Türkiye 31 Mart 2015 Sistem Çökmesi Raporu

– Son Sürüm 1.0 –

Türkiye Proje Grubu

21 Eylül 2015

2

İçindekiler

İçindekiler ...................................................................................................................................... 2

Feragat .......................................................................................................................................... 3

Şekiller Listesi ............................................................................................................................... 4

Tablolar Listesi .............................................................................................................................. 5

Ekler Listesi ................................................................................................................................... 6

1. Yönetici Özeti ......................................................................................................................... 7

2. Giriş ..................................................................................................................................... 11

3. Olay sırasında sistem durumunun gelişimi ........................................................................... 13

4. Olayların teknik analizleri ..................................................................................................... 22

5. Sistem Durumu ve Etkinleştirilmiş Savunma Şemaları ......................................................... 29

6. Elektrik Sistemi Sistem Toparlanma Süreci (Restorasyon) ................................................... 32

7. Ana Nedenlerin Analizi ......................................................................................................... 36

8. Diğer Kritik Etmenlerin Analizi .............................................................................................. 42

9. Önlemler, Öneriler ve Sonuçlar ............................................................................................ 43

10. Ekler ................................................................................................................................. 47

11. Referanslar ....................................................................................................................... 79

3

Feragat

Türkiye’de 31 Mart 2015 tarihinde yaşanan sistem çökmesi hakkındaki bu Nihai Rapor Türkiye Proje

Grubu tarafından hazırlanmış ve eldeki bilgiler ışığında TEİAŞ ile ENTSO-E tarafından çıkarılmıştır. Bu

raporu hazırlayan kişiler, acentaları veya temsilcileri dahil olmak üzere başka herhangi bir ENTSO-E üyesi

olarak, bu raporun içeriği ve ulaşılan sonuçlar ne olursa olsun herhangi bir sonuca varabilmek için herhangi

bir kişi veya üçüncü şahıs tarafından sorumlu tutulamazlar. Bu Taslak Nihai Raporun amacı olaya dair

olguları, analizleri ve kaynağındaki nedenlerle birlikte nihai sonuç ve önerileri sunmaktadır. ENTSO-E’nin

amacı herhangi bir TSO veya kişiyi sorumlu tutacak şekilde zarar verebilecek yargıları ifade etmek değildir.

Açıkça belirtilmiş olmasa bile bu raporda yapılan fiili analiz ve simülasyonlar TSOlar tarafından sağlanan

bilgilere dayanmaktadır. Türkiye Proje Grubu doğrudan bir denetim gerçekleştirmemiştir. Bu raporda

açıklanan her şey belirli olaylara atıfta bulunur ve yer alan TSOlara genel anlamda uygulanma amacında

değildir.

4

Şekiller Listesi

Şekil 1: Olay sıralamasıyla Türkiye iletim sistemi haritası .............................................................. 8 Şekil 2: Güney Doğu CE İletim Sistemi ve planlanan devre dışı bırakmalar................................. 14 Şekil 3: Frekansa karşı çıkış gücü gereklilikleri. (X ekseni Hz olarak frekansı ve y ekseni ünitenin aktif güç çıkışının yüzdesini ifade der) ......................................................................................... 23 Şekil 4: Sistem oturması boyunca Avrupa Kıtası sistemi frekansları ............................................ 25 Şekil 5: Sistem bölünmesi boyunca Avrupa Kıtası sistem frekansları .......................................... 25 Şekil 6: Açı kararsızlığı esnasında gerilim faz açı farkı ................................................................ 26 Şekil 7: Açısal kararsızlık süreci için dinamik simülasyon modeli sonuçları ................................. 27 Şekil 8: Atatürk – Yeşilhisar Kuzey hattı için mesafe koruma rölesinin tetiklenmesi simülasyonu şeması ........................................................................................................................................ 28 Şekil 9: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-1, EET zaman damgaları ............................ 30 Şekil 10: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-2, EET zaman damgaları .......................... 30 Şekil 11: Babaeski (TR)-Nea Santa (GR) hattı, EET zaman damgaları ....................................... 31 Şekil 12: Restorasyon süreci sonunda Türk güç sisteminin kopması, EET zaman damgaları ...... 33 Şekil 13: Türkiye sistem ayrılması sırasında aşırı yük koruması, EET zaman damgaları; BG-TR 1 ve 2 hatları üzerindeki akış özeti ................................................................................................. 34 Şekil 14: TR akşam saatlerinde ada sistemi sırasında frekanslar, CET zaman damgaları ........... 35

5

Tablolar Listesi

Tablo 1: TR iletim sisteminde planlı servis harici bırakılmış hatlar ............................................... 13 Tablo 2: SE CE iletim sisteminde kesinti öncesinde devre dışında olan hatların listesi (planlı devre dışı bırakma) ............................................................................................................................... 15 Tablo 3: Olay sıralaması ............................................................................................................. 16 Tablo 4: TR-BG hat açma olayları sıralaması (Doğu Avrupa Zaman damgaları, EET) ................. 18 Tablo 5: Şebekeden kopan bazı güç santralleri ........................................................................... 19 Tablo 6: Türkiye yük atma şeması ve Gerçekleştirilen yük atma.................................................. 20 Tablo 7: Türkiye elektrik sisteminde elektrik santrallerinin bağlantı gereklilikleri .......................... 23 Tablo 8: 31 Mart’ta SPS ve UFLS yük atmaları ........................................................................... 31 Tablo 9: Toplam Sistem Toparlanma süresi ................................................................................ 32 Tablo 10: Türkiye Toplam Üretimi ................................................................................................ 40 Tablo 11: 30 Mart’ta SPS ve UFLS Rölelerinin attığı yükler ......................................................... 41

6

Ekler Listesi

Ek - 1: Arıza öncesi durum .......................................................................................................... 47 Ek- 2: Kurşunlu - Osmanca 400 kV İletim Hattının açması .......................................................... 48 Ek- 3: Atatürk-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması .................................................... 49 Ek- 4: Seydişehir-Adana 400 kV İletim Hattının açması ............................................................... 50 Ek- 5: Sincan-Elbistan B 400 kV İletim Hattının açması ............................................................... 51 Ek- 6: Sincan-Elbistan A 400 kV İletim Hattının açması ............................................................... 52 Ek- 7: Atatürk-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması ................................................... 53 Ek- 8: Temelli-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması .................................................... 54 Ek- 9: Temelli-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması ................................................... 55 Ek- 10: Babaeski (TR) – Nea Santa (GR) 400 kV İletim Hattının açması ..................................... 56 Ek- 11: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 2 400 kV İletim Hattının açması ..................... 57 Ek- 12: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 1 400 kV İletim Hattının açması ..................... 58 Ek- 13: TR – BG enterkonneksiyonları yük akış kayıtları, EET zaman damgası .......................... 59 Ek- 14: Maritsa-Hamitabat 2 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası ........................... 60 Ek- 15: Maritsa-Hamitabat 1 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası ........................... 61 Ek- 16:Elektrik santrallerinin konumu .......................................................................................... 62 Ek- 17: Sistem çökmesi sırasında ERZİN DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ................................. 63 Ek- 18: Sistem çökmesi sırasında Atlas Termik Santralinin SCADA çıkışı ................................... 64 Ek- 19: Sugözü Termik Santralindeki Ünite 10 ve Ünite 20’nin SCADA çıkışı .............................. 65 Ek- 20 : Sistem çökmesi sırasında Atatürk HES’in SCADA çıkışı ................................................ 66 Ek- 21: Sistem çökmesi sırasında Birecik HES’in SCADA çıkışı .................................................. 67 Ek- 22: Sistem çökmesi sırasında Temelli DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ................................ 68 Ek- 23: Sistem çökmesi sırasında Bekirli Termik Santrali’nin SCADA çıkışı ................................ 69 Ek- 24:Sistem çökmesi sırasında Adapazarı DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ............................ 70 Ek- 25: Sistem çökmesi sırasında Gebze DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı ................................. 71 Ek- 26: Sistem çökmesi sırasında İzmir DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı .................................... 72 Ek- 27: Hamitabat Özel Koruma sistemi (SPS) Ayarları .............................................................. 73 Ek- 28: Acil durum analizi önerileri .............................................................................................. 75 Ek- 29: 30 Mart Olay öncesi yük akışları ..................................................................................... 77 Ek- 30: 30 Mart (siyah) ve 31 Mart (kırmızı) yük akışları karşılaştırması ...................................... 78

7

1. Yönetici Özeti

20031 ve 2006

2 yıllarında Batı Avrupa’da meydana gelen büyük elektrik kesintileri sonrasında, 31 Mart

2015 tarihinde meydana gelen elektrik kesintisi Kıta Avrupası sisteminde, son 15 yılın üçüncü önemli

arızası olmuştur. Üç arızanın tümünde de anormal frekans sapmalarına bağlı olarak yüksek koridor

yüklenmeleri, düşük frekanslı yük atmaları ve uygun olmayan elektrik santrali davranışı gibi benzer

nitelikler bulunmaktadır.

Ancak, Türkiye – ENTSO-E Kıta Avrupası arayüzünde alınmış olan önlemler sayesinde 31 Mart 2015

arızası esas olarak Türkiye’yi etkilemiş ve diğer enterkonnekte sistemlerin işletilmesi üzerinde bir etkisi

olmamıştır. Kesinti Türkiye’nin komşularını etkilememiş ve sorun Türkiye elektrik sistemi içinde

tutulmuştur.

Türkiye için bile, kritik altyapı teçhizatının kendi acil durum güç kaynaklarına sahip olması ve elektrik

sisteminin oldukça kısa sürede toparlanması nedeniyle, sistem çökmesi ufak etkilere neden olmuştur.

Örneğin Türkiye’deki mobil iletişim çökme süresi boyunca etkin kalmış ve hava trafiği de etkilenmemiştir.

Sistem çökmesi öncesindeki genel sistem koşulları

Bahar yağışları nedeniyle, özellikle Doğu Karadeniz, Güney ve Doğu Anadolu’da bulunan barajlı ve

barajsız hidroelektrik santralleri tam yükte çalışmaktaydı. Bu durum, Türkiye’nin batısında yer alan elektrik

santrallerinin işletmeye alınmadığı bir üretim senaryosuna neden olmuştur. Sonuçta, Türkiye’nin Doğu ve

Batısını bağlayan 400 kV hatlarının aşırı yüklenmesine neden olmuştur.

Türkiye elektrik sistemindeki puant yük geleneksel olarak yaz döneminde ortaya çıkar ve puant dönem

öncesi bakım çalışmaları genelde, yükün göreceli olarak düşük olduğu bahar aylarında planlanır.

Doğu – Batı ana iletim koridoru, bakım nedeniyle dört önemli 400 kV hattın ve (16) adet seri kapasitör

(SC) bankının servis dışı kalması nedeniyle zayıflamıştır.

Olayların sıralaması

Olayların sıralaması Şekil 1’de gösterilmiştir. Kesinti öncesinde dört adet 400 kV uzun iletim hattı (Şekil

1’de siyahla işaretlenmiş olanlar) Türkiye 400 kV Doğu – Batı iletim koridoru merkez kısmında servis

dışıdır. Serviste olan paralel çok uzun mesafeli hatlar 4700 MW taşımaktadır. İlk önce 1127 MW/1237

MVA taşıyan Osmanca – Kurşunlu hattı (Şekil 1’de [1] olarak işaretlenmiştir) aşırı yükten servis dışı

kalmıştır. Bu durum, Türkiye elektrik sisteminde Doğu – Batı alt sistemleri arasında 1.9 saniye içerisinde

hızlı ardışık arızalar nedeniyle senkronizasyonun kaybolmasına, hat mesafe koruma röleleri tarafından

paralel hatların (Şekil 1’de sayılarla işaretlenen) servis dışı kalmasına neden olmuştur. Sonuç olarak

Türkiye elektrik sisteminin Doğu ve Batı alt sistemleri birbirinden ayrılmıştır.

Batı alt sisteminin arıza öncesi yükü 22870 MW ve Bulgaristan’dan yaklaşık 500 MW ithal edilmekteydi

ve Türkiye’nin Batı alt sistemi 4700 MW (%20.5 gibi) elektrik enerjisi yetersizliğine maruz kalmıştır. Bu

ani dengesizlik ENTSO-E elektrik sistemiyle senkronizasyonun kaybolmasına yol açmış ve Türkiye’de iki

alt sistemin birbirinden ayrılmasından yaklaşık 1 saniye sonra Türkiye Bulgaristan ve Yunanistan

enterkoneksiyon hatları, ilgili koruma rölelerinin “out-of-step”fonksiyonu ile servis dışı kalmıştır.

Frekansın 49 Hz’den 48.4 Hz’ye düşmesi sırasında düşük frekans yük atma röleleri yaklaşık 4800 MW

yükü kesmiş, ENTSO-E-Türkiye arayüzünde bulunan Özel Koruma Sistemi (SPS) tarafından 377 MW

elektrik enerjisi kesintisi ile yük atma sürmüştür. Birkaç saniyelik kısa frekans kararlılığı sonrasında, diğer

yandan, santraller için Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen frekans sınırı 47.5 Hz üstündeki çok

sayıda santralin en az 10 dakika boyunca serviste kaldıktan sonra servis dışı kalmaları nedeniyle frekanstaki

bozulma sürmüştür. Bu, Batı alt sisteminin yaklaşık 10 saniye içinde çökmesine neden olmuştur.

8

Doğu alt sisteminin arıza öncesi yükü yaklaşık 11080 MW olup, yaklaşık 4700 MW (~%42) fazla elektrik

enerji üretim arzı söz konusudur. Çok sayıda santralin aşırı frekanstan bağlantısının kesilmesine karşın,

doğu alt sistemi de birkaç saniye içinde çökmüştür.

Şekil 1: Olay sıralamasıyla Türkiye iletim sistemi haritası

Başlıca Nedenler

1. Doğu ve Batı koridor hat sisteminin kritik merkez kısmında dört adet 400 kV hat (üç tanesi yeni

hırdavatların takılması için ve bir adet hat da bakım amaçlı) sevis dışı bırakılarak, uzun iletim

mesafesi (Çoruh nehri üzerinde bulunan Kuzey – Doğu’daki HESlerin 1300 km uzaklıktaki

İstanbul’un büyük yük bölgesini beslemesi) ve seri kapasitörlerin tamamının devre dışı kalması,

Doğu – Batı’ya transfer empedansının yükselmesine neden olmuştur. Söz konusu sistem koşulları

durumunda, Doğudaki hidroelektrik santrallerinin yüksek üretiminin ve nispeten Batıya göre uzun

iletim sistemi ile taşınması, (N-1) dinamik güvenlik kriterini sağlamamıştır. Hattın aşırı yükten

servis dışı kalarak yüksek yük, açısal kararsızlığı başlatmış ve sonuçta sistem ayrılmıştır.

2. Sistem oturması öncesinde sistem işletme koşulunda açısal kararlılık için seri kapasitörlerin önemi

yeteri derecede kavranmamıştır.

3. Her ne kadar Türkiye 400 kV iletim sistemi , uluslararası standartlarda koruma sistemi ile tesis

edilmiş olmasına rağmen, ilk olarak servis dışı kalan hattın mesafe koruma rölesinin etkisi doğru

değerlendirilememiştir.

4. Batı alt sisteminin ENTSO-E sisteminden ayrılmasından sonra geçici durum frekans bozulması

sırasında çok sayıda büyük termoelektrik santralin 47.5 Hz üstü frekanslarda servis dışı kalması,

Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen yükümlülükler ile tezat oluşturmaktadır.

5. Şiddetli elektromekanik geçici durum olayları sırasında birkaç santralinin kararlılığının bozulması,

santrallerin erken ve düzensiz kesintisini dengelemek üzere düşük frekans röleleri ile büyük

miktarda yük atma gerekirdi.

9

6. Türkiye elektrik sisteminde 31 Mart 2015 olayları öncesinde sistem konfigürasyonu ve özel yük

akışının dışında, Türkiye elektrik sisteminde Batı ve Doğu alt sistemlerinde yük ve üretim

arasındaki %21 ve %41 oranındaki büyük yük dengesizliğini yönetmek oldukça zor bir konudur.

Bu tip elektrik sistemlerinde aşırı dengesizlikler sırasında kullanılan koruma rölelerinin mevcut

ayarları büyük olasılıkla, elektrik sistemini koruyamazlar.

7. Doğu ve Batı koridor hattı sisteminin aşırı derecede istisnai olarak büyük ölçüde özellikle Merkez –

Kuzey kısmında zayıflaması, ve bütün Seri Kapasitör banklarının servis dışı kalmasının etkisi, 31

Mart 2015’de Doğu’dan Batı’ya 4700 MW’ın iletilmesi doğru olarak değerlendirilmemiştir.

TEİAŞ’ın son yük akışı ve açısal kararlılık hesaplama analizleri, bütün 400 kV hatlar ve seri

kapasitör bankları servisteyken Doğudan Batıya iletilebilir gücün en çok 8000 MW’ye kadar

olabileceğini göstermiştir ve ’NTSO-E'nin Avrupa Sistemi için tanımladığı (N-1) kararlı durum ve

dinamik güvenlik kriterine uygundur.

Kritik Etmenler

Yukarıda açıklanan ana nedenlere ek olarak aşağıdaki iki etmen de olayın gelişimine olumsuz etkide

bulunmuştur.

1. Güvenilir çevrimiçi otomatik kısıtlılık analizleri ve çevrim dışı açısal kararlılık analizleri henüz

Milli Yük Tevzi İşletme Müdürlüğü’nde bulunmamaktadır.

2. Türkiye elektrik sisteminde Doğu – Batı yönünde açısal kararsızlığa Milli Yük Tevzi İşletme

Müdürlüğü yeterli dikkati göstermemiştir.

