Bu çalışma, Türkiye’de mevcut bir hidroelektrik santrali güneş fotovoltaik üretimiyle birleştirerek güneş-hidroelektrik hibrit enerji sisteminin nasıl boyutlandırılabileceğini ve MATLAB/Simulink ortamında nasıl modellenebileceğini araştırmaktadır. Denizli’de bulunan 3,065 MW kurulu güce sahip mevcut hidroelektrik tesis vaka çalışması olarak kullanılmış; güneş santralinin kurulu gücü ise geliştirilen iteratif fayda/maliyet algoritmasıyla optimize edilmiştir. Araştırmanın ana sonucu, sınırlı su depolamasının kullanılabildiği senaryoda 4,375 MW PV ile mevcut 3,065 MW hidroelektrik kapasitesinin birlikte en uygun yapı olarak belirlenmesidir. Depolama kullanılmayan senaryoda optimum PV kapasitesi 3,55 MW olarak hesaplanmıştır.

Model yalnız yıllık enerji bilançosunu değerlendirmemektedir. MATLAB/Simulink içinde PV dizileri, hidro türbin-jeneratör sistemi, MPPT kontrolü, DC/AC dönüşümü, Voltage Source Converter, transformatörler ve şebeke bağlantısı birlikte modellenmiştir. Güneş üretimi yüksek olduğunda hidroelektrik üretimin azaltılması veya suyun kısa süreli tutulması, güneş üretiminin düşük olduğu zamanlarda ise hidroelektrik üretimin devreye alınması hedeflenmiştir. Çalışmada depolamasız hibrit sistem için yaklaşık %34,5, sınırlı depolamalı yapı için yaklaşık %39,1 yıllık kapasite faktörü bildirilirken mevcut HES için verilen değer %14,7’dir. PV simülasyonu ile Denizli yakınındaki gerçek güneş santrali üretiminin karşılaştırılmasında yaklaşık %86 korelasyon raporlanmıştır. Sonuçlar yalnız incelenen tesis, varsayımlar, meteorolojik ve hidrolojik girdiler ile ekonomik kabuller bağlamında değerlendirilmelidir; çalışma bütün hidroelektrik tesisler için aynı optimum kapasiteyi veya ekonomik sonucu garanti etmemektedir.

Güneş ve hidroelektrik neden birlikte ele alınıyor?

Çalışmanın temel çıkış noktası, güneş ve hidroelektrik üretimin zaman içindeki değişimlerinin birbirini tamamlayabilmesidir. Türkiye koşullarında hidroelektrik üretim yağışlı dönemlerde ve özellikle su girişinin yüksek olduğu zamanlarda güçlenirken, güneş üretimi kuru ve güneşli yaz dönemlerinde maksimuma yaklaşmaktadır. Böylece hidrolojik üretimin azaldığı dönemlerde PV üretimi artabilir; güneşin bulunmadığı gece saatlerinde veya düşük ışınım koşullarında ise hidroelektrik üretim sistemin enerji profilini destekleyebilir.

Bu tamamlayıcılık yalnız mevsimsel değildir. Gün içinde güneş üretiminin yüksek olduğu saatlerde hidroelektrik tesisinde üretim azaltılabiliyor veya mevcut sınırlı depolama kapasitesi ölçüsünde su tutulabiliyorsa, hidroelektrik enerji daha sonra güneş üretiminin düştüğü saatlere kaydırılabilir. Araştırmanın “Solar-Hydroelectric Energy” veya SHE olarak adlandırdığı hibrit yapı bu enerji yönetimi mantığı üzerine kuruludur.

Vaka çalışması hangi tesise dayanıyor?

Araştırmanın vaka tesisi Denizli’de bulunan ve bir sulama kanalıyla ilişkili çalışan nehir tipi hidroelektrik santralidir. Tesisin kurulu gücü ile transformatör güç sınırı aynı değerde, 3,065 MW olarak verilmiştir. Kanalın uzunluğu 7.500 metre, genişliği 10,2 metre ve santral düşüsü 23,62 metre olarak belirtilmektedir.

