağlanmış ve diğer bölgelerde de uygulanmıştır. Saat 11:11’de
(Merkezi Avrupa Yaz Saati) sistem çökmesinden bir buçuk saat sonra Trakya bölgesinin %50’sine elektrik
verilmiştir. Doğu ve Batının nihai senkronizasyonu ve Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E Avrupa Kıtası
elektrik sistemine senkronizasyonu saat 16:12’de (Merkezi Avrupa Yaz Saati) Türkiye elektrik sisteminin
tamamının enerjilendirilmesi 400 kV Kayseri TM ile (Orta Anadolu Bölgesi) sağlanmıştır. Bu sırada
Türkiye elektrik sisteminin yaklaşık %80’ine (kesintiden yaklaşık 6,5 saat sonra) zaten elektrik verilmiş
durumdadır. Geri kalan fiderlerin enerjilendirilmesi, uygun santrallerinin aşamalı olarak işletmeye
alınmasıyla gerçekleştirilmiştir.
Sonuçlar ve Öneriler
Elde edilen bilgiler temelinde aşağıdakiler önerilmektedir:
1. Temel önemdeki Türkiye elektrik sisteminde başlıca Doğu – Batı iletim koridorunun aşırı
yüklenmesini önlemek için programlanmış arıza ve bakım planlarının koordinasyonunun
geliştirilmesi
2. Kısıtlılık analizi araçlarının geliştirmesi, çevrimiçi (N-1) kısıtlılık analizlerinin kurulum sürecini
hızlandırması
3. Kritik gerilim faz farklarının kavranmasıyla ilgili varlık yönetimi eşgüdümünü ve yük tevzi
görevlilerinin eğitimlerinin geliştirmesi
4. Doğu – Batı iletim koridorunda mevcut seri kapasitörlerin doğru kullanımıyla ilgili olarak
duyarlılığın geliştirmesi
9
5. Düşük frekans yük atma planlarını revize ederken, yük atma sırasında olası gerilim değişimlerini
dikkate alarak, yük katılım miktarının, yeniden değerlendirmesi
6. Bütün elektrik santrallerinden, Ulusal Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen frekans
aralıklarında şebekeye bağlı kalmalarının istenmesi
7. Ana iletim hatları için mevcut mesafe koruma ayarları analizi ile ilgili SCADA sistem veri
tabanıyla koordinasyonun sağlanması.
10
2.
Giriş
Geçmiş
31 Mart 2015 tarihinde Türkiye elektrik sistemi, 400 kV iletim hattının aşırı yüklenerek servis dışı
kalmasıyla, Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E Avrupa Kıtası sisteminden kopmasına yol açarak sistem
çökmesine neden olan, ciddi bir dizi olayın etkisine maruz kalmıştır. Bu olay, büyük ölçekli bir depremin
yol açtığı elektrik çökmesinin yaşandığı 17 Ağustos 1999 tarihinden itibaren Türkiye elektrik sisteminin
yaşadığı en ciddi olaydır. Analizler yüksek duyarlıklı ölçümleri kaydeden, Fazör Ölçüm Üniteleri (PMU)
ve Türkiye iletim sisteminde trafo merkezlerinin çoğunda bulunan güç kalite cihazlarının kaydettiği
kayıtları kullanarak hazırlanmıştır. Sistem çökmesi, ilk olaydan 12 saniye sonra ortaya çıkmıştır.
Veri ve bilgi kaynağı
Analizler temel olarak Geniş Alan Ölçüm birimlerinin aldığı ölçümlere, TEİAŞ PMU cihazlarına,
Bulgaristan İletim Şirketi ESO EAD’ın yüksek çözünürlüklü ölçümlerine İsviçre İletim Şirketi Swissgrid
Geniş Alan Ölçüm birimleri ölçümlerine ve ENTSO-E Türkiye bağlantısı SCADA kayıtlarına
dayanmaktadır. TEİAŞ ve farklı elektrik santral işleticileri SCADA kayıtları ile olay öncesi Türkiye
elektrik sistemi durumunu yansıtan kararlı durum anlık görüntü dosyaları da ayrıca incelenmiştir.
Türkiye Proje Grubu
ENTSO-E Proje Grubu, Türkiye – Avrupa Kıtası Elektrik Sistemi enterkoneksiyonu için 2006 yılında
ayrıntılı teknik koşullar ve önlemler üzerinde çalışmak üzere, ilgili ENTSO-E kuralları uyarınca
kurulmuştur. Türkiye Proje Grubu açık bir zaman süresinde Avrupa Kıtası Bölge (RG CE) kurallarına göre
çalışmış, Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Kıtası senkron alanına enterkonneksiyonunun sağlanması
için ön koşul olarak gereken bütün teknik, kurumsal ve yasal konuları kapsayan “Taahhüt Anlaşması”
adında bütünsel bir anlaşmayı dikkatle hazırlamıştır. Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemine
enterkonneksiyonu 18 Eylül 2010’da başarılmış ve ardından deneme süresince işletilmiştir. Taahhüt
Anlaşması, tamamlayıcı kararlı durum önerileri ve sonuçlarıyla kararlılık çalışmalarının tamamlanmasını
takiben 18 Aralık 2009 tarihinde ENTSO-E üyesi İletim Sistemi İşleticileri ile imzalanmıştır: HTSO (artık
IPTO Yunanistan), ESO EAD (Bulgaristan), Amprion (Almanya), Transpower (artık TenneT TSO GmbH,
Almanya), ve TEİAŞ (Türkiye). Türkiye Proje Grubu sözleşme gerçekleştirme tarihlerinin tüm
aşamalarından, idari konuların yönetiminden ve Taahhüt Anlaşmasında belirtilen önlemlerin
izlenmesinden, Türkiye Elektrik Sisteminin nihai testlerinden ve işletme paralel testlerinden sorumludur.
Başarılı deneme işletme sonrasında Türkiye’nin ENTSO-E Avrupa Kıtası elektrik sistemine
enterkonneksiyonu kalıcı bağlantıya dönüştürülmüş, bununla ilgili olarak TEİAŞ, ENTSO-E üyesi İletim
Sistemi İşleticiler ve ENTSO-E ile Uzun Dönem Anlaşma imzalanmıştır.
Sistem çökmesi sonrasında ENTSO-E, Proje Grubu Türkiye’den çökmenin başlıca nedenlerinin bulunması
ve ilgili önerilerin dikkatlice hazırlanması için bütünleyici bir rapor hazırlanmasını talep etmiştir.
Türkiye Proje Grubunda Yunanistan, Bulgaristan, İsviçre, Sırbistan, Fransa, Almanya, İtalya ve
Türkiye’den temsilciler yer almaktadır. Bu nihai rapor sorunun ana nedenlerini veri ve analizleriyle birlikte
sonuç ve önerileri de kapsamaktadır.
ENTSO-E Standart kural kuruluşu ve İletim Sistemi İşleticileri koordinasyon
platformu
ENTSO-E Avrupa Elektrik İletim Sistem İşletmecileri Şebekesi, tüm Avrupa’da 34 ülkeden 41 iletim
sistem işleticisini(TSO) temsil etmektedir. ENTSO-E AB mevzuatına göre kurulmuş ve yetkilendirilmiştir.
ENTSO-E, AB enerji politikalarının uygulanmasını, elektrik sisteminin doğasına göre değişkenlik gösteren
11
Avrupa enerji ve iklim politikası hedeflerinin başarılmasını desteklemek için Avrupa’daki TSOların yakın
işbirliğini desteklemektedir.
ENTSO-E’nin başarılmasına katkı verdiği hedefler temel olarak aşağıda belirtilmektedir:
‒
‒
‒
‒
‒
‒
Şebeke yönetmeliklerinin taslaklarının hazırlama ve uygulaması;
Avrupa çapında on yıllık şebeke gelişim planlarının geliştirilmesi (TYNDPler);
İletim Sistemi İşleticileri ve Dağıtım Sistemi İşleticileri arasında teknik işbirliğinin geliştirilmesi;
Elektrik üretimi için görünüm raporlarının yayınlanması;
AB elektrik piyasası temel verilerinin yayınlanması;
Ar-GE planlarının koordinasyonun sağlanması.
ENTSO-E, TSOlar ve Avrupa sistemi ile ilgili bütün teknik, piyasa ve politika konularının, elektrik sistemi
kullanıcıları arayüzü, AB kurumları, düzenleyici kurumların ve ulusal hükümetlerin gündemindedir.
Çalışmaları aracılığıyla ENTSO-E dünyanın en büyük elektrik piyasasının oluşumuna yardım eder ki bu
yalnızca elektrik sektörüne değil aynı zamanda Avrupa’nın bütünsel ekonomisine bugün ve yarın için
büyük bir katkı sağlar.
AB kurumlarının başlıca yasal zorunluluklarıyla Avrupa Elektrik İletim Sistem İşletmecileri Şebekesi
ENTSO-E, Avrupa ve ulusal politika yapıcılar, düzenleyiciler ve yetkin bir yol gösterici arayan katılımcılar
açısından uzman kurum olmaya çabalar ve geleceğe dönük önerileri, Avrupa elektrik sistemleri teknik,
piyasa ve politika hedef değerlendirmeleri yapmayı amaçlar. ENTSO-E Avrupa düzeyinde TSO bakış
açısına sahiptir ve toplum için daha büyük değerler yaratacaktır.
12
3.
Olay sırasında sistem durumunun gelişimi
Kesinti öncesi sistem durumu
Sistem oturması olduğu gün, ilkbaharda normal bir iş günüdür ve olağandışı hava koşulları söz konusu
değildir. Saat 09:00 (CET) itibarıyla sistem yükü 32200 MW’dir. Ancak, Tablo 1’de sıralanan pek çok hat
serviste değildir.
Tablo 1: TR iletim sisteminde planlı servis harici bırakılmış hatlar
Hat Adı
# Ek 1’de
Açıklama
Kayabaşı - Bağlum 400 kV TL
1
Şönt reaktörlerin ve seri kapasitörlerin koruma
sistemini yeni binaya taşımak için
Gölbaşı-Kayseri Güney 400 kV TL
2
Anadolu’da yeni elektrik santrallerinin
bağlantısına izin vermek ve var olan güç
koridorunu bir çift devre hatla güçlendirmek için
Gölbaşı-Kayseri Kuzey 400 kV TL
3
Yukarıda belirtilen çalışmanın emniyetini
sağlamak için
Oymapınar-Ermenek 400 kV TL
4
Arıza nedeniyle
Olay öncesi durum Ek 1’de verilmiştir. Zaten açık olan hatlar siyah renkle gösterilmiştir.
400 kV Dört uzun iletim hattı (İHler) (265 km ve daha uzun olanlar) servis haricidir, bunlardan üçü
yalnızca yeni iletim altyapısı inşasını engellemesi nedeniyle devre dışıdır. Bu dört İH, Türkiye’nin iletim
sistemindeki Doğu – Batı koridorunun merkezinde yer almaktadır. Devrede olan diğer İHler de Doğudan
Batıya toplam güç akışı sistem oturmasından önce aynı iletim kısmında servisteki diğer İHlerle 4700 MW
idi ve seri kapasitör banklarının hepsi hizmet dışıydı (by pass edilmişti); İHlerdeki bildirilen düzensiz güç
akışları: Kurşunlu – Osmanca arasında 1168 MW; çift devre iletkeni olan Adana – Seydişehir arasında 884
MW’tır; üç devre iletkenli diğer hatlar kısmen yüklenmiştir (470 ila 625 MW). Voltaj ve reaktif güç akışları
normal sınırlardadır.
Sistem oturması öncesinde güneydoğu Avrupa’da bakımda olan 220 kV ve 400 kV hatlar Şekil 2’de
gösterilmiştir. Şebeke topolojisi, mesela planlı servis harici bırakmalar , RG CE İşletme El Kitabı
standartlarına göre bütün Güney Doğu Avrupa İSOları tarafından kabul edilmiştir. Diğer prosedürler
yanında bu prosedür, (N-1) enterkonnekte sistem güvenliğini içerir. Ancak her bir TSO yalnız kendi
alanının güvenliğinden sorumludur ve sonuçta tam bir (N-1) güvenlik analizi temelde her birinin kendi
elektrik sistemi için yapılabilir.
13
Şekil 2: Güney Doğu CE İletim Sistemi ve planlanan devre dışı bırakmalar
Türkiye’ye yakın SEE bölgesi bakım çizelgesine göre kesinti öncesinde bakımda olan hatların listesi
aşağıda Tablo 2’de verilmiştir:
14
Tablo 2: SE CE iletim sisteminde kesinti öncesinde devre dışında olan
hatların listesi (planlı devre dışı bırakma)
Hat Adı
Başlama Tarih ve
Saati (CET)
Bitme Tarih ve
Saati (CET)
Günlük/ Uzun
Süreli
IPTO dahili İH 400 kV
Nea Santa - Filipe 1
25-02-2015
06:30
09-04-2015
14:00
Uzun Süreli
MEPSO dahili İH 400 kV
Dubrovo – Üsküp 4
23-03-2015
08:00
27-03-2015
17:00
Günlük
Enterkonneksiyon İH 400 kV
Djerdap (EMS) – Portile de Fier (TEL)
23-03-2015
06:00
05-04-2015
08:00
Uzun Süreli
Enterkonneksiyon İH 400 kV
Meliti (IPTO) – Bitola (MEPSO)
30-03-2015
08:00
03-04-2015
16:00
Uzun Süreli
ESO dahili İH 400 kV
Maritsa Doğu – Plovdiv
30-03-2015
07:00
03-04-2015
16:00
Günlük
Tsarevets – Varna
30-03-2015
08:00
07-04-2015
16:00
Günlük
Kozloduy – Sofya Batı, Hat 2&3
30-03-2015
07:00
09-04-2015
15:30
İptal
Bahar mevsimi su rejimi nedeniyle barajlı ve barajsız hidroelektrik santralleri, özellikle Doğu Karadeniz,
Güney ve Doğu Anadolu bölgelerinde tam yükle çalışıyordu. Bu durum Türkiye elektrik üretiminde,
özellikle yoğun yük merkezlerine yakın olan Batı Anadolu’daki pek çok güç santralinin Servis harici
tutulmasına neden oldu. Sonuçta, doğu ve batı bağlantısını yapan 400 kV hatlar aşırı yüklendi.
Bildirildiği kadarıyla arıza öncesi Batı alt sistemi yükü 21870 MW ve ani üretim açığı (Doğudan ithalat
açığı) yaklaşık  4700 MW, yani %21 idi.
Türk sisteminde puant yükü genelde yaz döneminde ortaya çıkmakta ve puant dönemi öncesi bakım işleri
sistem yükünün daha düşük olduğu bahar mevsiminde yapılmaktadır.
Olayların tam sıralaması
Olayların tam sıralaması Tablo 3’de verilmiştir. Zaman damgaları Merkezi Avrupa Zamanını (CET) temel
alır.
15
Tablo 3: Olay sıralaması
#
Hat / Olay
Delta
(saniye)
Zaman
(s:dak:san:sal)
Kurşunlu - Osmanca
2
Atatürk
Kuzey
-
0
Yeşilhisar 1.566
Açıklama
393
1816
AçmaAçtı
333
1400
Atatürk - Göksun
SKM kısmı ve
Göksun SKM Yeşilhisar kısımları
Reaktif
Güç
(MVAr)
Voltaj
09:36:09:418
1127
510
09:36:10:984
600
531
CET
1
Akım (A)
Aktif
Güç
(MW)
(kV)
Atatürk - Yeşilhisar
(Kuzey) İH açık.
3
Seydişehir-Adana
1.597
09:36:11:015
867
697
296
2163
AçtıAçma
4
Sincan-Elbistan B
1.724
09:36:11:142
613
587
246
1992
AçtıAçma
5
Sincan-Elbistan A
1.786
09:36:11:204
422
1054
303
2160
AçtıAçma
6
Atatürk
Güney
Yeşilhisar 1.825
09:36:11:243
484
1154
355
2060
Atatürk - Göksun
SKM kısmı ve
Göksun SKM Yeşilhisar kısımları
Atatürk - Yeşilhisar
(Güney) TL açık.
7
Temelli-Yeşilhisar
(Kuzey)
1.835
09:36:11:252
348
1035
315
1980
AçtıAçma
8
Temelli-Yeşilhisar
(Güney)
1.899
09:36:11:317
51
1391
346
2300
AçtıAçma
9
Babaeski(TR)-Nea
Santa (GR)
3.023
09:36:12:441
440
265
130
2333
AçtıAçma
10
Hamitabat(TR)-Maritsa
Doğu 3 (2)
3.024
09:36:12:442
335
230
130
2828
Faz A açık,
9:36:12:267
11
Hamitabat(TR)-Maritsa
Doğu 3 (1)
3.110
09:36:12:528
631
300
165
2036
