Elektrik dağıtım şebekelerinde kayıpların incelenmesi: Kütahya örneği

ELEKTRİK DAĞITIM ŞEBEKELERİNDE KAYIPLARIN İNCELENMESİ:

KÜTAHYA ÖRNEĞİ

Gamze UYANIK

Kütahya Dumlupınar Üniversitesi

Lisansüstü Eğitim Öğretim ve Sınav Yönetmeliği Uyarınca

Fen Bilimleri Enstitüsü Elektrik-Elektronik Mühendisliği Anabilim Dalında

YÜKSEK LİSANS TEZİ

Olarak Hazırlanmıştır.

Danışman: Doç. Dr. Celal YAŞAR

ELEKTRİK DAĞITIM ŞEBEKELERİNDE KAYIPLARIN İNCELENMESİ:

KÜTAHYA ÖRNEĞİ

Gamze UYANIK

Elektrik-Elektronik Mühendisliği, Yüksek Lisans Tezi, 2020

Tez Danışmanı: Doç. Dr. Celal YAŞAR

ÖZET

Enerji, toplumun refah seviyesini ve ülkelerin kalkınmasını etkileyen önemli unsurların

başında gelmektedir. Sosyo-ekonomik kalkınmanın en önemli girdilerinden biri olan elektrik

enerjisinin zamanında, kaliteli ve yeterli miktarda, ekonomik şartlar ve çevre etkileri de dikkate

alınarak temini çok önemlidir.

Elektrik enerjisi sisteminde farklı kademelerde güç kayıpları meydana gelmektedir. Söz

konusu güç kayıpları üretim sistemi, iletim sistemi ve dağıtım sistemi kayıpları olmak üzere üç

kısımda incelenebilir. Türkiye’de 2018 yılında elektrik enerjisinde üretim sistemi iç ihtiyaç

tüketim oranı %4,7, iletim sistemi kayıpları % 1,7 iken, dağıtım sistemindeki kayıplar % 10,2

olmuştur. Ülkemizde elektrik enerjisi sistemi kayıpları en fazla dağıtım sisteminde meydana

gelmektedir.

2017 yılında dünya genelinde iletim ve dağıtım sistemi kayıpları toplamı % 8,3

olmuştur.

Bu tez çalışmasında, uygulama alanı olarak seçilen dağıtım bölgesinin mevcut

şebekesinde oluşan güç kayıplarını azaltabilmek için; şebeke yeraltı kablosu kullanılarak bir, iki

ve üç transformatörlü olarak planlanmıştır. Bu bölgedeki yük tahmini için sayaç yük profilleri

kullanılmıştır. Tüm projeler için güç kaybı hesapları yapılarak, her bir projedeki güç kayıp

oranları tespit edilmiştir. Ayrıca projeler güç kayıpları ve yatırım maliyeti açısından

incelenmiştir.

ANALYSIS OF LOSSES IN POWER DISTRIBUTION NETWORKS:

KÜTAHYA CASE STUDY

Gamze Uyanık

Electrical-Electronic Engineering, M.S.Thesis, 2020

Thesis Supervisor: Assoc.Prof. Dr. Celal YAŞAR

SUMMARY

Energy is one of the most important factors affecting the welfare level of the

society and the development of countries.

The continuity of electrical energy supply to

customers at desired level, by taking into account the economic conditions and

environmental effects, with high service, restoration times and power quality, is one of

the most important inputs of socio-economic development.

There are power losses in different levels of electric power systems. These

power losses can be categorized into three parts as generation system, transmission

system and distribution system losses.

In Turkey, the ratio of internal consumption of power

generation stations and utilities was 4,7%, the losses originated from transmission system were

1,7% and the losses of power distribution systems 10,2% in 2018. The losses originated from

electric power distribution system are the highest in Turkey. In 2017, the losses of transmission

and distribution systems were totally 8,3% in the World.

In this thesis, in order to reduce power losses in the existing power distribution network,

a residential area has been chosen to implement different power distribution network plans with

different number of distribution transformers using underground cables. The load profiles of the

customers have been estimated using recordings of electric metering. By calculating the power

losses of different projected power distribution system layouts, the ratio of power losses for

every single power distribution system layout was examined. Moreover, projects were analyzed

for their power losses and investment costs.

TEŞEKKÜR

Tez çalışmamın her aşamasında değerli katkı ve yorumlarıyla rehber olan, bilgi ve

deneyimlerini şahsımla paylaşan tez danışmanım Sayın Doç. Dr. Celal YAŞAR’a, desteklerini

esirgemeyen Osmangazi Elektrik Dağıtım A.Ş. Kütahya İl Müdürü Sayın Kamil Uğur

MUMCU’ya, Elektrik Teknisyeni Sayın Ali GÖZÜTOK’a ve her zaman yanımda olan sevgili

aileme en içten teşekkürlerimi ve minnetlerimi sunarım.

İÇİNDEKİLER

Sayfa

ÖZET ... V

SUMMARY ...

Vİ

ŞEKİLLER DİZİNİ ... X

ÇİZELGELER DİZİNİ... Xİ

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ ... Xİ

1. GİRİŞ ... 1

2. LİTERATÜR TARAMASI ... 3

3. ELEKTRİK DAĞITIM SİSTEMİ KAYIPLARI ... 5

3.1. Elektrik Enerji Sistemi ... 5

3.2. Elektrik Dağıtım Tesislerinde Kayıplar ... 7

3.2.1. Teknik kayıplar ... 7

3.2.2. Teknik olmayan kayıplar ... 13

4. ELEKTRİK DAĞITIM BÖLGESİNİN PROJELENDİRİLMESİ ... 14

4.1. Yük Tahmini ... 14

4.2. Uygulama Alanı İçin Mevcut ve Planlanan Yeni Projeler ... 22

4.2.1. Mevcut proje parametreleri ve kayıplar ... 24

4.2.2. Proje-1 ve hesaplamaları ... 28

4.2.3. Proje-2 ve hesaplamaları ... 33

4.2.4. Proje-3 ve hesapmaları ... 38

4.3. Projelerin Değerlendirilmesi ve Maliyet Analizleri ... 46

5. SONUÇ VE ÖNERİLER ... 48

KAYNAKLAR DİZİNİ ... 50

EKLER

1. Konut ve Ticarethanelere ait Yük Profilleri, Sayaç Kayıpları Hesapları

2. SDK-Blok Arası Kablo Kayıpları Hesapları

3. Mevcut Proje Güç Kaybı Hesapları

İÇİNDEKİLER (devam)