Hidroelektrik santral bir sulama sistemine bağımlıdır. Sulama döneminde suyun tarımsal amaçla kullanılması nedeniyle elektrik üretimi sınırlanmaktadır. Kaynakta kanalın yaklaşık 85.000 m³ su depolayabildiği ve bunun hidroelektrik santralinin tam kapasitede yaklaşık iki saat çalışmasına yetecek bir enerji yönetimi esnekliği sağladığı belirtilmektedir.

Optimum PV kapasitesi nasıl belirleniyor?

Çalışmada geliştirilen optimizasyon algoritması toplam üretim ile toplam maliyet arasındaki fayda/maliyet oranını iteratif olarak taramaktadır. Hidroelektrik üretimi mevcut tesis verilerinden alınırken güneş üretimi değişken PV kapasitesinin fonksiyonu olarak hesaplanmaktadır.

Toplam enerji üretimi:

\[ G(x)=G_{\mathrm{hyd}}+G_{\mathrm{sol}}(x) \]

Toplam sistem maliyeti:

\[ C(x)=C_{\mathrm{hyd}}+C_{\mathrm{sol}}(x) \]

Elektrik satışından oluşan fayda:

\[ B(x)=G(x)\,P \]

ve algoritmanın kullandığı fayda/maliyet oranı:

\[ Loop(x)=\frac{B(x)}{C(x)} \]

şeklinde tanımlanmaktadır. Optimum PV kapasitesi, bu oranın maksimum olduğu noktadır:

\[ F_{\mathrm{optimum}}(x)=\max\left[Loop(x)\right] \]

Kaynakta PV kapasitesi 25 kW'lık adımlarla artırılarak senaryolar taranmıştır. Depolamasız durumda 3,55 MW PV kapasitesinin, sınırlı su depolamasının yönetim algoritmasına dahil edildiği durumda ise 4,375 MW PV kapasitesinin optimum olduğu bildirilmiştir.

Depolama neden optimum güneş kapasitesini artırıyor?

Depolamasız durumda hidroelektrik tesis gelen suyu büyük ölçüde mevcut olduğu anda değerlendirmek zorundadır. Güneş ve hidroelektrik aynı anda yüksek üretime geçtiğinde 3,065 MW'lık şebeke aktarım sınırı nedeniyle iki kaynağın birlikte kullanılabilme alanı daralır.

Yaklaşık 85.000 m³'lük sınırlı su depolaması sisteme eklendiğinde hidroelektrik üretimin bir kısmı güneşin düşük olduğu saatlere kaydırılabilmektedir. Bu esneklik daha büyük bir PV kurulumu için alan açmaktadır. Çalışmanın optimizasyonunda PV kapasitesi 3,55 MW'tan 4,375 MW'a yükselmiştir; kaynak bu artışı yaklaşık %23 olarak raporlamaktadır.

Fotovoltaik üretim nasıl modelleniyor?

Çalışmada PV enerji üretimi güneş ışınımı ve hücre sıcaklığının etkisini içeren bir model ile ifade edilmektedir:

\[ E_{PV}=P_{STC} \left[1+\beta_p(T_{cell}-T_{STC})\right] \frac{H_t}{H_{STC}} \]

Burada \(P_{STC}\) panelin standart test koşullarındaki gücünü, \(\beta_p\) sıcaklık katsayısını, \(T_{cell}\) gerçek çalışma hücre sıcaklığını, \(T_{STC}\) standart test sıcaklığını ve \(H_t/H_{STC}\) gerçek ışınımın standart ışınıma oranını temsil etmektedir.

MATLAB/Simulink modelinde güneş ışınımı ve ortam sıcaklığı yıllık değişken girişler olarak kullanılmaktadır. Simülasyonda seçilen PV bloklarından I–V ve P–V karakteristikleri oluşturulmuş, maksimum güç noktası da bu eğriler üzerinden değerlendirilmiştir.

MPPT kontrolü ne yapıyor?

