ıccı 2015 bildiriler kitabı / proceedıngs book

Transkript

21. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı
21st International Energy and Environment Fair and Conference
ICCI 2015
BİLDİRİLER KİTABI /
PROCEEDINGS BOOK
6-7-8 Mayıs / May 2015
İstanbul Fuar Merkezi /
Istanbul Expo Center
www.icci.com.tr
1
ICCI 2016
22. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı
22nd International Energy and Environment Fair and Conference
27-29 Nisan / April 2016
İstanbul Fuar Merkezi /
Istanbul Expo Center
www.icci.com.tr
BU FUAR 5174 SAYILI KANUN GEREĞİNCE TOBB (TÜRKİYE ODALAR VE BORSALAR BİRLİĞİ) DENETİMİNDE DÜZENLENMEKTEDİR.
THIS FAIR IS ORGANIZED WITH THE INSPECTION OF THE UNION OF CHAMBERS AND COMMODITY EXCHANGES OF TURKEY IN
ACCORDANCE WITH THE LAW NUMBER 5174.
ICCI 2015
BİLDİRİLER KİTABI / PROCEEDINGS BOOK
Destekleyenler / Supporters
T.C.
ÇEVRE VE ŞEHİRCİLİK
BAKANLIĞI
REPUBLIC OF TURKEY
MINISTRY OF
ENERGY AND
NATURAL RESOURCES
REPUBLIC OF TURKEY
MINISTRY OF ENVIRONMENT
AND URBANISATION
İSTANBUL
SANAYİ ODASI
ICCI 2015 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book
© Bu kitapta yayımlanan yazı ve grafiklerin her hakkı mahfuzdur. Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti.’nin yazılı izni alınmadan, kaynak gösterilerek de olsa iktibas edilemez. Bildirilerin bütün sorumluluğu yazarlarına, ilanların sorumluluğu ilan sahiplerine aittir.
© All rights reserved. No parts of this publication may be reproduced in any form or by any means, whether as a source without the consent of the Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti. Theresponsibility of all presentations and ads belong
to their authours and owners.
2
İçindekiler / Index
Nükleer Enerjinin Sürdürülebilir Kalkınma Açısından Değerlendirilmesi ve Derinliğine Güvenlik Felsefesi
A.Beril TUĞRUL
6
Hidroelektrik Santrallerin Türkiye’de Kurulu Güce Sürdürülebilir Katkısı
Ali İhsan AKAL
11
AB-Türkiye Enerji Diyaloğu’nda Atılan Adımlar
Ayşegül UÇKUN
15
Şebekeden Bağımsız Mikro Şebekelerde Enerji Yönetiminin Rolü
Behçet KOCAMAN
21
The Erection, Operation & Maintenance of Wind Farms - Measures to Minimize Project Related Risks by Drafting
Adapted Turbine Supply Agreements, Balance of Plant and “O & M” Contracts
Bettina GEISSELER
27
FGD and SCR Retrofit of Coal Fired Power Plants Ceren MESZELINSKY, Jens REICH
31
Key Factors to Be Considered in Large Scale Solar PV Projects
Cezmi BILMEZ, Kadem Berker YAŞAR, Leila TAVENDALE
35
Intelligent Management of Distribution Grids
Dirk RIESENBERG
40
Tender Procedures in Relation to Wind and Solar Preliminary License Applications and Recent Legal Amendments
Döne YALÇIN
42
Bioenergy From The Aquatic Plant Duckweed
E.Işıl Arslan TOPAL, Murat TOPAL
46
Biogas Production From Fish Wastes as Alternative Energy Source E.Işıl Arslan TOPAL, Murat TOPAL
49
Enhancement of Biogas Production by Usage of Green Biomass
E.Işıl Arslan TOPAL, Murat TOPAL
53
Application of Zeotropic Mixture of R245fa/R134a in Small Scale Organic Rankine Power Generation Cycles
Gholamreza Bamorovat ABADI, Kyung Chun KIM
56
Explosion Protection in The Power Industry
Hank PAUL, Seher YILMAZ
60
Control Room Design and Retrofitting of Control Stations in Power Plants
Hartmut ERLER
64
Trijenerasyon Sistemi Seçimi ve Tasarımı H. Hüseyin ÖZTÜRK
67
3
Exergy and Environment
İkbal SARIKAYA, Selçuk BILGEN, Lokman Murat AYYILDIZ
72
Exergy and Sustainable Development
İkbal SARIKAYA, Selçuk BILGEN, Ali BAHADIR, Kamil KAYGUSUZ
78
20 GW’a Giden Yolda En Sık Yaşanan Beş Rüzgâr Ölçüm Hatası ve Pratik Çözüm Önerileri
İskender KÖKEY
84
Comparison of Different Approaches to Reduce Operational Costs
Jens LIPNIZKI, Karina ZEDDA, Burcu Kaleli ÖZTÜRK, Şebnem Aybige ŞENER
88
Current Status and Operation Modes of Cogeneration and Trigeneration Plants Driven by Gas Engines
Kasım ZOR, Ahmet TEKE
91
Kojenerasyon Santrallerinde Yük Atma Uygulamaları
Levent KILIÇ, Ayşen Basa ARSOY, Fatih Mehmet NUROĞLU
95
Özel Sektör Elektrik Santrallerinde 154 KV Şalt Bakımlarının Standartlaştırılması
Levent KILIÇ, Ayşen Basa ARSOY, Fatih Mehmet NUROĞLU
99
Türkiye’de Doğal Gaz Tüketiminin İncelenmesi ve Farkli Yönlerden İrdelenmesi
M. Ayşe YIKILMAZ, A. Beril TUĞRUL
103
Nükleer Santrallerin Enerji Piyasasına Etkisinin İncelenmesi ve Ülkemiz Açısından Değerlendirilmesi
Mehmet ŞİMŞEK, A. Beril TUĞRUL
107
Gaz Yakıtlı Mutfak Ocaklarında Yakıt Tasarrufu Sağlanması
Mesut YAZICI, Sezayi YILMAZ, Süleyman Hilmi YILMAZ, Bayram KÖSE
112
Türkiye’de Elektrik Enerjisi Üretimi ve Tüketiminin Değerlendirilmesi
Murat TOPAL, E.Işıl Arslan TOPAL
117
Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Enerji Üreten İşletmelerin Mevcut Durumu
121
Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Kurulu Gücü ve Üretim Miktarlarının Değerlendirilmesi
124
Dünyada Nükleer Enerjiye Genel Bir Bakış Muzaffer BAŞARAN
128
Endüstriyel Tesislerin Elektrik Üretim Sistemlerinin Yük Kontrolü (Load Control Unit, LCU)
Selahattin KÜÇÜK, Mehmet BAYRAK, A. Serdar YILMAZ
134
Global Energy Consumption Sectors
Selçuk BILGEN, İkbal SARIKAYA, Ayça TAÇ
138
4
Environmental Impact of Global Energy Consumption
Selçuk BILGEN
143
Energy Efficiency and Water Quality of The Galyan River
Selçuk BILGEN, Volkan Numan BULUT
147
Tunceli’de Rüzgâr Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli
Serhat AKSUNGUR, Tarkan KOCA, Alper Tunga ÖZGÜLER, Emrah GÜRKAN
151
Enerji Santrallerinde “Gaz Transfer Membranı” Uygulamaları ile İşletme ve Yatırım Maliyetlerinin Düşürülmesi
Şebnem Aybige ŞENER, Burcu Kaleli ÖZTÜRK
155
Rüzgâr Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli; Malatya İli Arapgir İlçesi Örneği
Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR, Alper Tunga ÖZGÜLER, Emrah GÜRKAN
159
Güneş Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli; Malatya İli Arapgir İlçesi Örneği
Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR, Alper Tunga ÖZGÜLER, Emrah GÜRKAN
163
Syngas Cleanup
Turgay KAR, Sedat KELEŞ
167
Bubbling Fluidized Bed and Circulating Fluidized Bed (CFB)
Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Ali BAHADIR, Kamil KAYGUSUZ
172
Fundamentals of Gasification
Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ
177
Toplu Taşımada Sıkıştırılmış Doğal Gaz (CNG) Kullanımının Sera Gazı Emisyonlarına Etkisi
Yavuz YALÇIN, Şenay AKCAN
182
5
Nükleer Enerjinin Sürdürülebilir Kalkınma Açısından
Değerlendirilmesi ve Derinliğine Güvenlik Felsefesi
A. Beril TUĞRUL
İstanbul Teknik Üniversitesi
Enerji Enstitüsü
ÖZET
Sürdürülebilir kalkınma açısından ele alındığında, nükleer
santrallerin; doğrudan CO2 salınımlarının olmaması,
nispeten küçük mekanda büyük güç üretebilen santrallerin
kurulabilmesi, dolayısıyla kurulum gücünün yüksek olması,
işletim ve yakıt maliyetinin düşük olması ve santral ömrünün
uzun olması vb. gibi hususlar önemli avantajlar olarak öne
çıkmaktadır. Günümüz teknolojisi ile “Derinliğine Güvenlik”
felsefesi ile olabilecek kaza riski hayli minimize edilebilmektedir.
Bu çalışmada, nükleer santrallerin sürdürülebilir kalkınma
felsefesi ile değerlendirilmesi ve nükleer güvenliğinin
sağlanmasında, nükleer santrallerin tasarımlanmasından ve
inşaatına ve lisanslanmasından hayata geçirilmesine kadar
derinliğine güvenlik felsefesi göz önünde tutulmasına ilişkin
hususlar ele alınarak irdelenmektedir.
1. GİRİŞ
Günümüzde, önemli bir konu; “Sürdürülebilir Kalkınma”
konusudur. Globalleşen ve teknolojik gelişimlerin hızla
hayata geçirilebildiği bu dönemde sürdürülebilir kalkınma
konusu, göz ardı edilmemesi gereken, hayati önemi haiz
bir konu durumundadır[1-3]. Sürdürülebilir kalkınmayı
kavramsal olarak açıklayabilmek için, öncelikle kalkınmayı
tanımlamak gerekmektedir.
“Kalkınma” sözlük anlamıyla; “toplumsal yapının
değişkenlerini hükümetin belli bir siyaset güderek
geliştirme çabası” olarak tanımlanmaktadır. “Kalkınmak
eylemi” ise; “durumu düzeltmek, kademeli bir şekilde
gelişmek, büyümek, ilerlemek” olarak betimlenmektedir.
Kalkınma, refah ekonomisinin hayata geçirilmesini
gerektirmektedir ki; bu husus kısaca, makroekonominin
kaynak dağıtım verimini ve onun gelir dağılımını beraberce
belirlemek üzere mikro ekonomik tekniklerin kullanılması
olmaktadır. Bir başka deyişle, refaha hizmet edecek pek
çok eylemin hayata geçirilebilmesi ancak uygun bir enerji
politikası uygulanmasıyla mümkün olabilmektedir.
Dönüşümü ve kullanımı kolay olması nedeniyle enerji
tüketimi içinde elektrik enerjisinin yadsınamaz bir yeri
bulunmaktadır. Bir başka deyişle, insanların sosyal,
ekonomik ve kültürel çevrelerini yaratabilmeleri ve bu
ortamların sürdürülebilmesi büyük boyutlarda enerji
talebini ortaya çıkarmaktadır. Dolayısıyla, günümüzde
6
tüm ülkeler için önde gelen, başat gereksinim; enerjiye ve/
veya enerji kaynaklarına ulaşmak olmaktadır. Ayrıca, artan
nüfus, teknolojik gelişmeler ve sanayileşme, enerji ihtiyacını
artırmakta ve enerjinin önemini pekiştirmektedir [4-5].
Ancak, enerji üretimi ve kullanımı, entropiyi bir başka
deyişle değersizleşen enerji miktarını artırmaktadır.
Termodinamiğin 2. Kanunu; bir süreç içinde gerekli toplam
enerji sabit kaldığı halde, kullanılabilir enerji azalmaktadır
demektedir. Kısaca, bu kanun; izole sistemlerin entropisinin
asla azalmayacağını belirtir. Değersizleşen enerjinin esas
itibariyle çevreye bırakılması, çevre dengelerini negatif
etkileyebilmektedir. Dolayısıyla, enerji kullanımı böylesi
farklı sonuçlar da doğurabilmektedir.
Burada, Termodinamiğin 1. Kanunu çerçevesinde enerjinin
korunum prensibine konu olan enerjiden kullanılabilen
enerjiyi ayırt etmek gerekir. Ancak, unutulmaması
gereken önemli bir husus; kullanılabilen enerji yanında
Termodinamiğin 2. Kanunu çerçevesinde değersiz enerji
de söz konusu olacaktır. Bu durumda, fiziksel olarak enerji
korunsa da mühendislik kullanımı açısından değersizleşen
enerji daima olacaktır. Bu enerji de farklı biçimlerde
olabilirse de sonuçta esas itibariyle çevreye bir girdi
olarak karşımıza çıkmaktadır. Entropi, doğal döngü içinde
yer almaktadır. Ancak, günümüzde enerji kullanımının
artmasıyla entropi de giderek artmakta ve doğada çoğu
kez negatif etki olarak karşımıza çıkmaktadır.
Bu bağlamda, sanayi devriminin yaygınlaşması sonucunda
çevreye bırakılan değersizleşen enerji, artık ve sera gazları
gibi unsurlar, sonuçta doğa ve doğal devinimde sorunlar
oluşturmaya başlamış ve tehdit boyutuna ulaşmış
bulunmaktadır. Bu husus, kalkınma kavramının tekrar
ele alınmasını gerektirmiş ve “sürdürülebilir kalkınma”
kavramının ortaya çıkmasına neden olmuş bulunmaktadır.
2. SÜRDÜRÜLEBİLİR KALKINMA VE ENERJİ ÜRETİMİ
“Sürdürülebilir” kelimesi, sözlük anlamı itibariyle; “gelişim
ve süre açısından ele alınan bir eylemin devamlılığını
ve/veya devam ettirilebilirliğini” ifade etmektedir.
Sürdürülebilir kalkınma ise; “Bugünkü kuşakların yaşam
kalitesini yükseltirken, gelecek kuşaklara yaşam kalitesini
yükseltme şansı verecek bir dünya bırakmak” anlamına
gelmektedir[6].
İlk bakışta, kalkınma için sürdürülebilirliğin kolaylıkla
sağlanabileceği düşünülebilir. Ancak, kalkınma gereği
olarak ortaya çıkan teknolojik ürünlerin çevreye, canlılara
ve insanlara negatif etkilerinin olması söz konusudur.
Sürdürülebilir kalkınma gerçekte vazgeçilemez bir
unsurdur. Sadece gelecek kuşaklar açısından değil kendi
yaşam süremiz boyunca da negatif etkilerden uzak
kalabilmek için gereklilik ve elzemlik ifade etmektedir. Bu
bağlamda, ülkeler, politikalarını belirlerken sürdürülebilir
kalkınmayla uyumlu olması gereken unsurları dikkate
almak zorundadırlar. Bu şekilde yaşanabilir bir dünyadan
söz etmek mümkün olabilir.
Ancak, gözden kaçırılmaması gereken husus; gelecek
kuşaklara yaşam kalitesini yükseltme şansı verecek bir
dünya bırakırken, bugünkü kuşakların yaşam kalitesinin
yükseltilmesi de esastır. Dolayısıyla, kalkınma ve
kalkınmanın ana girdisi durumunda olan enerjinin uygun
şartlarla üretilmesinin bir gereklilik olduğu anlaşılmaktadır.
Şekil 1’de, sürdürülebilir kavramı içinde sürdürülebilir
enerjinin yeri şematik olarak görülmektedir[3].
Şekil 1. Sürdürülebilir kavramı içinde sürdürülebilir
enerjinin yeri [3].
Enerji ve elektrik arzı, sürdürülebilir bağlamda üzerinde
durulması gereken ve kalkınma planlarının temel
unsurunu oluşturan bir öğe olmaktadır. Bu bakımdan,
kişi başına düşen elektrik tüketimi, ülkelerin durumunun
değerlendirilmesinde ayrı bir öneme sahip bulunmaktadır.
Nükleer enerji ise, söz konusu gereksinimi sağlamakta
önemli bir seçeneği oluşturmaktadır[7-8]. Şekil 2’de,
sürdürülebilir kalkınmaya duyarlı toplumlarda enerji girdisi
içinde nükleer enerjinin yeri şematik olarak görülmektedir.
3. NÜKLEER ENERJİNİN SÜRDÜRÜLEBİLİR KALKINMA
İÇİNDEKİ YERİ
Çevre denince öncelikle fiziki ve biyolojik ortamların göz
önüne alınması gerekmektedir. Bu bağlamda, insanlar
ve diğer pek çok canlı için, başlıca gereksinimler olarak;
uygun atmosferik şartlar, uygun gıda, güneş ve su akla
gelmektedir. Burada, uygun atmosferik şartlar ile; en
uygun oranda oksijen, karbondioksit, azot, ozon vb. gibi
gazların bir arada ve sürdürülebilir olarak bulunması,
bunlara ilave olarak uygun sıcaklık, nem oranı değerlerine
Şekil 2. Sürdürülebilir kalkınmaya duyarlı toplumlarda
enerji girdisi içinde nükleer enerjinin yeri [3].
sahip olması kastedilmektedir. Bunlar arasında, öne çıkan
bir tanesi, oksijen ve karbondioksit miktarlarının uygun
oranlarıyla korunumudur. Oysa bu oranların korunumu,
sanayi faaliyetlerimiz ve termik enerji santrallerimizin
katkılarıyla hayli kritik şartlara gelmiştir.
Enerji gereksiniminin artmasına paralel olarak, büyük
kantitatif değerli uygulamaların yaşadığımız dünyayı
olumsuz etkilediği, vahim olarak nitelenebilecek sonuçların
ortaya çıkması ile anlaşılmış bulunmaktadır. Bu bağlamda,
çevre; enerji kaynaklarının seçiminde veya tercihinde rol
oynayan önemli bir fenomen durumuna gelmiştir. Burada,
önemli bir husus, halihazırda birçok konvansiyonel enerji
santrali için çevreye sera gazları salınımı yapılmasının biteviye
devam ede gitmesidir. Ayrıca, sadece santralin işletimi için,
santrali oluşturan eleman veya sistemlerin imalatı sırasında
da büyük boyutlarda sera gazı salınımı yapılmaktadır.
Şunu da belirtmek gerekir ki; bu elemanların ve santrallerin
ömrü boyunca bakımları, değiştirilmeleri ve kontrolleri
için de yine doğrudan veya dolaylı olarak sera gazı
salınımlarına neden olunmaktadır. Sera gazları ile karbon,
azot ve kükürt oksitlerini kastetmekteyiz. Bunların içinde
en önemlisi bilindiği üzere CO2 olmaktadır. Bu nedenle
çoğu kez değerlendirmeler CO2 üzerinden yapılmaktadır.
Şekil 3’teki grafikte, enerji santrallerinin CO2 salınımları
görülmektedir[11]. Buradan hemen anlaşılacağı üzere, CO2
salınımı açısından nükleer santraller en iyi seçeneklerden
biridir. Hatta fosil yakıtlarla aynı skalada gösterilemeyecek
kadar küçük değerlere sahiptir.
Şekil 3. Enerji santrallerinin CO2 salınımları[10].
7
Şekil 4’te ise, santraller tüm ömürleri boyunca neden oldukları
CO2 salınımları açısından mukayeseli olarak incelenmektedir.
Hemen görüldüğü üzere, nükleer santrallerin (ekipmanlarının
imalatı nedeniyle yayınlanan sera gazları) tüm ömürleri
boyunca CO2 salınımları, fosil yakıtlı santrallere göre ihmal
edilebilecek mertebede olmaktadır.
Şekil 6. Farklı santrallerin kapasite faktörleri[13].
santrallerin önemli ölçüde sorgulanmasını gündeme
getirmiştir. Hidrolik santraller de dahil, yenilenebilir
santraller emre amade olarak nitelenemeyen santraller
olarak nitelenmektedirler. Bu durumda, nükleer santraller,
sürdürülebilir kalkınma bağlamında yadsınamaz bir
öneme sahip olmaktadırlar.
Şekil 4. Farklı enerji santrallerinin tüm ömürleri boyunca
neden oldukları CO2 salınımları[11].
Öte yandan, ülkemiz açısından bakıldığında, fosil yakıtların
kullanılıyor olması nedeniyle ülkemiz, Şekil 5’te de
görüldüğü üzere CO2 salınımı yüksek bölgeler arasındadır.
Şekil 5. Dünyanın CO2 emisyonu yüksek bölgeleri[12].
Oysa ülkelerin bazı santrallere ihtiyacı bulunmaktadır. Baz
santral ihtiyacı, esas itibariyle emre amade santrallere
olan gereksinimi ifade etmektedir. Bilindiği üzere emre
amade santral olarak, mevsimsel ve günlük değişimlerden
etkilenmeden, istenen zamanda enerji üretebilen enerji
santralleri kastedilmektedir. Bunu en iyi ifade eden somut
veri ise santrallerin kapasite faktörleri olmaktadır. Şekil 6’da,
santrallerin kapasite faktörleri mukayeseli olarak görülmektedir.
Konvansiyonel santral olarak nitelenen emre amadeliği,
dolayısı ile kapasite faktörü yüksek santrallerden fosil
yakıtlı santrallerin kullanımına, çevre limitleri nedeniyle
kısıtlamalar gelmiş bulunmaktadır. Bir başka deyişle,
sera gazı salınımlarının limitleniyor olması, fosil yakıtlı
8
Ülkemiz açısından konuya bakıldığında ise, baz santral
olarak kömür santralleri ile doğal gaz santralleri önem
arz etmektedir. Oysa öz kaynak olarak, ısıl değeri fazla
yüksek olmayan linyit rezervlerine sahip olduğumuz
görülmektedir. Doğal gazda, öz kaynağımız, ihtiyacımızın
yanında ihmal edilebilecek (%3 kadar) miktarlardadır.
Buna karşın önemli ölçüde doğal gaz santraline sahip
bulunmaktayız. Bu, ülkemiz açısından paradoksal bir
durum oluşturmaktadır. Öz kaynağımız olan kömürde
(yaşanan son olaylar göstermiştir ki) ocaklara ilişkin alt
yapıda sorunlar bulunmaktadır. Zaten ısıl değeri düşük
linyitler, sürdürülebilir kalkınma felsefesine hizmet
etmeyen santraller olmaktadır. Bu durumda, nükleer
santraller, Türkiye için mutlaka hayata geçirilmesi gereken
bir seçenek olmaktadır.
Öte yandan, dünya sürdürülebilir enerji politikalarına
bakıldığında da, nükleer enerjiye önemli ölçüde yer verildiği
görülmektedir. Şekil 7’de, dünya için CO2 emisyonunun
azaltılmasına ilişkin yapılmış projeksiyon senaryoları
görülmektedir.
Şekil 7. CO2 emisyonunun azaltılmasına ilişkin yapılmış
projeksiyon senaryoları [15].
4. NÜKLEER SANTRALLERDE DERİNLİĞİNE GÜVENLİK
FELSEFESİ UYGULAMASI
Emre amadeliğin yanı sıra, doğrudan CO2 salınımlarının
olmaması, nispeten küçük mekanlarda büyük güç üretebilen
santraller olarak kurulabilmesi, dolayısıyla kurulum gücünün
yüksek olması, işletim ve yakıt maliyetinin düşük olması ve
santral ömrünün uzun olması vb. gibi hususlarla önemli
avantajlara sahip olan nükleer santrallerin sürdürülebilir
kalkınmaya hizmet etmesi isteniyorsa art arda kurulması
gerekmektedir.
Nükleer santraller için normal çalışma şartlarında sorun
olmamasına karşın kaza halinde istenmeyen şartlar
oluşabilmektedir. Ancak, burada da katastrofik kaza olarak
nitelenebilecek şartlarda, çevrenin etkilenme riski söz
konusu olabilmektedir. Şunu da belirtmek gerekir ki; nükleer
santrallerde “tüm tedbirlerin alınmış olmasına karşın
istem dışı olarak meydana gelen ve istenmeyen, olumsuz
sonuçlara neden olan olay” olarak tanımlanan kazanın
meydana gelmemesi için alınan tedbirler, başka hiçbir
enerji santralinde olmadığı kadar artırılmış bulunmaktadır.
Bu bakımdan, nükleer santraller, tüm enerji santralleri göz
önüne alındığında olasılıksal olarak en düşük kaza riskine
sahip santraller arasındadır.
Buna karşın, her tür tedbire rağmen bir nükleer santralde
kaza olması halinde önemli olan radyasyon riski olmaktadır.
Tabii ki radyasyon riski, alınan nükleer güvenlik tedbirlerine
ve geliştirilen teknolojik çözümlere karşın üzerinde durulması
ve değerlendirilmesi gereken bir olgudur. Bu bağlamda,
nükleer santraller için başka sıkı bir denetleme, teknik emniyet
anlamına gelen “derinliğine nükleer güvenlik” felsefesi ile
nükleer güç santrallerinin tasarımlanması ve hayata geçirilmesi
benimsenmiş bulunmaktadır[14]. Şekil 7’de derinliğine nükleer
güvenlik felsefesi tasarımsal olarak ve Şekil 8’de de mühendislik
uygulaması olarak şemalarla gösterilmektedir.
Şekil 8. Mühendislik uygulaması olarak derinliğine nükleer
güvenlik felsefesi[17].
Derinliğine güvenlik felsefesi ile birden fazla ve üst
üste yerleştirilmiş bir dizi güvenlik engeli ve/veya
eleman-sistemler ile nükleer güvenliğin sağlanması
ifade edilmektedir. Burada, tasarımsal olarak ilgili
standart mevzuat ve limitlerden başlanarak, sıkı kontroldenetim prosedürlerine uyulacak şekilde mühendislik
tasarımlarının yapılması ve olabilen en büyük kaza
senaryoları için tehlike anı sistemleri ve önlemleriyle söz
konusu tasarımların desteklenmiş olması gerekmektedir.
Mühendislik uygulaması olarak derinliğine nükleer
güvenlik felsefesi ise; yakıt paletlerinden itibaren, uygun
yakıt zarfı, uygun reaktör kabı, çift katlı reaktör dış güvenlik
kabuğu dizaynı ile üst üste bir dizi tedbirin alınması ve
bunların tehlike anı devreye girecek sistem ve ekipmanlarla
desteklenmesi anlamına gelmektedir.
5. SONUÇ
Toplumun enerji bağlamında beklentisi, güvenilir ve
sürekli enerji sağlanması olduğunda, emre amadelik
kriteri çerçevesinde fosil yakıtlı enerji santralleri ile
nükleer santrallerden, bir başka deyişle konvansiyonel
santrallerden
vazgeçilemeyeceği
anlaşılmaktadır.
Ancak, yine toplumun beklentisi olan sürdürülebilir
kalkınmanın da mutlaka sağlanması istendiği takdirde
nükleer santraller öne çıkmakta ve yadsınamaz bir önem
taşımaktadır.
İşte bu şartlarda da nükleer santrallerin güvenli
işletilmelerinin sağlanabilmesi ve hayata geçirilebilmesi
için derinliğine güvenlik felsefesi önemle ve titizlikle
uygulanması gereken bir kavram olmaktadır. Bir başka
deyişle, en ileri teknoloji ile nükleer güvenlik kriterlerinin
en üst seviyede uygulanmasını sağlayarak derinliğine
güvenlik felsefesi ile tasarımlanmış ve mühendislik
uygulamaları ile gerçekleştirilmiş nükleer santralleri
hayata geçirmek gerekir.
Şekil 7. Tasarımsal olarak derinliğine nükleer güvenlik
felsefesi[16].
9
KAYNAKLAR
[1] Tugrul,A.B.“Energy, Sustainable Development and Importance of Worldwide Cooperation”, Novel Energy
for the Regenerative Built Environment Technical and
Managerial Aspects Workshop, 3-6 Mart 2014, Istanbul.
[2] Tugrul, A. B., “Energy Policy and Sustainable Development”, Novel Energy and Biotechnology
Developments in the Sustainable Built Environment Workshop, 24-27 Mart 2014, İstanbul.
[3] Tugrul,A.B.,Cimen,S,Assessment of Sustainable Energy Development, ICEM-2014, 5-7 June, 2014, Istanbul
[4] Tugrul, A.B., “Energy Policy and Interactions with Politics and Economics”, International Conference on
Energy Environmental Engineering - ICEEE 2014, Proc.
pp. 801-804, 21-22 November 2014, Paris-France.
[5] Tugrul, A.B., Cimen, S., “Energy Initiatives for Turkey”, International Conference on Economics and Econometrics - ICEE 2013, Proc. pp. 40-44, 2-3 December 2013, Dubai-BAE.
[6] UN-World Commission on Environment and Development (1987): Our Common Future
[7] Tuğrul.A.B., “Nuclear Energy in the Energy Expansion of Turkey”, “Journal of Energy and Power Engineering, Vol. 5, No 10, pp. 905-910, Oct.2011
[8] Tuğrul, A.B., “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, 15. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009 Bildiri Kitabı,
s: 15-17, 13-15 Mayıs 2009, İstanbul.
[9] Tugrul,A.B., “Enerji Santralları ve Farklı Yönlerden Mukayeseli Değerlendirilmesi”, 18. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2012, İstanbul, 25-27 Nisan 2012, Bildiri Kitabı s:1-4.
[10]D. Weisser A guide to Life-cycle Greenhouse Gas (GHG) Emissions from Electric Supply Technologies,
Energy 32 (2007) 1543-1559.
[11]Meier,P.J., “Life-cycle Assessment of Electricity Generation Systems and Applications for Climate Change Policy Analysis”, University of Wisconsin-
Madison-USA, August 2002.
[12] Raffensperger, L., Web Site Maps CO2 Emissions from Power Plants Worldwide, Earth Trends Environmental Information, World Resources Institute (WRI)
[13]Fitz,J.A., Record Set by Nuclear Power Plant for Continuous Days of Operation, 2010.
[14]IAEA, 2001 Regulatory Control of Nuclear Power Plants, Vienna.
[15]WEA-World Energy Outlook (2006) OECD/IEA
[16]Probabilistic Safety Assessment: An Analytical Tool for Assessing Nuclear Safety,
http://www.nuce.boun.edu.tr/psaover.html
[17]Barton,C., Avoiding Nuclear Safety, The Energy Collective, April, 2011.
10
SUMMARY
Energy has a pivotal role in every society, touching upon
all aspects of life and creating, in particular, an accelerated
sustainable economic and social development, which in
turn enhances the welfare of people and consolidates the
country’s standing in the world. “Ecosystems approach”
is vital importance in sustainable development concept .
Energy technologies must developed with using available
resources ,and resource utilization. Nuclear energy is
an important alternative for producing huge electricity
amount, but no CO2 emissions. In here, the depth of nuclear
safety came forward for decreasing of the risk of nuclear
accidents. Therefore, a hierarchical deployment of different
levels of equipment and procedures in order to maintain the
effectiveness of physical barriers placed between radioactive
materials and workers, the public or environment.
Hidroelektrik Santrallerin Türkiye’de Kurulu Güce
Sürdürülebilir Katkısı
Ali İhsan AKAL
Birecik A.Ş.
ÖZET
Türkiye’de Hidroelektrik Santrallerin (HES) kurulu gücünün; son
beş yılda %70 oranında artmış olmasına karşın, toplam kurulu güç
üzerindeki HES payı aynı kalmıştır (yaklaşık %34). Halen ENTSO-E
ile deneme aşamasında olan, Avrupa ile bütünleşmiş gelişkin bir
iletim sisteminin varlığı, Türkiye Yenilenebilir Enerji Sektörü’ne
Avrupa’nın ilgisini canlı tutmaktadır. Mevcut santrallerin varlığı
ve emre amadelik (availability) durumları aynı ölçüde dikkatle
izlenmektedir. Mevcut kurulu güç kadar, santrallerin emre amade
olmasının önemi, Ağustos 2014 puantının karşılanmasında
yaşanan güçlükler ile yakından izlenmiştir.
Türkiye’deki HES yatırımları açısından ulaşılması hedeflenen
potansiyelin 36.000 MW olduğu göz önüne alınırsa; T.C.
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın (ETKB) 2015 – 2019
Strateji Planı’nda, 2019 yılı için öngördüğü 32.000 MW, su
kaynaklarının yaklaşık %90 kullanımına karşılık gelmektedir.
Mevcut HES yatırımlarına 2019 yılı sonuna kadar %50’nin
üzerinde yatırım eklenmesi öngörüsü, son beş yılda işletmeye
alınan yatırım miktarı göz önüne alındığında, ulaşılabilir bir
hedef olarak değerlendirilebilir.
Rehabilitasyon konusu, HES potansiyelinin tümüyle
kullanılması hedefine yaklaştıkça, daha önemli hale
gelmektedir. Bu çalışma; Türkiye’de mevcut HES varlığının emre
amadelik durumunun yüksek oranda ve sürdürülebilir kılınması
için; ünitelerin yaşlanma durumuna göre uygulanabilecek
rehabilitasyon çalışmalarını değerlendirecektir. Santraller
öncelikle örnek havzalar için ele alınacak; yaş ortalaması,
ünite özellikleri, orjinal imalatçı, yıllık ortalama çalışma süresi
ve dur-kalk sayıları açısından değerlendirmeler yapılacak,
rehabilitasyon için yerli katkı durumları gözden geçirilecektir.
1. GİRİŞ
Türkiye’de mevcut havzalar Şekil 1’de gösterilmektedir. Yıllık
su potansiyeli ortalama 186 km3 (milyar m3) olarak tahmin
edilen havzalar arasındaki en büyük havza Fırat Dicle Havzası
olmakta, ardından sırasıyla Doğu Karadeniz ve Doğu Akdeniz
Havzaları gelmektedir[1].
Devlet Su İşleri (DSİ) tarafından Hidroelektrik Santral (HES)
tesisi açısından gelişimi büyük ölçüde tamamlanan Fırat
Havzası, aynı zamanda en büyük enerji üretim potansiyeline
sahiptir. Havzaların su ve enerji üretim potansiyeli Tablo
1’de gösterilmektedir.
Şekil 1. Türkiye’de mevcut havzalar[1].
DSİ tarafından 2000’li yılların başında 475 proje ile tanımlanan
HES potansiyeli, yeniden gözden geçirilmiş ve artık 2014 yılı
içinde; enerji üretimi aşamasında olan HES sayısı 461, toplam
sayı 1.446, yapımı DSİ tarafından bugüne kadar gerçekleştirilmiş
HES sayısı ise 141 olarak tanımlanmaktadır[3].
Tablo 1. Havzalara Göre HES Adet, Kurulu Güç ve Üretim
Durumu[2]
2. EÜAŞ TARAFINDAN İŞLETİLEN HİDROELEKTRİK SANTRALLER
Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) tarafından işletilmekte olan
HES sayısı; 2006 yılında 109, nehir tipi bazı santrallerin
özelleştirilmesi ardından azalarak, 2013 yılında 69
olmuştur[4][5]. Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından
özelleştirme programına alınan ve ihalesi planlanan HES
sayısı ise 27 olarak açıklanmaktadır[6].
Hirfanlı, Kesikköprü, Kapulukaya, Altınkaya ve Derbent
(Kızılırmak); Almus, Köklüce, Kılıçkaya, Çamlıgöze, Hasan
Uğurlu ve Suat Uğurlu (Yeşilırmak); H.P. Sarıyar, Gökçekaya
ve Yenice (Sakarya); Özlüce ve Karkamış (Fırat); Menzelet ve
Aslantaş (Ceyhan); Çatalan (Seyhan), Kürtün ve Doğankent
(Harşit); Adigüzel ve Kemer (Büyük Menderes); Karacaören
I (Aksu), Demirköprü (Gediz), Gezende (Göksu) ve Tortum
gibi santraller için 2014 yılında özelleştirme ihalesi
yapılarak, işletme haklarının devri beklenmektedir.
11
Yukarıda adı geçen ve yaş ortalaması 34 olan santrallerin
kurulu gücü 3.670 MW, tahmini üretim miktarı ise 11,0
GWh, çalışmakta olan çeşitli tip ünite sayısı 85’tir.
Santrallerin Havza bazında incelenmesi sırasında;
Yeşilırmak ve Kızılırmak Havzaları üzerinde tesis
edilmiş olan santrallerin durumları gözden geçirilirken,
ünitelerin ortalama çalışma süresi (saat/yıl), dur/kalk
sayıları ve kullanım faktörleri (%) dikkate alınmaktadır.
Bir dur/kalk, literatürde 10 ile 1000 saat arası çalışma
süresine eşdeğer olmakta, hatta bakım/onarım
çalışmaları üzerindeki parasal etki araştırılarak, her dur/
kalk için bir bedel saptanmaya çalışılmaktadır[7].
başlayarak (Hirfanlı), mansaba doğru düzenlenebilir.
Kızılırmak Havzası’nın bir bütün olarak ele alınması
yararlı olacak, fakat çeşitli noktalardan havza içindeki
şehir ve bölgelere kullanım veya sulama amaçlı su
alınmakta oluşu, projelerin rantabilitesini olumsuz
etkileyebilir.
Tablo 2. Ünitelerin Ortalama Çalışma, Dur/Kalk Sayıları ve
Kullanım Faktörü
3. KIZILIRMAK HAVZASI
4. YEŞİLIRMAK HAVZASI
Şekil 2. Kızılırmak Havzası üzerindeki santraller.
Kızılırmak üzerinde çalışan santrallerin yaş ortalaması
32’dir. Çeşitli farklı firmalar tarafından inşa edilen
santrallerin işletme sonuçlarından; ardışık (cascade)
biçimde çalışmadıkları anlaşılmaktadır. Altınkaya’nın
ortalama dur/kalk sayısı, santralin Bölge Yük Tevzi
Merkezi tarafından, diğer santrallere oranla daha fazla
tercih edilmekte olduğunu göstermektedir.
2014 yılı sonu itibariyle Hirfanlı üniteleri 200.000 saat
çalışma seviyesine yaklaşmakta; Kesikköprü ve Altınkaya
üniteleri 100.000 saat üzerinde, Derbent üniteleri ise
100.000 saat yakınında bir çalışma saatine ulaşmıştır.
Kapulukaya’nın Kırıkkale Rafinerisi nedeniyle (%41,5),
Derbent’in nehir santrali özelliği nedeniyle kullanım
faktörünün yüksek olduğu (%52,3) görülmektedir.
Hirfanlı, Kesikköprü ve Altınkaya kullanım faktörleri
%30’un altında kalmaktadır.
Kızılırmak üzerindeki santrallerin üniteleri; English
Electric, Ansaldo ve Toshiba imalatlarıdır. Hirfanlı’nın
dördüncü ünitesi ise TEK tarafından yürütülen yerli
imalat nedeniyle önemli bir tarihi fonksiyona sahiptir.
Santraller için rehabilitasyon programı menbadan
12
Şekil 3. Yeşilırmak Havzası üzerindeki santraller.
Yeşilırmak üzerindeki santrallerin yaş ortalaması
31’dir. Santrallerin dur/kalk sayıları ardışık santraller
şeklinde çalışmadıklarını göstermektedir. Çamlıgöze,
Kılıçkaya’dan; Suat Uğurlu, Hasan Uğurlu’dan daha fazla
çalışmaktadır. Suat Uğurlu en verimli çalışan santral
(%57,2), diğer santraller de %35’in üzerinde yüksek
kullanım faktörüne sahiptir.
Yeşilırmak üzerindeki santrallerin üniteleri; Temsan,
Andritz, Reşita, Voith ve Toshiba imalatlarıdır.
50 yaşında olan Almus ünitelerinin ortalama
çalışma süresi 200.000 saatin üzerindedir. Çalışma
sürelerinin yüksek olması nedeniyle, tüm santraller için
rehabilitasyon yapılmasında yarar vardır.
Tablo 3. Ünitelerin Ortalama Çalışma, Dur/Kalk Sayıları ve
Kullanım Faktörü
5. REHABİLİTASYON ÇALIŞMALARI
Türkiye’de Hidroelektrik Santrallerin kurulu gücünün; son
beş yılda yüzde yetmiş oranında artmış olmasına karşın,
toplam kurulu güç üzerindeki HES payı aynı kalmıştır
(yaklaşık %34). Halen ENTSO-E ile deneme aşamasında
olan, Avrupa ile bütünleşmiş gelişkin bir iletim sisteminin
varlığı, Türkiye Yenilenebilir Enerji Sektörü’ne Avrupa’nın
ilgisini canlı tutmaktadır. Mevcut santrallerin varlığı
ve emre amadelik (availability) durumları aynı ölçüde
dikkatle izlenmektedir. Mevcut kurulu güç kadar,
santrallerin emre amade olmasının önemi, Ağustos 2014
puantının karşılanmasında yaşanan güçlükler ile yakından
izlenmiştir.
Türkiye’deki HES yatırımları açısından ulaşılması
hedeflenen potansiyelin 36.000 MW olduğu göz önüne
alınırsa; T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın (ETKB)
2015 – 2019 Strateji Planında, 2019 yılı için öngördüğü
32.000 MW, su kaynaklarının yaklaşık yüzde 90 kullanımına
karşılık gelmektedir. Mevcut HES yatırımlarına 2019
yılı sonuna kadar %50’nin üzerinde yatırım eklenmesi
öngörüsü, son beş yılda işletmeye alınan yatırım miktarı
göz önüne alındığında, ulaşılabilir bir hedef olarak
değerlendirilebilir.
Tablo 4. Türkiye’nin Kurulu Gücü İçindeki HES Varlığı ve Yıl
İçindeki Katkılar[6]
Rehabilitasyon konusu, HES potansiyelinin tümüyle
kullanılması hedefine yaklaştıkça, daha önemli hale
gelmektedir. Türkiye’de mevcut HES varlığının emre
amadelik durumunun yüksek oranda ve sürdürülebilir
kılınması gerekir.
Havza bazında uygulanabilecek
rehabilitasyon çalışmalarının, ünitelerin yaşlanma
durumuna göre ve yerli katkı durumunu dikkate alınarak
düzenlenmesi sürdürülebilirlik açısından yararlı olacaktır.
Ancak, İşletme Hakkı Devri şeklinde yürütülecek
santral özelleştirilmelerinin başarılı olması için, havza
bazında ve sürdürülebilir bir model uygulanması ve
EÜAŞ’ın çalışmaların içinde tutulması yararlı olacaktır.
Sürdürülebilir bir model olarak “Public – Private –
Partnership (PPP)” tercih edilebilir. Orijinal imalatçıların
yerli firmalar ile birlikte PPP model içinde yer alması,
işletme sırasında orijinal imalatçıların desteğinin
sürdürülebilir olmasını sağlayacaktır.
KAYNAKLAR
[1] Devlet Su İşleri (DSI) Web Sitesi.
[2] DSI Proje Listesi, 2000.
[3] Dünya Gazetesi haberi, Mayıs 8, 2014.
[4] Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) Yıllık Rapor (2006).
[5] Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) Yıllık Rapor (2013).
[6] Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB) Web Sitesi.
[7] “Hydrogenerator Start/Stop Costs”, June 2014, U.S. Department of the Interior, Bureau of Reclamation,
Technical Service Center.
SUMMARY
Installed capacity of the Hydroelectrical Power Plants
(HES) in Turkey increased seventy percent during the last
five years; but HES share in the overall installed capacity
remained the same (nearly 34 percent). European interest
in the Renewable Energy Sector in Turkey continues to be
alive, due to the well-developed Transmission System which
is currently in a trial period with ENTSO-E. Existing plants
are carefully followed by their installed capacity as well as
their availability status. Peak power demand observed in
August 2014 had proven that availability is a very important
parameter to overcome the challenges required to meet the
peak power demand.
If we consider the Ministry of Energy and Natural Resources
(MENR) analysis for the HES potential as 36,000 MW in
the 2015 – 2019 Strategic Plan, the target of 32,000 MW
for 2019 corresponding nearly 90 percent utilization of
the potential. The target to add more than 50 percent
investment to the HES installations until the end of 2019
appears to be reasonable, if we take into account the
amount of investments in the last five years.
Rehabilitation (refurbishment) subject will be more
important when the utilization of the HES potential
13
approaches to the maximum potential. This paper attempts
to analyze what is required to keep the availability of the
units at the maximum in a sustainable manner, considering
the rehabilitation efforts in line with the age of the units.
Power plants will be considered in accordance with the river
basin they belong; their average age, unit characteristics,
original equipment manufacturers, average working hours
per year and the number of start-stops per year, with local
scope that may be available during rehabilitation.
In order to have success for the privatization in the form
of Operation Transfer Rights, the method “Public – Private
– Partnership (PPP)” could be executed to the river basins
in partnership with EÜAŞ, to have sustainable results.
When the Original Equipment Manufacturers are involved
in a model including the local companies in a PPP Model,
support of the manufacturers will be made sustainable
during the operation period.
14
AB-Türkiye Enerji Diyaloğu’nda Atılan Adımlar
Ayşegül UÇKUN
KTO Karatay Üniversitesi
Enerji Yönetimi Bölümü
ÖZET
AB’nin enerjide dışa bağımlı olması, enerji güvenliği
konusunu gündeme getirmektedir. Türkiye’nin jeopolitik
konumu, AB için önem arz etmekte ve AB’nin yürüteceği
enerji politikaları, enerji güvenliğinin sağlanması açısından
oldukça büyük bir potansiyele sahiptir. Ankara Anlaşması
ile başlayan Türkiye’nin AB ile ilişkileri, Helsinki Zirvesi’nde
Türkiye’nin adaylık statüsü kazanmasıyla büyük bir ivme
kazanmıştır. Türkiye özellikle 2001 yılından itibaren
enerji alanındaki mevzuat çalışmalarına ve kurumsal
yapıya ilişkin olarak önemli gelişmeler kaydetmiş ve AB ile
olan enerji diyaloğunu geliştirme adına önemli adımlar
atmıştır. ENTSO-E, TANAP bunlardan başlıca olanlarıdır.
Türkiye, bu anlaşmalarının yanında AB müktesebatına
uyum çerçevesinde Enerji Faslı altındaki mevzuata uyum
kapsamında önemli ilerlemeler kaydetmektedir.
Anahtar Kelimeler: Enerji diyaloğu, Enerji Faslı, Mevzuata
uyum
1. GİRİŞ
Avrupa Birliği (AB) kurulduğu günden itibaren enerji
konusuna önem vermektedir. AB’nin temellerinin atıldığı
Avrupa Kömür Çelik Topluluğu’ndan bu yana enerji
aslında AB’nin öncelikli alanlarından birisidir. 1970’li
yıllarda yaşanan iki petrol krizi, enerjinin Avrupa Birliği’nin
gündeminde önemli yer tutmasına yol açmış ve konulan
Tek Pazar hedefinin parçası olarak da enerji, Avrupa
Birliği’nin öncelikli konuları arasına girmiştir. 2009 Lizbon
Antlaşması ile “Enerji” başlığının antlaşma metninin içine
alınmasıyla da enerji konusu yeni bir boyut kazanmıştır.
Türkiye ise enerji konusuna son on yıl içinde daha fazla
önem vermeye başlamıştır. 2001 yılında Bağımsız İdari
Otorite olan EPDK’nın kurulması atılan önemli adımlardan
birisidir. Ayrıca Türkiye, enerji alanında çıkarmış olduğu
kanunlar ile enerji piyasasının hukuki boyutunu
güçlendirmektedir.
1999 yılında gerçekleştirilen Helsinki Zirvesi’nde,
Türkiye’nin adaylık statüsünü kazanmasıyla AB
müktesebatına uyum çerçevesinde önemli adımlar
atılmaktadır. Enerji faslına uyum çerçevesinde gerek
kurumsal yapının güçlendirilmesi, gerek mevzuat
uyum çalışmalarının yapılması ve gerekse AB-Türkiye
enerji diyaloğunun gerçekleştirilmesi için çok boyutlu
anlaşmaların imzalanması, Türkiye’nin AB yolunda güçlü
adımlarla ilerlediğinin kanıtıdır.
2. ENERJİ DİYALOĞUNDA ATILAN ADIMLAR
2.1. ENTSO-E
AB tarafından elektrik ağı için atılan ilk adım, elektrik
ağının enterkonneksiyonu ile devreye sokulan ve enerji
kaynaklarının daha etkin kullanımı yoluyla ekonomik
faaliyetlerin gelişimine katkıda bulunma hedefi
doğrultusunda 1951 yılında oluşturulan UCPTE (Elektrik
Üretim ve İletim Koordinasyonu Birliği)’dir[1]. Daha
sonra, 1999 yılında UCPTE, temel hedefi arz güvenliğini
ve elektriğin etkili bir şekilde iletilmesini sağlamak olan
UCTE (Avrupa Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği)’ye
dönüşmüştür[2]. 1 Temmuz 2009 tarihinde ise, Avrupa’da
var olan altı iletim sistemi operatörünü (UCTE, NORDEL,
UKTSOA, ATSOI, BALTSO, ETSO) tek bir çatı altında toplayarak
ENTSO-E (Avrupa Elektrik İletim Sistem Operatörleri Ağı)
oluşturulmuştur[3].
ENTSO-E, Avrupa genelinde 34 ülkeden 41 iletim sistemi
operatörünü temsil etmektedir. “Toplam 305.000 km’nin
üzerinde Yüksek Gerilim (YG) hatlarından oluşan, 880
GW kurulu güçteki bu sistem, 532 milyondan fazla
tüketicinin yıllık 3200 TWh seviyesindeki elektrik enerjisi
talebini karşılamaktadır. ENTSO-E tarafından sağlanan
koordinasyon, üye sistemler arasında yılda yaklaşık 380
TWh alışveriş yapılabilmesine olanak sağlamaktadır”[4].
Türkiye elektrik iletim sisteminin ENTSO-E sistemine
bağlantısını anlayabilmek için atılan adımlara bakacak
olursak, 1975 yılından beri Avrupa iletim sistemine senkron
paralel bağlantısı konusunda çalışmalar yürütülmektedir.
“1990’lı yıllardan itibaren Türkiye, Yunanistan ve Bulgaristan
sistemlerinin enterkonneksiyonu konusunda çeşitli ön
çalışmalar yapılmıştır”. 2000-2001 yıllarında Türkiye
elektrik sisteminin UCTE sistemine bağlantısı konusunda
yapılan analiz çalışmaları Avrupa Komisyonu tarafından
oluşturulan çalışma grubu tarafından gerçekleştirilmiş ve
“Türkiye elektrik sisteminin Bulgaristan ve/veya Yunanistan
üzerinden UCTE sistemine bağlantısının mümkün ve
uygulanabilir olduğu” gösterilmiştir[4]. “Türkiye elektrik
sisteminin UCTE sistemine bağlantısı için yapılmış
15
olan tüm analizleri incelemek ve yapılması gerekenleri
belirlemek üzere görevlendirilen” Türkiye’nin Bağlantısı
Alt Çalışma Grubu, 2001 yılının ortalarında çalışmalarına
başlamıştır. 2005-2007 tarihleri arasında “Türkiye Elektrik
İletim Sisteminin UCTE Sistemine Bağlantısı Tamamlayıcı
Teknik Çalışmalar” projesi (1. UCTE Projesi) başarı ile
tamamlanmış ve “Türkiye Elektrik Sisteminin UCTE Sistemi
ile Senkron İşletilmesi için Frekans Kontrol Performansının
İyileştirilmesi” projesi (2. UCTE Projesi) geliştirilmiştir[5].
2009’da “Avrupa Kıtası Senkron Bölgesi ile Türkiye
elektrik sisteminin bağlantısı için yöntem ve alınacak
önlemler konusunda anlaşma imzalanmıştır”[6]. Tüm bu
gelişmeleri takiben, 18 Eylül 2010’da ENTSO-E ile senkron
deneme çalışmaları başlatılmıştır[7]. ENTSO-E tarafından
belirlenen teknik ve piyasa kurallarına göre yürütülecek
olan elektrik enerjisi alışverişleri, Bulgaristan, Yunanistan
ve Avrupa’dan Türkiye’ye 400 MW’a, ters yönde ise 300
MW’a kadar gerçekleştirilecektir. ENTSO-E sayesinde,
Türkiye Avrupa’dan enerji kaynağını ithal edip onu kendi
ülkesinde elektrik enerjisine dönüştürmek yerine, daha iyi
iletim hatları kurarak direkt Avrupa’dan elektrik enerjisinin
ithalini gerçekleştirmiş olacaktır.
2.2. TANAP
Trans Anadolu Doğalgaz Boru hattı Projesi (TANAP),
Azerbaycan doğal gazının Türkiye ve Avrupa’ya güvenli
bir şekilde ulaştırılmasını içeren dev bir projedir. TANAP,
Güney Kafkasya Boru Hattı (SCP) ve Trans Adriyatik Doğal
Gaz Boru Hattı Projesi (TAP) ile birleşerek Güney Gaz
Koridoru’nu oluşturmaktadır. Azerbaycan’ın en büyük
doğal gaz sahalarından birisi olan Şah Deniz Sahası’ndan
çıkarılacak olan gaz, TANAP ile Türkiye’ye, Türkiye’den de
TAP ile Avrupa’ya taşınacaktır. Yıllık 16 milyar m3 doğal
gazın taşınması planlanmaktadır[8]. 16 milyar m3’lük
doğal gazın 6 milyar m3’ünü Türkiye kullanırken, 10 milyar
m3’ü Avrupa’ya ulaştırılacaktır.
Kaynak: TANAP
16
TANAP, Türkiye Gürcistan sınırından başlayarak 20
ilden geçecek ve Yunanistan sınırında son bulacaktır.
Bu sınırdan Avrupa ülkelerine ise TAP Doğal Gaz Boru
Hattı’na bağlanacaktır. “Proje kapsamında Türkiye sınırları
içerisinde biri Eskişehir ve diğeri Trakya’da olmak üzere,
ulusal doğal gaz iletim şebekesine bağlantı için iki çıkış
noktası yer alacaktır”. Trans Anadolu Doğalgaz Boru Hattı
Sistemine İlişkin Hükümetlerarası Anlaşması’nın son hali
ise 21 Ekim 2014 tarihinde Resmi Gazete’de yayımlanarak
yürürlüğe girmiştir[9].
2.3. Enerji Şartı Anlaşması
Doğu Avrupa ve Sovyetler Birliği’nde ekonomik
kalkınmanın enerji sektöründe yapılacak işbirliği ile
gerçekleşeceği görüşü ile 1991’de Komisyonun “Avrupa
Enerji Şartı” kavramını önermesiyle başlayan süreç, 1994
yılında 50 ülke ve AB’nin Enerji Şartı Anlaşması ve Enerji
Verimliliği ve ilgili Çevresel Hususlara İlişkin Enerji Şartı
Protokolü’nü imzalamasıyla tamamlanmıştır. Enerji
Şartı Anlaşması’nın temel amacı; “enerji alanında uzun
dönemli işbirliğinin teşvik edilmesi için hukuki bir çerçeve
tesis etmektir”[10]. Türkiye de Aralık 1994’te imzalamış
ve Şubat 2000’de onaylamıştır. Enerji Şartı Anlaşması’nın
hedeflerine bakacak olursak, aslında en temel hedef,
enerji arzı güvenliğini artırmak ve açık ve rekabet eder
bir enerji piyasası geliştirmektir[11]. Diğer hedefleri ise,
enerji yatırımlarının teşvik edilmesi, çevresel sorunlara
dikkat edilmesi, enerji üretimi, kullanımı konularında
verimliliğin artırılmasına önem vermektir. Bu doğrultudan
bakıldığında, Enerji Şartı Anlaşması’nın ulusal enerji
politikalarına müdahale etme hedefi bulunmamaktadır.
2.4. Akdeniz İçin Birlik
Türkiye’nin başından beri süreçte yer aldığı Akdeniz İçin
Birlik, AB ve Akdeniz’e komşu olan ülkelerin tek bir çatı
altında toplanması ve kurumsal bir işbirliği çerçevesinin
oluşturulması amacıyla 2008 yılında kurulan bir
platformdur. Akdeniz İçin Birlik’in hedeflerini anlayabilmek
için tarihsel sürecine bakmak gerekmektedir. İlk olarak AT,
Kuzey Afrika ve Doğu Akdeniz’deki eski sömürgeleriyle yapıcı
bir diyaloğa girebilmek adına 1961-1972 yıllarını kapsayan
Global Akdeniz Politikası ile ülkelerle ikili olarak tercihli
olmayan ticaret ve ortaklık anlaşmaları yapılmıştır. 1972’de
var olan ikili anlaşmaların ülkelerin kalkınmasına katkısının
çok az olması nedeniyle, Global Akdeniz Politikası’nda ikili
anlaşmalar yerine bölgesel çapta bir anlayış benimseyerek
tercihli ticaret anlaşmaları yapılmıştır. Ancak AT’de 1981 ve
1986’da gerçekleşen genişlemelerin ardından, arzulanan
sonuca ulaşılamamıştır. Bu nedenle, Global Akdeniz
Politikası yerini 1992 yılında oluşturulan Yenileştirilmiş
Akdeniz Politikası’na bırakmıştır. Bu politika, daha çok
bölgesel işbirliğine odaklanılması ve kalkınma projelerinin
desteklenmesine odaklanmaktadır. Ancak, Yenileştirilmiş
Akdeniz Politikası da ülkelerin kalkınmasına çok az katkıda
bulunması nedeniyle başarısız olunca, 1994’ten itibaren
daha kalıcı bir işbirliğinin oluşturulması doğrultusunda
çalışmalar başlatılmış (Barselona Süreci) ve Yenileştirilmiş
Akdeniz Politikası yerini 1995 yılında Avrupa-Akdeniz
Ortaklığı’na bırakmıştır[12]. Daha sonra ise, AvrupaAkdeniz Ortaklığı da yerini 2008 yılında Barselona
Sürecini güçlendirmeyi amaçlayan ve bu sürecin devamı
niteliğinde olan Akdeniz için Birlik’e bırakmıştır. Akdeniz
için Birlik’in temel amacı; projeler yoluyla Akdeniz’deki
işbirliğini artırmaktır. Bu doğrultuda belirlemiş olduğu
öncelikli alanlar: “Akdeniz’in temizlenmesi, deniz ve kara
ulaşımı, sivil koruma, alternatif enerjiler ve Akdeniz Güneş
Enerjisi Planı, yükseköğrenim ve araştırma, iş olanaklarının
geliştirilmesi”[13]. Akdeniz Güneş Enerjisi Planı’na göre,
güneş enerjisinden elektrik üretiminin gerçekleştirilmesi
ve 2020 yılına kadar Akdeniz’in güney ve doğu bölgelerinde
yaklaşık 20 GW’lık yenilenebilir enerji üretim kapasitesinin
oluşturulması gerekmektedir.
2.5. Karadeniz Bölgesel Enerji Merkezi (BSREC)
1995 yılında AB enerji siyasetinin dış boyutunu ele
alan Sinerji Programı altında oluşturulan Karadeniz
Bölgesel Enerji Merkezi, Avrupa Komisyonu’nun ortak
bir girişimidir. Üyeleri ise, Arnavutluk, Ermenistan,
Azerbaycan, Bulgaristan, Gürcistan, Yunanistan, Moldova,
Romanya, Rusya, Makedonya, Ukrayna, Sırbistan, Türkiye
ve AB’dir. Karadeniz Bölgesel Enerji Merkezi, enerji alanında
Karadeniz bölgesindeki ülkeler ile AB arasındaki işbirliğini
geliştirmeyi amaçlamaktadır[14].
3. ENERJİ FASLINA UYUM SÜRECİNDE ATILAN ADIMLAR
AB müktesebatının 15. Faslı olan “Enerji Faslı”, elektrik ve
doğal gaz piyasaları, enerji verimliliği, yenilenebilir enerji
kaynakları ve nükleer enerji konularına ağırlık vermektedir.
Enerji faslı, mevcut durumda AB Konseyi’nde görüşmesi
süren fasıllar arasında yer almakta ve faslın müzakereye
açılması Kıbrıs tarafından bloke edilmektedir.
3.1. Elektrik ve Doğal Gaz Piyasalarına Uyum Süreci
AB’de elektrik ve doğal gaz piyasalarının liberalleştirilmesine
yönelik (enerji iç pazarının sağlanması) üç enerji paketi
yayımlanmıştır. ‘Birinci Enerji Paketi’ kapsamında 1996
yılında Elektrik Direktifi ve 1998 yılında Doğal Gaz
Direktifi yayımlanmıştır. Bu direktifler ile elektrik ve doğal
gaz piyasalarında istenen liberalleşme sağlanamadığı
için, 2003 yılında ‘İkinci Enerji Paketi’ kapsamında yeni
direktifler yayımlanmıştır. Yine istenen liberalleşmenin
sağlanamaması üzerine çıkarılan ‘Üçüncü Enerji Paketi’
kapsamında 2009/72/EC sayılı Elektrik Direktifi ve
2009/73/EC sayılı Doğal Gaz Direktifi yayımlanmış ve
2009 yılında yürürlüğe girmiştir[15].
Türkiye’de ise AB’nin liberalleşme yolunda çıkartmış
olduğu Direktifler doğrultusunda, AB’nin elektrik ve doğal
gaz piyasalarına uyum sağlanabilmek adına 2001 yılında
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve 4646 sayılı Doğal
Gaz Piyasası Kanunu yürürlüğe girmiştir. AB’nin enerji
paketleri kapsamında değişen mevzuatlarına uyum
sağlayabilmek için mevcut kanunlar gözden geçirilmiş
ve 6464 sayılı yeni Elektrik Piyasası Kanunu Mart 2013’te
yürürlüğe girmiştir[16].
Mevzuat uyumlaştırılmasının yanı sıra Türkiye ile AB
arasında elektrik iletim şebekelerinin bağlantısını
sağlayabilmek için yapılan 1. UCTE ve 2. UCTE Projesinin
başarıyla tamamlanmasının ardından, 18 Eylül 2010’da
ENTSO-E ile senkron deneme çalışmaları başlatılmıştır.
3.2. Enerji Verimliliği
Enerji verimliliği, AB düzeyinde düzenlenen bir konu olduğu
için üye ülkeler enerji verimliliği konusunda belirlemiş
olduğu politikalarını uyumlu hale getirmelidirler. Bu nedenle,
daha çok “enerji verimliliği ve enerji hizmetleri, binalarda
enerji verimliliği, enerji kullanan ürünlerin eko-tasarımı,
kojenerasyon, enerji kullanan ürünlerin enerji etiketlemesi
gibi konular AB düzeyinde belirlenmektedir”[17]. Mevcut
durumda ilgili konularda AB düzeyinde çıkartılmış direktiflere
bakıldığında, 2010/31/EU sayılı Binaların Enerji Performansı
Direktifi, iklim gerekliliği ve maliyet etkinliğinin yanı sıra
iklim ve yerel şartları dikkate alarak Birlik içinde binaların
enerji performansının geliştirilmesini teşvik etmektedir[18].
2012/27/EU sayılı Enerji Verimliliği Direktifi, 2020’ye kadar
%20 oranında enerji verimliliğinin sağlanması hedefini
sağlayabilmek için Birlik içinde enerji verimliliği konusunda
genel bir çerçeve oluşturmakta ve kojenerasyonun enerji
tasarrufu konusunda büyük bir potansiyele sahip olduğunu
vurgulamaktadır[19]. 2009/125/EC sayılı Direktif ise, iç
pazarda enerji ile ilgili ürünlerin serbest dolaşımını sağlamak
amacıyla bu ürünlerin çevreye duyarlı tasarımı için bir
çerçeve oluşturmaktadır[20]. 2010/30/EU sayılı Direktif de
tüketicilerin en verimli ürünleri seçebilmeleri için ürünlerin
üretim bilgileri ve enerji etiketlemesinin gösterilmesi
hakkında bir çerçeve çizmektedir[21].
17
Türkiye de enerji verimliliği konusunda çok önem
vermekte ve AB mevzuatına uyum çerçevesinde önemli
adımlar atmaktadır. Enerji verimliliği konusunda atmış
olduğu en önemli adımlardan birisi 2007 yılında çıkartmış
olduğu Enerji Verimliliği Kanunu’dur. “Bu Kanunun amacı;
enerjinin etkin kullanılması, israfının önlenmesi, enerji
maliyetlerinin ekonomi üzerindeki yükünün hafifletilmesi
ve çevrenin korunması için enerji kaynaklarının ve
enerjinin kullanımında verimliliğin artırılmasıdır”[22].
Bu amaç doğrultusunda yıllık toplam enerji tüketimleri
50 bin TEP ve üzeri olan endüstriyel işletmelerde, enerji
yöneticisi ve enerji uzmanlarının sorumluluğunda enerji
yönetim birimi kurulması gerektiği belirtilmektedir.
Kanunun yanı sıra Türkiye’de ilgili Bakanlıklar nezdinde
AB tarafından çıkarılan direktiflere uyum sağlanabilmek
adına yönetmelikler çıkarılmıştır.
3.3. Yenilenebilir Enerji Kaynakları
AB’nin belirlemiş olduğu 20-20-20 hedefleri arasında,
2020’ye kadar yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanım
oranını %20 oranında artırmak yer almaktadır. Bu hedefe
ulaşabilmek adına, 2009/28/EC sayılı yenilenebilir
kaynaklardan üretilen enerjinin kullanımının teşvikine
ilişkin direktif çıkartılmıştır. Bu direktif, ulaşımda kullanılan
yenilenebilir enerji kaynaklarının payı ve toplam enerji
tüketiminde yenilenebilir kaynaklardan üretilen enerjinin
payı konusunda zorunlu ulusal hedefler koymaktadır[23].
Türkiye’de, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanım
oranının artırılmasının sağlanması, fosil yakıt kullanım
oranının azaltılmasına katkıda bulunarak sera gazı
salınımının azaltılması, enerjide dışa bağımlılığın
azaltılmasına katkıda bulunulması, kaynak çeşitliliğinin
sağlanması ve çevrenin korunması gibi hedefler
doğrultusunda çıkarılan 5346 sayılı ‘Yenilebilir Enerji
Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına
İlişkin Kanun’ 2005 yılında yürürlüğe girmiştir. Mevcut
durumda ise, Aralık 2010’da yürürlüğe giren 6094 sayılı
Kanun ile 5346 sayılı Kanun’da birtakım değişiklikler
yapılmıştır. Ayrıca, belirlenen 2023 hedefleri arasında,
yenilenebilir enerjinin elektrik üretimindeki payının
%30 olması; rüzgâr enerjisi kurulu gücünün 20.000 MW
seviyesine çıkarılması, jeotermal kurulu gücünün 1000
MW seviyesine çıkarılması gibi hedefler yer almaktadır.
3.4. Nükleer Enerji
Nükleer enerji 1950’li yıllardan beri AB’nin gündeminde
yer almaktadır. AB’nin, 1957’de enerjide bağımsızlığa
ulaşmanın bir aracı olarak nükleer enerjiyi görmesi ve atom
enerjisini barışçıl amaçlarla kullanmak istemesi üzerine
Avrupa Atom Enerjisi Topluluğu (EURATOM) oluşturulmuş
ve EURATOM’u kuran Roma Anlaşması imzalanmıştır. 1958
yılında da Roma Anlaşması yürürlüğe girmiştir. 1995 yılında
da EURATOM Anlaşması konsolide edilmiştir. 2009/71/
EURATOM direktifinde değişiklik yapan 2014/87/EURATOM
18
sayılı Nükleer Güvenlik direktifi ile nükleer güvenliğinin
teşvik edilmesi için bir çerçeve oluşturulmaktadır[24].
Türkiye, yaklaşık %70 seviyelerinde olan enerjide dışa
bağımlılığını azaltmak için alternatif yollar aramaktadır. Bu
yollardan birisi de nükleer enerjiden elektrik üretilmesidir.
Bu doğrultuda, Türkiye Mersin ve Sinop’ta olmak üzere iki
nükleer santral projesine sahiptir. Bunların yanı sıra, AB
mevzuatına uyum çerçevesinde de çalışmalar yapılmaktadır.
Bunlardan başlıca olanları arasında; 2009 yılında yayımlanan,
bir sahada nükleer güç sahalarının kurulabilmesi için nükleer
güvenlik konusunda uyulması gereken hususları anlatan
Nükleer Güç Santrali Sahalarına İlişkin Yönetmelik[25]; 2012
yılında yayımlanan Nükleer Tesislerin ve Nükleer Maddelerin
Fiziksel Korunması Yönetmeliği; 2012 yılında yayımlanan
nükleer amaç için hazırlanmış ekipman ve malzemelerin
tespiti ve takibini sağlamak, ayrıca nükleer silah ve patlayıcı
olarak üretilmesini önlemek üzere uyulacak usul ve esasları
belirten Nükleer Madde Sayım ve Kontrol Yönetmeliği[26];
2013 yılında yayımlanan radyoaktif atıkların toplum, çevre
ve gelecek nesillere zarar vermeyecek şekilde güvenli olarak
yönetilmesine ilişkin usul ve esasları belirten Radyoaktif Atık
Yönetmeliği[27] yer almaktadır.
4. SONUÇ
Bu çalışmada, Türkiye ve AB’nin enerji diyaloğunu
sağlayabilmek adına attığı adımlar anlatılmıştır. ENTSO-E,
TANAP, Akdeniz için Birlik ve Karadeniz Bölgesel Enerji
Merkezi gibi enerjide işbirliğinin güçlendirilmesine yönelik
atılan adımlar AB-Türkiye enerji diyaloğunun oluşturulması
için önemli bir etmen olmaktadır. Bunun yanı sıra,
diyaloğun güçlendirilebilmesi için Türkiye mevzuat uyum
çalışmalarına büyük önem vermektedir. Bu doğrultuda,
AB’nin liberalleşme yolunda yayımlamış olduğu Elektrik ve
Gaz Direktifleri doğrultusunda, Türkiye’de Elektrik Piyasası
Kanunu ve Doğal Gaz Piyasası Kanunu yürürlüğe girmiştir.
Ayrıca, Türkiye ve AB enerji verimliliği konusuna çok önem
vermektedir. AB’nin yayımlamış olduğu direktiflere uyum
doğrultusunda, Türkiye’de ilgili Bakanlıklar nezdinde
yönetmelikler çıkarılmıştır. 2007 yılında ise Enerji Verimliliği
Kanunu yürürlüğe girmiştir. Yenilenebilir enerji kaynaklarının
kullanım oranını artırabilmek için AB 20-20-20 diye
nitelendirdiği hedeflere sahiptir. Buna paralel olarak, Türkiye
de 2023 hedefleri diye nitelendirdiği hedefler kapsamında
yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanım oranının
artırılmasına yönelik hedefler de yer almaktadır. Bunlara
ilaveten, nükleer enerjiden elektrik üretilmesi hem AB hem
de Türkiye’nin üstünde durduğu bir konudur. Nükleer enerji
1950’li yıllardan beri AB’nin gündeminde yer almaktadır.
Bu doğrultuda 1957 yılında EURATOM oluşturulmuş ve
hala devam etmektedir. Türkiye, yaklaşık %70’lerde olan
enerjide dışa bağımlılığını azaltabilmek için alternatif yollar
aramaktadır. Bunlardan birisi de nükleer enerjiden elektrik
üretilmesidir. Bu doğrultuda, Mersin ve Sinop’ta olmak üzere
iki adet nükleer santral projesi mevcuttur.
KAYNAKLAR
[1] Entso-e, “The 50 Year Success Story-Evolution of
a European Interconnected Grid”, s. 11, Ocak 2014,
<https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_
library/publications/ce/110422_UCPTE-UCTE_
The50yearSuccessStory.pdf>
[2] Entso-e, “The 50 Year Success Story-Evolution of a European Interconnected Grid”, s. 41, Ocak 2014.
[3] Entso-e, “The 50 Year Success Story-Evolution of a European Interconnected Grid”, s. 5, Ocak 2014.
[4] Durukan Y., Özkök D., Özkaya A., Kara H.M., “Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Elektrik Sistemine Bağlantısı”, TEİAŞ, s. 2, Mayıs 2012.
[4] Durukan Y., Özkök D., Özkaya A., Kara H.M., “Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Elektrik Sistemine Bağlantısı”, TEİAŞ, ss. 2-3, Mayıs 2012.