Açma
-
saat
Kurşunlu - Osmanca İH, 2 saniye zaman gecikmeli açmalıaçma empedans altı 125  birincil empedansta
(10  ikincil empedans) başlatmaya ayarlı olan 5. kademedeki mesafe rölesi (bir BBC elektronik analog
rölesi) tarafından açılmıştır.açmıştır. Kararlı durum işletmesinde kaydedilmiş 393 kV hat voltajı, örneğin
226.9 kVrms faz – toprakta, 5. kademede 226900 V/125  = 1816 A ile müdahale edilmiştir. Normal voltaj
işletiminde (380 kV ila 420 kV) 5. kademe empedans başlatıcısı, tetiklenme anındaki hat işletim voltajına
göre akım 1755 A’dan 1940 A aralığında tetiklenir.
Normal koşullarda Kurşunlu – Osmanca İH yükünün 31 Mart tarihinde kaydedilenden çok daha düşük
olduğu unutulmamalıdır.
16
Hat açmaaçma ayrıntıları aşağıdaki gibidir:
Saat 09:36:09:418, Kurşunlu-Osmanca 400 kV hattı, hattaki röle eylemi (empedans) nedeniyle
açmıştıraçmıştır (ayarlarına göre 1820 A denk gelir). Açmaöncesinde bu hat 1127 MW (1816 A)’a
yüklenmiştir (açmaanı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü ölçümüyle
birlikte Ek 2’de gösterilmiştir.
Saat 09:36:10:984, Atatürk-Yeşilhisar Kuzey 400 kV hattı açmıştıraçmıştır. Açmaöncesinde bu hat 600
MW (1400 A)’a yüklenmiştir (açmaaçma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek
çözünürlüklü ölçümüyle birlikte Ek 3’te gösterilmiştir.
Saat 09:36:11:015, Seydişehir-Adana 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 867 MW (2163 A)’a
yüklenmiştir (açma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü ölçümüyle
birlikte Ek 4’te gösterilmiştir.
Saat 09:36:11:142, Sincan-Elbistan B 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 613 MW (1992 A)’a
birlikte Ek 5’te gösterilmiştir.
Saat 09:36:11:204, Sincan-Elbistan A 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 422 MW (2160 A)’a
yüklenmiştir (açmaanı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü ölçümüyle
birlikte Ek 6’da gösterilmiştir.
Saat 09:36:11:243, Atatürk-Yeşilhisar Güney 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 484 MW (2060
A)’a yüklenmiştir (açma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü
ölçümüyle birlikte Ek 7’de gösterilmiştir.
Saat 09:36:11:252, Temelli-Yeşilhisar Kuzey 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 348 MW (1980
ölçümüyle birlikte Ek 8’de gösterilmiştir.
Saat 09:36:11:317, Temelli-Yeşilhisar Güney 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 51 MW (2300
ölçümüyle birlikte Ek 9’da gösterilmiştir.
Bu olay sonrasında Türkiye elektrik sistemi doğu ve batı olmak üzere ikiye bölünmüştür.
Saat 09:36:12:441, Babaeski (TR)-Nea Santa (GR) 400 kV karşılıklı bağlantı hattı, Nea Santa (GR) “voltaj
faz açı farkı” koruması etkinleşmesiyle birlikte açmıştır. Açma öncesinde bu hat 440 MW (2333 A)’a
birlikte Ek 10’da gösterilmiştir.
Saat 09:36:12:267, Hamitabat (TR)-Maritsa Doğu 3 (BG) karşılıklı bağlantı hattı 2 (Hamitabat TM’de) hat
kesicisi Faz A kontağını açmıştır. Röle kayıtları bulgularına göre bu açılmaya neden olan şey yanlış kontak
atamasıdır. Saat 09:36:12:442’de, Hamitabat (TR)-Maritsa Doğu 3 (BG) karşılıklı bağlantı hattı 2,
Maritsa’daki “out-of-step” röle korumasının etkinleşmesi nedeniyle açmıştır. Açma öncesinde bu hat 335
MW (2828 A)’a yüklenmiştir (açma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek
çözünürlüklü ölçümüyle birlikte Ek 11’de gösterilmiştir.
Saat 09:36:12:528, Hamitabat (TR)-Maritsa Doğu 3 (BG) karşılıklı bağlantı hattı 1, Maritsa’daki “out-ofstep” röle korumasının etkinleşmesi nedeniyle açmıştır. Açma öncesinde bu hat 631 MW (2036 A)’a
birlikte Ek 11’de gösterilmiştir.
Bu olay sonrasında Türkiye elektrik sistemi, ENTSO-E CE senkronize alanından ayrılmıştır.
Sorun sırasındaki bütün ESO (Bulgaristan İSO) karşılıklı bağlantıları Ek 13 ila Ek 15’te verilmiştir. Aktif
güç puant değeri BG ve TR 1 ve 2 hatlarında 2220 MW idi.
17
Maritsa Doğu 3’te (BG) görülen olay sıralaması aşağıda Tablo 4’te verilmiştir:
Tablo 4: TR-BG hat açma olayları sıralaması (Doğu Avrupa Zaman
damgaları, EET)
No
Zaman (EET)
Eylemler
1
10:36:11:742
Aşırı akım korumalarının başlaması– 1400 MW/8 s.
2
10:36:12:263
BG-TR 2 faz L1 (faz A) açması, Hamitabat TM
3
10:36:12:266
Out of step korumasının başlaması (PSP) BG-TR 2
4
10:36:12:276
Out of step korumalarının başlaması (PSP) BG-TR 1
5
10:36:12:445
Maritza Doğu 3’te BG – TR 2’nin (REL 521) 1 ana mesafe korumasından L2
ve L3 fazlarının açması. 1830 ms sonraki L2 ve L3 fazları Hamitabat
TGS’de açmıştır
6
10:36:12:531
BG – TR 1’in (7SA522) ana 2 uzaktan koruması ME3 TM’deki BG – TR 1
fazını açtırdı. 58 ms sonraki BG-TR 1 hattı Hamitabat TGS’de üç faz
açmıştır.
7
10:36:12:653
ME3 TM’de
400kV ME3-ME2 İH aşırı voltaj koruması başlangıcı, şönt reaktör
1’indevreye alınması
Ek 14 ve 15, son iki hat kopmasının rms voltaj ve akım kayıtlarını göstermekte ve Batı Türkiye güç
sisteminin dramatik ve hızlı senkronizasyon kaybını yansıtmaktadır.
Türkiye doğusundaki güç santralleri yüksek frekanstan dolayı koparken, batıdaki güç santralleri düşük
frekans nedeniyle kopmuştur. Tablo 5 kimi güç santrallerini verirken Türkiye şebekesindeki yerleri Ek
16’da verilmiştir.
18
Tablo 5: Şebekeden kopan bazı güç santralleri
Güç
Kurulu
Santrali Adı Kapasite
(MW)
Sorun
Teknoloji #
öncesi güç
si
Harita
çıkışı (MW)
daki
yeri
için
bkz. Ek
16
Ayrılma
sonrası
Türkiye’d
eki yeri
Şebekeden
kopma
nedeni (GS
sahibinin
bildirdiği)
Kopma
zamanı
(CET)
(GS sahibi
tarafından
bildirilen)
Erzin DGKC 2x300+315
460
Kombine
çevrim
1
Doğu
Yüksek
frekans
09:36:30
Atlas TES
2x600
900
Termal
2
Doğu
Yüksek
frekans
09:36:30
Sugözü TES
2x650
1040
Termal
3
Doğu
Düşük
frekans
09:36:34
Atatürk HES 8x300
520
Hidro
4
Doğu
Aşırı hız
09:36:12 (1.
birim)
09:36:24 (2.
birim)
Birecik HES 6x112
530
Hidro
5
Doğu
Yüksek
frekans
09:36:20
Temelli
DGKC
2x265+240
620
Kombine
çevrim
6
Batı
Düşük
frekans
09:36:12
Bekirli TES
2x600
1150
Termal
7
Batı
Bara voltajı
0’a düşmesi
09:36:28
Adapazarı
DGKC
2x
(2x256+279
)
2x256+279
1460
Kombine
Çevrim
8
Batı
Düşük
frekans
09:36:22
720
Kombine
çevrim
9
Batı
Düşük
frekans
09:36:20 (1.
blok)
09:36:21 (2.
blok)
İzmir DGKC 2x
(2x256+279
)
1430
Kombine
çevrim
10
Batı
Düşük
frekans
09:36:21 (1.
blok)
09:36:22 (2.
blok)
Gebze
DGKC
19
Yukarıda sayılan güç santrallerinin çıkış grafikleri SCADA’dan alınmış ve Ek 17 ila Ek 26 arasında
verilmiştir.
Türkiye akım yük boşaltma şeması aşağıda Tablo 6’da verilmiştir:
Tablo 6: Türkiye yük atma şeması ve Gerçekleştirilen yük atma
Adım Eşik (Hz)
Bölge
Batı
Adası
Anma
Yükü
(Tasar
ım)
(MW)
Batı
Adasında
toplam
tasarım
değeri
(MW),
(referans
günü yükü
%)
1
49
Trakya
236.8
2
48.8
368.1
1706.6
(%5.2)
3
48.6
568.6
4
48.4
533.1
1
49
2
48.8
3
48.6
578.5
4
48.4
560.1
1
49
2
48.8
3
48.6
498
4
48.4
712.5
1
49
2
48.8
3
48.6
209
4
48.4
205.3
1
49
2
48.8
3
48.6
415.9
42.6
4
48.4
493.8
122.6
Kuzeybatı
Anadolu
Batı
Anadolu
Güneybatı
Akdeniz
Orta
Anadolu
445.9
443.4
244.3
436.5
130.5
121.7
373.3
144.6
Batı Adası
Doğu Doğu Adası
Doğu
gerçek yük Adası
toplam
Adası
boşaltımı
anma
tasarım
gerçek
(MW),
yükü
değeri
yük
(Referans (Tasarı
(MW),
boşaltımı
gün yükü
m)
(referans
(MW),
%)
(MW) günü yükü (Referans
%)
gün yükü
%)
1641
(%5.0)
2027.9
(%6.2)
1018
(%3.1)
1891.3
(%5.8)
1059
(%3.2)
666.5
(%2.0)
516
(%1.6)
1427.6
(%4.4)
583
(%1.8)
57.1
114.3
336.6
(%1.0)
204
(%0.6)
20
Kuzeydoğu
Anadolu
1
49
53
2
48.8
3
48.6
55.2
4
48.4
79
1
49
2
48.8
3
48.6
61.2
4
48.4
19.7
1
49
2
48.8
3
48.6
292.2
4
48.4
495.3
1
49
2
48.8
3
48.6
575.5
4
48.4
495.6
47
Doğu
Anadolu
18.8
77
Güneydoğu
Anadolu
196.8
353.1
Güneydoğu
Akdeniz
TOPLAM
184.7
590.5
7719.9
(%23.5 )
4817
(%14.7)
234.2
(%0.7 )
242.2
(%0.7)
176.7
(%0.5)
0
(%0)
1337.4
(%4.1)
683
(%2.1)
1846.3
(%5.6)
1148.1
(%3.5 )
3931.2
(%12.0)
2277.3
(%6.9)
Yürürlükteki Türkiye Şebeke Koduna göre, düşük frekans yük atma röleleri teknik olarak, sistem frekansı
belirlenen düzeyin altına düştüğünde 100 – 150 mili saniye içinde başlayabilmelidir. Düşük frekans
rölelerinin duyarlılığı 0.05 Hz’yi geçmemelidir.
Özetlemek gerekirse, Türkiye elektrik sistemi yük atma şeması, yük atma aşaması 48.4 Hz’e
ulaştığında referans yüküne göre %35.5 yük boşaltma oranını temel alır. 31 Mart tarihinde
ulaşılan yük boşaltma yüzde farklılıkları, referans yüke göre sistem yükü farkından dolayı
oluşmuştur. Ayrıca, tüm mevcut düşük frekans yük boşaltımının etkinleştiği ya da diğer bir deyişle
toplam yük miktarının otomatikman boşalarak olay sırasında maksimum düzeyine geldiği de
varsayılabilir.
21
4.
Olayların teknik analizleri
Açı kararlılığının kaybı, sistem bölünmesi ve Avrupa’dan Kopma
Mesafe koruma rölesinin (ayarlarına göre 1820 A’ya karşılık gelmektedir) Osmanca–Kurşunlu iletim
hattını açması, açısal kararlılığın kaybına ve Türkiye elektrik sisteminin senkronizasyonunu yitirmesine
neden olmuştur. Türkiye elektrik sisteminin doğu ve batı bölgeleri arasındaki gerilim faz açısı
uyumsuzluğu, mevcut doğu–batı bağlantı hatlarındaki akımların yükselmesine neden olmuştur. Mesafe hat
koruma cihazlarının normal çalışmasına göre, doğu-batı kesitindeki bütün hatlar birbiri ardına açmış ve
sonuç olarak Türkiye elektrik sistemi bölünmüştür. Türkiye elektrik sisteminin doğu bölgesinden batı
bölgesine güç akışı kesilmiş ve doğu bölgesi yüksek enerji arzıyla ve frekans artmasıyla ada durumuna
düşmüştür. Bu geçici faz boyunca, ayrıca Türkiye elektrik sisteminin batı bölgesi ile ENTSO-E Avrupa
Kıtası Elektrik Sistemi arasında senkronizasyon kaybının oluşması Türkiye elektrik sisteminin batı
bölgesinin Avrupa kıtasından kopmasına yol açmıştır. Batı bölgesinin ada durumuna düşmesi, Türkiye
elektrik sisteminin doğusundan enerji akışının ( 4700 MW) ve Avrupa kıtasından enerji ithalinin
kesilmesine ( 500 MW) neden olmuş ve böylece anlık yüksek enerji açığı ve frekans düşmesi yaşanmıştır.
Ünitelerin devre dışı kalması ve frekans kararlılığı kaybı
Yaklaşık 4700 MW’lık oluşan üretim açığıyla (Doğu bölgesinden alınan enerjinin kesilmesiyle), yani %21,
düşen frekansı, frekans 49.0 Hz’den 48.4 Hz’e düşene kadar, düşük frekans yük atma rölelerinin (UFLS)
yaklaşık olarak 4800 MW’lık yük atarak (sistem oturması öncesi durumda hesaplanan) durdurması
beklenirdi. Düşük frekans yük atma röleleri, Hamitabat TM’deki Özel Koruma Sistemi tarafından 377
MW’lık yük düşmesini karşılayacak şekilde tamamlanmıştır. Frekans, her nasılsa 47,5 Hz’in üzerindeki
frekanslarda, bu frekans seviyesi ünitelerin en azından 10 dakika boyunca serviste kalması için Türkiye
Elektrik Şebekesi Yönetmeliği3 tarafından öngörülen frekans düzeyidir, bazı jeneratörlerin açması sebebiyle
düşmeye devam etmiştir. Bu yaklaşık 10 saniye sonra tüm sistemin tamamen çökmesine neden olmuştur.
Geçmişte başka ülkelerde, öngörülen düşük frekans değerinden daha yüksek frekanslarda buhar ve gaz
türbin-ünitelerinin düzensiz olarak servis harici olmalarının sistem oturmasında payı olmuştur, bkz. /1-2/.
Türkiye elektrik sistemindeki farklı üretim tesislerinin SCADA kayıtları, nominal değerlerini aşan frekans
sapmalarına bağlı olarak iletim sisteminden ünitelerin çok önce servis harici olduğunu belgeler.
Sistem oturması raporları, buhar türbin-ünitelerinin(ST) ve gaz türbinlerinin (GT) bu düzensiz açmalarının
değişik elektriksel, mekanik ve termal sorunlara yol açtığını göstermektedir, özellikle:
‒
‒
‒
‒
Jeneratör koruma rölelerinin 47.5 Hz’in üstü frekanslarda IPP tarafından düşük frekansta ayarlanması
Aşırı gerilimin veya jeneratör uçlarındaki gerilim düşmesinin Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen
limitleri aşması; veya çok dar bant içinde aşırı ve düşük gerilim koruma rölelerin ayarlanması.
Senkron jeneratörlerin alan kaybı, ünitenin tam yükte 0.95 güç faktöründe termoelektrik ünitelerin
belirlenmiş düşük ikaz limitlerine yakın sürekli çalışma kapasitesinin olmaması.
Primer frekans kontrolünü yerine getiren üniteler, düşük sıcaklık–düşük basınç korumalarınca servis
harici edilen ST’ler ve giriş aşırı ısı korumaları tarafından servis harici edilen GT’lerdir. Bu açmalar,
sistem frekansının büyük düşüşüne tepki olarak, ST veya GT’nin çok büyük bir değişimle MW çıkışını
artırması nedeniyle olabilir. ST’nin nominal gücünün yaklaşık %10’unu açarak buhar valfinin değişim
basamağını sınırlandırmak için bu ST regülatör sınırlayıcının ayarlanması önerilir. Benzer olarak, GT
regülator sınırlayıcıları da giriş gaz sıcaklığının aşırı artmasını ve GT’nin otomatik devre dışı kalmasını