Sistemin Toparlanması

Türkiye elektrik sistemi her birisi 9 adet Bölge yük tevzi merkeziyle (RCC) ilgili 9 adet izole ada sistemine

bölerek enerjilendirmek üzere TEİAŞ sistem toparlanma planı hazırlanmıştır. Toparlanma sırasında

aşağıdan yukarı ve yukarıdan aşağı yaklaşımları, Trakya bölgesinde kesintinin başlamasından 18 dakika

sonra Bulgaristan’dan elektrik alınmasına paralel olarak uygulanmış ve ardından Kuzeybatı Anadolu Yük

Tevzi İşletme Müdürlüğü ile paralel çalışma sağlanmış ve diğer bölgelerde de uygulanmıştır. Saat 11:11’de

(Merkezi Avrupa Yaz Saati) sistem çökmesinden bir buçuk saat sonra Trakya bölgesinin %50’sine elektrik

verilmiştir. Doğu ve Batının nihai senkronizasyonu ve Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E Avrupa Kıtası

elektrik sistemine senkronizasyonu saat 16:12’de (Merkezi Avrupa Yaz Saati) Türkiye elektrik sisteminin

tamamının enerjilendirilmesi 400 kV Kayseri TM ile (Orta Anadolu Bölgesi) sağlanmıştır. Bu sırada

Türkiye elektrik sisteminin yaklaşık %80’ine (kesintiden yaklaşık 6,5 saat sonra) zaten elektrik verilmiş

durumdadır. Geri kalan fiderlerin enerjilendirilmesi, uygun santrallerinin aşamalı olarak işletmeye

alınmasıyla gerçekleştirilmiştir.

Sonuçlar ve Öneriler

Elde edilen bilgiler temelinde aşağıdakiler önerilmektedir:

1. Temel önemdeki Türkiye elektrik sisteminde başlıca Doğu – Batı iletim koridorunun aşırı

yüklenmesini önlemek için programlanmış arıza ve bakım planlarının koordinasyonunun

geliştirilmesi

2. Kısıtlılık analizi araçlarının geliştirmesi, çevrimiçi (N-1) kısıtlılık analizlerinin kurulum sürecini

hızlandırması

3. Kritik gerilim faz farklarının kavranmasıyla ilgili varlık yönetimi eşgüdümünü ve yük tevzi

görevlilerinin eğitimlerinin geliştirmesi

4. Doğu – Batı iletim koridorunda mevcut seri kapasitörlerin doğru kullanımıyla ilgili olarak

duyarlılığın geliştirmesi

10

5. Düşük frekans yük atma planlarını revize ederken, yük atma sırasında olası gerilim değişimlerini

dikkate alarak, yük katılım miktarının, yeniden değerlendirmesi

6. Bütün elektrik santrallerinden, Ulusal Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen frekans

aralıklarında şebekeye bağlı kalmalarının istenmesi

7. Ana iletim hatları için mevcut mesafe koruma ayarları analizi ile ilgili SCADA sistem veri

tabanıyla koordinasyonun sağlanması.

11

2. Giriş

Geçmiş

31 Mart 2015 tarihinde Türkiye elektrik sistemi, 400 kV iletim hattının aşırı yüklenerek servis dışı

kalmasıyla, Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E Avrupa Kıtası sisteminden kopmasına yol açarak sistem

çökmesine neden olan, ciddi bir dizi olayın etkisine maruz kalmıştır. Bu olay, büyük ölçekli bir depremin

yol açtığı elektrik çökmesinin yaşandığı 17 Ağustos 1999 tarihinden itibaren Türkiye elektrik sisteminin

yaşadığı en ciddi olaydır. Analizler yüksek duyarlıklı ölçümleri kaydeden, Fazör Ölçüm Üniteleri (PMU)

ve Türkiye iletim sisteminde trafo merkezlerinin çoğunda bulunan güç kalite cihazlarının kaydettiği

kayıtları kullanarak hazırlanmıştır. Sistem çökmesi, ilk olaydan 12 saniye sonra ortaya çıkmıştır.

Veri ve bilgi kaynağı

Analizler temel olarak Geniş Alan Ölçüm birimlerinin aldığı ölçümlere, TEİAŞ PMU cihazlarına,

Bulgaristan İletim Şirketi ESO EAD’ın yüksek çözünürlüklü ölçümlerine İsviçre İletim Şirketi Swissgrid

Geniş Alan Ölçüm birimleri ölçümlerine ve ENTSO-E Türkiye bağlantısı SCADA kayıtlarına

dayanmaktadır. TEİAŞ ve farklı elektrik santral işleticileri SCADA kayıtları ile olay öncesi Türkiye

elektrik sistemi durumunu yansıtan kararlı durum anlık görüntü dosyaları da ayrıca incelenmiştir.

Türkiye Proje Grubu

ENTSO-E Proje Grubu, Türkiye – Avrupa Kıtası Elektrik Sistemi enterkoneksiyonu için 2006 yılında

ayrıntılı teknik koşullar ve önlemler üzerinde çalışmak üzere, ilgili ENTSO-E kuralları uyarınca

kurulmuştur. Türkiye Proje Grubu açık bir zaman süresinde Avrupa Kıtası Bölge (RG CE) kurallarına göre

çalışmış, Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Kıtası senkron alanına enterkonneksiyonunun sağlanması

için ön koşul olarak gereken bütün teknik, kurumsal ve yasal konuları kapsayan “Taahhüt Anlaşması”

adında bütünsel bir anlaşmayı dikkatle hazırlamıştır. Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemine

enterkonneksiyonu 18 Eylül 2010’da başarılmış ve ardından deneme süresince işletilmiştir. Taahhüt

Anlaşması, tamamlayıcı kararlı durum önerileri ve sonuçlarıyla kararlılık çalışmalarının tamamlanmasını

takiben 18 Aralık 2009 tarihinde ENTSO-E üyesi İletim Sistemi İşleticileri ile imzalanmıştır: HTSO (artık

IPTO Yunanistan), ESO EAD (Bulgaristan), Amprion (Almanya), Transpower (artık TenneT TSO GmbH,

Almanya), ve TEİAŞ (Türkiye). Türkiye Proje Grubu sözleşme gerçekleştirme tarihlerinin tüm

aşamalarından, idari konuların yönetiminden ve Taahhüt Anlaşmasında belirtilen önlemlerin

izlenmesinden, Türkiye Elektrik Sisteminin nihai testlerinden ve işletme paralel testlerinden sorumludur.

Başarılı deneme işletme sonrasında Türkiye’nin ENTSO-E Avrupa Kıtası elektrik sistemine

enterkonneksiyonu kalıcı bağlantıya dönüştürülmüş, bununla ilgili olarak TEİAŞ, ENTSO-E üyesi İletim

Sistemi İşleticiler ve ENTSO-E ile Uzun Dönem Anlaşma imzalanmıştır.

Sistem çökmesi sonrasında ENTSO-E, Proje Grubu Türkiye’den çökmenin başlıca nedenlerinin bulunması

ve ilgili önerilerin dikkatlice hazırlanması için bütünleyici bir rapor hazırlanmasını talep etmiştir.

Türkiye Proje Grubunda Yunanistan, Bulgaristan, İsviçre, Sırbistan, Fransa, Almanya, İtalya ve

Türkiye’den temsilciler yer almaktadır. Bu nihai rapor sorunun ana nedenlerini veri ve analizleriyle birlikte

sonuç ve önerileri de kapsamaktadır.

ENTSO-E Standart kural kuruluşu ve İletim Sistemi İşleticileri koordinasyon platformu

ENTSO-E Avrupa Elektrik İletim Sistem İşletmecileri Şebekesi, tüm Avrupa’da 34 ülkeden 41 iletim

sistem işleticisini(TSO) temsil etmektedir. ENTSO-E AB mevzuatına göre kurulmuş ve yetkilendirilmiştir.

ENTSO-E, AB enerji politikalarının uygulanmasını, elektrik sisteminin doğasına göre değişkenlik gösteren

12

Avrupa enerji ve iklim politikası hedeflerinin başarılmasını desteklemek için Avrupa’daki TSOların yakın

işbirliğini desteklemektedir.

ENTSO-E’nin başarılmasına katkı verdiği hedefler temel olarak aşağıda belirtilmektedir:

‒ Şebeke yönetmeliklerinin taslaklarının hazırlama ve uygulaması;

‒ Avrupa çapında on yıllık şebeke gelişim planlarının geliştirilmesi (TYNDPler);

‒ İletim Sistemi İşleticileri ve Dağıtım Sistemi İşleticileri arasında teknik işbirliğinin geliştirilmesi;

‒ Elektrik üretimi için görünüm raporlarının yayınlanması;

‒ AB elektrik piyasası temel verilerinin yayınlanması;

‒ Ar-GE planlarının koordinasyonun sağlanması.

ENTSO-E, TSOlar ve Avrupa sistemi ile ilgili bütün teknik, piyasa ve politika konularının, elektrik sistemi

kullanıcıları arayüzü, AB kurumları, düzenleyici kurumların ve ulusal hükümetlerin gündemindedir.

Çalışmaları aracılığıyla ENTSO-E dünyanın en büyük elektrik piyasasının oluşumuna yardım eder ki bu

yalnızca elektrik sektörüne değil aynı zamanda Avrupa’nın bütünsel ekonomisine bugün ve yarın için

büyük bir katkı sağlar.

AB kurumlarının başlıca yasal zorunluluklarıyla Avrupa Elektrik İletim Sistem İşletmecileri Şebekesi

ENTSO-E, Avrupa ve ulusal politika yapıcılar, düzenleyiciler ve yetkin bir yol gösterici arayan katılımcılar

açısından uzman kurum olmaya çabalar ve geleceğe dönük önerileri, Avrupa elektrik sistemleri teknik,

piyasa ve politika hedef değerlendirmeleri yapmayı amaçlar. ENTSO-E Avrupa düzeyinde TSO bakış

açısına sahiptir ve toplum için daha büyük değerler yaratacaktır.

13

3. Olay sırasında sistem durumunun gelişimi

Kesinti öncesi sistem durumu

Sistem oturması olduğu gün, ilkbaharda normal bir iş günüdür ve olağandışı hava koşulları söz konusu

değildir. Saat 09:00 (CET) itibarıyla sistem yükü 32200 MW’dir. Ancak, Tablo 1’de sıralanan pek çok hat

serviste değildir.

Tablo 1: TR iletim sisteminde planlı servis harici bırakılmış hatlar

Hat Adı # Ek 1’de Açıklama

Kayabaşı - Bağlum 400 kV TL 1 Şönt reaktörlerin ve seri kapasitörlerin koruma

sistemini yeni binaya taşımak için

Gölbaşı-Kayseri Güney 400 kV TL 2 Anadolu’da yeni elektrik santrallerinin

bağlantısına izin vermek ve var olan güç

koridorunu bir çift devre hatla güçlendirmek için

Gölbaşı-Kayseri Kuzey 400 kV TL 3 Yukarıda belirtilen çalışmanın emniyetini

sağlamak için

Oymapınar-Ermenek 400 kV TL 4 Arıza nedeniyle

Olay öncesi durum Ek 1’de verilmiştir. Zaten açık olan hatlar siyah renkle gösterilmiştir.

400 kV Dört uzun iletim hattı (İHler) (265 km ve daha uzun olanlar) servis haricidir, bunlardan üçü

yalnızca yeni iletim altyapısı inşasını engellemesi nedeniyle devre dışıdır. Bu dört İH, Türkiye’nin iletim

sistemindeki Doğu – Batı koridorunun merkezinde yer almaktadır. Devrede olan diğer İHler de Doğudan

Batıya toplam güç akışı sistem oturmasından önce aynı iletim kısmında servisteki diğer İHlerle 4700 MW

idi ve seri kapasitör banklarının hepsi hizmet dışıydı (by pass edilmişti); İHlerdeki bildirilen düzensiz güç

akışları: Kurşunlu – Osmanca arasında 1168 MW; çift devre iletkeni olan Adana – Seydişehir arasında 884

MW’tır; üç devre iletkenli diğer hatlar kısmen yüklenmiştir (470 ila 625 MW). Voltaj ve reaktif güç akışları

normal sınırlardadır.

Sistem oturması öncesinde güneydoğu Avrupa’da bakımda olan 220 kV ve 400 kV hatlar Şekil 2’de

gösterilmiştir. Şebeke topolojisi, mesela planlı servis harici bırakmalar , RG CE İşletme El Kitabı

standartlarına göre bütün Güney Doğu Avrupa İSOları tarafından kabul edilmiştir. Diğer prosedürler

yanında bu prosedür, (N-1) enterkonnekte sistem güvenliğini içerir. Ancak her bir TSO yalnız kendi

alanının güvenliğinden sorumludur ve sonuçta tam bir (N-1) güvenlik analizi temelde her birinin kendi

elektrik sistemi için yapılabilir.

14

Şekil 2: Güney Doğu CE İletim Sistemi ve planlanan devre dışı bırakmalar

Türkiye’ye yakın SEE bölgesi bakım çizelgesine göre kesinti öncesinde bakımda olan hatların listesi

aşağıda Tablo 2’de verilmiştir:

15

Tablo 2: SE CE iletim sisteminde kesinti öncesinde devre dışında olan

hatların listesi (planlı devre dışı bırakma)

Hat Adı Başlama Tarih ve

Saati (CET)

Bitme Tarih ve

Saati (CET)

Günlük/ Uzun

Süreli

IPTO dahili İH 400 kV

Nea Santa - Filipe 1

25-02-2015

06:30

09-04-2015

14:00 Uzun Süreli

MEPSO dahili İH 400 kV

Dubrovo – Üsküp 4

23-03-2015

08:00

27-03-2015

17:00

Günlük

Enterkonneksiyon İH 400 kV

Djerdap (EMS) – Portile de Fier (TEL)

23-03-2015

06:00

05-04-2015

08:00 Uzun Süreli

Enterkonneksiyon İH 400 kV

Meliti (IPTO) – Bitola (MEPSO)

30-03-2015

08:00

03-04-2015

16:00 Uzun Süreli

ESO dahili İH 400 kV

Maritsa Doğu – Plovdiv

30-03-2015

07:00

03-04-2015

16:00

Günlük


Tsarevets – Varna

30-03-2015

08:00

07-04-2015

16:00

Günlük


Kozloduy – Sofya Batı, Hat 2&3

30-03-2015

07:00

09-04-2015

15:30

İptal

Bahar mevsimi su rejimi nedeniyle barajlı ve barajsız hidroelektrik santralleri, özellikle Doğu Karadeniz,

Güney ve Doğu Anadolu bölgelerinde tam yükle çalışıyordu. Bu durum Türkiye elektrik üretiminde,

özellikle yoğun yük merkezlerine yakın olan Batı Anadolu’daki pek çok güç santralinin Servis harici

tutulmasına neden oldu. Sonuçta, doğu ve batı bağlantısını yapan 400 kV hatlar aşırı yüklendi.

Bildirildiği kadarıyla arıza öncesi Batı alt sistemi yükü 21870 MW ve ani üretim açığı (Doğudan ithalat

açığı) yaklaşık 4700 MW, yani %21 idi.

Türk sisteminde puant yükü genelde yaz döneminde ortaya çıkmakta ve puant dönemi öncesi bakım işleri

sistem yükünün daha düşük olduğu bahar mevsiminde yapılmaktadır.

Olayların tam sıralaması

Olayların tam sıralaması Tablo 3’de verilmiştir. Zaman damgaları Merkezi Avrupa Zamanını (CET) temel

alır.

16

Tablo 3: Olay sıralaması

# Hat / Olay Delta (saniye)

Zaman (s:dak:san:sal)

CET

Aktif Güç (MW)

Reaktif Güç (MVAr)

Voltaj

(kV)

Akım (A) Açıklama

1 Kurşunlu - Osmanca 0 09:36:09:418 1127 510 393 1816 AçmaAçtı

2 Atatürk - Yeşilhisar Kuzey

1.566 09:36:10:984 600 531 333 1400 Atatürk - Göksun SKM kısmı ve Göksun SKM - Yeşilhisar kısımları

Atatürk - Yeşilhisar (Kuzey) İH açık.

3 Seydişehir-Adana

1.597 09:36:11:015

867 697 296 2163 AçtıAçma

4 Sincan-Elbistan B 1.724 09:36:11:142 613 587 246 1992 AçtıAçma

5 Sincan-Elbistan A 1.786

09:36:11:204

422

1054 303

2160

AçtıAçma

6 Atatürk - Yeşilhisar Güney

1.825 09:36:11:243 484 1154 355 2060 Atatürk - Göksun SKM kısmı ve Göksun SKM - Yeşilhisar kısımları Atatürk - Yeşilhisar (Güney) TL açık.

7 Temelli-Yeşilhisar (Kuzey)

1.835 09:36:11:252 348 1035 315 1980 AçtıAçma

8 Temelli-Yeşilhisar (Güney)

1.899 09:36:11:317 51 1391 346 2300 AçtıAçma

9 Babaeski(TR)-Nea Santa (GR)

3.023 09:36:12:441 440 265 130 2333 AçtıAçma

10 Hamitabat(TR)-Maritsa Doğu 3 (2)

3.024 09:36:12:442 335 230 130 2828 Faz A açık, saat 9:36:12:267

11 Hamitabat(TR)-Maritsa Doğu 3 (1)

3.110 09:36:12:528 631 300 165 2036 Açma

Kurşunlu - Osmanca İH, 2 saniye zaman gecikmeli açmalıaçma empedans altı 125 birincil empedansta

(10 ikincil empedans) başlatmaya ayarlı olan 5. kademedeki mesafe rölesi (bir BBC elektronik analog

rölesi) tarafından açılmıştır.açmıştır. Kararlı durum işletmesinde kaydedilmiş 393 kV hat voltajı, örneğin

226.9 kVrms faz – toprakta, 5. kademede 226900 V/125 = 1816 A ile müdahale edilmiştir. Normal voltaj

işletiminde (380 kV ila 420 kV) 5. kademe empedans başlatıcısı, tetiklenme anındaki hat işletim voltajına

göre akım 1755 A’dan 1940 A aralığında tetiklenir.

Normal koşullarda Kurşunlu – Osmanca İH yükünün 31 Mart tarihinde kaydedilenden çok daha düşük

olduğu unutulmamalıdır.

17

Hat açmaaçma ayrıntıları aşağıdaki gibidir:

Saat 09:36:09:418, Kurşunlu-Osmanca 400 kV hattı, hattaki röle eylemi (empedans) nedeniyle

açmıştıraçmıştır (ayarlarına göre 1820 A denk gelir). Açmaöncesinde bu hat 1127 MW (1816 A)’a

yüklenmiştir (açmaanı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü ölçümüyle

birlikte Ek 2’de gösterilmiştir.

