2
ANA FAALİYET KONULARI
• Türkiye Elektrik Sistemini yönetmek
• Türkiye İletim Sistemi işletme ve bakımını yapmak
• Türkiye İletim Sistemi Genişleme ve Yenilenme yatırımlarını yapmak
• Üretim Kapasite Projeksiyonunu hazırlamak
• Piyasa Mali Uzlaştırma Sistemini çalıştırmak
• Uluslararası Enterkonneksiyon çalışmalarını yapmak
3
TÜRKİYE ELEKTRİK İLETİM SİSTEMİ
-81 ADET 400 kV TRAFO MERKEZİ - 2 ADET 220 kV TRAFO MERKEZİ- 551 ADET 154 kV TRAFO MERKEZİ- 14 ADET 66 kV TRAFO MERKEZİ- 648 ADET TRAFO MERKEZİ (108.378 MVA)
- 16324 km 400 kV HAVAİ HAT- 33203 km 154 kV HAVAİ HAT- 85 km 220 kV HAVAİ HAT (Gürcistan,Ermenistan)- 508 km 66 kV HAVAİ HAT -220 km 154 ve 380 kV KABLO HATTI-50340 km (TOPLAM İLETİM HATTI)
4
İLETİM TESİSLERİNİN İŞLETME, BAKIM VE TESİSİ
•İletim Hatları ve Trafo Merkezlerinin işletme, bakım ve tesisiMerkez teşkilatı ile birlikte 22 adet İletim Tesis ve İşletme GrupMüdürlüğü tarafından yürütülmektedir
5
TÜRKİYE ELEKTRİK SİSTEMİNİN İŞLETİLMESİ
Türkiye Elektrik Sisteminin kontrol ve kumandası, Ankara-Gölbaşı’ndabulunan Milli Yük Tevzi Merkezi ile İstanbul, Ankara, İzmir, Adapazarı,Samsun, Keban, Adana, Erzurum ve Antalya Bölgesel Yük TevziMerkezleri tarafından yürütülmektedir.
İSTANBUL
ADAPAZARI
İZMİR
ANKARA
ADANA
SAMSUN
ERZURUM
KEBAN
ANTALYA
6
ELEKTRİK SİSTEMİNİN İŞLETİLMESİ
• Sağlanan Hizmetler– frekans kontrolüne katılım,
– gerilim kontrolü / reaktif güç desteği,
– sıcak rezerv güç sağlanması, (Sistemdeki ünitelerden herhangi bir anda alınabilecek toplam güç ile talep arasındaki fark)
– oturan sistemin toparlanması,
(İletim Sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda en az kayıpla mümkün olduğunca hızlı ve güvenilir bir şekilde arzın müşterilere tekrar sağlanması)
Türkiye Elektrik Sistemi Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliğinde yer alanhükümlere göre işletilmektedir. Kullanıcıların uymaları gereken kriterlerhizmet anlaşmalarında ayrıntılı olarak belirtilmektedir.
Y Ü K LE R (L OA DS )
%0,9
27 ,2
43 ,3
0 ,0
3 ,3
7 ,1
19 ,6
0 ,4
S AAT LE R (H O URS )
0500
100015002000250030003500400045005000550060006500700075008000850090009500
1000010500110001150012000125001300013500140001450015000155001600016500170001750018000185001900019500200002050021000215002200022500230002350024000245002500025500260002650027000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
D .SA T IM (EXPOR T )
H İD R OL IK (H YD R O)
D .G AZ (N .GA Z)
M .RIN (DI ESEL OIL )
F .O İL
T A ŞK ÖM (H .CO A L)
L İN YIT (L IG NIT E)
D .ALIM ( İM PO RT )
7
ENTERKONNEKSİYONLAR(HAT UZUNLUKLARI VE TAŞIMA KAPASİTELERİ)
77
BULGARIA145 km 400kV
136 km 400kV
GREECE130 km 400kV
SYRIA124 km 400kV
NAHCİVAN87 km 154kV
GEORGIA28 km 220kV160km 400kV
ARMENIA80,7 km 154kV
400 kV mevcut400 kV tesis 220 kV mevcut154 kV mevcut
IRAQ42 km 400kV
KKTC
40 MW
TÜRKİYE
ENTERKONNEKSİYONLAR(2013 PLANLANAN)
88
BULGARIA145 km 400kV
136 km 400kV
GREECE130 km 400kV
SYRIA124 km 400kV
IRAN73 km 154kV
100 km 400kV
NAHCEVAN87 km 154kV
GEORGIA28 km 220kV160km 400kV
ARMENIA80,7 km 154kV
IRAQ42 km 400kV
KKTC
TÜRKİYE
ENTSO-E bağlantısı onaylanırsa
40 MW
40 MW
400 kV mevcut400 kV tesis220 kV mevcut154 kV mevcut
9
UCTE/ENTSO-E• ENTSO-E ile deneme işletme süreci 18 Eylül 2010
tarihi itibariyle başlamıştır.
• Sistem kararlılığının ilk faz testleri ENTSO-E yönlendirme komitesi tarafından 8 Şubatta onaylanmıştır.