önleyecek biçimde ayarlanmalıdır.
Elektrik Santrali davranışı
Yürürlükteki Türkiye Elektrik Şebekesi Yönetmeliğine göre elektrik santralleri, belirtilen frekans
aralıklarında en azından Tablo 7’de verilen süre kadar iletim sistemine bağlı kalmalıdır:
22
Tablo 7: Türkiye elektrik sisteminde elektrik santrallerinin bağlantı
gereklilikleri
Frekans Aralığı
Minimum süre
51,5 Hz ≤f≤ 52,5 Hz
10 dakika
50,5 Hz ≤f< 51,5 Hz
1 saat
49 Hz ≤f< 50,5 Hz
Daimi
48,5 Hz ≤f< 49 Hz
1 saat
48 Hz ≤f< 48,5 Hz
20 dakika
47,5 Hz ≤f< 48 Hz
10 dakika
Yürürlükteki Türkiye Elektrik Şebeke Yönetmeliğine göre ve Şekil 3’e bağlı olarak üniteler şu kapasitelere
sahip olmalı:
‒
‒
‒
‒
50.5 Hz ile 49.5 Hz aralığında sistem frekansı değişikliklerine karşın sabit aktif çıkış gücü üretmeli ve
49.5 Hz ile 47.5 Hz aralığında sistem frekansı değişikliklerine karşın doğrusal karakteristik
değerlerinden daha yüksek bir düzeyde aktif çıkış gücü üretmeli
Şebeke frekansının 49.5 Hz – 50.5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış gücünün %100’lük sabit
değeri korunmalı, ilave her %1’lik frekans düşüşü karşılığına ise en fazla %1’lik çıkış gücü düşüşü
oluşmalıdır. Bu gereklilik, gaz türbinleri için 25 0C (77 0F)’nin altındaki tüm ortam sıcaklıklarında
geçerlidir.
Sistem frekansının düşmesi ile birlikte azalan türbin hızı nedeniyle gaz türbinlerinin aktif güç
çıkışındaki düşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına düşmemesi için gereken önlemler
alınmalıdır.
Frekans (Hz)
47.5
49.5
50.5
%100 Aktif
Güç Çıkışı
%96 Aktif
Güç Çıkışı
Şekil 3: Frekansa karşı çıkış gücü gereklilikleri. (X ekseni Hz olarak frekansı ve y ekseni ünitenin aktif güç
çıkışının yüzdesini ifade der)
Yürürlükteki Türkiye Elektrik Şebeke Yönetmeliğine göre hız regülatörü aşağıdaki asgari gereklilikleri
karşılamalıdır;
23
‒
‒
Hız regülatörü, diğer kontrol cihazları ile koordineli bir şekilde çalışma aralığı içinde ünitenin aktif güç
çıkışını ayarlanan işletme parametreleri doğrultusunda kontrol eder,
Hız regülatörü, ünitenin bağlı olduğu kısmın izole bir ada şeklinde iletim sisteminden ayrılması fakat
ünitenin talebi beslemeye devam etmesi durumunda, frekansını 47,5-52,5 Hz aralığında tutabilmelidir.
Ancak, bu durum çıkış gücünün ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesinin altına düşmesine yol
açmamalıdır.
Birkaç eski termik güç santrali dışında, hız düşümü Türkiye elektrik sisteminde %4’tür. Ölü bandın 200
mHz olduğu uzun savaklı hidroelektrik santralleri dışında bütün santrallerde ölü bant sıfıra (0) ayarlıdır. Bu
büyük santraller şunlardır:
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
Atatürk HES
Karakaya HES
Keban HES
Altınkaya HES
Berke HES
Sır HES
Borçka HES
Gökçekaya HES
Hasan Uğurlu HES
Birecik HES
Oymapınar HES
31 Mart 2015 tarihinde termoelektrik jeneratörler, yukarıda listelenen nedenlerle ya da büyük frekans ve
gerilim salınımlarından etkilenen Batı bölgesi sistemi nedeniyle senkronizasyonun kaybedilmesini de
kapsayan, elektrik ve termal üretim çevrimlerinin diğer korumaları nedeniyle servis harici olmuştur. Ancak
bu santral sahibinin ve santral işletmecisinin ayrıntılı analizlerinin konusudur.
Sistem oturması esnasındaki sistem frekansları Şekil 4 ve Şekil 5’te sırasıyla gösterilmiştir.
24
20150331_0930-1020
53
52
51
50
f [Hz]
49
48
47
46
45
Freq. Ag. Stefanos
Freq. Wien
Freq. Divaca
Freq. Hamitabat
Freq. Dogu Bayazit Batergan
Freq. Mettlen
Freq.Robbia
Freq. Ernestinovo
Freq. Temelli
Freq. Bassecourt
Freq. Soazza
Freq. Kassoe
Freq. Thessaloniki
09:36:24
09:36:23
09:36:22
09:36:21
09:36:20
09:36:19
09:36:18
09:36:17
09:36:16
09:36:15
09:36:14
09:36:13
09:36:12
09:36:11
09:36:10
09:36:09
09:36:08
09:36:07
09:36:06
44
Freq. Brindisi
Freq. Lavorgo
Freq. Ataturk
Freq. Recarei
Şekil 4: Sistem oturması boyunca Avrupa Kıtası sistemi frekansları
20150331_0930-1020
52
2. 09:36:10:98 Atatürk-Yesilhisar North
51.5
f [Hz]
51
3. 09:36:11:02 Seydisehir-Adana
4. 09:36:11:14 Sincan-Elbistan B
5. 09:36:11:20 Sincan-Elbistan A
6. 09:36:11:24 Atatürk-Yesilhisar South
7. 09:36:11:25 Temeli-Yesilhisar North
8. 09:36:11:32 Temeli-Yesilhisar South
1. 9:36:09:42 Kursunlu-Osmanca
8. 09:36:12:44 Babaeski-Nea Santa
9. 09:36:12:44 Maritsa-Hamitabat 2
10. 09:36:12:53 Maritsa-Hamitabat 1
50.5
50
49.5
Freq. Ag. Stefanos
Freq. Mettlen
Freq. Bassecourt
Freq. Brindisi
Freq.Robbia
Freq. Soazza
Freq. Lavorgo
Freq. Divaca
Freq. Ernestinovo
Freq. Ataturk
Freq. Hamitabat
Freq. Temelli
Freq. Thessaloniki
Freq. Recarei
09:36:24
09:36:23
09:36:22
09:36:21
09:36:20
09:36:19
09:36:18
09:36:17
09:36:16
09:36:15
09:36:14
09:36:13
09:36:12
09:36:11
09:36:10
09:36:09
09:36:08
09:36:07
09:36:06
49
Şekil 5: Sistem bölünmesi boyunca Avrupa Kıtası sistem frekansları
25
Doğu bölgesindeki fazla enerji (Doğu Beyazıt ve Atatürk) yaklaşık 1 Hz/s kademeyle frekansı 52.3 Hz’e
kadar hızlı bir şekilde çıkartmıştır. Doğu Beyazıt bölgesinde daha zayıf enterkoneksiyon görünmesine
karşın Atatürk adasına bağlı kalmayı sürdürmüştür. Aynı zamanda Türkiye’nin batı bölgesindeki Temelli
TM civarında ilk önce hızlanmış ve bu ada içinde enerji açığı nedeniyle frekans yaklaşık 500 mHz/s’lik
değişimle düşmeye başladığında saat 9:36:11’e CET kadar birkaç saniye sistemle senkronizesi devam
etmiştir. Saat 9:36:13’te CET, 48.2 Hz frekans değerinde, düşük frekanslı adanın kayıtları sona ermiştir.
Saat 9:36:23’te CET başlangıçta yüksek frekanslı doğu adası 47.0 Hz’in altında düşük frekansla çökmüştür.
Dinamik Model Hesaplama Sonuçları
Avrupa Kıtası dinamik model hazırlama prosedürleri temelinde, olay zamanı için Türkiye elektrik
sisteminin bir dinamik modeli oluşturulmuştur. Bu model ana olarak temelde saat 9:00’da CET alınan
sistem anlık görüntüsünü temel alır ve Avrupa Kıtası dinamik modeli için gerekli dinamik bilginin tamamı
zaten mevcuttur.
Mevcut WAM ölçümlerinin yardımıyla, bkz. Şekil 6, bir nihai model kontrolü ve hassas ayarı mümkün
olmuştur.
20150331_0930-1030
200
150
100
Phi [°]
50
0
first critical event
point of no return
-50
-100
-150
-200
09:36:08
09:36:09
09:36:10
09:36:11
09:36:12
09:36:13
09:36:14
phi Temelli-Ataturk
Şekil 6: Açı kararsızlığı esnasında gerilim faz açı farkı
Şekil 6’da, birinci hattın açılması (birinci kritik olay) ile 1.6 saniye sonra (dönüşü olmayan nokta) ikinci
hattın açılması arasındaki zamana odaklanıldığında, ana üretim (Atatürk) ve ana tüketim (Temelli)
alanlarında ki açı yer değiştirmesi gösterilmektedir.
Bu dinamik davranışın simülasyon sonuçları Şekil 7’de gösterilmiştir; birinci hat açmadan önceki açı
farklarının statik kararlı sınıra (mavi yatay hatlar) yakın olduğu belirtilmeye değer. Bunun manası, birinci
hattın ayrılmasında sonra, birisi doğu diğeri de batı bölümünde yer alan iki trafo merkezi arasında ayrı ayrı
her iki bölgede asenkron işletme sonucunu doğuran gerilim faz farkından dolayı Türkiye elektrik sistemi
kararlılığını kaybetmiştir.
26
DIgSILENT
300.00
[degree]
200.00
100.00
0.002 s
Y = 90.000
degree
0.766
s
0.201 s
0.00
Y 0.573
=-90.000
degree
s0.771
s
-100.00
-200.00
-1.20
-0.80
-0.40
0.00
0.40
[s]
0.80
Deriner_Ikitelli: Deriner_Ikitelli
Kursunlu_Osmanca: Kursunlu_Osmanca
Termelli_Ataturk: Termelli_Ataturk
East-West(4)
Date: 6/4/2015
Annex: /13
Şekil 7: Açısal kararsızlık süreci için dinamik simülasyon modeli sonuçları
Dinamik modelli model analizleri, birinci olay öncesi, uzunlamasına çok zayıf bağlı sistemlerde, doğubatı’da ki büyük dağıtım sistemlerinin ters dönüş etkisini yansıtan kritik dinamik sistem durumunu yeniden
üretebilir.
Dinamik modele standart mesafe koruma cihazı uygulayarak, ikinci iletim hattının açma şeması kolayca
yeniden üretilebilir, bkz. Şekil 8; simülasyon, iki elektriksel alanının devre dışı kalması nedeniyle
korumaların doğru müdahalesini doğrular.
Simülasyon hesaplamalarından bazı ilave düşünceler çıkarılabilir. Türkiye elektrik sisteminin doğu
bölümündeki geçici aşırı frekans yaklaşık 1 saniye içinde 51 Hz’in üzerinde kritik değerlere erişmiştir;
sadece acil durum kontrolünün tepki verebileceği açıktır (termik buharlı santralleri için hızlı valf,
hidroelektrik santralleri için aşırı hız kontrolü, kombine çevrim santralleri için yük düşürme rölesi). Bu
kontrollerin doğru çalıştıklarının kontrolü için, geçici durumun özellikle ağır ve zor kontrol edilir olduğu
göz önünde bulundurularak, ilave araştırmaların yapılması önerilir.
Öncelik kesinlikle, 31 Mart tarihinde yaşanan olayların olma riskini ortadan kaldırmayı amaçlayan şebeke
işletme analizlerine ve kurallara verilmelidir. Hızla ve kolayca uygulanabilir önlem, önceden hesaplanan
kabuledilebilir değere yaklaşan ya da bunu aşan toplam güç akışı ortaya çıkarsa, özellikle kısıtlı hatlarda,
görevli operatörler tarafından hızla eyleme geçilmesi açısından 400 kV Doğu–Batı merkezi iletim
hatlarındaki aktif güç akışlarının toplamının MYTM’den kesintisiz olarak izlenmesidir.
Batı kısmındaki karşı sorun, geçici düşük frekansın olduğu yerlerin yük atma röleleri tarafından
yönetilebilir olmasıydı; bu durumda anahtar rolü, aşağıdaki olaylara yol açan üretim santrallerinin devre
dışı kalması oynadı:
27
1. Yük atmayla oluşan dengesizliğin artması
2. Reaktif güç kontrolünün kaybı ve aşırı voltaj ve makinelerde “görünür” alan kaybı nedeniyle ilave
jeneratörlerin kaskad olarak açmasının artması.
DIgSILENT
Sonuçta, 31 Mart 2015 sabahı Türkiye elektrik sisteminde ortaya çıkan dinamik olayın saydam bir biçimde
yeniden üretilebildiği ve sonuçta ayrıntılı olarak açıklanabildiği söylenebilir.
225.
[pri.Ohm]
200.
175.
150.
125.
100.
Rel11_Ataturk - Yesilhisar Guney Eih
Zone (All): Polarizing
Zl A 74.917 pri.Ohm -111.21°
Zl B 74.917 pri.Ohm
75.0 -111.21°
Zl C 74.917 pri.Ohm -111.21°
Z A 74.917 pri.Ohm -111.21°
Z B 74.917 pri.Ohm -111.21°
Z C 74.917 pri.Ohm
50.0 -111.21°
Faulttype: - (Starting)
Fault Type: ABC (Outer zone)
Tripping Time: 9999.999 s
25.0
-250.
-225.
-200.
-175.
-150.
-125.
-100.
-75.0
-50.0
-25.0
25.0
50.0
75.0
100.
125.
150.
175.
200.
[pri.Ohm]
-25.0
-50.0
-75.0
-100.
380kV-B Standart\f1\Rel11_Ataturk - Yesilhisar Guney Eih
Rel11_Ataturk - Yesilhisar Guney Eih\Polarizing
Impedance
R-X Plot(4)
Date: 6/4/2015
Annex:
Şekil 8: Atatürk – Yeşilhisar Kuzey hattı için mesafe koruma rölesinin tetiklenmesi simülasyonu şeması
Ayrıca, bir gün önce 30 Mart tarihinde oluşan benzer olaylar kontrol edilmiştir; bu durum Türkiye elektrik
sisteminin doğusu ile batısı arsındaki gerilim faz açısı farklarının küçük olduğunu göstermiştir. Açı farkları
kritik seviyede değildir ve sonuç olarak hat açma simülasyonu farklı bir şekilde sonuçlanmamıştır. Bu
demektir ki, bir önceki gün ki farklı güç akışları ve bölge durumlarından dolayı sistem çok daha güçlüydü.
28
5.
Sistem Durumu ve Etkinleştirilmiş Savunma Şemaları
Türkiye elektrik sisteminin Merkezi Avrupa elektrik sistemine bağlantısı için bir önlem olarak adanmış bir
arayüz özel koruma şeması (SPS) Hamitabat trafo merkezinde, ilgili üç arayüz hattı işletimi için
tasarlanarak kurulmuştur.
Bulgaristan ve Yunanistan sistemleri ile arayüz olan Türkiye SPS’in kısa
açıklaması:
SPS tasarımı ve teknik özellikleri 4 numaralı referans ile raporlanmıştır. 2010 yılından beri hizmette olan
donanım ve yazılım4 5 numaralı referans ile açıklanmıştır.
Türkiye elektrik sistemiyle enterkonnekte Avrupa elektrik sistemi genelinin dinamik analizlerinin
gösterdiği üzere Türkiye’de kuyruktaki belli boylamsal sistem yapılandırması, Türk sisteminin boyutları
(zirve yükü  43000 MW) ve Balkan ülkelerine görece yüksek transfer empedansı Türk üreticilerine, Orta –
Batı Avrupa üreticilerine ( 7.5 saniye, frekans  0.13 Hz) karşı çok daha uzun alan-arası elektromekanik
salınım süresi vermektedir. Diğer yandan, Türkiye’de ortaya çıkan ani yük/üretim dengesizliği %80- 85
oranında Türk üreticilerin türbinlerinin kinetik enerjisinden ve Türk sistemine giren Kıta Avrupası sistemi
primer rezervleri dolayısıyla olmuştur. Bu, Türkiye’ye ya da Türkiye’den Balkan ülkelerine, Türkiye
elektrik sistemindeki sekonder ve tersiyer rezervler etkinleştirilerek dengesizlik azaltılmadan önce
planlanmamış büyük bir enerji akışına neden olmuş olabilir.
Türkiye’de herhangi bir yerde ortaya çıkan ani yük/üretim dengesizlikleri sayısal olarak ölçüm ve 100 ms
altı zaman aralığındaki güncellenmiş aşağıdaki miktarların çevrimiçi hesaplanmasıyla tespit edilmiştir:

