POMPAJ DEPOLAMALI HİDROELEKTRİK SANTRAL UYGULANABİLİRLİK ANALİZİ: CEVHER HES UYGULAMASI

POMPAJ DEPOLAMALI HİDROELEKTRİK SANTRAL UYGULANABİLİRLİK ANALİZİ: CEVHER HES UYGULAMASI 

Ümit ÜNVER*1, 
*Yrd. Doç. Dr., Enerji Sistemleri Müh., Mühendislik Fakültesi, Yalova Üniversitesi, YALOVA, umit.unver@yalova.edu.tr 
Mehmet DİREK*2, 
**
Gökhan ERARSLAN* 

1 Yrd. Doç. Dr., Enerji Sistemleri Müh., Mühendislik Fakültesi, Yalova Üniversitesi, YALOVA, umit.unver@yalova.edu.tr 
2 Yrd. Doç. Dr., Enerji Sistemleri Müh., Mühendislik Fakültesi, Yalova Üniversitesi, YALOVA, umit.unver@yalova.edu.tr 


Özet 

Puant saatlerde termik, doğalgaz ve hidroelektrik santraller tam yükte çalısmakta ancak üretimleri yeterli gelmemektedir. Enerji arzına en çok ihtiyaç duyulan bu saatlerde talebin karsılanabilmesi için elektrik ithalatı veya yeni santrallerin kurulması gündeme gelmektedir. Bu noktada pik yük ihtiyacının sağlıklı bir biçimde karsılanması adına pik yük santrallerinden olan Pompaj Depolamalı Hidroelektrik Santraller (PDHES) daha da önem kazanmaktadır. 

Çalısmada, gerçek çalısma verileri kullanılarak, Trabzon ilinin Maçka ilçesinde bulunan Cevher I-II HES’lerin iyilestirilmesi için Cevher I-II PDHES Uygulanabilirlik Analizi gerçeklestirilmistir. Bu kapsamda Cevher I-II HES için iyilestirme amacıyla farklı ihtimaller ile uygulanabilecek bes farklı senaryo değerlendirilmistir. Bes farklı senaryo arasından “DURUM I: Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher I Yükleme Havuzu’naPompalama” ile “DURUM II: Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher II Yükleme Havuzu’na Pompalama” 
durumları uygun bulunmustur. Bu çalısma kapsamında DURUM I için, üç farklı rezervuar hacmi için altı farklı uygulanabilirlik hesaplamaları yapılmıstır. 

Sonuç olarak, hali hazırda çalısan bir hidroelektrik sistemin pompaj depolamalı hidroelektrik sisteme dönüsümünün geri ödeme süresi en kısa 13 yıl olarak hesaplanmıstır. 
Diğer bir deyisle, devlet desteği olmadan, mevcut sistemlerin pompaj depolamalı sistemlere dönüsümünün uygulanabilir olmadığı tespit edilmistir. 

Anahtar Kelimeler: Pompaj Depolamalı, Hidroelektrik Santraller 

1. Giris 

Türkiye’de Enerji Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan 2012 – 2021 dönemini kapsayan Üretim Kapasite Projeksiyon çalısmasında yüksek talep artısı ortalama % 7,5, düsük talep artısı ise % 6,5 olarak belirlenmistir. Enerji talebinin artısına bağlı olarak elektriğin puant saatlerde sağlanması daha da zorlasmaktadır. Enerji arzına en çok ihtiyaç duyulan bu saatlerde talebin karsılanabilmesi için elektrik ithalatı veya yeni santrallerin kurulması gündeme gelmektedir. 
Çünkü puant saatlerde termik, doğalgaz ve hidroelektrik santraller tam yükte çalısmakta ancak üretimleri yeterli gelmemektedir. Enerji arz sistemin güvenliğini sağlamak ve frekans kontrolü yapabilmek için çok kısa sürede devreye girebilecek santrallere ihtiyaç vardır. Tablo 1’de Elektrik santrallerinin devreye girme ve tam yüke ulasma süreleri verilmistir. Tabloya göre, pik yük ihtiyacının karsılanması için klasik hidroelektrik santraller ve Pompaj Depolamalı Hidroelektrik Santraller (PDHES) öne çıkmaktadır. 

