GEDĐZ ELEKTRĐK DAĞITIM A.Ş. AR-GE PLANLAMA VE KOORDĐNASYON MÜDÜRLÜĞÜ KOMPANZASYONU SUNAN. Abdullah YAVUZLAR Elk. Müh.

Transkript

1 GEDĐZ ELEKTRĐK DAĞITIM A.Ş. AR-GE PLANLAMA VE KOORDĐNASYON MÜDÜRLÜĞÜ REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU SUNAN Abdullah YAVUZLAR Elk. Müh.

2 GEDĐZ Z EDAŞ 2007 YILI ĐZMĐR MANĐSA Nüfusu : kişi Nüfusu : kişi Yüzölçümü : km² Đlçe : 28 adet Belde... : 60 adet Köy : 595 adet Yüzölçümü : km² Đlçe : 16 adet Belde : 84 adet Köy. : 846 adet

3 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU tarih ve 639 sayılı Resmi Gazetede yayınlanarak yürürly rlüğe giren Elektrik Đletim Sistemi Arz GüvenilirliG venilirliği i ve Kalitesi YönetmeliY netmeliği, Dağı ğıtım Şirketlerini tarihinden itibaren iletim sisteminin her bir ölçüm noktasında nda aylık çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı %,, aylık k sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı % 15 olması ve tarihinden itibaren ise bu oranların % 14 ve % 10 seviyesine getirilmesi yükümly mlülüğü altına sokmakta idi. Anılan yükümly mlülüklerin yerine getirilmesine ilişkin mali ve teknik kaygılar larımızın n EPDK tarafından uygun görülmesi g neticesinde Türkiye T genelinde Dağı ğıtım Şirketleri ve MüşterilereM uygulanacak güçg faktörü ve uygulama takvimi değiştirilmi tirilmiştir. tir.

4 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU 9 Ocak 2007 tarih ve sayılı Resmi Gazete de Elektrik Đletim Sistemi Arz GüvenilirliG venilirliği i ve Kalitesi YönetmeliY netmeliğinde inde Değişiklik iklik Yapılmas lmasına Dair Yönetmelik Y ile Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri YönetmeliY netmeliğinde inde Değişiklik iklik Yapılmas lmasına Dair YönetmelikY yayınlanarak yeni oranlar ve uygulama takvimi yürürly rlüğe e girmiştir. Elektrik Đletim Sistemi Arz GüvenilirliG venilirliği i ve Kalitesi Yönetmeliğinde inde Değişiklik iklik Yapılmas lmasına Dair YönetmelikteY netmelikte; tarihinden itibaren dağı ğıtım m lisansına na sahip tüzel t kişiler iler içini in,, iletim sisteminin her bir ölçüm m noktasında nda aylık çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı % olarak uygulanır tarihinden itibaren dağı ğıtım m lisansına na sahip tüzel t kişiler iler içini in,, iletim sisteminin her bir ölçüm m noktasında nda aylık çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı % 33,, aylık k sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı % 20 olarak uygulanır tarihinden itibaren ise bu oranlar, bu YönetmeliY netmeliğin in 11. maddesi hükümlerinde h yer alan esaslara göre g tesbit edilir; denilmekte ve değiştirilen 11. madde de ise Đletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağı ğıtım m lisansına na sahip tüzel t kişiler iler tarafından; iletim sistemine bağlant lantıyla ilgili her bir ölçüm m noktasında nda ve her bir uzlaşma periyodunda sistemden çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı % 20 yi yi,, sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı ise % 15 i geçemez emez. denilmektedir.