PV sisteminin değişen ışınım ve sıcaklık koşullarında maksimum güç noktasına yakın çalışması için Incremental Conductance with Integral Regulator MPPT yöntemi kullanılmıştır. MPPT denetleyicisi PV dizisinin çalışma noktasını değiştirerek panelden alınabilecek gücü maksimuma yaklaştırmayı amaçlamaktadır.

Çalışmada seçilen PV alt sistemi; PV dizisi, DC/DC dönüştürücü, MPPT denetimi, DC/AC inverter, filtreleme elemanları ve şebeke arayüzünden oluşmaktadır.

MATLAB/Simulink hibrit enerji modeli nasıl kurulmuş?

Çalışmanın kavramsal Simulink mimarisinde güneş ve hidroelektrik kaynakları ortak bir AC bara üzerinden birleştirilmektedir. Güneş tarafında ışınım girdisinden başlayan enerji zinciri PV dizisi, DC/DC dönüştürücü, DC/AC inverter, filtre ve transformatörden geçerek AC baraya ulaşır.

Hidroelektrik tarafında ise hidro türbin-jeneratör ve uyartım sistemi senkron makineyle birlikte modellenmiş, çıkış transformatör üzerinden aynı bara bağlanmıştır. Ortak bara daha sonra şebeke transformatörü aracılığıyla elektrik şebekesine bağlanmaktadır.

Hidro türbin-jeneratör modeli nasıl çalışıyor?

Hidroelektrik alt sistemde MATLAB/Simulink’in Hydraulic Turbine and Governor yapısı kullanılmıştır. Model; doğrusal olmayan hidrolik türbin davranışı, kapak konumunu veya mekanik gücü düzenleyen PID tabanlı governor ve türbin kapağını hareket ettiren servomotor bileşenlerini içerir.

Senkron jeneratörün alan uyartımı ayrı bir Excitation System bloğuyla yönetilmektedir. Bu blok terminal gerilimi için bir gerilim regülatörü ve alan gerilimini üreten DC uyartım modelini içerir.

Bir yıllık veri neden üç saniyeye sıkıştırılmış?

Çalışmadaki meteorolojik ve üretim veri setinin büyüklüğü nedeniyle MATLAB/Simulink ayrık zamanlı simülasyonda bir yıllık işletme verisi yaklaşık üç saniyelik temsilî simülasyon aralığına sıkıştırılmıştır. Bu yöntem gerçek takvim zamanını üç saniyede fiziksel olarak yeniden yaratmak anlamına gelmez; uzun süreli giriş dizisinin Simulink içinde daha kısa bir simülasyon zaman ölçeğine eşlenmesidir.

Araştırmada bu sıkıştırılmış zaman ekseni üzerinde yıllık ışınım, sıcaklık, güç ve gerilim değişimleri izlenmiştir. Böylece mevsimsel girdi profilleri ile dönüştürücü ve şebeke dinamikleri tek Simulink çalışmasında incelenmiştir.

Şebeke tarafında hangi kontrol kullanılıyor?

PV sisteminin şebekeyle senkronizasyonunda Voltage Source Converter (VSC) ve çift döngülü bir kontrol mimarisi kullanılmıştır. Birinci kontrol döngüsü DC-link gerilimini yaklaşık ±250 V çevresinde tutmayı amaçlarken ikinci döngü \(I_d\) ve \(I_q\) şebeke akım bileşenlerini düzenlemektedir. Kaynakta \(I_q=0\) seçilerek birim güç faktörüne yönelik işletim hedeflenmiştir.

PWM yöntemiyle kontrol edilen sistemin örnekleme aralığı 100 mikrosaniye olarak verilmektedir. Başlangıçta harmonik bozulmayı azaltmak amacıyla kapasitör bankası ve filtreleme stratejileri de modele dahil edilmiştir.

Harmonik bozulma neden önemli hâle geliyor?

Simülasyonun ilk şebeke konfigürasyonlarında PV, güç elektroniği dönüştürücüsü ve iletim hattının etkileşimi nedeniyle gerilim ve akım dalga biçimlerinde belirgin harmonik bozulmalar görülmüştür. Kaynakta bozulmanın özellikle yaklaşık 1,5 saniyeden sonra daha görünür hâle geldiği belirtilmektedir.