Sayfa

5. Proje-2 Gerilim Düşümü ve Güç Kaybı Hesapları

6. Proje-3 Gerilim Düşümü ve Güç Kaybı Hesapları

ÖZGEÇMİŞ

ŞEKİLLER DİZİNİ

Şekil

Sayfa

3.1. Enterkonnekte sistem örneği ... 5

4.1. Konut abonesine ait 23.03.2019-24.03.2019 tarihleri arası yük eğrisi ... 17

4.2. Konut abonesine ait 23.03.2019-24.03.2019 tarihleri arası düzenlenmiş yük eğrisi ... 17

4.3. Konut abonesine ait 18.03.2019-22.03.2019 tarihleri arası yük eğrisi ... 18

4.4. Konut abonesine ait 18.03.2019-22.03.2019 tarihleri arası düzenlenmiş yük eğrisi ... 19

4.5. ST-1 ticarethanesine ait 11.10.2018 tarihli günlük düzenlenmiş yük eğrisi ... 21

4.6. ST-1 ticarethanesine ait 11.10.2018 tarihli günlük düzenlenmiş yük eğrisi ... 21

4.7. Mevcut Proje vaziyet planı ... 25

4.8. Mevcut Proje A kesiti vaziyet planı ... 26

4.9. Mevcut Proje B kesiti vaziyet planı... 27

4.10. Proje-1

vaziyet planı ... 29

4.11. Proje-1 A kesiti vaziyet planı ... 30

4.12. Proje-

1 B kesiti vaziyet planı ... 31

4.13. Proje-2 vaziyet planı ... 34

4.14. Proje-

2 A kesiti vaziyet planı ... 35

4.15. Proje-2 B kesiti vaziyet planı ... 36

4.16. Proje-3 vaziyet planı (NAYY kablolu) ... 40

4.17. Proje-3 A kesiti vaziyet planı (NAYY kablolu) ... 41

4.18. Proje-3 B kesiti vaziyet planı (NAYY kablolu) ... 42

4.19. Proje-3 vaziyet planı (NYY kablolu) ... 43

4.20. Proje-3 A kesiti vaziyet planı (NYY kablolu)... 44

ÇİZELGELER DİZİNİ

Çizelge

Sayfa

1.1. Türkiye elektrik enerjisi üretim-tüketim ve kayıplarının yıllar itibariyle değişimi ... 2

3.1. Orta gerilimde kullanılan iletkenlerde % olarak güç kayıpları ... 8

3.2. Genleşmeli ve hermetik tip transformatör kayıp oranları ... 9

3.3. Yük ayırıcısı, ayırıcı ve kesici için motor ve bobin güçleri örneği ... 10

3.4. Alüminyum iletkenlerin teknik özellikleri ...11

3.5. Alüminyum ve bakır iletkenli kabloların teknik özellikleri ... 12

4.1. Konut abonesi yük profili... 16

4.2. ST-1 ticarethanesi yük profili ... 20

4.3. Dağıtım şirketleri kayıp oranları (%) ... 22

4.4. Osmangazi EDAŞ Kütahya İl Müdürlüğü genel bilgileri ... 22

4.5.

p güç yoğunluğu değerleri ... 23

4.6. Mevcut projeye ait güç kaybı değerleri ... 24

4.7. Proje-1

güç yoğunluğu hesabı ... 28

4.8.

Proje-1 TR-

1 trafo gücü hesabı ... 32

4.9. Proje-1’e ait güç kaybı değerleri ... 32

4.10. Proje-2 güç yoğunluğu hesabı ... 33

4.11. Proje-2 TR-1, TR-2 trafo gücü hesabı ... 37

4.12. Proje-2’ye ait güç kaybı değerleri ... 37

4.13. Proje-3 güç yoğunluğu hesabı ... 38

4.14. Proje-3 TR-1, TR-2, TR-3 trafo gücü hesabı ... 39

4.15. Proje-3’e ait güç kaybı değerleri ... 46

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ

Simgeler

Açıklama

P

Tansformatör bakır kayıpları nominal değeri

P

Tansformatör bakır kayıpları

S

Transformatörden geçen gücün gerçek değeri

S

Transformatörün nominal gücü

P

Güç kaybı

I

Akım

R

Direnç

p

Güç yoğunluğu

N

Aktif abone gücü

L

Şebeke uzunluğu

k

Tüketim katsayısı

Kısaltmalar

Açıklama

ETKB

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

EPDK

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu

TEİAŞ

Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi

TEDAŞ

OEDAŞ

Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi

Osmangazi Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi

OECD

Ekonomik Kalkınma ve İşbirliği Örgütü

YG

Yüksek Gerilim

OG

Orta Gerilim

AG

Alçak Gerilim

TRP

Trafo Postası

1. GİRİŞ

Enerji, toplumun refah seviyesini ve ülkelerin kalkınmasını etkileyen önemli bir

unsurdur. Ülkelerin enerji ihtiyacı; nüfus, sosyal ve ekonomik gelişmişlik düzeyi, sanayileşme,

kentleşme, teknolojik gelişmişlik gibi birçok sosyo-ekonomik faktöre bağlı olarak

şekillenmektedir.

Elektrik enerjisi üretiminde kullanılan kaynakların sınırlı olması ve kaynakların

sorumsuz kullanımı geleceğimizi olumsuz olarak etkileyecektir. Günümüzde elektrik enerjisi,

hem sanayinin

temel girdisi olması, hem de hayat kalitesinin vazgeçilmez bir unsuru olması

nedeniyle ham enerji

kaynakların verimli kullanılmasını gerektirmektedir. Ayrıca

sosyo-ekonomik kalkınmanın girdilerinden biri olan elektrik enerjisinin sosyo-ekonomik olarak kaliteli,

yeterli miktarda ve çevre etkileri de dikkate alınarak temini çok önemlidir.

Ülkemizin

2019 yılı itibariyle kurulu gücünün kaynaklara göre dağılımı; % 31,4’ü

hidrolik enerji, % 29,0’sı doğal gaz, % 22,4’ü kömür, % 8,0’ı rüzgâr, % 6,0’ı güneş, % 1,5’i

jeotermal ve % 1,7’si ise diğer kaynaklar şeklindedir (ETKB, 2019).

2018 yılı sonunda Türkiye Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü bir önceki yıla göre % 3,9

artışla 88 550,8 MW olarak gerçekleşmiştir. Termik santrallarda 17,66 MW azalış, hidrolik

santrallarda 1 018,3 MW, jeotermal santrallarda 218,8 MW, rüzgâr santrallarında 489,2 MW ve

güneş santrallerindeki 1 642,14 MW’lık artış ile toplam 3 350,78 MW artış sağlanmıştır.

2018

yılı Türkiye elektrik enerjisi üretimi bir önceki yıla göre % 2,5’e karşılık gelen 7 524,4 milyon

kWh artış ile 304 801,9 milyon kWh, tüketim ise yine % 2,5’ e karşılık gelen 7 464,8 milyon

kWh artış ile 304 166,9 milyon kWh olmuştur (ETKB, 2019).

Türkiye’nin

2019 yılı Temmuz ayındaki kişi başı elektrik tüketimi 33,4 kWh olarak

gerçekleşmiştir (Karakış, 2019). Türkiye’nin gelişmişlik düzeyi arttıkça kişi başı elektrik

tüketiminin artacağı aşikârdır.

Elektrik enerjisi sisteminde güç kayıpları üretim, iletim ve dağıtım sistemleri olmak

üzere üç farklı sistemde meydana gelmektedir. Üretim sistemi kayıpları santrallerde iç ihtiyaç

tüketiminden oluşmaktadır. Çizelge 1.1’de belirtildiği gibi Türkiye’de elektrik enerjisinde 2018

yılında üretim sistemi iç ihtiyaç tüketim oranı % 4,7, iletim sistemi kayıpları % 1,7 iken,

dağıtım sistemindeki kayıplar % 10,2 olmuştur. Genelde elektrik enerjisi sistemi kayıpları en

fazla dağıtım sisteminde meydana gelmektedir.

Çizelge 1.1.

Türkiye elektrik enerjisi üretim-tüketim ve kayıplarının yıllar itibariyle değişimi

(TEİAŞ, 2019).

Yıllar

Brüt

Üretim

İç İhtiyaç Şebekeye

Verilen

ŞEBEKE KAYIPLARI

İhracat

Net

Tüketim

Yıllara

Göre

Artış

İletim

Dağıtım

Toplam

GWh

GWh

%

GWh

GWh

%

GWh

%

GWh

%

GWh

GWh

%

2010

211207,7

8161,6 3,9 204189,9 5690,5 2,8 24531,2

12

30221,7 14,8 1917,6

172051

9,7

2011

229395,1 11837,4 5,2 222113,5 4189,3 1,9 28180,1 12,7 32369,4 14,6 3644,6

186100

8,2

2012

239496,8 11789,5 4,9

233534

6024,7 2,6 29632,3 12,7

35657

15,3 2953,6

194923

4,7

2013

240154

11176,9 4,7 236406,4 5639,4 2,4 31495,1 13,3 37134,5 15,7 1226,7

198045

1,6

2014

251962,8 12513,9

5

247402,2 6271,2 2,5 31059,9 12,6 37331,1 15,1

2696

207375

4,7

2015

261783,3 11883,7 4,5

257035

5338,1 2,1 31190,2 12,1 36528,3 14,2 3194,5

217312

4,8

2016

274407,7 12470,9 4,5 268267,1 5607,6 2,1 30004,1 11,2 35611,7 13,3 1451,7

231204

6,4

2017

297277,5

13020

4,4 286985,8 5503,3 1,9 29156,2 10,2 34659,5 12,1 3303,7

249023

7,7

2018

304801,9 14299,7 4,7

292979

5120,3 1,7 29883,9 10,2 35004,2 11,9 3111,9

254863

2,3

Dünya genelinde iletim ve dağıtım sistemi kayıpları toplamı 2017 yılında % 8,3, OECD

ülkelerinde ise % 6,6 olmuştur (TEİAŞ, 2017).