Tablo 0.Elektrik santrallerinin devreye girme ve tam yüke ulasma süreleri [1] 

Türkiye’de üretim planlama çalısmalarında hidrolik projeler, yük faktörlerine göre; %35’in altında ve üstünde olanlar olmak üzere puant ve baz santraller olarak iki grup altında tanımlanırlar ve ihtiyaca göre çalıstırılırlar. Ancak ülkemizde puant talebin karsılanması sorunu vardır ve hidroelektrik santrallerin sürekli asırı yüklenerek çalıstırılması puant talebin karsılanmasında olumsuzluk lar yaratmaktadır. Enerji talebindeki hızlı artısla birlikte daha da ciddi boyutlara ulasmakta olan puant yükün karsılanması sorununun çözümü için PDHES ve 
SHDES projeleri önerilmektedir [2]. Bu çalısmada Cevher I-II HES puant yük kapasitelerinin iyilestirilmesi için Cevher I-II PDHES uygulanabilirlik analizinin yapılması amaçlanmıstır. 

2. Pompaj Depolamalı Hidroelektrik Santraller (PDHES) 

Bu santraller güç talebinin düsük olduğu zamanlarda suyu yüksekte bir haznede depolamak ve bu sekilde biriktirilen sudan puant zamanlarda hidroelektrik enerji elde etmek amacıyla planlanmaktadır [3]. PDHES’ler baslıca bir alt ve bir üst rezervuar ve bu iki rezervuar arasında bir cebri boru sonundaki türbin/pompa’ya bağlı jeneratör/motor grubu ile elektrik üretir veya suyu pompalar. Asağıda EDED Genel Müdürlüğü Proje Dairesi Baskanlığı tarafından ilk etüt seviyesinde hazırlanan PDHES projeleri ile ilgili bilgiler verilmistir. 

2.1. Hibrit PDHES Projeleri 

Günes Enerji santralleri, rüzgar enerji santralleri, jeotermal enerji santralleri gibi güç çıktısı stabil olmayan sistemlerle veya nükleer santraller, termik santraller gibi bütün santrallere ek olarak koordineli çalısacak sekilde PDHES Hibrit Projeler tasarlanabilir. (kaynak) Rüzgar enerjisi santrallerinden elde edilen enerji kısa zaman aralıklarında büyük farklılıklar gösterebilmektedir. Kayseri Dli Yahyalı Dlçesi sınırları içerisinde yapılması planlanan “HDBRDT Proje” ile rüzgar enerjisinin dalgalı yapısının düzenlenerek sisteme belli bir aralıkta garanti edilebilir sabit güç verilmesi amaçlanmıstır [4]. 

Rüzgar santrallerinden elde edilen gücün sebekeye verilecek olan garanti güçten daha fazla olması durumunda fazla olan bu güç ile alt rezervuardaki suyun üst rezervuara pompalanması, rüzgâr santralinden sebekeye verilecek olan garanti güçten daha az güç elde edilmesi durumunda ise aradaki farkın üst rezervuarda depolanan sudan yararlanılarak PDHES’den üretilecek güç ile karsılanması hedeflenmektedir. 

3. Cevher PDHES Fizibilite Çalısması 

2011 yılında Yapı-Tek A.S tarafından insası tamamlanan Cevher I-II HES ve Regülâtörleri Yapı-Tek A.S bünyesindeki Özcevher Enerji Elektrik Üretim A.S tarafından isletilmektedir [5]. 

Cevher I-II PDHES Fizibilite Analizi kapsamında firmadan temin edilen mevcut HES’lerin Fizibilite Raporları ve 2011 – 2014 yılı üretim ve su kullanım verileri üzerindeki teknik çalısmalar sonucunda pompalamalı sistem kurulması ve sistem iyilestirmesi için durum tespiti yapılmıstır. 

3.1. Cevher I-II HES Çalısma Prensibi 

Tespit edilen durumların analizinden önce mevcut HES’lerin çalısma sisteminin anlasılması açısından Sekil-1’de sistem sematiği verilmistir. 

Sekil 1. Cevher I ve Cevher II HES sistem sematiği 

Cevher I-II Regülatörü ve HES projesi, Trabzon İli, Maçka İlçesi, Acısu Deresi üzerinde bulunmaktadır. Regülatör yeri Acısu Deresi üzerinde Bakımlı Yaylası’nın yaklasık 1,5 km kuzey-doğusunda, Maçka İlçesi’nin 7 -18 km güneyinde bulunmaktadır. Acısu Deresi’nin 1580 m ile 950 m kotları arasında Karadeniz Bölgesi sınırları içerisinde yer almaktadır. Cevher I-II HES projesi, 2 adet regülatör, çökeltim havuzu, su alma yapıları, 

HES’e su aktaran iletim tüneli, yan derelerden su aktaran iletim kanalları, yükleme havuzu ve hidroelektrik santralden olusan bir kanal tipi hidroelektrik santraldir. 