Saat 09:36:10:984, Atatürk-Yeşilhisar Kuzey 400 kV hattı açmıştıraçmıştır. Açmaöncesinde bu hat 600

MW (1400 A)’a yüklenmiştir (açmaaçma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek

çözünürlüklü ölçümüyle birlikte Ek 3’te gösterilmiştir.

Saat 09:36:11:015, Seydişehir-Adana 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 867 MW (2163 A)’a

yüklenmiştir (açma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü ölçümüyle

birlikte Ek 4’te gösterilmiştir.

Saat 09:36:11:142, Sincan-Elbistan B 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 613 MW (1992 A)’a


birlikte Ek 5’te gösterilmiştir.

Saat 09:36:11:204, Sincan-Elbistan A 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 422 MW (2160 A)’a

yüklenmiştir (açmaanı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü ölçümüyle

birlikte Ek 6’da gösterilmiştir.

Saat 09:36:11:243, Atatürk-Yeşilhisar Güney 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 484 MW (2060

A)’a yüklenmiştir (açma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek çözünürlüklü

ölçümüyle birlikte Ek 7’de gösterilmiştir.

Saat 09:36:11:252, Temelli-Yeşilhisar Kuzey 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 348 MW (1980


ölçümüyle birlikte Ek 8’de gösterilmiştir.

Saat 09:36:11:317, Temelli-Yeşilhisar Güney 400 kV hattı açmıştır. Açma öncesinde bu hat 51 MW (2300


ölçümüyle birlikte Ek 9’da gösterilmiştir.

Bu olay sonrasında Türkiye elektrik sistemi doğu ve batı olmak üzere ikiye bölünmüştür.

Saat 09:36:12:441, Babaeski (TR)-Nea Santa (GR) 400 kV karşılıklı bağlantı hattı, Nea Santa (GR) “voltaj

faz açı farkı” koruması etkinleşmesiyle birlikte açmıştır. Açma öncesinde bu hat 440 MW (2333 A)’a


birlikte Ek 10’da gösterilmiştir.

Saat 09:36:12:267, Hamitabat (TR)-Maritsa Doğu 3 (BG) karşılıklı bağlantı hattı 2 (Hamitabat TM’de) hat

kesicisi Faz A kontağını açmıştır. Röle kayıtları bulgularına göre bu açılmaya neden olan şey yanlış kontak

atamasıdır. Saat 09:36:12:442’de, Hamitabat (TR)-Maritsa Doğu 3 (BG) karşılıklı bağlantı hattı 2,

Maritsa’daki “out-of-step” röle korumasının etkinleşmesi nedeniyle açmıştır. Açma öncesinde bu hat 335

MW (2828 A)’a yüklenmiştir (açma anı anlık değerleri). Bu olay, hattaki voltaj ve akımın yüksek

çözünürlüklü ölçümüyle birlikte Ek 11’de gösterilmiştir.

Saat 09:36:12:528, Hamitabat (TR)-Maritsa Doğu 3 (BG) karşılıklı bağlantı hattı 1, Maritsa’daki “out-of-

step” röle korumasının etkinleşmesi nedeniyle açmıştır. Açma öncesinde bu hat 631 MW (2036 A)’a


birlikte Ek 11’de gösterilmiştir.

Bu olay sonrasında Türkiye elektrik sistemi, ENTSO-E CE senkronize alanından ayrılmıştır.

Sorun sırasındaki bütün ESO (Bulgaristan İSO) karşılıklı bağlantıları Ek 13 ila Ek 15’te verilmiştir. Aktif

güç puant değeri BG ve TR 1 ve 2 hatlarında 2220 MW idi.

18

Maritsa Doğu 3’te (BG) görülen olay sıralaması aşağıda Tablo 4’te verilmiştir:

Tablo 4: TR-BG hat açma olayları sıralaması (Doğu Avrupa Zaman

damgaları, EET)

No Zaman (EET) Eylemler

1 10:36:11:742 Aşırı akım korumalarının başlaması– 1400 MW/8 s.

2 10:36:12:263 BG-TR 2 faz L1 (faz A) açması, Hamitabat TM

3 10:36:12:266 Out of step korumasının başlaması (PSP) BG-TR 2

4 10:36:12:276 Out of step korumalarının başlaması (PSP) BG-TR 1

5 10:36:12:445 Maritza Doğu 3’te BG – TR 2’nin (REL 521) 1 ana mesafe korumasından L2

ve L3 fazlarının açması. 1830 ms sonraki L2 ve L3 fazları Hamitabat

TGS’de açmıştır

6 10:36:12:531 BG – TR 1’in (7SA522) ana 2 uzaktan koruması ME3 TM’deki BG – TR 1

fazını açtırdı. 58 ms sonraki BG-TR 1 hattı Hamitabat TGS’de üç faz

açmıştır.

7 10:36:12:653 ME3 TM’de

400kV ME3-ME2 İH aşırı voltaj koruması başlangıcı, şönt reaktör

1’indevreye alınması

Ek 14 ve 15, son iki hat kopmasının rms voltaj ve akım kayıtlarını göstermekte ve Batı Türkiye güç

sisteminin dramatik ve hızlı senkronizasyon kaybını yansıtmaktadır.

Türkiye doğusundaki güç santralleri yüksek frekanstan dolayı koparken, batıdaki güç santralleri düşük

frekans nedeniyle kopmuştur. Tablo 5 kimi güç santrallerini verirken Türkiye şebekesindeki yerleri Ek

16’da verilmiştir.

19

Tablo 5: Şebekeden kopan bazı güç santralleri

Güç

Santrali Adı

Kurulu

Kapasite

(MW)

Sorun

öncesi güç

çıkışı (MW)

Teknoloji

si

#

Harita

daki

yeri

için

bkz. Ek

16

Ayrılma

sonrası

Türkiye’d

eki yeri

Şebekeden

kopma

nedeni (GS

sahibinin

bildirdiği)

Kopma

zamanı

(CET)

(GS sahibi

tarafından

bildirilen)

Erzin DGKC 2x300+315 460 Kombine

çevrim

1 Doğu Yüksek

frekans

09:36:30

Atlas TES 2x600 900 Termal 2 Doğu Yüksek

frekans

09:36:30

Sugözü TES 2x650 1040 Termal 3 Doğu Düşük

frekans

09:36:34

Atatürk HES

8x300 520 Hidro 4 Doğu Aşırı hız 09:36:12 (1.

birim)

09:36:24 (2.

birim)

Birecik HES 6x112 530 Hidro 5 Doğu Yüksek

frekans

09:36:20

Temelli

DGKC

2x265+240 620 Kombine

çevrim

6 Batı Düşük

frekans

09:36:12

Bekirli TES 2x600 1150 Termal 7 Batı Bara voltajı

0’a düşmesi

09:36:28

Adapazarı

DGKC

2x

(2x256+279

)

1460 Kombine

Çevrim

8 Batı Düşük

frekans

09:36:22

Gebze

DGKC

2x256+279 720 Kombine

çevrim

9 Batı Düşük

frekans

09:36:20 (1.

blok)

09:36:21 (2.

blok)

İzmir DGKC 2x

(2x256+279

)

1430 Kombine

çevrim

10 Batı Düşük

frekans

09:36:21 (1.

blok)

09:36:22 (2.

blok)

20

Yukarıda sayılan güç santrallerinin çıkış grafikleri SCADA’dan alınmış ve Ek 17 ila Ek 26 arasında

verilmiştir.

Türkiye akım yük boşaltma şeması aşağıda Tablo 6’da verilmiştir:

Tablo 6: Türkiye yük atma şeması ve Gerçekleştirilen yük atma

Adım Eşik (Hz) Bölge Batı

Adası

Anma

Yükü

(Tasar

ım)

(MW)

Batı

Adasında

toplam

tasarım

değeri

(MW),

(referans

günü yükü

% )

Batı Adası

gerçek yük

boşaltımı

(MW),

(Referans

gün yükü

%)

Doğu

Adası

anma

yükü

(Tasarı

m)

(MW)

Doğu Adası

toplam

tasarım

değeri

(MW),

(referans

günü yükü

%)

Doğu

Adası

gerçek

yük

boşaltımı

(MW),

(Referans

gün yükü

%)

1 49 Trakya 236.8 1706.6

(%5.2) 1641

(%5.0)

2 48.8 368.1

3 48.6 568.6

4 48.4 533.1

1 49 Kuzeybatı

Anadolu

445.9 2027.9

(%6.2)

1018

(%3.1)

2 48.8 443.4

3 48.6 578.5

4 48.4 560.1

1 49 Batı

Anadolu

244.3 1891.3

(%5.8)

1059

(%3.2)

2 48.8 436.5

3 48.6 498

4 48.4 712.5

1 49 Güneybatı

Akdeniz

130.5 666.5

(%2.0)

516

(%1.6)

2 48.8 121.7

3 48.6 209

4 48.4 205.3

1 49 Orta

Anadolu

373.3 1427.6

(%4.4)

583

(%1.8)

57.1 336.6

(%1.0)

204

(%0.6) 2 48.8 144.6 114.3

3 48.6 415.9 42.6

4 48.4 493.8 122.6

21

1 49 Kuzeydoğu

Anadolu

53 234.2

(%0.7 )

242.2

(%0.7) 2 48.8 47

3 48.6 55.2

4 48.4 79

1 49 Doğu

Anadolu

18.8 176.7

(%0.5)

0

(%0) 2 48.8 77

3 48.6 61.2

4 48.4 19.7

1 49 Güneydoğu

Anadolu

196.8 1337.4

(%4.1)

683

(%2.1) 2 48.8 353.1

3 48.6 292.2

4 48.4 495.3

1 49 Güneydoğu

Akdeniz

184.7 1846.3

(%5.6)

1148.1

(%3.5 ) 2 48.8 590.5

3 48.6 575.5

4 48.4 495.6

TOPLAM 7719.9

(%23.5 )

4817

(%14.7)

3931.2

(%12.0)

2277.3

(%6.9)

Yürürlükteki Türkiye Şebeke Koduna göre, düşük frekans yük atma röleleri teknik olarak, sistem frekansı

belirlenen düzeyin altına düştüğünde 100 – 150 mili saniye içinde başlayabilmelidir. Düşük frekans

rölelerinin duyarlılığı 0.05 Hz’yi geçmemelidir.

Özetlemek gerekirse, Türkiye elektrik sistemi yük atma şeması, yük atma aşaması 48.4 Hz’e ulaştığında referans yüküne göre %35.5 yük boşaltma oranını temel alır. 31 Mart tarihinde ulaşılan yük boşaltma yüzde farklılıkları, referans yüke göre sistem yükü farkından dolayı oluşmuştur. Ayrıca, tüm mevcut düşük frekans yük boşaltımının etkinleştiği ya da diğer bir deyişle toplam yük miktarının otomatikman boşalarak olay sırasında maksimum düzeyine geldiği de varsayılabilir.

22

4. Olayların teknik analizleri

Açı kararlılığının kaybı, sistem bölünmesi ve Avrupa’dan Kopma

Mesafe koruma rölesinin (ayarlarına göre 1820 A’ya karşılık gelmektedir) Osmanca–Kurşunlu iletim

hattını açması, açısal kararlılığın kaybına ve Türkiye elektrik sisteminin senkronizasyonunu yitirmesine

neden olmuştur. Türkiye elektrik sisteminin doğu ve batı bölgeleri arasındaki gerilim faz açısı

uyumsuzluğu, mevcut doğu–batı bağlantı hatlarındaki akımların yükselmesine neden olmuştur. Mesafe hat

koruma cihazlarının normal çalışmasına göre, doğu-batı kesitindeki bütün hatlar birbiri ardına açmış ve

sonuç olarak Türkiye elektrik sistemi bölünmüştür. Türkiye elektrik sisteminin doğu bölgesinden batı

bölgesine güç akışı kesilmiş ve doğu bölgesi yüksek enerji arzıyla ve frekans artmasıyla ada durumuna

düşmüştür. Bu geçici faz boyunca, ayrıca Türkiye elektrik sisteminin batı bölgesi ile ENTSO-E Avrupa

Kıtası Elektrik Sistemi arasında senkronizasyon kaybının oluşması Türkiye elektrik sisteminin batı

bölgesinin Avrupa kıtasından kopmasına yol açmıştır. Batı bölgesinin ada durumuna düşmesi, Türkiye

elektrik sisteminin doğusundan enerji akışının ( 4700 MW) ve Avrupa kıtasından enerji ithalinin

kesilmesine ( 500 MW) neden olmuş ve böylece anlık yüksek enerji açığı ve frekans düşmesi yaşanmıştır.

Ünitelerin devre dışı kalması ve frekans kararlılığı kaybı

Yaklaşık 4700 MW’lık oluşan üretim açığıyla (Doğu bölgesinden alınan enerjinin kesilmesiyle), yani %21,

düşen frekansı, frekans 49.0 Hz’den 48.4 Hz’e düşene kadar, düşük frekans yük atma rölelerinin (UFLS)

yaklaşık olarak 4800 MW’lık yük atarak (sistem oturması öncesi durumda hesaplanan) durdurması

beklenirdi. Düşük frekans yük atma röleleri, Hamitabat TM’deki Özel Koruma Sistemi tarafından 377

MW’lık yük düşmesini karşılayacak şekilde tamamlanmıştır. Frekans, her nasılsa 47,5 Hz’in üzerindeki

frekanslarda, bu frekans seviyesi ünitelerin en azından 10 dakika boyunca serviste kalması için Türkiye

Elektrik Şebekesi Yönetmeliği3 tarafından öngörülen frekans düzeyidir, bazı jeneratörlerin açması sebebiyle

düşmeye devam etmiştir. Bu yaklaşık 10 saniye sonra tüm sistemin tamamen çökmesine neden olmuştur.

Geçmişte başka ülkelerde, öngörülen düşük frekans değerinden daha yüksek frekanslarda buhar ve gaz

türbin-ünitelerinin düzensiz olarak servis harici olmalarının sistem oturmasında payı olmuştur, bkz. /1-2/.

Türkiye elektrik sistemindeki farklı üretim tesislerinin SCADA kayıtları, nominal değerlerini aşan frekans

sapmalarına bağlı olarak iletim sisteminden ünitelerin çok önce servis harici olduğunu belgeler.

Sistem oturması raporları, buhar türbin-ünitelerinin(ST) ve gaz türbinlerinin (GT) bu düzensiz açmalarının

değişik elektriksel, mekanik ve termal sorunlara yol açtığını göstermektedir, özellikle:

‒ Jeneratör koruma rölelerinin 47.5 Hz’in üstü frekanslarda IPP tarafından düşük frekansta ayarlanması

‒ Aşırı gerilimin veya jeneratör uçlarındaki gerilim düşmesinin Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen

limitleri aşması; veya çok dar bant içinde aşırı ve düşük gerilim koruma rölelerin ayarlanması.

‒ Senkron jeneratörlerin alan kaybı, ünitenin tam yükte 0.95 güç faktöründe termoelektrik ünitelerin

belirlenmiş düşük ikaz limitlerine yakın sürekli çalışma kapasitesinin olmaması.

‒ Primer frekans kontrolünü yerine getiren üniteler, düşük sıcaklık–düşük basınç korumalarınca servis

harici edilen ST’ler ve giriş aşırı ısı korumaları tarafından servis harici edilen GT’lerdir. Bu açmalar,

sistem frekansının büyük düşüşüne tepki olarak, ST veya GT’nin çok büyük bir değişimle MW çıkışını

artırması nedeniyle olabilir. ST’nin nominal gücünün yaklaşık %10’unu açarak buhar valfinin değişim

basamağını sınırlandırmak için bu ST regülatör sınırlayıcının ayarlanması önerilir. Benzer olarak, GT

regülator sınırlayıcıları da giriş gaz sıcaklığının aşırı artmasını ve GT’nin otomatik devre dışı kalmasını

önleyecek biçimde ayarlanmalıdır.

Elektrik Santrali davranışı

Yürürlükteki Türkiye Elektrik Şebekesi Yönetmeliğine göre elektrik santralleri, belirtilen frekans

aralıklarında en azından Tablo 7’de verilen süre kadar iletim sistemine bağlı kalmalıdır:

23

Tablo 7: Türkiye elektrik sisteminde elektrik santrallerinin bağlantı

gereklilikleri

Frekans Aralığı Minimum süre

51,5 Hz ≤f≤ 52,5 Hz 10 dakika

50,5 Hz ≤f< 51,5 Hz 1 saat

49 Hz ≤f< 50,5 Hz Daimi

48,5 Hz ≤f< 49 Hz 1 saat

48 Hz ≤f< 48,5 Hz 20 dakika

47,5 Hz ≤f< 48 Hz 10 dakika

Yürürlükteki Türkiye Elektrik Şebeke Yönetmeliğine göre ve Şekil 3’e bağlı olarak üniteler şu kapasitelere

sahip olmalı:

‒ 50.5 Hz ile 49.5 Hz aralığında sistem frekansı değişikliklerine karşın sabit aktif çıkış gücü üretmeli ve

‒ 49.5 Hz ile 47.5 Hz aralığında sistem frekansı değişikliklerine karşın doğrusal karakteristik

değerlerinden daha yüksek bir düzeyde aktif çıkış gücü üretmeli

‒ Şebeke frekansının 49.5 Hz – 50.5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış gücünün %100’lük sabit

değeri korunmalı, ilave her %1’lik frekans düşüşü karşılığına ise en fazla %1’lik çıkış gücü düşüşü

oluşmalıdır. Bu gereklilik, gaz türbinleri için 25 0C (77

0F)’nin altındaki tüm ortam sıcaklıklarında

geçerlidir.

‒ Sistem frekansının düşmesi ile birlikte azalan türbin hızı nedeniyle gaz türbinlerinin aktif güç

çıkışındaki düşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına düşmemesi için gereken önlemler

alınmalıdır.