Dünya geneli

ve OECD ülkeleri kayıp oranı seviyelerine ulaşabilmek, aynı zamanda

enerji tasarrufu, enerji verimliliği, enerji arz güvenliği ve dışa bağımlılık risklerinin

azaltılabilmesi için dağıtım sisteminde oluşan kayıpların azaltılması önem arzetmektedir.

2. LİTERATÜR TARAMASI

Elektrik güç sisteminde oluşan teknik ve teknik olmayan kayıplara ilişkin literatürde

farklı çalışmalar yapılmıştır.

Mcdonald ve Hickok (1985) elektrik güç sistemlerindeki enerji kayıpları üzerinde

çalışmışlardır. Güç sistemlerinde kullanılan ekipmanlarda oluşan güç kayıplarını

incelemişlerdir. Transormatörlerin, koruma kumanda sistemlerinin ve senkron motorların

nominal yükte güç kaybı değerlerini hesaplamışlardır.

Özay vd. (1995) elektrik dağıtım sistemlerindeki kayıpların incelenmesi için Ankara

ilindeki bir dağıtım şebekesini seçmişlerdir. OG/OG transformatör, OG fider, OG/AG dağıtım

transformatör, AG fıder kayıplarını mevcut veriler ve varsayımlar altında değerlendirmişlerdir.

Ülkemizde teknik kayıplann % 6-7 oranında olabileceği sonucuna varmışlardır.

Onat (2010) Türkiye’nin güç sisteminin iletim ve dağıtım kayıplarını incelemiştir.

Teknik kayıpların azaltılması için ciddi yatırımlar yapılması gerektiği sonucuna varmışlardır.

Aynı zamanda teknik olmayan kayıpların ise özelleştirme politikalarının hızlandırılması,

bölgesel

fiyat politikalarının uygulanması ve halkın bilinçlendirilmesine yönelik faaliyetlerin

yapılmasını önermişlerdir.

Khan vd.

(2013) Pakistan iletim ve dağıtım sistemindeki kayıpları incelemişlerdir.

Çalışmada Pakistan iletim ve dağıtım sistemindeki kayıp oranlarını Güney Asya, Orta Doğu,

Avrupa ve Güney Afrika ülkeleri ile

karşılaştırlmıştır. Kayıp oranlarının ülkelerin gelişmişlik

düzeyleriyle ters orantılı olduğu sonucuna varılmıştır. Pakistanda uzun alçak gerilim hatları,

yanlış yük yönetimi nedeniyle güç kaybının yüksek olduğunu tespit etmişlerdir. Çalışmada

doğru bir dağıtım sistemi planlaması ile kayıpların azaltılabileceği sonucuna varılmıştır.

Alumona vd.

(2014) Nijerya güç iletim sistemindeki kayıpları incelemişlerdir.

Çalışmada Nijeryanın mevcut sistemi olan 50 Hz alüminyum iletkenli sistem ile 60 Hz.

alüminyum iletkenli sistem ve 60 Hz

gümüş iletkenli sistem karşılaştırılmıştır. Araştırmacılar

gümüş iletken kullanılması ile kayıpların azaldığı, fakat yatırım maliyetinin çok yükseldiği

sonucuna varmışlardır.

Zuo vd. (2019) Çinde Huludao şehrindeki 10 kV’luk elektrik dağıtım sisteminin teknik

ve teknik olmayan kayıplarını inceleyerek azaltılmasına yönelik önerilerde bulunmuşlardır.

Kablo kaybının teorik olarak hesaplanmasının özellikle çok sayıda branşman hattı olan, dağıtım

hatları ve alçak gerilim hatları için uzun süren bir çalışma olduğu belirtmişlerdir. Enerji yönetim

sistemi, güç dağıtım yönetim sistemi, yük yönetim sistemi ve diğer mevcut otomasyon

sistemlerinin

şebeke çalışma parametreleri hakkındaki gerçek zamanlı bilgi ve verilerini

kullanarak hesaplama yapılması gerektiğini önermişlerdir. Kayıpların azaltılmasının enerji

şirketlerinin ekonomik faydasına olduğunu vurgulamışlardır.

Bu çalışmada, dünyada ve ülkemizde elektrik kayıplarının en fazla olduğu elektrik

dağıtım sisteminde oluşan kayıplar incelenmiştir. Dağıtım sistemindeki kayıpların azaltılmasına

yönelik alternatifli şebeke uygulamaları gerçekleştirilmiş ve birbirleriyle karşılaştırılmıştır.

Tezin

giriş ve literatür taraması bölümünden sonra, üçüncü bölümünde elektrik dağıtım

sisteminde oluşan teknik ve teknik olmayan kayıplar ile ilgili bilgiler verilmiştir. Dördüncü

bölümde ise uygulama alanındaki yük tahmini ve farklı şekilde projelendirilen dağıtım

şebekesinde güç kaybı ve yatırım maliyeti üzerine çalışmalar yapılmıştır. Son bölümde ise

sonuç ve öneriler başlığı altında değerlendirmeler yapılmıştır.

3. ELEKTRİK DAĞITIM SİSTEMİ KAYIPLARI

3.1. Elektrik Enerji Sistemi

Elektrik üretim santrallerini son

tüketim noktası ile birleştiren, örneği Şekil 3.1’de

verilen ve bu kapsamda birbirleriyle bağlı olup birlikte çalışan şebeke sistemine enterkonnekte

sistem denir.

Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı

sistemleri elektrik şebekesini oluşturur (Yılmaz, B., 2011: 451).

Elektrik santrallarında üretilen elektrik enerjisinin elde edilmesinden tüketicilere

sunulmasına kadar yapılması gereken tesisler iletim ve dağıtım tesisleridir. İletim Sistemi,

üretim tesislerinden itibaren gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden elektrik

enerjisinin iletiminin gerçekleştirildiği tesislerdir. İletim tesisleri, elektrik enerjisini, elektrik

santrallarından tüketim bölgelerine

(şehir, kasaba, sanayi tesisi, fabrika, vs.) ileten tesislerdir.

Gerek enterkonnekte şebekeden alınan enerjiyi, daha küçük seviyeli iletim şebekelerine,

gerekse iletilerek dağıtım bölgesine taşınan enerjiyi seçilmiş dağıtım gerilimi seviyesine

dönüştüren transformatör merkezleri ana indirici merkez olarak adlandırılmaktadır. İki veya

daha fazla yüksek gerilim seviyesi kullanılan dağıtım şebekelerinde enerjiyi bir yüksek gerilim

seviyesinden diğerine dönüştüren transformatör merkezlerine ara indirici merkezler denilir.

Dağıtım merkezi, bir iletim hattı gibi görev yapan OG hattının sonunda, esas olarak fider

çoğaltmak, hat ayırma, kumanda, koruma ve ölçme yapmak amacıyla kurulmuş şalt tesisidir. Bu

tesislerden zaman zaman "Ölçü Merkezi", "Ayırma Merkezi" ve "Kesici Ölçü Kabini KÖK"

olarak da bahsedilmektedir.

Dağıtım tesisleri ise, bir tüketim bölgesi içerisinde, elektrik enerjisini tüketicilere kadar

ulaştırmak için kurulan tesislerdir.

Dağıtım tesisleri, iletim tesislerinin ve dağıtım gerilim

seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki

nihayet direğinden itibaren, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin bina giriş noktalarına

kadar olan yerleri kapsamaktadır.

Ülkemizdeki elektrik iletim sistemi gerilim seviyeleri

fazlar arası gerilimler 380 kV çok

yüksek gerilim (ÇYG), 154 kV - 66 kV yüksek gerilim (YG), elektrik dağıtım sistemindeki orta

gerilim (OG) seviyeleri ise 6,3 kV - 10,5 kV - 15,8 kV - (30-31,5-33-34,5-35-36) kV

olarak

sıralanabilir. Alçak gerilim ise etkin değeri 1000 volt ya da 1000 voltun altında olan fazlar arası

gerilim olarak tanımlanabilir.