[5] Avrupa İletim Koordinasyon Müdürlüğü, “Türkiye Elektrik Sisteminin UCTE Sistemine Bağlantısı”, TEİAŞ,
ss. 1-2.
[6] Durukan Y., Özkök D., Özkaya A., Kara H.M., “Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Elektrik Sistemine Bağlantısı”, TEİAŞ, s. 8, Mayıs 2012.
[7] Türkiye Cumhuriyeti Dışişleri Bakanlığı, “Türkiye’nin Enerji Stratejisi”, (06.03.2015).
[8] TBMM, “Trans Anadolu Doğalgaz Boru Hattı Sistemine
İlişkin Hükümetler arası Anlaşma”, s. 7, Ekim 2014.
[9] TANAP, “TANAP Nedir?”, < http://www.tanap.com/
tanap-projesi/tanap-nedir/>, (6.3.2015).
[10] TBMM, “Avrupa Enerji Şartı Konferansı Nihai Senedi, Enerji Şartı Antlaşması ve ekini teşkil eden kararlar ile Enerji Verimliliğine ve İlgili Çevresel Hususlara İlişkin Enerji Şartı Protokolü’nün Onaylanmasının Uygun Bulunduğu Hakkında Kanun”, Kanun No: 4519, ss. 1488-1504, Şubat 2000.
[11] Demir E., “Enerji Şartı Anlaşması”, Dışişleri Bakanlığı Yayınları Uluslararası Ekonomik Sorunlar Dergisi, S. 8.
[12] Kurtbağ Ö., “Avrupa-Akdeniz Ortaklığı-Barselona Süreci”, Ankara Avrupa Çalışmalar Dergisi, ss. 73-92, C. 2, N. 1, Güz 2003.
[13] Türkiye Cumhuriyeti Dışişleri Bakanlığı, “Akdeniz için Birlik”, (10.03.2015).
[14] Black Sea Regional Energy Center,
<http://www.bsrec.bg/en/identify.html>, (11.03.2015).
[15] Sektörel Politikalar Başkanlığı, “Fasıl 15-Enerji”, Avrupa Birliği Bakanlığı, (07.03.2015).
[16] Türkiye Cumhuriyeti Avrupa Birliği Bakanlığı, “Avrupa Birliği Sürecinde Enerji Faslı”, s.28, 2014.
[17] Türkiye Cumhuriyeti Avrupa Birliği Bakanlığı, “Avrupa Birliği Sürecinde Enerji Faslı”, s.24, 2014.
[18] European Parliament, Council of EU, “Directive 2010/31/EU on the Energy Performance of Building”, Official Journal of the European Union, s. 17, Haziran 2010.
[19] European Parliament, Council of EU, “Directive 2012/27/EU on the Energy Efficiency”, Official Journal
of the European Union, s. 18, Mayıs 2013.
[20] European Parliament, Council of EU, “Directive 2009/125/EC”, Official Journal, s.14, Ekim 2009.
[21] European Parliament, Council of EU, “Directive 2010/30/EU”, Official Journal, s.3, Haziran 2010.
[22] TBMM, “Enerji Verimliliği Kanunu”, Kanun No: 5627, s. 1, Mayıs 2007.
[23] European Parliament, Council of EU, “Directive 2009/28/EC”, Official Journal, s.27, Haziran 2009.
[24] Council of EU, “Directive 2014/87/EURATOM, Official Journal, s. 46, Temmuz 2014.
[25] Türkiye Atom Enerjisi Kurumu, “Nükleer Güç Santrali Sahalarına İlişkin Yönetmelik”, Resmi Gazete,
S. 21176, Mart 2009.
[26] Türkiye Atom Enerjisi Kurumu, “Nükleer Madde Sayım
ve Kontrol Yönetmeliği”, Resmi Gazete, S. 28308, Mayıs 2012.
[27] Türkiye Atom Enerjisi Kurumu, “Radyoaktif Atık Yönetimi
Yönetmeliği”, Resmi Gazete, S. 28582, Mart 2013.
SUMMARY
European Union gives importance on energy issues since its
establishment. After two oil crises in the 1970s, energy has an
important place in the European Union’s agenda and as part of
the Single Market objectives, energy has become one of the EU’s
priority issues. Energy has added for the first time in to the letter
of Treaty in 2009 with the Treaty of Lisbon. Turkey has started to
pay more attention to the energy issues over the past decade.
The establishment of the Energy Market Regulatory Authority
in 2001 is one of the important developments in Turkey.
Energy security is so important issue for European Union because
of its energy dependency. Turkey geographically is among
energy suppliers and consumer countries. In this regard, Turkey’s
geopolitical position is important for the European Union and
energy policies to be conducted by the EU have a considerable
potential in terms of ensuring security of supply. Besides, Turkey’s
relations with the European Union began with the Ankara
Agreement in 1964 have been further strengthened when Turkey
has been accepted as a candidate country in Helsinki Summit
in 1999. Turkey has made significant progress with regard to
working on legislation in the field of energy and organizational
structure since 2001 and has taken significant steps to improve
the energy dialogue with the European Union. ENTSO-E, TANAP,
Energy Charter Treaty, Union for the Mediterranean and Black
Sea Regional Energy Center (BSREC) are the main of them. In
addition to these agreements, Turkey has made significant
progress within the scope of legislative harmonization under the
Energy Charter in compliance with the Acquis Communautaire.
Energy Charter which is the 15th charter of the Acquis focuses
mostly on electricity and natural gas markets, energy efficiency,
renewable energy sources and nuclear energy sources. In the
current situation, Energy Charter is situated in chapters that are
19
discussed at the European Council and the opening charter to
the negotiation has been blocked by Cyprus.
In terms of harmonization to the Energy Charter, Electric and
Gas Directives were issued within the scope of the energy
packages by the EU. In line with the EU Directives have
been issued towards liberalization, Electric Market Law and
Natural Gas Market Law have entered into force in Turkey.
Besides, Turkey and EU give importance on energy efficiency.
Accordingly, EU has issued Directives about energy efficiency
so Turkey has issued regulations to ensure compliance with
the Directives. Also, Turkey has enacted Energy Efficiency Law
in 2007. Additionally, EU sets targets that are related with
renewable energy resources in 20-20-20 targets. In response
to these targets, Turkey has 2023 targets that have targets
related with renewable energy resources. Furthermore,
since 1950s, EU has given importance nuclear energy in its
agenda. EURATOM has been created in this regard. Turkey is
looking for alternative ways to reduce energy dependency
which is about 70%. One alternative way is the nuclear
energy. Hence, Turkey has 2 nuclear power plant projects
that are in Mersin and Sinop.
20
Şebekeden Bağımsız Mikro Şebekelerde
Enerji Yönetiminin Rolü
Behçet KOCAMAN
Bitlis Eren Üniversitesi
Tatvan Meslek Yüksekokulu
Elektrik ve Enerji Bölümü
ÖZET
Son yıllarda enerji tüketimi giderek artmakta, çevre koruma
bilinci gelişmekte ve enerji piyasasındaki serbestleşme
istikrarlı ilerlemektedir. Bunların yanında dünya üzerindeki
geleneksel enerji kaynakları dağılımı homojen değildir.
Bu sebepler, yenilenebilir enerji kaynaklarından yeni
teknolojiler geliştirerek daha fazla yararlanmayı gerekli
kılan politikalar üretmeye ve yakıt hücre tabanlı alternatif
dağıtılmış üretim sistemlerine olan ilgiyi artırmaktadır. Bu
çalışmada, enerji dağıtım şebekelerinden uzak yerleşim
birimlerinin elektrik enerji ihtiyacını karşılamak amacıyla
yenilenebilir enerji kaynaklı hibrit bir mikro şebekenin
enerji yönetimi, Microsoft Visual Studio C Sharp(C#) dilinde
geliştirilen bilgisayar programıyla sağlanmıştır. Elde edilen
bir aylık sonuçlar grafiklerle analiz edilerek, enerji yönetimin
rolü açıklanmıştır.
Anahtar Kelimeler: Enerji
Yenilenebilir enerji kaynakları
yönetimi,
Mikro
şebeke,
1. GİRİŞ
Elektrik enerjisi; iletimi, kullanımı ve kontrolü kolay, diğer
enerji türlerine kolay dönüşebilen ve hayatımızda varlığı
olmadan hiçbir şeyin anlam kazanmadığı temiz bir enerji
türüdür. Bu enerji; insan yaşamında hayat kalitesini
iyileştiren, sanayi üretimi için temel gereksinimlerden biri
olan, ekonomik ve sosyal ilerlemeyi sağlayan en önemli
faktördür. Artan enerji fiyatları, küresel ısınma ve iklim
değişikliği, gerek dünyada gerekse ülkemizdeki nüfus
artışı ve yaşam standartlarının yükselmesi, sanayi ve
teknolojideki gelişmelere paralel olarak enerji talebindeki
artış, hızla tükenmekte olan fosil yakıtlara bağımlılığın
yakın gelecekte devam edecek olması, diğer dünya
ülkelerine bağımlılıktan kurtulmak, arz güvenliği sağlamak
ve yeni enerji teknolojileri alanındaki gelişmeler ülkeleri
yeni arayışlara götürmektedir. Bu da elektrik enerjisi
üretimi için yenilenebilir enerji kaynaklarının yüksek
oranda kullanılmasına ihtiyaç olduğunu göstermektedir.
Çok çeşitli yenilenebilir enerji kaynakları (biyokütle,
jeotermal, güneş ısı enerjisi, dalga, çöp gazı gibi) olmasına
rağmen bu çalışma; rüzgâr türbini, fotovoltaik (FV) panel
ve mikro hidroelektrik üretim birimlerinden oluşmuş hibrit
yenilenebilir enerji sistemleri ile sınırlandırılmıştır.
Türkiye, yenilenebilir enerji kaynaklarının çeşitliliği ve
potansiyeli bakımından oldukça şanslı bir coğrafyada
bulunmaktadır. Bu enerji kaynaklarının maliyetleri
oldukça azdır, yenilenebilir olduklarından tükenmezler ve
konvansiyonel yakıtların aksine çevre ve insan sağlığı için
önemli bir tehdit oluşturmazlar. Ancak yenilenebilir enerji
kaynaklarının kesikli ve doğal olarak tahmin edilememeleri
yaygın olarak kullanımlarını engellemektedir. Bu problem,
enerji üretim ve yük gereksinimleri arasındaki zaman
uyumsuzluğunu gideren depolama sistemi ve uygun
yönetim stratejisi ile giderilebilir.
Geleneksel olarak yerleşim yerlerinin uzağında bulunan
kaynaklardan üretilen elektrik enerjisi, kayıpları azaltmak
amacıyla yüksek gerilimlere yükseltilmekte, alternatif
gerilim şeklinde iletilmekte ve dağıtım noktasında
alçak gerilime indirilerek dağıtılmaktadır[1]. Önceleri,
elektrik enerjisi merkezi olarak üretilip, uzak mesafelere
iletim ve dağıtımı yapılırken, son yıllarda artan tüketim
ve geleneksel enerji üretiminin neden olduğu çevresel
sorunlardan dolayı elektrik enerjisi üretiminde merkezi
olmak yerine dağıtılmış üretim sistemlerine ve mikro
şebekelere ilgi artmıştır.
2. MİKRO ŞEBEKE
Mikro şebeke; geçen yüzyılın sonunda ortaya çıkan yeni
bir enerji kaynağı ve şebeke yönetim teknolojisi olup
bağımsız olarak kontrol edilen, dağıtılmış üretimle birlikte
güç sağlayan elektrik şebekeleridir. Bunlar, yenilenebilir
ve temiz kaynakların şebekeye dahil olmalarına ve var
olan enerjinin maksimum kullanımına izin verebilir.
Temel şebekenin bir parçası ve endüstriyel/ticari tüketici
uygulamalarından oluşan bir mikro şebeke sistem,
şebekeden bağımsız veya şebeke bağlantılı mod olarak
çalışabilir. Dağıtılmış enerji kaynakları, mikro şebeke içinde
hem dağıtılmış üretim hem de dağıtılmış depolama enerji
olabilir.
Şekil 1’de tipik mikro şebeke yapısı ve bu yapıda bulunan
rüzgâr türbinleri, mikro türbinler, yakıt hücreleri ve FV
modüller gibi kaynaklar görülmektedir.
21
üretim kaynaklarının hibrit bağlanarak üretmiş oldukları
elektrik enerjisini yüke aktarmak veya yükün ihtiyacından
fazla olan kısmı depolama biriminde (batarya veya süper
kapasitör) ihtiyaç olduğunda kullanılması için depolanması
sağlanacaktır. Bataryanın dolu olduğu durumlarda,
üretilen enerji ya direkt olarak yüke aktarılacak ya da
daha sonra yakıt hücresinde kullanılmak üzere hidrojen
üretimi için elektrolizöre yönlendirilecektir. Bataryanın
aşırı şarj veya aşırı deşarj olmaması için şarj regülatörü
kullanılmaktadır. Bataryanın minimum şarjı %40 ve
maksimum şarjı %80 seçilmiştir. Ayrıca güç üretimindeki
kaynakların enerji üretimi yapmadığı ve bataryanın boş
olduğu durumlarda yükün ihtiyacı olan enerjinin bir
kısmının yakıt hücresinden karşılanması, enerji yönetimi
ile yapılacaktır. Böylece enerji üretim birimleri ile yük
arasında sürekli bir enerji akışı olması hedeflenmektedir.
Program için oluşturulan mikro şebekeli sistemin blok
diyagramı Şekil 2’de verilmiştir.
Şekil 1. Tipik mikro şebeke yapısı[2].
Dağıtılmış üretim teknolojileri; içten yanmalı motorlar, gaz
türbinleri, kombine çevrim gaz türbinleri, mikro türbinler,
yakıt hücreleri, rüzgâr türbinleri, FV güneş panelleri, güneş
ısı, küçük hidroelektrik, jeotermal enerjisi, biyokütle, gel-git
enerjisi ve dalga enerjisi gibi üretim birimleridir. Bu üretim
birimlerinden, rüzgâr türbinleri, FV, küçük hidrolik generatörler,
jeotermal enerji ve yakıt pillerinin, dünyada toplam güç
üretiminde piyasa payını artırması beklenmektedir[3]. Enerji
depolama birimleri ise; Volanlar/Uçan tekerlekler (Flywheels),
Süper kapasitörler (Ultra kapasitörler), süper iletken manyetik
enerji depolama (SMES, Superconduction Magnetic Energy
Storage) ve elektrokimyasal pillerdir[4]. Bu çalışmada, mikro
şebeke olarak rüzgâr türbini, FV panel ve mikro hidroelektrik
santral gibi yenilenebilir enerji kaynaklarından oluşmuş
hibrit bir şebeke kullanılmıştır.
Şekil 2. Mikro şebekeli sistemin blok diyagramı.
3. MİKRO ŞEBEKEDEKİ ENERJİ YÖNETİMİ
Enerji yönetimi; ürün kalitesinden, güvenlikten veya
çevresel tüm koşullardan fedakarlık etmeksizin ve üretimi
azaltmaksızın enerjinin verimli kullanımı doğrultusunda
yapılandırılmış ve organize edilmiş disiplinli bir çalışmadır.
Enerji yönetimin amacı; enerji arz güvenliğinin ve
verimliliğinin sağlanması, enerji kaynaklarında çeşitliliğin
ve yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının
artırılması, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı ve
kullanımında kayıpların azaltılması, ekonomik, sosyal
kalkınma, rekabet gücü ve ulusal güvenlikte önemli
bir yer tutan enerji alanında, yenilik faaliyetlerini
gerçekleştirmektir.
Şekil 2’de verilen blok diyagramından görüldüğü gibi
rüzgâr türbini, güneş paneli, mikro hidroelektrik santral,
yakıt hücresi ve elektroliz ünitesinden oluşan sistem,
AC bağlantılı bara ile entegre edilmiştir. Kullanılan
üretim birimlerinden istenilen besleme gerilimi (400 V)
ve frekans (50 Hz) değerlerine sahip AC gerilim, gerekli
dönüştürücüler kullanılarak elde edilmiştir.
Bu çalışmada, şehir şebekesinden 5 km uzaklıkta bulunan
küçük bir yerleşim yeri seçilmiştir. Yenilenebilir enerji
kaynaklı mikro şebekede yapılan enerji yönetimi ile
Oluşturulan yenilenebilir enerji kaynaklı mikro şebeke
sisteminde kullanılan birimlerin özellikleri Tablo 1’de
görülmektedir.
22
Geliştirilen enerji yönetimi stratejisi, fazla enerjinin nasıl
kullanılacağını optimize eder. Yani yükler tarafından talep
edilen güç miktarı, yenilenebilir enerji kaynakları tarafından
üretilen güçten daha fazla olduğu takdirde enerji yönetimi,
güç açığını karşılamak için en uygun şekli tespit eder.
Tablo 1. Mikro Şebeke Sistemi Birimleri ve Özellikleri
Yükün enerjisiz kalmamasını sağlamak için oluşturulan
hibrit sistemle entegre bir enerji yönetim stratejisi
belirlenmiş, anlık enerji ihtiyacını, hangi kaynakların
devrede olduğunu ve sistemin diğer birimlerinin
durumlarını göstermek için Microsoft Visual Studio C
Sharp dilinde bilgisayar programı geliştirilmiştir. Benzer
çalışmalardan alınan veriler, veri tabanına aktarılarak
programın bu verileri kullanması sağlanmıştır. Kullanılan
program için oluşturulan kontrol stratejisinin blok
diyagramı Şekil 3’te görülmektedir.
Şekil 3’teki blok diyagramından görüldüğü gibi rüzgâr, FV ve
mikro hidroelektrik üretim kaynaklarından üretilen toplam
güç, yükün talep ettiği güçten daha büyük olması durumunda,
bataryanın şarj durumuna bakılır. Bataryanın şarj durumu
maksimum değerine eşit veya büyükse, bu durumda fazla
gücün elektrolizörün maksimum ve minimum değerleri
arasında bir değerde ise elektrolizör H2 üretmesi için çalıştırılır.
Eğer fazla güç değeri, elektrolizörün maksimum değerinden
büyük ise elektrolizör çalıştırılır ve geriye kalan güç atık yüke
yönlendirilir. Fazla güç değeri, sıfır ile elekrolizörün minimum
değeri arasında ise bu durumda elektrolizör çalıştırılmaz
ve fazla güç, ya batarya şarjına ya da atık yüke yönlendirilir.
Bataryanın şarj durumu maksimum seviyeye ulaştığında şarj
süreci kontrolör yardımıyla durdurulur.
Şekil 3’te gösterilen blok diyagramında P YEK(t): Yenilenebilir
enerji kaynakları gücü (kW), BŞD: Batarya şarj durumu
(%), BŞDmin: Bataryanın Minimum Şarj durumu, BŞDmax:
Bataryanın Maksimum Şarj durumu, Pelek: Elektrolizör gücü
(kW), Pyh: Yakıt hücresi gücü (kW), P bat: Batarya gücü (kW)
olarak belirlenmiştir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen güç, yükün talep
ettiği güce eşit veya daha az ise bu durumda bataryanın şarj
durumuna bakılır. Eğer batarya şarj durumu maksimum
seviyesinin üzerinde veya minimum ile maksimum değeri
arasında ise depolanan enerjiden kontrolör yardımı ile
deşarj durumu başlar. Batarya şarjı azalarak minimum
seviyeye ulaştığında, sistemden bataryanın bağlantısı kesilir.
Bu durumda yakıt hücresi çalıştırılarak hem bataryanın
şarj edilmesi hem de yükün ihtiyacı olan güç yakıt hücresi
tarafından karşılanır. Üretilen toplam enerji ve yük talebi eşit
olduğunda batarya şarj durumu değişmeden kalacaktır.
Yenilenebilir enerji kaynaklı üretim birimlerinin ürettiği güç,
talep edilen güçten daha fazla olması durumunda, fazla güç
ya bataryayı şarj etmek ya da elektrolizörde hidrojen (H2)
üretmek için kullanılabilir. Bu işlem şarj olarak adlandırılır.
Bunun aksine yenilenebilir enerji kaynakları tüm enerji talebini
karşılayamıyorsa, ihtiyaç duyulan enerji ya bataryalardan ya
da depolanan hidrojenden faydalanılarak alternatif enerji
kaynağı olarak kullanılabilen 4 kWp değerindeki bir PEM yakıt
hücresi tarafından karşılanmalıdır. Bu işlem deşarj olarak
adlandırılır. Deşarj işlemi sırasında gerekli enerji batarya ve
yakıt hücresi tarafından değerlendirilmelidir.
Yakıt hücresinin çalışması sırasında üretilen su, elektrolizörde
kullanılması için su depolama tankına kapalı bir döngü
içinde geri kazandırılır. Elektrolizör ve yakıt hücresi aynı
anda çalışmamaktadır. Ayrıca kısa süreli üretilen enerji
dalgalanmaları ve sistemin düzgün çalışması için kurşun asit
batarya kullanılmıştır.
Microsoft Visual Studio C Sharp dilinde yazılan bilgisayar
programı çalıştırıldığında ekrandan istenilen saat(örneğin
12. gün) seçilip “Çözümle” kutucuğu tıklandığında ekrana
Şekil 4’te görüldüğü gibi o günün enerji durumu gelir.
Şekil 3. Kontrol stratejisinin blok diyagramı.
Şekil 4. Ayın 12.günü için enerji durumu.
23
Şekil 4’te görüldüğü gibi ayın 12. gününde rüzgâr
türbininden 187,2 kWh, FV panelden 62,4 kWh ve mikro
hidroelektrik santralden 144 kWh enerji üretilmiştir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen enerji
yükün talebi olan 400,8 kWh enerjinin tamamını
karşılamadığından, ihtiyaç duyulan 7,2 kWh’lık enerji
batarya tarafından karşılamaktadır. Aynı programla ayın
her günü için program ayrı ayrı çalıştırılıp elde edilen 31
günlük değerlerle, Şekil 5-11’deki grafikler elde edilir.
Şekil 8. Mikro hidroelektrik santralden aylık enerji üretimi
değişimi.
Şekil 5. Aylık yük talebi değişimi.
Şekil 9. Yenilenebilir enerji kaynaklarından aylık
enerji miktarı değişimi.
Şekil 6. Aylık rüzgâr türbininden üretilen enerji değişimi.
Şekil 10. Aylık batarya tarafından karşılanan enerji üretimi
değişimi.
Şekil 7. FV panelden aylık enerji üretimi değişimi.
24
Şekil 11. Aylık yakıt hücresinin yüke aktardığı enerji
değişimi.
Şekil 12. Aylık talep edilen enerjinin, üretim birimlerinden
karşılanması.
Şekil 5-11’de görülen grafiklerde bir aylık yük talebi,
yenilenebilir enerji kaynaklarından (rüzgâr, güneş ve
hidrolik) elde edilen enerji durumu, yakıt hücre, elektrolizör
ve batarya şarj durumları ayrı ayrı verilmiştir. Bu değerlere
göre, bir aylık yük talebinin günler bazında hangi enerji
kaynaklarından sağlandığı Şekil 12’de verilmiştir.
Şekil 12’’de görüldüğü gibi, talep edilen yükün çoğu
yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanmıştır. Ancak
yenilenebilir enerji kaynakları üretiminin yeterli olmadığı
günlerde, yükün enerji ihtiyacı yenilenebilir enerji kaynaklı
üretim birimleri ile birlikte batarya ve/veya yakıt hücresi
tarafından karşılanmıştır. Böylece yükün enerji ihtiyacı ay
boyunca karşılanmıştır.
Bir ayda tüm üretim kaynaklarından üretilen enerjinin,
mikro şebekede bulunan kaynaklara göre dağılımları ve
yüzdeleri Tablo 2’de verilmiştir.
Tablo 2. Bir Aylık Üretilen Elektrik Enerjisinin Kaynakları ve
Yüzdeleri
Tablo 2’de görüldüğü gibi, ay boyunca üretilen enerjinin
%43,64’ü (en büyük pay) rüzgâr türbininden ve % 0,72 (en
küçük pay) ile yakıt hücresinden karşılanmıştır. Ay boyunca
yükün tükettiği enerjiden fazla kalan enerjinin bir miktarı,
elektrolizörde daha sonra yakıt hücresinde kullanılmak
üzere hidrojen üretiminde, geriye kalan kısmı ise batarya
şarjında kullanılmıştır. Bataryaların maksimum şarj olması
durumunda elektrolizörün maksimum enerjisinden fazla
kalan enerji, atık yüke aktarılarak boşaltılmıştır.
4. SONUÇ VE ÖNERİLER
Elektrik enerjisine olan talebin gün geçtikçe artmasından
dolayı, diğer dünya ülkelerine bağımlılıktan kurtulmak,
arz güvenliği sağlamak ve elektrik enerjisi üretimi
için yenilenebilir enerji kaynaklarının yüksek oranda
kullanılmasına ihtiyaç duyulmaktadır. Yenilenebilir enerji
kaynaklarından dağıtılmış üretimin yaygınlaşmasıyla, fosil
yakıt kullanımının azalmasının yanında, iletim ve dağıtım
kaynaklarında azalma olması da beklenmektedir. Enerji
yönetimi, kuruluşların enerji politikalarını belirlemesi, amaç
ve hedefleri doğrultusunda oluşturduğu enerji yönetim
programları çerçevesinde enerji tüketimini yönetmesi ve
enerji yönetim sisteminin performansını değerlendirerek
iyileştirmelerin
sağlanmasına
dayanmaktadır.
Bu
çalışmayla, enerji dağıtım şebekelerinden veya yerleşim
yerlerinden uzak tatil köyü gibi küçük yerleşim birimlerinin
elektrik enerji ihtiyacını karşılamak amacıyla yenilenebilir
enerji kaynaklı hibrit bir mikro şebekede enerji yönetimi
yapılarak yükün enerji ihtiyacının sürekli karşılanması
sağlanmıştır. Elektrolizör ve yakıt hücresinin sık sık
çalıştırılıp durdurulması, performansını azaltır ve
sonrasında ömrünü kısaltır. Bu nedenle yenilenebilir
enerji kaynaklarının kısa süreli değişkenliğinde depolama
birimi önemli bir bileşen olmaktadır. Enerji yönetimi, üretim
kaynaklarının değişik şartlardaki üretiminin yük talebini
karşılamasını sağlamak ve işletme bakım maliyetlerini
mantıklı bir seviyede tutması açısından önemlidir. Bir aylık
veriler kullanılarak yapılan enerji yönetimi ile güneşten
veya rüzgârdan yeteri miktarda enerji üretilmediği
zamanlarda yükün talep ettiği enerji, batarya ve yakıt
hücresi gibi üretim birimlerinden karşılanmıştır. Daha
büyük yük taleplerinin olduğu yerler için de enerji
yönetiminin yapılması yük taleplerinin karşılanması
açısından büyük önem taşımaktadır. Böylece yenilenebilir
enerji kaynaklı mikro şebekede yük talebini karşılamada
enerji yönetiminin rolünün önemli olduğu anlaşılmaktadır.
KAYNAKLAR
[1] Sevgi L., “EMC, Güç Kalitesi ve Harmonik Analizi”, Endüstri & Otomasyon Dergisi, 2005.
[2] Shah J.K.., “Dynamic power flow control for a
smart micro - grid by a power electronic transformer”, Doktora Tezi, University of Minnesota, 2011.
[3] Özdemir E., “Dağılmış Enerji Üretim Sistemleri ve Yardımcı Hizmetler”, Elektrik-Elektronik-Bilgisayar Mühendisliği 12. Ulusal Kongresi ve Fuarı, 2007.
[4] Kocaman B. “Akıllı Şebekeler ve Mikro Şebekelerde Enerji Depolama Teknolojileri”, BEÜ Fen Bilimleri Dergisi, 2(1), 119-127, 2013.
25
SUMMARY
Consumption of energy is gradually increasing, the conscious
for protecting environment is improving and liberalization in
energy market is proceeding in recent years. Furthermore, the
distribution of traditional energy sources is not homogeneous.
These reasons are increasing interest to create policies for
benefiting from renewable sources better by developing newer
technology and to fuel cell based alternative distributed
production systems. Energy production systems like wind,
photovoltaic, micro hydroelectric are the promising and the
most important renewable energy technologies. Moreover,
fuel cell based systems will indicate a great potential for future
applications of distributed production because of their quick
developing technology, high productivity, pollutant gases with
no or low emission and their elastic structures. In this study,
energy management of a hybrid micro grid that was renewable
energy based (wind, photovoltaic, micro hydroelectric) was
provided by a computer program reformed in Microsoft Visual
Studio C Sharp(C#) language in order to supply electric energy
to small locations like holiday camps which were far away
from energy distributing systems and other locations. It was
observed that demanded energy was met by the data taken
from production sources thanks to this developed program.
The importance of the energy management was explained by
analyzing one month results via graphics.
26
The Erection, Operation & Maintenance of Wind Farms - Measures
to Minimize Project Related Risks by Drafting Adapted Turbine
Supply Agreements, Balance of Plant and “O & M” Contractsi
Bettina GEISSELER
Geisseler Law, Law Firm
ABSTRACT
Wind farm erection contracts are very complex. Adapted and
balanced legal provisions are necessary in order to avoid or
minimize project related risks. One of the most crucial issues
is the exact description of the scope of supply including the
description of the agreed quality parameters and technical
standards together with an exact definition of the (provisional)
acceptance procedure. The paper presents possibilities of
drafting adapted legal solutions for situations of delay, defects
and other impairment of performance and highlights the
crucial issues to be considered within the framework of an O
& M Contract.
1. THE LEGAL FRAMEWORK
The aim of this paper is not to substitute individual legal
advice, but to highlight typical project related risks and
present legal clauses to cope with these situations in order
to minimize disputes during the project execution phase.
The detailed legal solution will always depend on the law
governing the contract between the contractual parties.
The parties (especially if having their company seat in
different countries) should choose the applicable lawii. An
in-depth knowledge of the chosen law will enable them
to assess potential pitfalls of the applicable law and to
evaluate to which extent they can and should derogate from
provisions of the chosen lawiii. Contracts should provide
for a dispute resolution mechanism (ordinary – state –
courts or arbitration), determine the order of precedence
of all documents being an integral part of the contract (in
order to avoid ambiguities e.g. in the application of agreed
standards resulting from different codes and guidelines)
and – important! – determine the contract language and the
language in which (technical and other) documents have to
be submitted.
inner - park - cabling is much lesser. On the other hand the
owner has less possibility to exert influence on the execution
of the main lots and has to pay a higher price.
2. INVOLVED PARTIES AND ATTRIBUTION OF RISKS
One of the success factors of a good contract is the
attribution and balancing of risks between the Employer
and the Contractor. The parties should carefully think about
potential risks and allocate them to either of both parties.
That will later on avoid discussions on claims for extension
of time (EOT claims) and compensation of additional costs
incurred by Contractor in case of unforeseen events. If – as
an example - the stability of the underground, on which the
foundations are to be erected is of other quality or depth
than foreseen, it should be clear which of both contractual
parties bears the risk.
In complex projects as it is the case for wind farm erection
projects a lot of (third) parties are involved. Between some of
them there is a contractual relationship, between others not.
Here again, the contractual parties should be aware to which
party the acts or omissions of third parties will or should be
attributed in case of an impairment of performance. The
cause for the delayed issuance of a necessary permit can be
the result of omissions of the state authority, but can be as
well the result of poor design submitted by Contractor. In
case of incorrect load specifications issued by the turbine
supplier resulting in an instability of the foundations it will be
the Employer bearing this risk in the contractual relationship
to the Contractor supplying and installing the foundations.
Before starting the procurement process the wind farm
owner/ operator should carefully think about the contractual
set-up. Besides the question of whether using internationally
well-known and accepted standard form contracts such as
the FIDIC contracts the owner will opt either for a Turnkey
strategy or a multi – contracting strategy. Each of those
strategies has advantages and disadvantages. By using a
Turnkey strategy the interface risk between the different lots
such as the supply of the turbine, the foundations and the
27
3. THE CRUCIAL CLAUSE: EXACT DEFINITION OF THE SCOPE
OF SUPPLY/SERVICES AS WELL AS EMPLOYER’S OBLIGATION
TO PROVIDE INFORMATION
Experience shows that a lot of disputes between the
contractual parties result from a lack of clarity or
exactitude in the definition of the scope of supply.
Employers with a long - lasting experience in the
construction of energy generating plants sometimes
prefer to issue detailed specifications, whereas others
focus on the definition of the requirements of the plant
(“fit for purpose” / “Employer’s Requirements”) and leave
it to the Contractor how to achieve these requirements. In
any case the applicable technical standard – if they do not
result from the applicable law – should be clearly defined.
The determination of whether the wind farm respectively
its components has a defect or not depends on the clear
description of the scope of supply including the exact
definition of the agreed quality.
The Employer usually has to provide Contractor with
information, e.g. regarding the site conditions (wind
assessment reports etc.), whereas it will be the turbine
supplier’s obligation to provide a site suitability statement.
A contract should clearly state which of the information
provided by an Employer is so–called rely upon information
having the effect that Contractor is released from the
obligation to perform own investigations or even from
the obligation to cross check the information provided by
Employer.
4. PROJECT EXECUTION: CONTRACTOR’S FURTHER
OBLIGATIONS AND EMPLOYER’S RIGHTS
Another success factor is the regular reporting by
Contractor and the exchange of information on events
having an impact on the due performance. Thus a
contract should provide for Contractor’s obligation to
inform Employer immediately on any delay of the project
or any obstacles the Contractor incurs. The mutual
communication is particularly important in case of a multi
– contracting strategy allowing the Employer to coordinate
the different lots and to minimize interface risks.
28
It is standard that contracts provide for Contractor’s
obligation to submit (design) documents for approval,
which usually does not release Contractor from any of
its obligations to meet Employers Requirements, and
for broad inspection rights of Employer. Usually the
Employer reserves the right to approve subcontractors
for main components and the key personnel (especially
the Contractor’s project manager). Part of the contract –
especially in large wind farm erection projects - should
be detailed provisions on the project organisation
including the language to be used on the site and in the
communication with the Employer.
Some legal systems provide for broad instruction rights
in favour of the Employer. Nevertheless the exercising of
such instruction rights by Employer is a critical issue. In
those cases Contractor has and must (!) have the right
to oppose by informing Employer on potential negative
impacts on Employer’s Requirements. In case Employer
insists on its instruction, Contractor is released from its
responsibility when complying with the instruction.
An important part of Contractor’s obligation is the handover of a complete and accurate documentation (as built
drawings, operation manual) at the end of the execution
phase. Employers are well advised to link this obligation
with a payment of a considerable amount in order to avoid
that this obligation is neglected.
5. “TIME IS OF ESSENCE”: THE MILESTONE SCHEDULE AND
LEGAL CONSEQUENCES OF DELAY
Parties should agree on the consequences of a delay
attributable to Contractor. Different legal systems
provide for different rights of Employer. Thus it is of
utmost importance – as mentioned before - to know the
provisions of the applicable law. Usually the contracts
provide not only for a fixed date of completion, but for
various milestones – Key Dates -, which are fixed dates.
In case the contractor does not achieve those milestones
for reasons attributable to it, the contract usually provides
for acceleration measures and the payment of pre- agreed
liquidated damages (LDs). It is up the parties to agree
whether Employer would like to reserve any further
rights resulting from the applicable law such as claims
for compensation of further damages (not covered by the
payment of the LDs) or even – as the German civil code
provides for – rescission rights or whether the parties want
to exclude those Employer’s rights by stipulating that the
agreed LDs are Employer’s sole and exclusive rights in case
of a delay.
6. CHANGES TO THE CONTRACT AND IMPAIRMENT OF
PERFORMANCE/ PROBLEMS DURING THE PROJECT
EXECUTION PHASE – ADJUSTMENTS TO THE MILESTONE
SCHEDULE AND THE CONTRACT PRICE?
Obstacles or unforeseen events during the execution
phase always lead to the question whether and to which
extent the Contractor is entitled to an extension of time
and / or the compensation of additional costs incurred.
This depends on the cause for the obstacle. In cases of a
“Force Majeure” event Contractor is not only released from
its obligation to perform, but contracts typically provide
for an extension of time including an adequate time for
remobilisation. But in should be kept in mind that not
every unforeseen situation can be considered as Force
Majeure. When the parties have clearly attributed risks to
one or the other party, the materialisation of one of these
risks will not be considered as Force Majeure.
7. PROVISIONAL ACCEPTANCE PROCEDURE AND DEFECTS’
LIABILITY, ESPECIALLY IN CASE OF NON–ACHIEVEMENT OF
GUARANTEED PARAMETERS
It is of utmost importance to clearly stipulate the
provisional acceptance procedure with fixed deadlines
within which Employer has to fulfil its cooperation and
approval duties. The contract should provide for solutions
regarding situations in which acceptance cannot be
achieved for reasons beyond Contractor’s responsibility.
Regarding the evidencing of the guaranteed parameters
(power curve, noise emissions, availability) the definitions
have to be clear and the parties should pre-agree on
the measuring methods respectively certifying bodies
performing the measuring.
Employer’s remedies in case of defects are usually the
right to claim repair and or replacement, to claim a price
reduction or to make use of the rescission right (a real
sword of Damocles for a Contractor, which any contractor
will try to limit to severe defects). Parties should be aware
that legal systems (the applicable law) might grant
Employer the right to additionally (besides the right of
rescission) claim compensation of damages.
In case of non - achievement of the guaranteed parameters
parties usually agree on the payment of LDs.
The contract should stipulate the defects’ liability period
and Employer’s remedies in case of serial defects.
The contract should contain adequate provisions
regarding variations to the (scope of) the contract. It might
be in the interest of the Employer to reserve the right
instruct a variation order, at least within a certain spread
(e.g. x% of the contract price), whereas Contractors want
to protect themselves by accepting variations only after
an agreement on the adjustment of the contract price,
the time schedule and – if necessary - other contractual
conditions such as guaranteed parameter.
8. LIMITATION OF LIABILITY
Any Contractor wishes to limit its liability. Regarding
the payment of LDs those are often capped to a certain
amount - a % of the contract price. Often contracts allow
Employer to make use of its rescission right once the cap
for the LDs, especially regarding guaranteed parameters,
is reached. The same mechanism – the limitation to a
% of the contract price - usually applies for the overall
liability. Parties should agree on whether the overall cap
applies as well to repairing costs and removal costs in case
of the rescission of the contract. Additionally Contractor
will request the exclusion of the liability for so – called
consequential damages such as loss of production etc.
This is – in view of the fact that quite a number of countries
grant feed–in tariffs - a very important / critical issue.
In case of breaches of contract by Contractor (other than
defects or delays) the contract usually grants the Employer
a termination right depending on the severity of the noncompliance. And last but not least contracts often grant
Employer a right to declare the suspension of the contract
execution for a certain period. In such cases Contractor
usually will be granted a right to claim the compensation
of additional costs and a right to terminate the contract in
case of long – lasting suspension.
9. OPERATION AND MAINTENANCE AGREEMENTS
(“O & M CONTRACT”)
There is not ONE strategy for the operation and
maintenance of a wind farm. The parties of the turbine
supply agreement often agree on an O & M Contract
at least for an initial period in line with the defects’
liability period – often with Employer’s option to prolong
the contract for a further period. In the offshore wind
business the trend seems to go towards long-time (15 –
In cases of other obstacles, e.g. in cases, in which the
Employer does not fulfil its duties in a correct or timely
manner, contracts will usually grant the Contractor an
extension of time and the compensation for additional
costs incurred.
29
20 years) full service agreements. The above mentioned
principles apply more or less to the same extent to O &
M Contracts. One of the core provisions of such a contract
is the availability guaranty which turbine suppliers often
only want to guaranty if they can perform the service
and maintenance within the framework of an “O& M
Contract”. The agreed fee covers in principle all regular
maintenance and repair work during scheduled or
unscheduled standstills. In case the O & M Contractor
is the turbine supplier (OEM) the causality question for
unscheduled standstills is not crucial, whereas the O & M
Contractor will request compensation for repairing costs
in case of external causes for unscheduled standstills.
See as well Bettina Geisseler, “Wesentliche Aspekte zur Errichtung und Wartung von Windparks (On- und Offshore) – Strategien zur Risikominimierung“ ; published in “Kraftwerkstechnik 2014 - Strategien, Anlagentechnik und Betrieb“ (Kraftwerkstechnisches Kolloquium Dresden, 2014).
ii
The law applicable to the contract is not necessarily identical with the (administrative) law i
30
applicable at the site of the plant, which will be the decisive law for issues such as the granting of
the building and operation permit, allowed emissions etc.
iii This is not possible in case of mandatory law / “ordre publique” provisions.
FGD and SCR Retrofit of Coal Fired Power Plants
Ceren MESZELINSKY
STEAG Energy Services GmbH
Jens REICH
STEAG Energy Services GmbH
1. INTRODUCTION
The Large Combustion Plants Directive (LCPD) in the EU,
as well as national clean air programs worldwide, have
made retrofits of Flue Gas Desulphurization (FGD) and
Selective Catalytic Reduction (SCR) system necessary to
fulfil (more) stringent emission limits for sulfur oxides
(SOx) and nitrogen oxides (NOx). Table 1 and Table 2 show
the emission limit values for new plants according to
“DIRECTIVE 2010/75/EU OF THE EUROPEAN PARLIAMENT
AND OF THE COUNCIL of 24 November 2010 on industrial
emissions (IED)” and Turkish regulations.
2. STATE OF THE ART OF FGD TECHNOLOGY
An overview on the mostly applied FGD processes is
given in the following Figure 1. Limestone scrubbing is
the most common FGD process with 85%. The dry/semidry scrubbing processes shares approximately 10% of the
FGD processes. The Walther-/Ammonia-FGD is not widely
used but still interesting. The regenerative processes e.g.
the Wellmann-Lord- or activated carbon process gain
nearly 3.5%.
Table 1. Emission Limit Values for Solid-Fuel Combustion
Plants According to IED Regulation
Table 2. Emission Limit Values for Solid-Fuel Combustion
Plants According to Turkish Regulation
STEAG Energy Services (STEAG) in the role of the
independent owner’s engineer has planned and supervised
FGD and SCR in hard coal, lignite and oil-fired power plants
for a combined capacity of more than 20,000 MW at
home and abroad. Subsequently STEAG latest experiences
concerning FGD and SCR retrofits are presented:
Figure 1. Overview on desulphurization processes.
2.1. Limestone Process
The wet lime/limestone process has become the most
commonly used FGD technology. In the process the
flue gas comes into contact with an aqueous solution
containing lime or limestone as sorbent. The SO2 in
the flue gas reacts with the sorbent in the absorber
or scrubber and a wet mixture of calcium sulfate and
calcium sulfite is formed. In the wet lime/limestone
FGD process 90 % and more SO2 removal efficiencies
are obtained with an almost stoichiometric sorbent
consumption. An oxidation step results in producing
the marketable by-product gypsum (CaSO4 x 2 H2O). The
overall reaction of the SO2 absorption is:
31
The advantages of this process are lower maintenance
requirements, lower energy requirements, and lower
capital costs. Disadvantages include the potential to
“blind” the baghouse/filter bags if the flue gas approaches
the flue gas saturation temperature, the potential for scale
formation in the spray dryer, the higher consumption
and prices for the reagent, and last but not least the
management of the waste byproduct.
Figure 2. Limestone scrubbing with gypsum production.
Figure 2 shows the wet FGD process with limestone. Most
of the water consumed by the FGD plant leaves the system
with the treated gas. A smaller amount is discharged as
waste water which is necessary to avoid exceeding the
designed chloride-concentration. The replacement of
the water takes place generally with the mist eliminator
flushing water.
Dumping of the by-product was initially regarded as the
only way to discharge the waste, as no economic utilization
has been developed for it up to now. Used in low sulfur
coal applications, the semi dry process technology might
be attractive for the retrofitting of older plants as well as
for new coal-burning facilities.
2.3. Ammonia FGD-Process
The Ammonia FGD Process also known as Walther Process
uses ammonia two stage scrubbing (Figure 3) to produce
ammonium sulfate according the following reactions.
2.2. Dry/Semi-Dry Scrubbing Technologies
Broadly applicable, high efficiency, dry SO2 removal
technologies have gained substantial use beginning in the
1980’s, particularly in Western Europe. These include:
• Semi-dry scrubbing in spray dryer type gas/liquid
processes using quicklime reagent to clean flue gas
without fully water saturating it
• Dry scrubbing of partially humidified flue gas in
fluidized bed type gas/solids processes (circulating fluid
bed scrubbers) using quick or hydrated lime reagent
Major developments in Europe for commercial
development and application of semi-dry and dry flue gas
desulphurization technology have established the use of
these processes at SO2 removal efficiencies substantially
greater than 90%, and in the case of high-sulpfur coal, at
removal levels nearly comparable to those achievable with
wet limestone scrubbing.
The lime spray dryer process is a semi-dry process in which
the flue gas is contacted with alkaline solution or slurry in
a spray dryer. The alkaline reagent slurry, mostly lime milk
(Ca(OH)2), is injected into the reactor in a finely atomized
form. The slurry reacts with SO2, HCl, HF and SO3 to form
a solid which is collected in a baghouse/fabric filter or
ESP together with the remaining fly ash. The solids are
stored in a silo. For a more efficient utilization of the costly
reagent, a part of the filter dust containing unreacted
reagent is recirculated and mixed with fresh additive.
32
Figure 3. Ammonia -FGD- process.
The ammonium sulphate solution could be converted to
a high quality dry fertiliser product in an auxiliary dryer
system. The first FGD plant using this process was installed
at the power station Mannheim in the mid eighties.
Unfortunately, the low partial pressure of ammonia and
the formation of some ammonia salt aerosols create an
unacceptable stack opacity problem. A mist eliminator
made of plastic and using substantial gas pressure drop
solved the problem but contract deadlines were missed by
Walther and the FGD at Mannheim has been replaced by
a limestone scrubbing system. The Walther Process was
also installed at the coal fired power station Stadtwerke
Karlsruhe and was in operation for 50,000 operating hours
until the shutdown of the whole power plant.
The process generates ammonium salt aerosols when the
SOx content in the flue gas is high (> 1000 ppm). To absorb
these aerosols a wet electrostatic precipitator (WESP) is
installed downwards the scrubbing section today. The
WESP collects all aerosols contained in the clean gas thus
avoiding a visible plume at the stack outlet.
2.4. Criteria for Selection of a FGD Process
Potentially suitable processes and their arrangement are
evaluated taking the following aspects into account:
• Raw gas properties e.g. sulfur oxide content
• Flue gas volume
• Emission limits
• Existing plant components and periphery
• Prices of consumables
• Available disposal sites
• Market of products (e.g. gypsum, fertilizer)
outlet causes a sub-stoichiometric zone which concurs
with the gasification phase as regards space and time. The
secondary air flows into the primary burner throat where
the gasification process and ignition of fuel take place in an
air deficient zone. At last, tertiary air envelops the internal
flame zone and causes a delay in oxygen admixture with
regard to time and space with simultaneous oxygen
enrichment in boundary area of flame propagation. Over
fire air may be used as an alternative in addition to tertiary
air. Here it is important to avoid wall corrosions.
4.2. Selective Catalytic Reduction (SCR)
SCR is a dry process where ammonia acts as a reducing
agent to decompose NOx contained in the flue gas to
nitrogen and water in the presence of the SCR catalyst.
Ammonia is injected into the flue gas through an injection
grid upstream of the catalyst. The flue gas ammonia
mixture then passes the catalyst and the following
reactions take place.
3. EXPERIENCES OF LATEST PROJECTS
Refurbishment of Flue Gas Desulfurisation Plant in Voerde
Power Station, Germany:
• Operator: Steag GmbH
• Arrangements: New technology flue gas desulfurization
plant and auxiliary buildings, new “wet-stack“
• Combustibles: Hard coal
• Unit capacity with new FGD: 2 x 760 MWel
• “Wet-stack“: 230 meter
• Project start : September 2002
• Test run completion : October 2005
Other FGD retrofit projects are given below:
• Retrofit of Flue Gas Desulphurisation on Power Plant
Pego Unit 1 & 2, 2008
Cottam Unit 1-4, 2007
West Burton Unit 1-4, 2005
• Retrofit of Flue Gas Desulphurisation on Heat and Power
Plant Yatagan Unit 1-3, 2002
Orhaneli, 1998
Cayirhan Unit 1 & 2, 1992
4. STATE OF THE ART OF SCR TECHNOLOGY
In general NOx abatement from flue gases following
processes can be applied:
4.1. Primary Measures
Low- NOx burners will be established for controlling
the NOx emissions by means of primary measures. The
pulverized coal concentration at a defined point at burner
For coal firing applications the flue gas temperature
range for SCR process is 300 to 450 °C. The most common
location for the SCR catalyst is at the economizer outlet
where the operating temperature range usually falls
within the above mentioned temperature window.
The catalyst reactor process is designed in order to
allow the required NOx reduction by ammonia without
resulting significant NH3 slip. The catalysts may be
produced in different configurations. The type of catalyst,
honeycomb or plate type should be chosen according to
the suppliers experience and operation guarantees. The
catalytic material is mainly composed of TiO2 because of
its resistance to SO3 corrosion. The loss of catalytic activity
over time is divided in chemical and physical deactivation
which has the effect of reducing the DeNOx capability of
the catalyst.
The reducing agent ammonia can be stored as pure
ammonia (about 99 %) also called anhydrous ammonia,
pressure liquefied at 8.6 bar / 20°C or unpressurized, deep
refrigerated at –34 °C or as aqueous ammonia (NH4OH)
with 20 – 25 % ammonia content.
The third alternative is urea pellets which either has to be
dissolved in water or supplied directly as urea solution. In
the urea conversion system the aqueous solution of urea
is converted by heat to a gaseous media of ammonia,
carbon dioxide and vapor.
33
The SCR process is the feasible and reliable solution for
power stations of great size. The system is simple to handle
and the quality of the byproducts can be guaranteed if the
system is well operated and maintained.
5. EXPERIENCES OF LATEST PROJECTS
Retrofit of Flue Gas Desulphurisation on Power Plant Pego
Unit 1 & 2, 2008
• Owner: Tejo Energia
• Site: 2 x 314 MWel
• Fuel: Hard coal
• Flue gas volume for every site is about: 1.420.000 Nm³/h
• Measures:
• 2 flue gas desulfurization plants (wet and limestone
process) including subsystems and wastewater
treatment
• 2 flue gas de-nitrification plants (High Dust SCR)
including ammonia water tank systems and
subsystems
• Training of the present electrostatic filter
• Funnel renovation
• Takeover of the retrofits: 2008
Other SCR retrofit projects are given below:
• SCR DeNOx System Retrofit Moneypoint Unit 1-3, 2010
• SCR DeNOx System Retrofit Sugözü Unit 10/20, ongoing
6. CONCLUSION
For 20 years STEAG, as power station owner, has been
gaining extensive operating experience with installed
desulphurization and denitrification plants of the most
varied designs and has naturally optimized their operation
and maintenance. National and international know-how
acquired in the planning and handling of such power
station projects have produced a substantial body of
experience, which will greatly facilitate the task of plant
engineers responsible for retrofitting of new FGD and SCR
units. Primarily, plant operators handling FGD and SCR
projects have in recent years almost always opted for the
following procedure:
• Preparation of a feasibility study/environmental
compatibility study
• Application for approval on the basis of a non-specified
process
• Preparation of a functional specification to supply a
complete flue gas desulphurization and denitrification
plant by an engineering office which usually lacks any
experience of operating flue gas desulphurization and
denitrification plants.
• RFP for EPC contract.
• RFP for owner’s engineer with FGD and SCR experiences
34
In order to appreciate the statements below, please bear
in mind the following facts:
• The goal of the power station operator is to minimize
total operating costs as well as capital costs throughout
the life of the FGD and SCR plants.
• The goal of the plant supplier is to maximize profits
from the sale of the FGD and SCR equipment, optimize
additional deliveries and “survive” the guarantee period.
These goals are not in themselves negative, but may
become controversial and thus create a potential conflict
between the customer and the supplier. The plant
operator must remember that a supplier’s offer which
is frequently a technically incorrect tender is predicated
on that particular supplier’s interests, not those of the
operator. Bringing in the “experts” as owner’s engineer
after the EPC award is too late and can only modify
this situation to a limited extent; mostly this implies
substantial supplementary deliveries and resultant time
wastage. Ensuring contractual conformity is the owner’s
engineer task. However, the owner’s engineer should also
protect the power operator’s own interests. If not, this
frequently leads to changes in the scope of supply (e.g.
higher quality of components, different materials), and
the supplier tries to ensure that high prices are paid for
these supplementary deliveries. Often many aspects of
the project can no longer be modified; this can result in
increased operating costs.
Key Factors to Be Considered in Large Scale Solar PV Projects
Cezmi BILMEZ
Parsons Brinckerhoff Mühendislik A.Ş.
Kadem Berker YAŞAR
Parsons Brinckerhoff Mühendislik A.Ş.
Leila TAVENDALE
WSP | Parsons Brinckerhoff
ABSTRACT
The variety of EPC contractors operating within the world
solar market has contributed to the decrease in costs of solar
PV technology. This variety has also enabled the deployment
of different solar PV technologies including polycrystalline
and thin-film solar PV panels. Although the Turkish solar
market is an emerging market, there are already a number
of players in the sector with each one utilizing different
technologies and applying slightly varied methodologies
for each project. Each system design and panel/inverter
technology combination used by the different developers
has their own advantages and disadvantages; hence,
assessing them correctly for each project is a key factor in
the maximisation of project return.
Parsons Brinckerhoff has provided technical advisory and
due diligence services to both equity investors and lenders
over the last three years for several large-scale solar parks
across the world for a total of more than 100 MWp installed
capacity. These systems have now been in operation for up
to two years since commissioning; Parsons Brinckerhoff
has monitored their performance against the predicted
values, as well as performing site inspections to review any
technical issues following commissioning.
This paper outlines the importance of the system design
and technology choices for solar PV projects. These factors,
along with any possible technical issues that occur after
commissioning, determine the production level of the
plant. The paper gives examples from different sites to
demonstrate how those factors affect the electricity
generation. Recommendations within the paper are
based on relevant real-time data and experience, guiding
the project owner or lender to the most efficient project
outcome.
The paper concludes with lessons learnt and key factors
that lenders and owners should take into account during
large-scale solar PV plant construction to ensure long and
reliable operation throughout the project’s lifetime.
1. INTRODUCTION
The world’s population is growing year on year, and the
demand for energy increases daily as developing countries
move towards western levels of consumption. This growing
demand is often served by an unreliable electricity supply
and ageing infrastructure. A report from the International
Energy Outlook published in 2013 states that world
energy consumption will grow by 56% between 2010 and
2040. Total world energy use will rise from 524 quadrillion
British thermal units (Btu), (equivalent to 153,569 TWh) in
2010 to 820 quadrillion Btu (240,318 TWh) in 2040 [1].
Renewable energy plays an increasing role in the
electricity production mix, contributing to about 13% of
the world’s total production and rising by about 2.5%/year
(in terms of installed capacity). This trend is predicted to
be maintained for the next 10-15 years as the cost of fossil
fuels escalates; renewable technologies reach maturity
with large-scale production; and government and other
incentives grow, thus promoting the development of
alternative energy technologies.
As witnessed across the rest of the world, energy security
and sustainable energy supply are among the main
policy concerns of Turkey. Turkey attributes significant
importance to encouraging the energy production from
renewable sources in a secure, economic and cost-effective
manner. Expanding the utilization of promising renewable
resources is one of the main goals for Turkish energy
policy makers. Renewable plants are supported with a
feed-in tariff mechanism and numerous other material
and non-material support schemes. Solar energy plays a
key role in meeting Turkey’s aims relating to renewable
energy, considering the high levels of solar irradiation
present, especially in the south of the country. 3,000 MW
of installed solar capacity is planned to be constructed
before 2020.
However, despite all the positive legislation in place, the
Turkish solar market is an inexperienced emerging market
with lots of new developers and contractors. There are
35
several key factors that influence the production level of
the plant. Assessing those factors, such as EPC contractor
experience, system design and technology choice, plays
a very important role in securing the return on the
investment for the lenders and owners.
There are currently no large solar PV plants commissioned
in Turkey. Lessons learnt from projects located across
the rest of the world provide vital experience for the
developers in Turkey. This paper gives a general description
of solar PV systems and evaluates the lessons learnt across
several related Parsons Brinckerhoff projects in order to
determine a suitable roadmap for developers of large
solar PV projects in Turkey.
2. PROJECT BACKGROUNDS
Parsons Brinckerhoff has been involved with many aspects
of solar PV power plants in recent years, acting as both
lender’s and owner’s engineers across the globe. Involved
in all stages of project development, Parsons Brinckerhoff
has produced full feasibility studies, managed plant
construction and provided operations and maintenance
supervision throughout the lending period. This work
has involved the development of Minimum Functional
Specifications, due diligence, layout design, design review
against project specifications, Energy Yield Assessments,
technical assistance, tender form preparation and market
studies for both mature and emerging markets.
Sample Project 2 - (UK-PV1)
Sample Project 2 is located in the south of England and has
an installed DC capacity of 10 MWp. The plant is made up
of 35,104 polycrystalline modules and 208 string inverters
feeding a number of sub-collectors, which sequentially
connect to a collector panel and transformer.
Sample Project 3 - (UK-PV2)
Sample Project 3 is located in the south of England and
has an installed DC capacity of 4.99 MWp, made up of
thin-film modules. The plant uses five central inverters.
Both Sample Projects 2 and 3 are registered in the United
Kingdom under the Renewables Obligation (RO) scheme,
which is the main support mechanism for renewable
electricity projects in the UK. The scheme involves the
issue of tradable Renewables Obligation Certificates
(ROCs) to operators of accredited renewable generation
plant for the electricity they generate. Smaller-scale
renewable electricity generation in the UK is subject to
a feed-in tariff. Table 1 summarises the sites that will be
outlined in the following sub-sections.
Table 1. Solar PV Sites Breakdown
The following projects are sites across which Parsons
Brinckerhoff has had significant involvement over the last
24 months. They have been chosen as suitable examples
for use in this study due to their variance in location,
climatic conditions, capacity and module and inverter
technology installed.
All projects considered were commissioned on a full EPC
turnkey contract and therefore the main contactor had
full responsibility for the design and commissioning of
relevant equipment, as well as proposing and agreeing the
full commissioning procedure.
Sample Project 1 - (SA-PV1)
Developed as part of the Round 1 REIPPP (Renewable
Energy Independent Power Producer Procurement) in
South Africa, Sample Project 1 is located in the north west
province of South Africa and has an installed DC capacity
of 6.93 MWp. The plant area is 10.67 ha and panel area
is 9.23 ha. There are 29,808 PV modules pitched at 20°
arranged in a 4x12 landscape pattern. There are 24
modules per string with 2 strings per array and 6 arrays
per central inverter. A total of 11 central inverters are used
on the site.
36
3. PANEL TECHNOLOGY
Solar PV modules and balance-of-plant (BoP) items
are the key cost components of a PV system. Inverters,
the mounting structure, system design and project
management, cabling, civil works, permits and installation
costs all form part of the BoP. Module costs constitute
52-56% of the total installed cost of a PV system. The
inverter constitutes 7-9% and the mounting structure
constitutes 9-10% of the system cost. SD&PM, cables,
civil works, permits and installation costs add to the total
cost of a grid-connected PV system.[2] As modules are
the highest-cost item and are the most important in the
system, choosing the right module for a specific project is
vital. Three main types of technology are used in modules:
monocrystalline silicon, polycrystalline silicon and thinfilm. All three technologies have their own advantages
and drawbacks, which should be carefully considered in
line with site conditions and project expectations.
3.1. General Descriptions
The three most common types of PV panel fall into three
categories: monocrystalline, polycrystalline and thin film.
Crystalline silicon (c-Si) is the most prevalent bulk material
for solar cells and c-Si panels dominate worldwide markets.
Monocrystalline panels are the most efficient panels on the
market under standard operating conditions and therefore
have the largest theoretical capacity installed per unit area
value. However, monocrystalline cells are the most expensive
of the three types due to higher production costs, and cells
perform less well under higher temperatures (25°C+).
Polycrystalline panels make up nearly 60% of the market
share and offer the lowest cost per watt of installed
capacity. While polycrystalline panels perform better in
higher temperatures than monocrystalline, they are less
efficient and therefore require more installation space for
the same power output. Thin film, or amorphous, silicon
cells are made up of silicon atoms in a thin layer rather
than a crystal structure. Amorphous silicon can absorb
light more readily than crystalline silicon, so the cells
can be thinner. For this reason, amorphous silicon is also
known as ‘thin-film’ photovoltaic (PV) technology. Thinfilm panels are the best performing in shaded conditions
and hotter temperatures, but are the least efficient of the
three panel types and need much more space to achieve
the same power output as crystalline panels.
3.2. Project Experience and Lessons Learnt
In order to indicate the performance of the plant, a ratio
should be defined which compares the system output to
the maximum theoretical output as follows:
Figure 1. Forecast and actual production.
The data also demonstrates that thin-film modules have
a higher performance ratio when irradiation yields are
lower. It is known that thin film offers the best shade
tolerance of any solar technology and results from the
Parsons Brinckerhoff sites validate this claim. The graph
below, comprising data from the UK-PV2 site, shows
the performance ratio increasing where a decrease in
irradiation levels occurs.
Figure 2. Daily yield and performance ratio
4. INVERTER DESIGN
By looking at Parsons Brinckerhoff’s sample sites, indicative
information about the performance of the plant can be
deduced. The figure below compares performance data
across a year for each sample plant to conduct an accurate
comparison. Sample Site 2 (UK-PV1), which consists of
polycrystalline modules, has a performance ratio (PR) of
82.4%. While the PR looks relatively low for a solar plant,
the plant underwent maintenance to replace a number of
inverters that month, which resulted in a lower PR. When
this data is corrected to remove the effects of the inverter
maintenance, the polycrystalline modules performed
according to the bank case forecast levels.
Sample Site 3 (UK-PV2), which consists of thin-film modules,
had more pleasing data for the investor. The plant achieved
a PR of 100.5% during the month of April. The positive
diﬀerence of 14% over the equity and bank case forecasts
can be attributed to the type of modules used; these are
manufactured by Solar Frontier and have a higher power
output than that specified on their corresponding data sheet.
4.1. General Description
In grid-connected solar PV plants, inverters convert the DC
output produced by the panels into AC electricity in order
to be fed into the grid. The reference projects in this paper
use both central and string inverters.
In all solar PV systems, individual solar panels are
connected in series to form strings. Where central
inverters are used, the DC output from multiple strings
is joined at a combiner box, before being fed into the
inverter. In a string inverter system, the DC output from
each string is fed directly into a small inverter, with the
AC output combined further through the system. While
central inverters have a lower DC watt unit cost and fewer
component connections, they have higher installation, DC
wiring and combiner box costs. Central inverters are the
more optimal solution for large systems where production
is consistent across arrays, but are less optimal for systems
that combine multiple array angles and orientations as the
37
inverters typically block the output from lower producing
strings when dealing with a range of inputs.
Central inverters are much more proven in terms of
field reliability than string inverters, but string inverters
have a lower balance of plant cost associated with their
installation and lower on-going maintenance costs due
to their simpler design and modular nature. In the event
of inverter failure, a far smaller percentage of the plant
would be affected where string inverters are installed in
comparison to sites utilising central inverters.
4.2. Project Experience and Lessons Learnt
Due to the essential nature of the inverters within solar
PV plants, any inverter failure can dramatically affect the
performance of the plant and the exporting capacity of
the system. In order to explain the possible risks of poor
inverter design on a project, Parsons Brinckerhoff’s two
sites Sample Project 1 (SA-PV1) and Sample Project 2 (UKPV1) can be compared.
SA-PV1 has central inverters with the self-learning
technology. Self-learning control systems automatically
detect any string failures and in the event of isolation
problems, the affected string group will be automatically
disconnected by the DC-switches from the rest of the
plant, so that the inverter need not be disconnected.
However, SA-PV1 suffered from DC-breaker trips with
an average of 4.2 trips per day. These trips resulted in a
reduced performance ratio of approximately 72.5%, below
the designed minimum PR of 72.8%.
On the other hand, UK-PV1, which is constructed with
string inverters, achieved a higher performance ratio
during the inverter failures for the given month. While it is
difficult to compare the severity of the inverter failures for
both plants, the plant utilising central inverters failed to
reach the design minimum PR, while the plant with string
inverters maintained PR values exceeding 80%.
5. EFFECT OF TEMPERATURE
The performance of PV systems is impacted by ambient
temperature and climatic conditions. PV module and
inverter performance is directly affected by changes
in temperature, resulting in variations in performance
ratio of the whole system. Like all other semiconductor
devices, solar cells are sensitive to temperature. Increases
in temperature reduce the band gap of a semiconductor,
thereby affecting most of the semiconductor material
parameters. Thus, PV panels are more efficient at lower
temperatures. System designs can include active and
passive cooling, where cooling PV panels allows them to
function at a higher efficiency and produce more power.
The performance of inverters located indoors is not
significantly affected by seasonal weather changes if
climate-stabilising measures are employed, such as
air conditioning in summer. Systems located outdoors
perform slightly better in the colder winter temperatures
than during the hot summer weather. Studies show that
the inverter efficiency drops approximately 1% for every
12 ºC increase in temperature. This is not significant, but
it is worthwhile to design the site such that the inverter is
subject to cooler, breezier conditions through the summer
months[3].
In addition to individual component performance loss,
additional system loss can also occur as a result of
poor design. Within each individual PV system, good
design ensures that all equipment is suitably specified,
guaranteeing that the system runs at maximum
efficiency. Different inverters are rated for different
maximum voltages and have higher efficiencies between
different voltage ranges. System designers must carefully
size the PV system in different temperature environments
to ensure that the output voltage is not too high, which
could damage the equipment.
In accordance with above-mentioned temperature effects,
Parsons Brinckerhoff suggests that for projects located
in areas with high ambient temperatures, shading the
equipment (for example covering the inverters) and
installing additional cooling equipment (such as fans for
the inverters and transformers), can greatly assist with
protecting expensive equipment and keeping the system
performance within the design limits. These simple and
cheap solutions should be considered by contractors and
developers when designing and installing solar PV plants
in arid climates such as those found in Turkey[4].
6. SPECIAL CASES FOR TURKEY
6.1. 2 Hectare Limitation
The EMRA Board Decision dated 24/05/2012 and
numbered 3,842 (published in the Official Gazette dated
14.06.2012 and numbered 28,323) states in ‘item f’
that a maximum area of 20 decares (2 hectares) can be
used for each MW of the solar PV plant project in licence
applications. Application for projects exceeding this limit
will not be accepted. This Board Decision was aimed
at explaining the procedures related to the 600 MW
capacity reserved for solar power projects with application
deadlines of 14 June 2013. This decision is still valid and
applicable for the electricity licence procedure. This land
limitation is one of the main design criteria for solar
projects in Turkey.
Projects which use tracking systems to maximise plant
output typically require more than 2 hectares of land spare
38
per 1 MW of installed capacity. However, due to the above
board decision, it is not possible to exceed this limitation.
EMRA (Energy Market Regulatory Authority) may change
its decision in the future, but the design criteria for the
land is currently clear and remains a problem for systems
with tracking mechanisms.
6.2. Solar Irradiation Minimum Value
The EMRA Board Decision dated 24/05/2012 and
numbered 3,842 (published in the Official Gazette dated
14.06.2012 and numbered 28,323), states in ‘item g’
that sites with a measured irradiation value under 1,620
kWh/m2/year cannot be granted a generation licence.
In general, solar irradiation levels are higher than this
value across the south of Turkey; however, each proposed
project site should be carefully assessed using publicly
available irradiation figures before the decision is made
whether to install pyranometers or other irradiationmeasuring equipment, therefore mitigating the risk
of losing any initial investment. Projects in the north of
Turkey and southern projects subject to a high shading
effect from nearby buildings or vegetation may be under
the minimum irradiation level resulting in the rejection of
pre-licence applications.
Safely securing the return on investment for the lenders
and owners is dependent on the full evaluation of the
above-mentioned factors and local constraints for the
specific project.
REFERENCES
[1] Energy Information Administration (EIA), International Energy Outlook 2013 (IEO 2013).
[2] Global Data, Solar PV Power in Turkey, Market Outlook to 2025, 2014.
[3] Frank Vignola, Fotis Mavromatakis, Performance of PV Inverters, 2009.
[4] Nick Quarta, Luca Santoni, Perspectives on Solar PV Project Commissioning Procedures: International Comparisons, Improvements and Lessons Learnt From Solar PV Plants in South Africa And The United Kingdom, 2012.
6.3. Capacity Limit
The Electricity Market Licence Regulation (published in the
Official Gazette dated 02.11.2013, numbered 28,809) states
in temporary item 3 that installed capacity for solar power
plants cannot exceed 50 MW for pre-licence applications.
According to this regulation, any solar power plant in Turkey
must be designed under 50 MW installed capacity.
7. CONCLUSION
Turkey is an emerging market for solar PV with huge
potential. Nevertheless, since it is a new sector with
no actual experience, investors should carefully assess
lessons learnt from projects located across the rest of the
world, particularly in relation to module and inverter type
and system design.
There are several key factors that influence the production
level of the plant. PV module technology selection, inverter
design, temperature effect on system design and local
regulations can be described as main factors.
Monocrystalline, polycrystalline and thin-film solar cells
are widely used technologies with different parameters in
efficiency, cost and shade tolerance. While central inverter
design is more optimal for large systems with consistent
production across arrays, string inverter has simpler
design and modularity with lower maintenance costs.
The performance of PV cells and inverters are affected
negatively by high ambient temperature, resulting in a
decrease in performance ratio of the whole system.
39
Intelligent Management of Distribution Grids
Dirk RIESENBERG
Bilfinger Mauell GmbH
ABSTRACT
iNES- The Intelligent Distribution Substation For The
Low-Voltage Grid
The increasing number of decentralized generating plants
and consumers with a high demand for power can lead
to voltage band violation (DIN EN 50160) and equipment
overload situations in the distribution grid. The protection
systems of today’s distribution substations, however, can
neither detect nor actively respond to these problems.
Core component of the intelligent distribution substation
is the decentralized management of the low-voltage grid
capacities. “Intelligence” in this respect means automatic
identification of the grid status in real-time and provision
of appropriate control and regulation measures so that the
available grid capacity can be optimally utilized.
The problems which have to be solved are:
• voltage band violation
• maintaining voltage stability
• equipment overload.
To meet these challenges, a self-sustaining monitoring
and control system for the low voltage grid has been
developed. This system monitors the low voltage grid’s
infeed and power flow situation and controls individual
decentralized generating units and consumer loads to
compensate for any instability.
Over the last several years, Europe’s energy supply systems
has undergone fundamental changes, with drastic effects
especially for the generation of electrical energy.
Centralized generation is increasingly replaced by
decentralized generation of renewable energy.
The system’s core component is a new and cost-effective
control unit (Smart RTU) installed in the distribution
substation of the low voltage grid. The control unit
communicates with the control sensors and actuators
positioned in the grid at only a small number of critical
points. Merely 10% to 15% of the network nodes and
feed-in stations need actually to be equipped.
A newly developed power flow algorithm computes the
grid status and determines possible changes in the grid
topology, forming the basis for an intelligent, secure
and self-sustaining grid control in real-time.
The existing medium and low voltage supply grids
however, were not designed nor prepared to cope with the
problems that may result from the volatile, decentralized
feed-in of renewable energy.
40
This innovative project has already received several
awards. Amongst others, it received the Hessian States
price in Germany for intelligent energy in the category
“energy grids” and was appraised to be a very innovative
alternative to conventional grid extension measures by
the German Commission for Electrical, Electronic and
Information Technologies of DIN and VDE.
The project was developed in cooperation with the
University of Wuppertal in Germany, Bilfinger Mauell
GmbH, Mainova AG Frankfurt, and SAG AG.