İletim hattı ve feeder uzunlukları değiştirilerek bir sonraki model denenmiştir. Hatların 1 km ve 2 km seviyelerine çekildiği güncellenmiş yapıda dalga biçimlerinin daha düzgün hâle geldiği raporlanmıştır. Son modelde filtre bileşenlerinde de değişiklikler yapılmış ve kaynak, RLC filtresi kaldırılmış durumda dahi daha temiz bir gerilim dalga biçimi elde edildiğini bildirmektedir.

Bu sonuç sistemin bütün olası şebekelerde filtresiz çalışabileceği anlamına gelmez. Çalışmadaki sonuç belirli Simulink şebeke parametreleri, kontrol ayarları ve incelenen senaryolar için elde edilmiştir.

PV modeli gerçek üretimle karşılaştırılmış mı?

Evet. Araştırmada MATLAB/Simulink PV üretim modeli Denizli yakınında çalışan şebeke bağlantılı bir güneş santralinin gerçek üretim verileriyle karşılaştırılmış ve yaklaşık %86 korelasyon elde edildiği belirtilmiştir.

Bu karşılaştırma modelin aynı koşullardaki gerçek enerji profilini belirli ölçüde izlediğini göstermektedir. Ancak %86 korelasyon doğrudan %86 mutlak doğruluk anlamına gelmez; çalışma ayrıca uzun dönem panel bozulması, kirlenme, aşırı hava koşulları ve meteorolojik belirsizliğin sonuçları etkileyebileceğini açıkça belirtmektedir.

Ekonomik çerçeve nasıl kurulmuş?

Çalışmada mevcut hidroelektrik santralinin yaklaşık 4,6 milyon USD gerçekleşmiş yatırım maliyeti sunk cost olarak kabul edilmiştir. PV yatırım maliyeti yaklaşık 750.000 USD/MW, ekonomik ömür 25 yıl ve elektrik satış fiyatı 73 USD/MWh olarak varsayılmıştır.

Makalenin özetinde önerilen sistem için yaklaşık 3,3 milyon USD ilk yatırım ve 150.000 USD yıllık işletme maliyeti bildirilmekte; hibrit sistemin seviyelendirilmiş enerji maliyeti (LCOE) 0,02685 USD/kWh olarak verilmektedir.

4,375 MW PV kapasitesi ile 750.000 USD/MW kabulünün çarpımı yaklaşık 3,28 milyon USD olduğundan, özet bölümündeki 3,3 milyon USD değerinin PV ek yatırımına çok yakın olduğu görülmektedir. Bununla birlikte kaynak özette bunu “total initial investment cost” olarak adlandırmaktadır. Mevcut HES maliyetinin yöntem bölümünde sunk cost olarak ayrı ele alınması nedeniyle bu terminolojik fark sessizce yeniden yorumlanmamıştır.

Türkiye açısından neden dikkat çekici?

Bu çalışma genel bir dünya modeli yerine doğrudan Türkiye’deki mevcut bir hidroelektrik tesis üzerinden yürütülmüştür. Bu nedenle özellikle düşük kapasite faktörüyle çalışan, sulama rejimine bağlı veya kanal/rezervuar yüzeylerinde PV kurulabilecek hidroelektrik tesislerinin hibritleştirilmesi açısından yerel bir mühendislik örneği sunmaktadır.

Ancak Denizli örneğindeki 3,55 MW veya 4,375 MW optimum PV değerleri başka bir HES’e doğrudan uygulanamaz. Su rejimi, transformatör kapasitesi, meteoroloji, kullanılabilir alan, tarımsal su kullanımı, ekonomik fiyatlar ve şebeke yapısı değiştiğinde optimizasyonun yeniden çalıştırılması gerekir.

Çalışma ne söylüyor, ne söylemiyor?