Dağıtım tesisleri, dağıtım şebekeleri ve dağıtım hatları olmak üzere iki ana bölümden

oluşur. Dağıtım şebekeleri şehir, kasaba, köy vb yerleşim yerlerinin alçak gerilim ve orta

gerilim elektrik şebekesi ve trafo postasından oluşmaktadır. Dağıtım hatları OG seviyesindeki

enerjinin direkler üzerinden büyük açıklıklarla taşınmasıdır. YG/AG güç dönüşümünün

yapıldığı dağıtım trafosu, AG dağıtım panosu, koruma ve şalt cihazları grubu trafo postası

(TRP) olarak isimlendirilmektedir (Yunusoğlu, A., 1995: 2).

Dağıtım şebekesinde iki çeşit devre ile radyal (dal-budak) ve ring (gözlü şebeke) olmak

noktasında son bulan, enerjinin sadece tek yönde aktığı (hat veya fider) devredir. Ring devre,

her iki ucunda da kaynak tesisi bulunan, ara yerde devrenin açık tutulduğu noktaya göre

enerjinin iki yönde de akabildiği ve yük noktasına iki yönden de enerji verilebildiği

devre/hat/fider düzenidir. İkinci yön yük noktasına yedek besleme imkânı sağlamaktadır.

3.2. Elektrik Dağıtım Tesislerinde Kayıplar

Dağıtım sistemindeki kayıp kavramı, dağıtım sistemine giren enerji ile dağıtım

sisteminde tüketicilere tahakkuk ettirilen enerji miktarı arasındaki farkı oluşturan ve maliyeti

etkileyen; teknik ve teknik olmayan

şeklinde tanımlanabilir. Elektrik tesislerinde en fazla güç

kaybı dağıtım sisteminde meydana gelmektedir.

3.2.1. Teknik k

ayıplar

Dağıtım sisteminde teknik kayıplar yükten bağımsız ve yüke bağlı kayıplar olmak üzere

ikiye ayrılır. Yükten bağımsız kayıplar (boştaki kayıplar), şebeke gerilim altında bulunduğu

müddetçe şebeke yüklü olsun veya olmasın daima meydana gelen kayıplardır.

Transformatörlerin boşta kayıpları, gerilim transformatörlerinin primer sargılarındaki kayıplar,

sayaç ve ölçü aletlerinin gerilim bobinlerindeki kayıplar yükten bağımsız kayıplardır (Çakır,

1995).

Yüke bağlı kayıplar, şebeke yüklendiği zaman meydana gelen kayıplardır. Bunlar

yükün büyüklüğüne bağlıdır ve akımın karesi ile orantılı olarak değişirler.

Transformatörlerdeki, iletkenler ve kablolardaki ısı kayıpları ile ölçü aletlerinin akım

bobinlerindeki kayıplar yüke bağlı kayıplardır (Çakır, 1995).

Ülkemizdeki dağıtım hatlarında, Swallow (SW-3 AWG), Raven (1/0 AWG), Pigeon

(3/0 AWG), Partridge (266,8 MCM) ve Hawk (477 MCM) çelik özlü alüminyum iletkenler

kullanılmaktadır. Enerji İletim Hatları (E.İ.H) beton, boyalı kaynaklı demir ve galvanizli cıvatalı

demir direkli olarak projelendirilmektedir. Günümüzde

özellikle yerleşim bölgelerinde imar

bölgesi içinden geçmesi gereken enerji iletim hatları yeraltı kablolu olarak tesis edilmektedir.

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun 30/12/2004 tarih ve 414 nolu kurul kararı ile

TEDAŞ dağıtım sistemindeki azami kayıp oranlarını belirlemiştir. Orta Gerilim ( 6,3 kV, 10,5

kV, 15,8 kV, 33 kV) dağıtım sisteminde kullanılan iletkenlere göre hesaplanmış güç kayıpları

Çizelge 3.1’de gösterilmiştir (EPDK, 2004).

Çizelge 3.1.

Orta gerilimde kullanılan iletkenlerde % olarak güç kayıpları (EPDK, 2004).

Tüketiciler İçin Hat Kayıpları (%/km)

İletken Tipi

Gerilim (kV)

6,3

10,5

15,8

33

Swallow (SW-3 AWG)

3,63

2,18

1,45

0,69

Raven (1/0 AWG)

2,82

1,69

1,12

0,54

Pigeon (3/0 AWG)

2,28

1,37

0,91

0,43

Partridge (266,8 MCM)

2,05

1,23

0,82

0,39

Hawk (477 MCM)

1,66

1

0,66

0,32

Enerji iletim hatlarında swallow iletken 6,3 kV'ta kullanıldığında kilometre başına

%3,63 güç kaybı, pigeon iletken 33 kV'ta kullanıldığında ise kilometre başına %0,43 güç kaybı

değeri azami kayıp değeri olarak belirlenmiştir.

Dağıtım transformatörlerinde oluşan kayıplar

Gücü ve frekansı sabit kalmak şartıyla akım ve gerilimi, belirli oran dahilinde alçaltan

veya yükselten teçhizatlara transformatör denir. Dağıtım transformatörleri yağ genleşmeli,

hermetik ve kuru tip olmak üzere 3 çeşittir.

Transformatörlerde kullanılan transformatör yağı ve selüloz bazlı katı yalıtım

malzemeleri bir transformatörün ömrünü belirleyen ana malzemelerdir. Söz konusu malzemeler

termik, kimyasal ve elektriksel zorlanmalar ile ortamda bulunan oksijen ve nemin etkisiyle

yaşlanırlar. Transformatörlerde en ciddi yaşlanma, işletme sırasında transformatörün

kayıplarından dolayı maydana gelen ısınmanın etkisiyle oluşan oksitlenme ile olandır.

Oksitlenme yoluyla yaşlanmayı önlemenin en iyi yolu transformatör içindeki yağın ve katı

yalıtım malzemelerinin oksijen ile temasını kesmektir. Bu maksatla yağın hava ile temas

etmediği hermetik tip transformatörler geliştirilmiştir.

Hermetik transformatörler genleşmeli transformatörlere oranla daha uzun ömürlü

olabilmektedir. Bu nedenle dağıtım sisteminde hermetik transformatörler kullanılmaktadır.

EPDK

kararına göre azami Transformatör Kayıp Oranları Çizelge 3.2’de belirtilmiş olup,

transformatör kayıpları (3.1) eşitliği ile hesaplanabilir (EPDK, 2004).

Kay

ıplar+Yükte Kayıplar (Yük Faktörü)

Trafo Kayb

ı =

Transformatör Gücü Güç Faktörü Yük Faktörü

Bo

şta

×

Çizelge 3.2.

Genleşmeli ve hermetik tip transformatör kayıp oranları (EPDK, 2004).

Nominal

Transformatör

Gücü ( Pn)

İşletme

Gerilimi

Boşta

Kayıplar

(Pb)

Yükte

Kayıplar

(Pcu)

kVA

kV

kW

kW

50

15

0,19

1,10

33

0,23

1,25

100

15

0,32

1,75

33

0,38

1,95

160

15

0,46

2,35

33

0,52

2,55

250

15

0,65

3,25

33

0,78

3,50

400

15

0,93

4,60

33

1,12

4,90

630

15

1,30

6,50

33

1,45

6,65

800

15

1,50

8,50

33

1,75

8,70

1.000

15

1,70

10,50

33

2,00

10,50

1.250

15

2,10

13,00

33

2,25

13,00

1.600

15

2,60

17,00

33

2,80

17,00

Transformatörlerde yük arttıkça kayıplar artar, bu nedenle transformatörlerde yük

faktörü %65-70 seviyelerini geçmemelidir. Güç faktörü 0,95 kabul edilmiştir.

Transformatörlerdeki enerji kayıpları yüke bağlı olmayan ve yüke bağlı olan olmak

üzere iki şekilde oluşur. Yüke bağlı olmayan kayıplar transformatörün çekirdeğindeki histerezis

ve girdap akımlarının neden olduğu boştaki kayıplardır. Yüke bağlı olan kayıplar ise bobinlerin

ısınmasıyla oluşan kayıplardır. Gerilimin belli değerlerinde boştaki çalışma kayıpları sabittir.