5 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU 20 Haziran 2007 tarihli ve sayılı Resmi Gazete de yayınlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri YönetmeliY netmeliğinde inde Değişiklik iklik Yapılmas lmasına Dair YönetmelikteY ise; tarihinden itibaren kurulu gücüg kva ve üstünde olan müşterilerm çektikleri aktif enerji miktarının % 33 ü ünü aşan an şekilde endüktif reaktif enerji tüketmeleri t veya tükettikleri t aktif enerji miktarının % 20 sini aşan an şekilde sisteme kapasitif reaktif enerji vermeleri halinde, reaktif enerji tüketim t bedeli ödemekle yükümly mlüdür. Bu müşteriler m için i in tarihinden itibaren YönetmeliY netmeliğin in 16. maddesi hükümlerinde h yer alan hükümler h uygulanır tarihli ve sayılı Resmi Gazete de yayınlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri YönetmeliY netmeliğinin inin 16. maddesinin 4. fıkrasf krası ise aşağıa ğıdaki şekilde değiştirilmi tirilmiştir. tir. Reaktif enerji miktarını ölçmek üzere gerekli ölçme düzened zeneği, ilgili mevzuata göre g reaktif enerji tarifesi uygulanmayacak aboneler dışıd ışında kalan müşteriler m tarafından tesis edilir. Bu müşterilerden, kurulu gücüg kva nın altında olanlar, çektikleri aktif enerji miktarının % 33 ü ünü aşan an şekilde endüktif reaktif enerji tüketmeleri t veya aktif enerji miktarının % 20 sini aşan an şekilde kapasitif reaktif enerji tüketmeleri t halinde; kurulu gücüg kva ve üstünde olanlar ise, çektikleri aktif enerji miktarının % 20 sini aşan an şekilde endüktif reaktif enerji tüketmeleri veya aktif enerji miktarının % 15 ini aşan an şekilde sisteme kapasitif reaktif enerji vermeleri halinde, reaktif enerji tüketim t bedeli ödemekle yükümly mlüdür. Endüktif ve kapasitif enerji tüketimleri t itibarıyla söz s z konusu sınırlars rların n ikisini birden aşan a an veya reaktif enerji ölçme düzeneği i kurma yükümly mlülüğü bulunmasına na rağmen yada mevzuat hükümlerine h uygun olarak

6 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU kurmayan müşterilerin m ödemeleri gereken reaktif enerji bedeline ilişkin usul ve esaslar Elektrik Piyasası Tarifeler YönetmeliY netmeliği i ve ilgili tebliğleri leri çerçevesinde evesinde Kuruma sunulan tarife önerilerinde yer alır. r. denilmektedir. Mevzuatlar gereği TEĐAŞ ve TEDAŞ ortak görüşü, g, bundan sonra yapılacak kompanzasyon uygulamalarının n klasik konvansiyonel kompanzasyon olarak yapılmamas lmaması,, yapılacak kompanzasyonunşebeke harmonik ölçümleri neticesinde elde edilecek değerlere erlere bağlı olarak harmonik filtreli veya ihtiyaca göre g belirlenecek yeni tip kompanzasyon olması gerekecektir tarih ve sayılı Resmi Gazetede yayınlanarak yürürly rlüğe e giren Elektrik Piyasasında Dağı ğıtım m Sisteminde Sunulan Elektrik Enerjisinin Tedarik SürekliliS rekliliği, i, Ticari ve Teknik Kalitesi Hakkında YönetmelikY netmelik tete yer alan aşağıa ğıdaki hususlara kullanıcılar lar tarafından uyulması gerekmektedir. Dağı ğıtım m Sistemi kullanıcılar ları IEEE Std standardında yada bunun revizyonlarında nda belirtilen aşağıa ğıda belirtilen harmonik sınır r değerlerine erlerine uymakla yükümly mlüdür. Ölçüm m periyodu boyunca ölçülen her bir akım harmoniğinin inin etkin değerinin erinin ve TTB nin 3 er 3 saniyelik ortalamalarının IL e göre oransal değerleri erleri Tablo-1 de verilen değerlerden erlerden küçük üçük k veya bu değerlere erlere eşit e olmalıdır.kullan r.kullanıcının n akım harmoniklerine ilişkin performansı,, AG ve OG seviyesi için i in faturalandırmaya rmaya esas ölçüm m noktasından ndan ölçülür.kullanıcıdan harmonik ölçüm değerleri erleri talep edildiğinde, inde, kullanıcı,, akım harmoniklerini bir hafta boyunca kesintisiz kaydedebilecek uygun cihazları tesis eder ve işletir. i

7 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU TABLO 1- Akım HarmonikleriĐçin Maksimum Yük Akımına (I L ) Göre Sınır Değerler Tek Harmonikler I SC /l L <11 11<=h<17 17<=h<23 23<=h<35 35<=h TTB <20* < < < > Çift harmonikler, kendinden sonraki tek harmonik için tanımlanan değerin %'i ile sınırlandırılmıştır.