400 kV’lık üç enterkonneksiyon hattının aktif güç akışlarının cebirsel toplamı: P(t) (ihraçsa
pozitif).

Son 1.5 saniye sırasında değişim oranı P(t) ortalaması: d P(t)/dt1.5”, ve ilgili işaret.
Türkiye’deki Üç 400 kV arayüz hattının herhangi bir yerinde ortaya çıkan ani yük/üretim dengesizliğinin
izlenmesi, “tepki temelli” SPS uygulamasına izin vermiştir (büyük sistemlerde “olay temelli” SPSlerden
daha basit ve daha güvenilir).
Sorunun Türkiye’den Balkan ülkelerine yayılmasını önlemek için SPS, optik yer kabloları (OPGW) transfer
sıçraması yardımıyla aşağıdakileri başlatmak için 24 çift P(t) ve d P(t)/dt1.5” eşiklerini kullanır:

Tüm 15 154/34.5 kV ve 400/34.5 kV trafo merkezlerinde yük atma (LS); bu, her pik yükünde ani
üretim kaybı, devreye alınmış enterkonneksiyon hatlarının sayısı ve Türkiye’deki fiili sistem
yüküne (27000 MW üstü ya da altı) göre 1 ya da 2 ya da 3  500 MW bloklarında olur.

6 güç santralinde (3 hidroelektrik ve 3 termoelektrik) üretim düşmesi (GD); bu, her pik yükünde ani
üretim kaybı, devreye alınmış enterkonneksiyon hatlarının sayısı ve Türkiye’deki fiili sistem
yüküne göre 1 ya da 2 ya da 3  500 MW bloklarında olur. İşletim durumu (hizmette ya da değil)
ve üreten birimlerin MW çıkışı sürekli olarak, serviste oldukları belirlenirse üç büyük hidroelektrik
santrale öncelik vererek istenen miktarda üretimin bağlantısını kesmeye izin veren OPGW ile
sürekli izlenir.
Uzun dönem alan-arası salınıma ( 7.5 saniye), sorun anından başlayarak etkili yük ya da üretim azaltımına
tamamlanması için 2 saniyeye kadar izin verilir.
SPS Ana Programlanabilir Mantık Kontrolleri Hamitabat 400 kV trafo merkezinde kuruludur; Babaeski 400
kV trafo merkezinde OPGWlerle karşılıklı bağlı bir birim kuruludur.
SPS, şu ek işlevleri yerine getirir:
29

Büyük ama yavaş üretim kayıplarını tespit eden ve Maritza’da (Bulgaristan) kurulu aşırı yük
koruması ile Türkiye’nin geri kalan ENTSO-E sisteminden ayrılmasını önlemek için yük atma
başlatan yedek bir aşırı yük koruması.

Alarmlarla alan-arası salınımları tespit etmek veya son savunma noktası olarak eşik aşılırsa üç 400
kV hattını açmak.