41
Tender Procedures in Relation to Wind and Solar Preliminary
License Applications and Recent Legal Amendments
Dr. Döne YALÇIN
Managing Partner
Yalçın & Babalıoğlu Attorney Partnership
1. INTRODUCTION
The tender process for wind and solar preliminary
generation licenses is regulated under the Tender
Regulation on Preliminary License Applications for the
Establishment of Wind and Solar Generation Plants
(“Tender Regulation”). As there are not too many available
connection points declared each year, it is normal for
there to be more than one application for the same region
and/or connection points, which in total are in excess of
the grid connection capabilities. In this case, the Turkish
Electricity Transmission Company (“TEİAŞ”) will initiate
a tender to determine which applicants will be granted
the right of connection to the grid. The investor offering
the highest contribution fee to TEİAŞ will be granted the
license for that particular connection point.
In order to understand the necessity of such tender
procedure for wind and solar energy power plants, this
subject needs to be evaluated by taking into consideration
the licencing process in the electricity market, reasons
for the demand for wind and solar power plants, the
requirements of the licencing process for wind and solar
power plants and reasons for restrictions on the connection
of wind and solar power plants to the electricity network.
2. GENERAL OVERVIEW OF THE ELECTRICITY MARKET
Entry to the electricity market is not without restrictions.
Only limited liability companies and joint-stock companies
established in Turkey may obtain electricity generation
licenses. However, there are no restrictions on foreign
ownership.
The Electricity Market Law No. 6446 (the “EML”) and the
Law on the Use of Renewable Resources for the Generation
of Electricity Law No. 5346 (the “Renewable Energy Law”)
have been supplemented with various regulations and
annexes that detail the provisions of the main legislation.
Under the EML and the Electricity Market License Regulation
(the “Licensing Regulation”), generation, transmission,
distribution, supply, export, import and market operation
activities require the issuance of a license by the Energy
Market Regulatory Authority (“EMRA”).
The EML has introduced a number of new features to
Turkey’s electricity market such as preliminary licenses
42
for generation activities, supply licenses for retail and
wholesale activities, share transfer restrictions and the
incorporation of a new market operator – Enerji Piyasaları
İşletme Anonim Şirketi.
The EML provides a two-tier licensing system. Accordingly,
a preliminary license for up to twenty four (24) months
will be granted to those companies intending to carry
out generation activities. The preliminary license refers
to the period in which the investor is required to secure
clearances and permits from other governmental
authorities to start the construction of the project.
Depending on the location and type of investment, an
investor may be required to obtain clearances and permits
from a dozen different governmental entities, including
the system connection and usage agreements with TEİAŞ,
environmental clearances and/or acquisition of real
property and usufruct rights pertaining to the proposed
site of the project. No license is required for renewable
projects with a maximum installed capacity of one (1)
MW.
The Licensing Regulation prohibits holders of a preliminary
license from changing, whether directly or indirectly,
their shareholding structure; transfer their shares and/
or engage in any type of transaction that could result in a
share transfer. This restriction shall not apply where the
license holder is a publicly traded entity (such exemption
will be applicable to the publicly traded part of the
related companies) or if there is an indirect change in the
shareholding structure due to a change of ownership at
the shareholders-level residing abroad.
Once the generation license is obtained, any transfer of
shares (whether direct or indirect) corresponding to ten
percent (10%) (or five percent (5%), if publicly traded) of
the license holder’s share capital, is subject to approval by
the EMRA.
3. INCENTIVES IN RELATION TO RENEWABLE ENERGY
SOURCES
The Renewable Energy Law provides the legal framework
for electricity generation from renewable energy sources.
The Renewable Energy Law defines renewable energy
sources as “wind, solar, geothermal, biomass, biogas, wave,
current and tidal energy sources together with hydraulic
generation plants either canal or run-of-river type or with
a reservoir area of less than fifteen square kilometres”. The
purpose of this law is to incentivise private investments
in the renewable energy market and to finalise the
liberalisation of the electricity market using renewable
and domestic resources. It also aims to diversify energy
resources, increase recycling of waste products and to
reduce gas emissions from the use of fossil fuels.
Facilities generating electricity from renewable energy
sources, within the meaning of the definition in the
Renewable Energy Law, may apply for a renewable energy
source certificate which is issued by the EMRA in order to
benefit from the purchase guarantee under the renewable
energy source incentive mechanism and other incentives
under the Renewable Energy Law. Please find below a list
of the main incentives available for renewable energy
sources:
• Purchase guarantee;
• Feed-in tariff prices;
• Domestic components increase the feed-in tariff prices;
• Construction on forestry land, land owned by the
treasury or land under the control and disposal of the
state;
• Discount on the fees payable for such rights during
the investment period and the first ten (10) years of the
operation period of power plants along with preliminary
license fee and generation license fee;
• Non-payment of annual license fees for the first eight
years after the completion date of the facility;
• Priority in terms of their connection to the transmission
and/or distribution systems;
• Undertaking a construction / upgrade for additional
capacity within the area specified in their respective
licenses provided that the power delivered to the system
does not exceed the installed capacity stated in their
licenses;
• Construction in national parks, natural parks, natural
conservation zones, protected forests and wildlife
protection areas with the affirmative opinion of the
relevant ministry or the relevant regional protection
council; and
• Exemption from the contribution fee of one percent (1%)
of the revenue of the facility constructed over land owed
by the treasury, in addition to any fee for the transfer of
land rights, such as a usufruct fee.
4. LICENCING PROCESS OF WIND AND SOLAR POWER
PLANTS
In recent years the development of the renewable energy
market has become the primary energy strategy of the
Turkish government with the intention of improving energy
efficiency and decreasing energy import dependency. In
particular, there is an immense potential for solar power
to become a fundamental source of electricity in the near
future, especially in the south of Turkey where there is
potential for an annual irradiance of approximately one
point thirty three MWh (1.33 MWh) per square meter.
The Ministry of Energy and Natural Resources (“Ministry”)’s
strategy is to increase the installed capacity in solar energy
to at least three thousand MW (3,000 MW) and in wind
energy to at least twenty thousand MW (20,000 MW) by
2023. However, solar energy efficiency is currently still
very low and significant foreign investment is likely to be
required in order to meet the Ministry’s target.
Like with all regulated activities in the electricity
market, a preliminary license must be obtained to start
construction of a renewable energy power plant (“REPP”)
and subsequently, the EMRA issues a generation license in
order to establish and operate a REPP in Turkey.
REPPs have the opportunity to obtain a renewable energy
resource certificate from the EMRA. The certificate
entitles REPPs to benefit from certain incentives of the
Turkish government including the purchase guarantee,
and regulated rate for the use of locally-manufactured
components.
The license application procedure for REPPs differs from
the licensing procedure of other power plants. That is,
investors cannot apply for solar or wind licenses any time
they want. They need to wait for the pre-determined
application dates. The reason being that the Turkish
transmission system needs to have available capacities to
connect REPPs to the national grid.
According to the Licensing Regulation, vacant capacity for
solar and wind energy facilities will be declared by TEİAŞ
by April 1st of each year. Based on those available capacity
figures, the investors will be able to make preliminary
license applications to the EMRA (i) during the first five
days of October of that year for wind projects and (ii)
during the last five days of October of that year for solar
projects. Only for 2015, the EMRA has announced that
the preliminary generation license application period for
wind projects will be from April 24th, 2015 to April 30th,
2015. Such preliminary generation license applications for
wind power plants will be limited to three thousand MW
(3,000 MW). It is expected that the preliminary generation
license applications for solar projects will be accepted in
the course of 2015, although no official announcement is
publicly available.
Please find below the map of the Republic of Turkey which
indicates capacities of three thousand MW (3,000 MW)
for each region:
43
Figure 1. The map of the republic of Turkey in relation to available capacities for each region[1].
44
i. Pre-licensing requirements
Prior to the licensing period, applicants must obtain a
pre-license which is attainable provided that certain
requirements are met. For instance, the legal entity
applying for the license must be incorporated as a joint
stock company or limited liability company and all of its
shares must be registered shares. The minimum share
capital of the company must exceed five percent (5%)
of the total investment amount which is determined
by EMRA with regard to the installed capacity. The
company’s articles of association must also comply
with EMRA regulations.
ii. Generation License requirements
In order to then apply for a generation license,
applicants must ensure that their share capital has
been augmented from five percent (5%) to twenty
percent (20%) before the license is applied for and must
obtain an additional letter of a bank guarantee equal to
a minimum of six percent (6%) of the total investment
amount.
Please note that share transfers during the license
period are subject to EMRA’s approval when ten percent
(10%) of the shares of the license holding company
are subject to direct or indirect acquisition or where
a change of control occurs without any change in the
shareholding structure.
The diagram below briefly explains the steps for
obtaining a license for a wind or solar power plant.
5. GENERAL CRITERIA OF LIMITATION ON THE
CONNECTION OF WIND AND SOLAR POWER PLANTS
The limitation on the connection of the wind and solar
power plants is related with transmission constraint of
overhead power line on the Turkish electricity network.
Previously, main condition of connection to a substation,
installed capacity of wind power plant was required to
be less than five percent (5%) of short-circuit power
of the substation. Thus, when this condition was met,
the wind power plant could be connected to electricity
network.
excess of the grid connection capabilities, the TEİAŞ will
initiate a tender to determine which applicants will be
granted the right of connection to the grid.
In relation to each proposed tender, each tender
participant has to submit a bid (“Participation Amount”)
in relation to the payment per MW for a maximum of
three (3) years.
The steps of the tender application process under the
Tender Regulation are as follows:
• EMRA shall inform TEİAŞ of the applications that are
eligible for the tender process and TEİAŞ shall publish
such applicants on its website along with information
on the installed capacities that will be taken into
account during the tender process,
• TEİAŞ will send an invitation to the relevant applicants
to submit their offers on the date and time of the tender
as announced on its website,
• On the date of the tender, applicants shall submit their
envelopes displaying the company’s title, name of the
project and the registration number given by EMRA
during the preliminary license application stage. The
envelope must bear the signatures of the authorised
signatories of the respective applicant company on
the company seal. Applicants will have a minimum
of thirty (30) days to collect all the documentation. It
should be noted that there is no cure period in case of
any discrepancies within the submitted information or
if there is any missing information. The Tender
Regulation explicitly states that applications will be
rejected in such cases.
• The participant(s) who submit(s) the highest Participant
Amount will be awarded the tender. A contribution
agreement is signed with the TEİAŞ.
To clarify this by an example below, participants A
and B will be granted the entire capacity requested,
participant C will be required to reduce its application
to fifteen MW (15 MW) whilst Participant D will not be
awarded any capacity.
In the current situation, the connection capacities of
wind and solar power plants are determined according
to the TS EN 61400 standards. Different than the
previous limitation, the new limitations on solar and
wind power plants are related to insufficiencies in the
transmission lines.
6. TENDER PROCESS FOR WIND AND SOLAR ENERGY
SOURCES
Where there is more than one application for the same
region and/or connection point, which in total are in
REFERENCES
[1] Çalışkan M., Presentation on Renewable Energy
Opportunities in Turkey (Outlook, market trends and
policy frameworks), pp. 11, 2015.
45
Bioenergy From the Aquatic Plant Duckweed
E.Işıl Arslan TOPAL
Department of Environmental Engineering
Engineering Faculty
Fırat University
Murat TOPAL
General Directorate of State Hydraulic Works, 9th District Office
ABSTRACT
Duckweed plants are widely used for the aim of
phytoremediation. The harvested duckweed biomass from
these approaches could be used as bioenergy source. As
bioenergy source, usage of duckweed biomass obtained from
phytoremediation is an innovative approach that effectively
supports the sustainable energy supply. This application
way conserves the water resources via phytoremediation of
polluted waters while acting as a renewable energy source.
Keywords: Duckweed,
Phytoremediation
Bioenergy,
Renewable,
Plant,
1. INTRODUCTION
Effects of the utilization of fossil fuels, such as global
climate change, world energy conflicts and energy source
shortages, have increasingly threatened world stability.
Their negative effects are observed at all levels of the
society, i.e. locally, regionally and globally. These global
world problems can be summarized through the following
three sections: (i) Decrease in fossil fuel reserves due to
world population growth and increasing energy demand
(ii) Global climate change due to the increase of CO2
concentration in the atmosphere (iii) Increase in levels of
wastes (solid/liquid) due to increase in population among
World[1].
Since fossil fuels are limited and consumption of these
fuels casts a negative impact on the environment,
renewable energy is playing a crucial role in sustainable
energy development[2,3]. In 2012 alone, global investment
in renewables has reached 244 million dollars, 8% above
the 2010 level. As the world’s fourth largest source of
energy (following oil, coal, and natural gas), biomass
is expected to become the most promising renewable
energy source[3]. Various types of wastes from agricultural
(plant and animal wastes), industrial (sugar refinery, dairy
wastes, confectionary waste, pulp and paper, tanneries
and slaughter houses) and residential (kitchen waste and
garden waste) sectors are the potential renewable energy
sources to attain sustainability[1].
46
Many aquatic plants are utilized in natural wastewater
treatment systems due to their ability to effectively treat
wastewater by nutrient assimilation and organic matter
reduction with resulting high growth rates of biomass
that can be used for bioenergy production[4].
2. BIOENERGY AND DUCKWEED
Bio-energy is now accepted and having the potential to
provide a major part of the projected renewable energy
provisions required for future[5]. According to the
International Energy Agency an increase in bioenergy
development could provide 25% of the world’s energy
needs by 2035, while creating jobs, decreasing carbon
emissions, and improving rural economies[6][7]. Bioenergy
technologies are unique in their potential to serve all
three areas of major energy demand: heat, electricity,
and transport fuels and chemicals[8-11]. That is reason
why bioenergy technologies have attracted great political
interest from most countries worldwide. Especially,
commitments to decreasing greenhouse gas emissions,
the desire to secure and diversify energy supplies, and
the wish to mitigate uncertainty related to oil prices are
rendering various types of biomass more interesting fuels
to industrialized countries[11-13].
Currently, biofuels emerged as a sustainable alternative
source of energy to replace conventional fossil fuels. Biogas,
biohydrogen, bioethanol and biodiesel can be obtained using
biomass as a feedstock. Grain, seeds, stems, husks from a
large variety of crops like wheat, rice, soyabean, etc. are used
to produce biofuels[14]. The feedstocks used for bioenergy
are terrestrial crops that may compete with the food chain
for arable land, which results in adverse effects on food
security and environment. Hence, aquatic biomass could be
a candidate feedstock for bioenergy production[15].
Duckweed, the common name for four main genera of
Lemnaceae: Lemna, Spirodela, Wolffia and Wolffiella,
is the smallest and fastest-growing flowering plant on
earth[16]. They are free-floating aquatic angiosperm
plants which do not have distinct stems and leaves. The
whole plant body is reduced to form a flat small leaflike structure called frond[17]. These aquatic plants are
available in natural water bodies around the World[4].
Several aquatic, free floating, submerged, plant species
(e.g. Echhornia, Azolla, Lemna, Pistia, Typha, Phragmites,
Cyperus, Juncus, Colocasia, Phalaris, Scirpus, etc.) are
considered to be effective biological agent to remove
impurities from wastewaters (Figure 1). Phytoremediation
technology using aquatic macrophytes for wastewater
treatment have been promoted as sound option to
manage wastewater resources in many parts of the
World[18]. Innovative technologies have been developed
to use duckweed in natural wastewater treatment[4].
As an aquatic plant, duckweed is commonly used to
recover nutrients (e.g., nitrogen and phosphorus) and
toxic metals from agricultural and municipal wastewater
(phytoremediation)[16]. It is widely accepted that the use
of duckweed in wastewater treatment is a cost effective
and environment-friendly approach[4].
Figure 1. Wastewater treatment with duckweed[4].
In addition to the treatment ability of wastewater, aquatic
plants have the potential as a bridge between wastewater
and energy. Currently, aquatic plant biomass can be
efficiently converted into electrical power by gasification
or be anaerobically digested to produce methane or
converted to methanol or butanol. The energy production
rate is the product of biomass production rate, biomass
energy content, and the conversion process efficiency.
Since the biomass energy content does not have a
large variability, the energy production rate is primarily
determined by biomass production rate[4]. Duckweed
relies mainly on vegetative reproduction[19]. Duckweeds
have high reproduction rates, and can double its biomass
in favorable water environmental conditions in 2 days or
even less[4]. Many factors such as nutrient, temperature,
light and so on affect the growth of duckweed[19]. The
biomass production of duckweed showed high variability
depending on the environment conditions from 2 to 79
ton dry wt/ha annually[4]. In the study of Ge et al.[16],
duckweed (Lemna minor) was grown in swine lagoon
wastewater and Schenk & Hildebrandt medium (under
ideal culture conditions as control) with a growth rate of
3.5 and 14.1 g/m2 day (dry basis), respectively detected.
Landolt obtained its highest growth rate at 64 g/g-week.
This growth rate is 28 times greater than that of corn,
which grows at 2.3 g/g-week, indicating that duckweed
can produce much more biomass than most terrestrial
crops[19]. In the study of Fedler and Duan[4], the potential
biomass production from duckweed was investigated
using recycling wastewater from an integrated natural
waste treatment system from 2005 to 2008. In their study,
the daily growth rates of duckweed in three big tanks and
three small square PVC frames were 0.099 kg wet/m2 (361
ton wet/ha annually) and 0.127 kg wet/m2 (464 ton wet/
ha annually), respectively. They were reported that the
aquatic biomass produced can be harvested as a source
of biomass for energy production. Solar energy is caught
by plants and stored in the biomass and gaseous carbon
dioxide, one component of greenhouse gas, is utilized
and reduced via biomass production. Finally, biomass
produced in this system can be converted to electricity or
other forms of consumable green energy. Duckweed has
an energy content of 10.1 kJ/g dry wt[4].
Scientists have made oil and biogas from duckweed
in the latest years, highlighting its great potential as a
novel bio-energy feedstock[19]. Recently, duckweed has
garnered increasing attentions as a potential feedstock
for bioethanol production due to its excellent growth
and great starch accumulation capability (up to 70%
dry weight)[16]. Studies have showed that duckweed
can produce significant quantities of starch that can
be readily converted to bioethanol, thus serving as an
industrial feedstock for clean energy production[16,18]. In
contrast to high content of starch accumulated, duckweed
biomass has relatively low cellulose contents (~10%
dry weight) as compared to terrestrial plants (~40% dry
weight). Although starch is the component of interest for
bioethanol production, conversion of cellulose fraction to
ethanol is also necessary considering fuel ethanol is a bulk
and low-value industrial product, and any improvement
in full utilization of its feedstock will be economically
and environmentally attractive[16]. In the study of Ge et
al.[16], without prior thermal-chemical pretreatment, up
to 96.2% (w/w) of glucose could be enzymatically released
from both the cellulose and starch fractions of duckweed
biomass. The enzymatic hydrolysates could be efficiently
fermented by two yeast strains with a high ethanol yield
of 0.485 g/g (glucose). As an aquatic species, duckweed
biomass lack of lignin and deficient in hemicellulose is
much less recalcitrant to saccharification than terrestrial
plants, which would make the biomass-to-ethanol
conversion process easy and cost-effective[16]. Ethanol
has been made from duckweed with a yield of 25.8% of
the original dry duckweed biomass or a concentration of
30.8 g/l. Duckweed has also been successfully converted
into biobutanol[19].
47
3. CONCLUSIONS
Energy consumption is increasing due to the population
increase and industrialization. Renewable energy
resources are solutions both for the shortage in fossil
fuels and environmental problems seen. Duckweed plants
can be found in the different areas of the world. They are
commonly used in wastewater treatment. This treatment
method is a cost-effective method. The method also
provides a high valuable product (harvested duckweed)
that can be used as a source for bioenergy. Duckweed
plants have some properties (e.g. high starch accumulation
and high reproduction rates) which supports them as
bioenergy sources.
REFERENCES
[1] Kothari R., Tyagi V.V., Pathak A., 2010. Waste-to-energy:
A way from renewable energy sources to sustainable
development, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 14, 9, 3164-3170.
[2] Chen Z.M., Chen G.Q., 2011. An overview of energy
consumption of the globalized world economy,
Energy Policy, 39, 5920–5928.
[3] Wu X.F., Wu X.D., Li J.S., Xia X.H., Mi T., Yang Q.,
Chen G.Q., Chen B., Hayat T., Alsaedi A., 2014. Ecological
accounting for an integrated “pig–biogas-fish” system
based on emergetic indicators, Ecological Indicators, 47, 189-197.
[4] Fedler C.B., Duan R., 2011. Biomass production for bioenergy using recycled wastewater in a natural waste treatment system, Resources, Conservation and Recycling, 55, 8, 793-800.
[5] Rezania S., Ponraj M., Md Din M.F., Songip A.R., Md Sairan F., Chelliapan S., 2015. The diverse applications of water hyacinth with main focus on sustainable energy and production for new era: An overview, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 41, 943-954.
[6] Kopetz H., 2013. Building a biomass energy market, Nature, 494 (7435), 29–31.
[7] Smith L.L., Allen D.J., Barney J.N., 2015. Yield potential and stand establishment for 20 candidate bioenergy feedstocks, Biomass and Bioenergy, 73, 145-154.
[8] Thornley P., Cooper D., 2008. The effectiveness of policy instruments in promoting bioenergy, Biomass Bioenergy, 32, 903–913.
[9] Jha V., Trade flows, barriers and market drivers in renewable energy supply goods: the need to level the playing field. ICTSD Trade and Environment Issue Paper 10, International Centre for Trade and Sustainable Development: Geneva; 2009.
[10] Jeffers R.F., Jacobson J.J., Search E.M., 2013. Dynamic analysis of policy drives for bioenergy commodity markets, Energy Policy, 52, 249–263.
[11] Sung B., 2015. Public policy supports and export performance of bioenergy technologies: A dynamic 48
panel approach, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 42, 477-495.
[12] Heinimö J., Junginger M., 2009. Production and trading of biomass for energy – An overview of the global status, Biomass Bioenergy, 33, 1310–1320.
[13] Zafeiriou E., Arabatzis G., Tampakis S., Soutsas K., 2014. The impact of energy prices on the volatility of ethanol prices and the role of gasoline emissions, Renew Sustain Energy Rev, 33, 87–95.
[14] Saba N., Jawaid M., Hakeem K.R., Paridah M.T., Khalina A., Alothman O.Y., 2015. Potential of bioenergy production from industrial kenaf (Hibiscus cannabinus L.) based on Malaysian perspective, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 42, 446-459.
[15] Huang M., Fang Y., Xiao Y., Sun J., Jin Y., Tao X.,
Ma X., He K., Zhao H., 2014. Proteomic analysis to
investigate the high starch accumulation of
duckweed (Landoltia punctata) under nutrient
starvation, Industrial Crops and Products, 59,
299-308.
[16] Ge X., Zhang N., Phillips G.C., Xu J., 2012. Growing
Lemna minor in agricultural wastewater and
converting the duckweed biomass to ethanol,
Bioresource Technology, 124, 485-488.
[17] Rahman M.A., Hasegawa H., 2011. Aquatic
arsenic: Phytoremediation using floating
macrophytes, Chemosphere, 83, 5, 633-646.
[18] Verma R., Suthar S:, 2014. Synchronized urban
wastewater treatment and biomass production
using duckweed Lemna gibba L., Ecological
Engineering, 64, 337-343.
[19] Xiao Y., Fang Y., Jin Y., Zhang G., Zhao H., 2013.
Culturing duckweed in the field for starch
accumulation, Industrial Crops and Products, 48,
183-190.
Biogas Production From Fish Wastes as Alternative Energy Source
Engineering Faculty
Fırat University
Murat TOPAL
ABSTRACT
As energy source, wastes are renewable and sustainable.
Large amounts of fish wastes are generated from fishing
industry. These wastes are generally used in the production
of low value products. They are disposed in landfills or buried
with lime. Therefore, biogas production from these wastes
as alternative energy source would be a rational option.
Keywords: Renewable energy,Fish waste, Biogas, Methane
1. INTRODUCTION
Nowadays, energy is key consideration in discussions of
sustainable development. So, sustainable development
requires a sustainable supply of clean and affordable
renewable energy sources that do not cause negative
societal impacts. Wastes and biomass fuels are usually
viewed as sustainable energy sources. Wastes are
convertible to useful energy forms like hydrogen
(biohydrogen), biogas, bioalcohol, etc., through waste-toenergy technologies[1].
Anaerobic digestion is a biological process by which
organic matter is degraded in the absence of oxygen and
biogas is produced as a bye-product. The gas can be used
directly for cooking, heating or production of electricity.
Biogas has very useful by-products and positive impacts
on public health and pollution. This, together with the
growing shortage of firewood and rising cost of fossil fuels,
has made anaerobic digestion increasingly demanding.
These advantages of the process might make it well suited
for use in developing countries[2][3].
2. FISH WASTES AND METHANE PRODUCTION
The fishing sector produces large amounts of waste in fish
markets and processing industries[4]. Waste resulting from
fishing and fish processing are fish offal (fish guts, frames,
skins, heads, guts and frames of processed product etc.)
[5] which can amount to 60% of the raw material mass[6]
and whole discards (whole fish, squid or other bycatch) [5].
The UN Food and Agricultural Organisation has estimated
the annual world fish harvest resulting from commercial
fishing in wild fisheries and fish farms to be 140 million
tons[7]. Assuming 45% of the live weight to be waste[8],
it can be estimated that nearly 64 million tonnes of fish
waste are generated annually[9].
The fishing industry is important both for Turkey and
some other countries. It is one of the most important
industries in many Arctic regions, e.g. in Greenland where
it generates about 14,000 tons of waste each year, where of
only about 20% is utilized [10][11]. Laos et al.[12] reported
that the production of rainbow trout in farming cages is
an important activity, developed during the last 15 yr in
the Andean–Patagonian region (NW Patagonia). Fish offal
production (viscera, racks, heads, and other components)
is about 150-300 t/yr, with a projected trend towards
1800 t/yr during the next five years. Its current disposal
is landfilling or burying with lime[12]. The fish canning
industries are an important sector in Galicia (NW of
Spain), representing most of the total Spanish production.
The amount of solid waste generated in fish canning
industries is important. During the manufacturing
processes of fishes, the amount of raw products converted
into waste can reach up to 50% by weight (data provided
by Xunta de Galicia)[13].
Waste lipids are ideal substrates for methane production
since their degradation does theoretically produce more
biogas (1.42 L/g) than proteins or carbohydrates (0.92 and
0.83 L/g, respectively)[13,14]. For instance digestion of
sewage sludge will result in a biogas yield of about 1–2
m3 biogas/m3 reactor volume per day, while this number
would be increased to 4–10 m3 biogas/m3 reactor volume
when adding approx. 20% fatty waste[11,15].
Manufacturing processes in fish canning industries
generate a considerable amount of solid waste that can
be digested anaerobically[13]. Waste such as fish waste
and fish sludge, which are rich in lipids and proteins,
have the advantage of giving high methane yields, and
can be attractive as substrates in an anaerobic digestion
process[9,16].
49
At the same time, fish waste also have properties that make
them less suitable for anaerobic microbial degradation,
for example; (i) Free long-chain fatty acids can inhibit
methanogenesis[16][17], (ii) Protein degradation causes
high concentrations of free ammonia (NH3) in the process,
which might inhibit aceticlastic methanogenesis[18],
(iii) High concentrations of light metals such as calcium,
sodium, potassium and magnesium are known to be
inhibitory to methanogens. Co-digestion could be used to
overcome the inhibition[9] Co-digestion is a technology
that is increasingly being applied for simultaneous
treatment of several solid and liquid organic wastes[19]
[20]. It combines different organic substrates to generate
a homogeneous mixture as input to the anaerobic reactor
in order to increase process performance[21].
3. LITERATURE STUDIES
Literature on methane production from fish waste is
scarce. Callaghan et al.[22] used a continuously stirred
tank reactor (18 L) as an anaerobic reactor to examine the
effect of adding fish offal to a system which was digesting
cattle slurry. The concentrations of free ammonia which
were present in the liquors tended to decrease when the
fish offal was present and did not exceed 100 mg/L. This
is below the concentrations which have been shown to be
inhibitory.
Callaghan et al.[23] tried to increase the batch biomethane
production of cattle slurry through co-digestion with fish
offal obtained from a rainbow trout farm. The co-digestion
mixture was 70% (w/w) cattle slurry, 20% fish offal and
10% digester inoculum. The methane (CH4) yield was
enhanced from 0.28 L CH4/g VSremoved obtained with
cattle slurry alone to 0.38 L CH4/g VSremoved obtained
with the mixture.
Mshandete et al.[24] tested the batch anaerobic digestion
of fish waste obtained from the landing beach which
consisted of offal, scales, gills and washing water. The
highest CH4 yield from fish waste was 0.39 L CH4/g VS
added at 0.05 g VS waste/g VS inoculum and 5%TS of
waste[13].
In the study of Bouallagui et al.[21], the effect of fish waste
addition as co-substrate on the fruit and vegetable waste
anaerobic digestion performance was investigated under
mesophilic conditions using anaerobic sequencing batch
reactor. The reactor was operated at an organic loading
rate (OLR) of 2.46–2.51 g VSs/L d, of which approximately
90% were from fruit and vegetable waste, and a hydraulic
retention time of 10 days. Fish waste addition led to
improvement of the process stability, as indicated by the
low VFAs/Alkalinity ratio of 0.28, and permitted anaerobic
digestion of fruit and vegetable waste without chemical
alkali addition. Despite a considerable decrease in the C/N
50
ratio from 34.2 to 27.6, the addition of fish waste slightly
improved the gas production yield (8.1%) compared to
anaerobic digestion of fruit and vegetable waste alone.
Regueiro et al.[25] evaluated co-digestion of pig manure
with fish waste and compared with sole pig manure
digestion. Results indicated that co-digestion of pig
manure with fish waste is possible as long as ammonium
and volatile fatty acids remained under inhibitory levels
by adjusting the operating conditions, such as feed
composition and OLR. Pig manure and fish waste codigestion (90:10 and 95:5, w/w) was possible at OLR of
1–1.5 g COD/L d, resulting in biogas production rates of
0.4–0.6 L/L d.
Eiroa et al.[13] studied the biochemical CH4 potential of
different solid fish waste. Anaerobic batch assays were
performed with tuna, sardine, mackerel and needle fish
waste. Co-digestion assays of fish waste with gorse were
undertaken in order to try to improve CH4 production. For
tuna, sardine and needle fish waste, around 0.47 g COD–
CH4/g COD added(0.26 L CH4/g VS added) was obtained in
batch experiments with 1%TS.
Kafle et al.[26] investigated biogas production from fish
waste obtained from a fish processor. The fish waste
silages were prepared by mixing fish waste with bread
waste and brewery grain waste. The biogas and CH4 yield
for fish waste silages after 96 days was calculated to be
671–763 mL/g VS and 441–482 mL/g VS, respectively.
Solli et al.[27] studied the co-digestion of fish waste
silage and cow manure. The reactors were operated in the
mesophilic range (37 °C) with a HRT of 30 days, and the
entire experiment lasted for 450 days. The highest CH4
production from co-digestion of fish waste silage and cow
manure was 0.400 L CH4 g/VS. Compared to anaerobic
digestion of cow manure only, the methane production
was increased by 100% at most, when fish waste silage
was added to the feed stock.
Gunnarsdóttir[11] used addition of Greenlandic Halibut
(GH) and shrimp offal in the study of mesophilic anaerobic
digestion with aerobic storage in blackwater. 91% of the
total CH4 production was obtained within the first 10 days
of incubation. Specific CH4 yield of blackwater + fish offal
mixture was 619.7 ± 13.5 mL g/VS. The high specific CH4
yield of blackwater + GH was in accordance with what
would be expected, taking into consideration the high
lipid content of the GH (over 80% of the VS content). The
results indicate that anaerobic digestion of wastewater
could benefit from the addition of fish offal, with respect
to both microbial reduction and energy production.
4. CONCLUSIONS
In the last years, anaerobic digestion of animal wastes has
been promoted in order to avoid the uncontrolled emissions
of CH4 during storage[25]. Fish waste is mainly composed
of heads, viscera, bones and scales, and is rich in lipids and
proteins. Fish waste is often under-utilized[28] being mainly
used in the production of low-value animal feed products
such as fish meal or fish silage[9]. Fish offal and fish oil have
been shown to have a promising biogas yield[15].
REFERENCES
[1] Kothari R., Tyagi V.V., Pathak A., 2010. Waste-to energy:
Reviews, 14, 9, 3164-3170.
[2] Gunnarsson C.C., Petersen C.M., 2007. Water hyacinths
as a resource in agriculture and energy production:
a literature review. Waste Manage. 27,117–129.
[3] Rahman M.A., Hasegawa H., 2011. Aquatic arsenic: Phytoremediation using floating macrophytes, Chemosphere, 83, 633–646.
[4] López-Mosquera M.E., Fernández-Lema E., Villares R., Corral R., Alonso B., Blanco C., 2011. Composting fish waste and seaweed to produce a fertilizer for use
in organic agriculture, Procedia Environmental
Sciences, 9, 113-117.
[5] Abraham E.R., Pierre J.P., Middleton D.A.J., Cleal J.,
Walker N.A., Waugh S.M.,2009. Effectiveness of
fish waste management strategies in reducing
seabird attendance at a trawl vessel, Fisheries
Research, 95, 2–3, 210-219.
[6] Kołodziejska I., Skierka E., Sadowska M., Kołodziejski
W., Niecikowska C., 2008. Effect of extracting time
and temperature on yield of gelatin from different
fish offal, Food Chemistry, 107, 2, 700-706.
[7] FAO, 2005. Review of the Scale of World Marine
Fishery Resources. FAO Fisheries Technical Paper.
[8] Rai A.K., Swapna H.C., Bhaskar N., Halami P.M.,
Sachindra N.M., 2010. Effect of fermentation
ensilaging on recovery of oil from fresh water fish
viscera, Enzyme and Microbial Technology, 46, 9-13.
[9] Nges I.A., Mbatia B., Björnsson L., 2012. Improved
utilization of fish waste by anaerobic digestion
following omega-3 fatty acids extraction. Journal of
Environmental Management, 110, 159-165.
[10] Nielsen U., Nielsen K., Mai P., Frederiksen O., 2006. Organisk industriaffald i Grønland-Værktøjer til
fremme af bedste tilgængelige teknik og nyttiggørelse
af restprodukter, Realistiske muligheder for
nyttiggørelse/udnyttelse af organisk industriaffald i
Grønland, nr. M. 127/001–0164.
[11] Gunnarsdóttir R., Heiske S., Jensen P.E., Schmidt J.E.,
Villumsen A., Jenssen P.D., 2014. Effect of anaerobiosis
on indigenous microorganisms in blackwater with
fish offal as co-substrate, Water Research, 63, 1-9.
[12] Laos F., Mazzarino M.J., Walter I., Roselli L., Satti P.,
Moyano S., 2002. Composting of fish offal and
biosolids in northwestern Patagonia, Bioresource
Technology, 81, 3, 179-186.
[13] Eiroa M., Costa J.C., Alves M.M., Kennes C., Veiga M.C.,
2012. Evaluation of the biomethane potential of solid
fish waste, Waste Management, 32, 7, 1347-1352.
[14] Alves M.M., Pereira M.A., Sousa D.Z., Cavaleiro A.J.,
Picavet M., Smidt H., Stams A.J.M., 2009. Waste lipids
to energy: how to optimize methane production
from long-chain fatty acids (LCFA) (Minireview),
Microbial Biotechnology, 2, 5, 538–550.
[15] Ahring B., 2003. Perspectives for anaerobic digestion,
Biomethanation,1–30.
[16] Cirne D.G., Paloumet X., Bjornsson L., Alves M.M.,
Mattiasson B., 2007. Anaerobic digestion of lipid-rich
waste e effects of lipid concentration. Renewable
Energy 32, 965-975.
[17] Pereira M.A., Pires O.C., Mota M., Alves M.M., 2005.
Anaerobic biodegradation of oleic and palmitic acids:
evidence of mass transfer limitations caused by long
chain fatty acid accumulation onto the anaerobic
sludge. Biotechnology and Bioengineering, 92, 15-23.
[18] Schnurer A., Nordberg Å., 2008. Ammonia, a selective agent for methane production by syntrophic acetate oxidation at mesophilic temperature. Water Science and Technology, 57, 735-740.
[19] Alatriste M., Felipe S., Parviz C., Huub H., Ahring J., Birgitte K., Iranpour R., 2006. Anaerobic codigestion of municipal, farm, and industrial organic wastes: a survey of recent literature. Water Environ. Res. 78, 607–636.
[20] Perez M., Rodriguez-Cano R., Romero L.I., Sales D., 2006. Anaerobic thermophilic digestion of cutting oil wastewater: effect of co-substrate. Biochem. Eng. J. 29, 250–257.
[21] Bouallagui H., Lahdheb H., Romdan E. B., Rachdi B., Hamdi M., 2009. Improvement of fruit and vegetable waste anaerobic digestion performance and stability with co-substrates addition, Journal of Environmental
Management, 90, 1844–1849.
[22] Callaghan F.J., Wase D.A.J., Thayanithy K., Forster C.F., 1998. An Examination of the Continuous Anaerobic Co-Digestion of Cattle Slurry and Fish Offal, Process Safety and Environmental Protection, 76, 3, 224-228.
[23] Callaghan F.J., Wase D.A.J., Thayanithy K., Orster C.F., 1999. Co-digestion of waste organic solids: batch studies, Bioresour. Technol., 67, 2, 117–122.
[24] Mshandete A., Kivaisi A., Rubindamayugi M., Mattiasson B., 2004. Anaerobic batch co-digestion of sisal pulp and fish wastes, Bioresour. Technol.,
95, 1, 19–24.
[25] Regueiro L., Carballa M., Álvarez J.A., Lema J.M., 2012. Enhanced methane production from pig 51
manure anaerobic digestion using fish and biodiesel wastes as co-substrates, Bioresource Technology, 123, 507–513.
[26] Kafle G.K., Kim S.H., Sung K.I., 2013. Ensiling of fish industry waste for biogas production: A lab scale
evaluation of biochemical methane potential (BMP) and kinetics, Bioresource Technology, 127, 326-336.
[27] Solli L., Bergersen O., Sørheim R., Briseid T., 2014.
Effects of a gradually increased load of fish waste
silage in co-digestion with cow manure on methane production, Waste Management, 34, 8, 1553-1559.
[28] Berge J. P., 2007. For a better use of marine by-
products and wastes. FAO Fisheries Report 819,
103-110.
52
Enhancement of Biogas Production by Usage of Green Biomass
Engineering Faculty
Fırat University
Murat TOPAL
ABSTRACT
As a result of the increase of energy consumption, depletion
of fossil fuels is emerged. Therefore, alternative energy
sources have become important. Biogas is an alternative
energy source to fossil fuels. Biogas technology also
minimizes environmental problems caused by fossil fuels. It
could be done by several ways. Usage of green biomass is
one of the efficient ways to enhance the biogas production.
2. BIOGAS PRODUCTION
Under anaerobic conditions, the organic materials are
converted through microbiological reactions in to gases
(biogas) and organic fertilizer (manure). Biogas and manure
are the end products obtained from biogas technology.
Methane is the main constituent of biogas. About 90%
of energy of substrate is retained in methane. It is used
mainly for cooking, lighting and in internal combustion
engines to power water pumps and electric generators[5].
Keywords: Energy, Biogas, Enhancement, Plant, Biomass
1. INTRODUCTION
The majority of the world’s energy is provided by the
petrochemical sources, coal and natural gases, all of
these energy sources are finite. These sources going to
be consumed shortly in the incoming years due to over
exploitations and the growing human population[1]
[2]. In recent decades, the combination of increasing
energy demands, food problems and environmental
stresses has drawn more and more attention to the
exploration and research of alternative energy sources[3]
which are renewable as well as eco-friendly[4]. The
most important property of alternative energy source
is their environmental compatibility. Inline with this
characteristic, renewable energy sources (mainly organic
waste materials to energy) likely will become one of
the most attractive substitutes in the near future.
Renewable waste materials from agriculture, industries,
and domestic sources are convertible to useful energy
forms like biohydrogen, biogas, bioalcohols, etc., through
waste-to-energy routes for sustainable growth of the
World[5].
Biogas is a product of anaerobic degradation of organic
substrates, which is one of the oldest processes used for
the treatment of industrial wastes and stabilization of
sludges[4]. Biogas is an environment friendly, economic
and an alternative means to fossil fuel[6]. Biogas
production, a primary way of using biomass to provide
modern energy services, has continued to increase,
especially in developing countries[7][8].
The production of biogas through anaerobic digestion
offers significant advantages over other forms bioenergy
production. It has been evaluated as one of the most
energy-efficient
and
environmentally
beneficial
technology for bioenergy production. Limitation of carbon
dioxide and other emission through emission regulations,
carbon taxes and subsidies on biomass energy is making
anaerobic digestion a more attractive and competitive
technology for waste management[6]. Thus, biogas
technology could be considered as better option for its
compactness, cleaner operation and better product range
(i.e. both gas as energy source and processed solid waste
as manure)[5].
2.1. Enhancement of Biogas Production
Despite its numerous advantages, the potential of biogas
technology could not be fully harnessed or tapped as
certain constraints are also associated with it. Most
common among these are: the large hydraulic retention
time of 30–50 days, low gas production in winter, etc.
Therefore, efforts are needed to remove its various
limitations so as to popularize this technology in the rural
areas[4].
Anaerobic fermentation being a slow process leads to a
large volume of the digester and hence high cost of the
system. Gas generation decreases during winter season.
Kalia and Singh[9] found that biogas production reduced
from around 1700 l/day in May–July to around 99l/d
in January–February. All this has resulted in restricted
popularization of biogas technology in rural areas.
53
Thus there is a need to improve the overall efficiency of
anaerobic digestion process in the biogas plants. This
could be done by several methods. Different methods
used to enhance biogas production can be classified into
the following categories:
(i)Use of additives.
(ii)Recycling of slurry and slurry filtrate.
(iii)Variation in operational parameters like temperature,
hydraulic retention time and particle size of the substrate.
(iv)Use of fixed film/biofilters[4].
In these categories, enhancement of biogas production
by usage of green biomass is the subject of this study.
Therefore, usage of plant biomass is discussed in the
present study.
2.1.1. Usage of green biomass
Some attempts have been made in the past to increase
gas production by stimulating the microbial activity
using various biological and chemical additives under
different operating conditions. Biological additives include
different plants, weeds, crop residues, microbial cultures,
etc., which are available naturally in the surroundings. As
such, generally these are of less significance in terms of
their use in the habitat, however if used as additives in
biogas plant could improve its performance significantly.
The suitability of an additive is expected to be strongly
dependent on the type of substrate[4].
Plant biomass is a biological additive which include
different plants, weeds etc. They are available naturally
in the surroundings and help in improving anaerobic
digestion. Plant biomass is mainly composed of cellulose,
hemicellulose, and lignin. The composition of these
constituents can vary from one plant species to another.
Cellulose and hemicelluloses are easily degradable
compared to lignin present in the plant biomass leading
to increase or decrease of biogas production[10].
There are several studies about the usage of green biomass
for enhancing biogas production. Powdered leaves of
some plants and legumes (like Gulmohar, Leucacena
leucocephala, Acacia auriculiformis, Dalbergia sisoo and
Eucalyptus tereticonius) have been found to stimulate
biogas production between 18% and 40%. Increase in
biogas production due to certain additives appears to
be due to adsorption of the substrate on the surface of
the additives. This can lead to high-localized substrate
concentration and a more favourable environment for
growth of microbes. The additives also help to maintain
favourable conditions for rapid gas production in the
reactor, such as pH, inhibition/promotion of acetogenesis
and methanogenesis for the best yield, etc.[4]. Dar and
Tandon[11] evaluated the contribution of alkali-treated
plant residues as a supplement to cattle dung for biogas
54
production. Lantana slurry gave 63.6% methane in the
biogas; apple leaf litter, 59.6%, wheat straw, 58%, and
peach leaf litter, 57.7%, against cattle dung, 56.1%. The
digestion efficiency in terms of biogas release per gram of
dry matter with pre-treated plant residues was 341–372
ml/g, 31%–42% higher than cattle dung[10]. Partially
decomposed ageratum produced 43% and Euphorbia
tirucalli L. produced 14% more gas as compared to pure
cattle dung. Trujillo et al.[12] found that the addition of
the tomato-plant wastes to the rabbit wastes in proportion
higher than 40% improved the methane production. Crop
residues like maize stalks, rice straw, cotton stalks, wheat
straw and water hyacinth each enriched with partially
digested cattle dung enhanced gas production in the
range of 10–80%. Babu et al.[13] observed improvement
in biomethanation of mango processing wastes by several
folds by the addition of extracts of seeds of Nirmali,
common bean, black gram, guar and guargum at the rate
of 1500 ppm. Mixture of Pistia stratiotes and cowdung (1:1)
gave a biogas yield of 0.62 m3/(m3 day) (CH4=76.8%, HRT=15
days). Recently Sharma [14] observed an increase of 40–
80% in biogas production on addition of 1% onion storage
waste to cattle dung in a 400-l floating drum biogas reactor
[4].The methane content of the gas varied between 60%
and 70% by addition of Parthenium hysterophorus, a weed
with cattle manure at 10% level reported by Gunaseelan
et al.[15]. Mixtures of partially decomposed Ageratum and
cattle dung yielded about 9% more biogas than did pure
cattle dung. The methane contents of the gas obtained
from Ageratum mixtures were 62%–77% as compared to
56%–60% from pure cattle dung[16].
3. CONCLUSIONS
Fossil fuels cause greenhouse gases which results in
global warming. Biogas is a clean and sustainable energy.
It can be generated from locally available biomass. The
limitations of the biogas technology can be overcome by
enhancement techniques. Green biomass could be used
to enhance the biogas production rate.
REFERENCES
[1] Muhammad S.R., Naim R., Ameena S., Tariq M., Jong-In
H., Potential of bioenergy production from industrial
hemp (Cannabis sativa): Pakistan perspective,
Renewable Sustainable Energy Rev, 18 (2013),
pp. 154–164.
[2] Saba N., Jawaid M., Hakeem K.R., Paridah M.T., Khalina A.,
Alothman O.Y., Potential of bioenergy production
from industrial kenaf (Hibiscus cannabinus L.) based
on Malaysian perspective, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, Volume 42, February 2015, 446-459.
[3] Xiao Y., Fang Y., Jin Y., Zhang G., Zhao H., Culturing duckweed in the field for starch accumulation, Industrial Crops and Products, Volume 48, 2013, Pages 183-190.
[4] Yadvika, Santosh, Sreekrishnan T.R., Kohli S., Rana V.,
Enhancement of biogas production from solid
substrates using different techniques––a review,
Bioresource Technology, Volume 95, Issue 1, 2004, 1-10
[5] Kothari R., Tyagi V.V., Pathak A., 2010. Waste-to-energy:
Reviews, 14, 9, 3164-3170.
[6] Merlin Christy P., Gopinath L.R., Divya D., A review
on anaerobic decomposition andenhancement of
biogas production through enzymes and
microorganisms, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, Volume 34, 2014, 167-173.
[7] Olugasa T.T., Odesola I.F., Oyewola M.O., Energy
production from biogas: a conceptual review for use
in Nigeria Renewable Sustainable Energy Rev., 32
(2014), pp. 770–776.
[8] Wu X.F., Wu X.D., Li J.S., Xia X.H., Mi T., Yang Q., Chen
G.Q., Chen B., Hayat T., Alsaedi A., Ecological accounting
for an integrated “pig–biogas–fish” system based
on emergetic indicators, Ecological Indicators, Volume
47, December 2014, Pages 189-197.
[9] Kalia A.K., Singh S.P., Performance evaluation of
Pragati and KVIC biogas plant in hilly regions Biogas
Forum, 64 (1996), pp. 6–10.
[10] Gupta P., Singh R.S., Sachan A., Vidyarthi A.S., Gupta
A., A re-appraisal on intensification of biogas
production, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, Volume 16, Issue 7, 2012, 4908-4916.
[11] Hassan Dar Gh., Tandon S.M., Biogas production from
pretreated wheat straw, lantana residue, apple and
peach leaf litter with cattle dung Biological Wastes,
21 (2) (1987), pp. 75–83
[12] Trujillo D., Perez J.F., Cerebros F.J., Energy recovery
from wastes: anaerobic digestion of tomato plant
mixed with rabbit wastes Bioresour. Technol., 45 (2)
(1993), pp. 81–83.
[13] Babu K.S., Nand K., Srilatha H.R., Srinath K., Madhukara
K., Improvement in biomethanation of mango
processing wastes by addition of plant derived additives Biogas Forum, III (58) (1994), pp. 16–19.
[14] Sharma D.K., 2002. Studies on availability and
utilization of onion storage waste in a rural habitat.
Ph.D. thesis, Centre for Rural Development and
Technology, Indian Institute of Technology, Delhi, India.
[15] V.Nallathambi Gunaseelan Parthenium as an additive
with cattle manure in biogas production Biological Wastes, 21 (3) (1987), pp. 195–202.
[16] Anjan K. Kalia, Sarbjit S., Kanwar Anaerobic
fermentation of ageratum for biogas production Biological Wastes, 32 (2) (1990), pp. 155–158.
55
Application of Zeotropic Mixture of R245fa / R134a in Small Scale
Organic Rankine Power Generation Cycles
Gholamreza Bamorovat ABADI
School of Mechanical Engineering
Pusan National University
Kyung Chun KIM
School of Mechanical Engineering
Pusan National University
ABSTRACT
The efficiency of organic Rankine cycles (ORC) is directly
dependent on the utilized refrigerant. In this study the
experimental result of utilizing the zeotropic mixture of
R245fa 60%-R134a 40% molar concentration is presented.
It is shown that compared to pure R245fa working fluid,
the mixture based ORC is capable of generating power from
heat sources with lower temperature while maintaining
acceptable thermal efficiency. Also, in the same conditions
the mixture based ORC can generate up to 20% more power
compared to a pure R245fa based ORC.
INTRODUCTION
The idea of recovering low grade heat and convert it to
useful power in form of electricity has been around for
a while. The literature is full of models and experiments
carried on different aspects of ORCs. Kang[1] designed
and experimented an R245fa based ORC using a radial
turbine connected to a high-speed generator. In his
experiment the maximum cycle efficiency, turbine
efficiency and electric power were 5.22%, 78.7% and 32.7
kW, respectively. Li et al[2] experimented effect of different
heat source temperatures on performance of ORC system.
They considered the heat source temperatures of 100,
90, 80 and 70°C. They showed that the heat source with
temperature of 80°C has a thermal efficiency of 7.4% and
a turbine isentropic efficiency of 68%. They utilized a dry
working fluid, R123, for their experiment. Marion et al[3]
presented their result of the experiment on combining a
solar panel and an ORC. They did a simulation on utilizing
three different working fluids, namely, R134a, R227ea
and R365mfc. They reported the strong dependence of
the power output on the fluid mass flow rate. Maximum
achieved thermal efficiency of their setup was 11%. Wang
et al[4] performed an experiment on a low temperature
solar Orc with recuperator. Using R245fa in their ORC,
they did the experiment in two distinctive conditions of
Acknowledgment: This work was supported by SMMA and KETEP of South Korea.
56
constant flow rate and variable flow rate. They reported
that for the constant flow rate case, the Rankine cycle
efficiency does not improve even if a recuperator is used,
the recuperator in fact decreased the efficiency. Yamada
et al[5] considered R1234yf as the working fluid because
of its zero global warning potential and ozone depletion
potential. They reported that the thermal efficiency of
the R1234yf based ORC is comparable to R134a based
ORCs. The highest thermal efficiency, 8.8%-11.4% in their
simulation was obtained in a supercritical ORC with
expander inlet temperature of 170 °C and condensation
temperature of 20-40°C. Zeotropic mixtures has become
of interest recently. Chys et al[6] analyzed the effect of
different zeotropic mixture working fluids on performance
of ORC. They concluded that for heat sources of 150°C and
250°C the cycle efficiency can be increased by 16 and 6%
respectively if a zeotropic mixture is utilized instead of a
pure fluid. Zhao et al[7] considered 4 different zeotropic
mixtures and compared the data with the data from Chys
et al[6]. They also concluded based on their simulation
that the heat source inlet temperature has a strong effect
of performance of mixture based ORC systems and if the
heat source inlet temperature is increased, there will be
a heat source inlet temperature in which pure working
fluid has better performance than zeotropic mixture.
Lecompte et al[8] considered R245fa–pentane, R245fa–
R365mfc, isopentane–isohexane, isopentane–cyclohexane,
isopentane–isohexane, isobutane– isopentane and
pentane–hexane as working fluids and studied the second
law efficiency of ORC in each case. They reported that the
best performance of ORC is achieved when the temperature
profiles in heat exchangers are matched. They observed
an increase in range of 7-14% in second law efficiency for
zeotropic mixtures compared to pure fluid based ORC. Jung
et al[9] experimented an R245fa/ R365mfc 48.5%/51.5%
molar concentration based ORC by using a 1 kW scroll
expander. They could achieve 0.7 kW while the nominal
capacity of the expander was 1 kW. They reported cycle
efficiency of 3.9% in their experiment.
In this study the zeotropic mixture of R245fa/R134a
has been selected because of its good performance
in simulations and also because of the expander’s
compatibility with both refrigerants.
SETUP
The components of an ORC are essentially similar to the
conventional Rankine cycle. The experimental setup is
consisted of a working fluid pump, two compact heat
exchangers and a commercial 1 kW scroll expander, as
shown in Figure 1. The working principle is explained as
the hot water obtained by subjecting water to the heat
source is passed through the evaporator. The ORC working
fluid is pumped and passed through the evaporator, where
it changes its phase. The working fluid is expanded into
the scroll expander to generate power. The working fluid
at the expander outlet is condensed in the condenser by
cold water supplied from the heat sink and flows back into
the circulation pump to begin another cycle. The difference
between pure fluids and zeotropic mixtures is that nonisothermal phase change for zeotropic mixtures will lead to
better temperature line matching the varying temperature
of heat source and less thermodynamic irreversibility,
therefore, higher system performance and efficiency.
WORKING FLUID
In ORCs applications, the choice of working fluid is important
since the fluid must possess appropriate thermos-physical
properties and have adequate chemical stability. Technically,
the working fluid can be classified into three categories.
Those are dry, isentropic, and wet depending on the slope
of the cycle T-s diagram to be positive, infinite and negative
respectively. Here, R245fa and R134a are chosen as the
components of the mixture because they both have zero
ODP (Ozone Depression Potential) and lower GWP (Global
Warming Potential), which have less environmental impact.
Figure 2 shows the T-s diagram of some of the molar fractions
of the mixture as compared to R245fa pure fluid.
Figure 2. T-s diagram of zeotropic mixture of R245fa/
R134a with different molar fractions.
DATA MEASUREMENT AND CALCULATION
Temperature and pressure of the points of interest have
been measured by K-type thermocouples and pressure
transducers. These measured data was picked up by data
acquisition devices and monitored by a program written in
LabView software. Post processing of the data was carried
on to calculate enthalpies and corresponding power and
efficiencies. The cycle efficiency is calculated by:
(1)
As shown in typical T–s diagram before for the ORC
system, the cycle consists of the following four processes.
Process 3-4 is where the pump delivers the working fluid
to evaporator. The pump power is expressed as:
(2)
Process 4-1 is where working fluid evaporates in constant
pressure in the evaporator. An electric heater was used to
give heat to the working fluid using a heat exchanger as
evaporator via hot water. The transferred heat from heat
source to working fluid can be expressed as:
(3)
In Process 1-2, working fluid expands in expander and
generates work. The output power is expressed as:
(4)
This is the thermodynamically available power output.
In contrast the real power output was calculated by
measuring the torque on the output shaft of the expander
using a torque-meter and a servomotor.
Figure 1. ORC loop considered for analysis.
57
Process 2-3 is the condensation process in constant
pressure. A heat exchanger coupled with an air-cooled
chiller and utilizing water as coolant was used as the
condenser. The transferred heat from working fluid to
heat sink can be expressed as:
(5)
The maximum allowable expander inlet pressure
determined by the manufacturer is 13.5 bar. This pressure
has been considered as the limit therefor the maximum
achievable expander inlet pressure.
The condensing pressure was also fixed at 4 bar to achieve
the same pressure ratio in all cases. It’s seen that in
this condensing pressure and pressure ratio, not all the
concentrations are applicable. Mixtures having R134a
more than 40% molar concentrations are then removed
because their boiling point in 4 bar is less than ambient
temperature (less than 25°C).
RESULTS AND DISCUSSION
Performance of a small scale, 1kW, ORC has been
investigated in this study. Figure 3 shows the T-S diagram
of the experimental data as compared with R245fa pure
refrigerant. It was observed that with a heat source with
temperature of 120 °C, the mixture is able to produce 1.2
kW power, very similar to the ORC with pure R245fa but
with a big difference, the mixture produce the same power
output in a much less pressure ratio. It is then concluded
that the mixture is much more useful for heat sources with
lower temperatures in which the pure fluid cannot achieve
high pressure ratios, therefore the comparison between the
two would be more valid. If we consider two ORCs in the
same pressure ratio, it is shown in Figure 4 that the mixture
in fact increases power output by 15%. In this case the
thermal efficiency did not change between the pure fluid
and the mixture but the expander efficiency was increased
in the case with mixture refrigerant as working fluid.
Figure 3. T-s diagram of zeotropic mixture of R245fa/
R134a with different molar fractions.
58
Figure 4. 15% increase in power output for R245fa/R134a
mixture ORC, Pr=3.5, Mass flow=0.06 kg/s, 3600 RPM,
Heat Source 120 °C.
As mentioned, lower temperature heat sources are better to
compare the two ORCs. Hence, the experiment was done in a
lower temperature heat source with temperature of 80 °C. It is
observed in Figure 5 that still in a very low grade heat source,
the mixture is capable of generating 450 W power with
efficiency of 4%, in a condition that pure refrigerant would
make less than half this power.
The influence of heat source temperature on power output is
very strong in ORC with zeotropic mixtures as working fluid.
Therefore the comparison between pure fluids and zeotrpoic
mixtures should always be carried on a range of temperatures
since there is no general rule to say which one, pure fluid or
mixture, would generate more power. Instead, there are areas
where mixture is more efficient than pure fluids and there are
areas that pure refrigerants make much more power.
Figure 6 shows the dependence of power output on heat
source temperatures based on experimental data. As it is seen
in the figure in lower temperatures the mixture is much more
powerful but eventually the mixture and pure R245fa will
reach the same point in terms of power production. In Figure
6 the comparison has been made on the maximum available
power output in a given heat source temperatures, hence the
pressure ratios and mass flow rates in each case is different.
Figure 5. Power output and thermal efficiency for
R245fa/R134a mixture ORC, Pr=2.2, Mass flow=0.041
kg/s, 3000 RPM, Heat Source 80 °C.
The limiting factor in power production is the 1 kW
expander used for experiment. The maximum expander
inlet pressure allowed by the factory is to be 13.8 bar.
Figure 6. Comparison power output of mixture based
and pure refrigerant based ORC achieved in experiments.
REFERENCES
[1] Kang S.H., “Design and experimental study of ORC
(organic Rankine cycle) and radial turbine using
R245fa working fluid”, Energy 41 (2012) 514-524.
[2] Li J., Pei G., Li Y., Wang D., Ji J., “Energetic and exergetic
investigation of an organic Rankine cycle at different heat source temperatures”, Energy 38 (2012) 85-95.
[3] Marion M., Voicu I., Tiffonnet A.L., “Study and
optimization of a solar subcritical organic Rankine
cycle”, Renewable Energy 48 (2012) 100-109.
[4] Wang J.L., Zhao L., Wang X.D., “An experimental study
on the recuperative low temperature solar Rankine
cycle using R245fa”, Applied Energy 94 (2012) 34–40.
[5] Yamada N., Mohamad M.N.A., Kien T.T., “Study on
thermal efficiency of low- to medium-temperature
organic Rankine cycles using HFO-1234yf”, Renewable
Energy 41 (2012) 368-375.
[6] Chys M., van den Broek M., Vanslambrouck B., De
Paepe M., “Potential of zeotropic mixtures as working
fluids in organic Rankine cycles”, Energy 44 (2012) 623-632.
[7] Zhao L., Bao J., “Thermodynamic analysis of organic
Rankine cycle using zeotropic mixtures”, Applied
Energy 130 (2014) 748–756.
[8] Lecompte S., Ameel B., Ziviani D., van den Broek M.,
De Paepe M., “Exergy analysis of zeotropic mixtures
as working fluids in Organic Rankine Cycles”, Energy
Conversion and Management 85 (2014) 727–739.
[9] Jung H.C., Taylor L., Krumdieck S., “An experimental
and modelling study of a 1 kW organic Rankine cycle
unit with mixture working fluid”, Energy 81 (2015)
601-614.
59
Explosion Protection in the Power Industry
Hank PAUL
Regional & Export Sales Manager Fike Europe
Seher YILMAZ
Country Manager Fike Turkey
ABSTRACT
Founded in 1945 and celebrating 70 years in 2015, Fike is
a global company with manufacturing facilities and offices
across the world.
Committed to the safety of our customers, we Innovate
and develop products & solutions that protect lives and
processes against industrial explosions, process-over
pressurizations & fires.
Our strong local presence makes us efficiently serve
demanding customers complex process safety requirements,
we offer a broad portfolio of services particularly developed
for the power industry. There are many specific application
profiles ranging from the explosion protection of coal fired
power plants, the processing, transport and storage of
biomass fuels, reciprocating engine and gas turbine power
plants to applications in the wind and solar industry.
Preventative measures such as the avoidance of ignition
scenarios, complemented with protection measures such as
explosion relief panels or explosion suppression provide a
coherent protection against the flame and pressure effects
of explosions.
1. EXPLOSION HAZARDS WITHIN THE POWER INDUSTRY
Electricity produced by power plants is indispensable for
the maintenance of industry as well as public and private
life. The thermal energy released by the combustion of
biomass, coal or other fuels mechanically drives generators
that produce electric energy. However, such an energy
conversion chain holds various risks of fire and in many
cases if unchecked, an explosion. Sparks and glowing
particles, which can cause serious fire and explosions, can
be generated in the individual processes.
Numerous industrial processes handle materials with
the potential for fire and/or an explosion. Statutory
requirements and voluntary standards exist to take both
preventative and protective measures.
Like many other industries, the power generation industry
must comply with the safety requirements of (Çalışanların
Patlayıcı Ortamların Tehlikelerinden Korunması Hakkında
Yönetmelik) EU Directive 99/92/EC (also known as ‘ATEX
137’ or the ‘ATEX Workplace Directive’). While the fire and
explosion hazards presented by flammable gases and coal
are well studied and documented, newer processes such as
sewage drying, wood pelletizing and co-generation present
a renewed fire and explosion hazard challenge.
In the Power industry, safety hazards exist in the mining,
transport, acceptance of raw materials, storage, mills and
furnaces, production of flammable powders and gases.
With the introduction of new fuels from recycling and
co-generation with a variety of biomass materials, the
probability of ignition and self-heating has increased.
Transport and bulk storage of the final products, mainly
in pellet form, also presents the risk of self-heating and a
subsequent risk of fire.
60
Danger zones of fossil fuel based power plants
Fire or explosions in power plants can damage or even
destroy facilities. The following equipment and areas are
most at risk.
• Filter/ Electrostatic Precipitator
• Mill/crusher
• Extraction system
• Conveying systems
• Furnace backfire protection
• Cyclone
• Silo
• Smoke gas filter
• Gas Turbine/Engine Exhaust systems
A value called the deflagration index, denoted as Kst, is
assigned to all combustible dusts based on standard ASTM
testing protocol. The higher the Kst value, in essence, the
bigger the explosion.
Spontaneous Combustion: A second hazard is that of
spontaneous combustion. Well known for its contributions
to fires and explosions in coal plants, spontaneous
combustion can be just as prevalent with most biomass
materials. Heat production in biomass typically begins
as an aerobic process. Then, as the temperature rises, the
chemical chain reaction takes over. Self-ignition has been
found to correlate with silo/bunker volume: The larger the
volume of the silo, the lower the self-ignition temperature
of the biomass.
Explosion Pentagon
Two additional elements are added to the fire triangle to
create an explosion Pentagon:
• Dispersion of dust
• Confinement of dust
Foreign bodies, defective machines and high temperatures
can be the cause of sparks, glowing embers and
overheating. If these ignition sources reach the plant areas
via extraction systems or conveying facilities, they can
suddenly and unforeseeably trigger off fire or explosions.
Duality of Fuel Mixes: A third hazard arises from blending
coal and biomass products. Significant information is
available regarding the reactive and explosive hazards of
various ranks of coals. However, there has been very little
research into the same characteristics of biomass and coalbiomass blends. The Technical Research Center of Finland
found that coal-biomass mixtures are less reactive than
just coal alone but more reactive than biomass alone. This
means that blending coal and biomass in the same silo
will contribute to higher levels of reactivity than if the silo
contained just biomass.
Dust Explosions by equipment type in industries
2. CAUSES OF EXPLOSIONS
Biomass is simply plant material, or even animal waste,
that can be used as a source of energy. Biomass is nothing
new; in fact, coal itself is a form of ancient biomass.
Combustible Dust: It’s a fact that coal movement generates
fugitive dust. Whether coal is moving along on a conveyor,
passing through a transfer point, or being discharged into
or exiting a container, dust is produced. The main hazard
introduced with biomass is that most biomass materials
also produce combustible dust as they flow though the
handling system.
Maximum explosion pressure (Pmax)
Maximum rate of pressure rise (KST)
3. CONSEQUENCES OF EXPLOSIONS
Explosions can have a deadly and dangerous impact at
power plants and could be responsible for:
• Injury and loss of human life
• Damage to equipment, transport facilities and storage
space
• Production interruptions
61
• Loss of income
• Repair costs owing to damaged equipment
• Replacement costs owing to destroyed equipment
CSB (Chemical Safety Board) statistics on all dust
explosions across the industries.
Coal Power Plant Catastrophy Statistics
Between 1984 and 2004 there were 23 reported coal dust
explosions at U.S. power plants; they killed 16 and injured
95 (see table).
4. APPLICATION PROFILE: PULVERIZED COAL SYSTEMS
The pulverization of coal to improve burning efficiency and
maximize energy output is a method that has been used
for more than 75 years. Compliance Directive 2010/75/EU
on industrial emissions (integrated pollution prevention
and control) came into force in 2011 and replaces seven
previous pieces of legislation, including Directive 2001/80/
EC on the limitation of emissions of certain pollutants into
the air from large combustion plants.
Fire and explosion can occur where coal is handled,
processed, and used. This is one reason why electric power
plants are included in OSHA’s National Emphasis Program.
Coal dust explosions at U.S. power plants, 1984 through
2004. Source: Bechtel Power Corp.
Other notable Hydrocarbon based Power plant catastrophes
in recent times.
• 1999, Michigan power plant. – 6 Deaths /38 Injuries –
CNG primary explosion followed by Coal dust secondary
explosion.
• 2010, Brilon, Germany a biomass plant. – 3 Deaths.
• 2010, Connecticut Gas Powerplant – 5 Fatalities/ 12
Injuries- “Gas Blow”/Gas Purging to clean debris in
piping system.
• 2011 England. MW Tilbury Power Station- Coal to
Biomass powerplant 100.000m³ storage facility fire &
explosion.
62
For all its advantages, the pulverizing process, as well
as the conveying and storing of pulverized coal, poses
substantial explosion hazards. Many installations include
some prevention strategies, such as inerting systems, but
these systems only minimize the occurrence of explosions.
The purpose of this application guide is to provide an
understanding of the possible explosion hazards and
protection solutions for pulverized coal systems. This
document is intended to be a guideline and is not
applicable to all situations.
THE PROBLEM: DEFLAGRATION (EXPLOSION)
The potential for explosions in pulverized coal processes is
well known. Equipment such as crushers, pulverizers, and
conveyors all contribute to the creation of dust. When this
coal dust is suspended in air (in the pulverizer, conveying
lines, bag filters, cyclones, and storage bins) and an ignition
occurs, there is the potential for explosion.
Protecting The Conveying Lines
Connected duct work is best protected by a Chemical
Explosion Isolation System.
The trend to switch to sub-bituminous coal (lower sulfur)
addresses the environmental concerns, however the
degree of explosion hazard is greatly increased compared
to bituminous coal (see Table 1). In steel making, the
conversion of using coal in lieu of coke also increases the
potential for explosion due to the higher explosibility
ratings for coal (see Table 1).
This application bulletin outlines responsive protection
strategies for the primary areas of explosion potential:
pulverizing, conveying, and dust collection/storage.
Protecting The Dust Collector/Coal Storage Bin
Dust collection and storage bins are best protected by
either:
Table 1
Explosion Vents and/or an
Explosion Suppression System
THE SOLUTION:
Protecting The Pulverizer
Explosion venting of the pulverizer is not allowed as it is
typically installed indoors and makes, so this equipment
is best protected by either containment, or an Explosion
Suppression System.
5. CONCLUSIONS
Explosion Protection solutions for the power generation
industry have become essential to ensure the well being
of employees and the overall efficiency of the power plant.
Furthermore, a power plant devastated by an explosion
can lead to great financial and economic implications
throughout the entire energy supply chain.
By choosing the right explosion protection solutions,
energy companies can achieve a greater sense of comfort,
security and continuity of their high value investments
whilst complying with the relevant norms and directives
specific to the industry.
63
Control Room Design and Retrofitting of Control Stations
in Power Plants
Hartmut ERLER
Bilfinger Mauell GmbH
ABSTRACT
Control centers and control rooms are the interface between
the operator and the process. It is here that all signals and
process information are brought together and displayed.
This data forms the basis for controlled operator intervention
and thus the safe operation of the plant. Reliable and userfriendly control of the process depends to a large extent
on the design of the control room. A human-centered
workplace is one of the key considerations for control room
planning. Creating a perfect ergonomic environment is an
essential component of reaching this goal.
This preliminary draft follows the basic design including the
color and material design and lighting system planning.
WORK PLACE OF THE SHIFT PERSONNEL IN BOTH
CONVENTlONAL AND NUCLEAR POWER PLANTS IS THE
CONTROL ROOM AND THE LOCAL CONTROL STATIONS
Control centers and control rooms are the interface
between the operator and the process. It is here that all
signals and process information are brought together and
displayed. This data forms the basis for controlled operator
intervention and thus the safe operation of the plant.
Reliable and user-friendly control of the process depends to
a large extent on the design of the control room. A humancentered workplace is one of the key considerations for
control room planning. Creating a perfect ergonomic
environment is an essential component of reaching this
goal.
Our emphasis on future-oriented design opens the possibility
of later extension.
At the planning stage, architects and engineers take into
account all technical standards, guidelines and material
requirements, analyze the spatial conditions and produce
a computer simulation of the future control room in close
cooperation with the plant operator.
With a structure and room design that is completely identical
with the real control room, the simulator control room can
be used to simulate fault incidents for practicing the best
operator response. The ideal environment for an intensive
and realistic training of your personnel.
Preliminary steps towards a successful design solution
include the assessment of the initial situation, the
requirements specification in cooperation with the plant
operator taking into account the technical/ ergonomic
conditions and the workflow processes in the control
station, and the calculation of the floor space required
taking into account existing rooms.
Here are some examples of implemented real simulator
control rooms:
Based on this information, different layouts of the control
room are created to find a design solution that is optimally
tailored to both workflow processes and daylighting
effects.
64
CAD drawings of the control room are created that form
the basis for the final ground plan and are used for
verifying the blueprints (wall views and sectional views).
The ergonomic characteristics of the workplaces are
verified by means of visibility surveys.
All hardware components are installed with a focus on userfriendly operation and easy maintenance.
We integrate our control room planning into the overall
planning of the existing building.
This often requires comprehensive architectural changes.
In addition to the design and construction of “real” control
rooms, so-called simulator control rooms are of considerable
importance. This facility simulates the conditions of the
plant control room environment. The integrated instruments
behave in the same way as the instruments in the real control
room.