• İkinci fazda ticari olmayan enerji alışveriş uygulaması ENTSO-E tarafından başarılı bulunmuştur.
• Üçüncü fazda ( ticari enerji alışverişi)Türkiye ile Avrupa Elektrik Sisteminin senkron paralel işletimi 1 Haziran 2011 tarihinde başlamış olup Eylül 2012’de ticari enerji alışverişi deneme periodunun 1 sene daha uzatılması kararı alınmıştır.
• Ticaret Bulgaristan ve Yunanistandan Türkiye’ye 400 MW olarak, Türkiye’den Avrupa’daki ülkelere 300 MW olarak sınırlandırılmaktadır.
33,7
30,32
22,1
4,13
9,7
2012 KURULU GÜCÜN KAYNAKLARA GÖRE DAĞILIMI (%)
Hidro
Doğalgaz
Kömür
Yenilenebilir
Diğer
18,925
17,018
12,395
2,318
5,473
(MW)
2012 KURULU GÜCÜN KAYNAKLARA GÖRE DAĞILIMI
Kurulu güç 2012’de 56,131 MW’a yükselmiştir. Puant yük ise 2012 yılında 39004 MW olarak gerçekleşmiştir
2012 Yılının Üretim Kaynaklarına Göre Dağılımı
24,5
42,8
27,2
2,72,8
2012 YILI ÜRETİMİNİN BİRİNCİL KAYNAK DAĞILIMI (%)
Hidro
Doğalgaz
Kömür
Yenilenebilir
Diğer
53.6
93.6
59.4
6.0
5.0
(milyar kWh)
Türkiye’de elektrik tüketimi 2012 yılı kasım sonu itibariyle 220 milyar kWh’e çıkmıştır.
12
Enerji Tüketimi
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 (Kasım Sonu)
Tüketim(TWh) 114,0 118,5128,3 126,9 132,6 141,2 150,0 160,8 174,6 190,0 198,1 194,1 210,4 228 220
Büyüme (%) 8,1 3,9 8,3 -1,1 4,5 6,5 6,3 7,2 8,6 8,8 4,3 -2,0 8,4 9,0
75
100
125
150
175
200
225
250
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
13
Yıllara göre yenilenebilir bağlanabilir kapasitesiYILLARA GÖRE YENİLENEBİLİR BAĞLANABİLİR KAPASİTESİ
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
YILLAR
(MW
)
PUANT
KURULU GÜÇ
BAĞLANABİLİR YENİLENEBİLİR KAPASİTE
18
Güneş Kapasitelerinin Belirlenmesi
•31/12/2013 tarihine kadar iletim sistemine bağlanacak YEK Belgeli güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin toplam kurulu gücü 600 MW’dan fazla olamaz. (YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİ AMAÇLI KULLANIMINA İLİŞKİN KANUN)
•Belirlenen kurulu güç kapasitesi illerin alanları, yıllık ortalama toplam radyasyon değerleri ve il geneli güneşlenme süreleri göz önüne alınarak bölgelere dağıtılmıştır.
•Gerekli veriler Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü’nden alınmıştır.
•Yıllık ortalama toplam radyasyon değeri 1620 kWh/m2.yıl ve üzeri olan iller için alan, ortalama radyasyon ve il geneli güneşlenme süresini içeren yukarıdaki tablo hazırlanmıştır.
BÖLGE KAPASİTELERİ
21MUŞ 9
23SİVAS 9
25ŞANLIURFADİYARBAKIR
7
27 ERZİNCAN 3
24 ELAZIĞ 8
26 ERZURUM 5
20ADANA
OSMANİYE9
22SİİRT
BATMANMARDİN
9
18BİNGÖLTUNCELİ
11
19ŞIRNAK 11
16 DENİZLİ 18
17BİTLİS 16
15 ISPARTA
AFYON18
21MUŞ 9
23SİVAS 9
25ŞANLIURFADİYARBAKIR
7
27 ERZİNCAN 3
24 ELAZIĞ 8
26 ERZURUM 5
20ADANA
OSMANİYE9
22SİİRT
BATMANMARDİN
9
18BİNGÖLTUNCELİ
11
19ŞIRNAK 11
16 DENİZLİ 18
17BİTLİS 16
15 ISPARTA
AFYON18
12MALATYA
ADIYAMAN 22
13HAKKARİ 21
10NİĞDE
NEVŞEHİRAKSARAY
26
11KAYSERİ 25
8KAHRAMAN
MARAŞADIYAMAN
27
9BURDUR 26
6KARAMAN 38
7MERSİN
35
4ANTALYA 29
5ANTALYA 29
2KONYA 46
3VANAĞRI
77
BÖLGE NO KAPASİTE (MW)1
KONYA 46
12MALATYA
ADIYAMAN 22
13HAKKARİ 21
10NİĞDE
NEVŞEHİRAKSARAY
26
11KAYSERİ 25
8KAHRAMAN
MARAŞADIYAMAN
27
9BURDUR 26
6KARAMAN 38
7MERSİN
35
4ANTALYA 29
5ANTALYA 29
2KONYA 46
3VANAĞRI
77
BÖLGE NO KAPASİTE (MW)1
KONYA 46
20Stratejik plana göre 2023 yılına kadar 3000 MW güneş santralının sisteme entegrasyonu planlanmaktadır.
GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSİ KURMAK ÜZERE YAPILAN LİSANS BAŞVURULARINA İLİŞKİN YARIŞMA YÖNETMELİĞİ
• Güneş enerjisine dayalı YEK destekleme mekanizmasına tabi olarak yapılacak üretim lisans başvurularından aynı bölge ve/veya aynı trafo merkezi için birden fazla başvurunun bulunması halinde, başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanı belirlemek için Kanunda belirlenen süre boyunca uygulanmak üzere, Kanunda öngörülen fiyatların eksiltilmesi yöntemi ile yapılacak yarışmanın usül ve esasları bu yönetmelikle belirlenmektedir.
• Yönetmelik 29 Mayıs 2012 Tarihinde yayınlanmıştır.
Yarışma Yönetmelikleri
• Rüzgar ve güneş santralları ile ilgili yarışma yönetmeliklerinde tahsis edilen kapasite bedeli esaslı yarışma yapılması konusunda çalışmalar devam etmektedir.
23
Mevcut Yönetmeliklere Uygunluk
• PV uygulamaları Akım ve Gerilim Harmonikleri ve fliker etkisi açısından; Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliği ile Şebeke Yönetmeliği’nde verilen sınır değerleri ile uyumlu çalışmalıdır.
24
Mevcut Yönetmeliklere Uygunluk
• CSP uygulamaları mevcut yönetmeliklerdekikonvansiyonel termik santraller için uygulanan frekanskontrolu ve gerilim regülasyonu kurallarına uygun dizaynedilmelidir.
25
Kurulu 2.76kW PV Sistem Verileri
Işınım değerlerinin en yüksek olduğu Temmuz ayında
Bulutsuz güneşli bir gün, peak üretim = 1.94kW
26
Kurulu 2.76kW PV Sistem Verileri
Işınım değerlerinin en yüksek olduğu Temmuz ayında
Bulut geçişlerinin yaşandığı bir gün, peak üretim = 1.94kW
10 dakikada~ % 75 çıkış gücü değişimi
27
Kurulu 2.76kW PV Sistem Verileri
Işınım değerlerinin yine yüksek olduğu Ağustos ayında
Bulut geçişlerinin yaşandığı bir gün, peak üretim = 1.98kW
10 dakikada~ % 70-80 çıkış gücü değişimleri
Şebeke Esnekliği: Santral topluluklarının çıkışlarını hızlı ve geniş bir aralıkta değişim yeteneği olarak tanımlanabilir.
Esnekliğin bağlı olduğu faktörler:
• Santral çeşitliliği- hidrolik ve gaz santralleri nükleer ve termik santrallere göregenellikle daha esnektir.
• Şebeke büyüklüğü- büyük şebekeler daha büyük oranda santral çeşitliliğiiçerdiğinden, işletme yedeklerinin paylaşılabilir olmasından ve yenilenebilir enerjisantrallerinin mekansal olarak yayılımından kaynaklı olarak daha esnektir.
• yük tahmini kullanımı- Rüzgar, güneş kaynakları ve yük tahminlerinin doğruluğuişletme yedeği ihtiyacını azaltır.
• Piyasa yapısı- Bazı şebekeler enerjinin hızlı değişimine izin verir ve daha verimlideğişken jeneratör arzı ve talep dengesi kurulabilir.
Şebeke Esnekliği
28
Avrupa’da PV Sistemleri ile Elektrik Üretimi
kurulu PV kapasitesinin dağılımı (IEA 2011)
Avrupa’daki PV pazarının büyük bir bölümü ticari çatı segmentinde yoğunlaşmıştır
2011 yılı sonunda PV, Avrupa genelinde,
elektrik talebinin %2’sini ve puant talebin %4’ünü sağlamıştır.29
Almanya’daki kurulu PV tesislerinin %80’i alçak gerilim şebekelerine bağlı olup, tesislerin %70’inin üretim kapasitesi 100kWp’ten düşüktür.
Almanya’da PV Sistemleri ile Elektrik Üretimi
2011 yılı sonunda PV,
elektrik talebinin %4’ünden ve puant talebin %8’inden fazlasını sağlamıştır.
30
• Öngörülen PV ve diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının (özelliklerüzgar) penetrasyon seviyelerinin şebeke işletimi açısından birliktedeğerlendirilmesi,
• Yük izleme, yük-frekans kontrolü, gerilim regülasyonu ve minimumyük kısıtı gibi işletim gereksinimlerinin hedeflenen penetrasyondüzeyleri için değerlendirilmesi,
• Şebekenin güvenilir ve kararlı işletimi için teknik düzenlemeler, kodve kuralların revizyonu,
• Dağıtık üretimin artmasıyla İletim Operatörünün, DağıtımOperatörleri ve RES’lerle işbirliği ve koordinasyonu,
TEİAŞ’ın Hedefleri
31