Çalışmanın desteklediği sonuçlar

• Denizli’deki 3,065 MW mevcut HES için PV entegrasyonu MATLAB tabanlı iteratif algoritmayla boyutlandırılabilmektedir.
• Depolamasız durumda kaynakta optimum PV kapasitesi 3,55 MW olarak belirlenmiştir.
• Yaklaşık iki saatlik hidroelektrik üretime karşılık gelen sınırlı su depolaması kullanıldığında optimum PV kapasitesi 4,375 MW'a yükselmektedir.
• Hibrit sistemin kapasite faktörü modelde mevcut HES'e göre yükselmektedir.
• PV ve hidroelektrik üretiminin günlük ve mevsimsel tamamlayıcılığı toplam enerji profilini daha dengeli hâle getirebilmektedir.
• MATLAB/Simulink modeli PV, hidroelektrik, dönüştürücü ve şebeke dinamiklerinin birlikte değerlendirilmesine olanak sağlamıştır.
• PV modelinin incelenen gerçek üretim verileriyle yaklaşık %86 korelasyon gösterdiği raporlanmıştır.

Çalışmanın kanıtlamadığı sonuçlar

• 4,375 MW PV kapasitesi Türkiye’deki bütün 3 MW sınıfı HES'ler için optimum değildir.
• Çalışma tüm hidrolojik yıllarda aynı üretim veya ekonomik sonucu garanti etmez.
• LCOE değeri gelecekteki döviz kuru, PV maliyeti, elektrik fiyatı veya regülasyon değişimlerinden bağımsız evrensel bir maliyet değildir.
• Simulink'teki şebeke kararlılığı sonucu gerçek şebekedeki bütün bozucu olayların saha testiyle doğrulandığı anlamına gelmez.
• Son konfigürasyonda filtre olmadan iyi dalga biçimi elde edilmesi, tüm gerçek hibrit santrallerin harici filtreleme olmadan güvenli çalışabileceğini göstermez.
• Bir yıllık verinin üç saniyeye sıkıştırılması, gerçek sistemin bir yıllık fiziksel dinamiğinin üç saniyede bire bir temsil edildiği anlamına gelmez.

Çalışmanın Yöntemi ve Bulguları

Temel optimizasyon kabulleri

Hidroelektrik üretimin fiziksel ifadesi

Çalışmada hidroelektrik güç üretimi klasik hidrolik güç bağıntısıyla ifade edilmektedir:

\[ P_{\mathrm{storage}}=\rho_w g\dot{Q}H\eta_{\mathrm{tur}} \]

Burada \(\rho_w=1000\,\mathrm{kg/m^3}\) su yoğunluğunu, \(g=9,81\,\mathrm{m/s^2}\) yerçekimi ivmesini, \(\dot{Q}\) hacimsel debiyi, \(H\) düşü yüksekliğini ve \(\eta_{\mathrm{tur}}\) türbin verimini temsil eder.

Ekonomik gösterge: LCOE

Kaynakta seviyelendirilmiş enerji maliyeti şu biçimde verilmektedir:

\[ LCOE= \frac{ \left( \frac{r(1+r)^n}{(1+r)^n-1} \right)C +C_{O\&M} -C_{CO_2} }{E_t} \]

Burada \(r\) iskonto oranını, \(n\) ekonomik ömrü, \(C\) yatırım maliyetini, \(C_{O\&M}\) işletme-bakım maliyetini, \(C_{CO_2}\) çevresel maliyet bileşenini ve \(E_t\) enerji üretimini temsil etmektedir.

Ana kapasite sonuçları

Özette raporlanan ekonomik sonuçlar

PV modeli ve doğrulama

PV alt modelinde değişken ışınım ve sıcaklık profilleri kullanılmış, I–V ve P–V eğrileri üzerinden fotovoltaik modülün elektriksel davranışı izlenmiştir. Çalışmanın Simulink bileşen açıklamasında SunPower SPR-305-WHT monokristal PV modülü kullanıldığı belirtilmektedir.

Model üretiminin yakındaki gerçek güneş santrali verileriyle karşılaştırılmasında yaklaşık %86 korelasyon raporlanmıştır. Kaynakta gerçek tesis karşılaştırmasında Yingli Solar 250 W polikristal panellerden söz edilmektedir.