• Kärnkraftsäkerhet och Utbildning AB - Studsvik
Vattenfall AB, Ringhals Blocks 1 and 2, Sweden
• Nuclear power plant KKW Gösgen, Switzerland
• Nuclear power plant KKW Mühleberg, Switzerland
• KärnKraftsäkerhet och Uitbildning AB-Studsvik KKW
Oskarshamn Blocks 2 and 3/Sweden
• Nuclear power plant KKW Beznau, Switzerland
• Westingshouse, Pittsburgh Ringhals, Sweden,
Twice Project
• British Energy Hartlepool, England
• Electrabel S.A. Tihange 3, Belgium (Turbine desk)
The field control room design also comprises the retrofitting
of control stations in power plants.
Example KKW Gösken
In the course of the revision 2013 in Gösgen nuclear power
plant, the turbine and one of the generators were replaced.
This involved various changes to the main control station. The
main control station was installed 40 years ago (small control
room version: system KW48). These products have since been
discontinued by the manufacturer so that replacement parts
were no longer readily available, increasing the risk for plant
operators to experience functional disturbances (contact
problems, brightness, LED colors, etc.).
BU: Simulator control room, Powertech Training Center Essen.
When the anchorage / fastening of the consoles and panels
was checked, it also showed that the seismic requirements
were no longer in compliance with statutory provisions.
The breakdown in March 2011 in Fukushima lead to even
more stringent seismic regulations by the ENSI (Swiss Federal
Nuclear Safety Inspectorate).
In response to the stringent statutory provisions, and with
the technical risks posed by a control room equipment
long past the prime of life, it was decided to retrofit the
complete main control station (OLA). Apart from the seismic
requirements that had to be met, the cabling between the
control and instrumentation system and the operator control
and display windows turned out to be quite a challenge. The
cabling and the operating layout were implemented on a 1:1
basis. Special adaptors have been developed for this project
to be able to drive the proprietary built-in devices in the
Siemens scheme.
BU: Emergency operations center, Powertech Training
Center Essen.
The project started in March 2011. The main driver’s desk
was replaced in 2013.
The earthquake-proof anchorage including model
calculation (earthquake resistance) and vibration test
(seismic conditioning) proved to be a special challenge.
BU: Control room walls based on mosaic-type technology
for training simulator and real control room, each 6 m
long and about 1.5 m high. A total of 35,000 mosaic tiles
have been installed, most of them imprinted with process
symbols, texts and colored line displays.
BU: Main driver’s desk KKW Gösken.
65
BU: Power plant control station before retrofit.
BU: Power plant control station after retrofit.
66
Trijenerasyon Sistemi Seçimi ve Tasarımı
H. Hüseyin ÖZTÜRK
Çukurova Üniversitesi
Ziraat Fakültesi
Tarım Makinaları ve Teknolojileri Mühendisliği Bölümü
ÖZET
Trijenerasyon sistemlerinin tasarımında; düzensiz ve
ayrışık enerji talepleri, tesis tasarımı, ekipmanların
boyutlandırılması, işletme yönetimi, enerji fiyatları ve
yasal düzenlemeler dikkate alınmalıdır. Bu etmenler
tesisin düzenlenmesi, boyutlandırılması ve işletilmesini
etkilediğinden, trijenerasyon sistemlerinin tasarımında
bütün bu etmenlerin birlikte dikkate alınması gerekir. Diğer
taraftan, sistem verimi birçok farklı etmene bağlı olarak
değiştiğinden, sistemlerin kendi başına değerlendirilmesi
oldukça güç bir işlemdir. Tesisin ekonomik kârlılığı üretilen
elektriğin satış fiyatına bağlı olduğundan, trijenerasyon
tesislerinin optimum tasarımı, öncelikle yasal düzenlemelere
bağlıdır. Bu nedenle, sadece enerji veya sadece ekonomik
analizler yanıltıcı sonuçlar verebileceğinden, birincil
enerji tasarrufu veya kirletici emisyonlara dayanan farklı
değerlendirme ölçütleri, ekonomiklik göstergeleri ile birlikte
dikkate alınmalıdır. Bu durumda, trijenerasyon tesislerinin
tasarım ve değerlendirilmesine ilişkin materyal ve
yöntemlerin geliştirilmesi, bu tür yüksek verimli sistemlerin
yaygınlaştırılması bakımından büyük önem taşımaktadır. Bu
çalışmada, trijenerasyon sistemlerinin seçimi ve tasarımında
dikkate alınması gereken etmenler tartışılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Trijenerasyon, Sistem seçimi, Tasarım
ölçütleri
1. GİRİŞ
Kojenerasyon teknolojisi, 19. yüzyılın sonlarından bu yana
endüstriyel uygulamalarda kullanılmaktadır. Bununla
birlikte, son on yılda bu teknoloji hızlı bir şekilde gelişmiş ve
kojenerasyon sistemleri; otel, hastane, okul, atık işlem tesisleri
gibi tesislerde yaygın olarak kullanılmaya başlanmıştır.
Bu teknolojideki son gelişmeler, hidrojen ve biyokütle gibi
alternatif yakıtların kullanılması, iklimlendirme ve değişik
endüstriyel işlemlerde atık ısıdan soğutma amacıyla
yararlanılmasıdır. Kojenerasyon sistemine soğutma işleminin
de dahil edilmesiyle oluşan toplam sistem “trijenerasyon
sistemi” olarak adlandırılmaktadır. Absorpsiyonlu soğutucular
veya atık ısı enerjisi ile çalışan soğutma teknolojilerinin ticari
olarak yaygınlaşması nedeniyle, trijenerasyon teknolojisi
ekonomik olarak önem kazanmaya başlamıştır. Trijenerasyon
sistemleri, merkezi elektrik üretim santrallerine kıyasla,
birincil enerji kaynağının daha etkin, ekonomik kullanılmasını
sağlar ve çevresel etkiler bakımından daha güvenilirdir.
Trijenerasyon sistemleri, birincil enerji kaynağı olarak
yakıttan sağlanılan enerjinin daha etkin olarak kullanılması
nedeniyle, ekonomik ve enerji tasarrufu açısından önemli
bir potansiyele sahiptir. Bir trijenerasyon sisteminde;
ısı, güç ve soğutma işlemleri birbirinden ayrı olarak
uygulanabilmekle birlikte, birbirinden bağımsız olarak
farklı yüklerde gerçekleştirilemeyebilir. Trijenerasyon
sistemlerinin tasarımı, birbirini etkileyen farklı birçok
etmen ve yatırımın ekonomikliğini etkileyen koşulların
olması nedeniyle, çok güç ve karmaşık bir işlemdir. Tesisin
ekonomik karlılığı, üretilen elektriğin satış fiyatına bağlı
olduğundan, trijenerasyon tesislerinin optimum tasarımı,
öncelikle yasal düzenlemelere bağlıdır. Tasarım etmenleri,
tesisin düzenlenmesi, boyutlandırılması ve işletilmesini
etkilediğinden, trijenerasyon sistemlerinin tasarımında,
bütün bu etmenlerin birlikte dikkate alınması gerekir. Bu
çalışmada, trijenerasyon sistemlerinin tasarımında dikkate
alınması gereken etmenler tartışılmıştır.
2. TRİJENERASYON SİSTEMİ
Bir trijenerasyon sisteminin genel tasarım şeması Şekil 1’de
verilmiştir. Trijenerasyon sistemlerinin; ortam ısıtma, kullanım
suyu ısıtma ve soğutma gereksinimlerini karşılayacak şekilde
boyutlandırılması gerekir. Tesis; elektrik ve ısı enerjisi üreten
bir ana hareket makinası, ısı geri kazanılan kazan ünitesi
ve soğurmalı soğutma ünitesinden oluşur. Tesiste üretilen
elektrik satılacak şekilde tasarımlanırsa, tüketicilerin elektrik
talebi dikkate alınmaz, sadece yıl boyunca değişen ısıtma
ve soğutma gereksinimleri dikkate alınır. Çalışma yöntemi,
durma ve başlama işlemlerinin sistem verimine olan
olumsuz etkileri ihmal edilerek, tam yükte ısı gereksiniminin
karşılanmasına dayanır.
Trijenerasyon sisteminin ana hareket makinası, küçük
ölçekli sistemlerde yaygın olarak kullanıldığı gibi, pistonlu
bir motor olabilir. Gaz türbinleri ile karşılaştırıldığında,
egzoz gazlarından yüksek sıcaklıkta (HT) ve motorun
soğutma sisteminden düşük sıcaklıkta olmak üzere, pistonlu
motorlarda iki farklı şekilde ısı enerjisi açığa çıkar. Bu durum,
her bir akış için ısı geri kazanma kazanı ve iki farklı soğurmalı
soğutma ünitesinin yerleştirilmesini gerektirir. Veriminin
yüksek olması nedeniyle, çift etkili soğutma ünitesi tercih
edilmekle birlikte, bu tip soğutma ünitelerinin sadece yüksek
sıcaklıktaki ısı akımı ile çalıştırılabileceği unutulmamalıdır.
67
Bu nedenle, düşük sıcaklıktaki ısı akımından yararlanarak
soğutma sağlayabilmek için, ilave olarak düşük verimli tek
etkili bir soğutma ünitesi kullanılabilir.
Şekil 1. Bir trijenerasyon sisteminin genel tasarım
şeması[1].
Trijenerasyon sistemleri için en yaygın olarak uygulanan
tasarım şeması Şekil 1’de verilmiştir. Burada verilen sistem,
düşük sıcaklıktaki ısı akımı ve tek etkili soğutma ünitesi ihmal
edilerek, sadece bir tip soğutma ünitesi ile birlikte gaz türbini
kullanılan tesislere uyarlanabilir. Tesiste kullanılan ana hareket
makinasının ilk yatırım maliyeti yüksek olmakla birlikte,
elektrik üretme işlevi nedeniyle önemli bir gelir bileşendir. Bu
nedenle, trijenerasyon sisteminin tasarımında, ana hareket
makinasının seçimi ve çalışma yönteminin belirlenmesi çok
önemlidir. Absorpsiyonlu soğutma ünitelerinin biraz büyük
seçilmesi, ana hareket makinasının tasarımını ve çalışma
yöntemini önemli düzeyde etkilemez. Bu nedenle, motorun
ısı enerjisi çıkışını karşılayacak şekilde tasarımlanırlar. Çift
etkili soğutucunun kapasitesi egzoz gazlarında mevcut olan
enerji miktarına (COP=1.2), tek etkili soğutucunun kapasitesi
ise soğutma suyundan kazanılan ısı miktarına (COP=0.75)
bağlı olarak hesaplanır. Belirlenen toplam soğutma
kapasitesinin en yüksek soğutma gereksiniminden yüksek
olması durumunda, tek etkili soğutma sisteminin kapasitesi
azaltılabilir.
Motor verimi, ısı/güç oranı ve yakıt tüketimi değerleri, ticari
ekipmanlar için gerçek verilerden türetilmiş olan Tablo 1’de
verilen ilişkilerden belirlenebilir. Üretici firmalardan alınan
mevcut bilgi ve genel büyüklük sınırlarına göre, Tablo 1’de
verilen bu ilişkiler sadece güçleri 100-3500 kW aralığında
değişen motorlar için kullanılabilir.
Tablo 1. Trijenerasyon Sistemlerindeki Ana Hareket
Makinalarının Elektrik Üretimi ve Yakıt Tüketimleri
Arasındaki İlişkiler[1]
68
3. TRİJENERASYON SİSTEMLERİNİN TASARIMI
Trijenerasyon sisteminin ekonomik uygulanabilirliği
ve yapılan yatırımın ekonomikliği; enerji fiyatları enerji
politikaları ve çalışma koşulları gibi birçok etmene bağlı olarak
değişir. Trijenerasyon teknolojisinin ekonomik, enerjetik ve
çevresel yararlarının anlaşılabilmesi için, bu etmenlerin her
birinin trijenerasyon sisteminin verimine olan katkısı çok
önemlidir.
3.1. Enerji Profili
Ticari binaların ısıtma, havalandırma ve iklimlendirme
sistemleri nedeniyle ısıtma ve soğutma yükleri vardır.
Kojenerasyon teknolojisinin ticari amaçlarla kullanılması,
endüstriyel işletmelerde kullanılmasından aşağıdaki
nedenlerle daha güçtür:
(a)Daha bulanık bir profile sahiptir.
(b)Yıllık çalışma süresi daha kısadır. Bu durum yatırımın geri dönüş süresini uzatır.
(c)Endüstriyel tesislerden daha küçük ölçekli olduklarından, daha az ekonomik öneme sahiptirler.
Endüstriyel tüketicilerin tersine, ortam sıcaklığı ticari
binaları önemli düzeyde etkiler. Ticari binalar için kullanım
ve aktivite sıklığı da önemli etmenlerdir. Tasarımın
uygun olarak yapılabilmesi için enerji gereksinimindeki
mevsimlik ve günlük değişimlerin dikkate alınması gerekir.
Hastanelerde uzun çalışma saatleri süresince yoğun bir
şekilde enerji tüketildiğinden, trijenerasyon sistemlerinden
etkin bir şekilde yararlanılabilir. Hastanelerde elektrik genel
olarak konutlardaki uygulamalar ve soğutma sistemleri
için kullanılır. Ortam ısıtma uygulamaları, tıbbi cihazların
sterilizasyonu, çamaşırhane ve mutfak işlemleri için ısı
enerjisi kullanılır. Hastanelerde gün boyunca belirli çalışma
programı olduğundan, yük profillerinin belirlenmesi diğer
ticari binalardan daha kararlı olup, kolay bir şekilde tahmin
edilebilir. Bu nedenle, trijenerasyon sistemleri için durum
çalışmalarında, ideal özelliklere sahip ticari tüketici olarak
hastaneler dikkate alınır.
3.2. Enerji Tarifleri
Enerji tarifleri, uygun trjenerasyon sistemi seçiminde çok
önemlidir. Trijenerasyon sistemi için yapılan yatırımın karlılığı
ve optimizasyonu, bu tür bir sistemin kurulmasından önce
ve sonrasındaki enerji fiyatlarına bağlıdır. Genel olarak; sabit,
hacimsel ve maksimum talep fiyatları olmak üzere, üç tür
fiyatlandırma söz konusudur. Sabit fiyat, bütün tüketicilere
uygulanan fiyat olup, değişmez ve sabittir. Hacimsel fiyatlar,
tüketilen elektrik miktarına bağlı olarak her ay değişir. Talep
fiyatları, ay süresince, maksimum düzeyin hangi sıklıkta
oluşmasından bağımsız olarak, maksimum güç talebine bağlı
olarak belirlenir. Maksimum talebin gerçek değeri, 15 dakikalık
sürede kWh olarak sayaçtan belirlenir. Maksimum talebin
fiyatı pahalıdır. Çünkü ulusal şebeke, talebi karşılayabilmek
için enerji kaynağının etkin olarak kullanılması konusunda
zorlanır. Bu durumda, kısa dönem işletme giderleri yükselir.
Son kullanıcılar için genel olarak iki seçenek vardır. Her iki
seçenek için maksimum gücün pahalı fakat enerjinin
ucuz olarak yüklendiği veya enerjinin pahalı ve talebin
ucuz olarak yüklendiği tariflerin seçilmesidir. Endüstriyel
tesislerde indirimli elektrik kullanılır. Şebekeye geri elektrik
satmak için, her türlü tüketici için aynı olan, sadece
hacimsel tarifler uygulanır. Bu tariflerin fiyatı ucuzdur.
Trijenerasyon sistemlerinde yakıt olarak yaygın olarak
doğal gaz kullanılır. Enerji kullanımı bakımından, enerjinin
sadece temiz değil, aynı zamanda ucuz olarak üretilmesi
de önemlidir. Enerji maliyeti, üretiminde kullanılan yakıt
çeşidine bağlı olarak değişir. Doğal gaz tarifleri sabit
değildir, yakıt fiyatları ve diğer jeopolitik etmenlere bağlı
olarak aylık olarak değişir. Bu durum yatırımın karlılığını
önemli düzeyde etkiler.
3.3. Sistem Tasarımı
Bir trijenerasyon tesisinin başlıca çalışma ilkesi,
yakıtın içerdiği enerjiyi doğrudan, elektrik üretimi
için bir jeneratörü çalıştırabilen mekanik şaft gücüne
dönüştürmektir. Atık ısı enerjisinden, ısıtma ve soğutma
gereksinimlerini karşılayabilmek için yararlanılabilir.
Trijenerasyon tesisinin tasarım özellikleri kullanılan
teknolojiye bağlı olarak değişir. Ticari binalar için uygun
olan orta-ölçekli uygulamalarda içten yanmalı motorlar
kullanılır. Bu motorların elektrik üretme verimi %35’gibi
yüksek bir düzeydedir. İçten yanmalı motor kullanılan bir
trijenerasyon tesisinde işlem akışı Şekil 2’de verilmiştir. Bu
tesisin çalışma ilkesi aşağıda anlatılmıştır.
İçten yanmalı motor, hava ve yakıt olarak doğal gaz ile
yüklenir. Yanma işlemi sonucunda, yakıtın kimyasal
enerjisi, elektrik üretimi için kullanılan jeneratörü çalıştıran
mekanik şaft gücüne dönüştürülür. İçten yanmalı motorlar,
Otto veya Dizel çevrimine bağlı olarak çalışırlar ve sıcaklık
derecesi farklı olan atık ısı açığa çıkar. Motoru soğutmak
için kullanılan akışkanın sıcaklığı 90-125°C düzeylerinde
olup, düşüktür. Diğer taraftan egzoz gazının sıcaklığı ise
200-400°C düzeylerindedir. İçten yanmalı motorun egzoz
gazları, ısıl işlemlerde doğrudan kullanılabileceği gibi,
aşırı ısınmış buhar üreten buhar jeneratöründe dolaylı
olarak kullanılabilir. Ticari binalarda, çok yüksek sıcaklıkta
ısı yüklerine gereksinim duyulmaz. Bu nedenle, egzoz
gazlarının doğrudan kullanılmasına gerek yoktur.
Ana makinanın ısı enerjisi çıktısı, talebi karşılamak için
yeterli olmadığı zaman, kazan ünitesinin çalışması
gereklidir. Trijenerasyon tesisinin tasarımından sonra,
soğutma enerjisi iki yöntemle üretilebilir. Atık ısıdan
absorpsiyonlu soğutucuda yararlanılır veya elektrikli ısı
pompasında elektrik kullanılır. Elektrikli soğutucuda,
soğutucu buharını düşük buharlaştırma basıncından
yüksek yoğuşturma basıncına artırabilmek için mekanik
kompresör kullanılır. Absorpsiyonlu soğutucularda bu
işlem, ısıl bir kompresör işlevindeki bir çözelti devresi
aracılığıyla gerçekleştirilir. Absorpsiyonlu soğutucu
devreleri, iki akışkanın belirli termodinamik özelliklerine
bağlı olarak çalışırlar. Bu akışkanlardan birisi soğutucu,
diğer ise soğurucudur. Bu amaçla yaygın olarak kullanılan
akışkan çiftleri şunlardır:
• Soğutucu-amonyak/soğurucu-su: Düşük (0°C’den daha düşük) buharlaşma sıcaklıkları gerektiğinde bu akışkan çifti kullanılır.
• Soğutucu-su/soğurucu-lityum biromid: Buharlaştırıcıda üretilen buhar, soğurucudaki sıvı soğurgan içerinde soğurulur. Soğutucuyu tutan soğurucu jeneratöre pompalanır. Soğutucu akışkan, yoğuşturucuda yoğuşan buhar (veya su) tarafından serbest bırakılan atık ısı ile tekrar buhar formuna gelir. Yenilenen soğurucu akışkan, soğutucu buhar toplamak üzere tekrar soğurucuya geri gönderilir.
Şekil 2. Bir trijenerasyon sisteminin akış diyagramı[2].
Genel olarak, absorpsiyonlu soğutucularda, trijenerasyon
tesisindeki ana makinanın egzozundan açığa çıkan ısı
enerjisi kullanılır. Bu durumda, aşırı elektrik talebi azalır
ve elektrikli soğutucunun çalışma süresinin azalması ile
elektrik tasarrufu sağlanır, ısıl yüke karşılık elektriksel yük
artar. Atık ısı açığa çıkmaması durumunda, absorpsiyonlu
soğutucuların verimleri (COP= 0.7-1.2) elektrikli olanlara
(COP=2.5-5) kıyasla düşük olduğundan, yakıt yakarak ısı
enerjisi üretmek hiçbir zaman ekonomik olmayacaktır.
Bu nedenle, atık ısı enerjisi açığa çıkması ve soğutma
gereksiniminin ısıtma gereksiniminden önemli düzeyde
daha fazla olması durumunda, elektrikli soğutuculara
69
kıyasla, soğurmalı soğutucular tercih edilmelidir.
Absorpsiyonlu soğutucuların kısmi yük verimi yüksek
ve çok az sayıda hareketli parçalarının olması nedeniyle
bakım giderleri düşüktür. Bununla birlikte, yatırım giderleri
kısmen yüksektir. Diğer taraftan, sıkıştırmalı soğutucular
kısmi yüklerde iyi çalışmazlar, bakım giderleri kısmen
yüksek, işletme giderleri ise yüksektir. Yatırım giderleri
düşüktür.
Sonuç olarak, ısı enerjisi gereksinimindeki değişimlerin
dengelenmesi için bazı önlemlerin alınması gerekir.
Ticari binalarda, borulama sisteminin tamamı sonlu ısı
kapasitesine sahip olarak dikkate alınabilir. Talepten fazla
üretildiği zamanlarda enerji depolanır ve talebin üretilen
miktardan fazla olduğu zamanlarda ise geri kazanılır.
Isı enerjisi, uygulamada tüketiciler tarafından kolay bir
şekilde depolanabilen bir enerjidir. Elektrik bölgesel olarak
depolanabilmekle birlikte, maliyeti yüksektir ve depolama
verimi düşüktür.
3.4. İşletme Yöntemi
Trijenerasyon tesisinin çalışmasına, elektrik, şebeken alındığı
fiyattan daha düşük fiyata üretildiği zamanlarda üretilerek
teorik olarak basit bir şekilde karar verilebilir. Uygulamada
işletme yöntemi, aşağıdaki etmenlere bağlı olan işlem
kontrol sisteminin bir parçasıdır:
• Enerji türlerine olan gereksinim,
• Sistemin nominal gücü,
• Sistem verimi,
• Kullanılan enerji dönüşüm cihazlarının dönüştürme faktörleri.
Uygulamada yaygın olarak kullanılan işletme yöntemleri
aşağıdaki gibi özetlenebilir[2]:
1) Isı gereksiniminin izlenmesi: Sistem öncelikle ısı yükünü
karşılar. Daha sonra, enerji gereksiniminin geri kalanını
karşılayabilmek için elektrik satar veya satın alır.
2) Elektrik gereksiniminin izlenmesi: Sistem öncelikle elektrik
yükünü karşılar. Daha sonra, enerji gereksiniminin geri
kalanını karşılayabilmek için, yardımcı bir kazan ünitesi
yardımıyla ısı üretir veya atık durumda ısı bırakır.
3) Sürekli çalışma: Sistem sadece, enerji gereksinimi dikkate
alınmadan, daha önce tanımlanan bir sürede çalışır. Bu
yöntem, teknolojilerinin kısmi yükte çalışmalarına olanak
sağlamayan belirli tip motorlar için uygulanır. Şebekeye
enerji satan enerji üreticileri tarafından tercih edilen çalışma
yöntemidir.
4) Aşırı tüketim durumunda takviye uygulaması: Sistem, aşırı
elektrik gereksinimi olduğunda, yükün belirlenen bir kısmını
karşılayabilmek için, sınırlı bir süre için çalışır. Sonuç olarak,
aşırı talep olduğunda şebekeden satın alınan güç miktarı
azalır.
5) Asıl yükte çalışma: Sistem, elektrik yükünün sadece sabit
bir miktarını karşılamak amacıyla tasarımlanır. Bu yaklaşım,
dinamik verimi zayıf olan geniş gruplar tarafından yaygın
olarak kabul görmektedir.
70
Son iki işletme yöntemi Şekil 3 ’te verilmiştir. Her iki yöntemin
de çalışma süresi birkaç dakikadan birkaç saate ulaşacak kadar
değişebilir. Bu durum, değişken hızlı ana tahrik makinası
kullanarak veya yakıt girişi ayarlanarak düzenlenebilir. Bu
dalgalanmaların, ana makinanın olanak tanınan çalışma
aralığında olması gerekir.
Şekil 3. Trijenerasyon sistemi çalışma yöntemleri[2].
Bununla birlikte, bir trijenerasyon sisteminde ısı ve elektrik
gereksinimini izleyen işletme yöntemleri aşağıdaki nedenlerle
yaygın olarak uygulanmaz.
• Isı gereksiniminin izlenmesi yönteminde, ana hareket makinası sürekli olarak gereksinim duyulan ısı enerjisini üretir. Bu durumda, absorpsiyonlu soğutma sistemini çalıştıracak herhangi bir atık ısı açığa çıkmayacaktır.
• Elektrik gereksiniminin izlenmesi yönteminde, ana hareket makinası sürekli olarak gereksinim duyulan elektriği üretir. Bununla birlikte, soğutma işlemi, ısı veya elektrik yüküyle karşılanabilecek ise, bu tanımlanmaz. Elektrikli soğutucunun da gereksinim duyduğu toplam elektrik yükü dikkate alındığında, absorpsiyonlu soğutucu yararsız olacaktır. Soğutmasız elektrik yükü dikkate alındığında, soğutma gereksiniminin tamamı absorpsiyonlu soğutucudan karşılanacaktır. Bu durumda, aşırı ısı üretimi gibi, istenilmeyen bazı durumlarla karşılaşılacaktır.
Bu sorun, soğutma cihazlarında tüketilen elektrik dikkate
alınmadan, ısı/güç oranı yüksek olan uygulamalar için çok
daha önemlidir. Bu sorunun önlenebilmesi için, elektrik
eşdeğeri yük izleme olarak adlandırılan farklı bir yük izleme
yöntemi dikkate alınır. Elektrik eş değeri yük, absorpsiyonlu
soğutucunun elektrik tüketimi dikkate alınmadan, elektrik
ve soğutma gereksinimlerini karşılamak için gerekli
olan elektrik miktarıdır. Bu çalışma yöntemindeki temel
varsayım, absorpsiyonlu soğutucu için sadece trijenerasyon
sisteminin ana makinasından atık ısı açığa çıkması
durumunda soğutma enerjisi üretileceğidir. Diğer bir deyişle,
absorpsiyonlu soğutucuyu çalıştırmak için, ek bir kazan
ünitesinden ısı üretimi yapılmayacaktır. Bu durumda, elektrik
eş değeri yük, sistemdeki ana hareket makinasının tipi ve
büyüklüğüne bağlıdır. Isı/güç oranı yüksek olan ana hareket
makinası, absorpsiyonlu soğutucu ile soğutma enerjisine
dönüştürülebilen atık ısı üretecektir.
Elektrik eş değeri yükün izlenmesine dayanan çalışma
yönteminde, ana hareket makinasının büyüklüğüne
bağlı olarak, gereksinim duyulan enerji miktarları, ana
hareket makinasının ısı/güç oranı, elektrik eş değeri
yük ve üretilen ısı enerjisi miktarları dikkate alınır. Yaz
aylarında, ana hareket makinası tarafından üretilen atık
ısı enerjisi soğutma işleminde kullanılacağından, eşdeğer
elektrik yükü ana hareket makinasının büyüklüğüne bağlı
olarak azalır. Kış mevsiminde çalışma yöntemi, elektrik
yükü izlenmesi yöntemine benzer şekilde, ana hareket
makinasından absorpsiyonlu soğutucuyu çalıştırmak için
atık ısı olmadığından, ısı enerjisi gereksinimi soğutma
gereksiniminden kısmen daha fazladır.
largely the establishment of a general design method for
the configuration, sizing and management of the plant. In
addition to this, the evaluation of the systems constitutes a
difficulty itself, because their performance may involve benefits
of very different nature. In this context, different evaluation
criteria based on primary energy saving or pollutant emissions
avoidance should be combined with profitability parameters.
Therefore, the development of tools and procedures to design
and evaluate consistently trigeneration plants has a great
relevance in order to promote the spread of these high efficient.
Keywords: Trigeneration, Selection, Design
Birlikte ısı ve gücün üretimi, atık ısıdan yararlanma ve
işletme giderlerini azaltma amacıyla son on yılda endüstri
tesislerinde yaygın olarak uygulanmaktadır. Bununla birlikte
bu tür uygulamaların, verimli ve dağınık güç üretiminin
özendirilmesine yönelik uygulamalar sonucunda konut veya
ticari iklimlendirme sistemleri gibi küçük ölçekli sistemlerde
kullanılması son birkaç yılda önem kazanmıştır. Bazı
ülkelerde, merkezi olmayan trijenerasyon sistemlerinden
üretilen elektriğin şebekeye ısı enerjisinin de kullanıcılara
satılmasını teşvik eden yatırımların özendirilmesine ilişkin
yasal düzenlemeler yapılmıştır. Elektrik satış fiyatının kısmen
yüksek olması, yatırımcıların ekonomik açıdan bu tür tesisleri
tasarımlamalarını özendirmektedir. Trijenerasyon sistemleri;
enerji üretim veriminin artırılması, dağınık güç üretiminin
özendirilmesi ve arz güvenliğinin sağlanması bakımından
önemlidir.
KAYNAKLAR
[1] Martínez-Lera S., Ballester J., 2010, A novel method for the design of CHCP (combined heat, cooling and power) systems for buildings, Energy 35: 2972–2984.
[2] Kavvadias K.C., Tosios A.P., Maroulis Z.B., 2010. Design of a combined heating, cooling and power system: Sizing, operation strategy selection and parametric analysis, Energy Conversion and Management
51: 833–845.
SUMMARY
Trigeneration systems have even bigger potential for
economic and energy savings due to their further utilization
of primary fuel. The design of such trigeneration systems is a
very complex issue, because many different aspects interact
and condition their profitability: irregular and decoupled
energy demands, plant configuration, equipment sizing,
operation management, energy prices, legal context. All
these parameters should be taken into account together
while designing a trigeneration system, which complicates
71
Exergy and Environment
İkbal SARIKAYA
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Selçuk BILGEN
Lokman Murat AYYILDIZ
ABSTRACT
Efficient energy use which requires exergy analysis is a key
solution to the environmental problems. Exergy provides the
basis for an effective measure of the potential of an energy
form to impact the environment A primary aim to minimize
the environmental impact is to increase the efficiency
and decrease the related overall environmental impact,
especially global warming, ozone depletion, and acid rain.
Increasing energy efficiency reduces environmental impact
by decreasing energy losses This paper has been written
with a view to draw attention and to examine the range of
views for integration of exergy for environment.
1. INTRODUCTION
Environmental problems, issues and concerns span
a continuously growing range of pollutants, hazards
and ecosystem degradation factors that impress
areas ranging from local through regional to global.
Many environmental issues are caused by related to
the production, transformation and use of energy. For
instance, water pollution plays a significant role in energy
in area of environmental concern[1]. The determination
of completely of the state of the reference environment
is extremely important for exergy analysis. For that,
commonly the temperature, pressure and chemical
composition of the reference environment are specified.
The results of exergy analyses are relative to the specified
reference environment. Every substance not in equilibrium
with its environment has some quantity of exergy[2].
The states of the system and the environment determine
the magnitude of the exergy of a system. This is zero only
for the system in equilibrium with its environment. The
increase of energy efficiency by reduction of energy losses
can reduce environmental impact. This increase exergy
efficiency and reduce exergy losses. An understanding
of the relations between exergy and the environment
72
forces impressing changes in the environment, and help
researchers to deal better with environmental damage[3].
From an exergy viewpoint, such activities lead to increased
exergy efficiency and reduced exergy losses. Thus, a thorough
understanding of the relations between exergy and the
environment may reveal underlying fundamental patterns
and forces impressing changes in the environment, and help
researchers deal better with environmental damage. The
second law of thermodynamics is instrumental in providing
insights into environmental impact. The most appropriate link
between the second law and environmental impact has been
suggested to be exergy because exergy is a measure of the
departure between the system and the environment states[4].
2. ENVIRONMENTAL PROBLEMS
Environmental problems have been a concern for many
years. The science of environmental problems is complex.
There are many stakeholders involved in both the causes
and solutions to environmental problems. Solution of
global environmental problems will require changes in our
consumption and pollution of natural resources. Research
of global environmental problems involves a mixture of
detailed investigations into specific problems as well as
putting together the results from investigations to try to
understand larger systems[5].
Many researchers work hard to solve environmental
problems. Meanwhile, the most of them solve very
few environmental problems. They approach problems
wrongly. Thus, their efforts make situation worse
rather than better. Environmental problems will not be
solved unless people lead the problem-solving crusade.
Environmental problems are solved by groups rather
than by individuals. Many people rely on common sense,
practicality, structured rules, formulas, protocols and
creative thinking to solve these problems[6].
The growth of range of pollutants, hazards and eco-system
degradation factors triggers environmental problems.
Many environmental issues are related to the production,
transformation and use of energy. The risk and reality of
environmental problems have become more apparent
recently. The growing of environmental problems is a
combination of several factors. The increase of world
population, consumption, industrial activity, etc has been
grown the environmental impact of human activities
dramatically[2].
There is a critical need for a more effective multi-scalar
governance framework. Table 1 gives summary of fuel used
for heating and fuel characteristics, and corresponding
emissions if the fuel is used. Using electricity clearly causes
the greatest environmental problems and emissions. Each
kilowatt of electricity generated the power plants emit
about 1kg of CO2 and 7 kg SO2[1].
of exergy analysis in solving environmental problems is
substantial. The three most important environmental
problems are the global warming, the ozone depletion
and the acid rain.
2.1. Global Warming
Solar radiation heats the earth. Accumulation of carbon
dioxide and other trace gases affect this process. One of
the most important global problems is the greenhouse
problem. The amount of trace gases in the atmosphere
change to the mean global surface temperature. It is
estimated that mean global temperature would be 33 oC
cooler without greenhouse gases[8].
Table 1. Summary of Fuel Used for Heating and Fuel
Characteristics, and Corresponding Emissions If The Fuel is Used
There is a need to avoid producing carbon dioxide (CO2)
because of global warming. Gases like CO2 travel up into
the upper atmosphere (the troposphere). They act as a
screen to sunlight in there. They allow the sun’s rays in
but stop the heat radiation from re-emerging, much as
happens with the glass in greenhouse. Consequently,
greenhouse heats up the whole world.
New technological advances will make up for the
dramatic increases in vehicle miles driven. The increase
in auto and truck travel is the key force behind the
energy consumption, air quality impact, and climate
changes. We are starting to give back air quality gains
because sprawling development patterns demand more
driving. Table 2 compares the land and air impacts of
development at densities[7].
One of the main effects of climate change is the increase
of temperature. The Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC) reports a linear warming trend over the
last 50 years at an average rate of 0.13 °C per decade, and
foresees a further warming of about 0.1–0.2 °C per decade,
even if greenhouse gases and aerosol emissions will be kept
constant[9]. There is a cause-effect relationship between
the observed emissions of greenhouse gases and global
warming. If atmospheric concentrations of greenhouse
gases continue to increase, the earth’s temperature may
increase in the next century by another 2 oC and perhaps
by up to 4 oC. This situation causes rise by between 30 and
60 cm in the sea level before the end of the 21st century.
The impact of such a phenomenon could jeopardize the
survival of entire populations[10].
Table 2. Projected Environmental Impact of 400 000 New
Housing Units
The quantification of the environmental problems can
be better driven by the use of the exergy concept. Exergy
is a tool to representative of the system under study and
awareness of potential environmental problems. The use
Currently, the main focus of interest is on assessing and
reducing the amount of green house gas emissions of
operations to decelerate further global warming. Priority
is given to a detailed investigation of production processes
because they usually offer a huge potential for energy and
emission reduction and are, thus, enforced by environmental
regulations of national and international organizations[11].
One of the effects of global warming is its influence on
physical, chemical and biological properties of aquatic
ecosystems, with predominantly adverse impacts on the
water quality, as well as animal and plant communities’
composition. Studies on the impact of global warming
on toxicity of environmental compounds describe the
increase of temperature as possible cause of chemical
and physical alterations in the behavior of polluters, with
influence in their distribution and toxicity[9].
73
Global warming poses three distinct challenges for policy.
One, the second and the third are cutting emissions,
technological innovation and bracing for change,
respectively. The main human cause of warming is carbon
dioxide (CO2). Compared with CO2, other gases are small
players[12].
The exergy analysis is very important to improve the
performance of systems. Improvements in the energy
systems based on exergy analysis result in greenhouse
gas emissions leading to reduced global warming. The
improvement of energy system components with different
ideas can be solved by exergy approach. Exergy analysis is
a suitable approach for individual process improvement
and to make it environmental friendly. Exergy analysis
helps in decision making by giving optimum solutions
about global warming.
2.2. Ozone Depletion
A simple reaction between ozone molecules and the
chlorine found in a certain class of chemicals, the most
important of which are chlorofluorocarbons (CFCs)
causes ozone depletion. In essence, chlorine breaks ozone
molecules and starts a chain reaction that can last for years.
This chemical reaction is of interest because stratospheric
ozone absorbs the ultraviolet (UV) part of solar radiation.
UV radiation causes skin cancer and can severely damage
plant life. Thus, a thin layer of ozone molecules protects
humanity from skin cancer and agricultural catastrophe
layer under siege from synthetic chemicals[13].
Chlorofluorocarbons (CFCs) and halons are potent ozone
depleting substances (ODSs) and synthetic greenhouse
gases (GHGs). All ozone depleting substances contain
either chlorine or bromine. Substances containing
only fluorine do not harm the ozone layer but may
still be a GHG. The interim replacements for CFCs are
hydrochlorofluorocarbons (HCFCs), which deplete
stratospheric ozone, but to a lesser extent than
concentrated CFCs. Ultimately, hydrofluorocarbons (HFCs)
will replace HCFCs[14].
Stratospheric ozone depletion is well known that the ozone
present in the stratosphere, roughly between altitudes of
12 and 25 km, plays a natural, equilibrium-maintaining
role for the earth, through absorption of ultraviolet
(UV) radiation and absorption of infrared radiation [15].
A global environmental problem is the distortion and
regional depletion of the stratospheric ozone layer which
has been shown to be caused by the emissions of CFCs,
halons and NOx. Ozone depletion in the stratosphere can
lead to increased levels of damaging ultraviolet radiation
reaching the ground, causing increased rates of skin
cancer, eye damage and other harm to many biological
species. Energy- and non-energy-related activities are
74
only partially responsible for the emissions which lead to
stratospheric ozone depletion[2].
There is the relationship between ozone depletion and
global warming. Until recently, it was thought that,
as greenhouse gases, CFCs would contribute to global
warming. Table 3 gives relative ozone depletion potential
(RODP), global warming potential (GWP), and atmospheric
lifetimes[16].
Table 3. Relative Ozone Depletion Potential (RODP), Global
Warming Potential (GWP), and Atmospheric Lifetimes
Environmental concerns such as ozone depletion
represents factor related to efficiency limit. Interest
developed in the link between energy utilization and
ozone depletion. The impact of energy-resource utilization
on the ozone depletion is best addressed by considering
exergy. Although many studies exist concerning the close
relationship between energy and ozone depletion, there
have been limited works on the link between exergy and
ozone depletion.
2.3. Acid Rain
Acid rain is a serious environmental problem. It impresses
large of the world. Sulfur dioxide (SO2) and nitrogen
oxides (NOx) are the primary causes of acid rain. Acid rain
occurs when these gases react in the atmosphere with
water, oxygen, and other chemical to form various acidic
compounds. Sunlight increases the rate of most of these
reactions. The result is a mild solution of sulfuric acid
and nitric acid. Acid rain causes acidification of lakes and
streams, contributes to damage of trees at high elevations
and many sensitive forest soils and accelerates the decay
of building materials and paints, including irreplaceable
buildings, statues, and sculptures that are part of our
nation’s cultural heritage. Prior to falling to the earth, SO2
and NOx gases and their particulate matter derivatives,
sulfates and nitrates, contribute to visibility degradation
and harm public health[17].
Acid rain is one of the foremost examples of regional air
pollution. It has received worldwide attention because
acidification damages are often the result of atmospheric
transport of sulfur and nitrogen emissions across state
and/or national boundaries. Europe, eastern North
America, and Southeast Asia, especially central and
southern China are most affected by acidic deposition[18].
The main reason of acid rain is the dissolution of SO2 and
NOx in the atmosphere. These pollutants mainly originate
from human activity such as the combustion of fossil
fuels within thermal power plants and automobiles[19].
The disposing these gases in many countries is difficult
and requires high cost. So, they are generally emitted into
the atmosphere with no effective treatments[20].
Acid rain is a global environmental issue and exerts
deleterious effects on the phenotype and physiological
characteristics of various plants[21]. These effects induce
changes in the plant population structure and the plant
community functions. Acid rain can also cause the
acidification of surface waters and soils, inhibiting plant
growth[22]. The deleterious effect mechanisms of acid
rain on plants have been explained from proton effect, ion
effect, photosynthesis effect, free radical effect, etc.[23].
Acid rain is very harmful to plant species as it damages
leaves, limits nutrients available from soil, etc.
Consequently, weak or damaged plant species easily
attract diseases and finally may become dead. SO2 is
relatively short-lived in the atmosphere and converts to
SO3. It is more reactive than SO2 and combines rapidly
with any available moisture to form sulfuric acid mist.
Similar phenomenon occurs with the NO2, forming nitric
acid as well.
Some energy-related activities are major sources of acid
rain. For instance, electric power generation, residential
heating and industrial energy use account for 70% of SO2
emissions, with coal use alone accounting for about 70%
of SO2 emissions. Another source of acid precipitation is
sour gas treatment. It produces H2S that reacts to form
SO2 when exposed to air. Road transport is an important
source of NOx emissions, accounting for 48% of the total
in OECD countries. The reason of most of the remaining
NOx emissions is fossil fuel combustion in stationary
sources. Countries in which the energy-related activities
occur widely are likely to be significant contributors to
acid precipitation[10].
solutions are insufficient unless society is willing to
use them. Through a combination of scientific analysis,
technological advances, and the continuing development
of social institutions, humanity must lessen its detrimental
impact on the environment if we are to avoid living on an
impoverished planet in a very bleak postindustrial age[24].
Recently, a large number of potential solutions to
environmental problems associated with the harmful
pollutant emissions have been worked out. These include
hydrogen energy, renewable energy technologies, energy
conservation, cogeneration, district heating, energy
storage technologies, alternative energy dimensions
for transport, energy source switching from fossil fuels
to environmentally benign energy forms, coal cleaning
technologies, process change, acceleration of forestation,
carbon or fuel taxes, materials substitution, promoting
public transport, changing life styles and increasing public
awareness[2].
A combined fuel cell, wind turbine and photovoltaic panel
energy system would be an effective way to generate
renewable energy as they have minimal environmental
impact with no hazardous emission and have no or very low
noise. The proton exchange membrane fuel cell (PEMFC)
uses hydrogen. For the required conditions, PEM fuel cell
seems to be the best solution. Since emission of the PEM
fuel cell is water, the energy produced through fuel cell is
environmentally clean. A combined hybrid system shows
to be a promising way to generate renewable energy with
relatively decent exergy efficiencies[25].
Figure 1 shows how metadisciplinary approach will
require researcher to consider sustainability in the context
of environmental, societal, and economic/industrial if the
world is to achieve a sustainable future[26].
The acid gases that cause acid rain are materials which
initially in a state of disequilibrium with the environment.
They are unconstrained emissions of exergy. Therefore,
they differ from the initial fuel material. Many resources
in nature contain constrained exergy. Unconstrained
emissions of exergy may cause environmental damage. If
unconstrained exergy is constrained, pollutant can remove
and cannot damage the environment and the constrained
emission may become a source of exergy.
3. SOLUTION TO ENVIRONMENTAL PROBLEMS
Sustainable and realistic solutions must be implemented
and that the root causes of the environmental problems
we now face must be addressed. Such problems cannot
be solved using science and technology alone. The human
aspect must also be taken into account. Technological
Figure 1. Sustainability triangle showing the three facets of the
metadisciplinary approach for solving environmental problems.
In order to meet the growing energy demand, natural
resources are being depleted faster than they can be
75
replenished. Destruction of natural resources can be
associated not only to global increase in energy demand
but also to our heavy reliance on non-renewable sources of
energy. To ensure the stability of global climate and natural
resources, it is required to move toward renewable energy
sources that have minimal environmental side effects[27].
Crucial to discussions on averting global climate change
are thorough evaluations of the costs of reducing CO2
emissions. The discussion of costs and benefits has to
take into account the need for policies promoting rapid
economic growth in developing countries. Achieving such
a balance between economic development and emissions
abatement requires the adoption of domestic policies
aimed at improving the efficiency of energy use and the
implementation of international policies enabling easier
access to advanced technologies and external resources.
Many developed and developing countries through
several national and international institutes and agencies
have started taking actions to reduce (or eliminate) the
pollutant emissions and to attain a sustainable supply
of energy sources. In the December 1997 International
Kyoto Conference on climate change, a list of 15 concrete
proposals came out for curbing global greenhouse gas
emissions. The list includes improving the fuel efficiency
of automobiles, introducing solar power facilities and
planting forests in densely populated areas[10].
If people want to solve the acid rain problem, they must
to understand how acid rain causes damage to the
environment. They also need to understand what changes
could be made to the air pollution sources that cause the
problem. The answer to these questions help leaders make
better decisions about how to control air pollution and
therefore how to reduce acid rain. There are many solutions
to the acid rain problem. Leaders have a choice of which
options or combinations of options are best. Some of these
options are clean up smokestacks and exhaust pipes, use
alternative energy sources, restore a damaged environment,
look to the future, and take action as individuals[17].
Exergy analysis is one of the potential solutions for current
environmental problems and used in various fields. It is a
useful solution methodology for environmental problems.
The potential usefulness of exergy in solving environmental
problems is crucial. Exergy analysis of environmental solutions
is a generic problem with the boundaries. The relations
between exergy and environmental problems allow the
problems to be addressed and ensure solutions for economy.
4. CONCLUSION
This study discussed exergy concept and demonstrated
its use extensively to describe a variety of systems in
particular for built environmental conditioning. It is more
76
easy to perform and integrate the environment by using
exergy. Exergy is a much more suitable approach than
energy because the difference between energy qualities is
taken into account if the exergy is calculated for a system.
Exergy analysis aims at quantitatively evaluating the
exergy destructions and losses within a system. Exergy
and the introduction of renewable energy technologies
can significantly help solve environmental issues.
Exergy methods can offer unique insights into possible
improvements with special emphasis on environment. The
efficiency and environmental impact of energy systems
are required for engineer or scientist working in the area
of energy systems and environment. Energy policies
must be developed in global environmental concerns.
Policy makers need to appreciate the exergy concept and
its ties to these concerns. The need to understand the
linkages between exergy and environment has become
increasingly significant.
REFERENCES
[1] Dincer I. and Rosen M.A., “Exergy: Energy, Environment and Sustainable Development”, Elsevier, London, UK, 2007.
[2] Dincer I., “Technical, Environmental and Exergetic Aspects of Hydrogen Energy Systems”, Int J Hydrogen Energ, Vol.27, pp.265-285, 2002.
[3] Dincer I., “The Role of Exergy in Energy Policy Making”, Energy Policy, Vol.30, pp.137-149, 2002.
[4] Paksoy H.Ö. (Ed.), “Thermal Energy Storage for Sustainable Energy Consumption: Fundamentals, Case Studies and Design”, Springer, Dordrecht, NLD, 2007.
[5] Harris H. (Ed.), “Global Environmental Issues”, John Wiley&Sons, Chichester, UK, 2004.
[6] Jeffrey W.H., “Environmental Problem Solving: A How-
to Guide”, University Press of New England, Lebanon, NH, 2007.
[7] Squires G.D., “Urban Sprawl: Causes, Consequences &
Policy Responses”, The Urban Institute Press, Washington, D.C., USA, 2002.
[8] Dornbusch R. and Poterba J.M. (Eds.), “Global Warming: Economic Policy Responses”, Routledge, Cambridge, UK, 1991.
[9] Manciocco A., Calamandrei G. and Allevac E., “Global Warming and Environmental Contaminants in Aquatic Organisms: The Need of the Etho-Toxicology Approach”, Chemosphere, Vol.100, pp.1-7, 2014.
[10] Dincer I., “Environmental Impacts of Energy”, Energy Policy, Vol.27, pp.845-854, 1999.
[11] Treitl S., Nolz P.C. and Jammernegg W., “Incorporating Environmental Aspects in an Inventory Routing Problem. A Case Study from the Petrochemical Industry”, Flex Serv Manuf J, Vol.26, pp.143-169, 2014.
[12] Victor D.G., “Global Warming Gridlock: Creating More Effective Strategies for Protecting the Planet”, Cambridge University Press, Cambridge, UK, 2011.
[13] Hoffmann M.J., “Ozone Depletion and Climate Change: Constructing a Global Responce”, State University of New York Press, New York, USA, 2005.
[14] Karstensen K.H., Parlikar U.V., Ahuja D., Sharma S., Chakraborty M.A., Maurya H.P., Mallik M., Gupta P.K., Kamyotra J.S., Bala S.S. and Kapadia B.V., “Destruction of Concentrated Chlorofluorocarbons in India
Demonstrates an Effective Option to Simultaneously Curb Climate Change and Ozone Depletion”, Environ. Sci. Policy, Vol.38, pp.237-244, 2014.
[15] Dincer I., “Renewable Energy and Sustainable Development: A Crucial Review”, Renew and Sustainable Energy Rev, Vol.4, pp.157-175, 2000.
[16] Parker L. and Morrissey W.A., “Stratospheric Ozone Depletion”, Nova Science Publishers, New York, USA, 2003.
[17] Lane C.N. (Ed.), “Acid Rain: Overview and Abstracts”, Nova Science Publishers, New York, USA, 2003.
[18] Menz F.C. and Seip H.M., “Acid Rain in Europe and the United States: An Update”, Environ. Sci. Policy, Vol.7, pp.253-265, 2004.
[19] Zhang J.E., Ouyang Y. and Ling D.J., “Impacts of Simulated Acid Rain on Cation Leaching from the Latosol in South China”, Chemosphere, Vol. 67, pp.2131-2137, 2007.
[20] Chen S., Shen X., Hu Z., Chen H., Shi Y. and Yan L., “Effects of Simulated Acid Rain on Soil CO2 Emission in a Secondary Forest in Subtropical China”, Geoderma, Vol.189-190, pp.65-71, 2012.
[21] Wang X., Liu Z., Niu L. and Fu B., “Long-Term Effects of Simulated Acid Rain Stress on a Staple Forest Plant, Pinus Massoniana Lamb: A Proteomic Analysis”, Treesstruct. Funct., Vol.27, pp.297-309, 2013.
[22] Larssen T., Lydersen E., Tang D., He Y., Gao J., Liu H., Duan L., Seip H.M., Vogt R.D. and Mulder J., “Acid Rain in China”, Environ. Sci. Technol, Vol.40, pp.418-425, 2006.
[23] Sun Z., Wanga L., Zhou Q. and Huang X., “Effects and Mechanisms of the Combined Pollution of Lanthanum and Acid Rain on the Root Phenotype of Soybean Seedlings”, Chemosphere, Vol.93, pp.344-352, 2013.
[24] McKinney M.L., Schoch R.M. and Yonavjak L.,
“Environmental Science: Systems and Solutions”, Jones&Bartlett Learning, Burlington, USA, 2013.
[25] Calderón M., Calderón A.J., Ramiro A., González J.F. and González I., “Evaluation of a Hybrid Photovoltaic–
Wind System with Hydrogen Storage Performance Using Exergy Analysis”, International Journal of Hydrogen Energy, Vol.36, pp.5751-5762, 2011.
[26] Nemerow N.L. and Agardy F.J., “Environmental Solutions”, Elsevier, Burlington, USA, 2005.
[27] Zafar S. and Dincer I., “Energy, Exergy and Exergoeconomic Analyses of a Combined Renewable Energy System for Residential Applications”, Energ Buildings, Vol.71, pp.68-79, 2014.
77
Exergy and Sustainable Development
İkbal SARIKAYA
Selçuk BILGEN
Ali BAHADIR
Şıran Mustafa Beyaz Vocational High School
Gümüşhane University
Kamil KAYGUSUZ
ABSTRACT
The potential of exergy analysis for sustainable development
implications are reviewed in this study. There is perfect
relationship between exergy and sustainable development.
Exergy is a key tool for sustainable development. Therefore,
it is performed to determine the effect of some parameters
on performance of the system. Exergy is a central concept
in sustainable development and exergy methods can be
used to enhance sustainability. Sustainable development
includes economic viability. The methods relating exergy
and economics also reinforce the link between exergy and
sustainable development. The use of exergy analysis is one
important element in obtaining sustainable development.
1. INTRODUCTION
Exergy methods can be used to improve sustainability. One
important element in obtaining sustainable development
is the use of exergy analysis. Environmental effects
associated with emissions and resource depletion can
be expressed in terms of one exergy-based indicator[1].
Exergy is a powerful and effective tool for helping to
achieve sustainable development. Because of the relation
between exergy and both energy and environment, it
is clear that exergy is central concept in sustainable
development. Exergy methods can be used to enhance
sustainability. Exergy losses should be minimized in
order to obtain sustainable development. Sustainable
development also includes economic viability. Thus, the
methods relating exergy and economics also reinforce the
link between exergy and sustainable development.
Exergy presents the impact of energy resource utilization
on the environment in the best way. The exergy of a
78
quantity of energy or a substance is a measure of its
usefulness, quality or potential to cause change. Exergy
appears to be an effective measure of the potential of
a substance to impact the environment. Exergy has
interdisciplinary character as the confluence of energy,
environment and sustainable development[2].
The intensive use of natural resources for anthropogenic
activities is progressively depleting the reservoirs
accumulated over the millennia. The large quantities
of waste materials and effluents released to the
atmosphere, the oceans, or to the land surface are altering
the delicately balanced natural cycles that make the life
possible on Earth. Therefore, minimization of resource use
constitutes the primary objective of policies pursued for
sustainable development. For this purpose exergy is the
most suitable indicator for both resource accounting and
waste accounting[3].
2. SUSTAINABILITY NEEDS
The sustainability of the system should be assessed
for decision-making to guide future investment of a
renewable energy source based system. There is no
common agent available to evaluate all the aspects
of sustainability. For instance, cost is only used to
reflect the aspect of economic sustainability, but it is
in capable of evaluating the system quality of other
sustainability criteria like environmental and social
considerations[4].
The need for sustainable energy is increasing rapidly in
the world. In fact, widespread use of sustainable energy
technologies such as hydrogen and fuel cell technologies
is important for achieving sustainability in the energy
sectors in both developing and industrialized countries.
These technologies are a key component of sustainable
development. They have numerous advantages, such
as energy efficient and compatible with renewable
energy sources and carriers for future energy security,
economic growth and sustainable development[5].
Determining whether a process is sustainable is by no
means a simple feat. It is more a kin to a multi-variable
optimization that is very familiar to systems engineers.
For an objective assessment of the sustainability of a
process, there is the need to utilize the tools that system
engineers have developed during recent years and apply
them with a life cycle approach. In a more general sense,
sustainable bioprocesses in particular, and processes
in general are/will be the processes that minimize
environmental impacts, are economically viable, and are
socially responsible[6].
The term sustainability needs to discard its negative
perception, particularly in terms of being expensive
to both industry and consumers, and emphasise how
sustainable practices have evolved into a cost and
environmentally friendly strategy that helps provide
value to consumer’s lives. The branding of sustainable
products and services is not enough in today’s
marketplace because of the negative perception toward
cost to quality ratio[7].
3. DIMENSIONS OF SUSTAINABILITY
In encompassing all aspects of our world, sustainability
has been framed by considering multiple dimensions
called the triple bottom line. The multiple dimensions
of sustainability are echoed in the field of business
strategy which expounds the sustainability concept
at the business level. Accordingly, a holistic corporate
responsibility model has been proposed, recently. This
model integrates multiple values of sustainability.
A mathematical model for a composite sustainable
development index is proposed and made comparable
in an economics case of Krajnc and Glavic[8].
Sustainable development, conceptually founded on
the three dimensions economical, ecological and
social sustainability is the main paradigm for the
future improvement of humankind in the 21st century.
Sustainability considers the three dimensions Economy,
Ecology and Society. The Integrated Sustainability
Triangle is all a graphical representation of actions
and achievements, based on the three dimensions
of sustainability: economy, ecology and society. The
segments of the Integrated Sustainability Triangle are
shown in Figure 1[9].
Figure 1. Subdividing the fields of economical, ecological and
social relevancies in the Integrated Sustainability Triangle.
Sustainability cannot be achieved unless understanding of
the economic dimension goes beyond the current thinking
that economic growth is the only important measure
of economic well-being. The economic dimension of
sustainability also involves the need to create for posterity
an ecologically balanced and socially just economic
system that provides humans with the goods, services,
and economic justice for a high quality of life[10].
The most successful attempts to measure sustainable
development have been made in regarding to environmental
sustainability. One of the most known indicators of the state
of the environment is the ecological dimension measuring
the area of bio-productive land and sea available, and how
much of this area is appropriated for human use[11].
Socially, sustainability refers to the need to effectively
deal with a plethora of social issues facing communities
and nations worldwide. Included among these issues
are population growth, the economic gulf between the
developed and developing worlds, human rights, gender
equity, the digital divide, and community viability. A social
issue related to the rapid expansion and globalization of
economic activity is the viability of communities[10].
Studying their efficiency provides insights for further
developing of new investments. The topic of investments’
efficiency is very complex. These effects generate three
distinctive concepts: Economic efficiency of investments;
Ecological (or environmental) efficiency of investments
and Social efficiency of investments[12].
4. EXERGY AND SUSTAINABILITY
Reduction of environmental impact, increasing efficiencies
of resources utilization, energy sustainability, pollutant
emissions reduction, land use and urban planning for
79
sustainability are best addressed by using the exergy. Exergy
is strictly connected to environmental impact, because
pollution potential is proportional to the extent of energy
conversion and utilization processes. The irreversibility of the
real processes implies exergy destruction and waste flow
to the environment. Exergy is an extensive quantity and all
materials have a calculable exergy-content with respect to
the defined external environment. This exergy content is
connected to environmental damage, closely[13].
It is important to mention that in practice a thorough
understanding of exergy and the insights it can provide
into the effciency, environmental impact and sustainability
of energy systems, are required for the engineer or
scientist working in the area of energy systems and the
environment[14]. During the past decade, the need to
understand the linkages between exergy and sustainability
has become increasingly significant.
Exergy analysis is consequently linked to sustainability
because of increasing of the sustainability of energy use.
It must be concerned with not only loss of energy but also
loss of energy quality (or exergy). Sustainable development
requires both sustainable energy resources be used and
the resources be used as efficiently as possible. Many feel
that exergy methods can help improve sustainability[15].
Exergy analysis is of major importance in the assessment of
sustainability because exergy-based efficiency of systems
and processes represents a true measure of imperfections.
Exergy analysis also indicates the possible ways to improve
energy systems and to design better ones. Destruction of
exergy must be reduced as much as possible. Assessment
of exergy destruction offers the opportunity to quantify the
environmental impact and the sustainability of any energy
system[16].
Major aspect of sustainability are efficient resource
intake and reduction of emissions. Exergy is a useful tool
for sustainability. Exergetic content of emissions hardly
reflects the environmental impact. This is important in
the assessment of sustainability.
5. EXERGETIC ASPECTS OF SUSTAINABLE PROCESSES
The European Union (EU) from the beginning of 2007
has focused its emphasis on developing a new policy
that puts energy back at the heart of EU action. European
energy strategy and policy are strongly driven by the twin
objectives of sustainability (including environmental
aspects) and security of supply. Implementation of new
energy technologies are of big importance for satisfying
these objectives, such as renewable energy systems at the
supply side and improved energy end-use efficiency (EEE)
at the demand side[18].
The exergy is a very helpful tool to build a sustainable
environment. The strategies developed for a better
building design can help in pinpointing specific actions
to reach this goal. In recent years, exergy analysis
method has been widely used in the design, simulation
and operation of energy related systems. In addition,
exergy has gained a big importance in establishing
energy policies. The exergy analysis is the modern
thermodynamic method used as an advanced tool for
engineering process evaluation. Whereas the energy
analysis is based on the first law of thermodynamics,
the exergy analysis is based on both the first and second
laws of thermodynamics. Both analyses utilize also
the material balance for the considered system. Unlike
energy, exergy is conserved only during ideal processes
because of irreversibilities in real processes[19].
The ratio of the thermo-ecological cost to the exergy
characterizes the fraction of the non-renewable exergy in
the fabrication process of the considered useful product.
Usually its value is greater than 1. It can be obtain values
smaller than 1 for some products fabricated with a large
participation of the renewable exergy. Its value smaller than
1 is desirable as a condition of sustainable development. The
name sustainability index has been proposed for the thermoecological cost to exergy ratio. Some exemplary values of the
sustainability index have been presented in Table 1[17].
Exergy analysis is an efficient technique for revealing
whether or not and by how much it is possible to
design more efficient thermal systems by reducing
the inefficiencies. Recently, significant attention has
been directed toward the use of exergy analysis in the
assessment of thermal and other industrial processes and
their environmental impacts since exergy analysis is an
effective tool, both for achieving efficient energy utilization
with reduced environmental and sustainability impact,
and for providing optimum designs and operation[20].
Table 1. Sustainability Index of Some Industrial and Agricultural
Products
Embodied energy is related to the natural gas combustion
energy, GHG (greenhouse gas) and AP (air pollution)
emissions per MJ of produced electricity, hydrogen and
gasoline from previous studies for various production
technologies are presented in Table 2. The GHG and
AP emissions from producing a unit of electricity from
natural gas are calculated assuming that electricity
production from natural gas with an average efficiency
of 40%[21].
80
Table 2. GHG and AP Emissions (in g/MJ) of Electricity or LGV of
Hydrogen And Gasoline For Various Production Technologies
6. RENEWABLES FOR SUSTAINABLE DEVELOPMENT
Wood, coal, natural gas and petroleum are conventional
non-renewable energy sources which have been benefited
for ages. These sources are exhausted with utilization in
conjunction with the increase in population and living
standards. The greenhouse gases are occurred in the
atmosphere because of the using up conventional energy
source. For this reason, these conventional energy sources
are not sustainable positive so that alternative renewable
energy sources should be searched[22].
Climate change reduction processes such as put account of
renewable energy resources in power generation involving
change in fuel mix, energy efficient appliances, request for
side management strategies, and smart appliances can
be implemented to decrease emissions from electricity
infrastructure[23]. Mitigation strategies are needed to
be enhanced for promoting such a transition in favorable
instituted power sector. Assessment and quantification
of the emission mitigation ability for an electricity
system with diversifying penetration of renewable
power generation are needed to procure the national and
international emission targets [24].
The effect of conventional fossil fuels on the environment
has caused an investigation for a confident and productive
energy source created less pollution while still permitting
for continued economic growth. Renewable energy
comes from natural sustainable resources and emits
a low amount of pollution. Energy variation reduces
rely on imported fuels; eventually, renewable energy
development has become an important focus in countries
around the world[26].
Conventionally, electricity planning is attributed on
least-cost principles, in which systems perform in
environments of relative cost certainty, relatively slow
technological progress, high availability of homogeneous
electricity generating technologies and steady energy
prices. Meanwhile, fossil fuel prices have been fluctuating
significantly in the last decades. Using a traditional
planning model would result in an option for fossil fuel
techniques, so overlooking the advantage of renewable
energy, including the elimination of price volatility
associated with fossil fuels. This approach would not be
preferable for countries that highly depend on imported
energy. As of late, rapid technological progress has
substantially decreased the price of renewable energy;
consequently, the variance prices and rangeability of
this kind of energy lead to increased uncertainty when
incorporated into power systems. It is therefore essential to
integrate the features of renewable energy into traditional
analytical frameworks of electricity planning[27].
Renewable energy continued its strong growth in 2010 as
well. In 2009, renewable energy supplied an estimated 16%
of global final energy consumption including traditional
biomass, hydropower, wind, solar, geothermal, modern
biomass, and biofuels. Traditional biomass used primarily
for cooking and heating in rural areas of developing
countries, accounted for approximately 10% of the total
renewable energy share. In several countries, however,
the growth in these renewable technologies far exceeds
the global average. Table 3 shows the global renewable
energy capacities in 2010[28].
Table 3. Global Renewable Energy Capacities in 2010
There are twin challenges for the future development
of the energy sector: the first is to make more energy
available at cost-efficient prices to meet the growing power
request; the second is to prosecute energy efficiency and
to put account more environmentally sustainable energy
sources. To face these matters, renewable energy sources
are getting concern in previous years, mainly because they
represent a good reach a deal with between costs and
emissions[25].
81
The reliance on fossil fuel energy sources and the
corresponding environmental effect of their use owing to
emissions and climate change have produced overmuch
interest in renewable energy sources by both policymakers
and the public. In response to this growing interest,
governments have started a number of many figures of
policies to stimulate the development of the renewable
energy sector and related technologies to reduce not only
the adverse environmental impacts of fossil fuels, but also
the dependency on foreign energy sources. These policies
are renewable portfolio standards, financial incentives, net
metering policies, and voluntary green power programs[29].
7. CONCLUSION
Sustainability is a key function of the total available set of
technology. It delivers the goods and services to society.
If technology and society strive for stronger sustainability,
resources are used with maximum efficiency. Products
and wastes have a certain exergy content are potential
resources. The exergetic efficiency has a vital importance
for sustainable production and consumption. Exergy
losses should be minimized to obtain sustainable
development. If technology and society strive for stronger
sustainability, resources are used with maximum
efficiency. Products and wastes have a certain exergy
content are potential resources. The exergetic efficiency
has a vital importance for sustainable production and
consumption. Energy policies and strategies must include
exergy efficient systems expanding the use of renewable
energy. Exergy analysis is one of the main methods and
tools for elaborating sustainable development policies
and strategies. Sustainability of energy systems are
required for engineer or scientist working in the area
of energy systems and environment. Energy policies
must be developed in sustainability issues. Much of the
information presented in this study is basically to acquire
an understanding of exergy relations with sustainable
development. Destruction of exergy must be reduced
because its assessment offers the opportunity to quantify
the environmental impact and sustainable of any energy
system. Energy policies and strategies must include exergy
efficient systems expanding the use of renewable energy.
REFERENCES
[1] Rosen M.A., Dincer I. and Kanoglu M., “Role of Exergy in Increasing Efficiency and Sustainability and Reducing Environmental Impact”, Energy Policy, Vol.36, pp.128-137, 2008.
[2] Bejan A. and Mamut E. (Eds.), “Thermodynamic Optimization of Complex Energy Systems”, Kluwer Academic Publishers, Dordrecht, NLD, 1999.
[3] Gleich A., Ayres R.U. and Reisemann S. (Eds.), “Sustainable Metals Management: Securing Our Future-Steps Towards a Closed Loop Economy”, Springer, Dordrecht, NLD, 2006.
82
[4] Gang L., “Development of a General Sustainability Indicator for Renewable Energy Systems: A Review”, Renew and Sustainable Energy Rev, Vol.31, pp.611-621, 2014.
[5] Dincer I., “Environmental and Sustainability Aspects of Hydrogen and Fuel Cell Systems”, Int. J. Energy Res., Vol.31, pp.29-55, 2007.
[6] Jimenez-Gonzaleza C. and Woodleyb J.M., “Bioprocesses:
Modeling Needs for Process Evaluation and Sustainability Assessment”, Comput Chem Eng, Vol.34, pp.1009-1017, 2010.
[7] Jemkins I. and Schröder R. (Eds.), “Sustainability in Tourism: A Multidisciplinary Approach”, Springer Gabler, Wiesbaden, GER, 2013.
[8] Sungchul C., “Environmental and Economic Dimensions of Sustainability and Price Effects on Consumer Responses”, J Bus Ethics, Vol.104, pp.269-
282, 2011.
[9] Hesselbach J. and Herrmann C. (Eds.), “Glocalized Solutions for Sustainability in Manufacturing: Proceedings of the 18th International Conference on Life Cycle Engineering”, Springer-Verlag, Braunschweig, GER, May 2nd-4th, 2011.
[10] Stead W.E. and Stead J.G., “Sustainable Strategic Management”, M.E. Sharpe, Inc., New York, USA, 2004.
[11] Kaivo-oja J., Panula-Ontto J., Vehmas J. and Luukkanen J., “Relationships of the Dimensions of Sustainability as Measured by the Sustainable Society Index Framework”, Int J Sust Dev World Ecol., Vol.21, pp.39-45, 2014.
[12] Cicea C., Marinescu C., Popa I. and Dobrin C., “Environmental Efficiency of Investments in Renewable Energy: Comparative Analysis at Macroeconomic Level”, Renew and Sustainable Energy Rev, Vol.30, pp.555-564, 2014.
[13] Balocco C., Papeschi S., Grazzini G. and Basosi R., “Using Exergy to Analyze the Sustainability of an Urban Area”, Ecol. Econ., Vol.48, pp.231-244, 2004.
[14] Dincer I., “Technical, Environmental and Exergetic Aspects of Hydrogen Energy Systems”, Int J Hydrogen Energ, Vol.27, pp.265-285, 2002.
[15] Paksoy H.Ö. (Ed.), “Thermal Energy Storage for Sustainable Energy Consumption: Fundamentals, Case Studies and Design”, Springer, Dordrecht, NLD, 2007.
[16] Dincer İ. and Zamfirescu C., “Sustainable Energy Systems and Applications”, Springer, Dordrecht, NLD, 2011.
[17] Szargut J., “Exergy Method: Technical and Ecological Applications”, WIT Press, Southampton, UK, 2005.
[18] Doukas H., Papadopoulou A.G., Nychtis C., Psarras J.
and van Beeck N., “Energy Research and Technology Development Data Collection Strategies: The Case of Greece”, Renew Sustain Energy Rev, Vol.13, pp.682-688, 2009.
[19] Hepbasli A., “Energetic and Exergetic Aspects of Cotton Stalk Production in Establishing Energy Policies”, Energy Policy, Vol.35, pp.3015-3024, 2007.
[20] Bilgen S. and Kaygusuz K., “Second Law (Exergy) Analysis of Cogeneration System”, Energy Sources, Part A, Vol.30, pp.1267-1280, 2008.
[21] Dincer I. and Rosen M.A., “Exergy: Energy, Environment and Sustainable Development”, Elsevier, London, UK, 2007.
[22] Caliskan H., Dincer I. and Hepbasli A., “Energy, Exergy and Sustainability Analyses of Hybrid Renewable Energy Based Hydrogen and Electricity Production and Storage Systems: Modeling and Case Study”, Appl Therm Eng, Vol.61, pp.784-798, 2013.
[23] Hart E.K. and Jacobson M.Z., “A Monte Carlo Approach to Generator Portfolio Planning and Carbon Emissions Assessments of Systems with Large Penetrations of Variable Renewables”, Renew Energy, Vol.36, pp.2278-
2286, 2011.
[24] Abdullah M.A., Agalgaonkar A.P. and Muttaqi K.M., “Climate Change Mitigation with Integration of Renewable Energy Resources in the Electricity Grid of New South Wales, Australia”, Renew. Energy, Vol.66, pp.305-313, 2014.
[25] Calderaro V., Conio G., Galdi V., Massa G. and Piccolo A., “Active Management of Renewable Energy Sources for Maximizing Power Production”, Int J Electr Power Energy Syst, Vol.57, pp.64-72, 2014.
[26] Huang Y.H. and Wu J.H., “Energy Policy in Taiwan: Historical Developments, Current Status and Potential Improvements”, Energies, Vol.2, pp.623-645, 2009.