Şekil 3: Frekansa karşı çıkış gücü gereklilikleri. (X ekseni Hz olarak frekansı ve y ekseni ünitenin aktif güç

çıkışının yüzdesini ifade der)

Yürürlükteki Türkiye Elektrik Şebeke Yönetmeliğine göre hız regülatörü aşağıdaki asgari gereklilikleri

karşılamalıdır;

47.5 49.5 50.5

%100 Aktif

Güç Çıkışı

%96 Aktif

Güç Çıkışı

Frekans (Hz)

24

‒ Hız regülatörü, diğer kontrol cihazları ile koordineli bir şekilde çalışma aralığı içinde ünitenin aktif güç

çıkışını ayarlanan işletme parametreleri doğrultusunda kontrol eder,

‒ Hız regülatörü, ünitenin bağlı olduğu kısmın izole bir ada şeklinde iletim sisteminden ayrılması fakat

ünitenin talebi beslemeye devam etmesi durumunda, frekansını 47,5-52,5 Hz aralığında tutabilmelidir.

Ancak, bu durum çıkış gücünün ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesinin altına düşmesine yol

açmamalıdır.

Birkaç eski termik güç santrali dışında, hız düşümü Türkiye elektrik sisteminde %4’tür. Ölü bandın 200

mHz olduğu uzun savaklı hidroelektrik santralleri dışında bütün santrallerde ölü bant sıfıra (0) ayarlıdır. Bu

büyük santraller şunlardır:

‒ Atatürk HES

‒ Karakaya HES

‒ Keban HES

‒ Altınkaya HES

‒ Berke HES

‒ Sır HES

‒ Borçka HES

‒ Gökçekaya HES

‒ Hasan Uğurlu HES

‒ Birecik HES

‒ Oymapınar HES

31 Mart 2015 tarihinde termoelektrik jeneratörler, yukarıda listelenen nedenlerle ya da büyük frekans ve

gerilim salınımlarından etkilenen Batı bölgesi sistemi nedeniyle senkronizasyonun kaybedilmesini de

kapsayan, elektrik ve termal üretim çevrimlerinin diğer korumaları nedeniyle servis harici olmuştur. Ancak

bu santral sahibinin ve santral işletmecisinin ayrıntılı analizlerinin konusudur.

Sistem oturması esnasındaki sistem frekansları Şekil 4 ve Şekil 5’te sırasıyla gösterilmiştir.

25

Şekil 4: Sistem oturması boyunca Avrupa Kıtası sistemi frekansları

Şekil 5: Sistem bölünmesi boyunca Avrupa Kıtası sistem frekansları

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

09

:36

:06

09

:36

:07

09

:36

:08

09

:36

:09

09

:36

:10

09

:36

:11

09

:36

:12

09

:36

:13

09

:36

:14

09

:36

:15

09

:36

:16

09

:36

:17

09

:36

:18

09

:36

:19

09

:36

:20

09

:36

:21

09

:36

:22

09

:36

:23

09

:36

:24

f [H

z]

20150331_0930-1020

Freq. Ag. Stefanos Freq. Mettlen Freq. Bassecourt Freq. Brindisi

Freq. Wien Freq.Robbia Freq. Soazza Freq. Lavorgo

Freq. Divaca Freq. Ernestinovo Freq. Kassoe Freq. Ataturk

Freq. Hamitabat Freq. Temelli Freq. Thessaloniki Freq. Recarei

Freq. Dogu Bayazit Batergan

49

49.5

50

50.5

51

51.5

52

09

:36

:06

09

:36

:07

09

:36

:08

09

:36

:09

09

:36

:10

09

:36

:11

09

:36

:12

09

:36

:13

09

:36

:14

09

:36

:15

09

:36

:16

09

:36

:17

09

:36

:18

09

:36

:19

09

:36

:20

09

:36

:21

09

:36

:22

09

:36

:23

09

:36

:24

f [H

z]

20150331_0930-1020


Freq.Robbia Freq. Soazza Freq. Lavorgo Freq. Divaca

Freq. Ernestinovo Freq. Ataturk Freq. Hamitabat Freq. Temelli

Freq. Thessaloniki Freq. Recarei Freq. Dogu Bayazit Batergan

1. 9:36:09:42 Kursunlu-Osmanca

2. 09:36:10:98 Atatürk-Yesilhisar North

3. 09:36:11:02 Seydisehir-Adana4. 09:36:11:14 Sincan-Elbistan B 5. 09:36:11:20 Sincan-Elbistan A6. 09:36:11:24 Atatürk-Yesilhisar South7. 09:36:11:25 Temeli-Yesilhisar North8. 09:36:11:32 Temeli-Yesilhisar South

8. 09:36:12:44 Babaeski-Nea Santa 9. 09:36:12:44 Maritsa-Hamitabat 2 10. 09:36:12:53 Maritsa-Hamitabat 1

26

Doğu bölgesindeki fazla enerji (Doğu Beyazıt ve Atatürk) yaklaşık 1 Hz/s kademeyle frekansı 52.3 Hz’e

kadar hızlı bir şekilde çıkartmıştır. Doğu Beyazıt bölgesinde daha zayıf enterkoneksiyon görünmesine

karşın Atatürk adasına bağlı kalmayı sürdürmüştür. Aynı zamanda Türkiye’nin batı bölgesindeki Temelli

TM civarında ilk önce hızlanmış ve bu ada içinde enerji açığı nedeniyle frekans yaklaşık 500 mHz/s’lik

değişimle düşmeye başladığında saat 9:36:11’e CET kadar birkaç saniye sistemle senkronizesi devam

etmiştir. Saat 9:36:13’te CET, 48.2 Hz frekans değerinde, düşük frekanslı adanın kayıtları sona ermiştir.

Saat 9:36:23’te CET başlangıçta yüksek frekanslı doğu adası 47.0 Hz’in altında düşük frekansla çökmüştür.

Dinamik Model Hesaplama Sonuçları

Avrupa Kıtası dinamik model hazırlama prosedürleri temelinde, olay zamanı için Türkiye elektrik

sisteminin bir dinamik modeli oluşturulmuştur. Bu model ana olarak temelde saat 9:00’da CET alınan

sistem anlık görüntüsünü temel alır ve Avrupa Kıtası dinamik modeli için gerekli dinamik bilginin tamamı

zaten mevcuttur.

Mevcut WAM ölçümlerinin yardımıyla, bkz. Şekil 6, bir nihai model kontrolü ve hassas ayarı mümkün

olmuştur.

Şekil 6: Açı kararsızlığı esnasında gerilim faz açı farkı

Şekil 6’da, birinci hattın açılması (birinci kritik olay) ile 1.6 saniye sonra (dönüşü olmayan nokta) ikinci

hattın açılması arasındaki zamana odaklanıldığında, ana üretim (Atatürk) ve ana tüketim (Temelli)

alanlarında ki açı yer değiştirmesi gösterilmektedir.

Bu dinamik davranışın simülasyon sonuçları Şekil 7’de gösterilmiştir; birinci hat açmadan önceki açı

farklarının statik kararlı sınıra (mavi yatay hatlar) yakın olduğu belirtilmeye değer. Bunun manası, birinci

hattın ayrılmasında sonra, birisi doğu diğeri de batı bölümünde yer alan iki trafo merkezi arasında ayrı ayrı

her iki bölgede asenkron işletme sonucunu doğuran gerilim faz farkından dolayı Türkiye elektrik sistemi

kararlılığını kaybetmiştir.

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

09:36:08 09:36:09 09:36:10 09:36:11 09:36:12 09:36:13 09:36:14

Ph

i [°]

20150331_0930-1030

phi Temelli-Ataturk

first critical event

point of no return

27

Şekil 7: Açısal kararsızlık süreci için dinamik simülasyon modeli sonuçları

Dinamik modelli model analizleri, birinci olay öncesi, uzunlamasına çok zayıf bağlı sistemlerde, doğu-

batı’da ki büyük dağıtım sistemlerinin ters dönüş etkisini yansıtan kritik dinamik sistem durumunu yeniden

üretebilir.

Dinamik modele standart mesafe koruma cihazı uygulayarak, ikinci iletim hattının açma şeması kolayca

yeniden üretilebilir, bkz. Şekil 8; simülasyon, iki elektriksel alanının devre dışı kalması nedeniyle

korumaların doğru müdahalesini doğrular.

Simülasyon hesaplamalarından bazı ilave düşünceler çıkarılabilir. Türkiye elektrik sisteminin doğu

bölümündeki geçici aşırı frekans yaklaşık 1 saniye içinde 51 Hz’in üzerinde kritik değerlere erişmiştir;

sadece acil durum kontrolünün tepki verebileceği açıktır (termik buharlı santralleri için hızlı valf,

hidroelektrik santralleri için aşırı hız kontrolü, kombine çevrim santralleri için yük düşürme rölesi). Bu

kontrollerin doğru çalıştıklarının kontrolü için, geçici durumun özellikle ağır ve zor kontrol edilir olduğu

göz önünde bulundurularak, ilave araştırmaların yapılması önerilir.

Öncelik kesinlikle, 31 Mart tarihinde yaşanan olayların olma riskini ortadan kaldırmayı amaçlayan şebeke

işletme analizlerine ve kurallara verilmelidir. Hızla ve kolayca uygulanabilir önlem, önceden hesaplanan

kabuledilebilir değere yaklaşan ya da bunu aşan toplam güç akışı ortaya çıkarsa, özellikle kısıtlı hatlarda,

görevli operatörler tarafından hızla eyleme geçilmesi açısından 400 kV Doğu–Batı merkezi iletim

hatlarındaki aktif güç akışlarının toplamının MYTM’den kesintisiz olarak izlenmesidir.

Batı kısmındaki karşı sorun, geçici düşük frekansın olduğu yerlerin yük atma röleleri tarafından

yönetilebilir olmasıydı; bu durumda anahtar rolü, aşağıdaki olaylara yol açan üretim santrallerinin devre

dışı kalması oynadı:

0.800.400.00-0.40-0.80-1.20 [s]

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

-200.00

[degree]

Deriner_Ikitelli: Deriner_Ikitelli

Kursunlu_Osmanca: Kursunlu_Osmanca

Termelli_Ataturk: Termelli_Ataturk

Y =-90.000 degree 0.573 s 0.771 s

Y = 90.000 degree 0.002 s 0.201 s 0.766 s

East-West(4)

Date: 6/4/2015

Annex: /13

DIg

SIL

EN

T

28

1. Yük atmayla oluşan dengesizliğin artması

2. Reaktif güç kontrolünün kaybı ve aşırı voltaj ve makinelerde “görünür” alan kaybı nedeniyle ilave

jeneratörlerin kaskad olarak açmasının artması.

Sonuçta, 31 Mart 2015 sabahı Türkiye elektrik sisteminde ortaya çıkan dinamik olayın saydam bir biçimde

yeniden üretilebildiği ve sonuçta ayrıntılı olarak açıklanabildiği söylenebilir.

Şekil 8: Atatürk – Yeşilhisar Kuzey hattı için mesafe koruma rölesinin tetiklenmesi simülasyonu şeması

Ayrıca, bir gün önce 30 Mart tarihinde oluşan benzer olaylar kontrol edilmiştir; bu durum Türkiye elektrik

sisteminin doğusu ile batısı arsındaki gerilim faz açısı farklarının küçük olduğunu göstermiştir. Açı farkları

kritik seviyede değildir ve sonuç olarak hat açma simülasyonu farklı bir şekilde sonuçlanmamıştır. Bu

demektir ki, bir önceki gün ki farklı güç akışları ve bölge durumlarından dolayı sistem çok daha güçlüydü.

200.175.150.125.100.75.050.025.0-25.0-50.0-75.0-100.-125.-150.-175.-200.-225.-250. [pri.Ohm]

225.

200.

175.

150.

125.

100.

75.0

50.0

25.0

-25.0

-50.0

-75.0

-100.

[pri.Ohm]

380kV-B Standart\f1\Rel11_Ataturk - Yesilhisar Guney Eih Rel11_Ataturk - Yesilhisar Guney Eih\PolarizingImpedance

Rel11_Ataturk - Yesilhisar Guney EihZone (All): Polarizing Zl A 74.917 pri.Ohm -111.21° Zl B 74.917 pri.Ohm -111.21° Zl C 74.917 pri.Ohm -111.21° Z A 74.917 pri.Ohm -111.21° Z B 74.917 pri.Ohm -111.21° Z C 74.917 pri.Ohm -111.21°Faulttype: - (Starting)Fault Type: ABC (Outer zone)Tripping Time: 9999.999 s

R-X Plot(4)

Date: 6/4/2015

Annex: D

IgS

ILE

NT

29

5. Sistem Durumu ve Etkinleştirilmiş Savunma Şemaları

Türkiye elektrik sisteminin Merkezi Avrupa elektrik sistemine bağlantısı için bir önlem olarak adanmış bir

arayüz özel koruma şeması (SPS) Hamitabat trafo merkezinde, ilgili üç arayüz hattı işletimi için

tasarlanarak kurulmuştur.

Bulgaristan ve Yunanistan sistemleri ile arayüz olan Türkiye SPS’in kısa açıklaması:

SPS tasarımı ve teknik özellikleri 4 numaralı referans ile raporlanmıştır. 2010 yılından beri hizmette olan

donanım ve yazılım4 5 numaralı referans ile açıklanmıştır.

Türkiye elektrik sistemiyle enterkonnekte Avrupa elektrik sistemi genelinin dinamik analizlerinin

gösterdiği üzere Türkiye’de kuyruktaki belli boylamsal sistem yapılandırması, Türk sisteminin boyutları

(zirve yükü 43000 MW) ve Balkan ülkelerine görece yüksek transfer empedansı Türk üreticilerine, Orta –

Batı Avrupa üreticilerine ( 7.5 saniye, frekans 0.13 Hz) karşı çok daha uzun alan-arası elektromekanik

salınım süresi vermektedir. Diğer yandan, Türkiye’de ortaya çıkan ani yük/üretim dengesizliği %80- 85

oranında Türk üreticilerin türbinlerinin kinetik enerjisinden ve Türk sistemine giren Kıta Avrupası sistemi

primer rezervleri dolayısıyla olmuştur. Bu, Türkiye’ye ya da Türkiye’den Balkan ülkelerine, Türkiye

elektrik sistemindeki sekonder ve tersiyer rezervler etkinleştirilerek dengesizlik azaltılmadan önce

planlanmamış büyük bir enerji akışına neden olmuş olabilir.

Türkiye’de herhangi bir yerde ortaya çıkan ani yük/üretim dengesizlikleri sayısal olarak ölçüm ve 100 ms

altı zaman aralığındaki güncellenmiş aşağıdaki miktarların çevrimiçi hesaplanmasıyla tespit edilmiştir:

400 kV’lık üç enterkonneksiyon hattının aktif güç akışlarının cebirsel toplamı: P(t) (ihraçsa

pozitif).

Son 1.5 saniye sırasında değişim oranı P(t) ortalaması: d P(t)/dt1.5”, ve ilgili işaret.

Türkiye’deki Üç 400 kV arayüz hattının herhangi bir yerinde ortaya çıkan ani yük/üretim dengesizliğinin

izlenmesi, “tepki temelli” SPS uygulamasına izin vermiştir (büyük sistemlerde “olay temelli” SPSlerden

daha basit ve daha güvenilir).

Sorunun Türkiye’den Balkan ülkelerine yayılmasını önlemek için SPS, optik yer kabloları (OPGW) transfer

sıçraması yardımıyla aşağıdakileri başlatmak için 24 çift P(t) ve d P(t)/dt1.5” eşiklerini kullanır:

Tüm 15 154/34.5 kV ve 400/34.5 kV trafo merkezlerinde yük atma (LS); bu, her pik yükünde ani

üretim kaybı, devreye alınmış enterkonneksiyon hatlarının sayısı ve Türkiye’deki fiili sistem

yüküne (27000 MW üstü ya da altı) göre 1 ya da 2 ya da 3 500 MW bloklarında olur.

6 güç santralinde (3 hidroelektrik ve 3 termoelektrik) üretim düşmesi (GD); bu, her pik yükünde ani

üretim kaybı, devreye alınmış enterkonneksiyon hatlarının sayısı ve Türkiye’deki fiili sistem

yüküne göre 1 ya da 2 ya da 3 500 MW bloklarında olur. İşletim durumu (hizmette ya da değil)

ve üreten birimlerin MW çıkışı sürekli olarak, serviste oldukları belirlenirse üç büyük hidroelektrik

santrale öncelik vererek istenen miktarda üretimin bağlantısını kesmeye izin veren OPGW ile

sürekli izlenir.

Uzun dönem alan-arası salınıma ( 7.5 saniye), sorun anından başlayarak etkili yük ya da üretim azaltımına

tamamlanması için 2 saniyeye kadar izin verilir.

SPS Ana Programlanabilir Mantık Kontrolleri Hamitabat 400 kV trafo merkezinde kuruludur; Babaeski 400

kV trafo merkezinde OPGWlerle karşılıklı bağlı bir birim kuruludur.

SPS, şu ek işlevleri yerine getirir:

30

Büyük ama yavaş üretim kayıplarını tespit eden ve Maritza’da (Bulgaristan) kurulu aşırı yük

koruması ile Türkiye’nin geri kalan ENTSO-E sisteminden ayrılmasını önlemek için yük atma

başlatan yedek bir aşırı yük koruması.

Alarmlarla alan-arası salınımları tespit etmek veya son savunma noktası olarak eşik aşılırsa üç 400

kV hattını açmak.

Türkiye’nin Kıta Avrupası’na yalnızca bu hattan bağlantılı olması ve aktif güç akışının ayarlı eşiği

aşması durumunda Yunanistan ile enterkonnekte 400 kV hattı açmak.

Hamitabat SPS ayarları Ek 27’de verilmiştir.

Aşağıdaki Şekil 9 ila 11’de gösterildiği gibi, Türkiye ENTSO-E Şebekesinden Yunanistan ve

Bulgaristan’daki korumaların etkinleştirilmesiyle ayrılmıştır. Türkiye’deki aşırı üretim açığı nedeniyle Kıta

Avrupası sistemi senkronizasyonu kaybolmuş, SPS kapasitesi Türk sisteminin ayrılmasını önlemeye

yetmemiştir.

Şekil 9: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-1, EET zaman damgaları

Şekil 10: Hamitabat (TR) - Maritsa Doğu 3 (BG) hattı-2, EET zaman damgaları

31

Şekil 11: Babaeski (TR)-Nea Santa (GR) hattı, EET zaman damgaları

Aşırı Frekans Üretim Atımı ve Yetersiz Frekans Yük Atımı

Sistem bölünmesi sonrasında Doğu adasında yaklaşık 14000 MW üretim aşırı frekans nedeniyle

kaybedilmiştir.