Türkiye’nin Kıta Avrupası’na yalnızca bu hattan bağlantılı olması ve aktif güç akışının ayarlı eşiği
aşması durumunda Yunanistan ile enterkonnekte 400 kV hattı açmak.
Hamitabat SPS ayarları Ek 27’de verilmiştir.
Aşağıdaki Şekil 9 ila 11’de gösterildiği gibi, Türkiye ENTSO-E Şebekesinden Yunanistan ve
Bulgaristan’daki korumaların etkinleştirilmesiyle ayrılmıştır. Türkiye’deki aşırı üretim açığı nedeniyle Kıta
Avrupası sistemi senkronizasyonu kaybolmuş, SPS kapasitesi Türk sisteminin ayrılmasını önlemeye
yetmemiştir.
Şekil 9: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-1, EET zaman damgaları
Şekil 10: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-2, EET zaman damgaları
30
Şekil 11: Babaeski (TR)-Nea Santa (GR) hattı, EET zaman damgaları
Aşırı Frekans Üretim Atımı ve Yetersiz Frekans Yük Atımı
Sistem bölünmesi sonrasında Doğu adasında yaklaşık 14000 MW üretim aşırı frekans nedeniyle
kaybedilmiştir.
SPS ve yetersiz frekans röleleri tarafından atılan yükler Tablo 8’de verilmiştir:
Tablo 8: 31 Mart’ta SPS ve UFLS yük atmaları
Bölge
Batı Adası
SPS
Doğu Adası
TOPLAM
UFLS
Trakya
252 MW
1641 MW
1893 MW
Kuzeybatı Anadolu
125 MW
1018 MW
1143 MW
1059 MW
1059 MW
Güneybatı Akdeniz
516 MW
516 MW
Orta Anadolu
583 MW
Batı Anadolu
204 MW
787 MW
242.2 MW
242.2 MW
0
0
Güneydoğu Anadolu
683 MW
683 MW
Güneydoğu Akdeniz
1148.1 MW
1148.1 MW
2277.3 MW
7471.3 MW
Kuzeydoğu Anadolu
Doğu Anadolu
TOPLAM
377 MW
4817 MW
31
6.
Elektrik Sistemi Sistem Toparlanma Süreci (Restorasyon)
Sistem Toparlanma Planı
Kesinti sonrası restorasyon planı derhal uygulamaya girmiştir. TEİAŞ restorasyon planı, 9 izole adaya
böldüğü sistemde başlatılmaya hazırdır; bunlar aslında 9 Bölgesel Kontrol Merkezidir (RCC). Prosedür, her
adada kesinti başlatma yeterliliğine sahip Türkiye Şebekesinin her yerine dağıtılmış güç santralleriyle eş
zamanlı başlar ve tüm döngüyü Ulusal Kontrol Merkezi (NCC) ile eşgüdüm içinde tamamlar. Hem
aşağıdan yukarıya hem de tepeden aşağıya yaklaşımları restorasyon sırasında Bulgaristan’dan alınan
elektrik enerjisi ile uygulanır, Trakya bölgesi ile başlanır ve ardından Kuzeybatı Anadolu RCCsi ile
senkronizasyon sağlanırken diğer bölgelerde de kesintiler başlar. Her RCC en azından 3 restorasyon yoluna
(bazıları 4) sahiptir ve her yolda yeniden başlama yeterliği olan üreticiler vardır.
Sistem Toparlanma Sıralaması
TEİAŞ - ENTSO-E Kıta Avrupası enterkonneksiyonunu kullanılarak Trakya Bölgesi (Türkiye’nin
Avrupa’daki parçası) restorasyonu, Hamitabat (TR) – Maritsa Doğu-3 (BG) Hat 2 kapatılarak başlamış ve
Hamitabat (TR) ve Ambarlı (TR) Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrali (DGKÇGS) elektrik enerjisi arzı
başlamıştır. Orta Avrupa sistemi bağlantısı, ayrılmadan yarım saat sonra saat Merkezi Avrupa Saati ile
9:54’te, Trakya’ya enerji sağlamak için, kullanılmıştır.
Türkiye’nin Avrupa yakasında çok sayıda enerji santrali devreye girdikten sonra Avrupa ve Türkiye’nin
Asya kısmını birleştiren 400 kV bağlantı hatları Merkezi Avrupa Saati ile 11:11’de kapatılmıştır. Bu sırada
Trakya bölgesinin %50’si zaten enerjilendirilmiş durumdadır.
Türkiye, Karadeniz ve doğu bölgeleri sistemlerini Merkezi Avrupa Saati ile 11:30’da
birbirine senkronize etmiştir.
yenilemiş ve
Enerjisini Trakya’dan alan Kuzey Doğu kısmı Türkiye’nin batısı ile senkronize olmuştur.
Bundan sonra, Ankara’nın önemli kısmını besleyen Orta Anadolu ENTSO-E sistemine bağlanmıştır.
Son olarak, Doğu ve Batının,ENTSO-E Kıta Avrupası ile senkronizasyonu 400 kV Kayseri Trafo
Merkezinde (Türkiye’nin orta kısmı) saat Merkezi Avrupa Saati ile 16:12’de gerçekleşmiştir. Bu sırada
Türkiye’nin %80’ine zaten elektrik verilmiş durumdadır. Kalan besleyicilere elektrik verilmesi, enerji
santrallerinin devreye alınmasına göre kademeli olarak yapılmıştır.
Toplam restorasyon oranı Tablo 9’da gösterilmektedir:
Tablo 9: Toplam Sistem Toparlanma süresi
Zaman (Merkezi
Avrupa Saati)
09:36
Yenilenen sistem yük yüzdesi
Kesinti
12:00
%20
14 :30
%50
16:12
%80
18:30
%95
32
Merkezi Avrupa Saati ile saat 18:32:17’de 400 kV Erzurum- Özlüce açmıştır. Gereksiz açmaları önlemek
için Karadeniz Özel Koruma Sistemi sistemin toparlanması sürecinde devre dışı bırakılmıştır. Bölgedeki
aşırı üretim kaybı nedeniyle Hamitabat’taki Özel Koruma Sistemi Türkiye EPS’den (adım 1, 2 ve 3) 980
MW yük atmış ve ardından Türkiye – Kıta Avrupası enterkoneksiyon hattı açmıştır. Kıta Avrupası ile
yeniden senkronizasyon zamanı Merkezi Avrupa Saati ile 18:36’dır
Merkezi Avrupa Saati ile 18:32:17’de sistemin toparlanması sırasında ortaya çıkan ikinci sorunun kayıtları
aşağıdaki iki grafikte (Şekil 12 ve Şekil 13) gösterilmektedir. Yalnızca, Bulgaristan ve Türkiye arasındaki
iki enterkonneksiyon hattının açması aşırı yük koruma tepkisi verilmiştir – 1400 MW/8 s. BG ve TR 1 ve 2
hatları üzerindeki aktif güç puant değeri özeti 2332 MW’dir. Hamitabat SPS dP/dt ve P yükselme eşikleri 3
yük bloğunun tamamının kopması için aşılmıştır ve ayrıca SPS 1300 MW – 3.5 saniye aşırı yük eşiği
aşılmış ancak yük atma kesin olarak açıklanamayan nedenlerle etkinleşmemiştir.
Şekil 12: Restorasyon süreci sonunda Türk güç sisteminin kopması, EET zaman damgaları
33
Şekil 13: Türkiye sistem ayrılması sırasında aşırı yük koruması, EET zaman damgaları; BG-TR 1 ve 2
hatları üzerindeki akış özeti
İlk ve ikinci siztem bozulmaları sırasında aktif ve reaktif güç jeneratör salınımları Bulgar şebekesinin
tamamında gözlenmiştir. TPP ME3’teki makinelerin sapması 135 MW civarındadır (aktif anma gücü 227
MW).
34
Türkiye akşam ada operasyonu sırasında sistem frekansları Şekil 14’te gösterilmektedir.
20150331_1825-1850
50.5
50.3
50.1
49.9
f [Hz]
49.7
49.5
49.3
49.1
48.9
48.7
Freq. Ag. Stefanos
Freq. Mettlen
Freq. Bassecourt
Freq. Brindisi
Freq. Wien
Freq.Robbia
Freq. Soazza
Freq. Lavorgo
Freq. Divaca
Freq. Ernestinovo
Freq. Kassoe
Freq. Ataturk
Freq. Hamitabat
Freq. Temelli
Freq. Thessaloniki
Freq. Recarei
18:37:00
18:36:50
18:36:40
18:36:30
18:36:20
18:36:10
18:36:00
18:35:50
18:35:40
18:35:30
18:35:20
18:35:10
18:35:00
18:34:50
18:34:40
18:34:30
18:34:20
18:34:10
18:34:00
18:33:50
18:33:40
18:33:30
18:33:20
18:33:10
18:33:00
18:32:50
18:32:40
18:32:30
18:32:20
18:32:10
18:32:00
48.5
Şekil 14: TR akşam saatlerinde ada sistemi sırasında frekanslar, CET zaman damgaları
35
7.
Ana Nedenlerin Analizi
Sanayileşmiş ülkelerde yaşanan daha önceki büyük çaplı benzer elektrik sistemi kesintileri gibi genel
sistem çöküşlerine, iletim, üretim, koruma-kontrol ve işletim-denetim alt sistemlerini değişik düzeylerde
içeren hızlı olay ardışıklığı neden olmuştur.
Devre dışı olan 400 kV iletim hatları
Dört adet uzun 400 kV iletim hattı (ENH) (uzunlukları  265 km) devre dışı kaldı, üçüne yalnızca yeni
iletim altyapı inşaat çalışmaları nedeniyle müdahale edilmiştir. Bu 4 ENHnin hepsi Doğu – Batı Türkiye
iletim sisteminin merkezinde yer almaktadır. Kesinti öncesinde aynı iletim hattında hizmette olan diğer
Doğu – Batı ENHlerinde toplam güç akışı 4700 MW idi ve bütün seri kondansatörler hizmet dışıydı
(bypass edilmişti) ve ENHlerdeki tektip olmayan güç akışı şu şekilde bildirilmişti: Kurşunlu – Osmanca
1168 MW; ikiz demetli iletkeni olan Adana – Seydişehir 884; üç demetli iletkene sahip diğer bütün hatların
yükü orta düzeydedir (470 ila 625 MW).
Çok sayıda uzun ENHnin devre dışı olması, uzun iletim mesafesi (Kuzey Doğudaki Deriner HES’ten ana
yük alanı İstanbul’a kadar 1300 km) ve yukarıda belirtildiği gibi diğer ENHlerin istenmeyen tekdüze
olmayan güç akışı nedenleriyle ulusal sistem açısal kararlılık bakımında (N-1) güvenli durumunda değildi.
Bu durum, çoklu aktarım tekniğinin (iletim rotası boyunca orta noktalarda hizmet veren jeneratörlerin
istikrar desteği) sağladığı avantajlara karşın yaşanmıştır. Kesinti öncesinde MYTM tarafından doğrulandığı
bildirilen acil kararlı durum yük akış hesaplamaları sonuçları, (N-1) acil durumlarında aşırı yüklenen ya da
az yüklü bir hat göstermemektedir.
Kısa iletim mesafelerine sahip yüksek oranda iç içe geçmiş şebekelerde bu (N-1) kararlı durum güvenlik
ölçütü hatların maksimum yüklenmesine izin verir. Diğer yandan, (N-1) uzun mesafe iletim kısıtlarında, açı
istikrarının yitimi, hat yüklerinin (N-1) kararlı durum güvenlik sınırlarının altında olmasının kabul
edilmesini gerektirir. Açısal istikrar analizleri bu nedenle kritik işletme koşulları için gereklidir. Kesinti
öncesinde sistem durumu için yük akışı kısıtı analizleri tarafından kanıtlanabilen kritik sistem koşullarının
basit göstergeleri bu raporun Ek-28’inde ele alınmıştır.
Ancak, TEİAŞ henüz tam olarak işletmede olan bir çevrimiçi (N-1) kısıt analizi sürecine sahip değildir.
Geçerli prosedür saatlik anlık görüntülere ve en yüksek günlük yük artış kademesinin gözlendiği bir olay
zamanına dayanır. Bu, son (N-1) saatlik acil durum analizi sonuçlarının kesinti sırasında daha az yüklü
sistemleri temel almış olabileceği anlamına gelir.
Osmanca – Kurşunlu 400 kV ENH’nin açması
Röle işletme kayıtlarının incelenmesine göre kesinti öncesinde kararlı bir şekilde ~1800 A taşıdığı bildirilen
Osmanca – Kurşunlu ENH, saat 09:36:9’da CET Osmanca’daki ENH mesafe koruma röleleri 5. alanı
tarafında açılmıştır. Açma nedeni olarak Bölüm 8’deki “Olgusal olay sıralaması” bildirilmiştir. Bu ayar
işletme dairesi tarafından bilinmemektedir. 5. bölge rölesinin açılmasından 2 saniye sonra açma anında hat
akımları 1820 A ve gerilim de 393 kV’dir:
‒
ENH uzunluğu 206 km’dir ve üçlü demet ACSR iletkenlerle donatılmış, en olumsuz ortam
koşullarında 2350 A (400 kV’de 1628 MVA kadar) sürekli akım taşıma kapasitesine sahip Code
Cardinal’dir (tamb. = 45°C; tcond. = 80°C; 0.5 m/saniye hava talebi; solar ışınım: 900 W/sqm). Yukarıda
belirtildiği gibi, Osmanca trafosu (DS) kesicisinin ölçülen akımı tarafından işletme akımının bu değere
sınırlandırıldığı için, 5. bölge rölesinin bu şekilde ayarlandığı bildirilmiştir.
ENH akım sınırlaması için kontrol unsurları kural gereği hat iletkenleridir ve bunların yükseltilmesi
çok güç ve pahalıdır; diğer yandan Türkiye’deki üçlü demet iletkenleri olan ENHler için gerekli de
değildir. Ancak, görece daha düşük maliyetli Dağıtım Trafoları gibi eski hat terminal aparatları, termal
limit akım iletkenlerinden az olmamak koşuluyla maksimum kabul edilebilir akıma yükseltilmelidir.
36
Hat iletkenlerinin en azından termal kapasiteye yükseltilmesi ayrıca, acil durum işletiminde ağır yük
taşıyan Türkiye’deki diğer ENHlerin terminal bileşenleri (Dağıtım Trafoları, akım trafoları, devre
kesiciler, hat filtreleri, trafo aksesuarları) için de gerekli olabilir.
Sağlıklı ENHlerin, jeneratörlerin ve trafoların koruma röleleri tarafından açıklanamayan açması, büyük
güç sistemlerinin, özellikle de ENH -3 Faz hatalarının tespit ettiği alan 3 mesafe rölelerindeki aşırı
yükün açtığı ENHler kesinti nedenlerinden birisidir. Çağdaş bir ENH aşırı yük koruması kısaca şöyle
açıklanabilir:
‒
Varsayalım, 400 kV terminal bileşenleri en az hat iletkenleri akım taşıma kapasitesi kadar
derecelendirilmiş ve geçici aşırı yüklenme içim marj da var olsun. Kabul edilebilir sınır içinde
sürdürülecek fiziksel miktarlar, ENH iletkenlerinin ve insan ve hayvanlar için tehlikeli olabilecek ya da
diğer ENH altyapısındaki veya bitki örtüsüne çakarak atlayacak iletkenin fazladan sarkmasına neden
olabilecek kompres eklerinin fiili ısısıdır.
Aşırı yüke maruz kalan ENH iletken sıcaklıkları modern dijital mesafe röleleri tarafından sürekli olarak
hesaplanabilir. Önlemsel bir yaklaşım genelde, röleye fiili hat akımı ve hat uçlarında ölçülen ortam
sıcaklığı bilgisi sağlanarak elde edilirken, önlem olarak rüzgarsız (hava hareketi yalnızca 0.5 m/s) ve
tam güneş ışınımı (900 W/m2) gündüz ve gece ışınımsız olarak kabul edilir.
Türkiye’deki 400 kV iletkenler genelde kendi termal sınırlarının altındaki akımları taşırlar. Bu nedenle
ENHler, ENH bütünlüğü için ve fazladan tehlikeli salınımdan kaçınmak için ilgili güvenlik sınırlarının
çok daha altındaki sıcaklıklarda çalıştırılırlar. Diğer yandan, ortam ısısı genelde +45°C’nin epey
altındadır. Böylece, iletkenlerin termal kapasitesi nedeniyle ENH acil durum işletiminde en azından 2030 dakika kadar, iletken limit ısısına ulaşana kadar büyük aşırı yüklerle çalıştırılabilir. Bu da görev
başındaki operatörlere aşırı yükü, üretimi yeniden tevziyle gidermek ve/veya şebeke Operasyonel
yapılandırmasını değiştirmek ve/veya bazı yükleri atmak için gereken zamanı verir. Aşırı yük
durumunda röle, limit sıcaklığa ulaşmaya ne kadar süre kaldığını göstermelidir; bu zaman ayarının
sürekli olarak fiili ENH akımına göre güncellenmesi gerekmektedir.
‒
ENH akım aşırı yükleri izlenmeli ve SCADA sistemleri Bölgesel Yük Tevzi Merkezinde (RCC) ve
Milli Yük Tevzi Merkezinde (NCC) alarmı harekete geçirmelidir. Türkiye’deki operatörlerin 400 kV
trafo merkezlerinde kumanda civarındaki fiziksel varlıkları, aşırı yüklerin BYTM ve MYTM tarafından
küçümsenmeyeceğini güvenceye alan etkili ek araçlardır.
‒
Osmanca – Kurşunlu hattı açması olmasaydı, sistemin kritik koşulda çalışacak olmasına karşın
kesintinin olmayacağını belirtmek önemlidir.
‒
Normal koşullarda Osmanca – Kurşunlu ENH yükünün genelde 30 Mart’ta kaydedilenden çok daha
düşük olduğunu belirtmek önemlidir; Doğu Karadeniz Bölgesinde yüksek hidroelektrik üretimi
yapılırken Doğu – Batı ana iletim hattı sisteminin orta kısmının Kuzeyinde üç uzun 400 kV ENHnin
inşaat işleri dolayısıyla hizmet dışı kalmasının yol açtığı yüksek yük oldukça istisnai bir durumdur.
‒
Tablo 3’te gösterilen diğer ENHler, mesafe rölelerinin açma işlevinin yanlış bir şekilde devreye
girmesiyle hızlı bir şekilde açmıştır. Hızlı açma elbette ki öncelikle Doğu ve Batı sistemlerinin
senkronizasyonu yitirmesi ve hemen sonrasında Batı Türkiye sisteminin Kıta Avrupası elektrik sistemi
ile senkronizasyonu yitirmesi nedeniyle zorunluydu. Açma sırasında kaydedilen ani hat gerilim ve
akımları Ek 2’den Ek 15’e kadar gösterilmiştir. 31 Mart özel durumunda yanlış işleyen korumalar, güç
salınımları sırasında elektrik merkezi iletim sisteminden uzak olmayan konumdaki trafo
merkezlerindeki uzun hatları doğru biçimde açmıştır.
‒
Her ne kadar Osmanca – Kurşunlu 400 kV ENH açması kesintiyi başlatmışsa da koruma sistemi bu
durumdan sorumlu tutulamaz. Bu raporda ele alındığı gibi, kritik iletim kısmında hizmet dışı kalan
uzun 400 kV ENHlerinin adedi ve yeri, 16 seri kondansatörün tamamının hizmet dışı kalmasıyla
birleşerek kök nedenleri oluşturmuştur.
37
‒
Türkiye Proje Grubu tarafından kabul edildiği üzere, Türkiye 400 kV şebekesi uzun yıllardan beri
modern ve etkili koruma sistemleriyle donatılmıştır: genellikle farklı yönelimsel karşılaştırma
şemalarıyla ENHlerin uzaktan çoğaltılmış koruması; çoğu çift ENHnin bir devresi uzaktan iletişimli
PLC ile işletilir ve diğeri de OPGWlerle çalıştırılır; genelde farklı üreticilerin mesafe röleleri her bir
400 kV ucuna uygulanır; çoğaltılmış DC bataryalar ve batarya şarj ediciler; çoğaltılmış açma devre
kesici bobinleri; çoğaltılmış koruma ve sıçrama devreleri. 2015 yılı itibarıyla mesafe rölelerinin büyük
çoğunluğu sayısaldır. 400 kV yeraltı ENH kabloları aynı zamanda farklı şemalarla korunur. 400 kV
trafo merkezleri devre kesici arıza koruyucular ve bara diferansiyel koruması ile donatılmıştır. 400 kV
ENHler ve trafo merkezlerinin koruma işletimi istatistikleri, diğer ulusal 400 kV şebekeleriyle
kıyaslandığında bile çok yüksek oranda hızlı hata giderme oranlarına sahiptir.
Seri 400 kV ENH kapasitörleri
Bildirildiği kadarıyla, Türkiye 400 kV şebekesinin 16 seri kondansatörünün tamamı, kesinti öncesinde