Ama genellikle transformatörün bakır kayıpları nominal değerine ait bakır kayıplarına eşit

olmayıp transformatörden geçen akıma bağlı olarak değişir. Bakır kayıpları gücün karesiyle

orantılı olduğu için transformatörün gerçek güç kayıpları (3.2) eşitliği ile hesaplanabilir.

2

Str

P

_cu

= P

_cunom

×

2

Strnom

(3.2)

Bu eşitlikte P

transformatörden geçen güce göre oluşacak bakır kaybını, S

transformatörden

geçen gücün gerçek değerini, P

transformatörün

nominal bakır kaybını, S

ise

transformatörün nominal gücünü göstermektedir.

Koruma kumanda sistemleri

nde oluşan kayıplar

Elektrik kuvvetli akım tesisleri yönetmeliği doğrultusunda 30 Kasım 2002 tarihinden

itibaren, yeni yapılacak elektrik dağıtım tesislerinde bina tipi trafolarda koruma kumanda

sistemi olarak metal muhafazalı modüler hücreler kullanılmaktadır. Metal muhafazalı modüler

hücreler hava ve gaz yalıtımlı olmak üzere iki çeşittir. Hava yalıtımlı da baraları, bara bağlantı

bölümü hava yalıtımlıdır. Gaz yalıtımlı da ise anahtarlama elemanlarının ve topraklama

ayırıcılarının gerilim altındaki aktif bölümleri ve baraları SF6 gazı ile yalıtılmıştır.

Genellikle dağıtım tesislerinde yük ayırıcılı giriş-çıkış, kesicili giriş-çıkış ve sigortalı

yük ayırıcılı trafo koruma hücreleri kullanılmaktadır. Bu hücrelerde ayırıcı ve kesicilerin motor

ve açma-kapama bobinlerinde güç tüketimi bulunmaktadır. Çizelge 3.3’te yük ayırıcısı, ayırıcı

ve kesici için belirtilen bu güç tüketimine ait örnek değerler verilmiştir. Ayrıca iç dirençleri

dolayısıyla küçük seviyede güç kaybı meydana gelmektedir. Bahsedilen bu güç kayıpları düşük

değerlerde olduğundan güç kaybı hesaplamalarında ihmal edilmektedir.

Çizelge 3.3.

Yük ayırıcısı, ayırıcı ve kesici için motor ve bobin güçleri örneği (Schneider

Electric, 2019).

Yük ayırıcısı / ayırıcı için

motor ve bobin güçleri (50

Hz)

Kesici için motor ve bobin

güçleri (50 Hz)

Un

AC

AC

Güç devresi (V)

230

230

Motor (VA)

200

700

Açma bobini (VA)

600

550

Kapama bobini (VA)

60

180

Alçak gerilim hatlarında oluşan kayıplar

İletkenler gerilim altında olup olmamasına bağlı olmaksızın bir hava hattının mesnet

noktaları çıplak ya da yalıtılmış örgülü ya da tek tellerdir. Yeraltı kabloları ise bir veya daha

fazla

iletkenin, koruma katmanı ve izolasyon materyalleri ile sarmalanıp elektriği iletmek için

yer altına döşenen güç kablolarıdır.

Şehir şebekelerinde alçak gerilim hatları, havai hatlı ve yeraltı kablolu olmak üzere iki

şekilde tesis edilmektedir. Alçak gerilim havai hatlı elektrik şebekesinde, Çizelge 3.4’te teknik

özellikleri verilen Rose, Pansy, Aster alüminyum iletkenler ile beton ve demir direkler

kullanılmaktadır. Yeraltı kablolu hatlar ise bakır (NYY) ve alüminyum (NAYY) kablolu olarak

projelendirilmektedir. Çizelge 3.5’te alüminyum ve bakır iletkenli kabloların teknik özellikleri

verilmiştir.

Ülkemizde şehir şebekelerinin büyük bölümünün havai hatlı şebekelerden oluşmasının

nedenleri; tesis maliyetinin daha düşük olması, ilave ve değişikliklerin daha kolay

yapılabilmesi, bakım-onarım kolaylıkları ve çabukluğu, yeterli altyapı olmaması olarak

sıralanabilir. Ancak son yıllarda bina yapılaşmasının ve altyapı şebekelerinin tamamlandığı

merkezlerde, yükse

k nüfus yoğunluğu ve yüksek enerji tüketimi gibi nedenlerden havai hattın

hem kapasite yönünden yetersiz hem emniyet ve çevre görünümü yönünden sakıncalı olacağı

yerleşim merkezlerinde havai hatlar yeraltı kablolu hatlara dönüştürülmektedir. Yeraltı kablolu

tesislerin avantajları; işletme-bakım emniyetinin daha yüksek olması, insanların hayatı

tehlikesinin daha az

olması, yüksek kullanım ömrü, yerleşim merkezinin mimari-estetik

görünümünü daha az etkilemesi, kabloların hava şartlarından etkilenmemesi şeklinde sayılabilir.

Bu avantajlarına karşılık tesis maliyeti havai hatlı şebekeye göre daha yüksektir. Ayrıca yeraltı

kablolu sistemin bakım maliyetleri düşük olmasına karşın, arıza meydana gelmesi durumunda

yüksek onarım maliyetleri gerektirmektedir.

Çizelge 3.4. Alüminyum iletkenlerin teknik özellikleri (EMO, 2019).

KANADA STD.

GÖRE

ANMA ADI

Alüminyum İletkenlerin Teknik Özellikleri

AKIM TAŞIMA KAPSİTESİ

R

İletken

Kesiti

(mm²)

- 1 -

(A)

- 2 -

(A)

- 3 -

(A)

(20

_C)

Ohm/m

ROSE (R)

110

140

150

1,3540

21,14

LILY (L)

125

160

170

1,0740

26,66

PANSY (P)

165

200

230

0,6752

42,37

POPPY (Po)

193

230

270

0,5351

53,49

ASTER (A)

225

260

300

0,4245

67,45

PHLOX (Ph)

262

300

340

0,3366

84,99

OXLIP (O)

306

370

400

0,2671

107,30

Akım Taşıma Kapasitesini Etkileyen Faktörler

İŞARETLER

1

2

3

Rüzgâr Hızı (m/sn)

0

0,61

0,6

Ortam Sıcaklığı (oC)

40

25

20

İletken Yüzeyi

80

75

80

Güneş Isısı

-

-

1

Yeraltı kablolarının maliyetlerini azaltmak için kablo üretiminde hammadde olarak

kullanılan bakırın ve alüminyumun kıyaslanması iyi olur. Maliyet olarak NYY kabloların

NAYY kablolara göre

yaklaşık 3,5 daha kat pahalı olması nedeniyle, alüminyum kabloların

Çizelge 3.5.

Alüminyum ve bakır iletkenli kabloların teknik özellikleri (EMO, 2019).

0.6/ 1 kV PVC İzoleli, Alüminyum İletkenli

Kabloların (NAYY) Teknik Özellikleri

0.6/ 1 kV PVC İzoleli, Bakır İletkenli Kabloların

(NYY) Teknik Özellikleri

Nominal Kesit

Akım Taşıma

Kapasitesi

İletken

DC

Direnci

Nominal Kesit

Akım Taşıma

Kapasitesi

İletken

DC

Direnci

mm²

A

(Havada)

A

(Toprakta)

ohm/km

(20°C)

mm²

A

(Havada)

A

(Toprakta)

ohm/km

(20°C)

3 x 25 + 16

82

102

1,2

3 x 25 + 16

106

133

0,727

3 x 35 + 16

100

123

0,868

3 x 35 + 16

129

159

0,524

3 x 50 + 25

119

144

0,641

3 x 50 + 25

157

188

0,387

3 x 70 + 35

152

179

0,443

3 x 70 + 35

199

232

0,268

3 x 95 + 50

186

215

0,32

3 x 95 + 50

246

280

0,193

3 x 120 + 70

216

245

0,253

3 x 120 + 70

285

318

0,153

3 x 150 + 70

246

275

0,206

3 x 150 + 70

326

359

0,124

3 x 185 + 95

285

313

0,164

3 x 185 + 95

374

406

0,0991

3 x 240 + 120

338

364

0,125

3 x 240 + 120

445

473

0,0754

3 x 300 + 150

400

419

0,1

3 x 300 + 150

511

535

0,0601

Bakırın iletkenliğinin alüminyuma göre daha iyi olması ya da alüminyumun direncinin bakıra

göre daha yüksek olması nedeniyle, aynı şebekede kulanılması planlanan alüminyum iletkenli

kablo

kesitinin, bakır iletkenli kablo kesitinden 1,6 kat daha büyük seçilmesi gerekmektedir.