SPS ve yetersiz frekans röleleri tarafından atılan yükler Tablo 8’de verilmiştir:

Tablo 8: 31 Mart’ta SPS ve UFLS yük atmaları

Bölge Batı Adası Doğu Adası TOPLAM

SPS UFLS

Trakya 252 MW 1641 MW 1893 MW

Kuzeybatı Anadolu 125 MW 1018 MW 1143 MW

Batı Anadolu 1059 MW 1059 MW

Güneybatı Akdeniz 516 MW 516 MW

Orta Anadolu 583 MW 204 MW 787 MW

Kuzeydoğu Anadolu 242.2 MW 242.2 MW

Doğu Anadolu 0 0

Güneydoğu Anadolu 683 MW 683 MW

Güneydoğu Akdeniz 1148.1 MW 1148.1 MW

TOPLAM 377 MW 4817 MW 2277.3 MW 7471.3 MW

32

6. Elektrik Sistemi Sistem Toparlanma Süreci (Restorasyon)

Sistem Toparlanma Planı

Kesinti sonrası restorasyon planı derhal uygulamaya girmiştir. TEİAŞ restorasyon planı, 9 izole adaya

böldüğü sistemde başlatılmaya hazırdır; bunlar aslında 9 Bölgesel Kontrol Merkezidir (RCC). Prosedür, her

adada kesinti başlatma yeterliliğine sahip Türkiye Şebekesinin her yerine dağıtılmış güç santralleriyle eş

zamanlı başlar ve tüm döngüyü Ulusal Kontrol Merkezi (NCC) ile eşgüdüm içinde tamamlar. Hem

aşağıdan yukarıya hem de tepeden aşağıya yaklaşımları restorasyon sırasında Bulgaristan’dan alınan

elektrik enerjisi ile uygulanır, Trakya bölgesi ile başlanır ve ardından Kuzeybatı Anadolu RCCsi ile

senkronizasyon sağlanırken diğer bölgelerde de kesintiler başlar. Her RCC en azından 3 restorasyon yoluna

(bazıları 4) sahiptir ve her yolda yeniden başlama yeterliği olan üreticiler vardır.

Sistem Toparlanma Sıralaması

TEİAŞ - ENTSO-E Kıta Avrupası enterkonneksiyonunu kullanılarak Trakya Bölgesi (Türkiye’nin

Avrupa’daki parçası) restorasyonu, Hamitabat (TR) – Maritsa Doğu-3 (BG) Hat 2 kapatılarak başlamış ve

Hamitabat (TR) ve Ambarlı (TR) Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrali (DGKÇGS) elektrik enerjisi arzı

başlamıştır. Orta Avrupa sistemi bağlantısı, ayrılmadan yarım saat sonra saat Merkezi Avrupa Saati ile

9:54’te, Trakya’ya enerji sağlamak için, kullanılmıştır.

Türkiye’nin Avrupa yakasında çok sayıda enerji santrali devreye girdikten sonra Avrupa ve Türkiye’nin

Asya kısmını birleştiren 400 kV bağlantı hatları Merkezi Avrupa Saati ile 11:11’de kapatılmıştır. Bu sırada

Trakya bölgesinin %50’si zaten enerjilendirilmiş durumdadır.

Türkiye, Karadeniz ve doğu bölgeleri sistemlerini Merkezi Avrupa Saati ile 11:30’da yenilemiş ve

birbirine senkronize etmiştir.

Enerjisini Trakya’dan alan Kuzey Doğu kısmı Türkiye’nin batısı ile senkronize olmuştur.

Bundan sonra, Ankara’nın önemli kısmını besleyen Orta Anadolu ENTSO-E sistemine bağlanmıştır.

Son olarak, Doğu ve Batının,ENTSO-E Kıta Avrupası ile senkronizasyonu 400 kV Kayseri Trafo

Merkezinde (Türkiye’nin orta kısmı) saat Merkezi Avrupa Saati ile 16:12’de gerçekleşmiştir. Bu sırada

Türkiye’nin %80’ine zaten elektrik verilmiş durumdadır. Kalan besleyicilere elektrik verilmesi, enerji

santrallerinin devreye alınmasına göre kademeli olarak yapılmıştır.

Toplam restorasyon oranı Tablo 9’da gösterilmektedir:

Tablo 9: Toplam Sistem Toparlanma süresi

Zaman (Merkezi

Avrupa Saati)

Yenilenen sistem yük yüzdesi

09:36 Kesinti

12:00 %20

14 :30 %50

16:12 %80

18:30 %95

33

Merkezi Avrupa Saati ile saat 18:32:17’de 400 kV Erzurum- Özlüce açmıştır. Gereksiz açmaları önlemek

için Karadeniz Özel Koruma Sistemi sistemin toparlanması sürecinde devre dışı bırakılmıştır. Bölgedeki

aşırı üretim kaybı nedeniyle Hamitabat’taki Özel Koruma Sistemi Türkiye EPS’den (adım 1, 2 ve 3) 980

MW yük atmış ve ardından Türkiye – Kıta Avrupası enterkoneksiyon hattı açmıştır. Kıta Avrupası ile

yeniden senkronizasyon zamanı Merkezi Avrupa Saati ile 18:36’dır

Merkezi Avrupa Saati ile 18:32:17’de sistemin toparlanması sırasında ortaya çıkan ikinci sorunun kayıtları

aşağıdaki iki grafikte (Şekil 12 ve Şekil 13) gösterilmektedir. Yalnızca, Bulgaristan ve Türkiye arasındaki

iki enterkonneksiyon hattının açması aşırı yük koruma tepkisi verilmiştir – 1400 MW/8 s. BG ve TR 1 ve 2

hatları üzerindeki aktif güç puant değeri özeti 2332 MW’dir. Hamitabat SPS dP/dt ve P yükselme eşikleri 3

yük bloğunun tamamının kopması için aşılmıştır ve ayrıca SPS 1300 MW – 3.5 saniye aşırı yük eşiği

aşılmış ancak yük atma kesin olarak açıklanamayan nedenlerle etkinleşmemiştir.

Şekil 12: Restorasyon süreci sonunda Türk güç sisteminin kopması, EET zaman damgaları

34

Şekil 13: Türkiye sistem ayrılması sırasında aşırı yük koruması, EET zaman damgaları; BG-TR 1 ve 2

hatları üzerindeki akış özeti

İlk ve ikinci siztem bozulmaları sırasında aktif ve reaktif güç jeneratör salınımları Bulgar şebekesinin

tamamında gözlenmiştir. TPP ME3’teki makinelerin sapması 135 MW civarındadır (aktif anma gücü 227

MW).

35

Türkiye akşam ada operasyonu sırasında sistem frekansları Şekil 14’te gösterilmektedir.

Şekil 14: TR akşam saatlerinde ada sistemi sırasında frekanslar, CET zaman damgaları

48.5

48.7

48.9

49.1

49.3

49.5

49.7

49.9

50.1

50.3

50.5

18

:32

:00

18

:32

:10

18

:32

:20

18

:32

:30

18

:32

:40

18

:32

:50

18

:33

:00

18

:33

:10

18

:33

:20

18

:33

:30

18

:33

:40

18

:33

:50

18

:34

:00

18

:34

:10

18

:34

:20

18

:34

:30

18

:34

:40

18

:34

:50

18

:35

:00

18

:35

:10

18

:35

:20

18

:35

:30

18

:35

:40

18

:35

:50

18

:36

:00

18

:36

:10

18

:36

:20

18

:36

:30

18

:36

:40

18

:36

:50

18

:37

:00

f [H

z]

20150331_1825-1850


Freq. Wien Freq.Robbia Freq. Soazza Freq. Lavorgo

Freq. Divaca Freq. Ernestinovo Freq. Kassoe Freq. Ataturk

Freq. Hamitabat Freq. Temelli Freq. Thessaloniki Freq. Recarei

Freq. Dogu Bayazit Batergan

36

7. Ana Nedenlerin Analizi

Sanayileşmiş ülkelerde yaşanan daha önceki büyük çaplı benzer elektrik sistemi kesintileri gibi genel

sistem çöküşlerine, iletim, üretim, koruma-kontrol ve işletim-denetim alt sistemlerini değişik düzeylerde

içeren hızlı olay ardışıklığı neden olmuştur.

Devre dışı olan 400 kV iletim hatları

Dört adet uzun 400 kV iletim hattı (ENH) (uzunlukları 265 km) devre dışı kaldı, üçüne yalnızca yeni

iletim altyapı inşaat çalışmaları nedeniyle müdahale edilmiştir. Bu 4 ENHnin hepsi Doğu – Batı Türkiye

iletim sisteminin merkezinde yer almaktadır. Kesinti öncesinde aynı iletim hattında hizmette olan diğer

Doğu – Batı ENHlerinde toplam güç akışı 4700 MW idi ve bütün seri kondansatörler hizmet dışıydı

(bypass edilmişti) ve ENHlerdeki tektip olmayan güç akışı şu şekilde bildirilmişti: Kurşunlu – Osmanca

1168 MW; ikiz demetli iletkeni olan Adana – Seydişehir 884; üç demetli iletkene sahip diğer bütün hatların

yükü orta düzeydedir (470 ila 625 MW).

Çok sayıda uzun ENHnin devre dışı olması, uzun iletim mesafesi (Kuzey Doğudaki Deriner HES’ten ana

yük alanı İstanbul’a kadar 1300 km) ve yukarıda belirtildiği gibi diğer ENHlerin istenmeyen tekdüze

olmayan güç akışı nedenleriyle ulusal sistem açısal kararlılık bakımında (N-1) güvenli durumunda değildi.

Bu durum, çoklu aktarım tekniğinin (iletim rotası boyunca orta noktalarda hizmet veren jeneratörlerin

istikrar desteği) sağladığı avantajlara karşın yaşanmıştır. Kesinti öncesinde MYTM tarafından doğrulandığı

bildirilen acil kararlı durum yük akış hesaplamaları sonuçları, (N-1) acil durumlarında aşırı yüklenen ya da

az yüklü bir hat göstermemektedir.

Kısa iletim mesafelerine sahip yüksek oranda iç içe geçmiş şebekelerde bu (N-1) kararlı durum güvenlik

ölçütü hatların maksimum yüklenmesine izin verir. Diğer yandan, (N-1) uzun mesafe iletim kısıtlarında, açı

istikrarının yitimi, hat yüklerinin (N-1) kararlı durum güvenlik sınırlarının altında olmasının kabul

edilmesini gerektirir. Açısal istikrar analizleri bu nedenle kritik işletme koşulları için gereklidir. Kesinti

öncesinde sistem durumu için yük akışı kısıtı analizleri tarafından kanıtlanabilen kritik sistem koşullarının

basit göstergeleri bu raporun Ek-28’inde ele alınmıştır.

Ancak, TEİAŞ henüz tam olarak işletmede olan bir çevrimiçi (N-1) kısıt analizi sürecine sahip değildir.

Geçerli prosedür saatlik anlık görüntülere ve en yüksek günlük yük artış kademesinin gözlendiği bir olay

zamanına dayanır. Bu, son (N-1) saatlik acil durum analizi sonuçlarının kesinti sırasında daha az yüklü

sistemleri temel almış olabileceği anlamına gelir.

Osmanca – Kurşunlu 400 kV ENH’nin açması

Röle işletme kayıtlarının incelenmesine göre kesinti öncesinde kararlı bir şekilde ~1800 A taşıdığı bildirilen

Osmanca – Kurşunlu ENH, saat 09:36:9’da CET Osmanca’daki ENH mesafe koruma röleleri 5. alanı

tarafında açılmıştır. Açma nedeni olarak Bölüm 8’deki “Olgusal olay sıralaması” bildirilmiştir. Bu ayar

işletme dairesi tarafından bilinmemektedir. 5. bölge rölesinin açılmasından 2 saniye sonra açma anında hat

akımları 1820 A ve gerilim de 393 kV’dir:

‒ ENH uzunluğu 206 km’dir ve üçlü demet ACSR iletkenlerle donatılmış, en olumsuz ortam

koşullarında 2350 A (400 kV’de 1628 MVA kadar) sürekli akım taşıma kapasitesine sahip Code

Cardinal’dir (tamb. = 45°C; tcond. = 80°C; 0.5 m/saniye hava talebi; solar ışınım: 900 W/sqm). Yukarıda

belirtildiği gibi, Osmanca trafosu (DS) kesicisinin ölçülen akımı tarafından işletme akımının bu değere

sınırlandırıldığı için, 5. bölge rölesinin bu şekilde ayarlandığı bildirilmiştir.

ENH akım sınırlaması için kontrol unsurları kural gereği hat iletkenleridir ve bunların yükseltilmesi

çok güç ve pahalıdır; diğer yandan Türkiye’deki üçlü demet iletkenleri olan ENHler için gerekli de

değildir. Ancak, görece daha düşük maliyetli Dağıtım Trafoları gibi eski hat terminal aparatları, termal

limit akım iletkenlerinden az olmamak koşuluyla maksimum kabul edilebilir akıma yükseltilmelidir.

37

Hat iletkenlerinin en azından termal kapasiteye yükseltilmesi ayrıca, acil durum işletiminde ağır yük

taşıyan Türkiye’deki diğer ENHlerin terminal bileşenleri (Dağıtım Trafoları, akım trafoları, devre

kesiciler, hat filtreleri, trafo aksesuarları) için de gerekli olabilir.

Sağlıklı ENHlerin, jeneratörlerin ve trafoların koruma röleleri tarafından açıklanamayan açması, büyük

güç sistemlerinin, özellikle de ENH -3 Faz hatalarının tespit ettiği alan 3 mesafe rölelerindeki aşırı

yükün açtığı ENHler kesinti nedenlerinden birisidir. Çağdaş bir ENH aşırı yük koruması kısaca şöyle

açıklanabilir:

‒ Varsayalım, 400 kV terminal bileşenleri en az hat iletkenleri akım taşıma kapasitesi kadar

derecelendirilmiş ve geçici aşırı yüklenme içim marj da var olsun. Kabul edilebilir sınır içinde

sürdürülecek fiziksel miktarlar, ENH iletkenlerinin ve insan ve hayvanlar için tehlikeli olabilecek ya da

diğer ENH altyapısındaki veya bitki örtüsüne çakarak atlayacak iletkenin fazladan sarkmasına neden

olabilecek kompres eklerinin fiili ısısıdır.

Aşırı yüke maruz kalan ENH iletken sıcaklıkları modern dijital mesafe röleleri tarafından sürekli olarak

hesaplanabilir. Önlemsel bir yaklaşım genelde, röleye fiili hat akımı ve hat uçlarında ölçülen ortam

sıcaklığı bilgisi sağlanarak elde edilirken, önlem olarak rüzgarsız (hava hareketi yalnızca 0.5 m/s) ve

tam güneş ışınımı (900 W/m2) gündüz ve gece ışınımsız olarak kabul edilir.

Türkiye’deki 400 kV iletkenler genelde kendi termal sınırlarının altındaki akımları taşırlar. Bu nedenle

ENHler, ENH bütünlüğü için ve fazladan tehlikeli salınımdan kaçınmak için ilgili güvenlik sınırlarının

çok daha altındaki sıcaklıklarda çalıştırılırlar. Diğer yandan, ortam ısısı genelde +45°C’nin epey

altındadır. Böylece, iletkenlerin termal kapasitesi nedeniyle ENH acil durum işletiminde en azından 20-

30 dakika kadar, iletken limit ısısına ulaşana kadar büyük aşırı yüklerle çalıştırılabilir. Bu da görev

başındaki operatörlere aşırı yükü, üretimi yeniden tevziyle gidermek ve/veya şebeke Operasyonel

yapılandırmasını değiştirmek ve/veya bazı yükleri atmak için gereken zamanı verir. Aşırı yük

durumunda röle, limit sıcaklığa ulaşmaya ne kadar süre kaldığını göstermelidir; bu zaman ayarının

sürekli olarak fiili ENH akımına göre güncellenmesi gerekmektedir.

‒ ENH akım aşırı yükleri izlenmeli ve SCADA sistemleri Bölgesel Yük Tevzi Merkezinde (RCC) ve

Milli Yük Tevzi Merkezinde (NCC) alarmı harekete geçirmelidir. Türkiye’deki operatörlerin 400 kV

trafo merkezlerinde kumanda civarındaki fiziksel varlıkları, aşırı yüklerin BYTM ve MYTM tarafından

küçümsenmeyeceğini güvenceye alan etkili ek araçlardır.

‒ Osmanca – Kurşunlu hattı açması olmasaydı, sistemin kritik koşulda çalışacak olmasına karşın

kesintinin olmayacağını belirtmek önemlidir.

‒ Normal koşullarda Osmanca – Kurşunlu ENH yükünün genelde 30 Mart’ta kaydedilenden çok daha

düşük olduğunu belirtmek önemlidir; Doğu Karadeniz Bölgesinde yüksek hidroelektrik üretimi

yapılırken Doğu – Batı ana iletim hattı sisteminin orta kısmının Kuzeyinde üç uzun 400 kV ENHnin

inşaat işleri dolayısıyla hizmet dışı kalmasının yol açtığı yüksek yük oldukça istisnai bir durumdur.

‒ Tablo 3’te gösterilen diğer ENHler, mesafe rölelerinin açma işlevinin yanlış bir şekilde devreye

girmesiyle hızlı bir şekilde açmıştır. Hızlı açma elbette ki öncelikle Doğu ve Batı sistemlerinin

senkronizasyonu yitirmesi ve hemen sonrasında Batı Türkiye sisteminin Kıta Avrupası elektrik sistemi

ile senkronizasyonu yitirmesi nedeniyle zorunluydu. Açma sırasında kaydedilen ani hat gerilim ve

akımları Ek 2’den Ek 15’e kadar gösterilmiştir. 31 Mart özel durumunda yanlış işleyen korumalar, güç

salınımları sırasında elektrik merkezi iletim sisteminden uzak olmayan konumdaki trafo

merkezlerindeki uzun hatları doğru biçimde açmıştır.