(atlanarak) hizmet dışı kalmıştır (yenileme sürecindeki üç tanesi Kayabaşı TM’de, iki tanesi Gölbaşı –
Kayseri Kuzey ve Gölbaşı – Kayseri Güney açılmış hatlarında, Sincan – Elbistan A hattındaki SC arızalı).
SCler, kararlı durumda iletilebilir gücü ve Güney - Doğu bölgelerindeki güç santrallerinden Türkiye’nin
batısındaki yük alanlarına açısal ani kararlılık sınırlarını artırmak yanında eski 400 kV ikiz demet (2 x 546
mm2) iletkenli ENHlerle sonradan inşa edilen üç demet (3 x 546 mm2 ve 3 x 726 mm2) iletkenli ENHler
arasında paylaşılan güç akışını kontrol etmek amacıyla kurulmuşlardır.
Kesinti öncesinde çok zayıflamış şebeke topolojisi için yapılan bir akış analizi (SCADA anlık
görüntüsünden), Kayabaşı – Kurşunlu ENH dışında bütün SCler hizmette olsaydı Kurşunlu – Osmanca
ENH akımının ~1570 A olacağını gösterir. Kesintiyi başlatan bu ENH’nin açması olmayabilecekti. Bir
analiz aynı zamanda SClerdeki akım akışının, kesinti sırasında devrede olsalardı, anma akımlarını
geçmeyeceğini ve bütün 400 kV ENH’lerdeki akımların termal limitlerin altında kalacağını göstermektedir.
Mevcut 400 kV ENH’lerin yeni 400 kV ENH’lerin Üzerinden Geçmesi
Güney ve Kuzey Kayseri – Gölbaşı 400 kV ENHlerin aynı koridorda eş zamanlı devre dışı kalmaları, en
azından 10 km kısmı yeniden inşa edilen Kayseri – Gölbaşı ENH’nin çift devreli ENH olması
çalışmalarıyla birlikte yürütülen Kuzey Kayseri – Gölbaşı ENH üstündeki yeni Gölbaşı – Kırıkkale ENH
inşaat çalışmalarıyla gerekçelendirilmiştir.
Analizler (ayrıca bu raporun Acil Durum Analizi kısmına bakınız) Güney Kayseri – Gölbaşı ENH’nin
devrede olmasıyla kesintiyi başlatan Kurşunlu – Osmanca ENH açmasının ortaya çıkmayacağını
göstermiştir.
38
EMS Sistemi Durum Kestirici işlevi
Sistem Durum Tahmin Programının MYTM’de çalışmakta olmadığı bildirilmiştir. Sonuç olarak, gerçek
zamanlı acil durum analizi gibi diğer önemli şebeke uygulamaları da kullanılmamakta, yerine saatlik anlık
görüntülere dayalı, çevrimdışı hesaplama geçici çözümü kullanılmaktadır.
Halihazırda, SCADA Enerji Yönetim Sistemi (EMS) yardımıyla MYTM ve BYTMler tarafından yaklaşık
500 trafo merkezi ve üretim santrali gerçek zamanlı olarak izlenmektedir. Ancak, Türkiye elektrik
sisteminin belli parçalarında gerçek zamanlı verinin halihazırda yetersiz izlenebilirliği nedeniyle Durum
Tahmin Programının şimdiki sürümü tamamen işlevsel değildir. SCADA/EMS Sistem Geliştirme Projesi
tamamlanınca MYTM Durum Tahmin Programını ve diğer önemli Enerji Yönetim Sistemi (EMS)
uygulamalarını kullanabilecektir.
Aşağıda, TEİAŞ’ta var olan SCADA/EMS Sisteminde yer alan Enerji Yönetim Sistemi (EMS) üretim
kontrol ve şebeke uygulamaları belirtilmektedir:
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
Şebeke Topolojisi İşleme
Durum Tahmin Programı
Yük Akışı
Acil Durum Analizi
Kısa Vadeli Yük Tahmini
Otomatik Üretim Kontrol
Rezerv İzleme
Değişim İşlem Planlayıcısı
Tevzici Eğitimi Simülatörü
Ancak, Yük Akışı, Tevzici Eğitim Simülatörü, Acil Durum Analizi ve benzeri uygulamalar TEİAŞ’ta var
olan EMS Sisteminde kullanılamamaktadır çünkü bunlar girdi olarak Durum Tahmin Program çıktısına
gerek duyar ki bunun da normal işletimde 2015 sonunda olması beklenmektedir.
Şu anda bulunan SCADA/EMS Sisteminde kullanılan önemli uygulamalardan birisi AGC’dir. AGC işlevi,
güç santrallerindeki AGC arayüzü (Santral Kontrolü, PLCler) ile etkileşime girer. Üretim santrallerindeki
AGC arayüzleri, TEİAŞ MYTM/ADKM (Milli Yük Tevzi Merkezi ve Acil Durum Kontrol Merkezi) AGC
programı tarafından gönderilen ayar noktası sinyallerini dağıtarak kontrolleri altındaki üretim birimlerini
kontrol ederler.
30 Mart 2015 tarihindeki Benzer Vaka
Kesintiden bir gün önce (30 Mart 2015) çok benzer yük koşullarının olduğunu ve sistemin benzer arıza
sonrasında çalışmayı sürdürdüğünü belirtmek gerekmektedir. Her ne kadar toplam yükler benzer olsa da 30
Mart 2015 üretimi farklıdır.
30 ve 31 Mart 2015, saat 9 ve 10 CET arasındaki toplam üretimler Tablo 10’da verilmiştir.
39
Tablo 10: Türkiye Toplam Üretimi
Teknoloji
İthalat
Toplam üretim (MW)
30 Mart 2015
09:00-10:00 (CET)
Toplam üretim (MW)
31 Mart 2015
09:00-10:00 (CET)
842
856
Linyit
3333
3022
Taş Kömürü
4586
3770
541
562
0
0
46
46
Doğal Gaz
10251
9921
Hidro
12248
13656
Rüzgar
550
640
İhracat
362
331
32773
32128
4527 MW
(14%)
7471 MW
(23%)
Fuel Oil
Dizel
Jeotermal
TOPLAM
TOPLAM yük atma
30 Mart 2015’te (kesintiden bir gün önce) saat 09:35’te CET (neredeyse 31 Mart ile aynı anda), çok sayıda
400 kV açması nedeniyle bölgesel olarak, Türkiye’nin güneyinde sistemin küçük bir parçası ana elektrik
sisteminden izole edildi. Bu durum Ek 29’da gösterilmiştir.
Yeşil çerçevedeki bölge izole edilmiştir. Bu alt sistem, bu bölgeden ihraç edilen enerji olan üç 400 kV
ENHsininin basitçe toplam yükü olan 2580 MW fazlalık üretmiştir. Ek 29’da, Doğu – Batı koridoru yük
akışı ve açan hatlar görülebilir. Doğu – Batı koridorunu besleyen iki 400 kV ENHsinin, Erzin – Gaziantep
(940 MW) ve Andirin – Elbistan B (930 MW) açması, Doğu – Batı enerji aktarımının düşmesine neden
olmuştur. Doğu – Batı koridoru enerji aktarımı toplamı olay öncesi 3710 MW olmuştur. Güneyde bölgenin
ayrılmasıyla 2580 MW net üretim ana sistem parçasında kaybolmuştur. Hamitabat SPS müdahale etmiş ve
1210 MW yük atmıştır ki bu doğru eylemdir. Mantık kontrolörü Türk sistemi Kıta Avrupası sisteminde
ayrılmadan önce müdahale etmek için yeterli zaman bulmuşsa da bu yük atması Kıta Avrupası ayrılmasını
önleyememiştir, çünkü üretim açığı SPS kapasitesini aşmıştır. SPS yük atma eylemiyle birlikte UFLS
röleleri frekansın 48.6 Hz’ye düşmesini durdurmuştur.
40
30 Mart toplam yük atması Tablo 11’de verilmiştir.
Tablo 11: 30 Mart’ta SPS ve UFLS Rölelerinin
attığı yükler
Bölge
SPS (MW)
UFLS
(MW)
TOPLAM
(MW)
Trakya
931
759
1690
Kuzeybatı Anadolu
276
632
908
Batı Anadolu
0
455
455
Batı Akdeniz
0
268
268
Orta Anadolu
0
206
206
Karadeniz
0
96
96
Güneydoğu Anadolu
0
560
560
Doğu Akdeniz
0
193
193
0
0
3169
4376
Doğu Anadolu
TOPLAM
1207
30 Mart durumuyla kıyaslandığında 31 Mart üretim biçimi daha yüksek doğu – batı güç akışına neden
olmuştur. Doğu ve batı arasındaki 31 Mart yük akışı Ek 30’da gösterilmiştir.
Görülebileceği gibi, 31 Mart 2015 doğu – batı toplam güç akışı 30 Mart 2015’ten 1000 MW daha fazladır.
30 Mart ve 31 Mart tarihlerindeki Türkiye elektrik sistemi sabah durumu kıyaslaması özeti aşağıdaki gibi
verilebilir:
‒
‒
‒
‒
Doğu – Batı iletim sistemi koridoru her iki günde de aynı yoldan zayıflamıştır çünkü doğu – batı
karşılıklı bağlantısında 11 ana 400 kV’den 4 tanesi sistem işletimindedir ve koridordaki seri
kapasitörlerin hepsi devre dışıdır.
Ancak, 1000 MW fazla akışın olduğu 31 Mart’ta doğu – batı voltaj faz açısı olay öncesinde, ilk hat
açması sonrasında kararlılık sınırını önemli derecede aşmıştır. 30 Mart sistem ön yük koşulları dinamik
hesaplamaları, bir tane daha koridor hattı kaybedilse kararlılık sınırının dolacağı olgusuna işaret
etmektedir.
Dahası, 30 Mart günü olay sıralaması oldukça farklıdır ve ilgili yük atımıyla özel koruma şeması
arayüzü erken bir aşamada tetiklenmiştir. Ayrıca, güney alanında yerel sistem ayırması yapılarak genel
sistem istikrarına katkıda bulunulmuştur.
Son olarak, 30 Mart günü Türkiye elektrik sisteminin batı kısmında üretim ve tüketim arasında daha
orta derece bir kararsızlık olması nedeniyle yetersiz frekans yük atma şeması, dört yük atma
aşamasından üçünü etkinleştirerek sistemi emniyete alabilmiştir. Sonuç olarak, analizler sistemin 30
Mart günü yeterli dinamik kararlılık marjında işlediğini doğruladığından şiddetli değişime direnç
gösterebilmiştir. Ancak 31 Mart günü, simülasyonlar ve veri analizlerinin de doğruladığı gibi, Türkiye
elektrik sistemi kararlılık sınırındaydı ve küçük bir sorun sistemin çökmesi için yeterliydi.
41
8.
Diğer Kritik Etmenlerin Analizi
Esas olarak, Türk iletim altyapısı, Türkiye’de arz güvenliği için önemli bir omurga oluşturma işlevine
sahiptir. Bu amaçla sistem, sürdürülebilir ve güvenli sistem işletimini sağlamlaştırma amacıyla son 50 yılı
aşkın zamandır geliştirilmiştir. Bununla birlikte, son on ya da yirmi yıl boyunca paradigmalarda temel bir
değişiklik olmuştur. Türkiye de dâhil Avrupa iletim sistemi karşılıklı desteklenebilir ve makul ücretlerde
arzın yüksek seviyede güvenliğini sağlayabilir olmasına rağmen sistem, elektrik piyasası için platform
haline geldi ve kıta çapında büyüyen piyasa tarafından yönlendirilen güç akışlarıyla gittikçe daha da
yüklendi. Piyasa gelişmeleri, daha yüksek sınır ötesi ve uzun mesafeli elektrik alışverişiyle (kısa süreli
ticari hedeflerle) sonuçlanmaktadır. Diğer kıtalararası elektrik akışı, düşük beslemeli tahmin edilebilirlikle
(rüzgâr enerjisi) bölgesel aralıklı yenilenebilir enerji üretiminin başarılı ve hızlı gelişiminden kaynaklanır.
Bu gelişmeler, orijinal sistem tasarımında hesaba katılmamıştır. Bu arka plan karşısında, günden güne
şebeke işletimi daha da zor hale gelmiş ve sistem, kendi sınırlarına daha yakın çalışmak zorunda kalmıştır.
Çevresel nedenler ve kamuoyu karşıtlığından dolayı, iletim sisteminin gelişimi daha da ertelenmektedir.
Birçok ENTSO-E İletim Sistemi İşleticisi, uzun süren izin prosedürleri ve düzenleyici usüller nedeniyle
yeni havai hatların yapımında ciddi zorluklarla karşılaşmaktadır.
İletim Sisteminin Bakımı ve İşletimi
Ülkenin hızlı gelişmesi ve devam eden kentleşme sayesinde Türkiye yirmi yıldır hızlı yük büyümesiyle
karşı karşıyadır. Bu durum, yeni elektrik santrallerinin hızla gelişmesini sağlamış, dolayısıyla bu
büyümeyle başa çıkmak için yüksek gerilimli şebeke hatları inşa etme gereksinimi duyulmuştur. Son iki
yıldır Türk iletim sistemine bağlanan yeni elektrik santralleri, bazı ENTSO-E İletim Sistemi İşleticilerinin
üretim kapasitesinden daha fazla olarak 12 GW’tan yüksek bir kurulu güce sahiptir. TEİAŞ, bu gelişmeyle
başa çıkmak ve güç sisteminin güçlü ve güvenilir olmasını sağlamak için yüz milyonlarca Euro yatırım
yapmaktadır. Gerekli yapım işlerinin yapılabilmesi için kimi zaman, aynı koridorda daha güçlü hatlar
yaratmak için mevcut hatlardaki enerjiyi kesmek gerekebilmektedir. Bu raporda daha fazlası görülebileceği
gibi söz konusu durum kesintinin olduğu günde de geçerli olmuştur..
Tüm bunlar TEİAŞ’ı, sistem unsurlarının fiziksel ve teknik yeterlilikleri temelinde geçerli güvenlik
ölçütlerine göre sistemi sınırlarına yakın biçimde işletmeye zorlamıştır. Sonuçta, genelde yeterli güvenlik
seviyesi içinde olan durumlar, ciddi sonuçları olan sistem koşullarını riske eden kritik ve öngörülemez
olaylara yol açmıştır.
Acil Durum Analizleri
Belirtmekte yarar olduğu üzere, D-1 gününde (30 Mart 2015) TEİAŞ, bakım programının tamamlanması
için iznini vermeden önce D günü boyunca her saat kendi şebekesini modellemiştir. Bu modeller ayrıca
büyük üretim girişi olan şebekenin doğu kısmı ve görece düşük üretim girdisi olan batının piyasa
sonuçlarını da içermektedir. TEİAŞ (N-1) güvenlik kriterine uygunluk açısından beklenen sistem
işletiminin her saatini kontrol etmiştir. TEİAŞ ayrıca, Ulusal Kontrol Merkezi’ne kurulan, her saat otomatik
(N-1) kontrolü yapan, ayrılmaya izin veren bir yazılım paketi geliştirmiştir.Bahse konu güvenlik
kontrollerinden hiç birisi hatlardan birisinde aşırı yük ya da gerilim sorunu göstermemiştir.
Kritik olan iletim/ üretim işletim koşullarının (N-1) dinamik güvenliğinin Ulusal Kontrol Merkezi
operatörlerince değerlendirmesi, Ulusal Kontrol Merkezi’nin güvenilir bir dinamik sistem modeli
edinmesini ve analiz uzmanlığı kazanımını gerektirmektedir. Bu nedenle, D günü için, TEİAŞ dinamik
güvenlik değerlendirmesi yapamamıştır.
42
9.
Önlemler, Öneriler ve Sonuçlar
Ana Nedenler
Kesintinin ana nedenleri şöylece özetlenebilir:
1. Doğu ve Batı ana hat sisteminin (üç tanesi yeni iletim varlıklarının inşası için ve birisi bakım
amaçlı) kritik merkezi bölümde servis dışı kalan dört 400 kV hattı, uzun iletim mesafesi (Çoruh
nehri hidroelektrik santrallerinden Kuzey – Doğu başat yük alanı olan İstanbul’a 1300 km) ve seri
kapasitörlerin tamamının devre dışı kalması, yüksek Doğu – Batı empedansı ile sonuçlanmıştır. Bu
şebeke durumunda, Doğudaki yüksek hidroelektrik üretimi ve nispeten Batıya gerçekleşen yüksek
elektrik iletimiyle sistem (N-1) dinamik güvenlik kriterine uymamıştır. Aşırı yüklenmiş hattaki aşırı
yükün hattı açması, aşırı dengesizliğe ve sonuçta sistemin ayrılmasına yol açmıştır.
2. Kesinti öncesinde sistem işletim durumunun açısal kararlılığı için seri kapasitörlerin önemi yeterli
düzeyde kavranmamıştır.
3. Her ne kadar 400 kV’luk şebeke, uluslararası standartlarda koruma sistemi ile donatılmışsa da önce
mesafe rölesi ayarlarının harekete geçmesi doğru değerlendirilememiştir.
4. Batı alt sisteminin Kıta Avrupası elektrik sisteminden ayrılması sonrasında gerçekleşen kısa süreli
frekans azalması sırasında çok sayıda büyük termoelektrik jeneratör bağlantısı, Türk Şebeke
Yönetmeliğine uygun olmayan 47.5 Hz üstü frekanslarda kesilmiştir.
5. Sert elektromekanik geçiş sırasında çok sayıda elektrik santralinin yeterli düzeyde olmayan
kararlılığı nedeniyle düşük frekans rölelerinin daha büyük miktardaki yük boşaltımına, daha önceki
jeneratörlerin düzensiz bağlantı kesintisini dengelemek için gerekduyulmuştur.
6. Türkiye elektrik sisteminde 31 Mart öncesi belli yük akışı ve sistem yapılandırması dışında Türk
Batı ve Doğu alt sistemlerindeki yük ve üretim arasındaki %21 ve %41 düzeyindeki büyük yük
dengesizliği gene de yönetilmesi zor bir sorundur. Bu elektrik alt sistemlerindeki akım koruma
şemaları büyük olasılıkla bu tür aşırı dengesizliklerde sistemi korumaya uygun değildir.
Kısa Vadeli Önlemler
Aşağıdaki önlemler uygulanmakta olup, en kısa sürede tamamlanacaklardır:
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
400 kV iletim hatlarının ve bakım ya da yapım işleri için devre dışı bırakılacak Trafo Merkezleri’nin
sistem işletimi güvenlik gerekliliklerine (N-1) uygunluğunun dikkatlice kontrolü.
400 kV baraların elektrik açılarının Ulusal Kontrol Merkezinde çevrimiçi görüntülemesi uygulanmaya
hazırlanmaktadır.
Bölgesel Kontrol Merkezlerinde veUlusal Yük Tevzi Merkezinde iletim hatlarındaki aşırı yüklenmenin
izlenmesinin iyileştirilmesi.
Açma planı ya da diferansiyel koruma aktarımı için engelleme planından direk karşılaştırılabiliruzaktan
koruma değişiklikleri uygundur.
16 seri kapasitör bankının tamamı daima devrede olmalıdır.
Kesinti sırasında 47.5 Hz’den daha yüksek frekanslarda devreye giren büyük üretim ünitelerinin
sahipleri, Kanunauygun düzeltici eylemleri gerçekleştirilmeye çağrılmıştır. Uygulamaların kontrolünü
TEİAŞ yapmaktadır.
Yetersiz frekans rölelerince otomatik yük boşaltmaya tabi yük miktarı kademeli olarak maksimum
yükte toplamda %41, 5 adımda %7 ila %10 olarak yükseltilmektedir.(?) Zirve frekansları 49 Hz, 48.8
Hz, 48.6 Hz, 48.4 Hz ve 48.2 Hz’dir.
Pek çok 400 kV trafo merkezlerindeki ayırıcılar, akım trafoları, devre kesiciler ve hat filtreleri adım
adım 1600 A’dan 3150 A’ya çıkarılmaktadır.
43
‒
İletim Hatlarının korumalarının müdahale karakteristiklerini doğrulama. Hala kullanılmakta olan eski
400 kV analog mesafe rölelerinin çokgen nitelikte, yük taşıma kapasiteli, ani aşırı yüklenmede daha
güçlü sayısal rölelerle değiştirilmesi. Ani yetersiz frekansa geleneksel buhar santrallerinde termal
sistem tepkisi kontrolü, gerekirse açmalardan kaçınmak için yöneticilere kademeli sınırlandırma.
Orta Vadeli Önlemler
‒
‒
‒
‒
‒
‒
‒
Yakın zamanda devreye alınan elektrik santralleri (Doğu Karadeniz, Güney Marmara ve Adana