Kısa devre anında, bakır iletkenler alüminyum iletkenlere göre mekanik mukavemetini daha iyi

korurlar.

TEDAŞ Alçak Gerilim ( 0,4 kV) dağıtım sisteminde kullanılan iletkenler için kilometre

başına % 3,63 kayıp oranı olarak belirlenmiştir (EPDK, 2004).

Yeraltı kablolarının kesiti yük artışlarına müsaade edecek derecede büyük seçilmelidir.

Kablo ve iletkenlerdeki kayıplar kablo iletkenin direnci ve yük akımının karesi ile orantılıdır.

Enerji kaybı tek fazlı kabloda (3.3), üç fazlı kabloda (3.4) eşitliğiyle hesaplanabilir (Ürgüplü, Z.,

1997: 50).

P = 2RI²

(3.3)

3

²

P

=

RI

(3.4)

Elektrik sayaçlarında oluşan kayıplar

Üretilen ve tüketilen elektrik enerjisinin bilinmesi, kayıpların bulunabilmesi ve

maliyetinin hesaplanabilmesi için elektrik enerjisinin ölçülmesi gerekir. Elektrik sayaçları,

devreden çekilen güçlerin sabit veya değişken değerlerini zaman ekseni üzerinde toplayarak

genellikle kilowattsaat (kWh) cinsinden kaydeden ölçü elemanıdır.

Elektrik İç Tesisleri

Yönetmeliğine göre 08.12.2001 tarihinden itibaren ilk kez enerji alacak yeni abonelerde

elektronik sayaç zorunluluğu getirilmiştir.

Sayaçların akım ve gerilim devrelerinde kayıplar meydana gelmektedir. Elektronik

sayaçlarda gerilim devresinde 2 W, 10 VA’den, akım devresinde ise 4 VA’den küçük güç

harcanmaktadır. Elektromekanik sayaçların gerilim devresinde 1,4 W, akım devresinde 1 VA

güç harcanmaktadır. Akım devresindeki güç kayıpları yük akımıyla değişmektedir. Akım

devresindeki elektrik enerjisi kaybı hesaplanırken günlük yük eğrisi kullanılmaktadır. Sayaçlar

için verilen kayıp değerleri 10 A anma akımındadır. Güç kayıplarındaki değişim, akımdaki

değişimin karesi ile orantılıdır. Güç faktörü elektromekanik sayaçlarda 0,85, elektronik

sayaçlarda ise 0,98 alınmaktadır (Özel, 2006).

3.2.2. Teknik olmayan k

ayıplar

Teknik olmayan kayıplar genel olarak ölçülemeyen ve faturalanamayan enerji alt

başlığında incelenebilir

(

Biçer, 2009). Teknik olmayan kayıplar, elektrik sistemine dışarıdan

yapılan müdahaleler ile meydana gelen kayıplar ile teknik kayıplar araçlarıyla hesaplanamayan

ve dikkate alınamayan kayıpları içermektedir. Teknik olmayan kayıplar, toplam kayıptan teknik

kayıpların çıkartılmasıyla bulunur. Teknik olmayan kayıpların sebeplerini aşağıdaki şekilde

özetlemek mümkündür.

•

Abonenin, dağıtım tesisine varolan kurallara uygun olarak bağlantısının yapılmayarak

aboneliğinin başlatılamaması,

• Abonenin, teknik, idari ve ticari verilerinin kayıt altına alınamaması, abone kayıtlarının

tutulmaması veya hatalı tutulması,

•

Kalitesi ve doğruluğu yeterli olmayan sayaçların kullanılması,

•

Abone mülkiyetindeki sayaçlara etkin ve yeterli denetimin yapılmaması,

• Kaçak bağlantı veya diğer yollarla yapılan kaçak elektrik kullanımının önlenememesi,

•

Abonelerin tüketim endekslerinin tespitinin hatalı yapılması,

•

Faturalandırma sisteminin, yani tüketilen enerjinin tahakkuka bağlanmasının sağlıklı

olarak yapılamaması,

4. ELEKTRİK DAĞITIM BÖLGESİNİN PROJELENDİRİLMESİ

Yerleşim merkezlerindeki hızlı kentleşme ve bu bölgelerde yaşayan insanların hayat

standartlannın artmasına bağlı olarak enerji taleplerindeki artış, yeni yerleşim bölgelerine

elektrik şebekesi alt yapısının hızla götürülmesini ve yetersiz kalan mevcut elektrik şebekesinin

iyileştirilmesini zorunlu kılmaktadır. İyileştirme çalışmalarının tüm ihtiyaçlara cevap

verebilmesi için kapsamlı etütlere dayalı elektrik dağıtım şebekesini genişletmesi ve iyileştirme

projelerinin yapılması gerekmektedir.

Elektrik dağıtım şebekelerinin projelendirilmesinde ana kriter, mevcut yük yoğunluğu

ve bu yoğunluğun yıllara göre değişimidir. Gerek konutlardaki yaşam standardının artması

gerekse yeni teknoloji ürünü elektrikli cihazların ortaya çıkması, elektrik enerjisinin yoğun

kullanımına yönelim sağlamaktadır. Kullanılan elektrikli ev aletlerinin niteliği, sayısı, kullanım

alışkanlıkları ve verimleri gelişen teknolojiye bağlı olarak değişmektedir. Bu nedenlerle,

elektrik dağıtım şebekesi tasarımının en iyi şekilde yapılabilmesi, ancak ileriye dönük yük

yoğunluğu projeksiyonlarının doğru ve gerçekçi olarak yapılabilmesi ile mümkün olacaktır.

Mevcut şebekedeki fider yükleri, günlük puant zamanını da içine alan süreler içinde

ölçülerek tespit edilmelidir. Elde edilen

bu değerler mevsimlik etkiler dikkate alınarak yıllık

puant değerlerine dönüştürülmelidir. Bu değerlerden hareketle istatiksel yaklaşımla yük artış

oranları hesaplanarak yük-güç tahmini yapılmalıdır. Puant yük ve enerji kayıtlarının yeterli

olmaması halinde, yük artış tahmini nüfus artışını kullanarak kişi başına elektrik tüketiminden

(W/m) hesaplanabilir (Yunusoğlu, A., 2011: 1).

Büyük şehirlerde ise, konut-ticarethane ve sanayi elektrik tüketiminin mevcut ve

muhtemel yapısı incelenerek, alçak gerilim (AG) şebekesi boyunca imar planı esasları, konut

yoğunluğu, sosyolojik, kültürel ve ekonomik ölçüler itibariyle konutların tüketim yapısına göre

seçilecek standart güç yoğunluğundan hareketle elektrik dağıtım şebekesi projesi yapılabilir.

4.1. Yük Tahmini

Dağıtım şebekelerinde en önemli konuların başında, yük tahmini veya yük tayini olarak

ifade edilen yük belirleme gelir. Bu aynı zamanda tüketimin belirlenmesi anlamına gelmektedir.

Tüketime göre transformatör gücünün belirlenmesi, iletkenlerin kesitinin belirlenmesi ve

bunlarla ilgili hesaplamalar

yapılır. Şebeke hesapları yayılı yük ve güç yoğunluğu gibi

Alçak gerilim (AG) elektrik şebekesinin bir metresine düşen yayılı yüke güç yoğunluğu

denir;

eşitlik (4.1)’de verildiği gibi p ile gösterilir ve değeri W/m'dir. Gerilim düşümü

hesaplarının yapılarak AG iletken kesitlerinin bulunmasında kullanılır. Elektrik dağıtım

şebekelerinde, AG panolarının çıkışlarında ve binalarda ölçümler yapılarak, ayrıca imar

planındaki kat adedi ve daire sayısına göre p hesabı yapılır.