‒ Her ne kadar Osmanca – Kurşunlu 400 kV ENH açması kesintiyi başlatmışsa da koruma sistemi bu

durumdan sorumlu tutulamaz. Bu raporda ele alındığı gibi, kritik iletim kısmında hizmet dışı kalan

uzun 400 kV ENHlerinin adedi ve yeri, 16 seri kondansatörün tamamının hizmet dışı kalmasıyla

birleşerek kök nedenleri oluşturmuştur.

38

‒ Türkiye Proje Grubu tarafından kabul edildiği üzere, Türkiye 400 kV şebekesi uzun yıllardan beri

modern ve etkili koruma sistemleriyle donatılmıştır: genellikle farklı yönelimsel karşılaştırma

şemalarıyla ENHlerin uzaktan çoğaltılmış koruması; çoğu çift ENHnin bir devresi uzaktan iletişimli

PLC ile işletilir ve diğeri de OPGWlerle çalıştırılır; genelde farklı üreticilerin mesafe röleleri her bir

400 kV ucuna uygulanır; çoğaltılmış DC bataryalar ve batarya şarj ediciler; çoğaltılmış açma devre

kesici bobinleri; çoğaltılmış koruma ve sıçrama devreleri. 2015 yılı itibarıyla mesafe rölelerinin büyük

çoğunluğu sayısaldır. 400 kV yeraltı ENH kabloları aynı zamanda farklı şemalarla korunur. 400 kV

trafo merkezleri devre kesici arıza koruyucular ve bara diferansiyel koruması ile donatılmıştır. 400 kV

ENHler ve trafo merkezlerinin koruma işletimi istatistikleri, diğer ulusal 400 kV şebekeleriyle

kıyaslandığında bile çok yüksek oranda hızlı hata giderme oranlarına sahiptir.

Seri 400 kV ENH kapasitörleri

Bildirildiği kadarıyla, Türkiye 400 kV şebekesinin 16 seri kondansatörünün tamamı, kesinti öncesinde

(atlanarak) hizmet dışı kalmıştır (yenileme sürecindeki üç tanesi Kayabaşı TM’de, iki tanesi Gölbaşı –

Kayseri Kuzey ve Gölbaşı – Kayseri Güney açılmış hatlarında, Sincan – Elbistan A hattındaki SC arızalı).

SCler, kararlı durumda iletilebilir gücü ve Güney - Doğu bölgelerindeki güç santrallerinden Türkiye’nin

batısındaki yük alanlarına açısal ani kararlılık sınırlarını artırmak yanında eski 400 kV ikiz demet (2 x 546

mm2) iletkenli ENHlerle sonradan inşa edilen üç demet (3 x 546 mm2 ve 3 x 726 mm2) iletkenli ENHler

arasında paylaşılan güç akışını kontrol etmek amacıyla kurulmuşlardır.

Kesinti öncesinde çok zayıflamış şebeke topolojisi için yapılan bir akış analizi (SCADA anlık

görüntüsünden), Kayabaşı – Kurşunlu ENH dışında bütün SCler hizmette olsaydı Kurşunlu – Osmanca

ENH akımının ~1570 A olacağını gösterir. Kesintiyi başlatan bu ENH’nin açması olmayabilecekti. Bir

analiz aynı zamanda SClerdeki akım akışının, kesinti sırasında devrede olsalardı, anma akımlarını

geçmeyeceğini ve bütün 400 kV ENH’lerdeki akımların termal limitlerin altında kalacağını göstermektedir.

Mevcut 400 kV ENH’lerin yeni 400 kV ENH’lerin Üzerinden Geçmesi

Güney ve Kuzey Kayseri – Gölbaşı 400 kV ENHlerin aynı koridorda eş zamanlı devre dışı kalmaları, en

azından 10 km kısmı yeniden inşa edilen Kayseri – Gölbaşı ENH’nin çift devreli ENH olması

çalışmalarıyla birlikte yürütülen Kuzey Kayseri – Gölbaşı ENH üstündeki yeni Gölbaşı – Kırıkkale ENH

inşaat çalışmalarıyla gerekçelendirilmiştir.

Analizler (ayrıca bu raporun Acil Durum Analizi kısmına bakınız) Güney Kayseri – Gölbaşı ENH’nin

devrede olmasıyla kesintiyi başlatan Kurşunlu – Osmanca ENH açmasının ortaya çıkmayacağını

göstermiştir.

39

EMS Sistemi Durum Kestirici işlevi

Sistem Durum Tahmin Programının MYTM’de çalışmakta olmadığı bildirilmiştir. Sonuç olarak, gerçek

zamanlı acil durum analizi gibi diğer önemli şebeke uygulamaları da kullanılmamakta, yerine saatlik anlık

görüntülere dayalı, çevrimdışı hesaplama geçici çözümü kullanılmaktadır.

Halihazırda, SCADA Enerji Yönetim Sistemi (EMS) yardımıyla MYTM ve BYTMler tarafından yaklaşık

500 trafo merkezi ve üretim santrali gerçek zamanlı olarak izlenmektedir. Ancak, Türkiye elektrik

sisteminin belli parçalarında gerçek zamanlı verinin halihazırda yetersiz izlenebilirliği nedeniyle Durum

Tahmin Programının şimdiki sürümü tamamen işlevsel değildir. SCADA/EMS Sistem Geliştirme Projesi

tamamlanınca MYTM Durum Tahmin Programını ve diğer önemli Enerji Yönetim Sistemi (EMS)

uygulamalarını kullanabilecektir.

Aşağıda, TEİAŞ’ta var olan SCADA/EMS Sisteminde yer alan Enerji Yönetim Sistemi (EMS) üretim

kontrol ve şebeke uygulamaları belirtilmektedir:

‒ Şebeke Topolojisi İşleme

‒ Durum Tahmin Programı

‒ Yük Akışı

‒ Acil Durum Analizi

‒ Kısa Vadeli Yük Tahmini

‒ Otomatik Üretim Kontrol

‒ Rezerv İzleme

‒ Değişim İşlem Planlayıcısı

‒ Tevzici Eğitimi Simülatörü

Ancak, Yük Akışı, Tevzici Eğitim Simülatörü, Acil Durum Analizi ve benzeri uygulamalar TEİAŞ’ta var

olan EMS Sisteminde kullanılamamaktadır çünkü bunlar girdi olarak Durum Tahmin Program çıktısına

gerek duyar ki bunun da normal işletimde 2015 sonunda olması beklenmektedir.

Şu anda bulunan SCADA/EMS Sisteminde kullanılan önemli uygulamalardan birisi AGC’dir. AGC işlevi,

güç santrallerindeki AGC arayüzü (Santral Kontrolü, PLCler) ile etkileşime girer. Üretim santrallerindeki

AGC arayüzleri, TEİAŞ MYTM/ADKM (Milli Yük Tevzi Merkezi ve Acil Durum Kontrol Merkezi) AGC

programı tarafından gönderilen ayar noktası sinyallerini dağıtarak kontrolleri altındaki üretim birimlerini

kontrol ederler.

30 Mart 2015 tarihindeki Benzer Vaka

Kesintiden bir gün önce (30 Mart 2015) çok benzer yük koşullarının olduğunu ve sistemin benzer arıza

sonrasında çalışmayı sürdürdüğünü belirtmek gerekmektedir. Her ne kadar toplam yükler benzer olsa da 30

Mart 2015 üretimi farklıdır.

30 ve 31 Mart 2015, saat 9 ve 10 CET arasındaki toplam üretimler Tablo 10’da verilmiştir.

40

Tablo 10: Türkiye Toplam Üretimi

Teknoloji Toplam üretim (MW)

30 Mart 2015

09:00-10:00 (CET)

Toplam üretim (MW)

31 Mart 2015

09:00-10:00 (CET)

İthalat 856 842

Linyit 3333 3022

Taş Kömürü 4586 3770

Fuel Oil 541 562

Dizel 0 0

Jeotermal 46 46

Doğal Gaz 10251 9921

Hidro 12248 13656

Rüzgar 550 640

İhracat 362 331

TOPLAM 32773 32128

TOPLAM yük atma 4527 MW

(14%)

7471 MW

(23%)

30 Mart 2015’te (kesintiden bir gün önce) saat 09:35’te CET (neredeyse 31 Mart ile aynı anda), çok sayıda

400 kV açması nedeniyle bölgesel olarak, Türkiye’nin güneyinde sistemin küçük bir parçası ana elektrik

sisteminden izole edildi. Bu durum Ek 29’da gösterilmiştir.

Yeşil çerçevedeki bölge izole edilmiştir. Bu alt sistem, bu bölgeden ihraç edilen enerji olan üç 400 kV

ENHsininin basitçe toplam yükü olan 2580 MW fazlalık üretmiştir. Ek 29’da, Doğu – Batı koridoru yük

akışı ve açan hatlar görülebilir. Doğu – Batı koridorunu besleyen iki 400 kV ENHsinin, Erzin – Gaziantep

(940 MW) ve Andirin – Elbistan B (930 MW) açması, Doğu – Batı enerji aktarımının düşmesine neden

olmuştur. Doğu – Batı koridoru enerji aktarımı toplamı olay öncesi 3710 MW olmuştur. Güneyde bölgenin

ayrılmasıyla 2580 MW net üretim ana sistem parçasında kaybolmuştur. Hamitabat SPS müdahale etmiş ve

1210 MW yük atmıştır ki bu doğru eylemdir. Mantık kontrolörü Türk sistemi Kıta Avrupası sisteminde

ayrılmadan önce müdahale etmek için yeterli zaman bulmuşsa da bu yük atması Kıta Avrupası ayrılmasını

önleyememiştir, çünkü üretim açığı SPS kapasitesini aşmıştır. SPS yük atma eylemiyle birlikte UFLS

röleleri frekansın 48.6 Hz’ye düşmesini durdurmuştur.

41

30 Mart toplam yük atması Tablo 11’de verilmiştir.

Tablo 11: 30 Mart’ta SPS ve UFLS Rölelerinin

attığı yükler

Bölge SPS (MW) UFLS

(MW)

TOPLAM

(MW)

Trakya 931 759 1690

Kuzeybatı Anadolu 276 632 908

Batı Anadolu 0 455 455

Batı Akdeniz 0 268 268

Orta Anadolu 0 206 206

Karadeniz 0 96 96

Güneydoğu Anadolu 0 560 560

Doğu Akdeniz 0 193 193

Doğu Anadolu 0 0

TOPLAM 1207 3169 4376

30 Mart durumuyla kıyaslandığında 31 Mart üretim biçimi daha yüksek doğu – batı güç akışına neden

olmuştur. Doğu ve batı arasındaki 31 Mart yük akışı Ek 30’da gösterilmiştir.

Görülebileceği gibi, 31 Mart 2015 doğu – batı toplam güç akışı 30 Mart 2015’ten 1000 MW daha fazladır.

30 Mart ve 31 Mart tarihlerindeki Türkiye elektrik sistemi sabah durumu kıyaslaması özeti aşağıdaki gibi

verilebilir:

‒ Doğu – Batı iletim sistemi koridoru her iki günde de aynı yoldan zayıflamıştır çünkü doğu – batı

karşılıklı bağlantısında 11 ana 400 kV’den 4 tanesi sistem işletimindedir ve koridordaki seri

kapasitörlerin hepsi devre dışıdır.

‒ Ancak, 1000 MW fazla akışın olduğu 31 Mart’ta doğu – batı voltaj faz açısı olay öncesinde, ilk hat

açması sonrasında kararlılık sınırını önemli derecede aşmıştır. 30 Mart sistem ön yük koşulları dinamik

hesaplamaları, bir tane daha koridor hattı kaybedilse kararlılık sınırının dolacağı olgusuna işaret

etmektedir.

‒ Dahası, 30 Mart günü olay sıralaması oldukça farklıdır ve ilgili yük atımıyla özel koruma şeması

arayüzü erken bir aşamada tetiklenmiştir. Ayrıca, güney alanında yerel sistem ayırması yapılarak genel

sistem istikrarına katkıda bulunulmuştur.

‒ Son olarak, 30 Mart günü Türkiye elektrik sisteminin batı kısmında üretim ve tüketim arasında daha

orta derece bir kararsızlık olması nedeniyle yetersiz frekans yük atma şeması, dört yük atma

aşamasından üçünü etkinleştirerek sistemi emniyete alabilmiştir. Sonuç olarak, analizler sistemin 30

Mart günü yeterli dinamik kararlılık marjında işlediğini doğruladığından şiddetli değişime direnç

gösterebilmiştir. Ancak 31 Mart günü, simülasyonlar ve veri analizlerinin de doğruladığı gibi, Türkiye

elektrik sistemi kararlılık sınırındaydı ve küçük bir sorun sistemin çökmesi için yeterliydi.

42

8. Diğer Kritik Etmenlerin Analizi

Esas olarak, Türk iletim altyapısı, Türkiye’de arz güvenliği için önemli bir omurga oluşturma işlevine

sahiptir. Bu amaçla sistem, sürdürülebilir ve güvenli sistem işletimini sağlamlaştırma amacıyla son 50 yılı

aşkın zamandır geliştirilmiştir. Bununla birlikte, son on ya da yirmi yıl boyunca paradigmalarda temel bir

değişiklik olmuştur. Türkiye de dâhil Avrupa iletim sistemi karşılıklı desteklenebilir ve makul ücretlerde

arzın yüksek seviyede güvenliğini sağlayabilir olmasına rağmen sistem, elektrik piyasası için platform

haline geldi ve kıta çapında büyüyen piyasa tarafından yönlendirilen güç akışlarıyla gittikçe daha da

yüklendi. Piyasa gelişmeleri, daha yüksek sınır ötesi ve uzun mesafeli elektrik alışverişiyle (kısa süreli

ticari hedeflerle) sonuçlanmaktadır. Diğer kıtalararası elektrik akışı, düşük beslemeli tahmin edilebilirlikle

(rüzgâr enerjisi) bölgesel aralıklı yenilenebilir enerji üretiminin başarılı ve hızlı gelişiminden kaynaklanır.

Bu gelişmeler, orijinal sistem tasarımında hesaba katılmamıştır. Bu arka plan karşısında, günden güne

şebeke işletimi daha da zor hale gelmiş ve sistem, kendi sınırlarına daha yakın çalışmak zorunda kalmıştır.

Çevresel nedenler ve kamuoyu karşıtlığından dolayı, iletim sisteminin gelişimi daha da ertelenmektedir.

Birçok ENTSO-E İletim Sistemi İşleticisi, uzun süren izin prosedürleri ve düzenleyici usüller nedeniyle

yeni havai hatların yapımında ciddi zorluklarla karşılaşmaktadır.

İletim Sisteminin Bakımı ve İşletimi

Ülkenin hızlı gelişmesi ve devam eden kentleşme sayesinde Türkiye yirmi yıldır hızlı yük büyümesiyle

karşı karşıyadır. Bu durum, yeni elektrik santrallerinin hızla gelişmesini sağlamış, dolayısıyla bu

büyümeyle başa çıkmak için yüksek gerilimli şebeke hatları inşa etme gereksinimi duyulmuştur. Son iki

yıldır Türk iletim sistemine bağlanan yeni elektrik santralleri, bazı ENTSO-E İletim Sistemi İşleticilerinin

üretim kapasitesinden daha fazla olarak 12 GW’tan yüksek bir kurulu güce sahiptir. TEİAŞ, bu gelişmeyle

başa çıkmak ve güç sisteminin güçlü ve güvenilir olmasını sağlamak için yüz milyonlarca Euro yatırım

yapmaktadır. Gerekli yapım işlerinin yapılabilmesi için kimi zaman, aynı koridorda daha güçlü hatlar

yaratmak için mevcut hatlardaki enerjiyi kesmek gerekebilmektedir. Bu raporda daha fazlası görülebileceği

gibi söz konusu durum kesintinin olduğu günde de geçerli olmuştur..

Tüm bunlar TEİAŞ’ı, sistem unsurlarının fiziksel ve teknik yeterlilikleri temelinde geçerli güvenlik

ölçütlerine göre sistemi sınırlarına yakın biçimde işletmeye zorlamıştır. Sonuçta, genelde yeterli güvenlik

seviyesi içinde olan durumlar, ciddi sonuçları olan sistem koşullarını riske eden kritik ve öngörülemez

olaylara yol açmıştır.

Acil Durum Analizleri

Belirtmekte yarar olduğu üzere, D-1 gününde (30 Mart 2015) TEİAŞ, bakım programının tamamlanması

için iznini vermeden önce D günü boyunca her saat kendi şebekesini modellemiştir. Bu modeller ayrıca

büyük üretim girişi olan şebekenin doğu kısmı ve görece düşük üretim girdisi olan batının piyasa

sonuçlarını da içermektedir. TEİAŞ (N-1) güvenlik kriterine uygunluk açısından beklenen sistem

işletiminin her saatini kontrol etmiştir. TEİAŞ ayrıca, Ulusal Kontrol Merkezi’ne kurulan, her saat otomatik

(N-1) kontrolü yapan, ayrılmaya izin veren bir yazılım paketi geliştirmiştir.Bahse konu güvenlik

kontrollerinden hiç birisi hatlardan birisinde aşırı yük ya da gerilim sorunu göstermemiştir.

Kritik olan iletim/ üretim işletim koşullarının (N-1) dinamik güvenliğinin Ulusal Kontrol Merkezi

operatörlerince değerlendirmesi, Ulusal Kontrol Merkezi’nin güvenilir bir dinamik sistem modeli

edinmesini ve analiz uzmanlığı kazanımını gerektirmektedir. Bu nedenle, D günü için, TEİAŞ dinamik

güvenlik değerlendirmesi yapamamıştır.

43

9. Önlemler, Öneriler ve Sonuçlar

Ana Nedenler

Kesintinin ana nedenleri şöylece özetlenebilir:

1. Doğu ve Batı ana hat sisteminin (üç tanesi yeni iletim varlıklarının inşası için ve birisi bakım

amaçlı) kritik merkezi bölümde servis dışı kalan dört 400 kV hattı, uzun iletim mesafesi (Çoruh

nehri hidroelektrik santrallerinden Kuzey – Doğu başat yük alanı olan İstanbul’a 1300 km) ve seri

kapasitörlerin tamamının devre dışı kalması, yüksek Doğu – Batı empedansı ile sonuçlanmıştır. Bu

şebeke durumunda, Doğudaki yüksek hidroelektrik üretimi ve nispeten Batıya gerçekleşen yüksek

elektrik iletimiyle sistem (N-1) dinamik güvenlik kriterine uymamıştır. Aşırı yüklenmiş hattaki aşırı

yükün hattı açması, aşırı dengesizliğe ve sonuçta sistemin ayrılmasına yol açmıştır.