1580 m rakımda Acısu Deresi’nden gelen su Cevher II Regülatöründe iki kola ayrılmaktadır. Öncelikle 0,105 – 0,180 m³/s olarak belirlenen Acısu Deresi can suyu miktarı dereye bırakılmakta ve diğer kısmı Cevher II Yükleme Havuzuna iletilmesi için Cevher II İletim Tüneli’ne yönlendirilmektedir. 

Yönlendirilen su toplam 26.000 m³ depo kapasitesine sahip Cevher II İletim Tüneli ve Yükleme Havuzunda depolanmaktadır. 7000 KW Kurulu 
güce sahip Cevher II HES’te depo edilen su, 2,75 m³/s çalısma debisi ile türbinlenerek elektrik enerjisi üretilmektedir. Türbinlenen su, tekrar Acısu Deresi’ne bırakılmaktadır.Kurulus asamasında Cevher I-II HES için mansaba bırakılacak olan can suyu miktarı 0,250 m3/s olarak belirlenmistir ancak bu miktar 24.03.2014 tarihinden sonra değistirilmistir. 

3.2. Senaryo 

Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher I Yükleme Havuzu’na Pompalama Çalısmada incelenen her iki HES’in konumlarına göre farklı senaryolar olusturulmustur. Senaryolar tartısılarak fizibilite çalısmaları gerçeklestirilmistir. 2012 yılı santral verilerine göre Acısu Deresi’nden gelen su miktarı yılın dokuz ayında diğer aylara göre düsük seviyelerdedir. Puant saatlerde yapılacak üretimi artırmak adına, bu saatlerdeki bırakılan suyun, elektrik fiyatının düsük olduğu saatlere kadar alt rezervuarda depolanıp düsük fiyattan alınan elektrik ile yükleme havuzuna pompalanarak bir sonraki günün puant saatleri için biriktirilmis olan suyun miktarını arttırma tezi uygun bulunmustur. 

4. Cevher I HES İçin Durum Tespiti Cevher I-II HES sistem iyilestirmesi çalısmalarında incelenen senaryolar içerisinden “Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher I Yükleme Havuzu’na Pompalama” ve “Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher II Yükleme Havuzu’na Pompalama” DURUMLARI uygun bulunmustur. 

4.1. Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher I Yükleme Havuzu’na Pompalama 

Cevher I HES de puant saatlerde yapılacak üretimi arttırmak için bu saatlerdeki bırakılan suyun, elektrik fiyatının düsük olduğu saatlere kadar alt rezervuarda depolanıp düsük fiyattan alınan elektrik ile Cevher I Yükleme Havuzu’na pompalanarak bir sonraki günün puant saatleri için biriktirilecek suyun miktarının arttırması, bu durum kapsamında incelenecektir. Sekil 2’deDurum I için öngörülen sistemin sematik gösterimi bulunmaktadır. 

Sekil 2 Durum I için öngörülen sistemin sematik gösterimi 


4.2. Durum I Kapsamında Kurulacak Tesisler 

DURUM I kapsamında Cevher I Rezervuarı, Pompa Sistemi, Pompa Cebri Borusu kurulması düsünülmektedir. 

4.2.1. Cevher I Rezervuarı 

Cevher I HES’ten bırakılacak ve Acısu Deresi’nden gelen suyun 945 m kotunda depolanması için kurulacak su tutma yapısıdır. Cevher I HES’tentürbinlenen suyun bırakıldığı Altındere Deresi’nin Acısu Deresi ile birlestiği noktadan Acısu Deresi’ne devam eden noktada kurulması planlanan rezervuar, günün puant saatlerinde harcanan ve gün boyunca dereden gelen su akıntısını depolamak üzere insa edilecektir.Tablo 2’ye göre türbinlerin yıllık çalısma süreleri ortalama yaklasık 3,5 saattir. Cevher I HES’tepuant saatlerde türbinlerin çalısma debisi olan 3,5 m3/s’lik bir debinin depolandığı göz önüne alınırsa ortalama 44.100 m3 su türbinlenerek dereye bırakılmaktadır. Bu hacmin tekrar depolanıp Cevher – I Yükleme Havuzuna pompalanması için en fazla 44.100 m3’lük bir rezervuar insa edilmesi yeterli olacaktır. 

