Su ve Çevre Teknolojileri Dergisi 68. Sayı (Mart 2014)

34 Su ve Çevre Teknolojileri • Mart 2014 Makale fizyografik değişkenleri belirlemek amacıyla adımsal regresyon tekniği kullanılmaktadır. Seçilen değişkenler aşağıdaki denklem kullanılarak tüm çalışma bölgesi için bölgesel regres- yon denklemi kurmak için kullanılır. V 1 , V 2 , V 3 ,… seçilen istasyonun Q p tahmininde kullanılan fizyogra- fik ya da iklimsel karakteristiğidir; p , seçilen yüzdelik 17 aşılma olasılığı değerinden biridir; b, c, d … model çarpımsal bir hata terimi yani modelin çarpımsal parametresidir. Denklem (3) logaritmik olarak lineer bir denk- leme dönüştürülür: Böylece, standart çok değişkenli lineer regresyon tekniği uygulanabi- lir. Eşitlikteki parametrelerin ölçüm olan istasyonlardaki bilgilere göre tanımlanmasının ardından, denklem (4)’teki bağımsız değişkenlerin yerine konmasıyla birlikte ölçüm olmayan havzalardaki debi tahminine geçil- mektedir. 2.4. Yöntemin Performans Değerlendirmesi Günlük akarsu akım tahmin yak- laşımlarının performansları bir jack- nife prosedürü kullanılarak değer- lendirilmiştir. Jackknife prosedürde çalışma alanındaki bir havzanın akım kayıtları veritabanının dışında tutulur; bu şekilde havza “ölçümü olmayan” istasyon olarak addedilir. Ardından bu ayrı tutulan istasyonun DSE ve akarsu debileri, kalan istasyonların dataları kullanılarak tahmin edilir. Bu proses, çalışma bölgesindeki tüm istasyon- ların modelleri kullanılarak bölgesel DSE ve akarsu debisi tahminleri elde edilene kadar devam eder. DSE’ne dayalı metodun değerlen- dirmesinde üç farklı indis kullanılmış- tır. Bu indislerden Nash, etkinlik kıs- tası (NASH), root mean square error (RMSE) ve bias (BIAS)’tir. İndisler verilen istasyon için aşağıdaki denk- lemler kullanılarak hesaplanır: Bu çalışmada yapılan analizler 3 tip bilgi üzerine kuruludur. Bunlardan biri fizyografik bilgiler (alan, kot), diğeri meteorolojik datalar (yağış, sıcaklık) ve sonuncusu ise hidrolojik (debi) verilerdir. DSE’leri çizilirken kullanılan hidrolojik akım kayıtları Devlet Su İşleri (DSİ)’nden ve Elektrik İşleri Etüd İdaresi (EİE)’nden edinil- miştir. Yine fizyografik bilgiler DSİ ve EİE’den alınmıştır. Meteorolojik datalar ise Devlet Meteoroloji İşleri (DMİ)’nden alınmıştır. 3.1. Ölçüm Olmayan İstasyonlarda DSE Tahmini Yukarıda 2.2. başlığı altında anla- tılan yöntem kullanılarak beş istasyo- nun DSE’leri günlük ortalama debiler yardımıyla çizilmiştir. Çizimlerde 17 sabit aşılma olasılığı gözetilmiştir. Ölçümlerden yola çıkılarak elde edi- len bu eğriler daha sonra tahminler- den elde edilen eğrilerle karşılaştır- mak için kullanılacaktır. Daha sonra 2.3. başlığı altında anlatılan regresyon metodu yardımıyla her bir istasyo- nun ölçümünün olmadığı farzedi- lerek kalan dört istasyon ölçümleri vasıtasıyla DSE’si tahmin edilmiştir. Bu tahminler için regresyon dört farklı şekilde uygulanmıştır ve 4 no’lu denklemdeki denklem parametreleri olarak; i. Alan ii. Alan-kot iii. Alan-yağış iv. Alan-sıcaklık ele alınmıştır. 4 no’lu denklemde her aşılma olasılığındaki debi değer- leri ve karakteristik alan, kot, yağış, (3) (4) (5) (6) (7) İstasyon Yağış Alanı (km 2 ) Rakım (m) Gözlem Yılı 2102 25.515,6 859 1969-2010 2164 2.232,0 998 1970-2010 2158 1.577,6 1310 1970-2010 2157 2.098,4 1250 1969-2007 2122 5.882,4 1552 1969-2009 Tablo 3. Seçilen İstasyonların Karakteristikleri n, tahmin edilen günlük debi değerinin toplam sayısıdır; qi, ve qi sırasıyla i’nci ölçülen ve tahmin edilen günlük debidir ve qm günlük debi ölçümlerinin ortalamasıdır. 3. ÖRNEK ÇALIŞMA Metodoloji başlığı altında bahsi geçen çeşitli yöntemler ve yaklaşım- lar Türkiye’de gerek brüt (84,122 GWh) gerekse ekonomik (39,375 GWh) hidrolik potansiyel bakımından birinci sırada gelen Fırat Havzası’nın Orta Fırat bölgesinde uygulanmıştır. Uygulamada Batı’dan Doğu’ya sıra- sıyla, 2102, 2164, 2158, 2157 ve 2122 istasyonlarının günlük akım verileri ile çalışılmıştır. İstasyonların yerleşim- leri Şekil 2’de görülmektedir. Çalışılan beş istasyonun akım verileri için özel- likle dikkate alınan noktalar; • Süregelen akarsu akım kayıtlarının minimum 10 yıllık periyodu içer- mesi ve • Seçilen her istasyonun doğal akım rejimine sahip olmasıdır. Üzerinde durulan ve hesaba katı- lan istasyonların değerlendirilen akım gözlem yıl aralığı ve karakteristikleri Tablo 3’teki gibidir.