2. Kesinti öncesinde sistem işletim durumunun açısal kararlılığı için seri kapasitörlerin önemi yeterli

düzeyde kavranmamıştır.

3. Her ne kadar 400 kV’luk şebeke, uluslararası standartlarda koruma sistemi ile donatılmışsa da önce

mesafe rölesi ayarlarının harekete geçmesi doğru değerlendirilememiştir.

4. Batı alt sisteminin Kıta Avrupası elektrik sisteminden ayrılması sonrasında gerçekleşen kısa süreli

frekans azalması sırasında çok sayıda büyük termoelektrik jeneratör bağlantısı, Türk Şebeke

Yönetmeliğine uygun olmayan 47.5 Hz üstü frekanslarda kesilmiştir.

5. Sert elektromekanik geçiş sırasında çok sayıda elektrik santralinin yeterli düzeyde olmayan

kararlılığı nedeniyle düşük frekans rölelerinin daha büyük miktardaki yük boşaltımına, daha önceki

jeneratörlerin düzensiz bağlantı kesintisini dengelemek için gerekduyulmuştur.

6. Türkiye elektrik sisteminde 31 Mart öncesi belli yük akışı ve sistem yapılandırması dışında Türk

Batı ve Doğu alt sistemlerindeki yük ve üretim arasındaki %21 ve %41 düzeyindeki büyük yük

dengesizliği gene de yönetilmesi zor bir sorundur. Bu elektrik alt sistemlerindeki akım koruma

şemaları büyük olasılıkla bu tür aşırı dengesizliklerde sistemi korumaya uygun değildir.

Kısa Vadeli Önlemler

Aşağıdaki önlemler uygulanmakta olup, en kısa sürede tamamlanacaklardır:

‒ 400 kV iletim hatlarının ve bakım ya da yapım işleri için devre dışı bırakılacak Trafo Merkezleri’nin

sistem işletimi güvenlik gerekliliklerine (N-1) uygunluğunun dikkatlice kontrolü.

‒ 400 kV baraların elektrik açılarının Ulusal Kontrol Merkezinde çevrimiçi görüntülemesi uygulanmaya

hazırlanmaktadır.

‒ Bölgesel Kontrol Merkezlerinde veUlusal Yük Tevzi Merkezinde iletim hatlarındaki aşırı yüklenmenin

izlenmesinin iyileştirilmesi.

‒ Açma planı ya da diferansiyel koruma aktarımı için engelleme planından direk karşılaştırılabiliruzaktan

koruma değişiklikleri uygundur.

‒ 16 seri kapasitör bankının tamamı daima devrede olmalıdır.

‒ Kesinti sırasında 47.5 Hz’den daha yüksek frekanslarda devreye giren büyük üretim ünitelerinin

sahipleri, Kanunauygun düzeltici eylemleri gerçekleştirilmeye çağrılmıştır. Uygulamaların kontrolünü

TEİAŞ yapmaktadır.

‒ Yetersiz frekans rölelerince otomatik yük boşaltmaya tabi yük miktarı kademeli olarak maksimum

yükte toplamda %41, 5 adımda %7 ila %10 olarak yükseltilmektedir.(?) Zirve frekansları 49 Hz, 48.8

Hz, 48.6 Hz, 48.4 Hz ve 48.2 Hz’dir.

‒ Pek çok 400 kV trafo merkezlerindeki ayırıcılar, akım trafoları, devre kesiciler ve hat filtreleri adım

adım 1600 A’dan 3150 A’ya çıkarılmaktadır.

44

‒ İletim Hatlarının korumalarının müdahale karakteristiklerini doğrulama. Hala kullanılmakta olan eski

400 kV analog mesafe rölelerinin çokgen nitelikte, yük taşıma kapasiteli, ani aşırı yüklenmede daha

güçlü sayısal rölelerle değiştirilmesi. Ani yetersiz frekansa geleneksel buhar santrallerinde termal

sistem tepkisi kontrolü, gerekirse açmalardan kaçınmak için yöneticilere kademeli sınırlandırma.

Orta Vadeli Önlemler

‒ Yakın zamanda devreye alınan elektrik santralleri (Doğu Karadeniz, Güney Marmara ve Adana

bölgeleri) nedeniyle kriterlere uygun olmayan halihazırdaki sistemlerin elektrik ihraç ettiği bölgelerde

sistem güvenliğini (N-1) yeniden sağlamak için yeni 400 kV İletim Hatlarının yapımının planlanması.

‒ Sadece şebeke unsurlarının aşırı yüklenmesini ve gerilim sınırlarının ihlallerini değil, kritik 400 kV

baraların elektrik açılarını da izleyen Ulusal Kontrol Merkezinde çevrimiçi acil durum analizinin

uygulanması.

‒ Ulusal Kontrol Merkezi’nde güvenilir bir sistem dinamik modelini uygulamak ve kritik beklenmeyen

durumlarda açısal kararlılık analizlerinin kısa zamanda yürütülmesi için uzmanlık ve SCADA / Durum

Kestirici Programından sürekli yük akış güncellemesini başlatmak.

‒ Klasik SCADA / EMS işlevlerine ek olarak SCADA/ EMS Sistem İyileştirme Projesini tamamlamak.

Rüzgar Enerjisi Kaynakları ve ilgili fonksiyonlar için Ulusal Kontrol Merkezi ve ENCC’ye (?) bir

operatör kontrol ünitesi eklenmesi. Bu yeni uygulama sayesinde şu özellikler kullanılabilecektir:

üretim perdeleme, rüzgar enerjisi tahmini ve rüzgar üretimi perdelemesi (?) – güvenlik nedeniyle

gerekmesi durumunda, statik ve dinamik analizler.

‒ 31 Mart gününde üretici birimlerin >47.5 frekansta kopmalarının nedenlerini belirlemek ve elektrik

santrali sahiplerinden düzeltici eylemlerde bulunmalarını istemek.

‒ Buhar üretim ünitelerinin tam yük reddetme testlerini düzenli olarak yaparak serviste olanların büyük

çoğunluğunun kendi yardımcı hizmetlerini en azından 1 saat kullanabildiğini güvenceye almak.

‒ Mevcut 400 kV iletim hatlarının en kısa sürede yeni 400 kV iletim hatları ile değiştirilmesinden

kaçınmak.

Öneriler

Maliyetsiz ya da çok düşük maliyetle hızlı bir şekilde uygulanabilecek öneriler aşağıda özetlenmiştir:

‒ Aynı iletim grubunda eş zamanlı olarak devreden çıkarılan 400 kV iletim hattı sayısının yalnızca (N-1)

kararlı durum güvenliği için değil aynı zamanda (N-1) dinamik işletim güvenliği açısından da uyumlu

olacak şekilde kontrol edilmesidir.

‒ 400 kV iletim hatlarının aşırı yük izlemelerini ve korumalarını geliştirmek. İletkenlerin termal

durgunluklarına göre 400 kV iletim hatlarının aşırı yük kapasitelerinden yararlanmak. Mesafe koruma

rölelerinin 3. empedans alanı 3-faz kısa devreleri olarak yorumlanan aşırı yüklerde iletim hatlarını

açmayacak biçimde ayarlanması.

PLC uzak sinyallerinin güvenilirliği garanti edilemezse, TEİAŞ engelleme planını, aktarım açması ya da

difransiyel koruma için değiştirmeyi değerlendirilebilir. Bu değişiklik, hat açma planının

telekomünikasyonsuz destekli empedans bölgesinden arızalı iletim hatlarının olası ertelenen açmalarından

sonra sistem çalışması için daha tehlikeli sonuçlar doğuran engelleme planı tarafından sağlıklı iletim

hatlarının açıldığı 400 kV trafo merkezlerinde, yerinde olmaktadır.

‒

‒ Kritik işletim koşullarında, atlamanın seri kapasitörler ya da iletim hattı aşırı yüklenmesine yol

açmayabileceği istisnai durumlar dışında 400 kV İletim Hatlarının tamamında seri kapasitörlerin

işletimde kalmasını sağlamak.

‒ Kritik sistem koşulları, kritik açı farkları elementleriyle yük tevzici eğitimini vekritik gerilim faz

farklarına göre sistem işletim eşgüdümünü geliştirmek. Mevcut seri kapasitörlerin Doğu – Batı iletim

koridorunda doğru kullanmasının farkındalığını arttırmak.

45

‒ Fiziksel bir zorunluluk olmadıkça mevcut ve yeni planlanan 400 kV İletim Hatları arasında geçişten

kaçınmak. Bazı geçişleri zaten gerçekleşmiş olmakla birlikte projede yer alan bazı yeni İletim Hattı

geçişleri olabildiğince iptal edilmelidir.

‒ Ulusal Kontrol Merkezinde Durum Tahmincisinin kullanılması ve çevrimiçi ve çevrim dışı hesaplama

kapasitesinin en kısa sürede geçici kararlılık analizlerini içererek şekilde arttırılması. Birinci öncelik

olarak, güvenilir dinamik sistem modeli olan Ulusal Kontrol Merkezi ve kısa zaman dilimlerinde (her

15 dakika da bir örneğin) geçici kararlılık analizlerini yapabilecek uzmanlığı seçilen kritik acil

durumlar için edinmek, sistem yük akışı anlık görüntüsünden başlamak. Bu işlevsellik Avrupa Kıtası

güç sistemince istenmişse de hala çevrimdışı acil durum analizlerini (N-1) kullanmak geçici olarak

kabul edilebilir bir istisnadır.

‒ Sistem sorunları sırasında senkronize üreticilerin >47.5 Hz frekanslarda anormal bir şeklide bağlantı

kesilmesinin nedenlerini makul olduğu ölçüde tanımlamak ve gidermek.

‒ Yukarıdaki gereklere uyulması ve kesinti sonrası hızlı sistem iyileşmesinin güvenceye alınması için

Düzenli jeneratör testleri yapılmalı ve onaylanmalıdır.. Buhar üreten üniteler tam yükte başarılı yük ret

testlerine girmeli ve en azından 1 saat yardımcı servislerini kullanarak hizmette kalmalıdır.

‒ NCC dinamik analiz kapasitesinin olmadığı durumda, riskli sistem işletim koşullarını (voltaj faz açı

farkı kontrolü) tespit etmek için yük akışı acil durum analizleriyle kritik durumları tanımlayarak fayda

elde edin. Çok riskli acil durum işletim koşulu tahmini (olası (N-1) dinamik güvenliğe uygunsuzluk),

yük akışı acil durum analizinden çıkan kimi göstergelerle yapılabilir. Bu göstergeler, 31 Mart kesintisi

öncesi işletim durumu açısından Ek 28’de ele alınmıştır. Birkaç CE iletim sistem operatörü kendi

çevrimiçi acil durum analiz sürecini zaten termal yük tepesi kontrolünde ve ilgili voltaj açı farkı

kontrolünde uygulamaktadır. Bu ek önlemin ilkesi, voltaj faz açı farkı hatların açılması sırasında ilgili

iletim hattı senkro-kontrol ayarını geçip geçmemesini doğrulamaya dayanır.

‒ Bu her ne kadar Türkiye’de normal işletim koşullarına işaret etmiyor olsa da, bütün İletim Sistemi

İşleticilerinin, ani durumlarda riskli bölgede yüksek elektrik akışının ortaya çıkmasının emniyeti

sağlanabileceği kritik elektrik bölgelerinde atanmış Özel Koruma Sistemleri tarafından en çok 500 –

600 mili saniye müdahale zamanında aşırı üretim sıçramasını değerlendirmeleri önerilmektedir.

Sonuçlar

Sanayileşmiş ülkelerin her birinde yaşanan kesintilerden çıkarılan dersler iletim sistemlerinin gelecekte

daha güçlü olmasına yardım eder.

Büyük elektrik enerjisi sistemleri, en karmaşık insan yapımı makinelerdir. Ekonomik olarak gelişmiş

ülkelerde kamuoyunun ortak beklentisi elektrik arzının asla kesilmemesi olsa da çökmeyen bağışık bir

elektrik sistemi ne yazık ki yoktur. Türkiye’deki uzun iletim mesafeleri ve Kıta Avrupası sisteminin Doğu

kuyruğunda yer alan güç sisteminin konumu, yalnızca Kuzey – Batı uluslararası enterkonneksiyonu

Türkiye’yi Kıta Avrupası’ndaki diğer ulusal sistemlerden daha kritik bir duruma getirmektedir.

Halihazırda bilinmektedir ki Türkiye iletim sisteminde birkaç bölgede (Güney Marmara, Kuzey – Doğu

Karadeniz ve Adana), uzun zaman önce planlanan yeni iletim hatlarının uzun süre geciken yapımı

nedeniyle bazı kusurlar mevcuttur. Ancak, ulusal düzeyde Doğudan Batıya iletim sistemi güçlü ve

yeterlidir. Kesinti öncesi dört kritik iletim hattı ve bütün seri kapasitörler devre dışı bırakıldığından istisnai

bir şiddetli, çoklu acil durum ortaya çıkmıştır ki bu sistem planlamasında ele alınamazdı.

31 Mart 2015’te kesinti sonrası iyileştirme süresi, sanayileşmiş ülkelerdeki büyük elektrik sistemlerinde

olan elektrik kesintilerinin giderilmesi süresinden daha kısadır. Ve bu tatmin edicidir. Ancak deneyimlerin

gösterdiğine göre, bağlantısı kesilen termoelektrik üretim üniteleri yardımcı servislerini kullanarak (yük

reddetme olanağı) arzı sürdürseydi kesinti daha da çabuk giderilebilirdi. Bu durum göstermektedir ki uzak

konumdaki alanlar arasında %21 (maksimum yükün) dengesizlik oranını yönetmek, toplam sistem

çökmesine varana kadar çok sayıda güçlük çıkarabilmektedir. Meğer ki Türkiye Doğusundan Batısına

iletim sistemi, çok sayıda 400 kV İletim Hattı ve seri kapasitörler devre dışına çıkarılarak zayıflatılmış

46

olsun. Çıkarılacak derslerden birisi, açısal kararsızlık 10-40 derece / s nedeniyle sistem tevzi durumu, 500

mHz/s – 1 Hz/s gibi çok yüksek frekans kademelerine neden olur. Bu risk çeşitli biçimlerde azaltılabilir:

‒ Örneğin yalnızca %15’i kabul ederek transfer oranını %20 altına indirmek,

‒ Üretim ünitelerinin aşırı frekans ve yetersiz frekansı için hızlı reaksiyon becerisini artırmak,

‒ Yetersiz frekans yük boşaltımı miktarını artırmak,

‒ Ani büyük üretim kaybına karşı ve yüksek oranda frekans bozulmasıyla sonuçlanan ithalat için,

geleneksel yetersiz frekans yük boşaltımı yanında bir ya da iki ek frekans bozulma oranı yük boşaltım

adımını etkinleştirmek olasıdır, örneğin simültane olarak frekans 49.7 Hz ise çok nazikçe -0.4 – 0.5

Hz/s artırmak (Türkiye’deki senkronizasyon yitimi ve üretim yitimi sonrası frekans kayıtları gözden

geçirilerek ayarlar seçilebilir).

Ancak, genelde olduğu gibi, uyumlu olmayan bağlantı kesintisi yüzdesi kabul edilmelidir. Yetersiz frekans

yük boşaltım şemasına katılan yük miktarının daima yeterli miktardan daha fazla olması önerilir.

Aşağıdakiler için ek çalışmalar yapılması önerilir:

- Yük boşaltımı sırasında ve nedeniyle gerilim artışı etkisini değerlendirmek,

- Sistem güvenliğinin sağlanabileceği Düzeltici Savunma Şeması olan olası kritik iletim koridorlarını

tanımlamak.

47

10. Ekler

Ek - 1: Arıza öncesi durum

48

Ek- 2: Kurşunlu - Osmanca 400 kV İletim Hattının açması

49

Ek- 3: Atatürk-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması

50

Ek- 4: Seydişehir-Adana 400 kV İletim Hattının açması

51

Ek- 5: Sincan-Elbistan B 400 kV İletim Hattının açması

52

Ek- 6: Sincan-Elbistan A 400 kV İletim Hattının açması

53

Ek- 7: Atatürk-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması

54

Ek- 8: Temelli-Yeşilhisar Kuzey 400 kV İletim Hattının açması

55

Ek- 9: Temelli-Yeşilhisar Güney 400 kV İletim Hattının açması

56

Ek- 10: Babaeski (TR) – Nea Santa (GR) 400 kV İletim Hattının açması

57

Ek- 11: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 2 400 kV İletim Hattının açması

58

Ek- 12: Hamitabat (TR) – Maritsa East 3 (BG) hat 1 400 kV İletim Hattının açması

59

Ek- 13: TR – BG enterkonneksiyonları yük akış kayıtları, EET zaman damgası

60

Ek- 14: Maritsa-Hamitabat 2 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

I_RMS(L1), A - Sakar



Maritsa--Hamitabat 2 current in A- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768

0

50

100

150

200

250

300

U_RMS(L1),kV - Sakar



Maritsa-Hamitabat 2 voltage inkV- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768

61

Ek- 15: Maritsa-Hamitabat 1 hattının akım ve gerilimleri, EET zaman damgası

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

I_RMS(L1), A - Odrin



Maritsa-Hamitabat 1 current in A- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768

0

50

100

150

200

250

300

U_RMS(L1),kV - Odrin



Maritsa-Hamitabat 1 voltage in kV- 31.03.2015 10:36:11.089 - 10:36:13.768

62

Ek- 16:Elektrik santrallerinin konumu

63

Yukarıdaki grafikte:

Siyah renk (Gerilim) elektrik santralinin bağlı olduğu şebeke gerilimini gösterir

Pembe renk (Ana buhar basıncı) ana buhar basıncını gösterir

Açık mavi (Frekans), şebeke frekansını gösterir

Yeşil renk (Yük) elektrik santrali MW çıkışını gösterir

Pembe renk (KESİCİ) ana anahtar konumunu gösterir

Her hücre bir saniyeyi temsil eder (10:36:00’dan CET başlayarak toplamda 44 saniye)

Ek- 17: Sistem çökmesi sırasında ERZİN DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı

64


Kırmızı renk şebeke frekansını gösterir

Mavi renk elektrik santrali MW çıkışını gösterir

Yeşil renk jeneratör frekansını gösterir

Her hücre 10 saniyeyi temsil eder (toplamda 200 saniye)

Ek- 18: Sistem çökmesi sırasında Atlas Termik Santralinin SCADA çıkışı

65

Yukarıdaki grafiklerde:

Kırmızı renk şebeke frekansını temsil eder

Mavi renk kV cinsinden (L-N) ünite terminal gerilimini temsil eder

Her hücre 7 saniyeyi temsil eder, (toplamda 34 saniye)

Ek- 19: Sugözü Termik Santralindeki Ünite 10 ve Ünite 20’nin SCADA çıkışı

66


Kırmızı renk şebeke frekansını temsil eder.