Tablo 2. Puant saatlerde aylık ortalama çalısma süreleri 

Cevher I Yükleme Havuzu ve Dletim Tüneli’nin toplam depolama kapasitesi 14.682 m³ olduğundan alt rezervuar kapasitesinin daha büyük yüksek olması uygun olmayacaktır. Bu yüzden muhtemel Cevher I Rezervuar hacmi olarak, 3,5 m3/s suyun 1, 1,5 ve 2 saat boyunca türbinlendiği düsünülerek, 12.600 m³, 18.900 m³ ve 25.200 m³’lük rezervuar hacimleri göz önüne alınmıstır. 12.600 m³ hacimler için rezervuar maliyeti 4.090.964,00 TL olarak tespit edilmistir. 
18.900 m³ lük rezervuarın maliyeti 6.014.868,00 TL olarak tespit edilmistir. 25.200 m³hacimler için rezervuar maliyeti 7.999.248,00 TL olarak tespit edilmistir. 
Seçilen pompa maliyeti 689,120.00 TL dir. 

4.2.2. Durum I İçin Toplam Yapısal Maliyetler 

Kurulması öngörülen yapılar için toplam maliyet analizi Tablo 3’de verilmistir. Asağıdaki tabloda her üç rezervuar hacmi için hesaplanan maliyet tablosu verilmistir. 
Pompa ve cebri boru miktarları değismediği için maliyet giderleri sabit tutulmustur. 

Tablo 3. DURUM I toplam tesis maliyetleri tablosu 

4.2.3. Pompa Elektrik Tüketim Analiz ve Maliyeti 

Cevher I Yükleme Havuzu’na depolama islemin için seçilen pompalardan2 set pompa olarak kullanılacaktır.12.600 m³ lük hacim için 2,5 saat pompalama islemi öngörülmesi, elektrik birim fiyatının düsük olduğu saatlerde, tüketimi maksimum tutarak elektrik maliyetinin minimize edilmesi hedeflenmistir. 
Elektrik tüketim miktar ve maliyeti Tablo 4’de verilmektedir. 

4.2.4. Elektrik Üretim Analiz ve Geliri 

Cevher I Yükleme Havuzu’na depolanan suyun, günün puant saatlerinde türbinlenerek elektrik enerjisine dönüstürülmesi ve bu depolanan su ile yapılan üretimin puant saat birim fiyattan satılması için yapılan gerekli analiz Tablo 5 de verilmistir. 

Tablo 4. DURUM I pompa elektrik tüketim miktarı ve maliyeti 

Tablo 5.DURUM I elektrik üretim miktarı ve geliri 

Tablo 5’de görüldüğü üzere, üretim süresi düstükçe elektriği daha yüksek birim fiyattan satma ihtimali artmaktadır. İncelenen DURUM I’de, depolanan suyun yalnızca Cevher I HES’te türbinleneceği göz önüne alınmıstır. 

4.2.5. Durum Değerlendirmesi 

Yapılan incelemeler neticesinde Cevher I HES için PDHES uygulanabilirlik analizi yapılmıstır. PDHES sisteminin Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher I Yükleme Havuzu’na pompalanması seklinde mevcut HES’e uygulanabilirliği incelenmistir. 

Tablo 6. DURUM I tesis maliyetleri 
Tablo 6 da kurulacak olan tesislerin maliyetleri verilmistir. Havuz hacminin küçük tutulması, yapılacak pompalama isleminin süresini kısaltacak ve düsük elektrik birim fiyatlarından faydalanma imkânını artıracaktır. 

Tablo 7. DURUM I pompa elektrik tüketim miktarı ve maliyeti 


Tablo 7’de görüldüğü gibi, Durum I için en önemli maliyet faktörü pompa sistemlerin harcadığı elektrik gücüdür. 

Pompalama yapılan sürenin kısa tutulması, bu sistemde kullanılabilecek daha verimli pompaların kullanılması ile yüksek maliyetin önüne geçilebilir. 