[27] Wu J.H. and Huang Y.H., “Electricity Portfolio Planning Model Incorporating Renewable Energy Characteristics”, Appl. Energy, Vol.119, pp.278-287, 2014.
[28] Keleş S. and Bilgen S., “Renewable Energy Sources
in Turkey for Climate Change Mitigation and Energy
Sustainability”, Renew Sustain Energy Rev, Vol.16,
pp.5199-5206, 2012.
[29] Apergis N. and Payne J.E., “Renewable Energy, Output, CO2 Emissions, and Fossil Fuel Prices in Central America: Evidence from a Nonlinear Panel Smooth Transition Vector Error Correction Model”, Energy Econ., Vol.42, pp.226-232, 2014.
83
20 GW’a Giden Yolda En Sık Yaşanan Beş Rüzgâr Ölçüm Hatası ve
Pratik Çözüm Önerileri
İskender KÖKEY
Kintech Mühendislik Ölçüm ve
Eğitim Hizmetleri Tic. Ltd. Şti.
ÖZET
2023 20.000MW hedefine giden yolda oldukça önemli bir
dönüm noktası olan Nisan 2015 lisans başvurularında,
teknik ve yasal olarak zorunlu olan rüzgâr ölçümleri için
1400’ün üzerinde rüzgâr ölçüm direğinin Türkiye’nin çeşitli
bölgelerinde kurulduğu bilinmektedir. Uzun süredir rüzgâr
enerji santralleri için lisans başvurusunun kabul edilmemiş
olması ile bu süreçte değişen yasal mevzuatlar, talep
artışının başlıca sebepleri olarak sayılabilir. Diğer taraftan,
kısa süre içerisinde çok sayıda ölçüm direğinin kurulması
kritik hataları da beraberinde getirmiştir. Bu çalışma
kapsamında, en sık yaşanan beş sorun incelenmiş ve çözüm
önerileri paylaşılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Rüzgâr ölçüm, Veri kaydı, Ölçüm hatası,
Anemometre, Data logger, Windvane
1. GİRİŞ
Rüzgâr enerjisinin son yıllardaki sektörel trendi incelendiğinde,
her yıl bir önceki yıla göre yaklaşık %30 yeni kurulu güce sahip
olan sektörün, gerek ulusal hedefler gerekse enerji talebinin
doğurmuş olduğu bir gereklilikle bu hızlı büyümesini
sürdürmekte olduğu konusunda tüm taraflar hemfikirdir.
Bir rüzgâr enerji santralinin kurulumundaki ilk ve en önemli
basamaklardan birisi olan rüzgâr ölçümü ise, santralin
tüm çalışma ömrüne ışık tutacak nitelikteki teknik verilerin
toplandığı, yatırımın seyrine yön veren bir süreçtir. Bu sebeple
sürdürülebilir ve güven veren bir sektörün oluşması için,
yapılan yatırımların minimum belirsizlikle hayat bulması
tüm sektör bileşenleri adına önem taşımaktadır. Bunun
için de yatırımcının her şeyden önce minimum veri kaybı ve
minimum belirsizlikle ölçüm sürecini atlatması kritik öneme
sahiptir. Nisan 2015 başvuruları için geçen süreçte Türkiye’deki
en yoğun rüzgâr ölçüm direği kurulumu yaşanmış, bu
durum sektörel olarak birçok tecrübenin yaşanmasına sebep
olmuştur. Kurulumlar sırasında en sık yaşanan beş hata ve
çözümleri aşağıda paylaşılmıştır.
2. TOPRAKLAMA HATALARI
Bir rüzgâr ölçüm direğinin topraklanması iki başlık altında
incelenmelidir. Bunlardan ilki, ölçüm sisteminin tamamını
yıldırım riskine karşı koruyabilmek için kullanılan, rüzgâr
ölçüm direğinin en üst noktasında konumlandırılmış
bakır yıldırım yakalama çubuğunun topraklanması, diğeri
84
ise data kablolarında yer alan koruyucu kılıfın ve data
logger’ın manyetik etkilere ve yıldırım geçişlerine karşı
topraklanmasıdır.
Sahada meteorolojik risklere açık olarak çalışan ve
çoğunlukla da yüksek rakımlı noktalarda görev yapan rüzgâr
ölçüm direkleri, yıldırıma karşı savunmasız durumdadır. Bu
riski minimize etmek için, rüzgâr ölçüm direğinin en üst
noktasında bir yıldırım yakalama çubuğu kullanılmalı,
bu çubuk bakırdan imal edilmiş, uç kısmı sivriltilmiş ve
60 derecelik koruma koniği altında tepe anemometresini
koruyacak şekilde direğe konumlandırılmış olmalıdır.
Yakalama çubuğunun türbülans yaratarak rüzgâr akışını
engellemeyecek şekilde konumlandırılmasına dikkat
edilmelidir. Yıldırım yakalama çubuğu herhangi bir direnç
oluşturmayacak şekilde ve en az 70mm2 kesit alanına
sahip bir bakır kablo ile, direğin metal aksamından
tamamen yalıtılarak zemine indirilmelidir. Bakır yakalama
çubuğunun, rüzgâr ölçüm direği gövdesi üzerinden
topraklanmaya çalışılması çok büyük toprak direncinin
oluşmasına sebep olduğu için kesinlikle tercih edilmemesi
gereken hatalı bir uygulamadır.
Sıkça karşılaşılan hataların bir diğeri ise, bu bakır çubuğun
toprakla ilişkilendirilmesinin düzgün yapılamamasıdır.
Direk gövdesinden yalıtılarak zemine indirilen topraklama
kablosu yine bir bakır çubuk ya da genişletilmiş bakır
plaka ile gömülmeli, mutlak suretle topraklama direnci
kontrol edilmelidir. Rüzgâr ölçüm direği uygulamalarında
genellikle 10ohm ve altı topraklama dirençleri yeterli
kabul edilmektedir. Ancak riskin yüksek olduğu
yerlerde ya da güvenliğin daha yüksek olması istenen
uygulamalarda 5ohm ve altı direnç hedeflenmelidir. Çevre
etkileri tartışmalı olsa dahi kimi uygulamalarda toprağa
gömülen ekipmanların direnç düşürücü kimyasallar
yardımıyla gömülmesinin, hedef topraklama dirençlerine
ulaşmakta yardımcı olduğu bilinmektedir. Ayrıca zemine
ulaşan topraklama kablosunun kaz ayağı uygulaması
yapılarak toprağa gömülmesi yine direnç düşüşünü
destekleyecektir. Yıldırıma karşı maksimum koruma
sağlamak için yıldırım yakalama çubuğunun en üst
noktasından, toprağa gömülen bakırın en alt noktasına
kadar en düşük direnci yakalamak ana hedef olmalı ve
bu hedeften uzaklaşılmasına neden olabilecek; direnç
yaratacak ek bağlantı noktaları, klamens bağlantılarının
gevşek bırakılması gibi hatalardan kaçınılmaya özen
gösterilmelidir.
Çok önemli bir diğer topraklama ise kullanılan tüm
sensörlerin ve data logger’ın topraklamasıdır. Bu sadece
yıldırımdan sensörlerin zarar görme riskini azaltmakla
kalmaz, aynı zamanda manyetik gürültülerin de
filtrelenmesini sağlar. Unutulmamalıdır ki, kare dalga
taşıyarak direğin en üst noktasından data logger’a
indirilen anemometre kabloları etrafında bir manyetik
alan oluşacaktır. Eğer sensör kabloları düzgün şekilde
topraklanmaz ise, bu manyetik alanın etkisiyle komşu
sinyal kabloları içerisinde istenmeyen sinyaller taşınabilir.
Cross-talk olarak bilinen bu hata neticesinde olağan dışı
rüzgâr hızı kayıtları alınabileceği gibi, tespit edilebilmesi
de oldukça güç olacaktır. Ölçümlerin güvenilirliğinin en
üst düzeyde korunabilmesi için, her bir sensör kablosunu
sarmalayan koruyucu kılıflar mutlak suret ile data logger’ın
topraklama klamensine bağlanmalı, data logger ve pano
ise direkten bağımsız şekilde mutlaka topraklanmalıdır. Bu
noktada yapılan hataların birisi, panonun topraklamasının
direkte bulunan topraklama hattı üzerinden yapılmasıdır
(Şekil 1). Bu uygulama kesinlikle amaca hizmet etmediği
gibi, data logger ve sensörlerin yıldırımdan zarar görme
riskini artıracağından tercih edilmemelidir. Tercihen
pano topraklaması direk topraklamasının zıt yönünde
tasarlanmalıdır.
windvane’in montajı yapılırken bu “N” işaretini tam olarak
kuzeye kalibre etmek her zaman mümkün olamamaktadır.
Bu sebeple birçok uygulamada N işareti kuzey yerine yönü
kesin olarak bilinebilecek bir başka noktaya kalibre edilirler.
Bunların başında ise bom kolları gelmektedir. Rüzgâr ölçüm
istasyonları henüz kurulmadan önce dahi, sahanın hakim
rüzgâr yönüne göre bom kolu oryantasyonları belirlenir.
Montaj sırasında plandan sapmalar olsa dahi, bom
kollarının tam olarak hangi doğrultuda konumlandırıldığı
hatasız olarak sahada saptanabilmektedir. Windvaneler
de bilinen bu doğrultuya kolaylıkla kalibre edilebilirler
(Şekil 2).
Şekil 2. Kuzey işareti
bom kolu içerisine
kalibre edilmiş bir
windvane.
Sahada yapılan bu kalibrasyon sonucunda ölçüm
verilerinin bir offset değeri ile düzeltilmesi gerekmektedir.
Aksi halde N işaretinin baktığı bom kolu yönü kuzey
kabul edileceğinden hatalı kayıt alınacaktır. Uygulamada
yaşanan en önemli hata, bu offset değerinin yanlış olarak
girilmesi sonucunda hatalı veri kaydı yapılmasıdır. Örnek bir
uygulamayla, hakim rüzgâr yönünün kuzeydoğu olduğu,
bu sebeple 315-135 doğrultusunda konumlandırılan bom
kollarından, 315 dereceye bakan bom kolu üzerinde, north
işareti 135 dereceye yani bom kolunun içerisinde bakacak
şekilde kalibre edilmiş bir windvane’e ait doğru offset
değerinin nasıl bulunacağını inceleyelim:
Şekil 1. Data logger’ın içinde yer aldığı pano ile direğin
yıldırımdan korunmasını amaçlayan topraklama hatları
birbirinden bağımsız olmalıdır.
3. WINDVANE KUZEY KALİBRASYONU HATALARI
Rüzgâr ölçüm istasyonlarında en sık yaşanan sorunlardan
birisi de, windvane yön kalibrasyonlarının düzgün olarak
yapılamamasıdır. Üretici firmalar tarafından rüzgâr
yön ölçerler üzerine bir kuzey işareti (North Mark – N)
yerleştirilmiştir. Yön ölçerler bu işaretin bulunduğu
noktadan rüzgâr geldiği zaman logger’a tam kuzey sinyali
(0 ya da 360 deg.) gönderirler. Ancak saha şartlarında
Şekil 3. Doğru offset değeri hesaplama çizelgesi.
İlk olarak rüzgârın güneydoğudan ve tam olarak 135
dereceden estiği farz edilsin. Bu durumda okunması
gereken gerçek değer 135 olmalı; ancak bu durumda
windvane tam N işaretinin baktığı yön üzerinden rüzgârı
aldığı için tam kuzey yani 0 derece sinyali üretecektir.
85
Verilmesi gereken offset değeri 135 (135-0) derecedir. Bir
diğer senaryo olarak, rüzgârın tam güneyden yani 180
dereceden estiği farz edilirse, okunması gereken değer
180 derece iken windvane 45 derece sinyali gönderecektir;
bu durumda da yine verilmesi gereken offset değeri
135 derece (180-45) olarak bulunur. Benzer şekilde, 270
dereceden esen rüzgâr için de doğru değerin okunabilmesi
için 135 derecelik bir offset’in tanımlanmış olması gerektiği
bulunabilir. (Şekil 3)
4. LOGGER KONFİGÜRASYON HATALARI
Rüzgâr ölçüm ekipmanları analog ya da dijital çıkışlı
olarak çalışan elektronik cihazlardır. Örneğin cup tipi
anemometreden kare dalga DC sinyal alınır ve bu sinyaller
logger üzerinde Hz cinsinden kaydedilir, windvane için ise
çıkış sinyali V (voltaj) olarak kaydedilmektedir. Bu sinyaller
anlamlandırılırken her sensör karakteristiği için farklı olan
slope ve offset değerleri kullanılır. Bir transfer fonksiyonu ile,
sensörden okunan Hz ya da V değeri, m/s ya da deg. değerine
dönüştürülür. Tam bu sırada, bu transfer fonksiyonun
katsayıları olan slope ve offset değerlerinin doğru olarak
tanımlanmış olması önem kazanmaktadır. Tipik bir
anemometre için slope değeri 0.048, offset değeri ise 0.22’ye
yakın değerler olarak akredite bir rüzgâr tünelinde belirlenir.
İnsan kaynaklı hataların en önemlilerinden birisi logger
konfigürasyonu sırasında bu değerlerin hatalı olarak girilmesi
sonucu hatalı kayıtların alınmasıdır. Bilindiği gibi olaşabilecek
küçük hatalar ölçüm sonuçlarını tamamen belirsiz hale
getirebilir. Bu nedenle ölçüm sisteminde kullanılan data
logger’ın mutlaka ham data kaydı yapması gerekmektedir.
Ham data kaydı yapan bir logger’da, bu tip insan kaynaklı bir
hata uzun süre sonra fark edilse dahi, transfer fonsksiyonunu
doğru değerler ile yeniden tanımlayıp, ham dataları yeniden
çözümlemek oldukça kolaydır.
Bir ölçüm sisteminin sorunsuz çalışabilmesi için, besleme
voltajının düzenli olması kritik önem taşımaktadır. Bu
nedenle her bir istasyon PV panel, akü ve şarj kontrol
ünitesinden oluşan bir güç sistemi ile çalıştırılmakta
olduğundan, ölçüm periyodu boyunca güç sisteminin
sorunsuz olarak şarj ettiği çok dikkatli takip edilmelidir.
Bu sebeple kullanılan data logger’ın sadece ölçüm
parametrelerini değil güç sistemini de izlemesi ve bir
arıza oluşması durumunda sistemin gücü kesilmeden
önce müdahale edilebilmesi için son kullanıcıya zaman
kazandırması gerekmektedir. Geçmişe dönük akü
voltajının karakteristiği ve son 48 saat içerisindeki akü
voltajının maksimum/minimum değerlerini görebilmek
güç sistemi hakkında öngörüde bulunabilmek için kritik
öneme sahiptir (Şekil 5).
Şekil 5. Logger üzerinden
akü voltajının son 48 saatlik
minimum değeri ile anlık
değerinin takibi.
Şekil 4. EOL Zenith veri kaydediciye ait konfigürasyon ekranı.
Veri transferi ve anlık veri takipleri sırasında logger güç
tüketimi dramatik şekilde artacağı için, logger ile mümkün
olan en kısa süre uzaktan iletişim kurulmalıdır. Türkiye
coğrafyası göz önünde bulundurulduğunda minimum
26Ah jel tipi akü ve 20Wp PV panel yeterli gözükmekle
birlikte, eğer çok sık eş zamanlı veri takibi ya da veri
indirmesi yapılacaksa veya istasyonun bulunduğu noktada
GSM şebekesi güçlü çekim gücüne sahip değilse güneş
paneli ve akü grubunun büyütülmesi gerekecektir. Bir
diğer önemli hata ise, logger ile güç ünitesinin bağlantısı
sırasında gözlenmektedir. Logger güç girişi, solar şarj
kontrol ünitesinin yük çıkışı yerine doğrudan aküden
alınmalıdır. Bu sayede solar şarj kontrol ünitesinden
kaynaklı arızalarda güç kesinti riski bertaraf edilmiş
olacaktır.
5. ENERJİ SİSTEMİNDEN KAYNAKLI HATALAR
Rüzgâr ölçüm ekipmanları şebekenin olmadığı noktalarda
çalışan sistemler olduğu için enerji gereksinimlerini
genellikle PV paneller aracılığı ile güneşten elde ederler.
6. GSM OPERATÖR AYARLARINDAN KAYNAKLI HATALAR
Günümüz data logger’ları iletişim ihtiyaçlarını, GSM
operatörleri tarafından sağlanan internet aracılığıyla
karşılamaktadırlar. Logger üzerinde yer alan SIM kart
86
aracılığı ile internete erişen sisteme, son kullanıcılar kendi
PC’leri üzerinden bağlanıp veri indirme, eş zamanlı veri
izleme, ayar yükleme gibi operasyonları yürütebilirler.
Bir rüzgâr ölçüm istasyonunun standartlara uygun
şekilde kurulması kadar işletilmesi de oldukça önemli
olduğundan, ölçüm sisteminin internete erişebilmesi için
gerekli ayarlar doğru şekilde tanımlanmalıdır. Örneğin,
sistemde kullanılan SIM kartın APN (Access Point Name)
adı doğru şekilde logger’a tanımlanmaz ya da bu APN daha
sonra GSM operatörü tarafından geçersiz kılınırsa, logger
ile uzaktan iletişim kurmak imkansız hale gelecektir. Her
SIM kart için farklı APN’lerin aktif olabilme ihtimaline karşı,
kullanılan SIM kart sahibi şahıs/firmaların öncelikle GSM
operatörlerinden ilgili SIM kartta hangi APN’lerin tanımlı
olduğunu öğrenmeleri sonrasında ise bu ayarları logger’ın
iletişim ayarları bölümünde doğru şekilde tanımlamaları
gereklidir. Unutulmamalıdır ki, data logger’ın sahaya
sevkiyatından önce ofiste ilgili bağlantı testlerinin
yapılarak tüm ayarların doğru şekilde tanımlandığından
emin olmak, ileride karşılaşılacak sorunların ortadan
kaldırılması adına oldukça önemlidir. Logger ile iletişim
kurmak minimum belirsizlikli bir ölçüm periyodu için çok
önemli olduğundan, sisteme günün 24 saati kesintisiz
erişilebilmelidir. Bu erişimler sırasındaki güç tüketimini
minimum tutabilmek adına sadece bu amaçla üretilmiş
modemlerin yer aldığı sistemleri tercih etmek enerji
problemlerinin önüne geçecektir. Piyasada bulunan
universal tip harici modem kullanan data logger’larda
güç tüketimi çok yükseldiği için günün her anı bağlantı
sağlanamamakta ve bu durumun sonucunda sahada
oluşacak sorunlar sistemi takip eden kullanıcıya zaman
farkı ile ulaşacağından veri kaybına neden olmaktadır.
SUMMARY
It is known that more than 1400 met masts are erected in
Turkey within 2 years to collect valid data for new licence
applications which is scheduled in April 2015. In In this paper,
most common 5 problems of wind measurement campaigns
are investigated to highlight the importance of measurement.
It is aimed to improve quality of wind campaigns in Turkey to
have more sustainable wind market.
7. SONUÇ
Başarılı bir rüzgâr enerji santrali projesinin ilk basamağı,
öncelikle düşük belirsizlikli bir rüzgâr ölçüm periyodundan
geçmektedir. Bu sebeple santral bütçesi yanında oldukça
düşük bir bütçeye sahip olan rüzgâr ölçüm süreci, teknik
olarak tüm santralin geleceğine etkiyecek nitelikte öneme
sahiptir. Bu denli önemli bir sürecin başarılı yönetilmesi
sadece uluslararası standartlara uygun ekipmanlar tercih
etmekle değil, aynı zamanda başarılı bir uygulamayla
mümkün olabilmektedir. Bu sebeple başta bu çalışmaya
konu sorunlar olmak üzere, burada paylaşılamamış birçok
problem ölçüm sürecinde belirsizlik yaratabileceğinden,
mümkün olan en üst hassasiyetle ve uzmanlıkla sürecin
yönetilmesi gerekmektedir.
KAYNAKLAR
[1] http://www.kintech-engineering.com/media/pdf/
productcatalogue-en.pdf
[2] ICE – 61400-12 International Standart,
[3] Patel M., 2006. Wind and Solar Power System, Taylor&Francis Group, FL, ABD
87
Comparison of Different Approaches to Reduce Operational Costs
Jens LIPNIZKI
Head of Technical Marketing Membrane
Lanxess Germany
Karina ZEDDA
Head of Technical Marketing Membrane
Lanxess Germany
Burcu Kaleli ÖZTÜRK
Technical Manager
Ökotek
Şebnem Aybige ŞENER
Technical Manager
Ökotek
ABSTRACT
A high flow seawater reverse osmosis membrane was
developed by LANXESS Germany. The characterization in the
laboratory was performed with Boron and the membrane
showed a high permeability and a good Boron rejection.
Pilot plant tests in a demonstration plant in Sharm-El
Shaik, Egypt supported the observation of a good rejection.
The new design software LewaPlus was used to calculate
the impact of such a high flow membrane on the water
quality and the energy consumption of this plant. It could
be shown that a high flow membrane could achieve the
requested water quality and would save 6% of the energy
consumption. Additional 35% energy saving could be realize
changing the Energy recovery devices from turbocharger to
isobaric devices.
requirement. Since the development of an energy saving
membrane goes together with a decrease of rejection it
was essential to investigate carefully the impact on the
water quality.
INTRODUCTION
Reverse osmosis (RO) process serves as a benchmark for
desalination technologies as it is the most energy efficient
technology to desalinate seawater. With the introduction of
thin film composite RO membrane elements for seawater
desalination in the eighties, the energy consumption dropped
from 12 kWh/m3 to approx. 2.5 kWh/m3 today. One reason
was the development of new RO membranes, improved
energy recovery equipment and new system designs to make
the RO desalination process more efficient.
EVALUATION OF THE SEAWATER MEMBRANE
Chemicals and Materials:
All chemicals used in this study are of analytical grade,
unless specified otherwise. Sodium chloride, hydrochloric
acid and sodium hydroxide for the preparation of
feed water were purchased from VWR International
(Langenfeld, Germany). For the rejection experiments,
boron in the form of boric acid was obtained from Merck
(Darmstadt, Germany).
When LANXESS started the development of a new Seawater
(SW) membrane the focus was to produce a membrane
which can produce water which complies with current
World Health Organization (WHO) recommendations and
to achieve it in a single pass process with a low the energy
88
Therefore the characterization of the membrane was carried
out in the laboratory and in a demonstration plant in SharmEl Shaik, Egypt. The feed water supply is an existing beach
well and the water is used in a hotel for both drinking and
process water at a major hotel.
Still the membrane is not the only part which can help to
reduce energy. A new design software, which was used in this
research, helped to detected additional options to reduce the
energy consumption.
In this study, highly crosslinked commercial RO membranes
were used (O/N ratio ~ 1.2). Seawater membrane coupons
were cut from membrane sheets and stored in deionized
water at 4°C in the dark before each experiment. According
to the manufacturer, all tested membranes are thin-film
composite RO membrane with a polyamide active layer.
Experimental Protocol for Rejection of Boron:
An evaluation of boron rejections process by seawater
RO membrane was performed by conducting rejection
experiments at strictly controlled conditions. These
experiments were conducted in a pilot-scale coupon
tester, using coupons cut from sheets of membrane and
placed in twelve, parallel connected filtration cells in a
closed-loop, cross-flow configuration.
To simulate the condition of seawater in a controlled
environment, feed water containing 32,000 mg/L of NaCl
and compound of interest was prepared in the feed tank
for the rejection experiments. Temperature of the feed
water was automatically controlled and adjusted to 25°C.
Results of the Boron rejection at different pH:
In order to observe the effects of boron speciation on the
seawater RO membrane rejection performance, rejection
experiments were conducted at various pH values, from
6 to 11. As the pKa of boron is 9.24, boron is present as
an uncharged species, B(OH)3 below this pH value, and
as a negatively charged species, BO(OH)2- at higher pH
values.
Figure 1 presents the boron rejection of a commercial
seawater RO membrane tested at different pH values.
As can be seen, at the highest pH values (10 and 11),
boron was rejected more than 97%. At pH value near pKa,
rejection is still high at around 94%. Below this point,
rejection of boron decreases, as boron is protonated
and exists as uncharged species. The highly crosslinked
seawater RO membrane, however, maintains a high boron
rejection at lower pH. Improved boron rejection in this case
is mainly caused by small effective pore size, which leads
to diffusional effects. This is shown by excellent rejection
performance of non-dissociated boric acid at lower pH
values. At pH values higher than pKa, charge repulsion to
a lesser extent adds to the improved rejection.
Table 1. Boron Permeability of Commercial Seawater and
Brackish Water RO Membranes at Different pH Values*
*BW denotes brackish water RO membrane; SW denotes seawater RO membrane.
Seawater conditions (NaCl 32,000 mg/l, 25°C) and brackish water conditions (NaCl
8,000 mg/l, 25°C) were used for rejection experiments of SW and BW, respectively.
Table 1 presents an alternative method of analyzing
the capability of the seawater membrane in rejecting
solutes in comparison to a commercial brackish water
RO membrane. As can be seen, the permeability of
boron through the membranes are the highest at pH
values below its pKa. At pH values of 5.6 and 7.6, boron
is more permeable in both membranes, whereas at
pH 9.6, the permeability decreases by half for both
brackish water and seawater membranes. When
compared at the same pH values, seawater membrane
always exhibits lower permeability of boron due to the
more dense polyamide layer and smaller effective pore
size, at half of the value than that of brackish water RO
membrane.
The characterization shows that the high demanded
Boron rejection could be achieved with the high
permeability SW membrane. Therefore the next step
was to test the membrane in a real operational plant.
PILOT TEST OF THE SW RO ELEMENTS
The selected plant is using beach well as water source.
The pretreatment consist out of a depth filtration and
cartridge filters. If needed anti-scalant is added. Apart
from that Oxygen is added for iron removal. The plants
are cleaned every 4-6 months. The rejection of each
element is checked every three months with the center
tube method. The water source of the plant supplies a
water with a fairly constant TDS in the range of 41,000
mg/l at at a temperature range of around 25°C (+/- 3°C).
The plant consist out of 8 trains. Each train produces
1000 – 1100 m3/day. It is a single stage system with
18 vessels with 6 elements per vessel . The lifetime of
the competitive installed elements varied since only
some elements were exchange frequently. Therefore
an average age of three years were assumed for this
calculation.
The elements were installed in a pressure vessel in pass
one and had in average a flow higher than 7.200 gpd.
Figure 1. Effects of pH on boron rejection of a commercial
seawater RO membrane.
89
Using the relation of the calculated energy demand for the
real plant additional 6% saving could be reached using the
High flow SW type. The deviation between the calculated
and the existing energy demand can be explained by the
different membrane ages of the installed elements.
Figure 2. Plant results of the test vessel at 61 bar.
While the train in total delivers a conductivity in the order
of 700 µS/cm the vessel with the high flux/ high rejection
membrane delivered a conductivity below 600µS/cm. The
same observation could be done by comparing the flow rate
of the train. While the average flow rate per vessel in the
train was 2.3 m3/h the vessel with the high flux membrane
produced around 4.3 m3/h.
Since the requested water quality could be achieved with
the new elements the energy savings should be calculated
using these membrane in the whole system.
CALCULATION OF THE ENERGY SAVING USING LEWAPLUS
DESIGN SOFTWARE
Currently standard SW RO elements are used with a flow of
6.500 gpd. The plant uses turbocharger as energy recovery
device (ERD) to reduce their energy consumption. The
energy consumption of the process is 7.5 kWh/m3 without
turbocharger and around 4.5 kWh/m3 with ERD.
The design software LewaPlus was used to prove the energy
saving using high flux membrane in the system. Calculation
of power consumption is derived from calculated required
feed pressure, feed flow, efficiency of pumps, motors, energy
recovery devices (ERD) and VFD’s. In addition to pumps
pressures and flows, calculated by the program according
to feed salinity, water temperature, system recovery rate
and membrane array, the default values of efficiencies
of pumps, ERDs and electric motors are generated by the
program but can be adjusted by the user.
The membrane used in the calculation was a High flow SW
type with 9.000gpd since even with this the conductivity
below 700µS/cm was predicted by the program.
Table 2. Energy Calculation Comparing Different Element Types
90
Additional options
An additional option to save energy and water cost would
be the exchange from turbocharger ERD to an isobaric ERD.
Since the efficiency of this type of energy recovery device
is higher additional 35% compared to the turbocharger
could be saved. With this design the plant would be close
to the 2,5 kWh/m3 which are mention in the introduction.
Apart from that the water plant could be constructed in a
way that it operates only during periods when the energy
price is low. The advantage is that water can easier stored
then energy and the water price may lower due to lower
operational cost. But this is only possible if the plant can
operate in a pseudo-stay state, which means it operates
continues with a low output, or can is easy switchable[1].
In this case mentioned above the energy price is constant
during day and night, therefore this option is currently not
discussed.
ACKNOWLEDGEMENT
We would like to acknowledge Mr Mertes from the DME
(German Seawater Association), Uli Dölch from the
technical University Berlin and the South Sinai water
company.
REFERENCES
[1] Ghobeity A., Mittsos A., “Optimal time-dependent operation of seawater reverse osmosis”, Desalination, 263, (1-3); pp.76-88, 2010.
Current Status and Operation Modes of Cogeneration and
Trigeneration Plants Driven by Gas Engines
Kasım ZOR
Department of Electrical and Electronics Engineering
Çukurova University
Ahmet TEKE
Department of Electrical and Electronics Engineering
Çukurova University
ABSTRACT
Gas engine driven cogeneration and trigeneration plants
are capable of producing several energy types from a single
fuel input simultaneously and an increase in the number
of cogeneration and trigeneration plants especially in
social and industrial facilities day by day has consolidated
the role of cogeneration and trigeneration plants in Turkey.
In addition to those, rapid operation for synchronization
and shortness of payback periods make cogeneration
and trigeneration plants popular in recent years. In this
paper, current status in Turkey, operation modes and
synchronization methods of gas engine driven cogeneration
and trigeneration plants have been investigated.
1. INTRODUCTION
In the recent years, industrial and social facilities are seeking
alternative ways to reduce their energy bills by implementing
more energy efficient and environmentally friendly
systems[1]. Cogeneration is the simultaneous production of
electric power and usable heat from a single fuel input[2].
Similarly, trigeneration concept refers to production of
electricity, heat and cooling at the same time. Trigeneration
can be seen as an evolution of the cogeneration concept[3].
Figure 1. Efficiency comparison of conventional generation and
cogeneration plant.
In Figure 1, a conventional system that has a coal fired thermal
power plant with an electrical efficiency of 38% and a natural
gas fired steam boiler with a thermal efficiency of 90% is
compared with a natural gas engine driven cogeneration plant
that has an electrical efficiency of 43% and a thermal efficiency
of 48%[4]. For both conventional and cogeneration plants, the
produced outputs are the same. As shown in Figure 1, separate
production consumes more energy than cogeneration[5].
The first internal combustion gas engine driven cogeneration
plant in Turkey was installed in Pisa Textile Factory in
Yenibosna, İstanbul in 1995 with a capacity rating of 1,020
kW[1]. Gas engine driven cogeneration and trigeneration
plants were spread over all regions of Turkey by improvements
and extensions in natural gas pipelines, and incentives for
biogas applications.
Installed natural gas and biogas (In this paper, biogas and
biomass are considered together as biogas) engine driven
cogeneration and trigeneration plant capacity ratings by
January 2015 are 822.020 MW and 199.665 MW respectively.
Regional capacities of natural gas engine driven cogeneration
and trigeneration plants in Turkey can be sorted as Marmara
Region 374.629 MW, Mediterranean Region 163.160 MW,
Central Anatolia Region 90.965 MW, Southeast Anatolia
Region 79.819 MW, Aegean Region 75.379 MW, Black Sea
Region 34.630 MW and Eastern Anatolia Region 3.438 MW.
Figure 2. Regional
capacities of natural
gas engine driven
cogeneration and
trigeneration plants in
Turkey.
*This study is financially supported by TÜBİTAK EEEAG-113E769 numbered project and Çukurova University Scientific Research Project Unit FYL-2014-2351 numbered project.
91
Regional capacities of biogas engine driven cogeneration
and trigeneration plants in Turkey can be sorted as Marmara
Region 83.305 MW, Central Anatolia Region 64.948 MW,
Mediterranean Region 23.593 MW, Southeast Anatolia
Region 8.966 MW, Black Sea Region 7.731 MW, Aegean
Region 6.701 MW and Eastern Anatolia Region 4.421 MW.
Figure 3. Regional
capacities of biogas
engine driven
cogeneration and
trigeneration plants in
Turkey.
Biogas based cogeneration and trigeneration plants can be
divided into 3 categories according to biogas production
technologies and installed capacities are Landfill Gas 161.598
MW, Raw Material 19.961 MW, Waste Water Treatment
18.106 MW.
modes of operation require more specialized distribution
and control[7].
In standby mode, if any failure occurs related with the grid,
the cogeneration or trigeneration plant can be operated as a
backup generator. It is considered that cost of a cogeneration
or trigeneration plant is much higher than a standby diesel
generator, hence it is rare for a cogeneration or trigeneration
plant to operate in standby mode[8].
Peak shaving mode can be expressed as, when a facility
wishes only to purchase a specific amount of energy from
the grid, either for contractual reasons or economic ones, it
will use energy from its cogeneration or trigeneration plant
to supplement that grid power when its energy needs exceed
that which they receive from the grid[7].
In base load mode, a facility will use the energy generated by
the cogeneration or trigeneration plant up to its maximum
capability and will only use the grid when its needs exceed
its plant capacity. It is fundamentally opposite of the peak
shaving mode.
In export mode, excess energy generated by the cogeneration
or trigeneration plant not needed to serve the facility loads
and will be transported back onto the grid.
In any of these applications, the switchgear must be capable
of being fed by both the grid and the cogeneration or
trigeneration plant. Each of the incoming energy sources are
capable of feeding into the switchgear bus at the same time,
and because of this there are a number of considerations
and capabilities which should be taken into account for the
switchgear serving a cogeneration or trigeneration plant.
Figure 4. Percentile of
biogas based plants in
Turkey.
2. OPERATION MODES AND SYNCHRONIZATION
The electrical power generated by a cogeneration or
trigeneration plant is utilized in different modes of operation
and each has different switchgear design considerations[6].
The most basic is in a stand-alone (island mode)
configuration, where the cogeneration or trigeneration plant
is the only power source for a facility, or part of a facility.
This switchgear design is the simplest, because there is no
paralleling between multiple sources required. The generator
of the cogeneration or trigeneration plant is connected to
the switchgear in a manner similar to any utility source,
via a load interrupter switch, a vacuum circuit breaker, or a
molded case circuit breaker (MCCB). However, several other
92
One such consideration that warrants attention is the type of
bussing in the switchgear. If the bus is physically separated into
two or more discrete sections for various design reasons (e.g.,
load distribution), these sections would require connection to
each other via a tie circuit breaker. In this example, the main
circuit breakers directly upstream from the energy sources
are both interlocked with a tie breaker so that the incoming
feeds are physically separated at all times. Another possible
method of configuring the switchgear to accommodate
the multiple source input is paralleling switchgear, in which
all incoming sources feed the same physical bus at the
same time. To effectively utilize paralleling switchgear, the
switchgear must have a synchronizing system that ensures
that all generated electric power is operating together at the
same rated voltage, frequency, and phase.
In both of these cases, the switchgear and its associated
distribution system will feed all downstream loads if
sufficient energy is available from a combination of grid and
cogeneration or trigeneration plant. Prime mover load control
in the switchgear will ensure that power from all sources is
balanced and efficient. However, if one of the sources is lost,
or for some other reason inadequate energy is generated to
serve the facility (e.g., voltage irregularities or low frequency),
load shedding will be required to control the ability of the
switchgear to drop or shed certain lower priority electric
loads.
Another capability to be considered in switchgear design
includes voltage and reactive power control, which refers
to controlling voltage regulation delivered by each energy
source and automatic adjustments for varying reactive power
levels. Another design consideration for remote overcurrent
and protection controls includes either automatic on/off
and reset capabilities of overcurrent devices or manual
capabilities from a remote location. Each of these key
elements of switchgear design should be carefully considered
by the designer of the cogeneration or trigeneration plant to
ensure maximum optimization and safety of the system.
kW generator is respectively coupled via a 4000 A MCCB and
a 0.4/31.5 step-up transformer to synchronization panel
of HV switchgear. In this formation, trigeneration plant
operates with the grid in export mode. Facility sells surplus
energy to the grid.
In the scenario of cogeneration plant shown in Figure 5,
an 820 kW generator is coupled via a 1600 A MCCB to
synchronization panel of LV (low voltage) switchgear with
two 1650 kVA standby diesel generators. In this formation,
cogeneration plant operates with the grid in peak shaving
mode. For contractual reasons, facility has to purchase 100
kWh energy per hour from the grid, and the rest is produced
by the cogeneration plant. Diesel generators run only due to
a failure of the grid[1].
Figure 6. Single-line diagram of HV export mode scenario[1].
Figure 5. Single-line diagram of LV peak-shaving mode
scenario[1].
In Figure 6, a HV (high voltage) switchgear synchronized
gas engine driven trigeneration plant single line diagram is
demonstrated. In the scenario of trigeneration plant, a 2100
Consequently, selection of either LV or HV switchgear
for synchronization depends on electrical structure and
needs for each facility. Basically, for facilities that have
several distribution transformers and does not consider
feeding a specific one by a cogeneration or trigeneration
plant, HV switchgear synchronization is recommended.
On the contrary, a facility that has only one distribution
transformer or wants to feed a specific bus of a transformer
by a cogeneration or trigeneration plant should consider LV
switchgear synchronization.
3. CONCLUSION
Cogeneration and trigeneration plants generate several
energy types simultaneously using a single fuel input, utilize
93
higher efficiency ratings compared with conventional plants
having separate production, and strengthens its role in
Turkey’s energy sector day by day.
Internal combustion gas engines are used in cogeneration
and trigeneration plants for rapid operation of
synchronization, part load operational flexibility, good load
following capability and short payback periods. By January
2015, installed capacity of gas engine driven cogeneration
and trigeneration plants exceeds 1 GW in Turkey.
In this paper, fundamentals, grid synchronization of gas
engine driven cogeneration and trigeneration plants are
described from Electrical and Electronics Engineering’s point
of view. Current status of gas engines in Turkey is identified
by graphical representation.
ACKNOWLEDGEMENT
The authors gratefully acknowledge the Electrical,
Electronics and Informatics Research Group of Scientific and
Technological Research Council of Turkey (TUBITAK) for the
research project (Project Number: EEEAG - 113E769), and
also Scientific Research Project Unit of Çukurova University
for the financial support (Project number: FYL-2014-2351).
REFERENCES
[1] Zor K., Developing a software program to determine the optimal capacity rating of cogeneration and
trigeneration plants driven by gas engines for unlicensed
generation of electricity, M.Sc. Thesis, Çukurova
University Electrical and Electronics Eng. Dept., 87 p., 2015.
[2] Cakir U., Comakli K., Yuksel F., The role of cogeneration
systems in sustainability of energy, Energy Conversion
and Management, Vol. 63, pp. 196-202, 2012.
[3] Chicco G., Mancarella P., From cogeneration to
trigeneration: profitable alternatives in a competitive market, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 21, pp. 265-272, 2006.
[4] Salata F., Vollaro A. D. L., Lietovollaro R. D., Mancieri L., Method for energy optimization with reliability analysis
of a trigeneration and teleheating system on urban scale: A case study, Energy and Buildings, Vol. 86,
pp. 118-136, 2015.
[5] Zor K., Teke A., Onsite Energy production with cogeneration plants driven by reciprocating gas engines. Proceedings of the 1st South East Europe Conference on Sustainable Development of Energy,
Water and Environment Systems, Ohrid, Former
Yugoslav Republic of Macedonia (FYROM), June 29 - July 3,
2014, SEESDEWES2014.0237, Pages 1-9.
[6] Cho W., Kim J., Lee K., Combined heat and power unit
capacity for high-heat to power ratio buildings without
selling excess electricity to grid, Energy, Vol. 38, pp.
354-361, 2012.
94
[7]
[8]
Mamer K. J., Rosenberger D. C., Hankin J. S., Electrical design characteristics and issues, (Meckler M. and Hyman L. B. editors) SUSTAINABLE ON-SITE CHP SYSTEMS: Design, Construction, and Operations, McGraw-Hill Companies Inc., USA, Pages 181-201, 2010.
Zor K., Teke A., Pistonlu gaz motorlarıyla tahrik edilen kojenerasyon sistemleri ile yerinde enerji üretimi,
3e Electrotech – Aylık Enerji, Elektrik, Elektronik Teknolojileri Dergisi, Vol. 234, pp. 176-182, Aralık 2013.
Kojenerasyon Santrallerinde Yük Atma Uygulamaları
Levent KILIÇ
Türkiye Şişe ve Cam Fabrikaları A.Ş.
Enerji Verimlilik Müdürlüğü
Ayşen BASA ARSOY
Kocaeli Üniversitesi
Mühendislik Fakültesi
Elektrik Mühendisliği Bölümü
Fatih Mehmet NUROĞLU
Karadeniz Teknik Üniversitesi
Elektrik Elektronik Fakültesi
ÖZET
Kojenerasyon ünitelerinin bir kısmının durması durumunda,
şebekede meydana gelecek kesinti ve darbelerde üretim
aksamalarını azaltmak mümkündür.
edilmektedir. Elektrik santralinin gücü sistem gücüne ne
kadar yakınsa, etkilenmeler o kadar az olmaktadır.
Ülkemizdeki elektrik kesintisi ve darbelerinden üretim
tesisleri olumsuz etkilenmektedir. Bunların etkisi
kojenerasyon santralleri ile azaltılabilir, ancak sıfırlanamaz.
Bu nedenle, kojenerasyon santralleri barasından beslenen
yüklerde elektriksel revizyonlar yapmak gerekebilir. Yük atma
uygulaması bunlardan biridir ve mevcut durumda en az
değişiklik yapılarak, gerek kojenerasyon santralinin gerekse
beslediği fabrikaların güvenirliliğinin artmasını sağlar.
GİRİŞ
Elektrik üretimi şirketlerinin amacı hedefleri doğrultusunda
ekonomik elektrik üretimidir. Şebeke ile paralel çalışmakta
olan bir kojenerasyon sisteminin ise (Şekil 1), bunun
yanında, enerjisini sağlamakta olduğu fabrikanın hem
şebeke olaylarına karşı korunmasını gerçekleştirme hem
de yatırım masraflarını minimize etmesi gerekmektedir.
Kojenerasyon santrallerinin iki tür çalışma modu söz
konusudur [1][2][3].
Bunlar;
1 Şebeke ile paralel (senkron),
2. Ada modu çalışmadır (island).
Şekil 1. Örnek kojenerasyon santrali.
1. Şebeke ile Paralel Çalışma
Kojenerasyon santralleri enerji alışverişi yapabilmek için
enterkonnekte şebeke ile paralel çalışmak zorundadırlar.
Paralel çalışma modunda, santral tamamen şebekenin
etkisi altında bulunmaktadır. Bu tür bir durumda;
elektriğin sürekliliği, kalitesi, frekansının düzgün olması,
vb. parametreler tamamen şebeke tarafından kontrol
•Gerilimin yükselmesi: Hatta yıldırım düşmesi, yıldırım
Şebeke olayları incelendiğinde, normal çalışma modunu
bozan aşağıdaki etkilerin söz konusu olduğu görülmektedir.
Bunlar;
ile enerjilenmiş hattın diğer hatları etkilemesi, şebekeden büyük bir yük çıkması sonucu hattın
geriliminin yükselmesi, Ferranti olayı olarak bilinen,
hat sonu geriliminin hatların kapasitesinden dolayı
artması, dengesiz yüklenmeler sonucu sistem
simetrisinin kaybolması, generatör gerilim değerlerinin
95
uyarma hızı, sistemleri, vb. nedenlerinden dolayı
artması, aşırı kompanzasyon, vb. gibi benzeri nedenler,
•Gerilimin düşmesi: Devreye büyük bir yük bağlanması,
sistem empedans değerlerini değiştirecek şekilde
kısadevreler.
2. Ada Modu Çalışma
Ada modunda çalışma, sistemden ayrı, kendi şartlarınızla
çalışma durumudur. Ada modunda, şebekedeki olaylardan
etkilenme söz konusu olmayacaktır. Ancak bu modun
da, kendine göre eksiklikleri vardır. Bunlar; ada modunda
çalışırken sistemin durmasına yol açacak bir arıza
oluştuğunda, bu esnada şebekede hiçbir sorun olmasa
dahi, beslenmekte olunan sistem etkilenecektir. Ayrıca,
şebeke ile enerji alışverişi de söz konusu olmayacaktır.
3) Frekans ayarları
ΔP yükü belirlenerek, df/dt hesaplanır. Makinelerin
entegre=stabil (isochronous) ya da orantısal (speed droop)
yük/hız karakteristiklerine dikkat edilmesi gerekir.
Burada; df/dt= frekansın birim (p.u.) değişimi, ΔP=
birim yük değişimi, H= eylemsizlik sabitini (kWs/kVA)
göstermektedir.
Şebekenin kararlı çalışma durumu bozulduğunda,
bununla paralel çalışan kojenerasyon sistemi röle değerleri
doğrultusunda şebekeden ayrılmakta ve ada modunda
çalışmaya devam etmektedir. Ada modunda çalışmaya
başladıktan sonra, üretilen aktif ve reaktif güçle, tüketilenin
eşit olması gereklidir (Şekil 2). Şebeke enerjisinin olmadığı
durumda bir ya da (n-1) sayıdaki ünitenin devre dışı olması
durumunda, tüketimle üretimi dengelemek zorunluluğu
doğar. Bu yük değişimi, ufak salınımlar için önemli
olmayabilir. Ancak, bara frekansının %90. f N değerlerine
inmesi kojenerasyon sistemi için büyük sıkıntılar doğurur.
Genellikle de, eğer yük atma uygulaması yoksa, sistemin
tamamının enerjisiz kalmasına yol açabilir. Bu nedenle,
kojenerasyon tesislerinden beslenen fabrikalarda, şebeke
enerjisinin gitmesi durumunda tamamen durmak ile yük
atma sistemi kurarak belirli yüklerin devreden çıkarılması
arasındaki fark iyi değerlendirilmelidir (Şekil 3). Aynı
zamanda ada modunda düşük frekans ile çalışılırsa,
şebekeye tekrar senkronizasyon sorunları da yaşanacaktır.
Sorunu, (Ada modunda iken) frekans için yakıt miktarını,
gerilim ayarı için ise uyartım akımını artırmakla manuel
olarak da gidermek mümkündür. Ancak, gerek arızanın
çok kısa sürede anlaşılması gerekse derhal karar verip
uygulama ve tepki alma, otomasyon sistemi kadar hızlı
olamamaktadır.
Uygulamada dikkat
tanımlanmaktadır:
edilmesi
gerekenler
aşağıda
1) Maksimum aşırı yük
Aslında bunun için bir sınır yoktur. Teorik olarak %100’e
kadar yük atma sağlanabilir. Makinelerin yük/frekans
eğrisine göre ayarlama yapılabilir.
2) Yük atma kademe sayısı ve kademelerdeki yük miktarları
Bunun için en basit yol, önceden bir yük yüzdesi
saptamak ve bir grup röleye bunu frekans düşmesi olarak
göndermektir.
96
Şekil 2. Aktif / Reaktif güç akışı.
4) Zaman ayarı (ya da gecikmesi)
Düşük gecikmeli röle kullanımı, aşırı yüklerin daha kısa
sürede devreden çıkmasını sağlayacaktır.
5.1) Frekans rölelerinin yerleşimi
Bazı yüklerin frekans düşmesine etkisi daha fazla olabilir.
Yerleşim bu nedenle önemlidir.
5.2) PLC çözümleri
Uygun seçim uygulanarak, PLC çözümü de uygulanabilir.
Çabuk değişiklikler bakımından da uygun çözüm olacaktır
(Şekil 4).
iki eşdeğer üniteden oluşmaktadır. Tek ünite çalışma
durumunda yük atma uygulamasının kaçınılmaz olduğu
görülmektedir.
2001-2005 arası şebeke ve işletme duruş istatistikleri
çıkarıldığında şöyle bir tablo oluşmaktadır:
Tablo 1. Şebeke Olay Sayısı (Sayı Olarak)
Tablo 1’i gören şebeke rölesinin ayar değerleri Tablo 2’deki gibidir:
Şekil 3. Yük atma şeması.
Tablo 2. Şebeke Rölesi Ayar Değerleri
Yük atma sisteminin uygulandığı yüklerin seçilebilir
olması da bakım yönetimi için önemlidir. Bakımda olan
tesis makinelerinin geçici de olsa yük atma sistemine
dahil edilmesi ile, diğer makinelerin devredışı edilmesi
engellenir.
Röle ayar değerlerinin dışındaki şebeke olaylarından yükler
etkilenmediği için, bunlar kaydedilmemiştir.
Kojenerasyon ünitelerinin bu beş yıllık dönem içerisindeki
toplam duruşları Tablo 3’te görülmektedir:
Tablo 3. Kojenerasyon Ünitelerinin Duruş Değerleri
(Yüzdesel)
Şekil 4. Yük atma uygulaması.
TOPKAPI ELEKTRİK SANTRALİNDE YÜK ATMA UYGULAMASI
12,2 MW kurulu gücünde olan işletme, barasından
doğrudan yaklaşık 8,5 MW’lık yükü beslemektedir. İşletme
Bu duruşlar;
• Planlı bakım,
• Kestirimci bakım,
• Arıza duruş ve bakımı,
• Test ve ölçüm duruşları,
• Yedek parça, servis bekleme,
• Müşteri talepleri,
• Gaz kesilmesi,
• Grev, vb. gibi
nedenlerden oluşmaktadır.
Tablolardan duruş sayısı azaldıkça, doğal olarak buna denk
gelen yük atma durumunun da azaldığı görülmektedir.
97
Ancak yapılacak çok basit ve ucuz yük atma uygulaması ile
bunu da sıfıra yaklaştırmak mümkün olabilecektir. Ayrıca
daha hassas yük durumlarında zararın çok daha büyük
olacağı düşünülmelidir.
SONUÇ VE ÇÖZÜM ÖNERİLERİ
Topkapı Elektrik Santrali’nde röle yerine PLC uygulaması
seçilmiştir (Şekil 4). Özellikle kış aylarına denk gelen
duruşlarda, şebeke olaylarında %5-10 arası ilave koruma
sağlandığı görülmektedir.
Fabrikaların teknik altyapısına göre uygulama tercih
edilmelidir.
KAYNAKLAR
[1] Özkaya M., Yüksek Gerilim Tekniği 2, İstanbul Teknik
Üniversitesi, İstanbul, 1988.
[2] Mahon L.L.J., Diesel Generator Handbook, Butterworth
Heinemann, Oxford, 2003.
[3] Blackburn J. L., Protective Relaying Principles and
Applications, Marcel Dekker, New York, 1998.
SUMMARY
When one of the units of a cogeneration power plant
stops, the load of the busbar can be selectively reduced to
last consumption. Grid failures really affect productions of
factories and power plants. These impacts can be reduced
by cogeneration power plants. It is possible to make load
shedding in case of unit(s) loss. This way, the reliability of
the production phase is increased.
98
Özel Sektör Elektrik Santrallerinde 154 KV Şalt Bakımlarının
Standartlaştırılması
Levent KILIÇ
Türkiye Şişe ve Cam Fabrikaları A.Ş.
Enerji Verimlilik Müdürlüğü
Ayşen BASA ARSOY
Kocaeli Üniversitesi
Elektrik Mühendisliği Bölümü
Fatih Mehmet NUROĞLU
Karadeniz Teknik Üniversitesi
Elektrik Elektronik Fakültesi
ÖZET
Ülkemizin artan elektrik enerjisi ihtiyacı ve özelleştirme
çalışmaları sonrasında, ulusal şebekeye yeni bağlanan ve
işletmeciliği değişmiş özel sektör elektrik santrallerinin sayısı
gün geçtikçe artmaktadır. Büyük güçteki bu santrallerin
şebekedeki etkileri de büyük olmaktadır. Santrallerin
şebekeye bağlanması için gerekli hesaplamalar daha çok
ekipmanların seçiminde ve korumaların hangi değerlere
göre ayarlanacağının belirlenmesinde rol oynamaktadır.
Ekipmanlar doğru seçilse de bazı özelliklerinin zamanla
kaybolması mümkündür. Bu nedenle şebeke güvenilirliği
kendine doğrudan bağlanmış bu ekipmanların doğru
kurulum ve işletmeciliğinden doğrudan etkilenmektedir.
Santrallerde, gerekli elektrik bakımlarında yapılacak işlerin
standartlaştırılması, çok çeşitli çalışma koşullarını haiz ve
çeşitlilik arz eden bu tür özel sektör santrallerinde yapılacak
işlerin
münferitlikten
kurtarılmasını
sağlayacaktır.
Bakımlar, özellikle bağlandıkları sistemin frekans, gerilim
ve güvenirlilik kalitesini etkiledikleri için, tüm katılımcıların
standart uygulaması önem taşımaktadır.
1. GİRİŞ
Bildiride, 154 kV enerji iletim hattı ile enterkonnekte
sisteme bağlanan bir (doğal gaz) termik santralinde,
şebeke kriterleri ve santral gereksinimleri doğrultusunda
yapılması gereken şalt sistemi bakımlarının standartlarının
belirlenmesi ve buna göre uygulanması incelenecektir.
Elektrik santralleri, temel olarak mekanik (türbin –
generatör) ve elektrik (yüksek gerilim şalt sistemi)
sisteminden oluşan pahalı yatırımlardır. Santralin öncelikle
ekipman kaybına kadar ulaşan plansız duruşlarının
azaltılması, bakım maliyetlerinin düşürülmesi ve
iş emniyeti için, ilave olarak ise çalışan moralinin
artırılması, üretimin istenildiğince gerçekleştirilmesi ve de
iyileştirmeler için planlı bakımların yapılması gereklidir.
Ulusal şebekeye bağlanan santrallerin sayısı her geçen
gün artmaktadır. Ulusal şebekeye bağlanmak için
gereken şartlar [1][2][3][4]de verilmiştir. Bunlara göre
yapılan hesaplar, bağlantı için gereken ekipmanların
doğru seçimini sağlayacaktır. Ancak işletmeye alındıktan
sonra bunların etkin işletmeciliği için gereken bir koşul
bulunmamaktadır.
Şalt sistemi primer ve sekonder sistem olmak üzere iki
kısma ayrılabilir (Şekil 1). Primer ekipmanlar olarak kesici,
ayırıcı, transformatör, vb., sekonder ekipmanlar olarak ise
koruma ve ölçme/izleme sistemleri tanımlanmaktadır[5].
Şebeke güç kalitesini doğrudan etkileyen sekonder
bakımlar için, TEİAŞ tarafından uygulanmakta olan ve özel
sektöre de önerilen bakım talimatları mevcuttur[6].
Bakım yapacak ekibin, özellikle ilgili standartlara uyması ve
uygulatması zorunluluk olmalıdır. Uygulama bakımından
ilgili bakım/test standartları (Tablo 1) oluşturulmuştur[7]
[8].
Şebeke güç kalitesi frekans, gerilim ve güvenilirlik
kriterlerinden oluşmaktadır. Şebeke Yönetmeliği’nin 2009
yılından itibaren uygulanmaya başlanan Yan Hizmetler
Yönetmeliği kapsamında, frekans ve gerilim kontrolüne
sürekli katılım sağlanmakta, toleransların dışına çıkanları
ağır cezalar beklemektedir. Buna uyma durumu anlık
olarak da raporlanmaktadır. Bir uyumsuzluk olmasa
dahi belli periyotlarla, akreditasyon yetkisi olan bağımsız
şirketlerce test yapılması da istenmektedir.
99
2. UYGULAMA ÖRNEĞİ
Burada standart hale gelmiş 154 kV sistemden ulusal
şebekeye bağlanan 252 MW’lık kojenerasyon santraline
ait şalt sahası bakımları standardize edilecektir.
2.1. Bakım Planlaması
Bakımlar, getirisi doğrudan görülemediği için gereksiz
masraf gibi görünebilir. Oysa bu, sigorta gibidir. Özellikle
elektrik ile ilgili personelin, elektrik ile ilgili bakımların
önemini bilmesi ve yetkililere doğru aktarabilmesi
gerekmektedir. Bakımın planlanmasında; sürekli üretimin
gerekliliği, ekipmanın bakımı mı yoksa arıza nedeniyle
değişiminin mi tercih edileceği, bunların karşılaştırmalı
maliyetleri, öncelikleri, bakım ekibinin seçimi, yapılan
işlerin onayı, raporlanması, daha sonrasında periyodik
takibi önemlidir.
2.1.1. Sorumlulukların belirlenmesi
Bakım yapacak ekibin, saha sorumlusunun, özellikle şalt
bakımlarında manevra yapacak TEİAŞ personelinin ve bağlı
bulunulan Yük Tevzi Sistemi ilgililerinin, karşılıklı tam uyum
içerisinde hareket etmesi gerekmektedir. Özellikle kısmi
enerjili sahalarda yapılan bakımlarda, saha sorumlusunun
iş süresince işin başında olması hayati önem taşımaktadır.
Şekil 1. Primer / Sekonder sistem.
Frekans ve gerilim kadar önemli olan ve hatta onları
doğrudan etkileyen santral periyodik bakımlarının da, her
ne kadar işletmelere başlangıçta ağır yükler getirse de, aynı
yöntemle kontrol altına alınmasına gerek duyulmaktadır.
Bakım şirketlerinin de akredite süreç ve koşullarını
sağlamaları gereklidir.
Tablo 1. Bakım/Test Standartları
2.1.2. Zaman planlaması
Zaman, gerek ekipmanların çalışma koşullarına, gerek
ekonomik ömürlerine ve gerekse şebeke ve işletme
şartlarının kesiştiği noktada yapılmalıdır.
2.1.3. İş planlaması
Özellikle teknik işlerde, yapılan işin teknik değerlerinin
verilmesi önemlidir. Bu değerlerin üretici verileriyle, işletme
koşullarında maruz kaldığı durumun karşılaştırılması
önemlidir. Sayısal yapılmayan, görülmeyen bakımların
teknik anlamda geçerliliği olmayacaktır.
2.1.4. Kayıt
Kolay ulaşılabilir ve anlaşılabilir formlar her zaman fayda
sağlayacaktır. Kayıtlar düzenli ve standart oluşturulmalıdır.
2.2. Teknik Gereklilikler
2.2.1 Saha projeleri
Saha projelerinin güncel olması gerekmektedir. Güncel
olmayan, sadece belli kişilerin bildiği, fakat revize
edilmemiş projelerde, telafisi zor can ve mal kaybına
neden olacak olaylar yaşanabilecektir (Şekil 2).
2.2.2. Ekipmanların listelenmesi
Elektrik sistemi bir santralin şebekeye bağlantısındaki en
hayati yerdir. Bu sistemin aksaması doğrudan santralin
aksamasına yol açacaktır. Bu sistemde yaşanabilecek bir
arızanın etkisi doğrudan diğer santral ekipmanlarının
da olumsuz etkilenmesine yol açacaktır. Bu nedenle
100
ekipmanların eksiksiz listelenmesi ve önem derecesine göre
bakım programına alınması gerekmektedir (Tablo 2)[9].
Santralin çalışma durumları (tam yük, kısmi yük, gece
durma, vb.), şebekede yaşanan olayların etkileri, santral
personelinin tecrübeleri, bölge sistem yöneticisinin
önerileri, diğer santrallerden elde edilebilecek veriler, daha
etkin bir sistemin kurulmasına olanak sağlayacaktır.
Şekil 2. Tek hat diyagramı.
Şebeke güvenilirliğinin artırılmasında özel sektör
santrallerinin önemli etkisi bulunmaktadır. Bu nedenle
santrallerdeki bakımların standartlaştırılması önemlidir.
Bu standartlaşmanın Yan Hizmetler Yönetmeliği
kapsamında yapılmasının etkili olacağı düşünülmektedir.
Bakım yapacak şirketlerin akreditasyon sürecinden
geçerek yetkilendirilmeleri önemlidir. Bu özel sektörün
seçim kriterlerine de kolaylık sağlayacaktır.
Santrallerde,
sürekli
güncel
projeler
tutulması
gerekmektedir.
2.2.3. Periyodu etkileyen çevre koşulları
Santralin bulunduğu noktanın, ekipmanların ömürlerine
doğrudan etkisi bulunmaktadır. Bu nedenle her santralin
bakım periyodu aynı olmayacaktır.
KAYNAKLAR
[1] 26.11.2009 Tarihli ve 27418 Sayılı Elektrik Piyasası
Şebeke Yönetmeliği.
[2] 16.12.2009 Tarihli ve 27434 Sayılı Elektrik Tesisleri Proje
Yönetmeliği.
Tablo 2. Bakım Listesi
101
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
13.05.2010 Tarihli ve 27580 Sayılı Elektrik Piyasası Yan
Hizmetler Yönetmeliği.
10.11.2004 Tarihli ve 25639 Sayılı Elektrik İletim Sistemi
Arz Güvenilirliği ve Kalite Yönetmeliği.
Kaempfer S., Kopatsch G., Switchgear Manual, ABB AG,
Germany, 2012.
www.teias.gov.tr
www.iec.ch
www.ieee.org
Şişecam Mersin Cogeneration Powerplant Data.
SUMMARY
Power plants are expensive investments. As they will be
connected to the national grid, their impacts need to be well
analyzed. The maintenance on power plants occurs periodically.
As the increase of power plants connected to national grid and
the change in marketing conditions such as time sequence to
have an active role may require an additional machine to the
existing structure.
Obtaining the correct procedure from the grid and power
plant itself and also running them correctly in coordination
will increase the accuracy and efficiency of the maintenance.
Failure to do so can not be corrected due to the change in
structure, even if it is technically possible. In addition, the
system operator by the grid side bring strict rules that have to
be obeyed by the plant operator.
Prosedures have to be obeyed by all power plants in the
same way. Grid connection criterias have to be applied and
standartized for all items. This will not only provide more
reliability but also less faults.
Although some studies are available on maintenance of
generating units connected to high voltage level, the private
sector contribution to the literature is not enough. This study is
based on execution of international standards in practice.
102
Türkiye’de Doğal Gaz Tüketiminin İncelenmesi ve
Farklı Yönlerden İrdelelenmesi
M. Ayşe YIKILMAZ
Enerji Enstitüsü
A. Beril TUĞRUL
Enerji Enstitüsü
ÖZET
Türkiye, kısıtlı enerji kaynakları nedeniyle enerji ihtiyacının
önemli bir kısmını ithal kaynaklardan karşılamaktadır.
Enerjide dışa bağımlılığı oldukça yüksek olan ülkemizde,
yerli üretimin tüketimi karşılama oranı ise hayli düşüktür.
Bu çalışmada, 2008-2014 yılları arasında Türkiye’nin doğal
gaz tüketimi günlük, haftalık, aylık, mevsimlik ve yıllık bazda
analiz edilmektedir. Ulaşılan sonuçlarla, ithalat bağımlılığı,
iletim hatlarının kapasitesi, elektrik üretiminde doğal gaz
yakıtlı santrallerin oranı, depolama tesislerinin kapasiteleri
vb. bileşenler değerlendirilmektedir. Bu bağlamda, doğal gaz
arzı değer zincirinde yaşanabilecek darboğazların önüne
geçilmesi ve kısa dönemli arz kesintilerinin en aza indirgenerek
Türkiye doğal gaz arz güvenliğinin sağlanmasına katkı
sağlayacak argümanlar belirlenerek irdelenmektedir.
1. GİRİŞ
Toplumlar ve toplumları oluşturan bireylerin varlıklarını
sürdürebilmeleri için gerekli olan gıda ve temiz suyun
temini, yaşam standartlarını iyileştirme eğiliminin bir
sonucu olarak karşımıza çıkan sanayileşme, kentleşme ve
teknolojik gelişmeler, temel ihtiyaçların karşılanmasının
başka bir temel ihtiyaç olan enerji ile mümkün olduğu
gerçeğini gün yüzüne çıkarmaktadır[1-4].
Enerjiye erişim, temel ihtiyaçları karşılama güdüsünün
bir sonucu olan toplumsal ve sosyal boyutunun yanı
sıra, ülkelerin iç ve dış politikalarına yön veren, siyasi
dengelerin enerji zengini ülkelerin lehine değiştiği küresel,
politik bir mesele olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu durum,
ülkelerin enerji kaynak tedariğinde usul farklılıklarını da
beraberinde getirmektedir. Ülkeler, tarımdan endüstriye,
iklimlendirmeden ulaşıma kadar hayatın her alanında
kritik öneme sahip olan enerjiyi temin etmek, nüfus,
ekonomi ve gelişmişlik düzeyleriyle doğru orantılı olarak
değişkenlik gösteren enerji ihtiyaçlarını karşılayabilmek
adına kaynak arayışına girmiş bulunmaktadırlar.
Enerji, mevsim ve gece-gündüz fark etmeksizin her daim
önde gelen bir gereksinim durumundadır. Bu nedenle,
enerji üretiminin sürekli ve güvenilir olması öncelik arz
etmektedir. Kesintisiz ve güvenilir enerji temini dendiğinde,
“emre amadelik” kavramı ön plana çıkmaktadır. Sözlük
anlamıyla emre amadelik, verilen bir komutun her an
yerine getirilebilir olması demek iken, enerji üretimi için
emre amadelik, enerji santrallerinin herhangi bir anda
üretimde olma veya üretime hazır olması anlamına
gelmektedir[5][6]. Pratikte emre amadelik, kapasite
faktörü ile de ifade edilebilmektedir ve enerji santralleri
mukayesesinde önemli bir kavram durumundadır.
Kapasite faktörü, “belli bir zaman aralığı için, bir santralin
üretmiş olduğu elektrik enerjisinin, santralin o zaman
diliminde üretebileceği maksimum enerji miktarına
oranıdır” şeklinde tanımlanabilmektedir[7].
Tablo 1’de görüldüğü üzere, (karbon yakalama ve tutma
teknolojili) kömür santralleri, doğal gaz kombine çevrim
santralleri ve nükleer santrallerin kapasite faktörleri %85
mertebesindedir. Ancak bu santraller, ortalama gecelik
maliyet, ortalama kurulum ve kullanım süresi, işletme ve
bakım maliyetleri vb. özellikleri ile birbirlerinden oldukça
farklılaşmaktadırlar. Doğal gaz kombine çevrim santralleri,
kömür ve nükleer santrallere kıyasla, hem ortalama gecelik
maliyet hem de işletme ve bakım maliyetleri açısından oldukça
avantajlıdır. Ayrıca, doğal gaz santrallerinin ortalama kurulum
süresi, kömür santrallerinin yarısı, nükleer santrallerin ise
üçte birinden daha az olmaktadır. Bu bağlamda, doğal gaz
kullanımı dünyada giderek yaygınlaşmaktadır.
Doğal gaz piyasası gün geçtikçe daha küresel bir yapıya
ulaşmaktadır. Gelişen ekonomiler ve artan enerji talebi
doğal gaz ihtiyacını artırmakta ve yeni rezervuarların
bulunmasını teşvik etmektedir. 2040 yılı projeksiyonlarına
göre, enerji arzındaki en büyük büyümenin doğal gazdan
gelmesi beklenmektedir. Çok amaçlı kullanımı, ekonomik
oluşu ve elektrik üretimi amaçlı kullanımında kömüre
kıyasla %60 daha az CO2 salımına sebep olması nedeniyle
doğal gazın, enerji kaynakları içerisindeki öneminin giderek
artması beklenmektedir. Ayrıca, teknolojik gelişmelerle
birlikte yeni bulunan konvansiyonel ve konvansiyonel
103
olmayan gaz rezervlerinin piyasalara girişiyle, küresel
enerji arzının piyasalardaki rekabetinin artması ve fiyat
politikalarının değişmesiyle bölgeler arası fiyat farklarının
azalması beklenmektedir[8][9]. Bu durumda, doğal gazın
yirmi birinci yüzyılda etkinliğini artırarak enerji politikaları
ve enerji planlamalarında yerini alması beklenmektedir.
anlaşmaları imzalamıştır. Tablo 2’de mevcut doğal gaz
alım anlaşmaları verilmektedir.
Tablo 1. Enerji Kaynaklarına Göre Santral Özellikleri[10]
Şekil 2. Türkiye doğal gaz tüketiminde yerli üretimin payı
ve gelişimi (milyon metreküp)[12].
*Karbon yakalama ve tutma teknolojisi ile.
**Karadaki (onshore) rüzgâr santralleri.
2. TÜRKİYE’DE DOĞAL GAZ
Artan nüfusu ve büyümekte olan ekonomisi ile enerji
talebi her geçen gün daha da artan Türkiye, kısıtlı
enerji kaynakları nedeniyle enerji ihtiyacının önemli bir
kısmını ithal kaynaklardan karşılamaktadır. Enerjide dışa
bağımlılığı oldukça yüksek olan ülkemizde, yerli üretimin
tüketimi karşılama oranı ise hayli düşüktür. Şekil 1’de,
Türkiye’de enerji üretiminin yıllara göre tüketimi karşılama
oranı görülmektedir[11]. Bu durum, Türkiye’nin enerjide
giderek dışa bağımlılığının arttığını göstermektedir.
Tablo 2. Doğal Gaz Alım Anlaşmaları[13]
* 9000 kcal/m³ ısıl değer baz alınmıştır.
2014 yıl sonu itibariyle kaynak bazında kurulu güç
oranlarına bakıldığında, doğal gaz santrallerinin
21.476 MW ile Türkiye’nin toplam kurulu gücünün
yaklaşık üçte birini oluşturduğu görülmektedir. Doğal
gaz tüketiminin yaklaşık %46’sı ise elektrik üretiminde
kullanılmaktadır[12]. Şekil 3’te Türkiye doğal gaz kurulu
güç gelişimi görülmektedir.
Şekil 1. Türkiye’de enerji üretiminin yıllara göre tüketimi
karşılama oranı[11].
Şekil 2’de, Türkiye doğal gaz tüketiminde yerli üretimin
payı ve gelişimi gösterilmiştir. Şekil 2’den de anlaşılacağı
üzere, yerli üretimin tüketimi karşılama oranı oldukça
düşüktür ve bu sebeple Türkiye, doğal gaz ihtiyacının
neredeyse tamamını ithalat ile karşılamaktadır.
Doğal gazın Türkiye’nin enerji ihtiyacını karşılamadaki
önemi oldukça büyüktür. Bu bağlamda doğal gazın enerji
arz güvenliğinin sağlanmasındaki rolü de yadsınamaz
derecede fazladır. Jeopolitik ve konjonktürel gelişmelerden
kolayca etkilenen doğal gaz arzının kesintisiz ve güvenilir
bir şekilde devam edebilmesi adına Türkiye, dünyanın
önemli bazı doğal gaz ihracatçılarıyla doğal gaz alım
104
Şekil 3. 2014 yıl sonu itibariyle Türkiye doğal gaz kurulu
güç gelişimi (MW) [12][14].
Doğal gazın, ithalat oranları, toplam kurulu güçteki
ve elektrik üretimindeki payı, evsel kullanım, ısınma,
ulaşım vb. nihai tüketim alanlarının çeşitliliği, yatırım
maliyetlerinin ve amortisman sürelerinin görece düşük
olması ülkemizin gerçeklerini oluşturmaktadır. Bu
bağlamda, değinilen hususlarla beraber komşu ülkelerdeki
rezerv bolluğu vb. sebepler dikkate alındığında, doğal
gazın Türkiye enerji sektörü ve ülke ekonomisi içindeki yeri
hayli kritiktir. Ülkemizin, özellikle elektrik üretiminde artan
doğal gaz talebini karşılayabilmek için komşu ve çevre
ülkelerdeki kaynaklardan faydalanabilmesi, kesintisiz ve
güvenilir doğal gaz arzı sağlayabilmesi, enerji arz güvenliği
açısından önem taşımaktadır.