8 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU Harmonik bozulmaya neden olan kullanıcıya ya,, Dağı ğıtım Şirketi tarafından durumun düzeltilmesi d için i in AG müşterisi m olması durumunda en fazla 60 işi günü, OG müşterisi m olması durumunda ise en fazla 120 işi günü süre tanınır. Kullanıcıya yapılan bildirimde, verilen sürenin s sonunda durumun düzeltilmemid zeltilmemiş olmasının n tespiti halinde bağlant lantısının kesileceği i bildirilir. Verilen sürenin s sonunda kullanıcı tarafından kusurlu durumun giderilmemesi halinde, kullanıcının n bağlant lantısı kesilir. Dağı ğıtım Şirketi, fliker etkisi için i in kullanıcının n IEEE Std standardına na yada bunun revizyonlarında nda belirtilen ve Tablo-2 2 de gösterilen g sınır s değerlere erlere uymasını sağlar. TABLO 2-2 FLĐKER ŞĐDDET DDETĐĐÇĐN SINIR DEĞERLER ERLER Fliker Şiddeti Endeksi Pst Plt Sınır r Değerler erler <=1,0 <=0,8

9 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU Flikerşiddeti iddeti Pst ve Plt göstergeleri aracılığı ığıyla ve TS EN e e uygun flikermetreler ile ölçülür.kullanıcıdan fliker ölçüm m değerleri erleri talep edildiğinde, inde, kullanıcı, fliker değerlerini erlerini 1 hafta boyunca kesintisiz kaydedebilecek uygun cihazları tesis eder ve işletir. i Fliker etkisine ilişkin olarak bu sınırlardan s birinin aşılması durumunda, Dağı ğıtım Şirketi; fliker etkisine neden olan müşteriye m durumun düzeltilmesi d için i in en fazla 120 işi günü süre tanır.. Kullanıcıya yapılan bildirimde, verilen sürenin s sonunda durumun düzeltilmemid zeltilmemiş olmasının n tespiti halinde bağlant lantısının n kesileceği i bildirilir. Verilen sürenin s sonunda, kullanıcı tarafından kusurlu durumun giderilmemesi halinde, kullanıcının n bağlant lantısı kesilir. Fliker etkisine ilişkin bu hususlar hakkında gereği i ve takibini yapmadığı tespit edilen Dağı ğıtım Şirketi hakkında Kanunun 11. maddesi hükümleri h çerçevesinde evesinde işlem yapılır. r. denilmektedir.

10 SABĐT T VE OTOMATĐK K YG KOMPANZASYON PRENSĐP ŞEMASI 154/ 34,5kV TEIAS 34,5kV AG DAGITIM 34,5/ 0,4 kv AG MUSTERI 34,5kV AG SABIT KOMP ANZAS YON KESICILI KORUMALI YG KOMP ANZAS YON 0,4kV TEDAS YG DAGITIM DIREK TIP I YG SABIT KOMP ANZAS YON AG MUSTERI AG MUSTERI

11 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU GEDĐZ Z EDAŞĐzmir Đl l MüdürlM rlüğü hizmet alanındaki ndaki 154/34,5kV ve 154/10,5kV indirici merkezlerdeki kurulu güçg değerleri, erleri, trafo puant güçleri ve gereken kondansatör r güçg üçleri aşağıa ğıdaki tabloda belirtilmektedir.

12 ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ TR-C BORVA BORVA BORVA TR-2 PĐYALE TR-1 PĐYALE TR ULUCAK KEMALPAŞA KEMALPAŞA TR-C IŞIKLAR IŞIKLAR 1 1 ĐÇĐN GEREKEN ĐÇĐN GEREKEN (MW) (MVA) (kv) K TASI ADI K. tgφ2=0.20 (cosφ2=0.98) tgφ2=0.33 (cosφ2=0.95) cosφ1 tgφ1 PUANT KURULU GERĐLĐMĐ ÖLÇ ÜM TRAFO MERKEZĐ ÖLÇÜM TM

13 ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ BUCA BUCA BAHRĐBABA TR-2 HATAY TR-1 HATAY TR-2 GÜZELYALI TR-1 GÜZELYALI TR-C BOZYAKA BOZYAKA 12 BOZYAKA 11 6 ĐÇĐN GEREKEN ĐÇĐN GEREKEN (MW) (MVA) (kv) KTA SI ADI K. tgφ2=0.20 (cosφ2=0.98) tgφ2=0.33 (cosφ2=0.95) cosφ1 tgφ1 PUANT KURULU GERĐLĐMĐ ÖLÇÜM TRAFO MERKEZĐ ÖLÇÜM TM