N × 1,1

p =

k × L

W/m

(4.1)

Burada, N toplam abone

gücü ihtiyacı, L dağıtımı oluşturacak şebeke uzunluğu, k

tüketim

katsayısını, 1,1 katsayısı ise % 10 şebeke kaybı ilave edildiğini göstermektedir.

Denklemdeki k tüketim

katsayısı toplumun sosyoekonomik gelir seviyesine bağlı olarak

değişmektedir. k tüketim katsayısı gelir seviyesi yüksek bölgelerde 1, gelir seviyesi orta

bölgelerde 0,75, gelir seviyesi az olan bölgelerde 0,5 alınmalıdır.

Güç yoğunluğu hesabında kullanılmak üzere konut ve ticarethane amaçlı kullanılan

binalarda yapılacak ölçümler için, elektronik elektrik sayaçlarından veri alınabilmektedir.

Elektronik elektrik sayaçları anlık pozitif aktif endeks, akım, gerilim, reaktif endeks gibi

elektriksel değerlerini saat saat tutabilmektedir. Yük profili, olarak adlandırılan bu değerler bir

fazlı ve üç fazlı aktif sayaçlarda 30-60 dakikalık, kombi tip sayaçlarda ise 15-30-60 dakikalık

ayarlanabilir aralıklarla saat başı ile çakışacak şekilde kaydedilmektedir. Elektrik şebekelerinde

tüketilen gücü zamanın fonksiyonu olarak gösteren eğrilere yük eğrisi denir. Yük eğrilerinin

zaman periyotları 15, 30, 60 dakika veya daha fazla uzun süreli olabilir. Ancak ideal olan zaman

aralıkları 15 ve 30 dakikalık sürelidir (Biçer, 2009). Sayaçlardan temin edilen bu yük profili

değerleri ile yük eğrileri oluşturulmaktadır.

Bu çalışmada uygulama alanı olarak seçilen bölgede bulunan konutların,

ticarethanelerin ve sosyal tesislerin (ST)

sayaçlarından yük profilleri alınmıştır. Sadece ST-11

olarak adlandırılan cami için yük profili temin edilemediğinden talep gücü ile hesaplamalar

yapılmıştır. ST-4, ST-5, ST-6, ST-7, ST-8, ST-9, ST-10 isimli ticarethaneler aynı amaçla

kullanılan binalar olduğu için hepsi için aynı yük profili kullanılmıştır. ST-2 ile ST-3 isimli

ticarethaneler benzer binalar olduğu için yine aynı yük profili ile hesaplama yapılmıştır.

Uygulama alanında bulunan konut abonesine ait Çizelge 4.1’de verilen 30 dakikalık

aralıklarla günlük yük profili elektronik elektrik sayacından alınmıştır.

Çizelge 4.1. Konut abonesi yük profili.

Çizelge 4.1’de verilen bir günlük yük profilinin EK-1 Çizelge 1.1, 1.2’deki 18.03.2019-

24.03.2019 tarihleri arasındaki bir haftalık verilerini içeren yük eğrileri sırasıyla Şekil 4.1 ve

4.3’te gösterilmiştir. Ayrıca söz konusu yük eğrilerinin düzenlenmiş hali Şekil 4.2 ve 4.4’te

Aktif

Enerji

(kWh)

Tüketim

(kWh )

Güç

(kW)

Tarih

Saat

4669,848

0,103

0,206

20.03.2019

00:00

4669,969

0,121

0,242

20.03.2019

00:30

4670,037

0,068

0,136

20.03.2019

01:00

4670,165

0,128

0,256

20.03.2019

01:30

4670,243

0,078

0,156

20.03.2019

02:00

4670,332

0,089

0,178

20.03.2019

02:30

4670,435

0,103

0,206

20.03.2019

03:00

4670,513

0,078

0,156

20.03.2019

03:30

4670,623

0,11

0,22

20.03.2019

04:00

4670,674

0,051

0,102

20.03.2019

04:30

4670,797

0,123

0,246

20.03.2019

05:00

4670,859

0,062

0,124

20.03.2019

05:30

4670,954

0,095

0,19

20.03.2019

06:00

4671,021

0,067

0,134

20.03.2019

06:30

4671,101

0,08

0,16

20.03.2019

07:00

4671,184

0,083

0,166

20.03.2019

07:30

4671,247

0,063

0,126

20.03.2019

08:00

4671,338

0,091

0,182

20.03.2019

08:30

4671,390

0,052

0,104

20.03.2019

09:00

4671,511

0,121

0,242

20.03.2019

09:30

4671,573

0,062

0,124

20.03.2019

10:00

4671,697

0,124

0,248

20.03.2019

10:30

4671,783

0,086

0,172

20.03.2019

11:00

4671,874

0,091

0,182

20.03.2019

11:30

4672,141

0,267

0,534

20.03.2019

12:00

4672,212

0,071

0,142

20.03.2019

12:30

4672,335

0,123

0,246

20.03.2019

13:00

4672,453

0,118

0,236

20.03.2019

13:30

4672,559

0,106

0,212

20.03.2019

14:00

4672,684

0,125

0,25

20.03.2019

14:30

4672,766

0,082

0,164

20.03.2019

15:00

4672,860

0,094

0,188

20.03.2019

15:30

4672,985

0,125

0,25

20.03.2019

16:00

4673,055

0,07

0,14

20.03.2019

16:30

4673,202

0,147

0,294

20.03.2019

17:00

4673,679

0,477

0,954

20.03.2019

17:30

4673,823

0,144

0,288

20.03.2019

18:00

4673,996

0,173

0,346

20.03.2019

18:30

4674,121

0,125

0,25

20.03.2019

19:00

4674,267

0,146

0,292

20.03.2019

19:30

4674,334

0,067

0,134

20.03.2019

20:00

4674,415

0,081

0,162

20.03.2019

20:30

4674,532

0,117

0,234

20.03.2019

21:00

4674,606

0,074

0,148

20.03.2019

21:30

4674,733

0,127

0,254

20.03.2019

22:00

4674,822

0,089

0,178

20.03.2019

22:30

4674,942

0,12

0,24

20.03.2019

23:00

4675,061

0,119

0,238

20.03.2019

23:30

verilmiştir. Yük eğrileri incelendiği zaman özellikle puant saat olarak kabul edilen 17.00-22.00

saatleri arasında tüketimin arttığı görülmektedir. Uygulama alanındaki konutlara ait tüm

hesaplamalarda ilgili yük profilinin Çizelge 4.1’de verilen 20.03.2019 tarihine ait 24 saatlik

verileri kullanılmıştır.

Şekil 4.1. Konut abonesine ait 23.03.2019-24.03.2019 tarihleri arası yük eğrisi.

Şekil 4.2. Konut abonesine ait 23.03.2019-24.03.2019 tarihleri arası düzenlenmiş yük eğrisi.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

00:

00

01:

30

03:

00

04:

30

06:

00

07:

30

09:

00

10:

30

12:

00

13:

30

15:

00

16:

30

18:

00

19:

30

21:

00

22:

30

00:

00

01:

30

03:

00

04:

30

06:

00

07:

30

09:

00

10:

30

12:

00

13:

30

15:

00

16:

30

18:

00

19:

30

21:

00

22:

30

G

üç

(

kW

)

Saat

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

00:

00

01:

30

03:

00

04:

30

06:

00

07:

30

09:

00

10:

30

12:

00

13:

30

15:

00

16:

30

18:

00

19:

30

21:

00

22:

30

00:

00

01:

30

03:

00

04:

30

06:

00

07:

30

09:

00

10:

30

12:

00

13:

30

15:

00

16:

30

18:

00

19:

30

21:

00

22:

30

G

üç

(

kW

)

Saat

Şe

ki

l 4.3.

K

onu

t

ab

one

si

ne

a

it

18.03.2

019

-22.03.2019 t

ar

ih

le

ri

ar

as

ı y

ük

e

ğr

is

i.