Ülkemizin doğal gaz ithal ettiği ülkeler içerisinde en
büyük paya sahip olan ülke Rusya’dır. Arz güvenliğinin
sağlanmasında kaynak ülke çeşitliliği oldukça önemlidir
ve ithalatta Rusya’nın payı arz güvenliği için ciddi bir risk
teşkil etmektedir. Bu bağlamda, farklı ihracatçı ülkelerin
değerlendirilip, yeni alım anlaşmaları ve uluslararası
projelerle hem kaynak ülke sayısının artırılması hem
de ülkelere olan bağımlılık oranlarının azaltılması arz
güvenliğinin tesis edilmesi yolunda atılacak önemli
adımlar olacaktır. Şekil 4’te, 2013 yıl sonu itibariyle kaynak
ülkeler bazında Türkiye’nin doğal gaz ithalat payları
gösterilmiştir.
Doğal gaz tüketiminin yüksek olduğu kış aylarında ve
elektrik üretiminde doğal gaza olan talebin yaz aylarında
aşırı artışında, kısa süreli veya dönemsel doğal gaz arz
açığı oluşabilmektedir. İthalat kesintileri, ani talep artışları,
boru hatlarındaki bakımlar gibi sebeplerden dolayı
yaşanabilecek arz açıklarını tolere etmede ve tüketiciye
yansımalarını en aza indirmede spot piyasadan arz açığını
telafi edecek miktarda yapılan LNG ithalatı ve doğal gaz
depolama tesisleri kilit öneme sahip olmaktadır.
Şekil 5. Yıllara göre günlük doğal gaz tüketimi
karşılaştırması (Sm3/gün).
Şekil 6. Yıllık toplam doğal gaz tüketiminin aylık bazda
mukayese grafiği (Sm3) (2008-2014).
Şekil 7. Yıllık doğal gaz tüketiminin aylık bazda günlük
ortalama olarak mukayese grafiği (Sm3/gün) (2008-2014).
* Spot LNG ithalatının yapıldığı ülkeleri temsil etmektedir.
Şekil 4. 2013 yılı kaynak ülkeler bazında Türkiye’nin doğal
gaz ithalatı[15]
Yıllara göre ilkbahar, yaz, sonbahar ve kış mevsimlerine
göre toplam doğal gaz tüketimlerine ilişkin mukayeseli
değerlendirme grafikleri Şekil 8’de verilmektedir.
3. TÜRKİYE DOĞAL GAZ TÜKETİMİNİN İRDELENMESİ
Bu çalışmada, 2008-2014 yılları arasında Türkiye’nin doğal
gaz tüketiminin günlük, aylık, mevsimlik ve yıllık bazda
irdelemesi yapılmaktadır[4]. İncelenen son 7 yıl için yıllık
doğal gaz tüketimi (365 güne ilişkin verilerden hareketle)
mukayesesi Şekil 5’te görülmektedir.
İncelenen son 7 yıl için yıllık toplam doğal gaz tüketimi
(aylık bazda) mukayeseli grafik olarak Şekil 6’da, aylık bazda
günlük ortalama bağlamında Şekil 7’de görülmektedir.
Şekil 8. Mevsimlere göre toplam doğal gaz tüketimi
mukayesesi (Sm3) (2008-2014).
105
4. SONUÇ
Türkiye’nin emre amade enerji kaynakları ve kurulu
santral gücü içinde yadsınamaz bir yere sahip olan doğal
gazın önemi, tüm incelemelerde kendini göstermektedir.
Ancak, Türkiye’nin enerji kaynaklarında dışa bağımlılığını,
özellikle Rusya bazında artırdığı da bir gerçek olarak
karşımıza çıkmaktadır. Bu bağlamda, ülkenin bütçe
açığında, doğal gaz ithalatının önemli bir yer tuttuğu da
kendini göstermektedir. Türkiye’nin doğal gaz ithalatına
bakıldığında ise, beklenti doğrultusunda kış aylarında
tüketimin daha yüksek ve buna karşın yaz aylarında
daha düşük bir talebin olduğu görülmektedir. Bununla
beraber, aradaki fark nisbi olarak çok da büyük değildir.
Bu husus, emre amade baz santralleri arasında doğal gaz
santrallerinin yer alıyor olmasından kaynaklanmaktadır
denebilir. Ayrıca, doğal gaza olan bağımlılığın azaltılması
hedeflenmesine karşın, son 7 yıla ilişkin tüm tüketim
verilerinde, söz konusu bu süreçte, doğal gaz tüketiminde
artış trendi farkedilmektedir. Öz olarak ifade edilmek
istenirse; ülkemiz için öz kaynak payı çok düşük olmasına
karşın doğal gazın, tüketimde gösterdiği artış trendi ve
tercih edilirliği, yakın ve orta vadeli gelecekte etkinliğini
koruyacağını göstermektedir.
KAYNAKLAR
[1] Tugrul A.B., “Energy Policy and Interactions with Politics
and Economics”, International Conference on Energy
Environmental Engineering - ICEEE 2014, Proc. pp. 801
804, 21-22 November 2014, Paris-France.
[2] Tugrul A.B., Cimen S., “Energy Initiatives for Turkey”,
International Conference on Economics and
Econometrics - ICEE 2013, Proc. pp. 40-44, 2-3 December
2013, Dubai-BAE.
[3] Tuğrul A.B., “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, 15. Uluslararası
Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009 Bildiri Kitabı, s: 15
17, 13-15 Mayıs 2009, İstanbul.
[4] Yıkılmaz M.A., “Türkiye Doğal Gaz Tüketimi
Değerlendirmesi”, İTÜ Enerji Enstitüsü, Yüksek Lisans
Tezi 2015 (Teslim aşamasındadır).
[5] Engin B., Tuğrul A.B., “Evaluation of Natural Gas Supply
Security in Turkey with Future Projection”,
“Journal of Energy and Power Engineering, Vol. 8, No 7, pp. 1237-1245, July 2014.
[6] Engin B., Tugrul A.B., “Supply Security of Natural Gas in
Turkey and SWOT Analysis”, The International
Conference on Water, Energy and Environment
(ICWEE’2013), CD, Proc. 87/1-10, 21-24 Sept. 2013,
Kuşadası-Turkey.
[7] U.S. Energy Information Administration (U.S. EIA),
(2013). “Overview of oil and natural gas in the Eastern
Mediterranean Region”, August 15, 2013.
[8] Exxon Mobil, (2014). “The Outlook for Energy: A View to
2040”, Texas.
[9] International Energy Agency (IEA), (2013). “World Energy Outlook 2013”, OECD/IEA, Paris.
106
[10] International Energy Agency (IEA), OECD Nuclear
Energy Agency (NEA), (2010). Projected Costs of
Generating Electricity, 2010 edition, OECD/IEA, Paris.
[11] Dünya Enerji Konseyi -Türk Milli Komitesi (DEK-TMK),
“Enerji Raporu”, 2010, Ankara
[12] ETKB, (2014). “Dünya ve Ülkemiz Enerji ve Tabii Kaynaklar
Görünümü”, Strateji Geliştirme Başkanlığı Ankara.
[13] BOTAŞ (2014). “Doğal Gaz Alım Anlaşmaları”, Alındığı
tarih: 11.11.2014, Adres: http://www.botas.gov.tr/
index.asp
[14] Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (TEİAŞ), (2015). Kurulu Güç, Yük Tevzi Daire Başkanlığı İşletme Faaliyetleri Raporları. Adres: http://www.teias.gov.tr/YukTevziRaporlari.aspx, Alındığı tarih: 08.02.2015.
[15] Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK), (2014).
“Doğal Gaz Piyasası 2013 Yılı Sektör Raporu”, Strateji Geliştirme Dairesi Başkanlığı, Ankara.
SUMMARY
Due to its limited indigenous resourses, Turkey supplies
majority of its increasing energy needs, resulting from its
growing population and economy, by imports. With a very
small share of domestic production in energy supply, Turkey
is increasingly dependent on imports. Conventional natural
gas’ import rates, share in installed capacity and electricity
production, variety of end-use sectors including the residential,
commercial, industrial and transportation sectors, relatively
low overnight investment costs and depreciable lifeconstitute
Turkey’s energy facts. Regarding the above mentioned facts
and the neighbouring countries rich in resources, natural
gas holds an inevitably critical share in Turkish economy
and energy sector. It is of significant importance that Turkey
should benefit from neighbouring and nearby countries in
order to meet the growing natural gas demand, particularly
in electricity production, in a continuous and reliable manner
and contribute to security of supply. During winter when
natural gas consumption increases and during summer
when natural gas demand in electricity production grows
extremely, short-term natural gas supply shortages may
occur. There is also the risk of supply shortages resulting from
unplanned supply outages from imports, sudden increase in
energy demand or maintenance of pipelines. Hence, spot LNG
imports and natural gas storage facilities are of the essence on
tolerating possible suppy deficits and reducing the reflections
on consumers. In this study, natural gas consumption of
Turkey during 2008-2014 is analyzed on a daily, monthly,
seasonal and annual basis. Results of this study are utilized
to assess elements such as dependence on imports, capacity
of transmission lines, and share of natural gas-fired power
plants in electricity production and total capacity of natural
gas storage facilities. In this context, arguments regarding
avoiding possible bottlenecks on natural gas supply chain and
minimizing the risk of any supply shortages to contribute to
the security of natural gas supply in Turkey are addressed.
Nükleer Santrallerin Enerji Piyasasına Etkisinin İncelenmesi ve
Ülkemiz Açısından Değerlendirilmesi
Mehmet ŞİMŞEK
Enerji Enstitüsü
A. Beril TUĞRUL
Enerji Enstitüsü
ÖZET
Enerjiye duyulan gereksinim, dünya çapında dinamik
bir enerji piyasası oluşumuna sebep olmuştur. Piyasa
dinamikleri ekonomik, teknolojik ve yerel kaynaklar
gibi birçok parametre üzerine kurulu olmakla beraber,
siyasi faktörler gibi dış politikayı güdümleyen
argümanlara da sahip bulunmaktadır. Nükleer
santraller enerji piyasalarının istikrarını sağlayan
bir argüman olarak nitelendirilmektedir. Çalışmada,
bu husus örnekleriyle vurgulanmaktadır. Baz santral
olmasına karşın, ülkemizde şimdiye dek uygulamaya
geçirilemeyen tek kaynak olan nükleer enerjinin devreye
girmesi ile emre amade enerji arzında önemli bir girdi
oluşturması beklenmektedir. Bu çalışmada, ülkemizin
ilk nükleer santrali olacak olan Akkuyu Nükleer Güç
Santral (NGS)’inin Türkiye Enerji Piyasasına yapacağı
etki incelenmektedir. Bu amaçla, halen çalışmaları
devam eden Akkuyu NGS’nin piyasaya yapacağı etki
değerlendirilmektedir. Dört üniteden oluşacak olan
Akkuyu NGS’nin devreye giriş tarihleri öngörülüp APLUS
modelleme programı kullanılarak enerji piyasasına
etkisinin irdelenmesi gerçeklenmektedir.
santraller enerji piyasalarının istikrarını sağlayan önemli
bir argüman olmakta ve ulusal enerji arz güvenliğini
doğrudan etkilemektedir. Ulusal olarak yapılan tüm
planlamalarda enerji son derece etkin bir rol oynarken,
ülke jeopolitiği de enerji politikalarında stratejik öneme
sahip bulunmaktadır[5-7].
TÜRKİYE AÇISINDAN DURUM DEĞERLENDİRMESİ
Ülkemiz için de enerji yadsınamaz bir öneme sahip
bulunmakta olup, enerjiye ulaşım ve kullanım politikaları,
etkin olarak hayata geçirilmeye çalışılmaktadır. Nitekim,
İktisadi İşbirliği ve Kalkınma Teşkilatı (OECD) ülkeleri
içerisinde, geçtiğimiz 10 yıllık dönemde Türkiye, yıllık
ortalama %6-7 oranında artışla enerji talep artışının en
hızlı gerçekleştiği ülke durumundadır[8].
Özellikle, sanayileşme ve şehirleşmenin ekonomik
gelişmeleri tetiklemesiyle talep giderek artan bir
profil çizmiştir. Bu durum artan nüfus da göz önünde
bulundurulursa gelecek için büyük bir potansiyel
artışa işaret etmektedir. Uluslararası Enerji Ajansı (EIA)
raporlarına göre bu artışın 2015 – 2030 döneminde
yıllık ortalama % 4,5 oranında görülmesi beklenmektedir
(Tablo 1)[9].
GİRİŞ
Globalleşen dünyada ülkelerin enerji gereksinimleri; sanayi
devriminden sonra nüfus artışı ve teknolojik gelişimlerle
birlikte değişim geçirerek yeni şartlara ayak uydurabilmek
için giderek artmaktadır. Enerji kaynaklarının kısıtlı olması,
tüm kaynakların etkin olarak kullanılmasına yönelik
çalışmaları artırmış olup daha ucuz, daha temiz ve daha
verimli yöntemlerle enerjinin sürdürülebilir olarak üretimi
de ön plana çıkmıştır. Bu bağlamda, pek çok ülkenin ve bu
arada ülkemizin de nükleer santraller kurmayı gündemine
aldığı gözlenmektedir[1-4].
Ülkemizde, elektrik enerjisi ihtiyacı, esas olarak doğal
gaz ve kömürden karşılanmaktadır[10]. Şekil 1’de
Türkiye’de elektrik enerjisi üretiminin kaynaklara
göre dağılımı gösterilmektedir. Görüldüğü gibi ciddi
oranlarda yurt dışından tedarik ediliyor olması
nedeniyle alternatif birçok politika belirlenmiş ve
uygulamaya konulmaya çalışılmıştır. Ancak söz konusu
bu politikaların şimdiye dek başarıyla uygulandığı da
söylenememektedir[11].
Enerji piyasası, enerjiye duyulan gereksinim çerçevesinde
dünya çapında dinamik bir yapıya sahip bulunmaktadır.
Piyasa dinamikleri ekonomik, teknolojik ve yerel kaynaklar
gibi birçok parametreden etkilenmekte, fazla olarak
siyasi faktörlerle birlikte dış politikayı da güdümleyen
argümanlara sahip bulunmaktadır. Bu bağlamda, nükleer
Ülkemizde, enerjinin cari açığa olan etkisi
yadsınamaz bir gerçektir. Zira Türkiye enerji kaynakları
bakımından %72 gibi büyük bir oranda yurt dışına
bağlı bir ülke durumundadır. Bu oranın mümkün
olduğunca düşürülebilmesi için her türlü seçeneğin
değerlendirilmesi gerektiği aşikârdır.
107
•Çevre dostu olması (hava kirliliği ve iklim değişikliğine yapacağı pozitif katkı)
sebepleriyle çok boyutlu ve uzun soluklu enerji politika
ve stratejilerimizde önemli bir oyuncu olarak yerini
almaktadır denebilir.
Şekil 1. 2013 yılı genelinde üretim tipine göre enerji
üretimi (TEİAŞ, 2014)[12].
Tablo 1. Türkiye Elektrik Üretim Talebi Senaryoları
(TEİAŞ,2013)[13]
Önemli bir baz santral olmasına karşın, ülkemizde
şimdiye dek uygulamaya geçirilemeyen nükleer enerjinin
devreye girmesi ile emre amade enerji arzında önemli
bir girdi oluşturması beklenmektedir. Bu bağlamda,
ülkemizin ilk nükleer santrali olacak olan Akkuyu
Nükleer Güç Santral (NGS)’inin Türkiye Enerji Piyasasına
yapacağı etkinin incelenmesi enerji politikaları açısından
önem arz etmektedir. Dolayısıyla, halen çalışmaları
devam eden Akkuyu NGS’nin piyasaya yapacağı etki
değerlendirilmesinin rasyonel şekilde yapılması bir
gereklilik olarak kendini göstermektedir.
APLUS BİLGİSAYAR PROGRAMI
APLUS bilgisayar programı gelişkin bir yazılım olup, Türkiye
Elektrik Piyasasının modellenmesi, analiz edilmesi ve ileriye
dönük trend ve yönelimlerinin belirlenmesi ile piyasa
izlemesine yönelik geriye dönük analiz yapılmasına olanak
veren bir programdır (APLUS, 2015)[16]. Programda kullanılan
modelleme çerçevesinde oluşturulan veritabanında göz
önünde bulundurulan parametreler Şekil 2’de verilmektedir.
NÜKLEER ENERJİ SEÇENEĞİ
Verilen tüm bu arz ve talebe ilişkin bilgiler ışığında,
gelecek dönemde artan talebin dengelenebilmesi
için her yıl ortalama 4.000-5.000 MW üretim tesisinin
devreye
alınması
gerektiği
belirtilmektedir[14].
Hâlihazırda devam eden yatırımlar ile gerek
yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı tesislerin
kapasite faktörlerinin düşük olması ve gerekse bu
talebi karşılamak için gerekli yatırımların yeteri kadar
yapılamamış olması nedeniyle gelecekteki enerji
talebinin karşılanamayacağı öngörüsü yapılmaktadır.
Bu da, “enerji açığı” anlamına gelmektedir. Bu açığın
telafi edilmesi adına, ülkemizde enerji üretiminde
kullanılamayan tek kaynak olan nükleer enerji son
dönemde öne çıkan en önemli alternatif olarak
görülmektedir. Enerji temin kaynaklarına nükleerin de
dâhil edilmesiyle söz konusu enerji açığının daha kolay
kapatılabileceği yapılan çalışmalarla gösterilmiştir[15].
Bu çerçevede nükleer enerji;
•Enerjide dışa bağımlılığının azaltılması,
•Sürekli ve güvenilir kaynak olması,
•Emre amadeliğinin yüksek olması,
•Öngörülen enerji açığını ciddi oranda gidermesi,
•Arz güvenliği ve fiyat istikrarına yapacağı katkı,
108
Şekil 2. APLUS bilgisayar programında kullanılan
modelleme çerçevesinde oluşturulan veritabanında göz
önünde bulundurulan parametreler (APLUS, 2015)[16].
APLUS bilgisayar programı, orta ve uzun vadeli öngörüler
için piyasaya yeni kapasite girişlerini modelleyebilmektedir.
Bu çalışmada, yazılımın söz konusu bu performansı
kullanılarak öngörülen fiyatlar, maliyetler ve yük eğrisi ile
piyasaya nükleer santraller için kaynak türü bazında yeni
kapasite girişleri ile ilgili tahmin yapılabilme özelliğinden
yararlanılmıştır.
değerlendirilmektedir. Bu yöntem sayesinde gerçek piyasa
koşulları model içerisinde yansıtılmakta ve fiyat tahminleri
bu doğrultuda hesaplanabilmektedir.
Programın metodolojisi fundamental model anlayışı
üzerine geliştirilmiş olup ilgili saatte arz ile talebin
kesiştirildiği noktada marjinal fiyat esasına dayalı olarak
piyasa takas fiyatının belirlenmesine olanak tanımaktadır.
Bu bağlamda öncelikle yıllık talep tahmini yapılmaktadır.
Talep tahmini GSYİH, Türkiye nüfusu, enerji verimliliği
beklentileri ile elektrikli arabaların elektrik tüketimi
üzerindeki etkileri dikkate alınarak hesaplanmaktadır. Talep
tarafı yıllık olarak tahmin edilip saatlik profillere kırıldıktan
sonra arz tarafı için üretim tahmini yapılmaktadır. Bu
kapsamda öncelikle ithalat ve ihracata ilişkin kapasite
faktörleri ile rüzgâr, jeotermal, nehir tipi hidro, biokütle gibi
yenilebilir tipli santrallerin kapasite faktörleri dikkate alınarak
üretim tahmini yapılmaktadır. Daha sonra Yap İşlet Devret,
Yap İşlet tipli santrallerin öngörülen üretimleri ve puant
saatlerde üretim yaptığı varsayılan rezervuar tipli hidrolik
santrallerin tahmini üretimleri hesaplanmaktadır. Gelecek
yıllara ilişkin öngörülen bu üretim tahminleri toplanarak
talep tahmininden düşürülmektedir. Geriye kalan talep
miktarı ise marjinal maliyet esasına göre sıralanan termik
santrallerin ilgili saatte piyasaya sundukları emre amade
kapasitesi ile eşleştirilmektedir. Böylelikle, talep ile arzın
kesiştiği noktada bulunan ilgili santralin marjinal maliyeti o
saatteki piyasa takas fiyatını oluşturmaktadır. Yapılan işlem
Şekil 3’te detaylı bir şekilde gösterilmektedir.
AKKUYU NÜKLEER GÜÇ SANTRALİNİN ENERJİ PİYASASINA
ETKİSİNİN APLUS BİLGİSAYAR PROGRAMI İLE İNCELENMESİ
APLUS bilgisayar programı ile geleceğe ilişkin 10 (on) yıllık
elektrik üretim-tüketim modellemesi yapılmış ve elektrik
üretimine ilk nükleer güç santralinin dâhil olmasının
etkileri çeşitli açılardan incelenmiştir. (Şimşek, 2015). Bir
başka deyişle, Akkuyu NGS’nin devreye giriş tarihi olarak
2020 yılı olacağı öngörüsüyle elektrik fiyatlarının ne
olacağına ilişkin bir projeksiyon yapılması hedeflenmiştir.
APLUS bilgisayar programı ile yapılan modelleme
çerçevesinde ilk nükleer güç santralinin 2020’de devreye
alınmasına ilişkin senaryoya göre; Türkiye’nin kurulu güç
dağılımı (MW) projeksiyonu Şekil 4’te ve 2023 yılında
kaynakların Türkiye’nin elektrik üretimine yapacağı katkı
oranlarına ilişkin projeksiyon Şekil 5’te görülmektedir.
Şekil 4. Nükleer güç santralinin 2020’de devreye
alınmasına ilişkin senaryoya göre Türkiye’nin kurulu güç
dağılımı projeksiyonu.
Şekil 3. Marjinal maliyet esasına göre termik santrallerin
sıralanması.
APLUS bilgisayar programı, gelecekte devreye girecek
santraller için “Dinamik Devreye Alma Algoritması”nı
kullanmaktadır. Bu algoritma sayesinde, yatırım sürecinde
olan santrallerin birim yatırım maliyetleri tahmin edilen
piyasa takas fiyatı ile karşılaştırılmaktadır. Bu karşılaştırma
sonucunda birim yatırım maliyetinin tahmin edilen
piyasa takas fiyatının altında olması durumunda santral
devreye alınmakta; üstünde olması durumunda ise
santralin devreye girişi bir sonraki yıl yine aynı yöntemle
Şekil 5. Nükleer güç santralinin 2020’de devreye
alınmasına ilişkin senaryoya göre 2023 yılında
kaynakların Türkiye’nin elektrik üretimine yapacağı katkı
oranları dağılımı projeksiyonu.
Nükleer güç santralinin devrede olmama durumu ve
nükleer güç santralinin ilk ünitesinin 2020’de olmak
üzere diğer ünitelerin her yıl peşi sıra devreye alınması
durumunda piyasada oluşan elektrik fiyatlarına ilişkin
elde edilen sonuçlar Şekil 6’te de görülmektedir.
109
Şekil 6. Nükleer güç santralinin devrede olmama hali
ve nükleer güç santralinin 2020’de devreye alınmasıyla
elektrik fiyatlarında oluşan değişim.
SONUÇ
APLUS bilgisayar programı yardımı ile Türkiye’nin ilk
nükleer güç santralinin 2020’de devreye girmesi senaryosu
çerçevesinde yapılan çalışmayla elde edilen sonuçlardan
hareketle, nükleerin 2020 yılından itibaren yaklaşık %5’e
varan bir paya sahip olacağı anlaşılmaktadır. 2020 yılından
itibaren Akkuyu NGS’nin devreye girmesi ile her yıl elektrik
fiyatı düşümü miktarı hesaplanmıştır. Tablo 2’de ulaşılan
elektrik fiyat düşüm değerleri görülmektedir.
Tablo 2. Türkiye’nin İlk Nükleer Güç Santralinin 2020’de
Devreye Girmesi Senaryosu Çerçevesinde Ulaşılan Elektrik
Fiyat Düşüm Değerleri
Tablo 3’ten görüldüğü üzere: nükleer güç santralinin
hayata geçirilişinde deneme ve testler nedeniyle tam
kapasite faktörü ile devreye girmesi beklenmediğinden
ilk iki yılda elektrik fiyatına etkisi nispeten düşük olmakta,
daha sonra yükseldiği gözlenmektedir. 2025’ten sonra ise
talebin artışı etkin olduğundan elektrik fiyatındaki düşüm
azalmaktadır.
Öz olarak ifade etmek istersek; nükleer güç santralinin
hayata geçirilmesi ile elektrik fiyatlarında düşme meydana
gelmekle birlikte, beşinci yılda elektrik fiyatlarında az da
olsa bir düşümde azalma meydana geliyor. Bu durum, yeni
nükleer güç santrallerinin devreye alınmasının gerekliliğini
ortaya koymaktadır.
TEŞEKKÜR
Bu çalışmada kullanılan APLUS bilgisayar programının
kullanımında yardımcı olan Ozan KORKMAZ, Erdem SEZER
ve Ahmet Cihat TOKER’e teşekkür ederiz.
110
KAYNAKLAR
[1] Tuğrul A.B., “Nuclear Energy in the Energy Expansion of
Turkey”, “Journal of Energy and Power Engineering, Vol.
5, No 10, pp. 905-910, Oct.2011
[2] Tuğrul A.B., “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, “15.
Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009”
İstanbul, 13-15 Mayıs 2009, Bildiri Kitabı s: 15-17.
[3] Tuğrul A.B., Nükleer Enerji Değerlendirmesi ve Türkiye,
“17. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2011”
İstanbul, 15-17 Haziran 2011, Bildiri Kitabı s: 11-14.
[4] Tuğrul A.B., “Nükleer Teknoloji Transferi İçin Türkiye
Değerlendirmesi”, 19. Uluslararası Enerji ve Çevre
Konferansı ICCI-2013, İstanbul, 24-26 Nisan 2013, CD
Bildiri Kitabı, s: 1-5.
[5] Tugrul A.B., Çimen S., “Energy Initiatives for Turkey”,
“International Conference on Economics and
Econometrics - ICEE 2013”, 2-3 December 2013,
Dubai-BAE, Proc. pp. 40-44.
[6] Tugrul A.B., “Energy Policy and Interactions with
Politics and Economics”, “International Conference
on Energy Environmental Engineering - ICEEE 2014”,
21-22 November2014, Paris-France, Proc. pp. 801-804.
[7] T.C. Başbakanlık Türkiye Yatırım Destek ve Tanıtım Ajansı,
“The Energy Sector: A Quick Tour for the Investor”,
November 2013.
[8] ETKB, “2014 Yılı Bütçesinin TBMM Plan ve Bütçe
Komisyonuna Sunumu”, 13 Aralık 2013
[9] EIA, “Turkey Analysis Overview”, 2014.
[10] Engin B., Tuğrul A.B., “Evaluation of Natural Gas Supply
Security in Turkey with Future Projection”, “Journal of
Energy and Power Engineering, Vol. 8, No 7, pp.
1237-1245, July 2014.
[11] Şimşek M., “Nükleer Santralların Enerji Piyasasına
Etkisinin İncelenmesi ve APLUS Bilgisayar Programı İle
İrdelenmesi”, İTÜ Enerji Enstitüsü, Yüksek Lisans Tezi,
2015 (Teslim aşamasındadır)
[12] TEİAŞ, 2014.
[13] TEİAŞ, 2013.
[14] Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, 2010
[15] Stratejik Düşünce Enstitüsü, “Türkiye’nin Enerji Açığı
Sorunu ve Çözüm Önerileri”, Temmuz 2011.
[16] APLUS, AVIEW-MarketSim, “Fundamental Energy Price
Forecast Model”, APLUS Energy Investment Technology Consultancy, 2015.
SUMMARY
Energy requirement of countries in the globalized World,
evolving and continuously increasing along with the
population growth and rapid technological advances
to cope with changing conditions since the Industrial
Revolution. Because the energy resources are limited,
researches on the effective usage of all energy resources
has increased and the subject of generating energy with
cheaper, cleaner, sustainably with more efficient methods
come into prominence. In this regard, Turkey, like most of
the countries in the World, has put construction of Nuclear
Power Plants in Her agenda. On the other hand, need for
energy caused establishment of a dynamic worldwide
energy market. Although the market dynamics are based
on economical, technological and local resources, also
includes parameters like political factors that effects the
foreign policy. Nuclear Power Plants are characterized as
an argument to provide stability to the energy markets. In
this study, this issues are highlighted with examples. The
intention is the establishment security of national energy
supply with taking all these factors under consideration.
While energy is playing an extremely active role in all
national plans, our country is becoming a major energy hub
and transit route in its region. In our country, the impact
of energy to the current account deficit is unquestionable.
As a country depending on abroad energy resources in a
large part, such as 72 %, it is obvious that all options should
be evaluated to reduce this ratio as much as possible. It is
expected that with the nuclear power plant, despite the
only energy source that cannot be implemented as yet in
Turkey becomes operational although it is a base load power
plant, it will be an important input the obedient energy
supply. In this study, impact of Akkuyu NPP, which will be
the first nuclear power plant in our country, considered to
be made on Turkish Energy Market is examined. To this end,
impact of Akkuyu NPP on the energy market is evaluated.
The impact of Akkuyu Nuclear Power Plant, which will
consist of 4 reactors, on the energy market is simulated by
APLUS computer modelling program using the predicted
commissioning dates of each reactor.
111
Gaz Yakıtlı Mutfak Ocaklarında Yakıt Tasarrufu Sağlanması
Mesut YAZICI
Karabük Üniversitesi, Enerji Sistemleri Müh.
Teknoloji Fakültesi
Sezayi YILMAZ
Süleyman Hilmi YILMAZ
Bayram KÖSE
ÖZET
Bu çalışmada, gaz yakıtlı mutfak ocaklarında yakıt
tasarrufu sağlayacak bir hazne dizayn ederek %15’i bulan
tasarruflar sağlanmıştır. Mevcut gaz yakıtlı ocaklarda
yanma ortamı atmosfere açık olduğundan dolayı alev
bekinde üretilen ısı, pişirici kaba aktarıldığı gibi çok miktarda
atmosfere yayılmaktadır. Bu durum yemeklerin daha geç
pişmesine, bu da daha fazla yakıt sarfiyatına sebebiyet
vermektedir. Dizayn ettiğimiz hazne ile birlikte yanma
ortamı atmosfere karşı sınırlandırılmaktadır. Üretilen ısının
atmosfere yayılması hazne ile engellenerek pişirici kaba
aktarılmaktadır. Tasarımımızla yemekler standart ocaklara
göre daha erken pişerek yakıt sarfiyatı azaltılmaktadır.
Üretmiş olduğumuz prototiple yaptığımız deneylerde
yakıttan tasarruf yapıldığı ortaya konularak tasarımımızın
performans analizleri yapılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Yakıt tasarrufu, Enerji verimliliği, Doğal
gazda tasarruf, LPG’de tasarruf
1. GİRİŞ
Ülkemizin son yıldaki büyüme grafikleri incelendiğinde,
büyümenin pozitif yönde gerçekleştiği görülmektedir.
Özellikle 2008 yılında dünya çapında yaşanan ekonomik
krizden çok fazla etkilenmeyen ve bu yıldan sonra
oluşturduğu büyüme rakamlarıyla rekor kıran istatistikler
oluşturmuştur. Türkiye’deki sanayi üretiminin ve hizmet
sektörünün büyümesi, ayrıca kullanılır konut sayısının
artması, ülkemizin enerji tüketim miktarlarını da haliyle
artırmıştır.
Ülkemiz, petrol ve doğal gaz gibi iki önemli hidrokarbon
kaynağı bakımından zengin olan Hazar Denizi Havzası
ve Ortadoğu benzeri bölgelere komşu olmasına rağmen,
112
bu iki kaynak açısından rezervlerimiz yok denilecek kadar
azdır. Petrol ve doğal gaz vb. hidrokarbonlar açısından
fakir olan ülkemiz, birincil enerji kaynakları açısından dışa
bağımlıdır.
Ülkelerin dış politikalarına yıllarca yön veren birincil
enerji kaynakların konumu, ülkemizin büyümesini
frenleyebilecek önemli bir parametredir. Birincil enerji
kaynakları mevcut rezervlerimizi artırma imkânımız
mümkün değilken enerjide tasarruf sağlamak en
gerçekçi çözüm olarak karşımıza çıkmaktadır.
Enerji verimliliği, yaşam kalitemizden, ihtiyaçlarımızdan
ve üretimimizden ödün vermeden enerjiyi yüksek
verimle ve tasarrufla kullanmaktır[1]. Enerjide dışa
bağımlılığımızı azaltmak için birinci olarak yerli kaynak
kullanımı yoluna gidilirken, ikinci olarak enerjide
tasarruf edilerek enerjiyi verimli kullanmak söz
konusudur. Son yıllarda enerji verimliliği çalışmaları
önem kazanmıştır[2].
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK)’nun 2013
yılı verilerine baktığımızda, %99’unu dışarıdan ithal
ettiğimiz doğal gazın %25,11’i sanayide, %45,81’i
elektrik üretiminde ve %20,78’i evsel tüketimde
kullanılmıştır[3].
2011 TÜİK verilerine göre Türkiye’de 20 milyona yakın
hane bulunmaktadır[4]. Ayrıca ülkemizde 100 binin
üzerinde lokanta, catering ve yemekhane gibi ticari
kuruluşlar vardır. Hanelerde ve bu ticarethanelerde
pişirme işlemi için gaz yakıtlı mutfak ocakları
bulunmakta, gaz yakıtlı mutfak ocaklarında yakıt olarak
LPG (tüpgaz) ve doğal gaz kullanılmaktadır.
bulunmaktadır. Ayrıca son yıllarda ısı gücü daha fazla olan
wok bekler de ocaklarda yer almaktadır.
Tablo 1. Mutfak Ocakları Pişirme Bölümleri Özellikleri
Şekil 1. 2013 yılı doğal gaz sektörel tüketim dağılımı %
(kaynak: EPDK)[3].
LPG çoğunlukla ham petrolün rafinasyonu esnasında elde
edilir. Basınç altında sıvılaştırılarak tüplere doldurulur.
Türkiye şartlarında %30 propan ve %70 bütan karışımı
olarak üretilir. Isıl değeri 23600 kcal/m3 ve %90 verimle
yakılır. Doğal gaz ise yeraltından doğal olarak çıkarılır.
Basınç altında borularla sevk edilir. Doğal gazın bileşimi
%90 metan, %5 etan ve %5 diğer gazlardan oluşur. Isıl
değeri 8250 kcal/m3 ve 10 kat hava ile yanar[5].
Yapmış olduğumuz bu çalışmada, gaz yakıtlı mutfak
ocaklarının gaz yakma beklerinde üretilen ısıdan pişirici
kapların daha fazla faydalanması sağlanarak pişme
sürelerinin düşürülmesi amaçlanmıştır. Böylece yakıt
sarfiyatı miktarı azalarak enerjiyi daha verimli kullanma
imkânı sağlanacaktır.
Birinci bölümde, enerji verimliliğinin ülkemiz için önemi
ve mutfak ocaklarının ülkemizde yaygın bir şekilde
kullanılması hakkında bilgiler yer almıştır. İkinci bölümde,
standart bir gaz yakıtlı mutfak ocağının tanıtımı yapılarak
verimsizliğe yol açan durumlar irdelenmiştir. Üçüncü
bölümde, standart ocaklarda verimi artıracak çözüm
sunulmuş ve tasarım aşamaları anlatılmıştır. Burada
optimum yanmanın önemi vurgulanmıştır.
Dördüncü bölümde, tasarımımızın prototipiyle yapmış
olduğumuz deneyler ve göstermiş olduğu performans
ortaya konmuştur. Sonuç bölümünde ise tasarımımızın
göstermiş olduğu performans değerlendirilmiş, elde edilen
yakıt tasarrufunun ülkemize yansımaları ele alınmıştır.
2. MEVCUT GAZ YAKITLI OCAKLARIN YAPISI VE EKSİKLİKLERİ
Farklı uygulamalara sahip olan gaz yakıtlı mutfak ocakları
ankastre, set üstü ve fırınla birleşik (kuzine) şeklinde
olabilmektedir. Ülkemizde mutfak ocaklarında LPG (tüpgaz)
ve doğal gaz yakıtları, ayrıca son yıllarda kullanılmaya
başlanan elektrikli indüksiyonlu ocaklar kullanılmaktadır.
Gaz yakıtlı mutfak ocaklarında kuvvetli bek, normal bek
ve yardımcı bek olmak üzere üç tip gaz yakıcı brülör (bek)
Evsel mutfak uygulamalarında kullanılan gaz yakıtlı
atmosferik mutfak ocaklarında yanma ortamı atmosfere
açık bir şekilde gerçekleşmektedir. Atmosfere açık olarak
gerçekleşen yanma olayı sonucunda üretilen ısı pişirici
kaba aktarıldığı gibi çok miktarda ısı kullanılmadan
atmosfere yayılmaktadır. Ayrıca pişirme ortamında hava
debisinin kontrolsüzce artması sadece üretilen ısıyla daha
fazla havanın ısıtılmasına neden olmaktadır. Bu da yakıt
sarfiyatını artıran bir durumdur.
3. TASARIMIN YAPILMASI
Standart gaz yakıtlı ocaklardaki bu eksiklikleri gidererek
yakıt tasarrufu sağlayacak tasarımın yapılması için bir
takım parametrelerin belirlenip, bazı hesaplamaların
yapılması gerekmektedir.
Tasarımımızın ana hedefi, yanma ortamını atmosfere karşı
sınırlandırarak, kapalı bir yanma hacmi oluşturmaktır.
İkinci hedefimiz, kullanıcı için ergonomik ve estetik bir
ürün sunmaktır.
Tasarımımız şekil olarak üzerinde taze hava beslemesi için
delikler yer alan konik şeklinde bir parçadır.
Yanma işlemi için en önemli parametrelerden biri taze
hava miktarının sağlanmasıdır. Yanma işlemi atmosfere
kısmen kapatıldığı için taze hava beslemesinin yapılması
gerekmektedir. Bunun için hazne üzerinde taze hava giriş
delikleri yer almaktadır. Standart ocaklarda taze hava daha
çok aleve üstten çapraz olarak katılmaktadır. Bu durum alevin
pişirici kaba ulaşmasını zorlaştırmaktadır. Tasarımımızda
taze hava deliklerini bekten alev çıkış seviyesinin altında
tesis ettik. Ayrıca set üstü ocak dizaynlarımızda, kasanın
yanlarından içeriye giren taze hava hazne içerisinde yer
alan ocak tablasından küçük deliklerden aşağıdan yukarıya
doğru hava akışı sağlamaktadır. Bu taze hava sağlayıcı
delikler, yanma havasının alevin pişirici kaba daha kolay
dağılmadan ulaşması ve üretilen ısı enerjisinden daha
fazla faydalanmada avantaj sağlamıştır.
Tasarımımız için taze hava miktarının ve buna bağlı
olarak taze hava açıklıklarının alanının belirlenmesi için
113
yanma denklemleri oluşturulmuştur. Yanma kimyasal bir
olaydır. Burada amaç, kimyasal enerjinin termik enerjiye
dönüşümü yoluyla ısı üretmektir[6]. Hesaplamalarda
yakıt olarak LPG (tüpgaz) kullanılmıştır. LPG’nin içeriği
%70 bütan ve %30 propan gazından oluşmaktadır. Mahal
şartları bir mutfak için 20°C ve bu sıcaklık için %60 bağıl
nem, ayrıca %20 türbülans yoğunluğunda hava hızı 0,2
m/s olarak belirlenmiştir.
“Bir yakıtın tam yanması için gereken minimum hava
miktarına sitokiyometrik veya kuramsal hava denir.
Sitokiyometrik miktardan fazla hava miktarına fazla hava
denir”[7].
Karışım halindeki LPG (tüpgaz)’nin CnHm kapalı formülü
hesabı;
(1)
yerine konularak bulunur. Taze hava deliklerinin alan ve
çaplarının belirlenmesinde (8), (9) numaralı denklemler
kullanılmıştır.
(8)
Burada A taze hava deliklerinin her birinin alanı, ℎava taze
hava debisi, havanın rakıma göre yoğunluğu 1,1905 kg/
m3 olarak alınmıştır, v hava hızı %20 türbülans yoğunluğu
için 0,2 m/s olarak alınmıştır ve n ise delik sayısıdır.
(9)
Yapılan işlemler üç tip gaz yakıcı bek için tekrarlanmıştır.
Tablo 2. Mutfak Ocağı Bölümlerine Göre Tasarım Özellikleri
Bu formül yardımıyla n=3,7 olarak bulunur.
(2)
Buradan m=9,4 bulunur ve LPG karışımın kapalı formülü
C3,7H9,4 olarak elde edilir. LPG’nin optimum yanması için
gerekli havanın bulunması için %10 fazla hava miktarıyla
birlikte yanma denklemi;
(3)
(4)
Bu durumda;
(5)
Hava yakıt oranı (6) numaralı denklemde yerine konularak
hesaplanmıştır.
(6)
Yapılan hesaplarla optimum yanma için taze hava
beslemesini yapacak deliklerin daire şeklinde olmasının
hava akışını daha kolaylaştıracağı düşünülerek daire
şeklindeki deliklerin çapı ve sayısı tabloda belirtilmiştir.
Optimum yanma havasından fazla verilen hava, yanma
işlemine katılmayıp sadece üretilen ısıyı alarak atmosfere
yayılacak ve bu da yanma verimini düşürecektir.
4. DENEYLER
Tasarımımızın deneyleri, kullanım ortamı olan orta
büyüklükte bir mutfakta gerçekleştirildi. Mutfak mahal
sıcaklığı 23°C olarak kaydedilmiştir. Deneylerde standart
dört bölmeli gaz yakıtlı atmosferik mutfak ocağının iki adet
normal beki kullanılmıştır. Bu normal beklerin bir tanesine
tasarımımız yerleştirilmiştir. Deneylerde aynı özelliklere
ve hacme sahip iki adet demlik kullanılarak standart ocak
bölmesi ile tasarımımızın konulduğu ocak bölmesinin 1.3
litre suyu kaynatma kabiliyetleri karşılaştırılmıştır.
Gerekli hava debisi için;
(7)
Deneylerin ölçümlerinde termocouple sıcaklık ölçer
kullanılmış olup data logger marifetiyle her saniye için
kaplardaki suyun sıcaklık değişimi kaydedilmiştir.
Burada hava fazlalık katsayısı =1 olarak alınmıştır.
Hava yakıt oranının belirlenmesi için denklem (6) kullanılır
ve gerekli hava debisi ise (7) numaralı denklemde
114
Deneylerin yapılmasında iki yöntem izlenmiştir. Birinci
yöntemde, deney yapılıp ölçümler alındıktan sonra bir
sonraki deney için tasarımımızın ve demliklerin tamamen
soğuması beklenmiş veya soğutulduktan sonra yapılmıştır.
İkinci yöntemde ise, tasarımımızın tamamen soğuması
beklenmeden bir sonraki deney yapılmıştır. İkinci yöntemin
uygulanmasıyla tasarımımızın peş peşe iki pişirme işleminde
nasıl bir performans göstereceğini görmek amaçlanmıştır.
Şekil 2. Birinci tip deneylerde zamana göre sıcaklık değişim
grafiği (channel 2: tasarımımız , channel 1: standart ocak
bölmesi).
Birinci yöntemle yaptığımız deneylerde, tasarımımızda
maksimum olarak 943 saniyelik kaynama sürecinde 154
saniyelik erken kaynatma performansı gözlenmiştir. Bu da
%16,5’lik bir verime tekabül etmektedir. En düşük olarak
ise 1037 saniyelik kaynama süresinde 30 saniyelik erken
kaynama performansı gözlemlenmiştir, bu durumda ise
%3’lük bir verim söz konusudur.
İkinci yöntemle yaptığımız deneylerde ise, kapalı yanma
ortamındaki sıcaklığın korunmasıyla birlikte tasarımımız
avantajlı bir şekilde deneye başlamıştır. Pişirici kaplara alev
verilmeden önce 21°C sıcaklıktaki sularda tasarımımızdaki
suyun sıcaklığı alev açılmadan yükselme göstermiştir. Bu
deneylerde maksimum performans standart ocakta 931
saniyede gerçekleşen kaynama işlemi tasarımımızda 749
saniyede gerçekleşmiştir. 182 saniye daha erken kaynama
performansıyla %19,5’lik bir verim elde edilmiştir.
Ayrıca her iki deney yönteminde de soğuma performansları da
gözlemlenmiştir. Kaynama gerçekleştikten sonra alev kesilince
standart ocak bölmesindeki su sıcaklığı hızlı bir şekilde düşerken,
tasarımımız üzerindeki su uzun müddet kaynama sıcaklığını
koruyarak ve sıcaklık düşüşü ise daha yavaş gerçekleşmiştir.
Şekil 3. İkinci tip deneylerde zamana göre sıcaklık değişimleri
(channel 2: tasarımımız, channel 1: standart ocak bölmesi).
5. SONUÇLAR
Ülkemizde hemen hemen her evde kullanılan gaz yakıtlı
mutfak ocaklarında yakıt tasarrufu ile enerji verimliliği
sağlanması için yanma ortamını atmosfere karşı
sınırlandırdık. Böylece üretilen ısıdan pişirici kap daha fazla
yaralandı ve sonuç olarak tasarımımız standart ocaklara
nazaran pişirme sürelerini ve yakıt sarfiyatını düşürdü.
Tasarımımızla yapmış olduğumuz deneylerde 2. yöntemle
maksimum %19,6, ortalama ise %15 verim elde edilerek
yakıt tasarrufu sağlanmıştır. 1. yöntem ile yapılan
deneylerle birlikte %3 ila %15 arasında değişen verimler
elde edilmiştir. Ayrıca tasarımımızın, pişirici kabın, pişme
işleminin nihayete ermesinden sonra da sıcaklığının
korunmasında standart ocaklara göre daha fazla avantaj
sağladığı deneylerimizde ortaya konmuştur.
Çalışmamızla birlikte ülkemizin birincil enerji kaynaklarında
bağımlılığını azaltacak bir adım atılmaktadır. Tasarımımızın
ülke ekonomisine olumlu katkıda bulunmasıyla birlikte,
gaz yakıtlı pişirici ocakları kullanan tüketiciler de yakıt
masrafında tasarruf sağlamış olacaklardır.
KAYNAKLAR
[1] Kaya D., Öztürk H.H., “Sanayide enerji yönetimi ve
enerji verimliliği uygulamalı örneklerle”, Umuttepe
Yayınları, Kocaeli, 2014.
[2] Özcan S., “Elektrikli ev aletlerinde enerji tasarrufu ve
stand-by pirizi”, ICCI 2014 Bildiriler, s. 162-221.
[3] http://www.epdk.org.tr/index.php/dogalgaz-piyasasi/
yayinlar-raporlar
[4] http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=15843
[5] http://www.ibb.gov.tr./sites/itfaiye/pratikbilgiler/.../
lpgvedoğalgazbilgisi
[6] Telli Z.K., “Yakıtlar ve Yanma”, Palme Yayıncılık, 3. Baskı,
Ankara, 1998, s. 54.
[7] Çengel Y.,A., Boles M.,A., “Thermodynamics An
Engineering Approach” 5 Edition, Mcgraw-
SUMMARY
Turkey had grown amazingly fast at late two decades but
this growth wasn’t sustainable because Turkey haven’t
interested efficieny of products. In order to develop Turkey
economy we focus on efficieny of energy conversion product
due to we import primarly energy sources from abroad. For
example, natural gas are imported extensively abroad and
we use natural gas nearly every field such as trasnsportation,
electric power generation, cooking aplication on residential
and industrial field. In Turkey there are nearly 20 million
residents and many industrial fields which natural gas as
cooking fields. We recognise that this using rate are very
high. In order to reduce this rate we must research and
develop efficiency enhancer methods.
115
In this paper we focus on this field new technology that
reduce natural gas using at the rate of 15%. In the available
gas furnaces flame’s heat are transfered cookware. Some
amount of flame heat are released to atmosphere. In order
to prevent that leakage heat, we develop new design. So we
restrict heating medium againt atmosphere. Within this scope
of studying, developed yield wasa tested as experimantally.
At the end of studying, we obtain 3% efficiency at the
beginning of the experiment; 15% efficiency at the end of
experiment in first method at the second method we obtain
maximum 19,6% efficency. System mean efficency is 15%.
Also, we observe that cookware’s heat are protected.
As conclusion, we observe that if this structure is used in
residential field, country dependence to primarly energy
sources will reduce. With gas fired contribute positively to
the design of the economy in consumers using the cooking
stove will have savings in fuel costs.
116
Türkiye’de Elektrik Enerjisi Üretimi ve Tüketiminin Değerlendirilmesi
Murat TOPAL
DSİ Genel Müdürlüğü, DSİ 9. Bölge Müdürlüğü
Fırat Üniversitesi
Çevre Mühendisliği Bölümü
ÖZET
Bu çalışmada, 2000-2013 yılları arasında Türkiye’de elektrik
enerjisi üretimi ve tüketimi tartışılmış ve kaynaklarına
göre elektrik enerjisi üretim payları değerlendirilmiştir.
2000-2013 yılları arasında kömürden elde edilen elektrik
enerjisinin üretim payı en yüksek 2001 yılında %31,3, en
düşük 2003 ve 2004 yıllarında %22,9’dur. Sıvı yakıtlardan
elde edilen elektrik enerjisinin üretim payı en yüksek
2001 yılında %8,4, en düşük 2011 yılında %0,4’tür. Doğal
gazdan elde edilen elektrik enerjisinin üretim payı en
yüksek 2008 yılında %49,7, en düşük 2000 yılında %37’dir.
Hidrolik enerjiden elde edilen elektrik enerjisinin üretim
payı en yüksek 2004 yılında %30,6, en düşük 2008 yılında
%16,8’dir. Yenilenebilir enerji ve atıklardan elde edilen
elektrik enerjisinin üretim payı en yüksek 2013 yılında %4,2,
en düşük 2003-2006 yılları arasında %0,2’dir. 2013 yılında
toplam brüt elektrik enerjisi üretimi 240154 GWh, 2000
yılında ise 12.4922 GWh olarak gerçekleşmiştir. Türkiye’nin
en düşük net elektrik tüketim değeri ise 2001 yılında 97070
GWh olarak, en yüksek 2013 yılında 198042 GWh olarak
gerçekleşmiştir.
kWh elektrik enerjisi tüketilmektedir. Dünya ortalaması
ise 2.752 kWh’dır. Gelişmekte olan ülkeler içinde yer alan
Türkiye’de elektrik enerjisi üretimi ve tüketimi hızlı bir
şekilde artmasına rağmen dünya ortalamasının altında bir
değere sahiptir. Türkiye’de 1923 yılında 7 kWh olan kişi başı
tüketim, 1975 yılında 334 kWh, 2000 yılında 1.449 kWh,
2008 yılında 2.264 kWh olarak gerçekleşmiş 2011 yılında
ise 2.490 kWh’a ulaşmıştır[2][3]. Bu bildiride, Türkiye’de
2000-2013 yılları arasında elektrik enerjisi üretimi ve
tüketimi tartışılmış olup kullanılan veriler Türkiye İstatistik
Kurumu’ndan temin edilmiştir[4][5].
2. TÜRKİYE’DE ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİ VE TÜKETİMİ
Türkiye’de enerji kaynaklarına göre elektrik enerjisi üretimi
kömür, sıvı yakıtlar, doğal gaz, hidrolik ve yenilenebilir
enerji ve atıklardan (jeotermal, rüzgâr, katı biyokütle,
biyogaz ve atık kaynakları dahil) elde edilmiştir. 2000-2013
yılları arasında kömürden elde edilen elektrik enerjisinin
payı Şekil 1’de verilmiştir.
Anahtar Kelimeler: Enerji, Üretim, Elektrik, Tüketim, Türkiye
1. GİRİŞ
Türkiye nüfusunun sürekli artması, ekonominin büyümesi
ve sanayileşme neticesinde enerji ihtiyacına olan talep
artmıştır. Enerji ihtiyacını karşılamak için ülkemizde
kömür, hidrolik, doğal gaz, sıvı yakıtlar (fuel-oil vb.) ve
yenilenebilir enerji (jeotermal, rüzgâr, güneş, biyokütle
vb.) gibi kaynaklar kullanılmaktadır. Ancak, söz konusu
bu kaynaklar iyi bir şekilde yönetilemediğinden elektrik
üretimi yetersizdir. Bu nedenle de Türkiye birincil enerji
ihtiyacını büyük ölçüde ithalatla karşılamaktadır. Tüketilen
toplam enerjinin önemli bir bölümü elektrik enerjisi
olarak tüketilmektedir[1]. Kişi başına elektrik enerjisi
tüketimi ülkelerin gelişmişlik düzeyini gösteren en önemli
parametrelerden biridir. Bu nedenle elektrik enerjisi
tüketimi sanayileşmiş ve ekonomik yönden gelişmiş
ülkelerde oldukça yüksektir. Örneğin; Norveç’te kişi
başına yıllık 24.997 kWh, Kanada’da 16.995 kWh, ABD’de
13.616 kWh, Japonya’ da 8.475 kWh, Almanya’da 7.185
Şekil 1. Kömürden elde edilen elektrik enerjisi üretim payı.
Şekil 1’e göre kömürden elde edilen elektrik enerjisinin
üretim payı en yüksek 2001 yılında %31,3 olarak, en düşük
2003 ve 2004 yıllarında %22,9 olarak belirlenmiştir. 2001
yılında toplam brüt elektrik enerjisi üretimi 122.725 GWh,
2003 ve 2004 yıllarında ise 140.581 GWh ve 150.698
GWh olarak gerçekleşmiştir. 2000-2013 yılları arasında
sıvı yakıtlardan elde edilen elektrik enerjisinin üretim payı
Şekil 2’de verilmiştir.
117
Şekil 2. Sıvı yakıtlardan elde edilen elektrik enerjisi üretim payı.
Şekil 4. Hidrolik enerjiden elde edilen elektrik enerjisi
üretim payı.
Şekil 2’ye göre sıvı yakıtlardan elde edilen elektrik
enerjisinin üretim payı en yüksek 2001 yılında %8,4 olarak,
en düşük 2011 yılında %0,4 olarak tespit edilmiştir. 2001
2011 yılında ise 229.395 GWh olarak gerçekleşmiştir.
2000-2013 yılları arasında doğal gaz elde edilen elektrik
enerjisinin üretim payı Şekil 3’te verilmiştir.
Şekil 4’e göre hidrolik enerjiden elde edilen elektrik
düşük 2008 yılında %16,8 olarak tespit edilmiştir. 2004
2008 yılında ise 198.418 GWh olarak gerçekleşmiştir. 20002013 yılları arasında yenilenebilir enerji ve atıklardan elde
edilen elektrik enerjisinin üretim payı Şekil 5’te verilmiştir.
Şekil 3. Doğal gazdan elde edilen elektrik enerjisi üretim payı.
Şekil 5. Yenilenebilir enerji ve atıklardan elde edilen elektrik
enerjisi üretim payı.
Şekil 3’e göre doğal gazdan elde edilen elektrik enerjisinin
üretim payı en yüksek 2008 yılında %49,7 olarak, en düşük
2000 yılında %37 olarak tespit edilmiştir. 2008 yılında
toplam brüt elektrik enerjisi üretimi 198.418 GWh, 2000
yılında ise 124.922 GWh olarak gerçekleşmiştir. Kömür
ve sıvı yakıtlardan elde edilen elektrik enerji üretimi
ile doğal gazdan elde edilen elektrik enerji üretimi
karşılaştırıldığında doğal gazın yüksek bir paya sahip
olduğu görülmektedir. 2000-2013 yılları arasında hidrolik
enerjiden elde edilen elektrik enerjisinin üretim payı Şekil
4’te verilmiştir.
Yenilenebilir enerji ve atıklardan elde edilen elektrik
düşük 2003-2006 yılları arasında %0,2 olarak belirlenmiştir
(Şekil 5). 2013 yılında toplam brüt elektrik enerjisi üretimi
240.154 GWh, 2006 yılında ise 176.300 GWh olarak
gerçekleşmiştir. Yenilenebilir enerji ve atıklardan elde
edilen elektrik üretimi ile diğer enerji kaynaklarından elde
edilen elektrik enerji üretim payları karşılaştırıldığında,
yenilenebilir enerji ve atıklardan üretilen elektrik enerji
üretim payının oldukça düşük olduğu gözlenmiştir.
Türkiye’de 2000-2013 yılları arasında toplam kurulu güç
değerleri Şekil 6’da verilmiştir.
118
Şekil 6. Türkiye’nin 2000-2013 yılları arasındaki toplam
kurulu güç değerleri.
Şekil 8. Türkiye’nin 2000-2013 yılları arasındaki net
elektrik tüketim değerleri.
Şekil 6’ya göre, 2000 yılından 2013 yılına kadar geçen
süre içerisinde toplam kurulu güç değeri sürekli artmıştır.
2000 yılında toplam kurulu güç değeri 27.264 MW iken
2013 yılında 64.008 MW’dır. 2000 yılında 2013 yılına kadar
toplam kurulu güç değeri yaklaşık 2.4 kat artış göstermiştir.
2000-2013 yılları arasında gerçekleşen toplam brüt
elektrik üretim değerleri Şekil 7’de verilmiştir.
3. SONUÇ
Sonuç olarak, Türkiye’de 2000-2013 yılları arasında en
yüksek brüt elektrik üretimi 2013 yılında 240.154 GWh
olarak, en düşük brüt elektrik üretim 2001 yılında 122.724
GWh olarak gerçekleşmiştir. Kömür ve sıvı yakıtlardan elde
edilen elektrik enerji üretimi ile doğal gazdan elde edilen
elektrik enerji üretimi karşılaştırıldığında doğal gazdan
elde edilen elektrik üretim payının yüksek bir paya sahip
olduğu görülmektedir. Yenilenebilir enerji ve atıklardan
elde edilen elektrik üretimi ile diğer enerji kaynaklarından
elde edilen elektrik enerji üretim payları karşılaştırıldığında
yenilenebilir enerji ve atıklardan üretilen elektrik enerji
üretim payının oldukça düşük bir paya sahip olduğu
gözlenmiştir. 2000 yılından 2013 yılına kadar geçen süre
içerisinde toplam kurulu güç değeri sürekli artmıştır.
2000 yılında toplam kurulu güç değeri 27.264 MW, 2013
yılında 64.008 MW olarak gerçekleşmiştir. 2000 yılından
2013 yılına kadar toplam kurulu güç değeri yaklaşık 2.4
kat artış göstermiştir. Genel olarak brüt üretim değerleri
incelendiğinde 2000 yılından 2013 yılına kadar brüt
üretimde artış olduğu gözlenmiştir. Türkiye’nin en düşük
net elektrik tüketim değeri 2001 yılında 97.070 GWh olarak,
en yüksek 2013 yılında 198.042 GWh olarak gerçeklemiştir.
2000 yılından 2013 yılına kadar geçen sürede elektrik
üretiminde olduğu gibi net tüketim miktarlarında da bir
artış olduğu gözlenmiştir. 2000 yılı ile 2013 yılı dikkate
alındığında %101,5 oranında bir artış hesaplanmıştır.
Şekil 7. Türkiye’nin 2000-2013 yılları arasındaki toplam
brüt elektrik üretim değerleri.
Şekil 7’ye göre Türkiye’de 2000-2013 yılları arasında en
yüksek brüt üretim 2013 yılında 240.154 GWh olarak,
en düşük brüt üretim 2001 yılında 122.724 GWh olarak
gerçekleşmiştir. Genel olarak brüt üretim değerleri
incelendiğinde 2000 yılından 2013 yılına kadar brüt
elektrik üretiminde artış olduğu gözlenmiştir. 2000-2013
yılları arasında Türkiye’de elektrik enerjisi net tüketim
değerleri Şekil 8’de verilmiştir.
Şekil 8’e göre Türkiye’nin en düşük net elektrik tüketim
değeri 2001 yılında 97.070 GWh olarak, en yüksek 2013
yılında 198.042 GWh olarak gerçekleşmiştir. 2000 yılından
2013 yılına kadar geçen sürede elektrik üretiminde
olduğu gibi net tüketim miktarlarında da bir artış olduğu
gözlenmiştir. 2000 yılı ile 2013 yılı dikkate alındığında
%101,5 oranında bir artış bulunmaktadır.
KAYNAKLAR
[1] Bacanlı G.Ü., 2006, Türkiye’de Enerji Kaynakları ve
Hidroelektrik Enerjinin Önemi, Dünya Enerji Konseyi
Türk Milli Komitesi, Türkiye 10. Enerji Kongresi, 27-30
Kasım, s.91-99, İstanbul.
[2] ETKB, 2012, 2011 Yılı Genel Enerji Dengesi Tablosu, http://www.enerji.gov.tr. Erişim tarihi: 16.10.2013.
[3] Yılmaz M., (2012). Türkiye’nin Enerji Potansiyeli ve
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Açısından Önemi, Ankara Üniversitesi
Çevrebilimleri Dergisi, 4, (2), 33-54.
119
[4]
[5]
TÜİK, Türkiye İstatistik Kurumu, www.tuik.gov.tr,
Erişim Tarihi:29.12.2014.
TEİAŞ, Türkiye Elektrik Üretim-İletim İstatistikleri,
www.teias.gov.tr, Erişim Tarihi:29.12.2014.
SUMMARY
In this study, production and consumption of electric in
Turkeybetween years of 2000 and 2013 were discussed
and portions of electric energy production according to the
sources were evaluated. Production portion of electric energy
obtained from coal between years of 2000 and 2013 was
highest (31.3%) in year 2001 and lowest (22.9%) in years 203
and 2004. Production portion of electric energy obtained from
liquid fuels was highest (8.4%) in year 2001 and lowest (0.4%)
in year 2011. Production portion of electric energy obtained
from natural gas was highest (49.7%) in year 2008 and lowest
(37%) in year 2000. Production portion of electric energy
obtained from hydraulic energy was highest (30.6%) in year
2004 and lowest (16.8%) in year 2008. Production portion of
electric energy obtained from renewable energy and wastes
was highest (4.2%) in year 2013 and lowest (0.2%) between
years 2003 and 2006. Total gross electric energy production
was 240154 GWh in year 2013 and 124922 GWh in year
2000. The lowest net electric consumption value of Turkey was
97070 GWh in year 2001 and highest value was 98042 GWh
in year 2013.
Keywords: Energy, Production, Electric, Consumption, Turkey
120
Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Enerji Üreten
İşletmelerin Mevcut Durumu
Murat TOPAL
ÖZET
Bu çalışmada, Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynaklarından
enerji üretimi yapan işletmelerin mevcut durumu
değerlendirilmiştir. Ayrıca, Türkiye’nin 2014 yılına ait
yenilenebilir enerji kaynaklı lisanslı işletme sayıları ve bu
işletmelerden elde edilen yıllık enerji üretim miktarları
tartışılmıştır. Türkiye’de 2014 yılında toplam 93 lisanslı
yenilenebilir enerji kaynak işletmesi bulunmaktadır.
Bu işletmelerin 40 tanesi hidrolik, 21 tanesi rüzgâr, 9
tanesi jeotermal ve 23 tanesi biyokütle işletmesidir.
Yenilenebilir enerji kaynakları arasında en yüksek elektrik
enerjisi üretim miktarına sahip enerji türü %44 ile rüzgâr
enerjisidir. Rüzgâr enerjisini %26 ile hidrolik, %17 ile
jeotermal ve %13 ile biyokütle enerjisi takip etmektedir.
Rüzgâr enerjisinin yıllık elektrik enerji üretim miktarı
3655222,692 kWh, hidrolik enerjinin yıllık elektrik enerji
üretim miktarı 2111822,531 kWh, jeotermal enerjinin
yıllık elektrik enerji üretim miktarı 1371693,242 kWh ve
biyokütle enerjisinin yıllık elektrik enerji üretim miktarı
1061754,2 kWh olarak hesaplanmıştır.
Anahtar Kelimeler: Yenilenebilir
Jeotermal, Rüzgâr, Hidrolik, Türkiye
enerji,
Biyokütle,
1. GİRİŞ
Türkiye nüfusu günden güne artmakta ve nüfus
artışı ve sanayinin gelişmesine paralel olarak enerji
gereksinimi de artmaktadır. Türkiye enerji konusunda
dışa bağımlı olan bir ülkedir. Bu nedenle, enerjinin
üretilmesi konusunda çok ciddi adımların atılması ve
dışa bağımlılığın azaltılması gerekmektedir. Ülkemizde
enerji üretiminde fosil yakıtlar (kömür, petrol, doğal
gaz vb.) yaygın olarak kullanılmaktadır. Fosil yakıtların
çevreye vermiş oldukları zararlar dikkate alındığında,
temiz ve sürdürülebilir enerji kaynaklarına olan ihtiyaç
ortaya çıkmıştır. Yenilenebilir enerji, doğanın kendi
evrimi içinde, bir sonraki gün aynen mevcut olabilen
enerji kaynağını ifade etmektedir. Yenilenebilir enerji
kaynakları, yenilenebilir oluşları, en az düzeyde çevresel
etki yaratmaları, işletme ve bakım masraflarının az
olması ve ulusal nitelikleri ile güvenilir enerji sağlama
özellikleri ile dünya ve ülkemiz için önemli bir yere
sahiptir[1][2]. Yenilenebilir enerji kaynakları, hidrolik,
rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle vb. gibi kaynaklardan
oluşmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynaklarından elde
edilecek olan enerjinin ülke ekonomisine olumlu yönde
katkı sağlayacağı ifade edilebilir.
Bu
çalışmada,
Türkiye’de
yenilenebilir
enerji
kaynaklarından enerji üretimi yapan işletmelerin mevcut
durumu değerlendirilmiştir. Ayrıca, Türkiye’nin 2014
yılına ait yenilenebilir enerji kaynaklı lisanslı işletme
sayıları ve bu işletmelerden elde edilen yıllık enerji üretim
miktarları tartışılmıştır. Bu bildiride kullanılan veriler
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Yenilenebilir Enerji
Genel Müdürlüğü’nden temin edilmiş[3] ve Türkiye’de
yenilenebilir enerji kaynaklarından enerji üretimi yapan
işletmelerin mevcut durumu değerlendirilmiştir.
2. TÜRKİYE’DE YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARI
Türkiye’de 2014 yılında toplam 93 lisanslı yenilenebilir
enerji kaynağı işletmesi bulunmaktadır. Lisanslı
yenilenebilir enerji kaynağı işletmeleri hidrolik, rüzgâr,
jeotermal ve biyokütle enerjisinden oluşmaktadır. Şekil
1’de 2014 yılına ait Türkiye’de lisanlı yenilenebilir enerji
kaynağı işletme listesinin dağılımı verilmiştir.
Şekil 1. Türkiye’de lisanlı yenilenebilir enerji kaynağı
işletme sayıları.
121
Şekil 1’e göre lisanslı 93 yenilenebilir enerji kaynağı
işletmesinin 40 tanesi hidrolik, 21 tanesi rüzgâr, 9
tanesi jeotermal ve 23 tanesi biyokütle işletmesidir.
Lisanslı yenilenebilir enerji kaynağı işletme listesine
göre hidrolik enerji %43, rüzgâr enerjsi %22, jeotermal
enerji %10 ve biyokütle enerjisi %25’lik bir paya sahiptir.
Yenilenebilir enerji kaynakları arasında hidrolik>biyokütle>
rüzgâr>jeotermal enerji şeklinde sıralama yapılabilir.
4 yenilenebilir enerji kaynağı arasında en büyük pay
hidrolik enerjiye aittir. Hidrolik enerjiden elektrik üretimi
farklı yollarla elde edilebilmektedir. Hidrolik enerjiden
elektrik üretimi rezervuarlı, regülatör, kanal ve nehir
tipi olarak sınıflandırılabilir. Şekil 2’de hidrolik enerjiden
elektrik üretiminin farklı tipleri ve lisanslı işletme sayıları
verilmiştir.
Şekil 3. Biyokütle enerji kaynakları ve lisanslı işletme sayıları.
Şekil 4. Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynağı elektriksel ve
mekanik kurulu gücü.
Şekil 2. Hidrolik enerjiden elektrik üretiminin farklı tipleri
ve işletme sayıları.
Şekil 2’ye göre, Türkiye’de 2014 yılında hidrolik enerjiden
en fazla elektrik üretimi kanal tipiyle gerçekleştirilmiştir.
Kanal tipiyle elektrik üretimi gerçekleştiren lisanslı işletme
sayısı 2014 yılında 28 olarak tespit edilmiştir. En az lisanslı
işletme sayısı ise rezervuarlı (1 adet) ve regülatör (1 adet)
tipi için bulunmaktadır.
Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle
enerjisi önemli bir potansiyele sahiptir. Türkiye’de 2014
yılında lisanslı biyokütle enerjisi işletme sayısı 23’tür.
Biyokütle enerjisi, bitkisel ve hayvansal atıklar, biyogaz,
hayvansal atıklar ve çöp gazı olmak üzere 4 farklı alandan
oluşmaktadır. Biyokütle enerjisini oluşturan kaynaklar ve
lisanslı işletme sayıları Şekil 3’te verilmiştir.
Şekil 3’e göre, en fazla lisanslı işletme sayısı çöp gazı
işletmelerinden oluşmaktadır. Türkiye’de 2014 yılında
lisanslı çöp gazı işletme sayısı 14 tanedir. Çöp gazı işletme
sayısını takiben biyogaz tesisleri (5 adet), hayvansal atık
işletmesi (3 adet) ve bitkisel ve hayvansal atık işletmeleri
(1 adet) bulunmaktadır. Biyokütle, jeotermal, rüzgâr ve
hidrolik enerjilerinin elektriksel kurulu gücü ve mekanik
kurulu gücü Şekil 4’te verilmiştir.
122
Türkiye’de 2014 yılında lisanslı işletme sayılarına göre
en yüksek elektriksel ve mekanik kurulu güç rüzgâr
enerjisinden oluşmaktadır. Elektriksel ve mekanik kurulu
güçler göz önüne alındığında büyükten küçüğe doğru
rüzgâr>hidrolik>jeotermal>biyokütle
enerjisi
olarak
sıralanmaktadır. Rüzgâr enerjisinin elektriksel kurulu gücü
824,8 MW, mekanik kurulu gücü 826,4 MW’tır. Hidrolik
enerjinin mekanik kurulu gücü 628,58 MW, elektriksel
kurulu gücü 598,811 MW’tır. Jeotermal enerjinin elektriksel
ve mekanik kurulu gücü birbirine eşit olup 227,821 MW’tır.
Biyokütle enerjisinin mekanik kurulu gücü 150,825 MW
iken elektriksel kurulu gücü 146,908 MW’tır. Hidrolik, rüzgâr,
jeotermal ve biyokütle enerjisinden elde edilen yıllık elektrik
enerjisi üretim miktarları Şekil 5’te verilmiştir.
Şekil 5. Yenilenebilir enerji kaynaklarından elde edilen yıllık
elektrik enerjisi üretim miktarları.
Yenilenebilir enerji kaynakları arasında en yüksek elektrik
enerjisi üretim miktarına sahip enerji türü %44 ile rüzgâr
enerjisidir. Rüzgâr enerjisini %26 ile hidrolik, %17 ile
jeotermal ve %13 ile biyokütle enerjisi takip etmektedir.
Rüzgâr enerjisinin yıllık elektrik enerji üretim miktarı
3655222,692 kWh, hidrolik enerjinin yıllık elektrik enerji
üretim miktarı 2111822,531 kWh, jeotermal enerjinin
yıllık elektrik enerji üretim miktarı 1371693,242 kWh ve
biyokütle enerjisinin yıllık elektrik enerji üretim miktarı
1061754,2 kWh olarak hesaplanmıştır (Şekil 5).