PDHES üretimlerine bağlı olarak yapılan elektrik satısından elde edilen gelirin, pompalama için satın alınan enerji giderlerine oranı olan rantabilite değerleri incelendiğinde 18.900 m³ rezervuar hacmine sahip sistem’de 1,121 değeri ile en yüksek rantabiliteye ulasılmaktadır. Yani öngörülen sistemde pompalama için satın alınacak enerji basına en karlı satıs miktarı bu durum kapsamında yapılmaktadır. Toplam tüketilen enerji miktarı basına üretilen enerji miktarını temsil eden fayda oranları elektrik fiyat farkının etkisi olmaksızın hangi durumun daha etkin çalısacağını yansıtmaktadır. Fayda oranları incelendiğinde yine 18.900 m³ rezervuar hacmine sahip sistem 0,643 değeriyle fayda bakımından en etkin çalısacak sistem olacağı görülmektedir. 

Tablo 8. Toplam maliyetler tablosu 

Tablo 8 Toplam maliyet tablosu incelendiğinde, PDHES sistemi için gereksinim duyulan ekipman ve insaat maliyetleri verilmistir. 

Görüldüğü gibi en büyük maliyet kalemi rezervuar maliyetidir. Beton rezervuarlar yerine kullanılabilecek, kauçuk rezervuar gibi daha ucuz malzemelerin kullanımıyla bu kalemde ve geri ödeme süresinde önemli ölçüde iyilestirme sağlanabilir. Cevher I HES için gerçeklestirilen PDHES analizinde hazırlanan mali tablolar incelendiğinde geri ödeme süresi ve rantabilite oranları Tablo 9a ve Tablo 9b’de verilmistir. 

Tablo 9a. Cevher I-II HES için PDHES sistemi birim kW basına yatırım maliyetleri 

Tablo 9b. Cevher I-II HES için PDHES sistemi birim kW basına yatırım maliyetleri 


5. Tartısmalar ve Öneriler 

Yapılan PDHES uygulanabilirlik analizi neticesinde Cevher IHES’e entegre edilecek PDHES sistemleri incelenmis, teknik ve mali analizler yapılmıstır. Bu çalısmalar neticesinde, puant yük iyilestirilmesi için kurulması düsünülen pompalama tesislerinin, en uygun sekilde çalısması ve mali yapıya ulasması için belirlenen farklı durumlar asağıda incelenmektedir. Kurulması düsünülen sistemin fayda getirecek düzeye ulasabilmesi için önerilen yöntem ve sistemler baslıklar altında irdelenmistir. 

5.1. Pompa Teknolojisinin İyilestirilmesi 

Günümüz teknolojisi incelendiğinde pompa sistemlerinin verimleri %80-%95 arasında değismektedir. Bu sistemde kullanılan pompa verimi ise firma verilerine göre %88’dir. Bu rakam elektrik motoruyla daha da asağıya çekilmektedir. Ayrıca sistem verimi çerçevesinde pompaların basma yüksekliklerindeki iyilestirme ile daha az pompa ile daha suya daha fazla yükseklik kazandırma islemi, özellikle PDHES çalısma verimlerinde gözle görülür bir artıs gösterecektir. 

5.2. Etkili Enerji Ticareti 

Cevher I-II HES için PDHES Uygulanabilirlik Analizi çerçevesinde pompalama islemi için tedarik edilen elektrik ve puant saatlerde üretilen elektriğin alım – satım islemleri PMUM verilerine göre yapılmıs olup, ay – saat bazında ortalamaları alınmıstır. Elektrik birim fiyatının en düsük olduğu saatler, yani elektrik talebinin en az olduğu saatler olan, 02.00 – 

07.00 saatleri arasında olmustur. Bu sürenin etkili enerji ticareti sayesinde uzama ve birim fiyatlarının azalması sağlanıldığında elektrik maliyeti azalacağı için kâr oranı artacaktır. Cevher PDHES projesinin mali basabas noktasının (tüketim maliyetinin karsılanması) sağlanması ve kârlılık potasına geçilebilmesi için satın alınan ve satılan elektrik (puant ve düsük elektrik birim fiyatı) oranının (1/fayda), incelediğimiz her bir durum için hangi düzeyde olması gerektiği Tablo 10’da gösterilmistir. 