bölgeleri) nedeniyle kriterlere uygun olmayan halihazırdaki sistemlerin elektrik ihraç ettiği bölgelerde
sistem güvenliğini (N-1) yeniden sağlamak için yeni 400 kV İletim Hatlarının yapımının planlanması.
Sadece şebeke unsurlarının aşırı yüklenmesini ve gerilim sınırlarının ihlallerini değil, kritik 400 kV
baraların elektrik açılarını da izleyen Ulusal Kontrol Merkezinde çevrimiçi acil durum analizinin
uygulanması.
Ulusal Kontrol Merkezi’nde güvenilir bir sistem dinamik modelini uygulamak ve kritik beklenmeyen
durumlarda açısal kararlılık analizlerinin kısa zamanda yürütülmesi için uzmanlık ve SCADA / Durum
Kestirici Programından sürekli yük akış güncellemesini başlatmak.
Klasik SCADA / EMS işlevlerine ek olarak SCADA/ EMS Sistem İyileştirme Projesini tamamlamak.
Rüzgar Enerjisi Kaynakları ve ilgili fonksiyonlar için Ulusal Kontrol Merkezi ve ENCC’ye (?) bir
operatör kontrol ünitesi eklenmesi. Bu yeni uygulama sayesinde şu özellikler kullanılabilecektir:
üretim perdeleme, rüzgar enerjisi tahmini ve rüzgar üretimi perdelemesi (?) – güvenlik nedeniyle
gerekmesi durumunda, statik ve dinamik analizler.
31 Mart gününde üretici birimlerin >47.5 frekansta kopmalarının nedenlerini belirlemek ve elektrik
santrali sahiplerinden düzeltici eylemlerde bulunmalarını istemek.
Buhar üretim ünitelerinin tam yük reddetme testlerini düzenli olarak yaparak serviste olanların büyük
çoğunluğunun kendi yardımcı hizmetlerini en azından 1 saat kullanabildiğini güvenceye almak.
Mevcut 400 kV iletim hatlarının en kısa sürede yeni 400 kV iletim hatları ile değiştirilmesinden
kaçınmak.
Öneriler
Maliyetsiz ya da çok düşük maliyetle hızlı bir şekilde uygulanabilecek öneriler aşağıda özetlenmiştir:
‒
Aynı iletim grubunda eş zamanlı olarak devreden çıkarılan 400 kV iletim hattı sayısının yalnızca (N-1)
kararlı durum güvenliği için değil aynı zamanda (N-1) dinamik işletim güvenliği açısından da uyumlu
olacak şekilde kontrol edilmesidir.
‒ 400 kV iletim hatlarının aşırı yük izlemelerini ve korumalarını geliştirmek. İletkenlerin termal
durgunluklarına göre 400 kV iletim hatlarının aşırı yük kapasitelerinden yararlanmak. Mesafe koruma
rölelerinin 3. empedans alanı 3-faz kısa devreleri olarak yorumlanan aşırı yüklerde iletim hatlarını
açmayacak biçimde ayarlanması.
PLC uzak sinyallerinin güvenilirliği garanti edilemezse, TEİAŞ engelleme planını, aktarım açması ya da
difransiyel koruma için değiştirmeyi değerlendirilebilir. Bu değişiklik, hat açma planının
telekomünikasyonsuz destekli empedans bölgesinden arızalı iletim hatlarının olası ertelenen açmalarından
sonra sistem çalışması için daha tehlikeli sonuçlar doğuran engelleme planı tarafından sağlıklı iletim
hatlarının açıldığı 400 kV trafo merkezlerinde, yerinde olmaktadır.
‒
‒ Kritik işletim koşullarında, atlamanın seri kapasitörler ya da iletim hattı aşırı yüklenmesine yol
açmayabileceği istisnai durumlar dışında 400 kV İletim Hatlarının tamamında seri kapasitörlerin
işletimde kalmasını sağlamak.
‒ Kritik sistem koşulları, kritik açı farkları elementleriyle yük tevzici eğitimini vekritik gerilim faz
farklarına göre sistem işletim eşgüdümünü geliştirmek. Mevcut seri kapasitörlerin Doğu – Batı iletim
koridorunda doğru kullanmasının farkındalığını arttırmak.
44
‒
‒
‒
‒
‒
‒
Fiziksel bir zorunluluk olmadıkça mevcut ve yeni planlanan 400 kV İletim Hatları arasında geçişten
kaçınmak. Bazı geçişleri zaten gerçekleşmiş olmakla birlikte projede yer alan bazı yeni İletim Hattı
geçişleri olabildiğince iptal edilmelidir.
Ulusal Kontrol Merkezinde Durum Tahmincisinin kullanılması ve çevrimiçi ve çevrim dışı hesaplama
kapasitesinin en kısa sürede geçici kararlılık analizlerini içererek şekilde arttırılması. Birinci öncelik
olarak, güvenilir dinamik sistem modeli olan Ulusal Kontrol Merkezi ve kısa zaman dilimlerinde (her
15 dakika da bir örneğin) geçici kararlılık analizlerini yapabilecek uzmanlığı seçilen kritik acil
durumlar için edinmek, sistem yük akışı anlık görüntüsünden başlamak. Bu işlevsellik Avrupa Kıtası
güç sistemince istenmişse de hala çevrimdışı acil durum analizlerini (N-1) kullanmak geçici olarak
kabul edilebilir bir istisnadır.
Sistem sorunları sırasında senkronize üreticilerin >47.5 Hz frekanslarda anormal bir şeklide bağlantı
kesilmesinin nedenlerini makul olduğu ölçüde tanımlamak ve gidermek.
Yukarıdaki gereklere uyulması ve kesinti sonrası hızlı sistem iyileşmesinin güvenceye alınması için
Düzenli jeneratör testleri yapılmalı ve onaylanmalıdır.. Buhar üreten üniteler tam yükte başarılı yük ret
testlerine girmeli ve en azından 1 saat yardımcı servislerini kullanarak hizmette kalmalıdır.
NCC dinamik analiz kapasitesinin olmadığı durumda, riskli sistem işletim koşullarını (voltaj faz açı
farkı kontrolü) tespit etmek için yük akışı acil durum analizleriyle kritik durumları tanımlayarak fayda
elde edin. Çok riskli acil durum işletim koşulu tahmini (olası (N-1) dinamik güvenliğe uygunsuzluk),
yük akışı acil durum analizinden çıkan kimi göstergelerle yapılabilir. Bu göstergeler, 31 Mart kesintisi
öncesi işletim durumu açısından Ek 28’de ele alınmıştır. Birkaç CE iletim sistem operatörü kendi
çevrimiçi acil durum analiz sürecini zaten termal yük tepesi kontrolünde ve ilgili voltaj açı farkı
kontrolünde uygulamaktadır. Bu ek önlemin ilkesi, voltaj faz açı farkı hatların açılması sırasında ilgili
iletim hattı senkro-kontrol ayarını geçip geçmemesini doğrulamaya dayanır.
Bu her ne kadar Türkiye’de normal işletim koşullarına işaret etmiyor olsa da, bütün İletim Sistemi
İşleticilerinin, ani durumlarda riskli bölgede yüksek elektrik akışının ortaya çıkmasının emniyeti
sağlanabileceği kritik elektrik bölgelerinde atanmış Özel Koruma Sistemleri tarafından en çok 500 –
600 mili saniye müdahale zamanında aşırı üretim sıçramasını değerlendirmeleri önerilmektedir.
Sonuçlar
Sanayileşmiş ülkelerin her birinde yaşanan kesintilerden çıkarılan dersler iletim sistemlerinin gelecekte
daha güçlü olmasına yardım eder.
Büyük elektrik enerjisi sistemleri, en karmaşık insan yapımı makinelerdir. Ekonomik olarak gelişmiş
ülkelerde kamuoyunun ortak beklentisi elektrik arzının asla kesilmemesi olsa da çökmeyen bağışık bir
elektrik sistemi ne yazık ki yoktur. Türkiye’deki uzun iletim mesafeleri ve Kıta Avrupası sisteminin Doğu
kuyruğunda yer alan güç sisteminin konumu, yalnızca Kuzey – Batı uluslararası enterkonneksiyonu
Türkiye’yi Kıta Avrupası’ndaki diğer ulusal sistemlerden daha kritik bir duruma getirmektedir.
Halihazırda bilinmektedir ki Türkiye iletim sisteminde birkaç bölgede (Güney Marmara, Kuzey – Doğu
Karadeniz ve Adana), uzun zaman önce planlanan yeni iletim hatlarının uzun süre geciken yapımı
nedeniyle bazı kusurlar mevcuttur. Ancak, ulusal düzeyde Doğudan Batıya iletim sistemi güçlü ve
yeterlidir. Kesinti öncesi dört kritik iletim hattı ve bütün seri kapasitörler devre dışı bırakıldığından istisnai
bir şiddetli, çoklu acil durum ortaya çıkmıştır ki bu sistem planlamasında ele alınamazdı.
31 Mart 2015’te kesinti sonrası iyileştirme süresi, sanayileşmiş ülkelerdeki büyük elektrik sistemlerinde
olan elektrik kesintilerinin giderilmesi süresinden daha kısadır. Ve bu tatmin edicidir. Ancak deneyimlerin
gösterdiğine göre, bağlantısı kesilen termoelektrik üretim üniteleri yardımcı servislerini kullanarak (yük
reddetme olanağı) arzı sürdürseydi kesinti daha da çabuk giderilebilirdi. Bu durum göstermektedir ki uzak
konumdaki alanlar arasında %21 (maksimum yükün) dengesizlik oranını yönetmek, toplam sistem
çökmesine varana kadar çok sayıda güçlük çıkarabilmektedir. Meğer ki Türkiye Doğusundan Batısına
iletim sistemi, çok sayıda 400 kV İletim Hattı ve seri kapasitörler devre dışına çıkarılarak zayıflatılmış
45
olsun. Çıkarılacak derslerden birisi, açısal kararsızlık 10-40 derece / s nedeniyle sistem tevzi durumu, 500
mHz/s – 1 Hz/s gibi çok yüksek frekans kademelerine neden olur. Bu risk çeşitli biçimlerde azaltılabilir:
‒
‒
‒
‒
Örneğin yalnızca %15’i kabul ederek transfer oranını %20 altına indirmek,
Üretim ünitelerinin aşırı frekans ve yetersiz frekansı için hızlı reaksiyon becerisini artırmak,
Yetersiz frekans yük boşaltımı miktarını artırmak,
Ani büyük üretim kaybına karşı ve yüksek oranda frekans bozulmasıyla sonuçlanan ithalat için,
geleneksel yetersiz frekans yük boşaltımı yanında bir ya da iki ek frekans bozulma oranı yük boşaltım
adımını etkinleştirmek olasıdır, örneğin simültane olarak frekans  49.7 Hz ise çok nazikçe -0.4 – 0.5
Hz/s artırmak (Türkiye’deki senkronizasyon yitimi ve üretim yitimi sonrası frekans kayıtları gözden
geçirilerek ayarlar seçilebilir).
Ancak, genelde olduğu gibi, uyumlu olmayan bağlantı kesintisi yüzdesi kabul edilmelidir. Yetersiz frekans
yük boşaltım şemasına katılan yük miktarının daima yeterli miktardan daha fazla olması önerilir.
Aşağıdakiler için ek çalışmalar yapılması önerilir:
-
Yük boşaltımı sırasında ve nedeniyle gerilim artışı etkisini değerlendirmek,
-
Sistem güvenliğinin sağlanabileceği Düzeltici Savunma Şeması olan olası kritik iletim koridorlarını
tanımlamak.
46
10.
Ekler
Ek - 1: Arıza öncesi durum
47
Ek- 2: Kurşunlu - Osmanca 400 kV İletim Hattının açması
48
Ek- 3: Atatürk-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması
49
Ek- 4: Seydişehir-Adana 400 kV İletim Hattının açması
50
Ek- 5: Sincan-Elbistan B 400 kV İletim Hattının açması
51
Ek- 6: Sincan-Elbistan A 400 kV İletim Hattının açması
52
Ek- 7: Atatürk-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması
53
Ek- 8: Temelli-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması
54
Ek- 9: Temelli-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması
55
Ek- 10: Babaeski (TR) – Nea Santa (GR) 400 kV İletim Hattının açması
56
Ek- 11: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 2 400 kV İletim Hattının açması
57
Ek- 12: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 1 400 kV İletim Hattının açması
58
Ek- 13: TR – BG enterkonneksiyonları yük akış kayıtları, EET zaman damgası
59
3500
Maritsa--Hamitabat 2 current in A- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768
3000
I_RMS(L1), A - Sakar
2500
2000
1500
1000
500
0
300
Maritsa-Hamitabat 2 voltage inkV- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768
250
U_RMS(L1),
kV - Sakar
200
150
U_RMS(L2),
kV - Sakar
100
50
U_RMS(L3),
kV - Sakar
0
Ek- 14: Maritsa-Hamitabat 2 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası
60
Maritsa-Hamitabat 1 current in A- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768
5000
4500
I_RMS(L1), A - Odrin
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
300
Maritsa-Hamitabat 1 voltage in kV- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768
250
U_RMS(L1),
kV - Odrin
200
150
U_RMS(L2),
kV - Odrin
100
50
U_RMS(L3),
kV - Odrin
0
Ek- 15: Maritsa-Hamitabat 1 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası
61
Ek- 16:Elektrik santrallerinin konumu
62
Yukarıdaki grafikte:
Siyah renk (Gerilim) elektrik santralinin bağlı olduğu şebeke gerilimini gösterir
Pembe renk (Ana buhar basıncı) ana buhar basıncını gösterir
Açık mavi (Frekans), şebeke frekansını gösterir
Yeşil renk (Yük) elektrik santrali MW çıkışını gösterir
Pembe renk (KESİCİ) ana anahtar konumunu gösterir
Her hücre bir saniyeyi temsil eder (10:36:00’dan CET başlayarak toplamda 44 saniye)
Ek- 17: Sistem çökmesi sırasında ERZİN DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı
63
Kırmızı renk şebeke frekansını gösterir
Mavi renk elektrik santrali MW çıkışını gösterir
Yeşil renk jeneratör frekansını gösterir
Her hücre 10 saniyeyi temsil eder (toplamda 200 saniye)
Ek- 18: Sistem çökmesi sırasında Atlas Termik Santralinin SCADA çıkışı
64
Yukarıdaki grafiklerde:
Kırmızı renk şebeke frekansını temsil eder
Mavi renk kV cinsinden (L-N) ünite terminal gerilimini temsil eder
Her hücre 7 saniyeyi temsil eder, (toplamda 34 saniye)
Ek- 19: Sugözü Termik Santralindeki Ünite 10 ve Ünite 20’nin SCADA çıkışı
65
Kırmızı renk şebeke frekansını temsil eder.
Lacivert renk bir ünitenin Elektrik Santrali MW güç çıkışını temsil eder.
Koyu yeşil renk diğer ünitenin Elektrik Santrali MW güç çıkışını temsil eder.
Ek- 20 : Sistem çökmesi sırasında Atatürk HES’in SCADA çıkışı
66
Mavi renk (Frekans) şebeke frekansını temsil eder.
Yeşil Renk Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Kırmızı ve kahverengi renkler sırasıyla maksimum ve minimum aktif güç sınırlarını temsil eder.
Ek- 21: Sistem çökmesi sırasında Birecik HES’in SCADA çıkışı
67
Siyah renk şebeke frekansını temsil eder.
Kırmızı renk bara gerilimini temsil eder.
Mavi renk blok çıkış gücünü temsil eder.
Her hücre (dikey kesikli çizgiler) 75 saniyeyi temsil eder (toplam 10 dakika)
Ek- 22: Sistem çökmesi sırasında Temelli DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı
68
Yeşil renk (Şebeke Gerilimi) Elektrik Santralinin bağlı olduğu şebeke gerilimini temsil eder.
Sarı renk (Turbin Trip) Türbinin devre dışı kalma dijital sinyalini temsil eder.
Turuncu renk (Şebeke Frekansı) şebeke frekansını temsil eder.
Mor renk (Yük) Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Mavi renk (Kazan Yakıt ve Fanlar Trip) kazan yakıt ve fanların devre dışı kalma dijital sinyalini temsil
eder.
Kırmızı renk (Jeneratör Kesici Açma) Jeneratör kesici açma dijital sinyalini temsil eder.
Ek- 23: Sistem çökmesi sırasında Bekirli Termik Santrali’nin SCADA çıkışı
69
Turuncu şebeke frekansını temsil eder.
Mavi renk birinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Kırmızı renk ikinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Açık yeşil renk buhar türbinin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Diğer renkler, Elektrik santralinin bağlı olduğu bara gerilimlerini temsil eder.
Her hücre 5 saniyeyi temsil eder (toplam 40 saniye)
Ek- 24:Sistem çökmesi sırasında Adapazarı DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı
70
Haki yeşil şebeke frekansını temsil eder.
Kırmızı renk birinci blok birinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Mavi renk birinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Açık yeşil renk birinci blok buhar türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Turuncu renk ikinci blok birinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Koyu yeşil renk ikinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Pembe renk ikinci blok buhar türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Diğer renkler, Elektrik Santralinin bağlı olduğu bara gerilimlerini temsil eder.
Her hücre 1 saniyeyi temsil eder, (toplam 24 saniye)
Ek- 25: Sistem çökmesi sırasında Gebze DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı
71
Haki yeşil şebeke frekansını temsil eder.
Kırmızı renk birinci blok birinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Mavi renk birinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Açık yeşil renk birinci blok buhar türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Turuncu renk ikinci blok birinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.
Koyu yeşil renk ikinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Pembe renk ikinci blok buhar türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.
Diğer renkler, Elektrik santralinin bağlı olduğu bara gerilimlerini temsil eder.
Her hücre 1 saniyeyi temsil eder, (toplam 24 saniye)
Ek- 26: Sistem çökmesi sırasında İzmir DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı
72
Hamitabat Özel Koruma Sistemi (SPS) ayarları aşağıda verilmiştir:
1. Yük Atma ve Üretim Azaltma:
İşletmede 3 enterkonneksiyon hattı ile:
i ) Yüksek yük sistem işletimi, devrede olan 3 bağlantı hattıyla:
Yük atma (LS)

