GEDĐZ ELEKTRĐK DAĞITIM A.Ş. AR-GE PLANLAMA VE KOORDĐNASYON MÜDÜRLÜĞÜ REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU SUNAN Abdullah YAVUZLAR Elk. Müh.
GEDĐZ Z EDAŞ 2007 YILI ĐZMĐR MANĐSA Nüfusu : 3.370.866 kişi Nüfusu : 1.260.169 kişi Yüzölçümü : 12.012 km² Đlçe : 28 adet Belde... : 60 adet Köy : 595 adet Yüzölçümü : 13.096 km² Đlçe : 16 adet Belde : 84 adet Köy. : 846 adet
REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU 10.11.2004 tarih ve 639 sayılı Resmi Gazetede yayınlanarak yürürly rlüğe giren Elektrik Đletim Sistemi Arz GüvenilirliG venilirliği i ve Kalitesi YönetmeliY netmeliği, Dağı ğıtım Şirketlerini 01.01.2007 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 01.01.2009 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.
REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU 9 Ocak 2007 tarih ve 26398 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; 01.01.2007 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. 01.01.2008 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. 01.01.2009 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.
REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU 20 Haziran 2007 tarihli ve 26558 sayılı Resmi Gazete de yayınlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri YönetmeliY netmeliğinde inde Değişiklik iklik Yapılmas lmasına Dair YönetmelikteY ise; 01.01.2007 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 01.01.2008 tarihinden itibaren YönetmeliY netmeliğin in 16. maddesi hükümlerinde h yer alan hükümler h uygulanır..09.2002 tarihli ve 24887 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
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. 12.09.2006 tarih ve 26287 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.519.519-19921992 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
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* 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0 20< 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0 <100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0 100<1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0 >1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0 Çift harmonikler, kendinden sonraki tek harmonik için tanımlanan değerin %'i ile sınırlandırılmıştır.
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.1453.1453-2004 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
REAKTĐF F GÜÇG KOMPANZASYONU Flikerşiddeti iddeti Pst ve Plt göstergeleri aracılığı ığıyla ve TS EN 61000-4-15 15 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.
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
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.
ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ 3379.70 1393.30 0.9216 0.4212 23 TR-C BORVA 10 5621.00 2167. 0.9247 0.4116 44 BORVA 9 628.00 0.9775 0.2157 58 100 BORVA 8 5 7160.30 4665.80 0.8676 0.5732.5 TR-2 PĐYALE 7 1778.90 4.40 0.9343 0.3815 TR-1 PĐYALE 6 4 4705.20 1676.00 0.9279 0.4019 32 TR ULUCAK 5 3 1093.40 0.9753 0.2265 49 KEMALPAŞA 4 1061.10 945.60 0.5828 1.3944 56 KEMALPAŞA 3 2 1766. 0.9738 0.2336 136 100 TR-C IŞIKLAR 2 464.20 0.9782 0.21 109 100 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
ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ 5239.60 13.70 0.9216 0.4211 46 BUCA 20 3366.60 2032.30 0.8843 0.5280 22 BUCA 19 10 5493.10 83.10 0.9135 0.4454 BAHRĐBABA 18 9 2493.90 1604.40 0.8708 0.5645 26.5 20 TR-2 HATAY 17 6526.20 4036.40 0.8796 0.5408 38.5 TR-1 HATAY 16 8 4094.40 2623.10 0.8718 0.5618 24 TR-2 GÜZELYALI 15 1901.70 560.10 0.9334 0.3843 20 TR-1 GÜZELYALI 14 7 5269.10 3393.20 0.8706 0.5651 TR-C BOZYAKA 13 117.60 0.9797 0.2048 64 80 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
ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ 2197.90 1152.60 0.9039 0.4733 26.3 20 TR-2 BOSTANLI 29 2658.60 1202.40 0.9162 0.4373 26 20 TR-1 BOSTANLI 28 14 7381.30 4032. 0.8992 0.4865 56.5 TR-2 KARŞIYAKA 27 7197.80 4115.20 0.8999 0.4845 57.8 TR-1 KARŞIYAKA 26 13 6906.60 47.70 0.8672 0.5743 46 TR-C KARABAĞLAR 5470.90 3487.20 0.8793 0.5417 26 KARABAĞLAR 24 0.9907 0.1372 87 80 KARABAĞLAR 23 12 4042.30 1733.40 0.9195 0.4276 33.3 TR-D ÜNĐVERSĐTE 22 0.9868 0.1643 70.8 80 ÜNĐVERSĐTE 21 11 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
ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ 1549.30 0.9713 0.2451 30 TAHTALI 39 2178.20 569.60 0.9360 0.3760 24 TAHTALI 38 18 3041.90 1431.20 0.9135 0.4455.5 TR-2 ILICA 37 2769.30 0.9564 0.3054 39 TR-1 ILICA 36 17 2894.60 1220.70 0.9204 0.4248 23.5 TR-D EBSO 35 3575.30 1955.90 0.8991 0.4870 23 TR-C EBSO 34 1278.40 0.9652 0.2709 27 EBSO 33 16 17.60 1316.40 0.9217 0.4209 19.5 20 TR-2 HĐLAL 32 16.80 439.10 0.9456 0.3442 14 20 TR-1 HĐLAL 31 49.60 0.9804 0.2012 76 100 HĐLAL 30 15 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
ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ 1342.60 0.9704 0.2490 22 TĐRE-2 49 10548.30 7290.10 0.8496 0.6209 42.2 TĐRE-2 48 23 8092.70 3036.40 0.99 0.4081 41 ÖDEMĐŞ-2 47 8827.60 4764.30 0.9007 0.4824 31 ÖDEMĐŞ-2 46 22 3330. 0.9689 0.54 62 80 ASLANLAR 45 7700.60 3470. 0.9164 0.4367 49 ASLANLAR 44 21 721.60 0.9754 0.28 36 ALAÇATI 43 5542.60 4433.00 0.7622 0.8493 16 ALAÇATI 42 20 5755.30 23.70 0.9186 0.4301 42 URLA 41 2959.70 1572.30 0.90 0.4773 URLA 40 19 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
ĐZM ZMĐR ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ 1.0000 79 29 100 TR ALOSBĐ 58 31 183.30 46.70 0.9365 0.3745 TR-C ŞEMĐKLER 57 30 5229.90 1817.30 0.9287 0.3992 56 BERGAMA 56 29 865.70 475.20 0.8986 0.4882 TR-C ALMAK 55 28 76.00 0.9601 0.2913 38 TR-D ALÇUK 54 27 919.30 0.9751 0.2276 44 80 TR-D HABAŞ 53 70 80 TR-C HABAŞ 52 26 1202.70 0.9604 0.2902 18 TR-C ALĐAĞA-1 51 273.70 0.9721 0.2412 8.1 154/6.3 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
MAN MANĐSA SA ĐL M L MÜDÜRL RLÜĞÜ ĐND NDĐRĐCĐ TRAFO MERKEZLER TRAFO MERKEZLERĐ 0.0 0 0.9881 0.1559 35 DERBENT 16 0.0 0 0.9931 0.1182 18 DERBENT 15 10 3037.4 0 0.98 0.38 35 SOMA 14 9 1609.0 0 0.9643 0.2748 17 SARUHANLI 13 8 0.0 0 0.9974 0.0721 8 DEMĐRKÖPRÜ 12 7 4032.0 442.2 0.94 0.3460 SALĐHLĐ 11 6 643.3 59.4 0.9458 0.3432 8 20 DEMĐRCĐ 10 5 5201.9 2309.1 0.9174 0.4338 0 ALAŞEHĐR 9 955.4 0 0.9752 0.2271 32 ALAŞEHĐR 8 4 2815.5 0 0.9657 0.2689 29 100 TR-D AKHĐSAR 7 - - TÜKETĐ M YOK AKHĐSAR 6 1765.5 530.9 0.9329 0.3859 14 20 154/15.8 AKHĐSAR 5 3 3079.9 0 0.9663 0.2664 53 MORSAN 4 1342.5 32.1 0.9479 0.3362 49 MORSAN 3 2 0.0 0 * * TR-3 MANĐSA 2 0.0 0 * * 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
