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