1200-1500 MW LS:
dP/dt1.5”
= -900 MW/s; P = -1300 MW

800-1000 MW LS:
dP/dt1.5”
= -700 MW/s; P = -1000 MW

400-500 MW LS:
dP/dt1.5”
= -500 MW/s; P = -800 MW
Üretim Azaltma (GD)

1200-1400 MW GD:

800-1000 MW GD :

400-600 MW GD :
dP/dt1.5”= +750 MW/s;
dP/dt1.5”= +600 MW/s;
dP/dt1.5”= +450 MW/s;
P = +1200 MW
P = +800 MW
P = +500 MW
ii ) Düşük yük sistem işletimi, devrede olan 3 bağlantı hattıyla:
Yük atma (LS)

600-900 MW LS:
dP/dt1.5”= -750 MW/s;

400-600 MW LS:
dP/dt1.5”= -600 MW/s;

200-300 MW LS:
dP/dt1.5”= -450 MW/s;
P = -1300 MW
P = -1000 MW
P = -800 MW

1200-1400 MW GD:

800-1000 MW GD :

400-600 MW GD :
P = +1200 MW
P = +900 MW
P = +600 MW
dP/dt1.5”=+700 MW/s;
dP/dt1.5”=+600 MW/s;
dP/dt1.5”=+500 MW/s;
İşletmede olan 2 enterkonneksiyon hattı ile:
i ) Yüksek yük sistem işletimi, devrede olan 2 bağlantı hattıyla:
Yük atma (LS)

1200-1500 MW LS:
dP/dt1.5”
= -800 MW/s; P = -1200 MW

800-1000 MW LS:
dP/dt1.5”
= -600 MW/s; P = -900 MW

400-500 MW LS:
dP/dt1.5”
= -400 MW/s; P = -800 MW

1200-1400 MW GD:

800-1000 MW GD :

400-600 MW GD :
dP/dt1.5”= +700 MW/s;
dP/dt1.5”= +550 MW/s;
dP/dt1.5”= +400 MW/s;
ii ) Düşük yük sistem işletimi, devrede olan 2 bağlantı hattıyla:
Yük atma (LS)

600-900 MW LS:
dP/dt1.5”= -700 MW/s;

400-600 MW LS:
dP/dt1.5”= -550 MW/s;

200-300 MW LS:
dP/dt1.5”= -400 MW/s;
P = +1100 MW
P = +800 MW
P = +500 MW
P = -1200 MW
P = -900 MW
P = -800 MW
Ek- 27: Hamitabat Özel Koruma sistemi (SPS) Ayarları
73

1200-1400 MW GD:

800-1000 MW GD :

400-600 MW GD :
Notlar



dP/dt1.5”=+700 MW/s;
dP/dt1.5”=+550 MW/s;
dP/dt1.5”=+450 MW/s;
P = +1100 MW
P = +800 MW
P = +550 MW
P : 3 enterkonneksiyon hattının aktif gücünün cebirsel toplamı, Türkiye’den ihracat için pozitif,
Türkiye’ye ithalat için negatif, her 100 ms’de bir güncellenir
dP/dt1.5” : 1.5” zaman dilimi içindeki P’nin 1. türevinin ortalama değeri, her 100 ms’de bir
güncellenir; Türkiye’den ihracat artışı ya da Türkiye’ye ithalat azalması için pozitif
Yüksek sistem yükü:  27000 MW
2. Bölgeler arası salınım detektörü
Bölgeler arası salınım detektörü, 2 ya da 3 400 kV enterkonneksiyon iletim hattı devredeyken aşağıdaki
gibi ayarlanır:

Frekans yükselme aralığı: 0.12-0.15 Hz

Alarm: salınımların genliği: 30 mHz; 10 saniye gecikme

Tüm enterkonneksiyon iletim hatlarının devre dışı kalması: 60 mHz genliğinde; 50 saniye gecikme
Yalnızca Babaeski (TR) – Nea Santa (GR) 400 kV enterkonneksiyon iletim hattı devredeyse:

Frekans yükselme aralığı otomatik olarak 0.08-0.12 Hz’ye düşürülür.

Alarm ve devre dışı kalma ayarı yukarıdakiyle aynıdır.
3. Hamitabat (TR) – Maritza (BG) 400 kV enterkonneksiyon hatlarının Aşırı yük (yedek) koruması

Paralel iki Maritza – Hamitabat 400 kV hatlarından Türkiye’ye ithal edilen gücün toplamda, 3.5
saniye süresince  1380 MW olduğu tespit edilirse yük atımının (LS) 3. bloğu SPS tarafından trafo
merkezlerine OPGWler üzerinden gönderilen transfer trip sinyali ile aktif hale getirilir,

Bir N60 GE rölesi, iki hattaki aktif gücü VT ve CT hatlarından ölçer, toplamayı yapar ve güç ve
süre eşikleri aşıldıysa ~50 ms içinde LS’yi başlatır. N60 hatası durumunda aynı işlev SPS’in
önceden mevcut olan aparatları tarafından otomatik change-over ile birlikte yapılır, ancak bu
durumda LS’nin başlaması ~300 ms alır

İlk madde imindeki LS’nin 3. Bloğuna rağmen iki paralel hat üzerinden Bulgaristan’dan güç
ithalatı hala  1380 MW ise, aşırı yüklenmenin başlamasından 6 sn sonra LS’Nin 2. Bloğu önceki
madde iminde belirtilen mantık ile SPS tarafından başlatılır.

Sadece 1 adet 400 kV Maritza - Hamitabat hattı işletmedeyken, aşırı yüklenme (back up)
korumasının güç ithalat eşiği otomatik olarak 1100 MW’a düşürülür.

ZETES Termik Güç Santralinden (TGS) üretim kaybı durumunda LS
Hamitabat’ta ZETES TGS’den sinyal alındığında LS’nin 1. Bloğu hemen SPS tarafından
gerçekleştirilir. Sinyal, ZETES TGS – Osmanca 400 kV hattı aşırı yüklenip devre dışı kaldığında ve
ZETES TGS’de (Kurulu Gücü 2x660 MW + 1x160 MW) büyük miktarda üretim kaybı olduğunda
Telekom fiber optik kablo üzerinden Hamitabat’a gönderilecektir. Bu işlev şu anda kullanılamaz çünkü
2. 400 kV Zetes TGS yük boşaltma hattı işletmededir.
74
NCC operatörleri tarafından (N-1) kritik iletim/üretim işletimi koşullarının dinamik güvenlik
değerlendirmesi, NCC’nin güvenilir bir sistem dinamik modeli ve analiz uzmanlığı edinmesine bağlıdır.
Yakın gelecekte, yük akış acil durum analizlerinden gelen kimi göstergelerle çok riskli acil durum
işletim koşulları (olası (N-1) dinamik güvenliğine uygun olmayan) tahmini yapılabilecektir. Bu göstergeler,
31 Mart 2015 sistem çökmesi öncesi işletim durumu için aşağıda yorumlanmıştır.
Diyelim ki:
X : bara salınımına (Atatürk jeneratör barası) işaret eden 400 kV X barası voltaj vektörünün elektriksel
açısı; pozitif = ileri; negatif = geri
X  Y = X  Y: X ve Y baraları voltaj vektörleri arasındaki elektriksel açısı
PX  Y: X ve Y baralarından aktif güç akar. (X’ten Y’ye güç akışı için pozitif).
Birkaç seri bağlantılı İletim hattından en uzun güç aktarım mesafesi Deriner HES’ten (Gürcistan sınırı
yakınında) (kısaca “Der”) İkitelli Trafo Merkezinedir (İstanbul Avrupa yakası) (kısaca “İki”). “Kur” ve
“Osm” Kurşunlu ve Osmanca Trafo merkezlerinin kısaltmasıdır.
31.03.2015 sistem durumu için bazı önemli analiz sonuçları şöyledir:
i.
Durum 1 – Sistem çökmesi öncesinde elde olan son anlık sistem görüntüsüne göre yük akışı
(bütün Seri Kapasitörler baypas edilmiş):
Der = 27,4°; Kur =  0,7°; Osm =  25,2°; Iki =  43,7°
Kur – Osm = 24,5°;  Der-Iki = 71,1°
ii.
Durum 2  Kurşunlu – Osmanca iletim hattının devre dışı kalması sonrasında yük akışı (bütün
Seri Kapasitörler baypas edilmiş)
Der = + 32,9°; Kur = + 24,9°; Osm =  55,5°; Iki=  71,4°
Kur – Osm = 80,4°;  Der-Iki = 104,3°
Durum 1 ile kıyasladığımızda göstermektedir ki Kurşunlu – Osmanca iletim hatlarının devre
dışı kalması sonrasında Kur – Osm , 24,5° dan 80,4°’ye artmıştır. Deriner HES’ten İstanbul’a
toplam iletim açısı 71,1°’den 104,5°’ye çıkmıştır. Kurşunlu ve Osmanca 400 kV baraları
arasındaki 80° açı, türbin jeneratörlerinin bütünlüğünü korumak için hattı tekrar kapamayı
engeller.
Doğu – Batı iletim sisteminin merkez kısmında, güç akışı ~4700 MW’dir, burada ayrıca uzun
iletim hatları boyunca, özelikle Kuzey Anadolu’da çok büyük elektriksel açılar vardır ve
yalnızca birkaç ünitenin (ya da hiç) devrede olduğu orta noktalarda elektrik santralleri
kararlılığa çok küçük katkı vermektedir. Bu, en ağır yükteki Kurşunlu – Osmanca iletim
hattının devre dışı kalmasının yarattığı geçici durumun göstergesidir, çok muhtemel nedenler
açısal kararsızlık ve senkronizasyonun yitirilmesidir.
iii.
Durum 3  Bütün Seri Kapasitörler devredeyken Kurşunlu – Osmanca iletim hattının devre
dışı kalması sonrasında yük akışı.
Bu durumda, Kur – Osm = 58,3° ve  Der-Iki = 83°. Her iki , senkronizasyonun büyük ölçüde
yitirildiği Durum 2 yük akışına kıyasla  20° düşürülmüştür. Seri Kapasitörlerin devrede
olmasıyla sistem dinamik yanıtı çok daha iyi olur.
Bu durumda, Kayabaşı – Kurşunlu iletim hattındaki Seri Kapasitör dışında bütün Seri
Kapasitörlerlerin devrede olduğu farz edilirse Kurşunlu – Osmanca iletim hattı akımı  1600
A’ya düşecek ve devre dışı kalma koruması ortaya çıkmayacaktır.
Ek- 28: Acil durum analizi önerileri
75
iv.
Durum 4  Devre dışı olan dört iletim hattından birisi olan Kayabaşı – Bağlum iletim hattının
devrede olduğunu varsayalım. 31 Mart 2015’te olduğu gibi bütün Seri Kapasitörler baypas
edilmiş olsun.
Bu durumda P Kur – Osm = 877 MW ve koruma tarafından Kurşunlu – Osmanca iletim hattının
bağlantısının kopma riski ortadan kalkar. Diğer yandan, Kurşunlu – Osmanca iletim hattı
devreden çıkarsa yük akışı: Doğudan batıya merkezi iletim kısmında orta derecede bir
elektriksel açıyla  Der-Iki = 74.7° olur. Bu, bir kararlı işletme göstergesidir.
v.
Sistem çökmesi öncesinde devre dışı olan 4 iletim hattından birisinin devrede olduğunu
varsayarak ayrı ayrı yük akış hesaplamaları (örneğin bu 4 iletim hattından herhangi 3 tanesi
devre dışı olsun) Kurşunlu – Osmanca iletim hattı akımlarını, iyi bir marjla, hattın devre dışı
kalmasına neden olan 1820 A’dan hep daha düşük verir ve ayrıca şebeke boyunca daha düşük
iletim açıları verir.
76
Ek- 29: 30 Mart Olay öncesi yük akışları
77
Ek- 30: 30 Mart (siyah) ve 31 Mart (kırmızı) yük akışları karşılaştırması
78
11.
Referanslar
1
28 Eylül 2003 İtalya’da Sistem Çökmesi Soruşturma Komitesi Nihai Raporu, UCTE, Nisan 2004,
https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/20040427_UCTE_
IC_Final_report.pdf
1
4 Kasım 2006 Sistem Arızası Nihai Raporu, UCTE, Şubat 2007
https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/Final-Report20070130.pdf
Türk Şebeke Kodu, 07.05.2015,
http://www.epdk.gov.tr/documents/elektrik/mevzuat/yonetmelik/elektrik/sebeke/yeni/Elk_Ynt_Sebeke_Son
_Hali1.docx
1
1
“Büyük arızaların yayılmasına karşı Türk ve ENTSO-E Güç Sistemleri arayüzünde özel koruma sistemi”,
F. Iliceto, A. Gubernali, K. Yildir, Y. Durukan“. 2010 CIGRE Session, Paper C2-204
Büyük arızaların yayılmasına karşı Türk ve ENTSO-E Güç Sistemleri enterkonneksiyonunda Özel
Koruma Sisteminin (SPS) uygulanması” F. Iliceto, J. Cardenas, A.Lopez, J. Ruiz, F. Koksal, H. Aycin –
Güç Sistemi Koruması ve Otomasyonu CIGRE Sempozyumu, Saint Petersburg Mayıs-Haziran 2011
1
79

Türkiye 31 Mart 2015 Sistem Çökmesi Raporu

Transkript

Benzer belgeler

Malzemeler ve Alanlar

2014/2 MÜHENDİSLİK BÖLÜMLERİ FİZİK 2 UYGULAMA 2 (Gauss

Deney No - MOBİLİM

Kablosuz enerji (2019)

ARK- S300 - Arken Jenerator

BRUNO BOCK