14 ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ TR-2 BOSTANLI TR-1 BOSTANLI TR-2 KARŞIYAKA TR-1 KARŞIYAKA TR-C KARABAĞLAR KARABAĞLAR KARABAĞLAR TR-D ÜNĐVERSĐTE ÜNĐVERSĐTE ĐÇĐN GEREKEN ĐÇĐN GEREKEN (MW) (MVA) (kv) KTA SI ADI K. tgφ2=0.20 (cosφ2=0.98) tgφ2=0.33 (cosφ2=0.95) cosφ1 tgφ1 PUANT KURU LU GERĐLĐMĐ ÖLÇÜM TRAFO MERKEZĐ ÖLÇÜM TM

15 ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ TAHTALI TAHTALI TR-2 ILICA TR-1 ILICA TR-D EBSO TR-C EBSO EBSO TR-2 HĐLAL TR-1 HĐLAL HĐLAL ĐÇĐN GEREKEN ĐÇĐN GEREKEN (MW) (MVA) (kv) KTA SI ADI K. tgφ2=0.20 (cosφ2=0.98) tgφ2=0.33 (cosφ2=0.95) cosφ1 tgφ1 PUANT KURULU GERĐLĐMĐ ÖLÇÜM TRAFO MERKEZĐ ÖLÇÜM TM

16 ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ TĐRE TĐRE ÖDEMĐŞ ÖDEMĐŞ ASLANLAR ASLANLAR ALAÇATI ALAÇATI URLA URLA ĐÇĐN GEREKEN ĐÇĐN GEREKEN (MW) (MVA) (kv) KTA SI ADI K. tgφ2=0.20 (cosφ2=0.98) tgφ2=0.33 (cosφ2=0.95) cosφ1 tgφ1 PUANT KURULU GERĐLĐMĐ ÖLÇÜM TRAFO MERKEZĐ ÖLÇÜM TM

17 ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ TR ALOSBĐ TR-C ŞEMĐKLER BERGAMA TR-C ALMAK TR-D ALÇUK TR-D HABAŞ TR-C HABAŞ TR-C ALĐAĞA /6.3 TR VĐKĐNG 24 ĐÇĐN GEREKEN ĐÇĐN GEREKEN (MW) (MVA) (kv) KTA SI ADI K. tgφ2=0.20 (cosφ2=0.98) tgφ2=0.33 (cosφ2=0.95) cosφ1 tgφ1 PUANT KURULU GERĐLĐMĐ ÖLÇÜM TRAFO MERKEZĐ ÖLÇÜM TM

18 MAN MANĐSA SA ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ DERBENT DERBENT SOMA SARUHANLI DEMĐRKÖPRÜ SALĐHLĐ DEMĐRCĐ ALAŞEHĐR ALAŞEHĐR TR-D AKHĐSAR TÜKETĐ M YOK AKHĐSAR /15.8 AKHĐSAR MORSAN MORSAN * * TR-3 MANĐSA * * TR-2 MANĐSA 1 1 ĐÇĐN GEREKEN ĐÇĐN GEREKEN (MW) (MVA) (kv) K TASI ADI K tgφ2=0.20 (cosφ2=0.98) tgφ2=0.33 (cosφ2=0.95) cosφ1 tgφ1 PUANT KURULU GERĐLĐMĐ ÖLÇ ÜM TRAFO MERKEZĐ ÖLÇ ÜM TM

19 ĐZMĐR ĐL L MÜDÜRLM RLÜĞÜ ĐNDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLERĐNDEK NDEKĐ MEVCUT KONDANSATÖR R GÜÇG ÜÇLERĐ TM 1 TRAFO MERKEZĐ ADI IŞIKLAR MEVCUT KONDANSATÖR GÜÇLERĐ DĐREK TĐPĐ KESĐCĐ KORUMALI KEMALPAŞA BORVA BOZYAKA HATAY KARABAĞLAR KARŞIYAKA HĐLAL URLA ASLANLAR ÖDEMĐŞ TĐRE BERGAMA TOPLAM

20 REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU MALĐYET HESABI ĐL MÜDÜRLÜĞÜ GERĐLĐMĐ (KV) tgq2=0.33 ĐÇĐN GEREKEN KOND. G TOPLAMI tgq2=0.20 ĐÇĐN GEREKEN TOPLAMI tgq2=0.33 ĐÇĐN N MALĐYET (YTL) tgq2=0.20 ĐÇĐN MALĐYET (YTL) 154 / 34, , , , ,60 ĐZMĐR 154 / 10, , , , , / 6, , ,20 TOPLAM , , , ,00 MANĐSA 154 / 34,5 154 / 15, ,80 530, , , , , , ,00 TOPLAM 3.373, , , ,40 GENEL TOPLAM , , , ,40