Şe

ki

l 4.4.

K

onu

t

ab

one

si

ne

a

it

18.03.2

019

-22.03.2019 t

ar

ih

le

ri

ar

as

ı düz

enl

enm

iş

yük

e

ğr

is

i.

Uygulama bölgesinde bulunan ST-1 olarak adlandırılan sosyal tesis olarak tanımlanan

ticarethane binasına ait günlük yük profili Çizelge 4.2’de verilmiştir.

Çizelge 4.2. ST-1 ticarethanesi yük profili.

Aktif

Enerji

kWh

Tüketim

kWh

Güç

kW

Tarih

Saat

49237,394

3,713

7,426 11.10.2018 00:00

49241,029

3,635

7,270 11.10.2018 00:30

49244,179

3,15

6,300 11.10.2018 01:00

49247,073

2,894

5,788 11.10.2018 01:30

49248,838

1,765

3,530 11.10.2018 02:00

49250,582

1,744

3,488 11.10.2018 02:30

49252,230

1,648

3,296 11.10.2018 03:00

49253,928

1,698

3,396 11.10.2018 03:30

49255,579

1,651

3,302 11.10.2018 04:00

49257,463

1,884

3,768 11.10.2018 04:30

49259,347

1,884

3,768 11.10.2018 05:00

49261,217

1,87

3,740 11.10.2018 05:30

49263,678

2,461

4,922 11.10.2018 06:00

49266,162

2,484

4,968 11.10.2018 06:30

49269,068

2,906

5,812 11.10.2018 07:00

49272,256

3,188

6,376 11.10.2018 07:30

49275,389

3,133

6,266 11.10.2018 08:00

49278,655

3,266

6,532 11.10.2018 08:30

49282,212

3,557

7,114 11.10.2018 09:00

49285,834

3,622

7,244 11.10.2018 09:30

49289,587

3,753

7,506 11.10.2018 10:00

49293,370

3,783

7,566 11.10.2018 10:30

49297,192

3,822

7,644 11.10.2018 11:00

49301,027

3,835

7,670 11.10.2018 11:30

49305,268

4,241

8,482 11.10.2018 12:00

49309,450

4,182

8,364 11.10.2018 12:30

49313,731

4,281

8,562 11.10.2018 13:00

49318,042

4,311

8,622 11.10.2018 13:30

49322,349

4,307

8,614 11.10.2018 14:00

49326,808

4,459

8,918 11.10.2018 14:30

49331,305

4,497

8,994 11.10.2018 15:00

49335,829

4,524

9,048 11.10.2018 15:30

49340,466

4,637

9,274 11.10.2018 16:00

49345,283

4,817

9,634 11.10.2018 16:30

49350,084

4,801

9,602 11.10.2018 17:00

49354,957

4,873

9,746 11.10.2018 17:30

49359,834

4,877

9,754 11.10.2018 18:00

49364,637

4,803

9,606 11.10.2018 18:30

49369,432

4,795

9,590 11.10.2018 19:00

49374,259

4,827

9,654 11.10.2018 19:30

49379,042

4,783

9,566 11.10.2018 20:00

49383,803

4,761

9,522 11.10.2018 20:30

49388,570

4,767

9,534 11.10.2018 21:00

49393,376

4,806

9,612 11.10.2018 21:30

Çizelge 4.2’de verilen yük profiline ait yük eğrisi Şekil 4.5’te ve düzenlenmiş yük eğrisi

Şekil 4.6’da gösterilmiştir. Söz konusu yük eğrisi incelendiğinde konutlarda olduğu gibi puant

zaman diliminde tüketimin en üst seviyede olduğu görülmüştür. Diğer sosyal tesis binalarına ait

yük profilleri EK-1 Çizelge 1.3 ile 1.5 arası tablolarda verilmiştir.

Şekil 4.5. ST-1 ticarethanesine ait 11.10.2018 tarihli günlük yük eğrisi.

Şekil 4.6. ST-1 ticarethanesine ait 11.10.2018 tarihli günlük düzenlenmiş yük eğrisi.

0,000

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

00:

00

01:

00

02:

00

03:

00

04:

00

05:

00

06:

00

07:

00

08:

00

09:

00

10:

00

11:

00

12:

00

13:

00

14:

00

15:

00

16:

00

17:

00

18:

00

19:

00

20:

00

21:

00

22:

00

23:

00

G

üç

(

kW

)

Saat

0,000

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

00:

00

01:

00

02:

00

03:

00

04:

00

05:

00

06:

00

07:

00

08:

00

09:

00

10:

00

11:

00

12:

00

13:

00

14:

00

15:

00

16:

00

17:

00

18:

00

19:

00

20:

00

21:

00

22:

00

23:

00

G

üç

(

kW

)

Saat

4.2. Uygulama Alanı İçin Mevcut ve Planlanan Yeni Projeler

Osmangazi Elektrik Dağıtım A.Ş. (OEDAŞ) Afyonkarahisar, Bilecik, Eskişehir,

Kütahya ve Uşak ilinden oluşan bölgeye hizmet vermektedir. OEDAŞ’ın tüm hizmet bölgesinde

Çizelge 4.3’te belirtildiği üzere 2018 yılında % 6,41 kayıp oranı gerçekleşmiştir. Bu çalışmada

dağıtım sistemi kayıplarını incelemek için Çizelge 4.4’te genel bilgileri verilen OEDAŞ’ın

Kütahya İline ait bir bölge uygulama alanı olarak seçilmiştir.

Çizelge 4.3.

Dağıtım şirketleri kayıp oranları (%) (EPDK, 2018).

Dağıtım Şirketi

Gerçekleşen Kayıp Oranları Hedef Kayıp

Oranları

Hedef-Gerçekleşen

Kayıp Oranı

Farkı

2017

2018

2017-2018

2018

2018

Değişim

DİCLE

64,82 54,94

9,88

69,2

14,26

VANGÖLÜ

53,3

49,16

4,14

57,27

8,11

ARAS

24,55 23,55

1

25,65

2,1

TOROSLAR

11,35 11,85

-0,5

12,34

0,49

FIRAT

10,95 10,32

0,63

10,47

0,15

ÇORUH

8,11

7,85

0,26

9,02

1,17

YEŞİLIRMAK

7,43

7,63

-0,2

8,06

0,43

GDZ

7,25

6,63

0,62

7,84

1,21

OSMANGAZİ (OEDAŞ) 6,97 6,41

0,56

7,55

1,14

BOĞAZİÇİ

6,74

6,04

0,7

7,98

1,94

AKDENİZ

6,67

5,78

0,89

7,63

1,85

ÇAMLIBEL

6,59

5,08

1,51

7,55

2,47

SAKARYA

6,41

6,52

-0,11

7,34

0,82

İST.AND. YAK.

6,1

6,04

0,06

7,5

1,46

BAŞKENT

6,05

6,11

-0,06

7,64

1,53

KAYSERİVECİVARI

6,03

6,57

-0,54

7

0,43

MERAM

5,77

6,69

-0,92

7,66

0,97

AKEDAŞ

5,48

7,28

-1,8

7,2

-0,08

ADM

5,26

5,53

-0,27

7,15

1,62

TRAKYA

5,09

4,37

0,72

7,12

2,75

ULUDAĞ

4,14

4,2

-0,06

7,2

3

Çizelge 4.4.

Osmangazi EDAŞ Kütahya İl Müdürlüğü genel bilgileri (OEDAŞ, 2018).

Kullanıcı Sayısı

382 792

Kişi Başına Tüketilen Enerji Miktarı (kWh)

1862

Kurulu Güç (MVA)

935

Çekilen Güç (MW)

195

OG Hat Uzunluğu (km)

4 393,40

OG Havai Hat Uzunluğu (km)

4 130,16

OG Yeraltı Hat Uzunluğu (km)

263,24

AG Hat Uzunluğu (km)

4 593,12

AG Havai Hat Uzunluğu (km)

4 021,25

AG Yeraltı Hat Uzunluğu (km)

571,87

Trafo Sayısı (Şirket)

1702

Trafo Sayısı (Özel)

1444