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 4800 2 KEMALPAŞA 1200 3600 3 BORVA 7200 4 BOZYAKA 7200 5 HATAY 2400 6 KARABAĞLAR 2400 13200 7 KARŞIYAKA 600 8 HĐLAL 9600 9 URLA 600 6000 10 ASLANLAR 1200 11 ÖDEMĐŞ-2 2400 12000 12 TĐRE-2 1600 3600 13 BERGAMA 2400 4800 TOPLAM 12400 74400
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 / 34,5 32.554,00 80.6,60 520.864,00 1.288.105,60 ĐZMĐR 154 / 10,5 54.718,30 104.418,70 875.492,80 1.670.699,20 154 / 6,3 0 273,70 0 4.379,20 TOPLAM 87.272,30 185.199,00 1.396.356,80 2.963.184,00 MANĐSA 154 / 34,5 154 / 15,8 2.842,80 530,90 22.716,90 1.765, 45.484,80 8.494,40 363.470,40 28.248,00 TOPLAM 3.373,70 24.482,40 53.979,20 391.718,40 GENEL TOPLAM 90.646,00 209.681,40 1.4.336,00 3.354.902,40
5.27 1.816,1 0,9289 0,3988 230,2 0,9791 0,2079 BERGAMA 3.330,5 0,9689 0,54 0,9872 0,1617 7.700,6 3.470,5 0,9164 0,4367 380,6 0,9768 0,2191 ASLANLAR 8092,7 3.036,4 0,99 0,4081 0,9987 3 8.827,6 4.764,3 0,9007 0,4824 0,9937 0,1124 ÖDEMĐŞ 1.342,6 0,9704 0,2490 0,9969 789 10.548,3 7.290,1 0,8496 0,6209 6,1 0,9805 0,2006 TĐRE 1.093,4 0,9753 0,2265 0,9833 0,1849 KEMALPAŞA 3.379,7 1.393,3 0,9216 0,4212 1.3,0 0,9535 0,3160 TR-C 628,0 0,9775 0,2157 0,9932 0,1175 5.621,0 2.167,5 0,9247 0,4116 2.936,5 0,9545 0,31 BORVA 2.197,9 1.152,6 0,9039 0,4733 1.0,1 0,9549 0,3109 TR-2 2.658,6 1.202,4 0,9162 0,4373 1.609,8 0,9519 0,3220 TR-1 BOSTANLI 7.381,3 4.032,5 0,8992 0,4865 2.930,2 0,9585 0,2974 TR-2 7.197,9 3.908,7 0,8999 0,4845 2.735,2 0,9608 0,2885 TR-1 KARŞIYAKA 4.094,3 2.623,0 0,8718 0,5618 2.148,5 306,3 0,9434 0,3516 TR-2 989,2 0,9645 0,2739 1.784,8 36,4 0,9489 0,3327 TR-1 GÜZELYALI 1.659,3 312,1 0,9409 0,3601 1.603,0 16,4 0,9492 0,3313 TR-2 6.526,2 4.036,4 0,8796 0,5408 3.116,1 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
ĐZMĐR ĐL L MÜDÜRLM RLÜĞÜ 2007-TEMMUZ SONU DEĞERLER ERLERĐ Alınan Enerji : 7.020.934.653 kwh Satılan Enerji : 6.310.552.479 kwh Kayıp-Ka Kaçak ak Oranı : % 10,12 Toplam Abone Sayısı : 1.641.309 Yıllık k Tahakkuk Miktarı: : 912.466.018 YTL. Yıllık k Tahsilat Miktarı : 909.444.615 YTL. Tahsilat Oranı : % 99,67
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 : 72.315.6 YTL. : 29.1.609 YTL. Yatırım m Harcamaları Tutarı : 29.1.609 YTL. Yatırım m Gerçekle ekleşme Oranı: : % 40,45
MANĐSA ĐL L MÜDÜRLM RLÜĞÜ 2007-TEMMUZ SONU DEĞERLER ERLERĐ Alınan Enerji : 1.174.716.747 kwh Satılan Enerji : 965.936.826 kwh Kayıp-Ka Kaçak ak Oranı : % 17,77 Toplam Abone Sayısı : 588.731 Yıllık k Tahakkuk Miktarı: : 152.958.649 YTL. Yıllık k Tahsilat Miktarı : 146.313.644 YTL. Tahsilat Oranı : % 96
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 : 11.189.200 YTL. : 3.080.665 YTL. Yatırım m Harcamaları Tutarı : 3.080.665 YTL. Yatırım m Gerçekle ekleşme Oranı: : % 27,53