Tablo 10.Kâr edilmesi için gerekli elektrik satıs ve alıs fiyat oranları 


Bu tabloya göre “ Durum I 18.900 m³’lük rezervuar ” sistemi seçildiğinde elektrik birim fiyat satıs ve alıs oranı minimum 1,55 olması durumunda yapılan üretimden kâr sağlanabilmektedir. Elektrik piyasasında sıkça yasanan dengesizlikler sebebi ile özellikle yaz ve kıs aylarında yüksek fiyat dalgalanmaları yasanmaktadır. 2011 yılı en düsük 16,22 TL/MW ve en yüksek 189,95 TL/MW elektrik birim fiyatları belirlenmistir. Seçilen fiyatlar yıl içinde uzun süreli görülmese dahi, sebeke dengesinin sağlanması için gelecek Yük Al (YAL) -Yük 
At (YAT) komutlarıyla veya ülke genelinde yasanacak olağanüstü durumlar ile belirlenemeyecek gün ve saatlerde, elektrik alım -satımında yüksek fiyat dalgalanmaları etkili enerji ticareti uzmanlığı ile yapılacak PDHES üretim planları sayesinde oldukça kârlı hale getirilebilecektir. Yasanan olağanüstü durumlara en güzel örnek olarak 13.02.2012 tarihinde ülkemizde yasanan doğalgaz tedarik sıkıntısı ile 2000TL/MW ile cumhuriyet tarihinin rekor seviyesini gören elektrik birim fiyatı gösterilebilir [6]. 

6. Sonuç 

Çalısmada, enerji depolama sistemlerinden biri olan, dünyada uygulamaları bulunan ve ülkemizde fizibilite çalısmalarına baslanmıs PDHES uygulamaları incelenmis, Cevher I-II HES ile entegre olarak projelendirme çalısmaları dâhilinde, elektrik piyasası gece-gündüz ve puant saatlerdeki elektrik fiyatları ile analiz edilmistir. “DURUM I: Cevher I Rezervuarı’ndan Cevher I Yükleme Havuzu’na Pompalama” senaryosu uygun bulunmus ve üç farklı rezervuar hacmi için altı farklı uygulanabilirlik hesaplamaları yapılmıstır. 

Sonuçlar içerisinde optimum üretim yapacak sistem normal senaryoya göre 1,12, yüksek senaryoya göre 7,53 rantabilite oranına sahip 18.900 m³ 
rezervuar hacmine sahip sistem olmustur. Geri ödeme sürelerine göre durumlar değerlendirildiğinde yüksek senaryo hesaplamaları neticesinde 7,02 rantabilite oranına sahip 25.200 m³ rezervuar hacmine sahip sistem 13,56 yıl ile en kısa geri ödeme süresine sahip sistem olmustur. 

Hesaplanan yüksek senaryoya göre nakit akımlarının artmasıyla geri ödeme sürelerinde kısalma görülmüstür. 25.200 m³ rezervuar hacmine sahip sistem 7,0265 rantabilite oranına sahip olmasına rağmen 13,56 yıl ile en kısa geri ödeme süresine sahip sistem olmustur. Geri ödeme süreleri 13 – 17 yıl arasında değisim göstermektedir. Bu değerler normal senaryoya kıyasla çok daha kısa olmasına rağmen sektör ve firmalar için uzun bir dönemi ifade etmektedir. Ancak PDHES yatırımlarının enerji arz güvenliği için hayati öneme sahip olduğu gerçeği unutulmayarak, yatırımların, devletler tarafından tesvik ve 
sübvansiyonlar gibi araçlarla desteklenmesi uzun vadede, her iki tarafın menfaatine olacaktır. 

7. Tesekkür..,

Bu çalısma Yalova Üniversitesi Bilim ve Teknoloji uygulama ve Arastırma Merkezi (YÜBİTAM), TÜBİTAK 2241-A Sanayi Odaklı Lisans Tezi Destekleme 
Programı ve Yapı Tek A.S firması tarafından desteklenmistir. Destekleyen kuruluslara tesekkür ederiz. 

KAYNAKÇA 

[1] Tutus, A., Pompa Depolamalı Hidroelektrik Santralar, 2007 
[2] TUTUS, A., Türkiye Enerji Sistemi İçin Bir Zorunluluk “Enerji Depolama Sistemleri”, 11. Türkiye Enerji Kongresi 21-23 Ekim 2009, İzmir. 
[3] http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/h_hidrolik_nedir.aspx (Son erisim tarihi:14.10.2014 )
[4] http://www.eie.gov.tr/projeler/p_uygulamalar.aspx (Son Erisim Tarihi 10.10.2014 )
[5] http://www.yapi-tek.com.tr/?works=cevher-i-ve-cevher-ii-hidro-elerktrik-santarali-hes  (Son Erisim Tarihi 10.07.2014) 
[6] http://www.eia.gov/forecasts/capitalcost/pdf/updated_capcost.pdf ( Erisim Tarihi 26 Mayıs 2014 ) 



***