21 ,1 0,9289 0, ,2 0,9791 0,2079 BERGAMA 3.330,5 0,9689 0,54 0,9872 0, , ,5 0,9164 0, ,6 0,9768 0,2191 ASLANLAR 8092, ,4 0,99 0,4081 0, , ,3 0,9007 0,4824 0,9937 0,1124 ÖDEMĐŞ 1.342,6 0,9704 0,2490 0, , ,1 0,8496 0,6209 6,1 0,9805 0,2006 TĐRE 1.093,4 0,9753 0,2265 0,9833 0,1849 KEMALPAŞA 3.379, ,3 0,9216 0, ,0 0,9535 0,3160 TR-C 628,0 0,9775 0,2157 0,9932 0, , ,5 0,9247 0, ,5 0,9545 0,31 BORVA 2.197, ,6 0,9039 0, ,1 0,9549 0,3109 TR , ,4 0,9162 0, ,8 0,9519 0,3220 TR-1 BOSTANLI 7.381, ,5 0,8992 0, ,2 0,9585 0,2974 TR , ,7 0,8999 0, ,2 0,9608 0,2885 TR-1 KARŞIYAKA 4.094, ,0 0,8718 0, ,5 306,3 0,9434 0,3516 TR-2 989,2 0,9645 0, ,8 36,4 0,9489 0,3327 TR-1 GÜZELYALI 1.659,3 312,1 0,9409 0, ,0 16,4 0,9492 0,3313 TR , ,4 0,8796 0, ,1 0,93 0,3275 TR-1 HATAY TANΦ2=0,20 ĐÇĐN GEREKEN TANΦ2=0,33 ĐÇĐN GEREKEN MEVCUT COSΦ1 DEĞERĐ MEVCUT TANΦ1 DEĞERĐ TANΦ2=0,20 ĐÇĐN GEREKEN TANΦ2=0,33 ĐÇĐN GEREKEN MEVC UT COSΦ 1 DEĞE RĐ MEVCUT TANΦ1 DEĞERĐ TEMMUZ 2007 ENDEKS DEĞERLERĐNE GÖRE OCAK 2007 ENDEKS DEĞERLERĐNE GÖRE ÖLÇÜM KTASI TM ADI

22 ĐZMĐR ĐL L MÜDÜRLM RLÜĞÜ 2007-TEMMUZ SONU DEĞERLER ERLERĐ Alınan Enerji : kwh Satılan Enerji : kwh Kayıp-Ka Kaçak ak Oranı : % 10,12 Toplam Abone Sayısı : Yıllık k Tahakkuk Miktarı: : YTL. Yıllık k Tahsilat Miktarı : YTL. Tahsilat Oranı : % 99,67

23 ĐZMĐR ĐL L MÜDÜRLM RLÜĞÜ 2007-AĞUSTOS SONU DEĞERLER ERLERĐ Kurulu GüçG : 3728 MVA Metropol Alan Puant Yükü : 1217 MW Đzmir Đli Toplam Puant Yükü : 2266 MW Yatırım Ödenekleri Tutarı : YTL. : YTL. Yatırım m Harcamaları Tutarı : YTL. Yatırım m Gerçekle ekleşme Oranı: : % 40,45

24 MANĐSA ĐL L MÜDÜRLM RLÜĞÜ 2007-TEMMUZ SONU DEĞERLER ERLERĐ Alınan Enerji : kwh Satılan Enerji : kwh Kayıp-Ka Kaçak ak Oranı : % 17,77 Toplam Abone Sayısı : Yıllık k Tahakkuk Miktarı: : YTL. Yıllık k Tahsilat Miktarı : YTL. Tahsilat Oranı : % 96

25 MANĐSA ĐL L MÜDÜRLM RLÜĞÜ 2007-AĞUSTOS SONU DEĞERLER ERLERĐ Kurulu GüçG : 1747 MVA Manisa Đli Toplam Puant Yükü : 4,2 MW Yatırım Ödenekleri Tutarı : YTL. : YTL. Yatırım m Harcamaları Tutarı : YTL. Yatırım m Gerçekle ekleşme Oranı: : % 27,53

26

27