Lacivert renk bir ünitenin Elektrik Santrali MW güç çıkışını temsil eder.

Koyu yeşil renk diğer ünitenin Elektrik Santrali MW güç çıkışını temsil eder.


Ek- 20 : Sistem çökmesi sırasında Atatürk HES’in SCADA çıkışı

67


Mavi renk (Frekans) şebeke frekansını temsil eder.

Yeşil Renk Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Kırmızı ve kahverengi renkler sırasıyla maksimum ve minimum aktif güç sınırlarını temsil eder.


Ek- 21: Sistem çökmesi sırasında Birecik HES’in SCADA çıkışı

68


Siyah renk şebeke frekansını temsil eder.

Kırmızı renk bara gerilimini temsil eder.

Mavi renk blok çıkış gücünü temsil eder.

Her hücre (dikey kesikli çizgiler) 75 saniyeyi temsil eder (toplam 10 dakika)

Ek- 22: Sistem çökmesi sırasında Temelli DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı

69


Yeşil renk (Şebeke Gerilimi) Elektrik Santralinin bağlı olduğu şebeke gerilimini temsil eder.

Sarı renk (Turbin Trip) Türbinin devre dışı kalma dijital sinyalini temsil eder.

Turuncu renk (Şebeke Frekansı) şebeke frekansını temsil eder.

Mor renk (Yük) Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Mavi renk (Kazan Yakıt ve Fanlar Trip) kazan yakıt ve fanların devre dışı kalma dijital sinyalini temsil

eder.

Kırmızı renk (Jeneratör Kesici Açma) Jeneratör kesici açma dijital sinyalini temsil eder.


Ek- 23: Sistem çökmesi sırasında Bekirli Termik Santrali’nin SCADA çıkışı

70


Turuncu şebeke frekansını temsil eder.

Mavi renk birinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Kırmızı renk ikinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Açık yeşil renk buhar türbinin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Diğer renkler, Elektrik santralinin bağlı olduğu bara gerilimlerini temsil eder.

Her hücre 5 saniyeyi temsil eder (toplam 40 saniye)

Ek- 24:Sistem çökmesi sırasında Adapazarı DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı

71


Haki yeşil şebeke frekansını temsil eder.

Kırmızı renk birinci blok birinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Mavi renk birinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Açık yeşil renk birinci blok buhar türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Turuncu renk ikinci blok birinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Koyu yeşil renk ikinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Pembe renk ikinci blok buhar türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Diğer renkler, Elektrik Santralinin bağlı olduğu bara gerilimlerini temsil eder.

Her hücre 1 saniyeyi temsil eder, (toplam 24 saniye)

Ek- 25: Sistem çökmesi sırasında Gebze DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı

72


Haki yeşil şebeke frekansını temsil eder.

Kırmızı renk birinci blok birinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Mavi renk birinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Açık yeşil renk birinci blok buhar türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Turuncu renk ikinci blok birinci gaz türbininin Elektrik Santrali MW çıkışını temsil eder.

Koyu yeşil renk ikinci blok ikinci gaz türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Pembe renk ikinci blok buhar türbininin Elektrik santrali MW çıkışını temsil eder.

Diğer renkler, Elektrik santralinin bağlı olduğu bara gerilimlerini temsil eder.

Her hücre 1 saniyeyi temsil eder, (toplam 24 saniye)

Ek- 26: Sistem çökmesi sırasında İzmir DGKÇ Santralinin SCADA çıkışı

73

Hamitabat Özel Koruma Sistemi (SPS) ayarları aşağıda verilmiştir:

1. Yük Atma ve Üretim Azaltma:

İşletmede 3 enterkonneksiyon hattı ile:

i ) Yüksek yük sistem işletimi, devrede olan 3 bağlantı hattıyla:

Yük atma (LS)

1200-1500 MW LS: dP/dt1.5” = -900 MW/s; P = -1300 MW

800-1000 MW LS: dP/dt1.5” = -700 MW/s; P = -1000 MW

400-500 MW LS: dP/dt1.5” = -500 MW/s; P = -800 MW

Üretim Azaltma (GD)

1200-1400 MW GD: dP/dt1.5”= +750 MW/s; P = +1200 MW

800-1000 MW GD : dP/dt1.5”= +600 MW/s; P = +800 MW

400-600 MW GD : dP/dt1.5”= +450 MW/s; P = +500 MW

ii ) Düşük yük sistem işletimi, devrede olan 3 bağlantı hattıyla:

Yük atma (LS)

600-900 MW LS: dP/dt1.5”= -750 MW/s; P = -1300 MW

400-600 MW LS: dP/dt1.5”= -600 MW/s; P = -1000 MW

200-300 MW LS: dP/dt1.5”= -450 MW/s; P = -800 MW


1200-1400 MW GD: dP/dt1.5”=+700 MW/s; P = +1200 MW

800-1000 MW GD : dP/dt1.5”=+600 MW/s; P = +900 MW

400-600 MW GD : dP/dt1.5”=+500 MW/s; P = +600 MW

İşletmede olan 2 enterkonneksiyon hattı ile:

i ) Yüksek yük sistem işletimi, devrede olan 2 bağlantı hattıyla:

Yük atma (LS)

1200-1500 MW LS: dP/dt1.5” = -800 MW/s; P = -1200 MW

800-1000 MW LS: dP/dt1.5” = -600 MW/s; P = -900 MW

400-500 MW LS: dP/dt1.5” = -400 MW/s; P = -800 MW


1200-1400 MW GD: dP/dt1.5”= +700 MW/s; P = +1100 MW

800-1000 MW GD : dP/dt1.5”= +550 MW/s; P = +800 MW

400-600 MW GD : dP/dt1.5”= +400 MW/s; P = +500 MW

ii ) Düşük yük sistem işletimi, devrede olan 2 bağlantı hattıyla:

Yük atma (LS)

600-900 MW LS: dP/dt1.5”= -700 MW/s; P = -1200 MW

400-600 MW LS: dP/dt1.5”= -550 MW/s; P = -900 MW

200-300 MW LS: dP/dt1.5”= -400 MW/s; P = -800 MW

Ek- 27: Hamitabat Özel Koruma sistemi (SPS) Ayarları

74


1200-1400 MW GD: dP/dt1.5”=+700 MW/s; P = +1100 MW

800-1000 MW GD : dP/dt1.5”=+550 MW/s; P = +800 MW

400-600 MW GD : dP/dt1.5”=+450 MW/s; P = +550 MW

Notlar

P : 3 enterkonneksiyon hattının aktif gücünün cebirsel toplamı, Türkiye’den ihracat için pozitif,

Türkiye’ye ithalat için negatif, her 100 ms’de bir güncellenir

dP/dt1.5” : 1.5” zaman dilimi içindeki P’nin 1. türevinin ortalama değeri, her 100 ms’de bir

güncellenir; Türkiye’den ihracat artışı ya da Türkiye’ye ithalat azalması için pozitif

Yüksek sistem yükü: 27000 MW

2. Bölgeler arası salınım detektörü

Bölgeler arası salınım detektörü, 2 ya da 3 400 kV enterkonneksiyon iletim hattı devredeyken aşağıdaki

gibi ayarlanır:

Frekans yükselme aralığı: 0.12-0.15 Hz

Alarm: salınımların genliği: 30 mHz; 10 saniye gecikme

Tüm enterkonneksiyon iletim hatlarının devre dışı kalması: 60 mHz genliğinde; 50 saniye gecikme

Yalnızca Babaeski (TR) – Nea Santa (GR) 400 kV enterkonneksiyon iletim hattı devredeyse:

Frekans yükselme aralığı otomatik olarak 0.08-0.12 Hz’ye düşürülür.

Alarm ve devre dışı kalma ayarı yukarıdakiyle aynıdır.

3. Hamitabat (TR) – Maritza (BG) 400 kV enterkonneksiyon hatlarının Aşırı yük (yedek) koruması

Paralel iki Maritza – Hamitabat 400 kV hatlarından Türkiye’ye ithal edilen gücün toplamda, 3.5

saniye süresince 1380 MW olduğu tespit edilirse yük atımının (LS) 3. bloğu SPS tarafından trafo

merkezlerine OPGWler üzerinden gönderilen transfer trip sinyali ile aktif hale getirilir,

Bir N60 GE rölesi, iki hattaki aktif gücü VT ve CT hatlarından ölçer, toplamayı yapar ve güç ve

süre eşikleri aşıldıysa ~50 ms içinde LS’yi başlatır. N60 hatası durumunda aynı işlev SPS’in

önceden mevcut olan aparatları tarafından otomatik change-over ile birlikte yapılır, ancak bu

durumda LS’nin başlaması ~300 ms alır

İlk madde imindeki LS’nin 3. Bloğuna rağmen iki paralel hat üzerinden Bulgaristan’dan güç

ithalatı hala 1380 MW ise, aşırı yüklenmenin başlamasından 6 sn sonra LS’Nin 2. Bloğu önceki

madde iminde belirtilen mantık ile SPS tarafından başlatılır.

Sadece 1 adet 400 kV Maritza - Hamitabat hattı işletmedeyken, aşırı yüklenme (back up)

korumasının güç ithalat eşiği otomatik olarak 1100 MW’a düşürülür.

ZETES Termik Güç Santralinden (TGS) üretim kaybı durumunda LS

Hamitabat’ta ZETES TGS’den sinyal alındığında LS’nin 1. Bloğu hemen SPS tarafından

gerçekleştirilir. Sinyal, ZETES TGS – Osmanca 400 kV hattı aşırı yüklenip devre dışı kaldığında ve

ZETES TGS’de (Kurulu Gücü 2x660 MW + 1x160 MW) büyük miktarda üretim kaybı olduğunda

Telekom fiber optik kablo üzerinden Hamitabat’a gönderilecektir. Bu işlev şu anda kullanılamaz çünkü

2. 400 kV Zetes TGS yük boşaltma hattı işletmededir.

75

NCC operatörleri tarafından (N-1) kritik iletim/üretim işletimi koşullarının dinamik güvenlik

değerlendirmesi, NCC’nin güvenilir bir sistem dinamik modeli ve analiz uzmanlığı edinmesine bağlıdır.

Yakın gelecekte, yük akış acil durum analizlerinden gelen kimi göstergelerle çok riskli acil durum

işletim koşulları (olası (N-1) dinamik güvenliğine uygun olmayan) tahmini yapılabilecektir. Bu göstergeler,

31 Mart 2015 sistem çökmesi öncesi işletim durumu için aşağıda yorumlanmıştır.

Diyelim ki:

X : bara salınımına (Atatürk jeneratör barası) işaret eden 400 kV X barası voltaj vektörünün elektriksel

açısı; pozitif = ileri; negatif = geri

X Y = X Y: X ve Y baraları voltaj vektörleri arasındaki elektriksel açısı

PX Y: X ve Y baralarından aktif güç akar. (X’ten Y’ye güç akışı için pozitif).

Birkaç seri bağlantılı İletim hattından en uzun güç aktarım mesafesi Deriner HES’ten (Gürcistan sınırı

yakınında) (kısaca “Der”) İkitelli Trafo Merkezinedir (İstanbul Avrupa yakası) (kısaca “İki”). “Kur” ve

“Osm” Kurşunlu ve Osmanca Trafo merkezlerinin kısaltmasıdır.

31.03.2015 sistem durumu için bazı önemli analiz sonuçları şöyledir:

i. Durum 1 – Sistem çökmesi öncesinde elde olan son anlık sistem görüntüsüne göre yük akışı

(bütün Seri Kapasitörler baypas edilmiş):

Der = 27,4°; Kur = 0,7°; Osm = 25,2°; Iki = 43,7°

Kur – Osm = 24,5°; Der-Iki = 71,1°

ii. Durum 2 Kurşunlu – Osmanca iletim hattının devre dışı kalması sonrasında yük akışı (bütün

Seri Kapasitörler baypas edilmiş)

Der = + 32,9°; Kur = + 24,9°; Osm = 55,5°; Iki= 71,4°

Kur – Osm = 80,4°; Der-Iki = 104,3°

Durum 1 ile kıyasladığımızda göstermektedir ki Kurşunlu – Osmanca iletim hatlarının devre

dışı kalması sonrasında Kur – Osm , 24,5° dan 80,4°’ye artmıştır. Deriner HES’ten İstanbul’a

toplam iletim açısı 71,1°’den 104,5°’ye çıkmıştır. Kurşunlu ve Osmanca 400 kV baraları

arasındaki 80° açı, türbin jeneratörlerinin bütünlüğünü korumak için hattı tekrar kapamayı

engeller.

Doğu – Batı iletim sisteminin merkez kısmında, güç akışı ~4700 MW’dir, burada ayrıca uzun

iletim hatları boyunca, özelikle Kuzey Anadolu’da çok büyük elektriksel açılar vardır ve

yalnızca birkaç ünitenin (ya da hiç) devrede olduğu orta noktalarda elektrik santralleri

kararlılığa çok küçük katkı vermektedir. Bu, en ağır yükteki Kurşunlu – Osmanca iletim

hattının devre dışı kalmasının yarattığı geçici durumun göstergesidir, çok muhtemel nedenler

açısal kararsızlık ve senkronizasyonun yitirilmesidir.

iii. Durum 3 Bütün Seri Kapasitörler devredeyken Kurşunlu – Osmanca iletim hattının devre

dışı kalması sonrasında yük akışı.

Bu durumda, Kur – Osm = 58,3° ve Der-Iki = 83°. Her iki , senkronizasyonun büyük ölçüde

yitirildiği Durum 2 yük akışına kıyasla 20° düşürülmüştür. Seri Kapasitörlerin devrede

olmasıyla sistem dinamik yanıtı çok daha iyi olur.

Bu durumda, Kayabaşı – Kurşunlu iletim hattındaki Seri Kapasitör dışında bütün Seri

Kapasitörlerlerin devrede olduğu farz edilirse Kurşunlu – Osmanca iletim hattı akımı 1600

A’ya düşecek ve devre dışı kalma koruması ortaya çıkmayacaktır.

Ek- 28: Acil durum analizi önerileri

76

iv. Durum 4 Devre dışı olan dört iletim hattından birisi olan Kayabaşı – Bağlum iletim hattının

devrede olduğunu varsayalım. 31 Mart 2015’te olduğu gibi bütün Seri Kapasitörler baypas

edilmiş olsun.

Bu durumda P Kur – Osm = 877 MW ve koruma tarafından Kurşunlu – Osmanca iletim hattının

bağlantısının kopma riski ortadan kalkar. Diğer yandan, Kurşunlu – Osmanca iletim hattı

devreden çıkarsa yük akışı: Doğudan batıya merkezi iletim kısmında orta derecede bir

elektriksel açıyla Der-Iki = 74.7° olur. Bu, bir kararlı işletme göstergesidir.

v. Sistem çökmesi öncesinde devre dışı olan 4 iletim hattından birisinin devrede olduğunu

varsayarak ayrı ayrı yük akış hesaplamaları (örneğin bu 4 iletim hattından herhangi 3 tanesi

devre dışı olsun) Kurşunlu – Osmanca iletim hattı akımlarını, iyi bir marjla, hattın devre dışı

kalmasına neden olan 1820 A’dan hep daha düşük verir ve ayrıca şebeke boyunca daha düşük

iletim açıları verir.

77

Ek- 29: 30 Mart Olay öncesi yük akışları

78

Ek- 30: 30 Mart (siyah) ve 31 Mart (kırmızı) yük akışları karşılaştırması

79

11. Referanslar

1 28 Eylül 2003 İtalya’da Sistem Çökmesi Soruşturma Komitesi Nihai Raporu, UCTE, Nisan 2004,

https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/20040427_UCTE_

IC_Final_report.pdf

1 4 Kasım 2006 Sistem Arızası Nihai Raporu, UCTE, Şubat 2007

https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/Final-Report-

20070130.pdf

1Türk Şebeke Kodu, 07.05.2015,

http://www.epdk.gov.tr/documents/elektrik/mevzuat/yonetmelik/elektrik/sebeke/yeni/Elk_Ynt_Sebeke_Son

_Hali1.docx 1 “Büyük arızaların yayılmasına karşı Türk ve ENTSO-E Güç Sistemleri arayüzünde özel koruma sistemi”,

F. Iliceto, A. Gubernali, K. Yildir, Y. Durukan“. 2010 CIGRE Session, Paper C2-204

1 Büyük arızaların yayılmasına karşı Türk ve ENTSO-E Güç Sistemleri enterkonneksiyonunda Özel

Koruma Sisteminin (SPS) uygulanması” F. Iliceto, J. Cardenas, A.Lopez, J. Ruiz, F. Koksal, H. Aycin –

Güç Sistemi Koruması ve Otomasyonu CIGRE Sempozyumu, Saint Petersburg Mayıs-Haziran 2011

https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/20040427_UCTE_IC_Final_report.pdf






http://www.epdk.gov.tr/documents/elektrik/mevzuat/yonetmelik/elektrik/sebeke/yeni/Elk_Ynt_Sebeke_Son_Hali1.docx

http://www.epdk.gov.tr/documents/elektrik/mevzuat/yonetmelik/elektrik/sebeke/yeni/Elk_Ynt_Sebeke_Son_Hali1.docx

Documents