Keywords: Renewable energy, Energy, Biomass, Geothermal,
Wind, Hydraulic, Turkey
3. SONUÇ
Sonuç olarak, 2014 yılı göz önüne alındığında Türkiye’de
yenilenebilir enerji kaynaklarından en fazla lisanslı işletme
hidrolik enerjiden oluşmaktadır. Ancak, yenilenebilir
enerji kaynaklarından elde edilen yıllık elektrik enerjisi
üretim miktarları göz önüne alındığında en yüksek paya
rüzgâr enerjisinin sahip olduğu gözlenmiştir. Bu durum,
yenilenebilir enerji kaynakları arasında rüzgâr enerjisinin
elektrik üretiminde büyük bir potansiyele sahip olduğunu
göstermektedir.
KAYNAKLAR
[1] Külekçi Ö.Ç., (2009), Yenilenebilir enerji kaynakları
arasında jeotermal enerjinin yeri ve Türkiye açısından
önemi, Ankara Üniversitesi Çevrebilimleri Dergisi, 2,
83-91.
[2] Uysal F. (2011), Türkiye’de Yenilenebilir Enerji
Alternatiflerinin Seçimi için Graf Teori ve Matris
Yaklaşım, Ekonometri ve İstatistik Sayı:13
(12. Uluslararası Ekonometri, Yöneylem Araştırması, İstatistik Sempozyumu Özel Sayısı), 23–40.
[3] T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Yenilenebilir
Enerji Genel Müdürlüğü, http://www.eie.gov.tr/
yenilenebilir/YEKDEM.aspx, Erişim Tarihi: 02.12.2014.
SUMMARY
In this study, current status of operation those produce
energy from renewable energy sources in Turkey was
evaluated. Furthermore, renewable energy sources, licenced
corporation amounts and yearly energy production
amounts of these corporation in year 2014 were discussed.
Total 93 licenced renewable energy sourced Corporation
exist in Turkey in year 2014. 40 of these are hydraulic, 21 of
these are wind, 9 of these are geothermal and 23 of these
are biomass Corporation. Energy class that has the highest
electric energy production amount is wind energy with
44% among renewable energy sources. Hydraulic with 26%,
geothermal with 17% and biomass energy with 13% follow
wind energy. Yearly electric energy production amounts
of wind energy, hydraulic energy, geothermal energy and
biomass energy were calculated as 3655222.692 kWh,
2111822.531 kWh, 1371693.242 kWh and 1061754.2
kWh, respectively.
123
Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Kurulu Gücü ve
Üretim Miktarlarının Değerlendirilmesi
Murat TOPAL
ÖZET
Bu çalışmada, Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynaklarının
kurulu gücü ve yenilenebilir enerji kaynaklarından elde edilen
elektrik enerjisinin üretim miktarları değerlendirilmiştir.
Lisanslı yenilenebilir enerji kaynağı işletme sayısı 2011
yılında 20 adet, 2012 yılında 78 adet, 2013 yılında 38
adet ve 2014 yılında 93 adet olarak belirlenmiştir. 2012
yılında hidrolik enerjiye ait mekanik kurulu güç 971,33 MW,
elektriksel kurulu güç 929,64 MW olarak hesaplanmıştır.
2014 yılında rüzgâr enerjisine ait mekanik kurulu güç 826,4
MW, elektriksel kurulu güç 824,8 MW olarak hesaplanmıştır.
2014 yılında jeotermal enerjiye ait mekanik ve elektriksel
kurulu güç 227,821 MW olarak hesaplanmıştır. 2014 yılında
biyokütle enerjisine ait mekanik kurulu güç 150,825 MW,
Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik, rüzgâr,
jeotermal ve biyokütle enerjisinden elde edilen yıllık enerji
miktarı en yüksek 2014 yılında 8200492,665 kWh olarak
gerçeklemiş olup en düşük yıllık enerji miktarı 2011 yılında
2737097,779 kWh olarak gerçekleşmiştir.
Anahtar Kelimeler: Enerji, Yenilenebilir enerji, Üretim, Güç,
Türkiye
1. GİRİŞ
Türkiye, bir taraftan yerli kaynakların aranma faaliyetlerini
yoğunlaştırırken, bir taraftan da yenilenebilir enerji
kaynaklarının devreye alınması, enerji verimliliğinin
artırılması, ülkenin coğrafi konumundan yararlanılması
gibi diğer mümkün potansiyellerini harekete geçirmenin
çabası içinde bulunmaktadır[1]. Enerjide sürekliliğin
sağlanması, dışa bağımlılığın azaltılması ve yerli
kaynaklarımızın kullanılması önem arz etmektedir.
Ülkemizde enerji üretiminde bugüne kadar fosil yakıtlar
kullanılmış ve son zamanlarda yenilenebilir enerji
kaynaklarının kullanılması konusu önemli hale gelmiştir.
Yenilenebilir enerji kaynakları, hidrolik, jeotermal,
biyokütle, dalga, güneş ve rüzgâr enerjisi gibi enerji
kaynaklarından oluşmaktadır. Hidrolik enerji, suyun
potansiyel enerjisinin kinetik enerjiye dönüştürülmesi
124
sonucu elde edilen bir enerji türüdür. Hidrolik enerjiden
yaygın olarak, nehirler üzerine barajlar inşa ederek, suyun
potansiyel enerjisini elektrik enerjisine dönüştürmek
suretiyle enerji elde edilmektedir. ABD’de enerji ihtiyacının
%10’u hidrolik enerjiden sağlanmaktadır[2][3]. Rüzgâr
enerjisi, yenilenebilir enerjiler arasındaki en gelişmiş ve
ticari açıdan en elverişli enerji türüdür. Rüzgâr enerjisi
doğa ile uyumlu olup hem çevreye en az zarar veren hem
de tükenme ihtimali olmayan bir enerji kaynağıdır[4].
Jeotermal enerji, yerkabuğunun çeşitli derinliklerinde
birikmiş ısının oluşturduğu, sıcaklıkları sürekli olarak
bölgesel atmosferik ortalama sıcaklığın üzerinde olan ve
çevresindeki normal yeraltı ve yerüstü sularına göre daha
fazla erimiş mineral, çeşitli tuzlar ve gazlar içerebilen sıcak
su ve buhar olarak tanımlanabilir[5]. Türkiye’de yapılan
çalışmalardan şimdiye kadar 600 civarında irili ufaklı ve
sıcaklıkları 20oC ila 100oC arasında değişen jeotermal
kaynak bulunmuştur. Bu kaynaklar genel olarak Kuzey
Anadolu fay hattının yakınlarında, deprem yörelerinde
ve son zaman volkanlarının bulunduğu yerlerdedir[5][6].
Biyokütle enerjisi, tükenmez bir kaynak olması, özellikle
kırsal alanlar için sosyo-ekonomik gelişmelere yardımcı
olması nedeniyle uygun ve önemli bir enerji kaynağı
olarak görülmektedir[7][8]. Türkiye’de yenilenebilir enerji
kaynaklarının kullanılması hususunda gerekli mevzuatlar
çıkarılmış ve işletmecilere teşvikler sağlanarak yenilenebilir
enerji kaynaklarının enerji üretimindeki payının artırılması
sağlanmıştır. Bu çalışmada, Türkiye’de yenilenebilir
enerji kaynaklarının kurulu gücü ve yenilenebilir enerji
kaynaklarından elde edilen elektrik enerjisinin üretim
miktarları değerlendirilmiştir. Bu bildiride kullanılan
veriler Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Yenilenebilir
Enerji Genel Müdürlüğü’nden derlenmiştir[9].
2. YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ KURULU GÜCÜ
VE YILLIK ÜRETİM MİKTARLARI
Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik, rüzgâr,
jeotermal ve biyokütle enerjisinin 2011-2014 yılları
arasında tespit edilen lisanslı işletme sayıları Şekil 1’de
verilmiştir.
olarak belirlenmiştir. Hidrolik enerjinin mekanik ve
elektriksel kurulu gücü yıllara göre büyükten küçüğe
doğru 2014>2012>2013>2011 şeklinde sıralanabilir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarından rüzgâr enerjisine
ait mekanik ve elektriksel kurulu güç değerleri Şekil 3’te
verilmiştir.
Şekil 1. Lisanslı yenilenebilir enerji kaynakları işletme sayıları.
Şekil 1’e göre, lisanslı işletme sayıları göz önüne alındığında
en fazla lisanslı işletme sayısı; 2011 yılında rüzgâr enerjisi,
2012 yılında hidrolik enerji, 2013 yılında biyokütle enerjisi
ve 2014 yılında hidrolik enerji alanında yer almıştır.
Lisanslı yenilenebilir enerji kaynakları işletme sayısı 2011
yılında 20 adet, 2012 yılında 78 adet, 2013 yılında 38 adet
ve 2014 yılında 93 adet olarak belirlenmiştir. Bu nedenle,
toplam lisanslı yenilenebilir enerji kaynakları işletme sayısı
büyükten küçüğe doğru 2014>2012>2013>2011 olarak
sıralanabilir. İşletme sayılarına göre, yenilenebilir enerji
kaynaklarının yıllara göre elektriksel ve mekanik kurulu
güçleri hesaplanmıştır. Yenilenebilir enerji kaynaklarından
hidrolik enerjiye ait mekanik ve elektriksel kurulu güç
değerleri Şekil 2’de verilmiştir.
Şekil 3. Rüzgâr enerjisine ait mekanik ve elektriksel kurulu
güç değerleri.
Şekil 3’e göre, en yüksek mekanik ve elektriksel kurulu
güç 2014 yılında, en düşük mekanik ve elektriksel kurulu
güç 2013 yılında tespit edilmiştir. 2014 yılında rüzgâr
enerjisine ait mekanik kurulu güç 826,4 MW, elektriksel
kurulu güç 824,8 MW olarak hesaplanmıştır. 2013 yılında
mekanik kurulu güç ve elektriksel kurulu güç 75,9 MW
olarak hesaplanmıştır. Rüzgâr enerjisinin mekanik ve
doğru 2014>2012>2011>2013 şeklinde sıralanabilir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarından jeotermal enerjiye
verilmiştir.
Şekil 2. Hidrolik enerjiye ait mekanik ve elektriksel kurulu
güç değerleri.
Şekil 2 değerlendirildiğinde hidrolik enerjiye ait en yüksek
mekanik ve elektriksel kurulu güç 2012 yılında, en düşük
mekanik ve elektriksel kurulu güç 2011 yılında tespit
edilmiştir. 2012 yılında hidrolik enerjiye ait mekanik
kurulu güç 971,33 MW, elektriksel kurulu güç 929,64
MW olarak hesaplanmıştır. 2011 yılında mekanik kurulu
güç 22,044 MW, elektriksel kurulu güç 21,04 MW olarak
hesaplanmıştır. 2014 yılında lisanslı işletme sayısı
dikkate alındığında hidrolik enerjinin mekanik kurulu
gücü 628,58 MW, elektriksel kurulu gücü 598,811 MW
Şekil 4. Jeotermal enerjiye ait mekanik ve elektriksel kurulu
güç değerleri.
Şekil 4’e göre, en yüksek mekanik ve elektriksel kurulu
güç 2014 yılında, en düşük mekanik ve elektriksel kurulu
güç 2011 ve 2012 yıllarında tespit edilmiştir. 2014 yılında
jeotermal enerjiye ait mekanik ve elektriksel kurulu
güç 227,821 MW olarak hesaplanmıştır. 2011 ve 2012
125
yıllarında mekanik ve elektriksel kurulu güç 72,35 MW
olarak hesaplanmıştır. Jeotermal enerjinin mekanik ve
doğru 2014>2013>2011=2012 şeklinde sıralanabilir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine
verilmiştir.
2011 yılında 2737097,779 kWh olarak gerçekleşmiştir.
2011 yılında en yüksek yıllık enerji üretimi rüzgâr
enerjisinden (1758163,459 kWh), 2012 yılında hidrolik
enerjiden (3376344,4 kWh), 2013 yılında jeotermal
enerjiden (1051865,242 kWh) ve 2014 yılında rüzgâr
enerjisinden (3655222,692 kWh) elde edilmiştir.
3. SONUÇ
Bu bildiride, 2011-2014 yılları arasında lisanslı
yenilenebilir enerji kaynakları işletme sayıları, yenilenebilir
enerji kaynaklarının kurulu güçleri ve yıllık enerji üretim
miktarları tartışılmıştır. Sonuç olarak, lisanslı yenilenebilir
enerji kaynakları işletme sayısının 2011 yılında 20 adet,
2012 yılında 78 adet, 2013 yılında 38 adet ve 2014 yılında
93 adet olduğu belirlenmiştir. Ayrıca, yenilenebilir enerji
kaynaklarından hidrolik, rüzgâr, jeotermal ve biyokütle
enerjisinden elde edilen yıllık enerji miktarının en yüksek
2014 yılında gerçekleştiği, en düşük yıllık enerji miktarının
ise 2011 yılında gerçekleştiği tespit edilmiştir.
Şekil 5. Biyokütle enerjisine ait mekanik ve elektriksel
kurulu güç değerleri.
Şekil 5 değerlendirildiğinde en yüksek mekanik ve elektriksel
kurulu güç 2014 yılında, en düşük mekanik ve elektriksel
kurulu güç 2011 yılında tespit edilmiştir. 2014 yılında
biyokütle enerjisine ait mekanik kurulu güç 150,825 MW,
2011 yılında mekanik kurulu güç 46,428 MW, elektriksel
kurulu güç 45,252 MW olarak hesaplanmıştır. Biyokütle
enerjisinin mekanik ve elektriksel kurulu gücü yıllara göre
büyükten küçüğe doğru 2014>2013>2012>2011 şeklinde
sıralanabilir. Yenilenebilir enerji kaynaklarından elde
edilen elektrik enerjisinin yıllık üretim miktarları Şekil 6’da
verilmiştir.
Şekil 6. Yenilenebilir enerji kaynaklarından elde edilen yıllık
enerji üretim miktarları.
Şekil 6’ya göre, yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik,
rüzgâr, jeotermal ve biyokütle enerjisinden elde edilen
yıllık enerji miktarı en yüksek 2014 yılında 8200492,665
kWh olarak gerçekleşmiş olup en düşük yıllık enerji miktarı
126
KAYNAKLAR
[1] Yazar Y. (2010), Türkiye’nin Enerjideki Durumu ve
Geleceği, Seta Analiz, Sayı 31, Aralık 2010, s.24.
[2] Çukurçayır A. ve Sağır H., (2007). Enerji sorunu, çevre
ve alternatif enerji kaynakları, Selçuk Üniversitesi
İktisadi ve İdari Bilimler Fakültesi, Konya.
[3] Seydioğulları H.S. (2013), Sürdürülebilir Kalkınma için
Yenilenebilir Enerji, Planlama 23, (1), 19-25 doi: 10.5505/
planlama.2013.14633
[4] Albostan A., Çekiç Y., Eren L. (2009), Rüzgâr Enerjisinin Türkiye’nin Enerji Arz Güvenliğine Etkisi, Gazi Üniv. Müh.
Mim. Fak. Der. Cilt 24, No 4, 641-649.
[5] Ertürk F., Akkoyunlu A., Varınca K.B., (2006), Enerji
Üretimi ve Çevresel Etkileri, Türkasya Stratejik
Araştırmalar Merkezi, Stratejik Rapor No:14, Tasarım
yayınları, s.88.
[6] Şen Z., (2004), Türkiye’nin Temiz Enerji İmkânları, Mimar
ve Mühendis Dergisi, Sayı: 33, Nisan- Mayıs-Haziran,
2004.
[7] TÜGİAD, 2004, Türkiye’nin enerji sorunları ve çözüm
önerileri, Ajans-Türk Basın ve Basım A.Ş., Batıkent,
Ankara.
[8] Topal M., Arslan E.I. (2008). Biyokütle Enerjisi ve Türkiye,
VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, UTES’2008, 17-19
Aralık 2008, s.241-248, İstanbul.
[9] T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Yenilenebilir
Enerji Genel Müdürlüğü, http://www.eie.gov.tr/
yenilenebilir/YEKDEM.aspx, Erişim Tarihi: 02.12.2014.
SUMMARY
In this study, installed power of renewable energy sources
and production amounts of electric energy obtained
from renewable energy sources in Turkey were evaulated.
Licenced renewable energy source corporation amounts
were obtained as 20 in year 2011, 78 in year 2012, 38 in
year 2013 and 93 in year 2014. Mechanic installed capacity
and electrical installed capacity of hydraulic energy were
calculated as 971.33 MW and 929.64 MW, respectively in
year 2012. Mechanic and electrical installed capasity of
wind energy were calculated as 826.4 MW and 824.8 MW,
respectively in year 2014. Mechanic installed capacity and
electrical installed capacity of geothermal energy was
calculated as 227.821 MW in year 2014. Mechanic installed
capacity and electrical installed capacity of biomass
energy was calculated as 150.825 MW and 146.908
MW, respectively in year 2014.Yearly energy amount
obtained from renewable energy sources of hydraulic,
wind, geothermal and biomass energy was highest in year
2014 as 8200492.665 kWh while the yearly lowest energy
amount was 2737097.779 kWh in year 2011.
Keywords: Energy, Renewable energy, Production, Power,
Turkey
127
Dünyada Nükleer Enerjiye Genel Bir Bakış
Muzaffer BAŞARAN
EÜAŞ Emekli Genel Müdür Yardımcısı
TESAB Üyesi
ÖZET
Dünyada 25.02.2015 itibariyle 438 nükleer reaktör
işletilebilir durumdadır ve 69 reaktörün inşaatı sürmektedir.
Fukushima kazası sonrası tüm ülkelerde güvenlik testi
yapılması ve yeni santrallerin yapımında bir duraklama
olsa da birkaç ülke dışında nükleer enerjiyle ilgili planlarda
büyük bir değişiklik gözlenmemiştir.
1. GİRİŞ
Elektrik enerjisi günümüzde hava, su ve gıda gibi insanlar
için vazgeçilmez bir konuma gelmiştir. Ancak insanlar
elektrik üretiminin her türlüsüne tepkili hale gelmişlerdir.
Nükleer enerjiye nasıl karşı çıkılıyorsa bugün kömür,
gaz, hidro-elektrik hatta rüzgâr santrallerine karşı bile
protestoların olduğunu görüyoruz.
Şekil 2. Nükleer enerjinin elektrik üretimindeki payı (2013 yılı).
2. DÜNYADA NÜKLEER SANTRALLER VE ENERJİ ÜRETİMİ
Dünyada 25.02.2015 itibariyle 438 nükleer ünite çalışabilir
durumdadır. Bunların ülkelere göre dağılımı aşağıdaki
şekilde verilmektedir.
Şekil 3. İnşa halindeki nükleer ünite sayısı (28.02.2015
itibariyle).
ve 1973’teki petrol şokundan sonra nükleer enerji
Japonya’nın milli stratejik önceliği olmuştur. Japonya’da
2010 yılı sonunda toplam güçleri 48,9 GW olan 50 adet
nükleer santral ünitesi vardı ve elektrik ihtiyacının %30’unu
nükleerden karşılıyordu.
Şekil 1. Dünyada işletilebilir durumdaki nükleer
reaktörlerin ülkelere dağılımı.
Nükleer santral işleten ülkelerin 2013 yılı elektrik
üretiminde nükleer enerjinin payı Şekil 2’de verilmektedir:
3. ÜLKE POLİTİKALARI
3.1. Japonya
Japonya ilk nükleer işletmesi 160 MW’lık Magnox tipi
Tokai-1 santraliyle Temmuz 1966’da üretime başlamıştır
128
Japonya sera gazları emisyonlarını kısıtlamak için nükleere
büyük ölçüde ağırlık vermeyi planlıyordu. 2000 seviyesine
göre emisyonları 2050’de %54 ve 2100 yılında %90 azaltma
hedefini koymuştu. Bunun anlamı, nükleerin payının
%60’a çıkması anlamına geliyordu.
Bununla beraber Mart 2011’deki Fukuşima kazası sonrası
Ekim 2011’de Hükümet bir “Beyaz Rapor” hazırlayarak
orta ve uzun vadede Japonya’nın nükleer enerjiye olan
bağımlılığının azaltılmasını öngörmektedir. Hükümetin
kurduğu Enecan (Enerji ve Çevre Konseyi) Eylül 2012
tarihli raporunda nükleer santrallerin 2040’a kadar
kapatılmasını tavsiye etmektedir. Ancak Kasım 2012’de
göreve başlayan hükümet bu raporu dikkate almayarak
güvenli raporu verilen santrallerin yeniden başlatılması
ve durdurulan Ohma 1 ve Shimane 3’ün inşaatlarının
yeniden başlamasına karar verdi.
Fukuşima kazası sonrası Japonya’nın 50 reaktöründen
17’si devredeydi, ancak kazadan sonra reaktörler tamamen
durdurulmuştur. Bilahare deniz kenarındaki nükleer
santrallerde tsunamiye karşı alınan önlemler artırılmıştır.
Nisan 2012 ortasında çok sayıda üst seviye toplantısı
sonrası Japon Hükümeti, testleri ve tedbirleri tamamlamış
olan Kansai elektrik firmasının Ohi Nükleer Santrali’nin 3.
ve 4. ünitelerinin yeniden devreye alınmalarını onayladı
ve Temmuz 2012’de devreye alındılar. Çünkü bu üniteler
olmadan 2012 yaz puantında elektrik üretimi ihtiyacı
karşılanamayacaktı.
Japonya’nın yeni Nükleer Düzenleyici Kurulu NRA, Ekim
2012’de görevi NISA ve NSC’den devraldı ve yeni güvenlik
tedbirleri Temmuz 2013’te yürürlüğe girdi. Daha sonra
nükleer santral işleten şirketler 20 nükleer ünitenin devreye
alınması için NRA’ya başvurdular ve şu anda NRA santrallerde
inceleme ve testleri yürütmektedir. Şubat 2015’te Takahama
Santrali’nin başlatılması için nihai onay verildi.
3.2. Almanya
Almanya 2011 Mart ayına kadar, kurulu güçleri 20.339
MW olan 17 nükleer reaktöründen elektrik ihtiyacının
yaklaşık dörtte birini karşılıyordu. 2013 yılında ise
üretilen 635 TWh’lik elektriğin %47’si kömürden, %16’sı
nükleerden, %11’i gazdan, %9’u bioyakıt ve atıktan,
%8’i rüzgârdan, %4’ü hidro elektrikten ve %5’i güneş
enerjisinden sağlandı.
Mart 2011’deki Fukuşima kazası sonrası Başbakan
Merkel, 1980 öncesi yapılan 7 nükleer santralle, uzun
süredir bakımda olan Kruemmel Santrali’nin tamamen
kapatılmasını, diğerlerinde stres testleri yapılması ve
nükleer politikaların gözden geçirilmesi için kapatılmaları
kararını verdi. Mayıs 2011’de RSK (Reaktör Güvenlik
Komisyonu) tüm reaktörlerin sağlam ve güvenli olduğuna
dair rapor verse de Alman Hükümeti daha önce yürürlüğe
konmuş olan “kapatma kararı”nı tekrar gündeme getirerek
zaten kapatılmış olan 8 nükleer santralin dışındaki 9
santralin de 2022’ye kadar kapatılması için kanun hazırladı
ve kanun Parlamentoda onaylandı.
Almanya’da nükleer santral işleten 4 şirket; E-On, RWE,
Vattenfall ve EnbW kapatılan nükleer santrallerde devam
eden nükleer yakıt vergisi ve işletme haklarının müsadere
edilmesine karşı her santral için tazminat davaları
açmışlardır. Şu ana kadar bazı davaları kazanıp, tazminat
alsalar da, bazı davalar hala devam etmektedir. Bu arada
BNetzA, nükleer santralsiz şebekenin dayanma sınırında
olacağına dair bir rapor hazırladı. Ülkede yedek kapasitenin
kalmadığı bildirildi.
8 nükleer ünitenin devre dışı edilmesi, bazı kömür
santrallerinin yaşlanması ve gaz santrallerinin ekonomik
olmaması nedeniyle devre dışı edilmeleri sonucu Almanya,
kömür ve özellikle linyit santralleri yapımına hız vermiştir
ve bu bağlamda 2015 sonuna kadar 10.700 MW yeni
kömür santralini devreye alacaktır.
Almanya’nın ilave fosil yakıt kullanımı nedeniyle CO2
emisyonu 300 milyon ton artacaktır; bu da AB’nin 2011’de
çıkardığı Enerji Verimliliği Direktifi’nin sağlayacağı 335
milyon tonluk CO2 azalmasını ortadan kaldıracaktır.
3.3. ABD
ABD, 2013 yılında 4.294 TWh elektrik üretmiştir. Bunun
%40’ı kömürden, %27’si gazdan, %19’u nükleerden, %7’si
hidrodan, %4’ü rüzgârdan ve %3’ü diğer kaynaklardan
üretilmiştir.
ABD dünyanın en büyük nükleer elektrik üreticisidir.
2014’te 100 nükleer reaktörde üretilen 798 TWh, ABD
elektrik üretiminin %19’u ve dünya nükleer elektrik
üretiminin %33’ünü teşkil etmektedir. ABD’nin şu anda
devrede olan 99 nükleer ünitesinin kurulu gücü 98,7
GW’dır. Toplam kurulu güç 1.068 GW’dır.
Son yıllarda nükleer santral yapılmasa da nükleer
santrallerde bazı dizayn değişiklikleriyle gücün 6.500
MW artırılması, kapasite faktörünün %90’ların üzerine
çıkması, yakıt yenileme sürelerinin azalması, reaktörlerin
75’inin (Ekim 2014 itibariyle) çalışma sürelerinin 20 yıl
daha uzatılması, nükleer santrallerden elektrik üretimini
artırmıştır. 19 ünitenin de çalışma sürelerinin uzatılması
talebi incelenmektedir.
Yaklaşık 30 yıldır yeni santral yapılmasa da 2007 ortasından
bu yana NRC’ye (Nükleer Düzenleyici Kurul) yeni santral
kurulması amacıyla lisans verilmesi için 28 yeni büyük
reaktör kurulması için başvuru yapılmış ve bunun
4-6’sının 2020’den önce devreye girmesi planlanmıştır.
Ancak 2009’dan beri görülen düşük doğal gaz fiyatları bu
projelerin ekonomikliğini şüpheli hale getirmiştir.
Fukuşima kazası sonrası NRC ABD’deki nükleer santrallerin
Fukuşima’dan alınan dersler doğrultusunda güvenlik
açısından gözden geçirilmesini istedi. Haziran 2011’de
tamamlanan raporun ilk bölümü, santrallerde deprem,
hortum gibi doğal afetlerde alınması gereken tedbirleri
ve ikinci bölümü de gerekli olabilecek diğer değişiklikleri
içeriyordu. Fukuşima’dan 3 ay sonra NRC ülkedeki 104
nükleer ünitede güvenlik açısından bir sorun olmadığını
açıkladı.
129
NRC, 9.02.2012’de 2 adet AP1000 inşaatı için Vogtle
Nükleer Santrali’ne ve yine aynı tip iki reaktörün South
Carolina’da inşaatına Mart 2012’de inşaat ve işletme
lisansını vermiştir. Bu dört ünitede reaktör adasında
beton dökülmeye Mart 2013’te başlanmıştır. Summer
Nükleer Santrali’nin 2. ünitesinin 2019 ve 3. ünitesinin
2020 başında, Vogtle Santrali’nin 3. ünitesinin 2019 ve
4. ünitesinin 2020 ortasında bitmesi beklenmektedir.
Daha önce inşaatı durdurulan Watts Bar 2 santral
inşaatının da yeniden başlamasıyla 5 ünitenin inşaatı
sürmektedir.
3.4. İngiltere
2013’te üretilen 357 TWh elektriğin %20’si nükleerden,
%27’si doğal gazdan, %36’sı kömürden, %8’i rüzgârdan,
%2’si hidrodan, %6’sı biomasdan, %1’i diğer kaynaklardan
sağlanmıştır. 2013’te 6,4 milyar kWh Fransa’dan ve 5,8
milyar kWh Hollanda’dan ithal edilmiştir.
İngiltere’de işletmedeki 16 ünitenin biri dışında hepsi
2023’e kadar emekliye ayrılacaktır. Bu sebeple İngiltere’de
yeni nükleer santral yerleri ve dizaynları üzerine son
yıllarda kapsamlı çalışmalar yürütülmüştür.
Fukuşima kazası sonrası Nükleer Tesisler Baş Denetçisi
bir rapor hazırlayarak, çalışan santraller ve yeni
yapılacak santraller konusunda bir plan değişikliğine
gerek olmadığına karar verdi. Haziran 2011’de hükümet,
2025’ten önce tamamlanması planlanan santraller
için sekiz sahanın listesini açıkladı. Yeni hükümet,
Elektrik Piyasası Reformu Belgesinde CO2 fiyatlarını
açıkladı. Buna göre CO2 fiyatı 2013’te 16 £, 2020’de 30
£ ve 2030’da 70 £ olarak belirlenmiş olup, bu da nükleer
santrallerin ekonomikliğine katkıda bulunmaktadır. Bu
arada Nükleer Düzenleyici Kurul, İngiltere’nin nükleer
programı için EPR, AP1000 ve ABWR dizaynlarını
onaylayarak kurulmalarına izin vermiştir. Rus VVER – TOI
inceleme safhasındadır.
Hükümet 2025 yılına kadar 60 GW’lık yeni kapasitenin
gerekli olduğunu, bunun 35 GW’ının yenilenebilir
enerjiden karşılanacağını, geri kalan 25 GW’ın çoğunun
nükleer enerji olacağını düşünmektedir.
İngiltere’deki nükleer santrallerin sahibi British Energy,
Fransız EdF tarafından Ocak 2009’da satın alınmış
ve aynı yıl Centrica, British Energy’nin %20 hissesini
satın almıştır. EdF, Areva ve Çin’li ortaklarla Sizewell ve
Hinkley Point sahalarında 4 tane EPR (4x1.630 MW)
kurmayı planlamıştır. Devreye alma tarihi 2023 olarak
planlanmıştır. Bu arada Horizon ve Hitachi’nin Wylfa ve
Oldbury sahalarına 4 ABWR (4x1380 MW) ve İberdrola ve
Suez’in ortak şirketi NuGeneration’ın Moorside sahasına 3
AP1000 (3x 1135 MW) tipinde nükleer santrallar kurmak
istediklerini açıklamışlardır.
130
Kasım 2014’te yürütülen bir kamuoyu yoklamasında halkın
%45’inin yeni nükleer santral kurulmasını desteklediği ve
sadece %20’sinin karşı olduğu ortaya çıkmıştır.
3.5. Fransa
Fransa 2014’te ürettiği 541 TWh’lik elektriğin %75’ini
nükleer enerjiden sağlamıştır. Toplam gücü 63.130 MW
olan 58 adet nükleer santral ünitesi vardır. Fransa’da
elektrik fiyatları düşük olduğundan, yılda ortalama 70
milyar kWh’in üzerinde ihracatıyla dünyanın en büyük
elektrik ihracatçısıdır ve yılda elektrik ihracatından 3 milyar
€ kazanmaktadır. Yılda 55-70 TWh civarındaki ihracat
İtalya, İsviçre, Belçika, İspanya ve İngiltere’ye yapılmaktadır.
Fransa’da petrol krizi sonrası 1974’te nükleer enerjiye
ağırlık verme kararı alınırken, enerjide arz güvenliği, dışa
bağımlılığı azaltma, elektrik fiyatlarını ucuz ve stabil
tutma hedefleri güdülmüştür. 1999’da Parlamentoda
Fransa’nın enerji politikasındaki üç önemli unsur teyit
edilmiştir. Bunlar arz güvenliği, çevreye saygı ve nükleer
atıklara yeterli dikkatin gösterilmesidir.
2005’te çıkarılan bir kanun enerji politikaları ve arz
güvenliğinin ana hatlarını oluşturdu.
Fukuşima kazası sonrası IRSN (Radyolojik Koruma ve
Nükleer Güvenlik Enstitüsü), 6 ay süren reaktör güvenliği
çalışmasına başladı ve bazı güvenlik tedbirlerinin
alınmasını önerdi.
2012’de Francois Hollande’ın Başkan seçilmesiyle, enerji
politikalarıyla ilgili ulusal bir tartışma başlatıldı. Sonuçta
Ekim 2014’te çıkarılan Enerjide Geçiş Kanunu’yla 2025’e
kadar elektrik üretiminde nükleerin payının %50’ye
düşürülmesi, nükleer kurulu güç tavanının şu andaki
seviye olan 63,2 GW olması hedeflendi.
2002’de EdF 900 MW’lık reaktörlerin işletme sürelerinin
uzatılması için ASN (Nükleer Güvenlik Kurumu)’ye
müracaat etti. Temmuz 2010’da çalışma sürelerinin 60
yıla çıkarılmasını değerlendirmeye aldı. Şubat 2014’te de
Parlamentoya bu konuyla ilgili bütçesini sundu.
Bu arada EdF nükleer santrallerde güç artırma çalışmaları
yapmaktadır. Örneğin 1.300 MW’larda güç %7 artırılmıştır.
EdF Yönetim Kurulu, Areva’nın geliştirdiği EPR tipi reaktörün
prototipini yapmak için Mayıs 2006’da karar almış ve 1650
MW’lık Flamanville 3’ün yapımını onaylamıştır. Aralık
2007’de beton dökümüne başlanmıştır ve devreye alma
tarihi olarak Mayıs 2012 hedeflenmiştir. Kasım 2014’te bu
tarihin 2017’ye kaydığı açıklanmıştır. 2005’te 3,55 milyar
€ olarak hesaplanan yatırım maliyeti, Temmuz 2011’de 6
milyar € olarak revize edilmiş, Aralık 2012’de ise maliyetin
8,5 milyar € olacağı belirtilmiştir.
Fransa IV nesil reaktör teknolojilerinden gaz soğutmalı
hızlı reaktör, sodyum soğutmalı hızlı reaktör ve çok yüksek
sıcaklıklı reaktör tipleri üzerinde çalışırken, Atom Enerji
Komitesi, AR-GE çalışmalarının sodyum soğutmalı reaktör
üzerine devam etmesine karar vermiştir. 2020’de start-up
hedeflenmiştir.
Çin, nükleer teknolojiyi Fransa, Rusya ve Kanada’dan aldı, ancak
yerli nükleer santral imalatı daha çok Fransız teknolojisine
dayanmaktadır. En son teknoloji transferi ABD’den olmuş,
Japon Toshiba’nın satın aldığı ABD’li Westinghouse’un AP 1000
reaktörü Çin’in gelecekteki teknoloji gelişiminin ana unsuru
olacaktır. Çin’in geliştirdiği CAP 1400, AP 1000’i esas almıştır.
3.6. Rusya
Rusya’nın 2012’de ürettiği 1.071 TWh’lik elektriğin
%17’si nükleer, %49’u doğal gaz, %16’sı kömür, %16’sı
hidroelektrikten karşılanmıştır. Gaz ihracatıyla, gazın
elektrik üretiminde kullanımına göre 5 misli daha
fazla gelir elde ettiğinden Rusya nükleer kapasitesini
genişletme planlarını sürdürmektedir ve 34 reaktörüyle
toplam 25.164 MW gücündeki nükleer kapasiteyi
2020’ye kadar ikiye katlamayı planlamaktadır. Zaten
şu anda da 9 reaktörün inşaatı sürmektedir. Bu arada
mevcut
reaktörlerde
rehabilitasyonlar
yapılarak
üretim kapasiteleri artırılmakta, çalışma süreleri de
uzatılmaktadır.
Fukuşima kazası sonrası Çin Devlet Konseyi, yeni
santrallerin onayını askıya alacağını duyurdu ve işletmede
olan ve inşaatı süren santrallerde güvenlik kontrolleri
istedi. Mevcut ve inşaat halindeki santrallerin güvenlik
denetimleri Ekim 2011’de tamamlandı.
Fukuşima kazası sonrası Haziran 2011’de Rusya tüm
nükleer santrallerinde güvenlik kontrolleri yapmış,
arkasından da reaktör ömürlerini 15 yıl daha uzatmak için
bir program yürütmüştür.
Temmuz 2012’de Enerji Bakanı, santral kurulu gücünü
2020’ye kadar 83 GW artıracaklarını, bunun 10 GW’ının
nükleer olacağını açıkladı.
Rusya’da nükleerin elektrik üretiminde payı 2012’de %17
olmuştur. En son Federal Hedef Programı (Federal Target
Program)’na göre bu oranın 2030’da %25-30, 2050’de %4550 ve asrın sonunda %70-80 olması öngörülmektedir.
İnşaatı süren 9 santrale ilaveten 31 santral planlanmıştır.
Baltık kıyısına kurmaya başladığı 2x1.200 MW’lık
Kaliningrad
Santrali’nin
1.
ünitesinin
2017’de
tamamlanması öngörülmüş olup santralin üretiminin
çoğunun Almanya, Polonya ve Baltık ülkelerine ihracatı
hedeflenmektedir.
3.7. Çin
Çin’in 2012 yılındaki 4.994 TWh’lik elektrik üretiminin
%76’sı kömür, %17’i hidro, %2’si gaz, %2 nükleer, %3’de
diğer kaynaklardandır. Çin’in devrede olan 23 nükleer
ünitesinin kapasitesi 20.115 MW’dır. Ancak inşaatı
süren 26 nükleer ünitenin kapasitesi 28.461 MW’dır.
Ancak Çin’in çok iddialı bir nükleer programı vardır,
2020’ye kadar 58 GW, 2030’a kadar 150 GW yapmayı
planlamaktadır. Çin’in nükleer enerjiye bu kadar ağırlık
vermesinin nedeni kömürden kaynaklanan hava kirliliğine
karşı açtığı savaştır. Eylül 2014’te hazırlanan İklim
Değişikliği Planı’na göre 2020’de karbon emisyonunun
%40 azaltılması hedeflenmiştir.
Aralık 2011’de Milli Enerji İdaresi (National Energy
Administration -NEA) gelecek 10-20 yılda nükleer enerjinin
Çin elektrik üretim sisteminin temeli olacağını açıkladı.
Çin’in hedefi; 2015’e kadar yılda 3, 2015’ten sonra da yılda
4 nükleer üniteyi devreye almaktır.
3.8. Türkiye
Türkiye, 12.05.2010 tarihinde Rusya Federasyonu ile
Mersin-Akkuyu’da 4x1.200 MW’lık VVER 1200 tipi
bir nükleer santralin tesisine ve işletimine dair bir
işbirliği anlaşması imzalamıştır. Bu antlaşma ülkelerin
Parlamentolarında da onaylanmıştır.
13.12.2010 tarihinde ise konuya ilişkin proje firması olan
Akkuyu NGS Elektrik A.Ş. kurulmuştur. Şirket, Akkuyu
sahasını EÜAŞ’tan Mart 2011’de devir alarak, saha
etütlerine başlamıştır. ÇED Yönetmeliği gereği 29.03.2012
tarihinde Büyük Eceli’de halkı bilgilendirme toplantısı
yapılmıştır. ÇED Kasım 2014’te onaylanmıştır.
İnşaatın 2015’te başlaması ve birinci ünitenin 2021’de
devreye girmesi beklenmektedir. Üniteler arası süre 1
yıldır. Santral devreye girdiğinde 1. ve 2. ünite üretiminin
%70’i ve 3. ve 4. üretiminin %30’u için 12,35 cent/kWh
fiyatla alım garantisi vardır.
İkinci nükleer santral yeri olarak belirlenen Sinop’ta
2008 yılından beri çalışmalar sürdürülmektedir. Santral
kurulmasıyla ilgili Kore, Japonya, Çin, Fransız ve Rus
firmalarıyla görüşülmüştür. Mayıs 2013’te Japon – Fransız
ortaklığıyla santralin yapılacağı açıklanmıştır.
3.9. Diğer Ülkeler
Güney Kore (20.697 MW): Fukushima kazası sonrası
güvenlik kontrolleri yapıldıktan sonra nükleer santraller
işletmeye devam etmiştir ve 2022’ye kadar %59 artışla
32,9 GW’a ulaşılması planlanmıştır.
Ukrayna (13.168 MW): Elektrik üretiminde nükleer enerjinin
payının 2030’a kadar muhafaza edileceğini açıklamıştır; bu,
yeni santrallerin yapımı anlamına da gelmektedir.
131
Kanada (13.553 MW): Kanada nükleer teknoloji ihraç
eden bir ülkedir ve yeni nükleer santraller kurarak
önümüzdeki yirmi yılda nükleer kapasitesini genişletmeyi
planlamaktadır.
İsveç (9.487 MW): Barsebeck 1 ve 2 santrallerinin
kapatılması sonucu ortaya çıkan 1.200 MW’lık açığı
kapatmak için diğer nükleer santrallerin kapasitesi 1.600
MW artırılmıştır.
İspanya (7.002 MW): Hükümetin nükleer enerjiye bakışı
belirsiz görünüyordu, ancak Haziran 2014’te bir Kanunla
Yenilenebilir Enerjiye verilen sübvansiyonların azaltılması
nükleer lehine bir ortam doğurdu.
Belçika (5.943 MW): Hükümetin nükleer enerjiye desteği
zayıf, ancak nükleer santrallerde üretilen elektriğin ucuz
oluşu nedeniyle, Doel 1 ve 2 dışındaki santrallerin 40 yıllık
işletme süresi uzatılacaktır.
Hindistan (5.302 MW): Nükleer kapasitenin 2020’ye kadar
14,6 GW’a çıkarılacağı ve 2050’ye kadar elektrik üretiminin
%25’inin nükleerden olması planlanmıştır.
Çek Cumhuriyeti (3.766 MW): Hükümetin nükleer enerjiye
desteği kuvvetli ve 2015 yılı içinde Temelin 3. ve 4. ünite
için ihaleye çıkılarak teklifler alınacak.
İsviçre (3.333 MW): Haziran 2011’de işletmede olan 5
nükleer reaktörün 2034’e kadar kapatılması kararı verildi,
ancak anketler halkın nükleer enerjiye devam edilmesini
istediğini gösterdi.
Finlandiya (2.741 MW): Finlandiya’da 4 ünite işletmede,
bir ünite inşa halindeyken yeni iki ünite daha kurulması
planlanmaktadır. İnşa halindeki Olkiluoto 3’te 7 yıllık
gecikme vardır.
Bulgaristan (1.906 MW): Belene’ye iki ünite yapma
planlarından vazgeçildi ve Kozloduy’a bir AP 1000
kurulması için Westinghouse’la Ağustos 2012’de sözleşme
imzaladılar. İnşaat 2016’da başlayacak.
Brezilya (1.901 MW): Bir ünite inşaatı sürerken 4 yeni
ünite için kuzeydoğuda, 4 yeni ünite için güneydoğuda yer
seçimi yapıldı ve kongreye onaya sunulacak.
Güney Afrika (1.830 MW): 2030’a kadar yapılacak yeni
üretim tesislerinin %22’si nükleer olacak.
Meksika (1.600 MW): Doğal gaza olan bağımlılığı azaltmak
ve karbon emisyonlarını düşürmek için hükümet nükleeri
destekliyor.
Romanya (1.310 MW): İşletmede olan Cernavada 1 ve 2’ye
ilaveten Cernavada 3 ve 4’ün kurulması için Çin’li CGN’nin
Eylül 2014’te sunduğu teklifi uygun görüldü.
Arjantin (1627 MW): 2 yeni reaktör için 2014 sonunda
Çin’li CNNC ile çerçeve anlaşma imzalandı.
İran (915 MW): Bushehri Santrali’ni Mayıs 2011’de devreye
aldıktan sonra yeni üniteler için Rus ve Çin firmalarıyla
görüşüyor.
Pakistan (725 MW): İnşaatı süren 2 üniteye ilaveten Çin’li
CNNC ile 2 yeni reaktör için Ağustos 2013’te sözleşme
imzaladı. İnşaat 2015’te başlayabilir.
Slovenya (696 MW): Çalışan 1 üniteye ilaveten yeni bir
ünite kurulması Parlamento onayına sunuldu.
Ermenistan (935 MW): Bir reaktör işletmede ve hükümet
yeni bir ünitenin Ruslar tarafından kurulmasını Mayıs
2014’te onayladı. İnşaatın 2018’de başlaması planlandı.
Polonya: 2 ünite için yatırım kararının 2018’de alınması ve
ilkinin 2024’te devreye alınması planlandı.
BAE: KEPCO ile 4 APR-1400 için sözleşme imzaladı ve 1.’nin
inşaatı Temmuz 2012, 2.’nin inşaatı Mayıs 2013, 3.’nin
inşaatı Eylül 2013’de başladı. 1. ünitenin Mayıs 2017’de
devreye girmesi bekleniyor.
3.10. UEA Nükleer Yol Haritası
UEA 2010 yılında nükleer enerji konusunda bir Teknoloji
Yol Haritası hazırlamıştı. Bu Yol haritasını 2015 yılında
güncelledi. 2010 versiyonunda 1,200 MW olan 2050 nükleer
kurulu güç projeksiyonu, 2015 versiyonunda 930 MW’a; 2010
versiyonunda %25 olan 2050 elektrik üretiminde nükleerin
payı projeksiyonu, 2015 versiyonunda %17’ye düşürülmüştür.
Macaristan (1.889 MW): İki yeni nükleer ünite kurulmasına
Mart 2009’da Parlamento çoğunlukla destek verdi. Ocak
2014’de Rosatom’la sözleşme imzalandı, 1. ünitenin
2023’te devreye girmesi planlandı.
Slovakya (1.816 MW): Nükleer enerjiye hükümetin güçlü
desteği var.
Şekil 4. UEA’nın nükleer santrallerle ilgili projeksiyonu.
132
4. SONUÇ
Çoğu ülke nükleer enerji olmadan iklim değişikliği
hedeflerine ulaşılamayacağının farkındadır.
[18] Akkuyu NGS A. Ş. web sitesi.
[19] WNA, Nuclear Power in South Korea, January 2015, WNA web sitesi.
Çernobil’i yaşayan Ukrayna ve Fukuşima’yı yaşayan
Japonya nükleer enerjiden vazgeçememiştir.
SUMMARY
By 25.02.2015, 438 nuclear reactor was in operatable
condition in the World and 69 reactor is under construction.
After Fukushima,safety inspections and stress tests were
carried out on the nuclear power plants in all countries and
the construction activities in new plants were interrupted,
apart from a few countries, there were not big changes in
nuclear energy plans.
Almanya, İsviçre ve İtalya gibi çok az sayıda ülke dışında,
nükleer enerji projelerinden vazgeçilmemiştir.
Mart 2013’te ABD’de iki nükleer santralde temel için beton
dökülmüştür. Bu tereddütte olan çok sayıda ülke için teşvik
olacaktır.
Türkiye’de Akkuyu Nükleer Santrali inşaatının 2015’te
başlaması ve birinci ünitenin 2020’de devreye girmesi
beklenmektedir. İkinci nükleer santral yeri olarak belirlenen
Sinop’ta 2008 yılından beri çalışmalar sürdürülmektedir.
IEA updated there technology roadmap on nuclear energy
which was first prepared in 2010 and revised their figures
for the projection for 2050. The installed power was reduced
from 1,200MW to 930 MW and the share of nuclear energy
in electricity production from 25% to 17%.
KAYNAKLAR
[1] DEK TMK Enerji Raporu 2013, DEK TMK Yayın
No: 0022/2014, Ankara, Ocak 2014.
[2] WNA, World Nuclear Power Reactors and Uranium
Requirements, World Nuclear Association web sitesi,
25 Şubat 2015.
[3] Nükleer Santraller, DEK TMK Yayın No: 0018/2010, Ankara, 2010.
[4] Technology Roadmap, Nuclear Energy 2015, Edition, IEA, NEA, Paris, France, 30.10.2013.
[5] WNA, Nuclear Power in Japan, 27.01.2015, WNA web sitesi.
[6] WNA, Nuclear Power in Germany, December 2014, WNA web sitesi.
[7] WNA, Nuclear Power in USA, March 2015, WNA web sitesi.
[8] WNA, Nuclear Power in the United Kingdom, January 2015, WNA web sitesi.
[9] WNA, Nuclear Power in France, February 2015, WNA web sitesi.
[10] WNA, Nuclear Power in Russia, February 2015, WNA web sitesi.
[11] WNA, Nuclear Power in China, February 2015, WNA web sitesi.
[12] WNA, Nuclear Power in Turkey,February 2015, WNA web sitesi.
[13] WNA, Nuclear Power in India, February 2015, WNA web sitesi.
[14] WNA, Nuclear Power in Sweden, February2015, WNA
web sitesi.
[15] TAEK, Akkuyu Nükleer Santral Projesi, TAEK web sitesi, 27.03.2015.
[16] TAEK, Akkuyu Nükleer Santral Lisanslaması, TAEK web sitesi, 27.03.2015.
[17] TAEK, Akkuyu Nükleer Santralı - Gelişmeler, TAEK web sitesi, 27.03.2015.
133
Endüstriyel Tesislerin Elektrik Üretim Sistemlerinin Yük Kontrolü
(Load Control Unit, LCU)
Selahattin KÜÇÜK
TÜPRAŞ – İzmit Rafinerisi
Yatırımlar Müdürlüğü
Mehmet BAYRAK
Sakarya Üniversitesi
A. Serdar YILMAZ
Kahramanmaraş Sütçü İmam Üniversitesi
Mühendislik-MimarlıkFakültesi
ÖZET
Rafineri, petrokimya, demir-çelik gibi büyük endüstriyel
tesisler, işletme güvenliğini ve sürekliliğini en üst düzeyde
sağlayabilmek için enterkonnekte şebekeye bağlı olmanın
yanında, elektriksel enerji taleplerinin bir kısmını veya
tamamını karşılayacak üretim kaynaklarına da sahip
olmalıdır. Bu amaçla tesis edilen veya edilecek üretim
kaynaklarının, bir taraftan işletme sürekliliğini sağlayacak,
diğer taraftan da bağlı olduğu iletim sisteminin gerekliliklerini
yerine getirecek özel donanımlar, kontrol sistemleri ile
donatılması gerekmektedir. Bu çalışmada, Yük Kontrol
Ünitesi adı verilen bir işletim sisteminin, hem tasarım, hem
de işletmesinin kolay, anlaşılabilir olması nedeniyle DCS
kullanılarak nasıl yapıldığı hakkında bilgi verilmektedir.
Kurulan işletim sistemi ile endüstriyel tesisin ihtiyaç duyduğu
enerji istenen miktar ve istenen kalitede en ekonomik şekilde
sağlanırken, enterkonnekte şebekenin işletim operatörünün
yönetmeliklerden kaynaklanan talepleri de yerine
getirilebilmektedir.
1. YÜK KONTROL ÜNİTESİ
Bu çalışmaya konu olan yük kontrol ünitesi, Şekil 1’de
tek hat diyagramı verilen endüstriyel tesisin üretim
kaynakları ile iletim sisteminde emre amade elektrik
enerjisi potansiyelini, talebe göre istenen kalite, miktar
ve yönde, standart, kanun ve yönetmeliklere uygun olarak
yönetmektedir. Yük kontrol ünitesi bu işlevleri yerine
getirirken hem tesiste var olan SCADA, PLC gibi sistemler,
hem de iletim sistemi operatörünün kontrol mekanizmaları
ile koordineli çalışmaktadır. Yük kontrol ünitesi, gerekli
bilgilerin elde edilmesinden sonra tasarımı, işletilmesi ve
gerektiğinde bazı bilgileri, ilave bir ara elemana ihtiyaç
duymadan doğrudan değiştirmedeki kolaylıklar içermesi
nedeni ile seçilmiştir. Sistem, çok fazla eğitim gerekliliği
olmayan personel tarafından, günlük operasyonların
yapılmasında kolaylıkla kullanılabilmektedir.
134
Yük kontrol ünitesinin bu uygulamadaki görevleri;
• Yük paylaşımı,
• Güç faktörü kontrolü,
• Yük frekans kontrolü (primer ve sekonder)
Yük kontrol ünitesinin genel blok diyagramı Şekil 2’de
verilmektedir.
1.1. Yük Paylaşımı
Rafinerinin ihtiyacı olan elektriksel enerji ile şebekeden
alınan veya şebekeye verilen elektriksel enerjinin, tesisin
sahip olduğu generatörler ve enterkonnekte şebekeye
bağlı iletim hatları üzerindeki dağılımı, yük kontrol
ünitesinin yük paylaşım modülü tarafından yapılmaktadır.
Yük paylaşım modülü bu fonksiyonu yerine getirebilmek
maksadı ile Şekil 1’de verilen elektrik sistemi ile ilgili tüm
bilgeleri doğrudan (dijital veya analog) veya dolaylı (SCADA
ve yük atma PLC’si üzerinden) almaktadır. Yük paylaşım
modülü, tesisin elektrik sisteminin enterkonnekte şebeke
ile paralel veya ada modunda çalışmasına göre farklı
beklentileri yerine getirmektedir.
Modül
tamamen
otomatik
çalışabileceği
gibi
operatör kontrolünde de çalıştırılmaktadır. Generatör,
transformatör ve iletim hatları gibi ekipmanların devre
dışı olmasına neden olabilecek kapasitelere ulaşmasına,
elektriksel parametrelerindeki sapmalara zamanında
müdahale edebilmek için her türlü uyarıcı bilgiyi modüle
yüklenebilmektedir. Dolayısı ile modüle;
• Her türlü ayar/işletme değeri operatör tarafından
kolaylıkla yüklenebilmekte, böylece ne miktar gücün
generatörler tarafından, ne miktar gücünde
enterkonnekte şebekeden alınacağı ve hangi
zamanlarda ne kadar gücün sisteme satılacağı
programlanabilmektedir.
• Ayarlanan değerlerden sapmalar olması halinde
operatör ses ve ışıklı bir alarm bilgisi ile gerekli tedbirleri
alması için uyarılmaktadır.
Generatör ve iletim hatlarının işletilmesi ile ilgili ayar
değerleri ve bu değerlerden sapmalar olması halinde
oluşan alarmlar şu bilgilerden oluşmaktadır.
• Enterkonnekte sistem ile iletimi sağlayan hatların
kapasite, aktif/reaktif güç alış/satış bilgileri ve bunlarla
ilgili alarm değerleri.
• Güç transformatörlerinin kapasiteleri ile ilgili ayar
bilgileri ve alarm değerleri,
• Generatörlerin kapasite (MW, MVAr), programlanan
üretim miktarı ve bunlarla ilgili alarm değerleri.
1.1.2. Ada modunda çalışma
Bu işletme şeklinde rafineri elektrik sistemini gösteren
Şekil 1’deki 1 ve 2 No’lu kesiciler devre dışıdır (OFF).
Generatörler endüstriyel tesisin tüketimini karşılayacak
şekilde, bir generatör speed (Isochronous) modda olmak
üzere, kapasitelerine ve operatörün belirleyeceği yük
paylaşımına göre çalışırlar. Reaktif güç ise otomatik
olarak voltaj regülatörü tarafından sağlanır. Tüketimin
karşılanamaması halinde ayrı bir modül (yük atma
sistemi), üretim ve tüketim dengesi sağlanıncaya kadar
daha önceden belirlenen yükleri atar, devre dışı eder.
Şekil 2. Yük Kontrol Ünitesi (LCU) ve bağlı sistemlere ait
blok diyagramı.
Şekil 1. Rafinerinin 2 adet gaz türbin, 1 adet buhar türbin
generatör, iletim, dağıtım ve tüketicilerinden oluşan
basitleştirilmiş tek hat diyagramı.
1.1.1. Enterkonnekte şebeke ile paralel çalışma
Bu çalışma modunda, generatörler endüstriyel tesisin
talebine ilaveten iletim sistemine satılacak, iletim
sisteminden alınacak güç de göz önünde bulundurularak
çalıştırılmaktadır. Alış veya satış miktarı, gücün herhangi
bir nedenle değişmesi halinde herhangi bir müeyyide
ile karşılaşmamak için sabit olması gerektiğinden,
generatörler otomatik olarak yük almakta veya yük
bırakmaktadır. Daha sonra operatör isterse gücü
generatörler arasında ayarlayabilmektedir. Bu çalışma
şeklinde generatör yük konumunda olup, frekans
kontrolü şebeke tarafından belirlendiğinden, şebeke takip
edilmektedir. Üretimin kısmen veya tamamen durması
halinde, iletim hat kapasitesi aşılmadığı sürece, cezai
yaptırım olsa da sistemden taahhüt edilen değerden
daha fazla bir güç, alarm ile birlikte çekilebilir. Üretim
kaynakları tesise ilaveten iletim sistemine verilen satışı
karşılamayacak geçici durumlarda ise iletim sisteminden
ayrılarak, ada moduna geçmektedir.
1.2. Güç Faktörü Kontrolü
Yük kontrol ünitesinin önemli görevlerinden biri de, iletim
sisteminin yönetmeliklerden kaynaklanan reaktif güç
talebini sürekli izleyerek, generatörlerden sağlamaktır. Bu
kontrol enterkonnekte sistem ile paralel çalışma halinde
aktiftir. İstenen reaktif güç, doğrudan güç faktörü ile ilgili
olduğundan, izleme ve kontrol daha ziyade güç faktörü
kontrolü ile yapılmaktadır.
Bu kontrol üç şekilde sağlanmaktadır.
•Endüstriyel tesisin elektrik sisteminin toplam güç
faktörü, daha önceden belirlenen değerden sapmaya
başlarsa, kontrol sistemi generatörlerin reaktif güç
üretimini artırıp, azaltarak istenen ayar değerine getirir.
•Her bir generatörün güç faktörü keza belirlenen
değerden sapmaya başlarsa, kontrol sistemi
generatörün reaktif güç üretimini artırıp, azaltarak
istenen ayar değerine getirir.
•Toplam veya her bir generatörün güç faktörü, otomatik
olarak ayarlanan değere ulaşamazsa, oluşacak alarm
bilgisine göre, operatör tüm veya alarm bilgisi gelen
generatörün reaktif gücünü artırıp, azaltarak ayarlanan
değere getirir.
135
1.3. Yük Frekans Kontrolü (Primer ve Sekonder )
Yük frekans kontrolü, belirli bir gücün üzerinde iletim
sistemine bağlı olan elektrik üretim tesislerinin
(generatörlerin), şebekede herhangi bir nedenle meydana
gelen frekans değişimlerini sabit tutmak veya iyileştirmek
için, kanun ve yönetmeliklerle belirlenen sorumlulukları
otomatik veya iletim sistem operatörü (TEİAŞ) denetiminde
yerine getirmektedir. Bilindiği gibi normal çalışma halinde
frekanstaki değişmeler üretim tüketim dengesizliğine
dayanmaktadır. Kontrolün amacı, ENTSO-E bölgesi dahil
tüm enterkonnekte sisteme bağlı tüketicilere temiz,
güvenli, kaliteli ve sürekli bir enerjiyi sunmaktır. Şekil 1’deki
rafinerinin elektrik üretim tesisinin toplam kurulu gücü
dolayısı ile primer frekans kontrolüne katılma zorunluluğu
bulunmaktadır. Ancak, üretim tesisi kojenerasyon olması
dolayısı ile zorunluluk olmamasına rağmen gönüllü
olarak sekonder frekans kontrolüne katılacak şekilde
altyapısını hazırlamıştır. Enterkonnekte şebeke ile paralel
çalışma halinde generatörler iletim sisteminin frekansını
takip ederler. Bu durumda her bir generatör yük (droop)
modunda çalışmaktadır. Herhangi bir nedenle rafineri
elektrik sisteminin ada moduna geçmesi halinde daha
önceden belirlenen generatörlerden biri speed moduna
(Isochronous) geçerek frekansı sabit tutarken, diğer
generatörler yük modunda çalışmaya devam ederek, yük
alır veya verirler.
1.3.1. Primer frekans kontrolü
Primer frekans kontrolü, enterkonnekte sistem frekansın,
üretim tüketim dengesizliğinin sonucu olarak daha fazla
düşmesini veya yükselmesini durdurmak için yapılır.
Frekansın nominal değerden sapması halinde sisteme bağlı
generatörler sistem frekansını yeni bir denge noktasında
tutmaya çalışırlar. Primer Frekans kontrolüne tabi generatörler
ünite aktif çıkış gücünü hız regülatörleri ile otomatik
artırarak veya azaltarak, sistem frekansını yeni bir denge
noktasına getirirler. Primer frekans kontrolü ile sistemde
üretim, tüketim dengesi sağlanmakta, frekans değişimi sona
ermekte, fakat frekans tekrar 50 Hz’e getirilmemektedir.
Primer frekans kontrolü merkezi müdahale olmaksızın
generatörler tarafından sürekli sağlanır. Bu açıklamalardan
da anlaşılacağı üzere, primer frekans kontrolü enterkonnekte
sistem ile paralel çalışma halinde aktiftir. Endüstriyel
tesisin Yan Hizmetler Yönetmeliğince belirlenen ve toplam
kurulu gücünün bir yüzdesi oranındaki rezerv güç miktarı
(2015 itibari ile %2), hiç bir şekilde başka bir piyasaya teklif
edilemez veya ikili anlaşmalar yoluyla satılamaz. Sistem
frekansında bir sapma olması halinde, 5, 10 saniye gibi çok
kısa bir sürede kontrol sistemi çalışarak 30 saniye gibi bir
sürede tüm rezerv gücü enterkonnekte şebekeye verir. Rezerv
gücün generatörlerden 15 dakika süre ile sürekli sağlanması
zorunluluğu vardır.
Primer frekans kontrolünün LCU üzerinden devreye
alınması veya devre dışı edilmesi imkânı vardır. Primer
136
frekans kontrolü tabi rezerv güç miktarı (Pp_rezerv), tek bir
generatörden sağlanacağı gibi, LCU üzerinden verilen
komutlara göre yüzde olarak generatörlere de dağıtılabilir.
Ancak LCU, her durumda generatörün nominal gücünün
üzerine çıkacak bir yüklenmeye imkan vermeyecek
aşağıdaki hesaplamayı yapar.
LCU, PFK raporlaması için gerekli tüm bilgileri toplayarak
ilgili PLC’ye gönderir.
1.3.2. Sekonder frekans kontrolü
Sekonder frekans kontrolünün amacı, sistem frekansının
nominal değerine ve komşu elektrik şebekleriyle olan
toplam elektrik enerji alış verişinin programlanan değerine
getirilmesidir. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği
hükümlerine göre sekonder frekans kontrol rezerv güç
tutma zorunluluğu olan üretim tesislerinin aktif güç
çıkışları, Milli Yük Tevzi Merkezi’nde bulunan otomatik
üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyalleri
alan ve işleyen teçhizat ile artırmaları veya azaltmaları
yoluyla sağlanır. Sekonder frekans kontrolüne tabi
generatörler 30 saniye içinde gönderilen sinyallere tepki
vererek taahhüt edilen gücü sürekli sağlayabilmelidir.
Sekonder frekans kontrol rezerv güç devreye girerken,
primer frekans kontrolüne tabi rezerv güçler, yeni bir
frekans sapmasını dengeleyebilmek için serbest bırakılır.
Keza sekonder fekans kontrolüne tabi rezerv güçler,
oluşabilecek bir dengesizliği gidermek için tersiyer kontrol
rezerv yedek güçlerinin manuel olarak sistem işletmecisi
tarafından devreye alınması ile serbest bırakılırlar.
Sekonder frekans kontrolüne tabi rezerv güç miktarı (Ps_rezerv),
tek bir generatörden sağlanacağı gibi, LCU üzerinden verilen
komutlara göre yüzde olarak generatörlere de dağıtılabilir.
Ancak LCU, her durumda generatörün nominal gücünün
üzerine çıkacak bir yüklenmeye imkan vermeyecek aşağıdaki
hesaplamayı yapar.
LCU, sekonder frekans kontrol işlemlerinin raporlaması
için gerekli tüm bilgileri toplayarak ilgili PLC’ye gönderir.
2. SONUÇ
Endüstriyel tesislerin elektrik sistemlerinin işletilmesi,
hem üretim, hem dağıtım ve iletim, hem de iç taleplerin
karşılanması gibi çok sayıda beklentinin aynı zamanda
karşılanması nedeniyle oldukça karışık ve zordur. Bu
nedenle bir karışıklığa, bir kargaşaya meydan vermemek
için elektrik sisteminin koruma, kontrol ve izleme
sistemlerinin birbiri ile haberleşen ‘SCADA, Yük Atma ve
Yük Kontrol Ünitesi’ gibi farklı platformlarla yapılmasına
karar verilmiştir. Bunlar içinde yük kontrol ünitesi işlevi
nedeniyle çok dinamik bir yapıya sahip olup, yukarıdaki
paragraflarda açıklandığı gibi çok sık müdahale edilmesi
gerekmektedir. Bu nedenle yapılan tasarım ile daha
istikrarlı olan diğer sistemlere olası yanlış müdahalelerin
önüne geçildiği gibi, istenen değişikliklerin ara bir elemana
ihtiyaç duyulmadan operatör tarafından kolaylıkla
yapılması imkânı sağlanmıştır.
manage the electrical energy need of industrial complex
through its own generators or export the excess production,
if any, to national transmission system or import from
national transmission system in case of necessity. This
system is named as Load Control Unit (LCU) considering the
functions it performs.
KAYNAKLAR
[1] Küçük S., “ The Load Control of one local power station
connected to the national grid”, International
Conference on Electrical and Electronics Engineering, pages 189-193, 01-05 December 2009, Bursa.
[2] Çanakçı A.K., “ Elektrik Piyasası Yan Hizmet Muayeneleri”.
18. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuar ve Konferansı,
sayfa 5-7, 25-27 Nisan 2012.
[3] Yılmaz O., “ Yük- Frekans Kontrolü ve Türkiye Elektrik
Sistemi Uygulamaları, Genel Değerlendirmeler”.
18. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuar ve Konferansı,
sayfa 145-152, 25-27 Nisan 2012.
[4] Pamuk N., “ Üretim Santrallerindeki Frekans Kontrolleri
ve Adapazarı/Gebze Doğal Gaz Kombine Çevrim
Santrali İçin Örnek Bir Uygulama Yapılması”,
3e Electrotech Dergisi, sayfa 78-82., 2013.
[5] Primer ve Sekonder Frekans Hizmetlerinin Uygulamasına
İlişkin El Kitapları, Türkiye Elektrik İletim A.Ş.
[6] TÜPRAŞ Fuel Oil Dönüşüm Projesi Kapsamında Tesis
Edilen Elektrik Sisteminin Yük Kontrol Çalışımları, 2014.
SUMMARY
Primary function of Load Control Unit (LCU) within electrical
system of industrial facility is to provide the energy required
for plant’s operation in safety, continuity and specified
quality together with economically feasible manner. Any
deviation on frequency or voltage quantities of generated
or exported electrical energy might reduce, quality level of
product or even completely interrupt entire production of
the plant. This would lead both to loss of plant production
and loss of live/property upon fires or explosions due to lack
of control mechanism. Thus; in order to avoid the occurrence
of such incidents at above mentioned plants or similar
facilities, implementation of necessary control systems
has been an important obligation. In this regard, electrical
system of industrial plant, being an extension of national
network, has to conform required specifications, national
codes and regulations. It is technologically possible for
electrical system of an industrial facility to meet numerous
internal and external expectations for which many designs
have been developed. In this study; necessary control,
monitoring and operations of a refinery electrical system
with very complex and sensitive production units will be
performed through the special program in Distributed
Control System (DCS). The developed software in DCS will
137
Global Energy Consumption Sectors
Selçuk BILGEN
İkbal SARIKAYA
Ayça TAÇ
ABSTRACT
Energy Information Administration’s (EIA’s) portfolio of data
collections includes three surveys of energy-consuming end
use sectors: the Commercial Buildings energy Consumption
Survey (CBECS), the Residential Energy Consumption Survey
(RECS), and the Manufacturing Energy Consumption Survey.
Prior to 1994, EIA also conducted a transportation energy use
survey, the Residential Transportation Energy Consumption
Survey, but budget cuts forced this data collection to be
discontinued after 1994. This paper presents information
on global energy consumption sectors (buildings, industrial,
transportation and electricity).
1. INTRODUCTION
The demand for energy in areas as varied as industry or
transport means that a new paradigm in the way fuels. The
need to promote energy security and policy as key themes
during the twenty-first century is greater than ever[1].
In the times of globalization, international trade is playing a
vital role in shaping the world energy profile by redistributing
the energy embodied in industrial products in the economy.
The leakage effects associated with indirect energy use at
the global scale are overlooked because traditional analyses
are usually focusing on direct energy use[2].
The buildings sector represents energy use in places where
people reside, work, and buy goods and services. Industrial
promotion is a major priority for the governments of many
developing countries. Industrial development can make
significant beneficial contributions to a country’s overall
economic development by providing jobs, promoting
socio-economic infrastructure and so on. The higher
demand for transportation could be fulfilled with the
assistance of new technologies, new materials and highly
intelligent hardware and software systems. Electricity is
essential to powering industrialized and industrializing
138
economies. It affects nearly every aspect of daily modern
living, and indeed is an essential element to the industrial,
residential, and commercial sectors of society.
2. BUILDING SECTOR (RESIDENTIAL AND COMMERCIAL)
ENERGY CONSUMPTION
The sector excludes industrial facilities used for
producing, processing, or assembling goods. In 2010,
the buildings sector accounted for more than one-fifth
of total worldwide consumption of delivered energy[3].
Many governments have introduced regulations to make
buildings more energy-efficient. Policies and research on
energy conservation in buildings are geared primarily to
saving energy through technical measures relating to
the building envelope and the heating and ventilation
installations[4]. Energy-saving designs do not always
result in the expected energy consumption[5][6].
Energy consumption in housing and building is a key
issue for sustainability, primarily because it contributes
to the depletion of non-renewable fossil fuels and the
production of carbon dioxide (CO2) and other pollutions.
Energy use in houses and other buildings is significant
proportion of energy consumption, set to rise with
increases in population and the number of associated
buildings, notably houses[7].
Buildings are the environment where the majority of us
spend most of our lives; they deeply influence many other
consumption patterns and are important factor in our life
and comfort. The societal function and nature of buildings
as they are currently culturally constructed accounts for
many of the difficulties in moving towards sustainable
consumption and production (SCP), both present and future.
Buildings have a long lifetime. This domain is a major target
for any structural change in consumption patterns[7].
Energy use in the residential sector is defined as the energy
consumed by households, excluding transportation uses.
In the residential sector, energy is used for equipment and
to provide heating, cooling, lighting, water heating, and
other household demands. All of energy consumption,
income, and energy prices affect the way energy consumed
in the residential sector. However, residential energy use is
affected by factors such as location, building and household
characteristics, weather, type and efficiency of equipment,
energy access, availability of energy sources, and energyrelated policies. As a result, the type and amount of energy
use by households can vary widely within and across regions
and countries[3]. Residential buildings have continuously
improved in efficiency. Even though materials with better
thermal properties and systems that are more efficient have
lowered energy consumption for space heating in recent
decades, substantial differences in energy consumption
are still being observed in similar dwellings[4][8]. World
residential delivered energy consumption increases by 57
percent from 2010 to 2040 (Table 1)[3].
Table 1. Residential Sector Delivered Energy Consumption
by Region, 2010-2040 (Quadrillion Btu).
Energy consumption in the commercial sector focuses on
heating and cooling systems, lights, water heaters, and other
equipment in the buildings located businesses, institutions,
and other organizations. Schools, retail stores, restaurants,
hotels, hospitals, office buildings, and leisure and recreational
facilities can be given as examples of commercial sector
buildings. The commercial sector included some nonbuilding energy use contributes to such public services
as traffic lights and water and sewer systems. Total world
delivered commercial sector energy consumption grows at
an average annual rate of 1.8 percent from 2010 to 2040,
making it the fastest-growing demand sector (Table 2)[3].
Table 2. Commercial Sector Delivered Energy Consumption
by Region, 2010-2040 (Quadrillion Btu)
In Europe, the built environment consumes 40% of the
produced energy. A large proportion of this energy is consumed
in residential buildings. Households account for about 30%
of the total building-related energy consumption in OECD
countries[9]. As around 30-57% of the energy consumed by
households is spent on space and domestic water heating,
conservation in this area is a matter of vital importance[4].