Şebeke ve güç elektroniği sonuçları

Çalışmada VSC tabanlı şebeke bağlantısının farklı konfigürasyonları denenmiş ve ilk modelde önemli harmonik bozulmalar gözlenmiştir. Hat ve feeder uzunluklarının 1 km ve 2 km'ye değiştirilmesiyle dalga şekillerinin iyileştiği raporlanmaktadır.

Model ayrıca 47 MVA, 30 MW ve 2500 MVA olarak verilen farklı şebeke/güç koşullarında değerlendirilmiştir. Kaynağa göre yüksek güç koşullarında geçici salınımlar ve harmonik bileşenler daha belirgin hâle gelirken, kontrol ve ağ parametrelerindeki değişikliklerle dalga biçimleri iyileştirilebilmiştir.

Belirsizlikler ve sınırlılıklar

• Vaka santralinin depolaması çok sınırlıdır; yaklaşık 85.000 m³ su yalnız yaklaşık iki saat tam güçlü HES üretimine karşılık gelmektedir.
• Hidrolojik sonuçlar yağış, akış ve sulama uygulamalarındaki yıllar arası değişkenliğe duyarlıdır.
• 25 kW'lık ayrık optimizasyon adımı teorik olarak iki adım arasında kalan daha iyi bir çözümü kaçırabilir.
• PV modeli üretici veri sayfaları ve meteorolojik girdilere dayanır; uzun dönem degradasyon, kirlenme ve aşırı hava olaylarını eksiksiz temsil etmez.
• Şebeke kısıtları esas olarak transformatör sınırı üzerinden ele alınmış; gelecekteki curtailment ve düzenleyici değişikliklerin tamamı modellenmemiştir.
• Ekonomik sonuçlar PV maliyeti, enflasyon, kur, elektrik satış fiyatı ve gelecekteki destek mekanizmalarına duyarlıdır.
• Sonuçlar ortalama koşullar altında bir planlama modeli olarak değerlendirilmelidir; kesin gelecek üretim tahmini değildir.

Kaynak ve Yöntem Notu

Tam özgün çalışma adı: Design and simulation of integrated solar-hydroelectric systems: Complementary renewable profiles and MATLAB/Simulink-based analysis

Yazar: M. Fatih Saltuk.

Sorumlu yazar: M. Fatih Saltuk.

Kurum: Development and Investment Bank of Türkiye, İstanbul, Türkiye.

ORCID: 0000-0002-7914-8838.

Kaynak türü: Hakemli araştırma makalesi; MATLAB/Simulink tabanlı enerji sistemi modelleme, optimizasyon ve tek tesis vaka çalışması.

Dergi: International Journal of Energy Studies.

Yıl / cilt / sayı / sayfalar: 2026; 11(1): 207–254.

DOI: 10.58559/ijes.1812948.

Gönderim: 29 Ekim 2025.

Revizyon: 6 Ocak 2026.

Kabul: 11 Ocak 2026.

Yayın tarihi: 17 Mart 2026.

Hakemlik durumu: International Journal of Energy Studies’in yayın politikası, yayımlanan bütün makalelerin hakem değerlendirmesinden geçtiğini ve yayımlanabilmesi için en az iki olumlu hakem raporu gerektiğini belirtmektedir. Bu çalışma yayımlanmış dergi makalesidir.

Etik kurul: Yazar, çalışmanın gerçekleştirilmesi için etik kurul ve/veya özel yasal izin gerektiren bir unsur bulunmadığını beyan etmiştir.

Yazar katkısı: M. Fatih Saltuk; çalışmanın kavramsallaştırılması ve tasarımına katkıda bulunmuş, analitik işlemleri ve karşılaştırmalı analizi gerçekleştirmiştir.

Çıkar çatışması: Kaynakta çıkar çatışması olmadığı beyan edilmiştir.

Temel yöntem: Mevcut 3,065 MW nehir tipi hidroelektrik tesisine eklenecek PV kapasitesinin fayda/maliyet oranını maksimize eden MATLAB tabanlı iteratif optimizasyonu; ardından MATLAB/Simulink ile PV, hidroelektrik, MPPT, VSC ve şebeke dinamiklerinin modellenmesi.

Veri kaynakları: Uzun dönem hidrolojik veriler, tesis üretim kayıtları, meteorolojik istasyon verileri, NASA kaynaklı güneş ışınımı verileri ve üretici PV veri sayfaları.

Kaynak içi tutarsızlık 1 — HES yıllık üretimi: Tablo 1 mevcut hidroelektrik tesis için yıllık 3.945.000 kWh üretim ve %14,7 kapasite kullanım oranı vermektedir. Hemen sonraki metin ise uzun dönem üretimini yaklaşık 5.600 MWh olarak tanımlayıp aynı %14,7 oranla ilişkilendirmektedir. 3,065 MW kurulu güç için bu iki üretim değeri aynı kapasite faktörünü temsil etmediğinden kaynak içi tutarsızlık vardır. Değerler sessizce birleştirilmemiştir.

Kaynak içi tutarsızlık 2 — optimizasyon adımı: Depolamasız 3,55 MW PV sonucu yöntem/sonuç kısmında 142. adımla, depolamalı 4,375 MW sonuç ise 175. adımla ilişkilendirilmiştir. Sonraki bir paragrafta depolamasız 3,55 MW yanlışlıkla 175. adım olarak yazılmıştır. Kaynağın 25 kW/adım tanımına göre 3,55 MW / 0,025 MW = 142 ve 4,375 MW / 0,025 MW = 175 olduğundan makaledeki bu çelişki açıkça korunmuştur.

Kaynak içi tutarsızlık 3 — PV paneli: Varsayımlar bölümünde “Yingli Solar 250 Watt PV module data sheet” solar parametre olarak ifade edilirken ayrıntılı MATLAB/Simulink PV modeli bölümünde SunPower SPR-305-WHT modülü kullanıldığı belirtilmiştir. Başka bir bölümde Yingli 250 W paneller yakın gerçek santral verisiyle doğrulama kapsamında geçmektedir. Kaynağın bu farklı ifadeleri tek bir panel modeliymiş gibi birleştirilmemiştir.

Kaynak içi teknik not — RL devresi: MPPT/VSC açıklamasında RL devresi için R = 0,005 Ω ve L = 5000 H yazmaktadır. Endüktans değeri olası bir kaynak yazım hatası olsa dahi özgün çalışmada bu şekilde verildiği için düzeltilmemiştir.

Ekonomik terminoloji notu: Özet bölümünde yaklaşık 3,3 milyon USD “total initial investment cost” olarak raporlanmaktadır. Yöntem bölümünde mevcut HES’in 4,6 milyon USD gerçekleşmiş maliyeti sunk cost, PV maliyeti ise yaklaşık 750.000 USD/MW kabul edilmektedir. 4,375 MW × 750.000 USD/MW yaklaşık 3,28 milyon USD’ye karşılık gelmektedir. Bu nedenle kaynak içindeki “toplam ilk yatırım” terminolojisi ayrıca yeniden yorumlanmamıştır.

Bilimsel içerik sınırı: Bu Verianla metnindeki fiziksel model, sayısal değerler, senaryolar, ekonomik kabuller, optimizasyon sonuçları ve MATLAB/Simulink bulguları yalnız incelenen çalışmaya dayanmaktadır. Dış kontrol yalnız DOI, yayın tarihi, dergi kimliği ve hakemlik politikasının bibliyografik doğrulanması için kullanılmıştır.

Temel yorum sınırı: Sonuçlar Denizli’deki belirli bir 3,065 MW hidroelektrik tesisin hidrolojik, meteorolojik, ekonomik ve şebeke kısıtlarına dayanan vaka çalışmasıdır. Optimum PV kapasitesi, LCOE, kapasite faktörü veya şebeke davranışı farklı tesislere doğrudan genellenmemelidir.