In a context marked by a growing effort to create sustainable
development strategies, much of the research focuses on
energy related issues in the built environment[10].
3. INDUSTRIAL SECTOR ENERGY CONSUMPTION
By its very nature, industrial development can also have
profound impact on the environment. All industrial require
use of natural resources, many of which are limited, such
as water, and so can directly affect local ecosystems.
The conversion of natural resources to finished or semifinished products results in residues that are often
discharged as wastes. These wastes in solid, liquid and
gaseous forms can be detrimental to the quality of life by
adversely affecting land, water and air resources[11].
In Industrial and Post-Industrial Nations like those in North
America and in Europe, or in Industrializing Nations like
China, India, and Brazil, there are universally recognizable
economic sectors that consume energy for productive
purposes. Prior to the first extensive use of fossil fuels,
firewood and animal power provided most of the energy
input needed to satisfy society. As populations grew and
advanced economically and socially, it became apparent
that more intensive and more portable energy sources
would be needed to support wide-scale mechanization.
Wind and waterpower, and charcoal answered that
challenge initially. Coal permitted tremendous expansion
of industry. The fact that coal had been accumulated
and intensified over millions of years made it a source
that dwarfed the biomass fuels, where the forests only
represented a few hundred years of accumulation[12].
With new products and increasing affluence, the
composition of production is changing such that industrial
energy and materials consumption are growing more
slowly than the economy. Technological progress tends
to reduce the overall energy and materials requirements
for each industrial process. This relatively rosy scenario
faces serious difficulties, however: industrial decision
makers strongly discount future expenditures for energy
for a variety of reasons. In addition, many slow-growing
heavy industries may not have the capital and technical
capabilities to invest in the best new production processes.
For these reasons it is important to develop public policies
to encourage the development and dissemination of
more-efficient process technologies, and to assist energyintensive industries to modernize, for example through
utility demand-side management programs[13].
139
It is very important to improving energy efficiency in
all industrial sectors. The overall aim is to decrease the
greenhouse gas emissions, ensure the energy security and
improve the industrial output and competitiveness. In the
end part of the production chain, the conscious customers
in the industrialized countries have woken up by the
threats of global warming, changed their consuming
habits and started to demand green and sustainable
products and services. The uncertainty about global
fossil energy reserves and their availability in the end is
increasing the awareness for the development of clean
and renewable energy resources and optimized energy
use to prevent waste[14].
There are cases of energy consumption that is identified
as industrial consumption but not clarified as the
consumption of a specific disaggregated industrial sector.
In such cases, the energy consumption is accounted for
under the non-specified industry classification[15].
Energy consumption worldwide by the industrial sector
is expected to grow from 200 quadrillion Btu in 2010 to
307 quadrillion Btu in 2040, increasing by an average of
1.4 percent per year. Most of the long-term growth in
industrial sector delivered energy consumption occurs in
the non-OECD countries (Table 3)[3].
economy in all countries. In the course of this process, the
environment and the climate have been changing in a
remarkable way and in turn have influenced transport. The
number of motor vehicles, ships, and airplanes is rapidly
rising, especially in fast developing countries. Parallel to
this, the amount of oil products consumed and the mass
of pollutants emitted are intensively increasing. Transport
burns most of the petroleum of the world and emits the
most air pollution, including unburned hydrocarbons,
carbon monoxide, nitrous oxides, and particles. It is
the fastest growing consumption and emission sector
on Earth. This leads to significant environmental and
health problems especially in large cities and is a major
contributor to global warming because of emissions of
carbon dioxide[16].
Since the transportation sector is so heavily dependent
on petroleum Table 4 present a more detailed breakdown
of the various types of petroleum used. Most of the
petroleum consumed in the transportation sector is motor
gasoline. In 1950, it was 71% of total sector petroleum
consumption. It has been about 65% in recent years[17].
Table 4. Transportation Use of Petroleum, 1950-2007
(Million Barrels Per Day)
Table 3. World Industrial Sector Delivered Energy
Consumption by Region and Source, 2010-2040
(Quadrillion Btu).
Modifications in energy demand or supply will cause
indirect impacts in many other domains. For example,
raised prices for energy tend to make activities local
through raising the costs of transportation[7].
Other liquids here refers to natural gas liquids and those derived from the
Fischer-Tropsch process.
b
Includes biomass used for combined heat and power operations as well as biomass for process heat.
a
4. TRANSPORTATION SECTOR ENERGY CONSUMPTION
Navigation and active communication systems can
regulate optimally and safely the increasing traffic.
Vehicles, airplanes and ships are becoming more and
more efficient, i.e., lighter and more intelligent, with
improved aerodynamics, optimized design, and higher
performance. Both the population of the world and
the demand for transportation has been continuously
increasing. Transport has become the foundation of the
140
The higher comfort level and safety of new vehicles,
airplanes and ships also contributes to more sustainability
in transportation. Regarding fuel consumption and
emission characteristics, regulations have been intensively
expanded in the last 20 years. Energy use and emissions
vary greatly between several modes of transportation.
Electrification and energy efficiency of transport must be
increased in the next decades. However, the introduction
of new technology will not happen suddenly but only
gradually[16].
Less than optimal measures, to order intensive fuel saving
could cause major economic losses. Fuel substitution in
transportation has high investment costs in comparison
to other sectors of the economy. Therefore, besides
technology, a sustainable strategy requires the increased
use of renewable energy resources, worldwide intelligent
navigation measures, common international regulations,
and voluntary agreements between governments, civil,
and international organizations limiting fuel consumption
and exhaust gas emissions. Transportation will grow very
intensively over the next few decades in comparison to
other sectors of the economy, especially in the rapidly
developing countries[16].
Transportation accounts for about 20% of the global
primary energy consumption and about 18% of the total
anthropogenic greenhouse gas emissions. Road transport
accounts for 72% of the total energy use within the world’s
transportation sector and for more than 80% of the total
CO2 emissions. In the period 1990– 2005, the energy
requirements for transportation increased 37%, making
transportation the fastest growing energy sector[18][19].
World energy consumption in the transportation sector
increases by an average of 1.1 percent per year (Table 5).
The most important components of transportation sector
energy used throughout the projection are petroleum and
other liquid fuels. Most of the growth in transportation
energy use occurs in the non-OECD nations. It increases
by an average of 2.2 percent per year from 2010 to 2040
(Table 5)[3].
1970s despite the price surge because natural gas was in
short supply. By the 1980s, however, oil consumption by
utilities dropped sharply, and in 2007, only 1.2% of power
generation was oil-fired. Natural gas generation has a
more complicated history. Consumption by the electric
power industry increased gradually as access by pipeline
became more widespread. Nuclear power started coming
on line in significant amounts in the late 1960s, and 1975,
in the midst of the oil crisis, was supplying 9% of total
generation. Construction of major hydroelectric projects
has also essentially ceased, and hydropower’s share of
electricity generation has gradually declined from 30% in
1950 to 15% in 1975 and less than 10% in 2000. However,
hydropower remains highly important on a regional basis.
Sources of power generation vary greatly by region[17].
World net electricity generation increases by 93 percent
from 20.2 trillion kilowatt-hours in 2010 to 39.0 trillion
kilowatt-hours in 2040 (Table 6). Electricity is the world’s
fastest-growing form of delivered energy. World electricity
delivered to end users rises by 2.2 percent per year from
2010 to 2040[3].
Table 6. OECD and Non-OECD Net Electricity Generation
by Energy Source, 2010-2040 (Trillion Kilowatthours)
Table 5. World Transportation Sector Delivered Energy
Consumption by Region, 2010-2040 (Quadrillion Btu).
5. ELECTRICITY
It is almost unimaginable to lack access to electricity for
heating, cooling, lighting, working on computers, and
watching TV shows. Electricity is the “most convenient,
most flexible, and most useful of energies.” Flip a light
switch and a whole room can be illuminated. Plug in an air
conditioner, turn it on, and a hot, sweltering day becomes
manageable for working, playing or even sleeping[12].
Coal was used to generate about half the rapidly
increasing amount of electricity consumed. Petroleum
became briefly important as a source of power generation
in the late 1960s because it resulted in lower emissions
of air pollutants, and consumption continued in the
6. CONCLUSION
This paper focuses on energy consumption and it will
provide an overview of the literature on personal consumer
decisions about sustainable energy consumption. The
increase in energy prices has caused to focus on energy
consumption. We must to detect abnormal and unusual
increases or decreases in consumption, to identify and
evaluate conservation options and should take into account
energy consumption sectors. This paper draws conclusions
on the determinants of global energy consumption at
macro level in order to analysis the effects of energy users.
This study at macro level is useful because of the large
number of variables that influence energy consumption.
This paper aims to assess and explain the factors causing
the growth of energy consumption. The current generation
141
of energy technologies is not capable of achieving the level
of mitigation required. Next generations of renewable,
low carbon generation and end use technologies will be
needed. More innovative solutions are needed for energy
consumption. Extra ordinary increase in consumption will
require a global effort. One of solutions is to use energy
efficiently. Industries will provide the next generation of
energy efficient products for consumers in the future.
REFERENCES
1] Filho W.L. and Voudouris V. (Eds.), “Global Energy Policy and Security”, Springer-Verlag, London, ENG, 2013.
[2] Chen Z.M. and Chen G.Q., “An Overview of Energy Consumption of the Globalized World Economy”,
Energy Policy, Vol.39, pp.5920-5928, 2011.
[3] International Energy Outlook 2013: With Projections to
2040, Energy Information Administration (IEA),
Washington, DC, USA, DOE/EIA-0484 /July 2013.
[4] Guerra Santin O., “Actual Energy Consumption in
Dwellings: The Effect of Energy Performance Regulations
and Occupant Behaviour”, IOS Press, Amsterdam, NLD, 2010.
[5] Branco G., Lachal B., Gallinelli P. and Weber W., “Predicted
Versus Observed Heat Consumption of a Low Energy
Multifamily Complex in Switzerland Based on Long-
Term Experimental Data”, Energy and Buildings, Vol.36, pp.543-555, 2004.
[6] Haas R., Auer H. and Biermayr P., “The Impact of
Consumer Behavior on Residential Energy Demand for
Space Heating”, Energy and Buildings, Vol.27, pp.195-
205, 2008.
[7] Lahlou S. (Ed.), “System Innovation for Sustainability, Volume 4: Case Studies in Sustainable Consumption and Production: Energy Use and the Built Environment”, Greenleaf Publishing, Sheffield, GBR, 2010.
[8] Lutzenhiser L., “A Question of Control – Alternative Patterns of Room Airconditioner Use”, Energy and
Buildings, Vol.18, pp.193-200, 1992.
[9] Itard L. and Meijer F., “Towards a Sustainable Northern
European Housing Stock: Figures, Facts and Future”, IOS Press, Amsterdam, NLD, 2008.
[10] Rey E., Lufkin S., Renaud P. and Perret L., “The Influence
of Centrality on the Global Energy Consumption in
Swiss Neighborhoods”, Energy and Buildings, Vol.60,
pp.75-82, 2013.
[11] Anjaneyulu Y. and Manickam V., “Environmental Impact
Assessment Methodologies (Second Edition), BS
Publications, Hyderabad, IND, 2007.
[12] Ebenhack B.W. and Martinez D.M., “The Path to More
Sustainable Energy Systems”, Momentum Press, New
York, NY, USA, 2013.
[13] White J.C. (Ed.), “Global Energy Strategies: Living with
Restricted Greenhouse Gas Emissions”, Springer Science
+ Business Media, New York, NY, USA, 1993.
142
[14] Holmberg K., Siilasto R., Laitinen T., Andersson P. and
Jasberg A., “Global Energy Consumption Due to Friction in Paper Machines”, Tribology International, Vol.62, pp.58-77, 2013.
[15] Fujimori S. and Matsuoka Y., “Development of Method for Estimation of World Industrial Energy Consumption and Its Application”, Energy Economics, Vol.33, pp.461-
473, 2011.
[16] Andresen M.P., “Decreasing Fuel Consumption and Exhaust Gas Emissions in Transportation: Sensing, Control and Reduction of Emissions”, Springer-Verlag, Berlin, Germany, 2013.
[17] Peake E.G. (Ed.), “Energy Policies, Politics and Prices: U.S. Energy: Overview of the Trends, Statistics, Supply and Consumption”, Nova Science Publishers, Inc., New York, NY, USA, 2010.
[18] Holmberg K., Andersson P. and Erdemir A., “Global Energy Consumption Due to Friction in Passenger Cars”,
Tribology International, Vol.47, pp.221-234, 2012.
[19] Bilgen S., “Structure and Environmental Impact of
Global Energy Consumption”, Renewable and
Sustainable Energy Reviews, Vol.38, pp.890-902, 2014.
Environmental Impact of Global Energy Consumption
Selçuk BILGEN
ABSTRACT
Environmental impacts can come in a wide variety of forms,
thus the need to characterize them, at least in general terms.
There are three general classifications of the impacts of
energy use: (1) classification by source; (2) classification by
pollutant; and (3) classification by scale. An impression of
future energy consumption is an important input to many
analyses of economic, energy, and environmental policies.
This publication presents relationship between energy
consumption and greenhouse gas emission. I hope this study
will an unique source of potential solutions for reduction and
environmental impact of global energy consumption.
1. INTRODUCTION
How do we compare the widely disparate environmental
impacts of different energy systems? First, we must be
able to understand the range of impacts of complete
energy systems. There are resource impacts. Every energy
source has some impacts associated with various stages
of the production, conversion, and end-use of the energy.
In reality, the environmental impact needs to include the
impacts of the additional (coal or nuclear) power plants
and their fuel use. Depletion of fossil fuels is a resource
impact, but not truly an environmental one. Whereas the
depletion of forests from firewood demand or clearing
land for agriculture is a major environmental impact,
some land use incurs less environmental cost than others
do. If the land can have multiple uses, the impact is lower.
Land and water use are related impacts. These are both
systems that play essential roles in the well-being of
the environment. Rational evaluations of energy use in
societal structures make it obvious that humanity has
benefitted greatly from the use of fossil and nuclear fuels
as primary energy sources. However, it is equally obvious
that the scales with which we use them have resulted
in a number of negative impacts on Earth’s atmosphere,
waterways, and ecosystems. These impacts can often be
quantified in terms of change to existing natural systems,
as well as in the monetary costs associated with impact
on society, including those related to health[1].
and fragmented occupation, with random population
densities. This phenomenon brings environmental and
social impacts to the urban and rural population, in
addition to a great burden for the Government. The large
concentration of cars, buildings and people in denser
areas, such as central regions, represents smaller green
areas like parks and squares, while more isolated gated
communities stands for the image of environmental
satisfaction and quality of life[2].
Urban sprawl has important implications for climate
change and the world economy. Urban sprawl aids in the
consumption of industrial output because it increase
demand for automobiles. Urban sprawl is a key factor
behind the massive amounts of carbon dioxide emitted by
the world economy. Urban sprawl necessitates the usage
of relatively large amounts of energy. This energy is needed
for the long commuting distances via automobiles required
in the context of diffuse urban development. As shown
Table 1, in 1990 there were 604, 491, 524, 392, 123 and 102
automobiles per one thousand people, respectively[3].
Table 1. Comparative Urban Automobile Use
New technological advances will make up for the dramatic
increases in vehicle miles driven. The increase in auto and
truck travel is the key force behind the energy consumption,
air quality impact, and climate changes. We are starting to
give back air quality gains because sprawling development
patterns demand more driving. Table 2 compares the land
and air impacts of development at densities[4].
Table 2. Projected Environmental Impact of 400 000 New
Housing Units
Public policies encouraging the insertion of large
industrial and commercial developments near highways,
associated to exclusionary housing policies, have shaped
over the past decades a new urbanization phenomenon;
the sprawl. This is largely characterized by discontinuous
143
Efficient consumption of energy is widely viewed as a
rather inexpensive way to cut total energy consumption
and thus greenhouse gas emissions. Many agencies at
national and international levels recommend energy
efficiency measures. These measures in fact act as a way to
reduce significant amounts of greenhouse gas emissions
without incurring real cost and promise potential net
benefits. The continued growth of global emissions and
their possible adverse effects on global warming have
shifted focus to relative contribution in total emissions
and size of relative efforts undertaken by countries to
mitigate these emissions[5]. The further increase of CO2
will lead to disastrous effects on the Environment. The
emission of SOx and NOx and suspended particulate
matters will substantially contribute to exasperate the
effect on the environment[6].
2. CO2 EMISSIONS
CO2 is the most important Green House Gas that originates
from the burning of hydrocarbons, decomposition of
biomass, e.g., from plants as well as from the respiration
processes of humans and animals[7].
The industrial revolution in the eighteenth and nineteenth
century has had a profound impact on every aspect
of human activity. A by-product of this revolution has
been the massive generation of greenhouse gases, most
importantly, CO2. There has been a consistent increase of
anthropogenic CO2 emissions since the beginning of the
industrial revolution. Over the period of 2000–2008, there
has been an acceleration of CO2 emissions associated
with strong economic growth in China and other Asian
countries yielding increased demand for coal-based
electricity and petroleum based cars and trucks. In 2008,
humanity emitted almost 30 billion tons of CO2. Emissions
of such a magnitude are unsustainable, and if not
dramatically reduced, can yield potentially catastrophic
climate change[8].
Climate change is becoming more evident to everybody
and there is an urgent need for action. The need for a
worldwide reduction of CO2 emissions is only sporadically
doubted. The required extent of this reduction is also
largely clear. However, there is continuing argument over
how much contribution to this should be made by the
individual countries and regions of the world. Measurable
indicators based on the two main aspects, namely energy
efficiency and CO2 intensity should enable the efforts to
be judged equitably[9].
The researchers explore two major environmental
concerns that arise from fuel use: the globe will become
warmer because of emissions of carbon dioxide, and
the effect upon health of the fine particles emitted
as combustion products. There was lack of data direct
144
enough to enable us to predict an entirely satisfactory
result, and that makes policy options particularly difficult.
In the second half of the 20th century, there were
major increases in anthropogenic CO2 emissions, and
it is generally agreed that these were responsible for an
increase in CO2 concentrations[10].
The role of forest sector in sequestering atmospheric
carbon dioxide have long been recognized by scientists
and policy makers, and interest in using forests in climate
change mitigation efforts has been growing. Examples of
how the forest sector can be used to mitigate greenhouse
gas accumulation include avoiding deforestation or
protecting existing forests, planting new forest area,
decreasing harvest intensity, increasing forest growth,
increasing carbon storage in harvested wood products
(HWP), using wood biomass for energy to replace fossil
fuels, and substituting wood for fossil-fuel intensive
products[11].
Energy consumption is an important component of the
global climate change debate because much of the world’s
anthropogenic greenhouse gas emissions relate carbon
dioxide emissions. World energy-related carbon dioxide
emissions increase from 31.2 billion metric tons in 2010 to
36.4 billion metric tons in 2020 and 45.5 billion metric tons
in 2040 (Table 3) [19]. In 2003 China emitted an estimated
3.5 Gt of CO2, compared with 5.8 Gt by the United States,
but by 2010 China had increased its emissions to 8.95 Gt
whereas those of the United States had decreased to 5.25
Gt, though China’s per capita emissions are still 2.5 times
less than those of the USA (see Table 4)[12].
Table 3. OECD and Non-OECD Energy-Related Carbon Dioxide
Emissions by Fuel Type, 1990-2040 (Billion Metric Tons)
Table 4. Carbon dioxide Emissions in 2010 (Mtonne CO2)
and Per Capita Emissions 1990-2010 (Tonne CO2 Per
Person) (Includes Cement Production, -8% of Global Total)
3. SOx EMISSIONS
SOx are the oxides of sulfur. Coal and petroleum often
contain sulfur. Therefore, combustion of coal and petroleum
generates SOx. These SOx are harmful to the environment,
as their further oxidation produces H2SO4, leading to acid
rain. The utilization of SOx has increased in recent decades
due to its specific utility as a preservative, reducing agent,
refrigerant, reagent and solvent in laboratories, etc. This
has brought an unpleasant change in the environment
shaken the experts. Its contribution to global warming is
huge. The oxides of sulfur are considered one of the major
GHGs that contribute to global warming[13].
Sulphur dioxide, SO2 molecules are dangerous to human
health and form acid rain. In addition, SO2 is an important
aerosol creator and lowers the temperature of the
atmosphere through dispersion of sunlight. The climate
role of SO2 is not yet completely clears[7].
Using fuel prices coupled with environmental concerns to
arrest SOx emissions is forcing organizations all over the
world to adapt new protocols and fuel standards with
the aim to lower the sulphur contents in the fuel to keep
SOxemissions in check and in tandem equally optimize the
capital spending on fuel[14].
4. NOx EMISSIONS
Nitrogen oxides (NOx) play a vital role in tropospheric
chemistry. Production of ozone in the troposphere
is controlled by the abundance of NOx. NOx also
contributes to the formation of secondary inorganic
aerosols, resulting in adverse impacts on human health.
In addition, NOx may lead to climate forcing effects via
ozone formation or via secondary aerosols. Therefore,
NOx is a key pollutant for the overall improvement of
ambient air quality under multi-objective environmental
management policies[15].
For higher ozone non-attainment rating the NOx emission
limits are also more stringent. The most stringent NOx
emission standards can only offset the increases in
emissions as long as population growth and mobile
source emission continue to increase[16].
NOx comprises the various oxides of nitrogen such as
nitric oxide (NO), nitrogen dioxide (NO2), nitrous oxide
(N2O), dinitrogen trioxide (N2O3), dinitrogen tetroxide
(N2O4) and dinitrogen pentoxide (N2O5). N2O accounts for
about 7.9% of total GHG emissions (IPCC, 2007), which
highlights the significance of the contribution of NOx to
global warming. In addition, it damages our lung tissues
and causes emphysema, bronchitis, etc. In actual flue gas,
the total NOx emission level varies from several hundreds
to thousands ppm with more than 90–95% NO and 5–10%
NO2 [17].
Lightning and microbes in the ground causes natural
sources of nitrogen oxides such as NO, NO2, and other
nitrogenous substances. However, improvements in fuel
efficiency have been achieved through the development
of modern internal combustion and jet engines, which
operate at higher temperatures and higher pressures
than in the past. Unfortunately, these improvements
also increase the formation of nitrogen oxides, which can
be reduced through further changes in the combustion
chamber or in an appropriate exhaust gas after treatment
system[7].
5. CONCLUSION
The future of energy consumption is fundamental to
global economic growth and sustainability. Climate
change, growing energy demand and limited resources
will urge people to adjust their energy landscapes
and address future energy needs. Renewables must
dominate the global energy consumption and substitute
the more polluting traditional energy sources because
traditional sources such as coal, crude oil and natural
gas are not only harmful to the environment but also
are finite in the long term. This paper gives information
on environmental impact of global energy consumption
(SOx, NOx and CO2 emissions). Structure of energy
consumption and the conditions of SOx, NOx, and CO2
emissions affect the global changes (acid rain and
greenhouse effect). Today, considerable effort is being
devoted to reducing CO2 emissions arising from the
Kyoto Protocol on climate change. Efficient consumption
of energy is widely viewed as a rather inexpensive way
to cut total energy consumption and thus greenhouse
gas emissions.
REFERENCES
[1] Ebenhack B.W. and Martinez D.M., “The Path to More
Sustainable Energy Systems”, Momentum Press,
New York, NY, USA, 2013.
[2] Polidoro M., de Lollo J.A. and Barros M.V.F., “Environmental
Impacts of Urban Sprawl in Londrina, Parana, Brazil”,
Journal of Urban and Environmental Engineering, Vol.5, pp.73-83, 2011.
[3] Gonzalez G.A., “Urban Sprawl, Global Warming, and the
Empire of Capital”, State University of New York Press,
New York, NY, USA, 2009.
[4] Squires G.D., “Urban Sprawl: Causes, Consequences &
Policy Responses”, The Urban Institute Press, Washington,
D.C., USA, 2002.
[5] Khan M.A., Khan M.Z., Zaman K. and Naz L., “Global
Estimates of Energy Consumption and Greenhouse
Gas Emissions”, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, Vol.29, pp.336-344, 2014.
[6] Afgan N.H., Al Gobaisi D., Carvalho M.G. and Cumo
M., “Sustainable Energy Development”, Renewable and
Suatainable Energy Reviews, Vol.2, pp.235-286, 1998.
145
[7] Andresen M.P., “Decreasing Fuel Consumption and
Exhaust Gas Emissions in Transportation: Sensing,
Control and Reduction of Emissions”, Springer-Verlag,
Berlin, Germany, 2013.
[8] Princiotta F.T. (Ed.), “Global Climate Change the
Technology Challenge”, Springer Science + Business
Media, Dordrecht, NLD, 2011.
[9] Crastan V., “Global Energy Economics and Climate
Protection Report 2009”, Springer-Verlag, Berlin,
Germany, 2010.
[10]Kursunoglu B.N., Mintz S.L. and Perlmutter A. (Eds.),
“Global Warming and Energy Policy”, Springer Science +
Business Media, New York, NY, USA, 2001.
[11]Nepal P., Ince P.J., Skog K.E. and Chang S.J., “Projection of
U.S. Forest Sector Carbon Sequestration Under U.S.
and Global Timber Market and Wood Energy
Consumption Scenarios, 2010-2060”, Biomass and
Bioenergy, Vol.45, pp.251-264, 2012.
[12]Andrews J., Jelley N.A. and Jelley N., “Energy Science:
Principles, Technologies, and Impacts”, Oxford University
Press, Oxford, UK, 2013.
[13]Miah D., Masum F.H. and Koike M., “Global Observation
of EKC Hypothesis for CO2, SOx and NOx Emission:
A Policy Understanding for Climate Change Mitigation
in Bangladesh”, Energy Policy, Vol.38, pp.4643-4651,
2010.
[14]Hadis A.N., Qasmi F.A. and Askari S.J., “Practical Evaluation
of Sulphur Contents in Diesel Fuel Used by Pakistani
Industry for Steam and Power Generation and Establish
Relationship Between Theoretical and Observed SOx
Contents in Exhaust Emission”, Advanced Materials
Research, Vol. 396, pp.21622165, 2012.
[15]Zhao B., Wang S.X., Liu H., Xu J.Y., Fu K., Klimont Z., Hao
J.M., He K.B., Cofala J. and Amann M., “NOx Emissions in
China: Historical Trends and Future Perfectives”,
Atmospheric Chemistry and Physics, Vol.13, pp.9869
9897, 2013.
[16]Shar A., “Regulatory Overview: NOx Emission
Specifications from Stationary Sources”, Pollution
Engineering, Vol.33, pp.16-21, 2001.
[17]Zhao B. and Su Y., “Process Effect of Microalgal-Carbon
Dioxide Fixation”, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, Vol.31, pp.121-132, 2014.
146
Energy Efficiency and Water Quality of The Galyan River
Selçuk BILGEN
Volkan Numan BULUT
Macka Vocational School
ABSTRACT
The primary objective of this study is to present a unified
exergy-based structure that provides useful insights and
direction to those involved in exergy, environment and
sustainable development for analyzing and addressing
appropriately each of these areas using exergy concepts. The
thermodynamic concept of chemical exergy is introduced
for water quality evaluation. In this study, physical and
chemical analyses of the water samples taken from the
determined three stations in the Galyan River which will
feed the Atasu Dam which is under the construction in
order to supply the drinking and using water necessity of
Trabzon province were performed.
1. INTRODUCTION
Despite the fact that many studies appeared during the past
two decades concerning the close relationship between
energy and the environment, there has only recently been
an increasing number of works on the linkage between
the exergy and environment. Environmental problems,
issues and concerns span a continuously growing range
of pollutants, hazards and ecosystem degradation factors
that affect areas ranging from local through regional to
global. Many environmental issues are caused by or related
to the production, transformation and use of energy. For
example, water pollution plays a significant role in energy
in area of environmental concern[1].
In today’s world, the water using and consumption
rates rise, and the need for the sustainable clean water
resources increase every day according to industrialization
and urbanization. At the same time, rivers are also
excessively polluted, being used like stagnant waters in
point of physical, chemical and biological as a result of
unsystematic and wrong using. Rivers are widely used
for removal and disposal of waste waters and other
pollutants. Therefore, they are the most polluted receiving
waters. The direct or indirect discharge of pollutants
into rivers, effect of dams and irrigation systems, quality
spoiled waters coming from agricultural irrigation and
usages having recreative aims cause great pollution in
rivers[2].
The efficiency of an energy conversion system is determined
according to the first law of the thermodynamics. The
second law of thermodynamics, on the other hand, deals
with the quality of energy and determines the maximum
amount of work obtainable from an energy resource.
Therefore, the application of the exergy analysis in the
context of the second law of thermodynamics to the
thermodynamic processes has become a necessity.
2. PROCEDURE
The water samples must be taken with proper method
and carefully as applied analyses technique as in order to
reliable results in the physical and chemical analyses of
the water samples. The physical, chemical and biological
changes occur while the samples are waited. The
maintaining techniques merely retard the chemical and
biological changes, naturally continue, after the sample is
taken away the source. The completely maintaining of the
samples is difficult.
Determination of temperature in the industrial waters
is generally unnecessary. Temperature in the drinking
waters is required to be 6-12 0C. Temperature in the spring
waters varies with the seasons. If temperature varies,
there is mixing probability of other waters. Temperature
measurements were performed by using an instrument,
Horiba U-10 type.
Before pH is measured, the instrument must be calibrated
with a known buffer solution at sample temperature.
The electrode of pH meter is washed with pure water
and plunge into the water sample placed into a beaker.
When the value of pH is stable, pH is determined. pH
measurements were performed by using an instrument,
Horiba U-10 type.
Basic principle of determination is that all of the Fe+3 ions
in the water sample are reduced to Fe+2 with the ascorbic
acid and the formed Fe+2 ions together with the 1,10 phenanthroline form an orange red complex. The formed
red complex is measured in a 1 cm tub and an UV-VIS
147
spectrophotometer at 510 nm. The determination interval
of the performed analyses is 0.2 mg/L - 6 mg/L Fe+2. pH
of the sample is held in 3 - 10 to make the determination
with this method.
Basic principle of determination is that all of the Cr+3 ions
in the water sample are oxidized to Cr+6 and these formed
ions together with 1,5 - diphenylcarbazide form red
colored 1,5 - diphenylcarbazone complex and this formed
colored complex is measured in a 1 cm tub and an UV-VIS
spectrophotometer at 540 nm. The determination interval
of the performed analyses is 0.03 mg/L - 1 mg/L Cr+6. pH of
the sample is held in 3 - 9 to make the determination with
this method.
Basic principle of determination is that the aluminum
ions together with Chromazurol S in a solution which is
made a little acidic form together with acetic acid-sodium
acetate buffer form a green colored lake complex and this
formed colored complex is measured in a 1 cm tub and an
UV-VIS spectrophotometer at 620 nm. The determination
interval of the performed analyses is 0.02 mg/L - 0.5 mg/L
Al+3. pH of the sample is held in 2.5 - 3.5 to make the
determination with this method.
Determination of the copper, lead and zinc are performed
with the Electrothermal AAS method. The taken samples
were injected into graphite furnace, wavelengths were
adjusted to 324.8(Cu), 283.3(Pb) and 213.9(Zn) nm, and
measurements were performed.
3. THEORETICAL CONSIDERATIONS
Exergy for a given system is defined as the maximal
amount of work that can be extracted from the system
in the process of reaching equilibrium with its local
environment, chosen to have a direct bearing on the
behavior of the system with respect to the time and length
scales[3]. Exergy provides a biophysical numeration to
measure various forms of energy, matter and information
in a unified way. On the other hand, exergy itself as the
fundamental natural resource has been verified by the
researches in systems ecology[4][5].
Exergy is the maximum amount of work that can be
obtained if a material or some form of energy is converted
to its inert reference state[6]. The chemical exergy of a
substance is the maximum work that can be obtained
from it by taking it to chemical equilibrium with the
reference environment at constant temperature and
pressure[7]. To assess the chemical exergy of a substance,
the properties of the chemical elements comprising the
substance must be referred to the properties of some
corresponding reasonably selected substances in the
environment[8].
148
The standard chemical exergy values of elements, whose
reference species are dissolved in the river-water, are
obtained by means of Eq.(1).
where j is the number of reference ions or molecules
derived from one molecule of the element under
consideration;
is the standard normal free energy
of formation of the reference species; z is the number of
the elementary positive charges in the reference ion; is
the number of molecules of additional elements present
in the molecule of the reference species;
and
are
standard chemical exergies of hydrogen gas and of the kth
additional element, respectively; mn is the conventional
standard molarity of the reference species in the riverwater; is the activity coefficient (molarity scale) of the
reference species in the river-water; and pH is the pH of
the river-water[9-11].
The activity coefficients of the ions depend mainly on
the ionic strength I of the electrolyte, which is defined as
follows[12]:
where mi is molarity of the ith ion (mol /kg H2O) and zi is
number of the elementary electric charges on the ith ion.
4. RESULT AND DISCUSSION
The samples were taken from three different points
(Çiftdere, Temelli and Kuştul stream) in the Galyan River to
be one time in a month during the eight months.
Variation of the temperature, pH, the total iron (Fe+2, Fe+3),
the total chromium (Cr+3, Cr+6), aluminum, copper, lead and
zinc values according to the months in the samples taken
from these points in 2004 have been given Table 1[2][12].
The results obtained from the samples taken from
Değirmen place of Kuştul stream, Çiftdere place of Galyan
stream and Temelli place of Galyan stream in the Galyan
River between April 2004 and November 2004 are classified
according to the Water Pollution Control Regulation.
According to the water temperature findings, it is seen
that all of the water samples taken from Değirmen place
of Kuştul stream, Çiftdere place of Galyan stream and
Temelli place of Galyan stream have the first class water
quality.
Table 1. Variation of Temperature, pH, and Concentrations
of Some Elements Found in Galyan River in 2004
Parameters to calculate the standard chemical exergies of
some elements having reference species dissolved in the
river-water are given in Table 2[12].
Table 2. Parameters To Calculate The Standard Chemical
Exergies of Some Elements Having Reference Species
Dissolved In The River-Water
Table 3 gives calculated values of the standard chemical
exergies for some elements having reference species
dissolved in water of the Galyan River in 2004[12, 13].
Table 3. Calculated Values of The Standard Chemical
Exergies For Some Elements (kJ/mol)
5. CONCLUSION
The purpose of this study is to perform the physical and
chemical analyses of the water samples taken from the
determined three stations in the Galyan River. In this study,
physical and chemical analyses of the water samples
taken from the determined three stations at the Galyan
River which will feed the Atasu Dam which is under the
construction in order to supply the drinking and using
water necessity of Trabzon province were performed. We
consider exergy as the confluence of energy, environment
and sustainable development. The basis for this treatment
is the interdisciplinary character of exergy and its relation to
each of these disciplines. The short, middle and long distance
protection zones of Atasu Dam environment must be declared
and this area must be protected. In this area, the controlled
agriculture and settlement must be permitted. Chemical
exergy can be calculated from the appropriate value of the
Gibbs function of formation and the values of the chemical
exergy of the constituent chemical elements. Reference
species dissolved in the river-water should be preferred
in the calculation of standard chemical exergy, because
they give a relatively high accuracy for the calculations. The
reference reaction can be formulated for every compound if
the reference species selects. Reference reactions with ionic
reference species comprise an additional reference species.
REFERENCES
[1] Dincer I. and Rosen M.A., “Exergy: Energy, Environment
and Sustainable Development”, Elsevier, Oxford, UK, 2007.
[2] Bulut V., “Investigation of Water Quality and Modelling
of the Galyan River in Maçka”, Msc Thesis, Karadeniz
Technical University, Trabzon, Turkey, 2005.
[3] Rosen M.A., “Exergy as the Confluence of Energy,
Environment and Sustainable development”, Exergy, Int
J, Vol.1, pp.3-13, 2001.
[4] Brown M.T., Odum, H.T. and Jørgensen, S.E., “Energy
Hierarchy and Transformity in the Universe”, Ecol Model,
Vol.178, pp.17-28, 2004.
[5] Jørgensen S.E. and Nielsen S.N., “Application of Exergy as
Thermodynamic Indicator in Ecology”, Energy, Vol.32,
pp.673-685, 2007.
[6] Bilgen S. and Kaygusuz K., “The Calculation of the
Chemical Exergies of Coal-Based Fuels by Using the
Higher Heating Values”, Applied Energy, Vol.85,
pp.776-785, 2008.
[7] Rivero R. and Garfias M., “Standard Chemical Exergy of
Elements Updated”, Energy, Vol.31, pp.3310-3326, 2006.
[8] Chen G.Q. and Ji X., “Chemical Exergy Based Evaluation
of Water Quality”, Egological Modelling, Vol.200, pp.259
268, 2007.
[9] Bilgen S., “Calculation and Interpretation of the
Standard Chemical Exergies of Elements Using the Chemical Reference Species”, Acta Phys. - Chim. Sin.,
Vol.25, pp.1645-1649, 2009.
149
[10] Kaygusuz K. and Bilgen S., “Thermodynamic Aspects of
Renewable and Sustainable Development”, Energy
Sources, Part A, Vol.31, pp.287-298, 2009.
[11] Bilgen S., Kaygusuz K. and Sarı A., “Thermodynamic
Aspects of Energy Systems and Sustainable
Development”, Energy Sources, Part A, Vol.30, pp.325
333, 2008.
[12] Bilgen S., “Calculation of exergy values of some chemical
processes”, PhD thesis, Karadeniz Technical University,
Trabzon, Turkey, 2006.
[13] Bilgen S. and Bulut V.N., “Investigation of the Chemical
Exergy and Water Quality of the Galyan River, Trabzon,
Turkey”, Energy Sources, Part A, Vol.36, pp.2595-2602,
2014.
150
Tunceli’de Rüzgâr Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli
Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi, Elektrik ve Enerji Bölümü
Tarkan KOCA
İnönü Üniversitesi, Elektrik ve Enerji Bölümü
Alper Tunga ÖZGÜLER
Tunceli Üniversitesi, İnşaat Teknolojileri Bölümü
Emrah GÜRKAN
ÖZET
Günümüz dünyasında enerjiye olan ihtiyaç gün
geçtikçe artmaktadır. Bunun sonucunda da insanoğlu
enerji kaynakları üzerine araştırmalarını artırmıştır.
Özellikle yenilenebilir enerji kaynakları üzerinde yoğun
olarak çalışmalar yapılmıştır. Ülkemizde de teknoloji ve
sanayideki gelişmelerden dolayı enerji ihtiyacı gün geçtikçe
artmaktadır. Ülkemizde potansiyeli yüksek olan yenilenebilir
enerji kaynakları bu nedenle çok önem kazanmaktadır.
Ayrıca dışa bağımlı olduğumuz konvansiyonel enerji
kaynakları çevreyi kirletmekte ve tehdit etmektedir. Bu
nedenle, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı teşvik
edilmeli ve yaygınlaştırılmalıdır. Ancak yenilenebilir enerji
kaynaklarının kullanımı yeni sayılabilecek teknolojiler
ile mümkün olduğundan maliyetli olabilmektedir. İyi bir
fizibilite çalışması, üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken
verimliliği de artırır.
Bu çalışmada, 2012 – 2014 yılları arasında saatlik olarak
ölçülen rüzgâr hızı verilerine dayanarak Tunceli ilindeki
rüzgâr enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir. Bu analiz
sonuçlarına göre gerekli fizibilite hesaplamaları yapılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Rüzgâr enerjisi, Tunceli ili, Elektrik.
1.GİRİŞ
İnsanoğlu, var olduğu günden beri işlerini kolaylaştırmak
için makine geliştirmeye uğraşmıştır. Yaklaşık iki yüz yıl önce
gerçekleşen sanayii devrimi ile de imal edilen makineler,
insan gücünden ziyade enerji ile çalıştırılmaya başlanmıştır.
İhtiyaç duyulan enerji başlarda genellikle fosil yakıtlardan
elde edilmişse de günümüzde hem bu yakıt rezervlerinin
azalması hem de doğaya verdikleri zararlar düşünülerek
alternatif enerji kaynaklarına yönelmeyi gerektirmiştir.
Ayrıca fosil tabanlı enerji kaynaklarının küresel ısınma, çevre
ve hava kirliliği, asit yağmurları gibi olumsuz sonuçları canlı
yaşamını tehdit etmektedir. Yenilenebilir enerji kaynakları,
bilim insanlarının ilgisini çekmiş ve önemli bir çalışma alanı
olmuştur. Canlı sağlığını tehdit eden unsurların en aza
indirilmesi için uygulanan teknolojilerin getirdiği maliyetler
ve kullanılan kaynakların yenilenebilir olmayışı yenilenebilir
enerjilerin önemini artırmıştır. Bunun sonucu olarak
çevre dostu olan, yakıt maliyeti olmayan, kaynaklardan
elektrik üretimi zorunlu hale gelmiştir. Bu kaynakların en
önemlileri ve başta gelenleri rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi,
hidrolik enerji, jeotermal enerji ve biyokütle enerjileridir.
Türkiye’nin konvansiyonel enerji kaynakları ile yenilenebilir
enerji kaynaklarının potansiyelleri karşılaştırıldığında,
özellikle rüzgâr enerjisi önemli bir yer tutmaktadır. Rüzgâr,
güneş enerjisi ile oluşmaktadır ve dolaylı olarak güneş
enerjisine bağlıdır. Türkiye’nin güneş alma özellikleri de
rüzgâr potansiyelini önemli ölçüde artırmaktadır. Rüzgâr
kaynaklı elektrik enerjisi üretimi, mevcut alternatif enerji
üretim yöntemleri içerisinde en yaygın olanıdır. Dünyada
olduğu gibi Türkiye’de de rüzgâr enerjisi kullanımı
hızla gelişmektedir. Bunun en büyük sebebi ise enerji
kaynağının tamamen doğal olması ve karbon salınımının
hiç olmamasıdır[1].
Rüzgâr hızına bağlı olarak elde edilebilecek elektrik enerjisi
miktarı analizi için uzun süren ölçümler yapılması ve elde
edilen verilerin doğru analiz edilmesi gerekmektedir.
Rüzgâr hızı ve güç yoğunluğuna bağlı olan rüzgâr kaynak
derece ve sınıfları Tablo 1’de görülmektedir[2].
Tablo 1. Rüzgâr Hız-Güç Sınıflandırması[2]
2.RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYA VE TÜRKİYE’DEKİ DURUMU
2013 GWEC raporuna göre dünyada toplam kurulu
güç rüzgâr enerji santrali 318,483 GW’dır. Tablo 2’de
151
kıtalara göre ülkelerin rüzgâr enerjisi üretim kapasitesi
görülmektedir[3].
Tablo 2. Küresel Kurulu Rüzgâr Enerjisi (MW) – Bölgesel
Dağılım[3]
Şekil 1. Türkiye’de kurulu rüzgâr enerjisi (MW) - Yıllara göre
dağılım[4].
Şekil 2. İllere göre kurulu rüzgâr enerjisi (MW)[4].
Türkiye’nin yıllık ortalama değerlerine bakıldığında, kıyı
şeritleri, dağların tepesi ve yakınlarının çok iyi rüzgâr
kaynağı alanları oldukları görülmektedir. 7 m/s’den
büyük rüzgâr hızları göz önüne alınarak Türkiye rüzgâr
enerjisi potansiyeli 47.849 MW olarak belirlenmiştir.
Yıllara göre Türkiye’deki kurulu rüzgâr enerji santrali
üretim değerleri Şekil 1’de görülmektedir[4].
Türkiye Rüzgâr Enerjisi Potansiyel Atlasına göre;
Balıkesir, İstanbul, Çanakkale, İzmir, Manisa, Hatay,
Sinop, Samsun, Mardin, Malatya, Erzurum, Karaman
ve Afyon illeri rüzgâr enerjisinden faydalanılabilir
illerdir. Yer seviyesinden 50 metre yükseklikteki
rüzgâr potansiyelleri incelendiğinde Ege, Marmara,
Doğu Akdeniz ve Doğu Anadolu bölgelerinin yüksek
potansiyele sahip olduğu görülmektedir. İllere göre
kurulu rüzgâr enerjisi Şekil 2’de görülmektedir.
Türkiye, 11 GW mevcut proje stokuna sahiptir. 2023
yılı hedefi rüzgâr enerjisi kapasitesi olarak 20 GW olup
Avrupa’nın en yeni ve önemli pazarlarından biridir[4].
152
3.TUNCELİ İLİNİN RÜZGÂR ENERJİSİ POTANSİYELİ
Türkiye’de Doğu Anadolu bölgesinde rüzgâr enerjisi
potansiyeli elektrik üretimi için uygundur. Tunceli ili rüzgâr
enerjisi potansiyeli Tablo 3’te görülmektedir. 2,62 km² alan
üzerine 13,12 MW kapasiteli rüzgâr enerjisi ile elektrik
üretim tesisi kurulabilmektedir. Bu alanda rüzgâr hızı 6,8
ile 7,5 m/s aralığında ölçülmüştür[5][6]. Bu değerler, rüzgâr
enerjisi ile elektrik üretiminde ortalama değerlerdir. Tablo
1’e bakıldığında rüzgâr kaynak derecesinin ‘Orta’, rüzgâr
sınıfının da ‘3’ olduğu görülmektedir[2].
Tablo 3. Tunceli İline Kurulabilecek Rüzgâr Enerjisi Santrali
Güç Kapasitesi
Şekil 4’te Tunceli ilinin kapasite faktörü dağılımı
görülmektedir. Şekilden de anlaşılacağı üzere kapasite
faktör değeri Tunceli geneli için % 30 civarındadır. Sadece
Pülümür ilçesinde kapasite faktör değeri %35 olduğu
ve ekonomik rüzgâr enerji santrali yatırımı için kapasite
faktörünün %35 ve üzeri olduğu düşünüldüğünde
Tunceli’nin Pülümür ilçesi, rüzgâr enerji santrali yatırımı
için uygundur[6].
Şekil 3. Tunceli ili rüzgâr hız dağılımı (50 m)[6].
Şekil 4. Tunceli ili kapasite faktörü dağılımı (50 m)[6].
4.SONUÇ
Türkiye’nin sanayi ve teknoloji alanında gelişme hızı
düşünüldüğünde enerji üretimi ülke için vazgeçilmez
bir öncelik olmalıdır. Özellikle sanayi yatırımlarının doğu
ve güneydoğu Anadolu bölgelerine kaydırılması ile yeni
istihdam alanlarının oluşturulması önemli ve hassas bir
ülke politikasıdır. Farklı türdeki enerji santralleri kurularak
istihdamın bu bölgelere çekilebileceği görülmekte olup
bölge halkı için ekonomik kalkınma açısından büyük öneme
haizdir. Rüzgâr enerjisi, bu anlamda yenilenebilir enerji
kaynağı olarak da önemsenmelidir. Son yıllarda Türkiye’de
rüzgâr enerji santralleri sayısı giderek artmaktadır. Doğu
Anadolu bölgesinde rüzgâr enerji değerleri açısından
verimin düşük olduğu görülmektedir. Ancak Tunceli,
Doğu Anadolu bölgesinin rüzgâr enerji santrali kurulumu
açısından potansiyeli olan bir ilidir. Yapılan tüm ölçümler
ve analizler sonucunda Tunceli ili sınırları içerisinde 13,12
MW gücünde enerji santrali kurulumunun uygun olduğu
görülmüştür.
KAYNAKLAR
[1] opçu, S., Menteş Ş.S., Yurdanur S.Ü., Aslan Z., “Rüzgâr
Enerjisi Potansiyelinin Belirlenmesinde Yer Seçiminin
Önemi: Sinop Örneği”, MMO, II. Çevre ve Enerji Kongresi,
İstanbul, pp. 145-154, 2001.
[2] http://nukte.org/ruzgarenerji,
(Erişim Tarihi: 16.02.2015).
[3] http://www.gwec.net (Erişim Tarihi: 18.02.2015).
[4] http://tureb.com.tr (Erişim Tarihi: 18.02.2015).
[5] T.C. Orman ve Su İşleri Bakanlığı Meteoroloji Genel
Müdürlüğü, Meteorolojik Bilgi (08.01.2015).
[6] http://www.eie.gov.tr/ (Erişim Tarihi: 12.01.2015).
[7] Ilkılıc C., Aydin H., Behçet R. “The Current Status of Wind
Energy in Turkey and in the World”, Energy Policy, 39(2),
pp. 961-967, 2011.
[8] Köksal N.S., “Manisa/Kırkağaç Rüzgâr Enerjisi
Potansiyelinin İncelenmesi”, Kırkağaç Meslek
Yüksekokulu Sempozyumu, 2012.
[9] Ilkılıç C., “Wind Energy and Assessment of Wind Energy
Potential in Turkey”, Renewable & Sustainable Energy
Reviews, 16(2), pp. 1165-1173, 2012.
[10] Şahin B., Bilgili M. “Wind Characteristics and Energy
Potential in Belen-Hatay, Turkey”, International Journal
of Green Energy, 6, pp.157-172. 2009
[11] Aktacir M.A., Yeşilata B., Işıker Y., “Fotovoltaik- Rüzgâr
Hibrid Güç Sistemi Uygulaması”, Yeni Enerji. Yenilenebilir
Enerji Teknolojileri, 3, 56-62, 2008.
[12] Brian D. V., Byron A. “Neal Analysis of Off-Grid Hybrid
Wind Turbine/Solar PV Water Pumping Systems”, Solar
Energy, 86, pp.1197–1207, 2012.
SUMMARY
When Turkey’s industrial and technology development
speed is considered energy production is should be an
essential priority for the country. Especially the creation of
new employment area with shifting Industrial investment
to the east and southeast Anatolia is an important and
sensitive national policy. It is observed that employment
can pulled to these regions by establishing different types of
power plants and this topic has great importance in terms
of economic development for the people of this region.
Wind energy should be taken seriously as a renewable
energy source in this respect. In recent years, the numbers
of wind power plants have been increasing in Turkey.
Our country’s energy needs increasing day by day due to
developments in technology and industry. Our energy
needs is depending on foreign countries. Therefore, energy
expenditures constitute a sizable ratio of our budget.
Because of this, renewable energy sources have high
potential in our country is becoming very important. In
addition, external conventional energy sources which
we depend on foreign countries pollute and threat the
environment. Therefore, it should encourage the use of
renewable energy sources and should be disseminated.
153
However, using the renewable energy sources possible by
could be considered new technologies, can be costly. A good
feasibility study, redeem the manufacturer from high costs
and increases the efficiency.
Considered to be Turkey is a developing country, day by day
need for energy will be increased. This need can be met
by establishing different types of power plants. To reduce
dependence on foreign it must pass the condition as energyproducing country. Wind energy must be taken seriously
cause of a renewable energy source. In recent years, the
number of wind power plants has been increasing in Turkey.
In the Eastern Anatolia region seems to be lower than the
yield in terms of wind energy values.
Wind energy potential in Eastern Anatolia in Turkey is
suitable for electricity generation. Wind energy potential
of Tunceli province is seen in Table 3. 13.12 MW power
generation plant with wind energy can be established on
2.62 km² areas. Wind speed was measured at intervals 6.8
to 7.5 m/s in the area. These values are average values of
power generation by wind power. In Table 1, it is observed
that the degree of wind resources is ‘medium’, class of wind
is ‘3’.
In the East Anatolia region, it can be seen that the yield
lower in terms of wind energy values. However, Tunceli is a
city with potential, in terms of wind power plant installation
in eastern Anatolia. As a result of all measurements and
analyzes, 13.12 MW power plant installations is appropriate
were seen in Tunceli province.
Keywords: Wind energy, Tunceli district, Electric
154
Enerji Santrallerinde “Gaz Transfer Membranı” Uygulamaları ile
İşletme ve Yatırım Maliyetlerinin Düşürülmesi
Şebnem Aybige ŞENER
Ökotek Çevre Teknolojisi ve Kimya Sanayi Ltd. Şti.
Burcu Kaleli ÖZTÜRK
Ökotek Çevre Teknolojisi ve Kimya Sanayi Ltd. Şti.
ÖZET
Bu bildiride, Gaz Transfer Membranları (GTM) ile proses
sularından CO2 ve O2 giderimine yönelik uygulama örnekleri
incelenecek olup, bu teknoloji ve CO2 degazörünün işletme
maliyetleri, özellikle kimyasal tüketimi kapsamında
karşılaştırılacaktır. GTM kullanımı ile kimyasal tüketim
ihtiyacı ortadan kalkmakta veya sınırlandırılmaktadır.
Dolayısı ile aynı zamanda yeşil bir teknolojidir.
GTM’ler konvansiyonel gaz giderim teknolojileri ile
karşılaştırıldığında, aynı şartlar altında çok daha az yer
kaplamakta, kapalı bir sistem olduğundan sıvıların tekrar
basınçlandırılmasına gerek duyulmamakta, kimyasal
tüketimini ortadan kaldırmakta ve çok daha düşük CO2 ve
O2 değerleri sağlamaktadır. Böylece GTM ile özellikle enerji
santrallerinde yatırım ve işletme maliyetleri önemli ölçüde
düşürülebilmektedir.
1.GİRİŞ
1990’lı yılların ortalarında gaz transferi uygulamaları için
mikroporlu membran kontaktörü tasarımında oldukça
hızlı gelişmeler yaşandı. Bu teknoloji daha önce sadece 1
ila 2m3/h kapasiteli laboratuvar ölçekli küçük cihazlarda
uygulanırken yeni tasarlanan membran kontaktörleri
ile su arıtma sistemleri için 225 ila 450 m3/h kapasiteli
endüstriyel cihazları gerçekleştirme imkanı ortaya çıktı.
Tablo 1. Membran Kontaktörlerinde Kullanılan Genel Terimler
2.ARKA PLAN
Membran kontaktörlerinde bir gaz fazı ile bir likit faz
doğrudan temas etmektedirler. Buradaki amaç bir fazın
diğeri içinde dağılımı olmadan fazlar arasında kütle
transferini gerçekleştirmektir. Bu teknolojinin tipik bir
kullanımı, sularda çözünmüş gazların giderimi veya
gazların sularda çözünmesidir.
Membranları kullanarak iki fazı birbiriyle temasa geçirmek
aslında yeni değildir. Fakat kontaktörlerin tasarımındaki
yeni gelişmelerle verimlerinde ve kapasitelerinde çok
önemli artışlar sağlanmış bulunmaktadır. Bu gelişmeler
membran kontaktörlerini laboratuvarlardan çıkarıp, orta
ve büyük endüstriyel ölçekli uygulamalar için de ekonomik
hale getirmeye başlamıştır. Sulu bir akımdan çözünmüş
gazların giderimi için membran kontaktörlerinin işletilmesi
sırasında, sulu akım hidrofobik bir membranın bir tarafından
geçirilirken membranın diğer tarafından da bir “süpürücü”
gaz geçirilir veya o tarafa bir vakum uygulanır. Mikroporlu
membran hidrofobik olduğu için membran, likit suyun
diğer taraftaki gaz fazına geçmesine izin vermez. Membran,
gaz ve likit faz arasında porlarda bir arayüze izin veren bir
destek görevi görür. Su ile temasta olan gazın kısmi basıncı
ayarlanarak gazlar çözünmüş oldukları su içinden seçimli
bir şekilde uzaklaştırılırlar veya suda çözünürler.
3.İŞLEMİN PRENSİPLERİ
Kontaktörün sudan çözünmüş gazları giderme yeteneğini
açıklayabilmek için kütle transferi için etkili olan gücü
tartışmak gerekir. Henry Kanunu, denge halinde suda
çözünecek gaz miktarının su ile temasta bulunan buhar
fazındaki kısmi basıncı ile doğru orantılı olduğunu
belirtmektedir.
P = H.x
P = Gazın kısmi basıncı
H = Henry sabiti (sıcaklığa bağlı bir değerdir)
X = Denge halinde çözünmüş olanın konsantrasyonu
1 atmosfer basınç altında ve 25oC’de suda yaklaşık olarak
8,5 ppm oksijen, 14,5 ppm azot, eser miktarda CO2 ve
eser miktarda da atmosferdeki diğer gazlar çözünmüş
halde bulunur. Su ile temasta bulunan gazın kısmi basıncı
azaltılırsa buna bağlı olarak aynı gazın suda çözünmüş
miktarı da azalır. Gazın kısmi basıncı iki şekilde azaltılabilir.
Gaz fazının toplam basıncı azaltılır ya da gaz fazındaki gazın
konsantrasyonu değiştirilir. Gazın toplam basıncını azaltmak
için membranın gaz tarafına vakum uygulanabilir. Degazör
olarak kullanılan alternatif yöntemlerden vakum kulesinde
de aynı prensipler geçerlidir. Su ile temasta bulunan gazın
155
konsantrasyonunu değiştirmek için ise giderilecek gazı çok
az içeren veya hiç içermeyen bir süpürücü gaz membranın
gaz tarafından geçirilir. Bu prensiplerin aynısı forced-draft
degazörü için de geçerlidir.
Şekil 1. Membran kontaktörü.
4.KONTAKTÖRÜN GELİŞİMİ
İlk kontaktörler bir kap ve boru (shell & tube)
konfigürasyonu
içinde
mikroporlu
hollow-fiber
demetinden yapılıyordu. Likit fazı hollow-fiber’ın içine
(lumen tarafı) besleniyordu ve gaz fazı ise dış kısımdan
(shell tarafı) geçiriliyordu. Gaz fazı su fazına paralel
akıyordu. Bu tasarım büyük bir dezavantajı içinde
taşıyordu: Hollow fiberlerin içinden akmanın oluşturduğu
hidrolik direnç. Bu direnç, kabul edilemeyecek ölçüde
bir basınç kaybına sebep olur. Bu cihazla ticari olarak
erişilebilecek debi 1 m3/h civarındaydı. Küçük bir basınç
kaybıyla yüksek bir debiye ulaşmak için kontaktörler
paralel olarak yerleştirilerek kapasite artırılmaya çalışıldı.
Kontaktörlerin kapasitelerini artırmak için yapılan ilk
denemeler başarısızlıkla sonuçlandı. Kapasite ancak
kontaktör yüzeyi büyütülerek ya da su tarafındaki basınç
kaybı düşürülerek artırılabiliyordu. Temas yüzeyi, demet
çapı ya da kontaktör uzunluğu artırılarak büyütülebiliyordu.
Elyaf (fiber) çapı büyük demetli bir kontaktörün
üretilmesinin zorluğu kanıtlanmıştı. Demetin derinliği,
dolgu malzemesinin fiberlerin arasındaki boşluğu tam
olarak doldurmasını önlüyordu. Bunun sonucunda zaman
içinde dayanıksızlaşan kırılgan bir demet ortaya çıktı.
sırasında bir şaşırtma demetin ortasına yerleştirildi. Bu
patentli tasarım, suyun elyaf demeti üzerinden radyal
olarak akmasına izin veriyordu ve demet boyunca eşit
olarak dağılmasını sağlıyordu (Şekil 1).
Şekil 2. Azot süpürücü gazı ile işletilen bir kontaktörün
debiye karşı giderim verimi (su sıcaklığı 20oC).
Su tarafındaki basınç kaybının düşürülmesi ile ilgili
denemelerde elyaf (fiber) çapı ve elyaf dışında akan su
artırıldı. Elyaf çapının artırılması cihazın içindeki temas
yüzeyi miktarını tam tersine olumsuz etkiledi. Demetin
dış tarafında su akışı olan kontaktörlerin tasarımı, ciddi
akış kanallaşması oluşumundan kaynaklanan zayıf
performans gösterdi.
1993 yılında patenti alınan şaşırtmalı (baffled) bir cihaz
ile bu engel aşıldı. Bu tasarımda hollow fiberler bir bez sıra
içine örülmüş durumdaydı. Döndürmeli sarma prosesi
156
Şekil 3. Hollow fiberin iç ve dışında debiye bağlı basınç kaybı.
Bu tasarım, su tarafındaki basınç kaybını kontaktör
sayesinde düşürüyor ve tek bir cihaza katılmış olan ek
membran alanına izin veriyordu. Şekil 3, kontaktördeki
basınç kaybının debinin bir fonksiyonu olduğunu
göstermektedir. Hollow fiber içine akış olan kontaktördeki
basınç kaybı, hollow fiberin dış tarafında akışlı olan
kontaktöre göre daha büyüktür.
Basınç kaybındaki bu azalmanın önemi çok büyüktür.
Basınç kaybı azaldığında iki veya üç kontaktör seri olarak
yerleştirilebilir. Kontaktörler seri olarak yerleştirildiğinde
bir kontaktör dizisinin toplam giderim verimi, artan sıvı
hızı sayesinde önemli ölçüde iyileşir.
Giderimin yüzdesi, seri haldeki bir kontaktör için
“giriş konsantrasyonu – çıkış konsantrasyonu/ giriş
konsantrasyonu” ile tanımlanır. Serideki ikinci kontaktör
teorik olarak aynı giderim verimine sahiptir. Örneğin 23
m3/h (100 gpm) debi için serideki ilk kontaktör yaklaşık
olarak % 95 oksijen giderir. Serideki ikinci kontaktör geriye
kalan oksijenin yine %95’ini giderir ve toplam giderim
%99,75 olur. Grafikten de görüldüğü gibi, seri haldeki iki
kontaktörden geçen debi, aynı giderim verimi sağlanarak
46 m3/h (200 gpm) değerinin üstüne bile çıkarılabilir.
verir. Likit su hidrofobik membranı geçemez; membran
sadece iki faza destek olarak kullanılır ve birinin diğerine
temasta olmasına izin verir.
Filtrasyon membranları, tipik olarak membranın
giderebileceği partikül veya çözünmüş madde boyutunun
yüzdesi ile sınıflandırılırlar. Membran kontaktörleri
esas olarak kütle transferi amacıyla iki fazı birbiriyle
temasa getiren cihazlar oldukları için performansları
tipik olarak giriş-çözünmüş-gaz konsantrasyonunun
çıkış-çözünmüş-gaz-konsantrasyonuna oranı sayesinde
ölçülürler.
Membran kontaktörlerine en yakından ilgili olan membran
teknolojileri pervaporasyon ve gaz separasyonudur.
Bu her iki teknoloji de gazların belirli türlerinin seçimli
bir şekilde membrandan geçmesine izin veren porsuz
membranları kullanırlar. Aksine, membran kontaktörleri
mikroporlu membranları içerirler. Membran kontaktörleri
seçimli değillerdir ve tüm gazların geçmelerine izin
verirler.
Kütle transfer katsayısının gerçek değeri, kontaktörün
performansının ölçülmesi ve k kütle transfer katsayısı
için çözümü sayesinde elde edilir. Likit faz fiberin dışında
olduğunda, verilen bir fiber için kütle transfer katsayısının
daha yüksek olması ilginçtir. Gelişmiş kütle transferi,
membrandan geçen debi ile ilişkili ek türbülansa
dayandırılmaktadır.
5.KONVANSİYONEL MEMBRAN FİLTRASYONU İLE
KARŞILAŞTIRMA
Membran kontaktörlerinde membranların kullanımı,
likit filtrasyonunda kullanılan membranlardan oldukça
farklıdır. Filtrasyon cihazları, partikülleri ve suda
çözünmüş olan katıları uzaklaştırmak için kullanılırlar. Su
membrandan geçer gider. Su böylece, partikül ve katıların
boyutlarına göre belirlenmiş olan membrandan geçerken
partiküllerden ve çözünmüş katılardan arıtılmış olur.
Suyu membrana doğru hareket ettiren itici güç olarak
su basıncı kullanılır ve membrandan geçme sırasında
porlar partikülleri tutarlar. Ters osmoz, ultrafiltrasyon ve
mikrofiltrasyon çözünmüş gazları giderme kapasitesine
sahip değillerdir.
Şekil 4. Azot süpürücü gazı ile işletilen bir ve seri bağlı iki
kontaktörün debiye karşı giderim verimi.
Faz-temas amaçlı kullanılan membranlarda, membran
içinde konvektif akış yoktur. Bir fazdan diğer faza difüzyon
yoluyla kütle transferini kolaylaştırmak için bir kısmi
basınç düşümü (gradient) kullanılır.
Su ile temasta olan gazın kısmi basıncının düşürülmesi,
çözünmüş gazın giderilmesine veya çözünmesine izin
Şekil 5. Fiberin dışında, fibere dik ve fiberin içindeki debi
için birim yüzey alanına karşı kütle transfer katsayısı.
157
6.MEVCUT TEKNOLOJİLER İLE KARŞILAŞTIRMA
Vakum kuleleri membran kontaktörleriyle aynı prensibe
göre çalışırlar. Tipik olarak dolgulu veya tepsili yüksek
kolonlardır ve bir likit fazı bir gaz faz ile temasa getirerek
çözünmüş gazların likitten uzaklaştırılmasını amaçlarlar.
Likit kolonun üst tarafından aşağıya doğru dolgulu
yataktan akar. Dolgulu yatak likit fazla temasta olan
gaz fazı için geniş bir yüzey alanı oluşturur. Membran
kontaktörleri aynı görevi yerine getirirler; fakat bir faz
diğeri içinde dağıtmadan iki fazı porlarda temasa getirirler.
Tablo 2, membran kontaktörlerinin bazı avantajlarını
listelemektedir.
or very limited. Therefore at the same time it is a green
technology. By this way, removing CO2 and O2 from boiler
feedwater protects the boiler and piping from corrosion,
while lowering operating costs with little or no chemical
consumption.
Tablo 2. Membran Kontaktörlerinin Özellikleri ve Yararları
Less CO2 load on MB and EDI downstream the strong base
anion resin column increase silica removal efficiency. In
addition, GTM is the only physical gas removal technology,
which can be used easily in containers for CO2 and O2
removal applications even for high flow capacities in
modular.
7.SONUÇ
Son yirmi yıldaki gelişmeler, membran kontaktör
teknolojisini laboratuvardan büyük ölçekli üretim
tesislerine ilerleten bir etki oluşturdu. Geleneksel kütle
transfer konseptleri kullanılıyor olmasına rağmen,
giderilmesi gereken en önemli engel, tasarımcıların yeni
teknolojiyi kabuldeki isteksizlikleriydi. Bu sistemler başta
yarı iletkenler, enerji ve ilaç sektörleri olmak üzere geniş
bir alanda kabul görmüş ve küresel olarak büyük bir
hızla yayılmaya başlamıştır. Mühendisler bu teknolojiyi
tanıdıkça diğer sektörlerde de artan bir ilgi beklenmektedir.
KAYNAK
[1] Wiesler F., “Membrane Contactors: An Introduction
To The Technology” , USA. J. of Ultrapure Water ,Vol.
UP130427,pp.27-31, May/June 1996.
SUMMARY
For more than 20 years the removal of dissolved gases from
liquids or adding gas to liquids for industrial use could be
done more effectively and economically by hydrophobic
hollow fiber Gas Transfer Membranes (GTM). In this
abstract, different researches for CO2 and O2 removal from
process water streams with gas transfer membranes will be
discussed and compared.
The operation costs of a gas transfer membrane and CO2
degassers, specialy in terms of chemical consumption
will be contrasted. Nowadays by using gas transfer
membranes alternatively to conventional degassers, the
need of chemical consumtion is not necessary anymore
158
Removing CO2 after the RO, between cationic and strong
base anion resin column at demineralisation plants operated
with ion exchange resins or before EDI (Electrodeionisation)
with GTM rather than conventional degassers yields a
system optimisation through much higher CO2 removal
and reduces chemical usage.
As a summary, compared with conventional gas removal
technologies, GTM occupy less space, no need to pressurize
the liquid as it is a closed system, reduces chemical
dramaticaly and reaches less CO2 and O2 limits. By this
way, the investment and operating costs specialy in Power
Plants could be reduced significantly by using Gas Transfer
Membranes.
Rüzgâr Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli;
Malatya İli Arapgir İlçesi Örneği
Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi, Elektrik ve Enerji Bölümü
Serhat AKSUNGUR
Emrah GÜRKAN
ÖZET
Ülkemizde teknoloji ve sanayideki gelişmelerden dolayı
enerji ihtiyacı gün geçtikçe artmaktadır. Enerji kullanımı
bakımından dışa bağımlı olduğumuzdan, enerji giderleri
bütçemizde oldukça büyük bir oran oluşturmaktadır.
Ülkemizde potansiyeli yüksek olan yenilenebilir enerji
kaynakları bu nedenle çok önem kazanmaktadır. Ayrıca
dışa bağımlı olduğumuz konvansiyonel enerji kaynakları
çevreyi kirletmekte ve tehdit etmektedir. Bu nedenle,
yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı teşvik edilmeli ve
yaygınlaştırılmalıdır. Ancak yenilenebilir enerji kaynaklarının
kullanımı yeni sayılabilecek teknolojiler ile mümkün
olduğundan maliyetli olabilmektedir. İyi bir fizibilite çalışması,
üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken verimliliği de artırır.
Bu çalışmada, 2011-2014 yılları arasında saatlik olarak ölçülen
rüzgâr hızı verilerine dayanarak Malatya ili Arapgir İlçesi’ndeki
rüzgâr enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir. Bu analiz
sonuçlarına göre gerekli fizibilite hesaplamaları yapılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Rüzgâr enerjisi, Arapgir bölgesi, Elektrik
1.GİRİŞ
İnsanoğlunun diğer canlılardan ayrılan en önemli özelliklerinden
biri, doğal ortam ile etkileşiminde kendisine avantaj sağlayan
enerji kaynaklarından yararlanabilmesidir. Enerjinin her alanda
kullanılabilir olması, önemli bilimsel ve teknolojik gelişmelerin
altyapısını oluşturmaktadır. Ülkemizde ve dünyada gün geçtikçe
enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır. Bu da insanoğlunu yeni enerji
kaynakları bulmaya yönlendirmiştir. Özellikle yenilenebilir
enerji kaynakları birçok avantajından dolayı bilim insanlarının
ilgisini çekmiştir. Mevcut tükenebilir enerji kaynaklarındaki
azalmalar, ki bunlar; kömür, petrol, doğal gaz gibi fosil yakıtlardır,
ayrıca fosil tabanlı enerji kaynaklarının küresel ısınma, çevre
ve hava kirliliği, asit yağmurları gibi olumsuz sonuçları canlı
yaşamını tehdit etmektedir. Bu problemlerden dolayı artan
hassasiyet bu zararları en aza indirgemeyi gerektirmektedir.
Canlı sağlığını tehdit eden unsurların en aza indirilmesi için
uygulanan teknolojilerin getirdiği maliyetler ve kullanılan
kaynakların yenilenebilir olmayışı, yenilenebilir enerjilerin
önemini artırmıştır. Bunun sonucu olarak çevre dostu olan,
yakıt maliyeti olmayan kaynaklardan elektrik üretimi zorunlu
hale gelmiştir. Bu kaynakların en önemlileri ve başta gelenleri
rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi, hidrolik enerji, jeotermal enerji
ve biyokütle enerjileridir. Türkiye’nin konvansiyonel enerji
kaynakları ile yenilenebilir enerji kaynaklarının potansiyelleri
karşılaştırıldığında, özellikle rüzgâr enerjisi büyük bir önem
arz etmektedir. Rüzgâr enerjisi, güneş enerjisinin dolaylı bir
şeklidir. Rüzgâr kaynaklı elektrik enerjisi üretimi, yenilenebilir
enerji kaynakları içinde en gelişmişidir. Dünyada olduğu gibi
Türkiye’de de rüzgâr enerjisinin hızlı bir şekilde gelişmesinin
birçok nedeni vardır. Bunlar, rüzgârın atmosferde doğal olarak
oluşması, yakıt maliyetinin sıfır olması, kurulum sürecinin
kolay olması ve maliyetinin de gün geçtikçe azalıyor olmasıdır.
Rüzgâr enerjisine temiz enerji denilmesinin en önemli
nedeni, rüzgâr enerjisinden elektrik üretim sürecinin karbon
bağımsız olmasıdır. Neticesinde de çevre kirliliğine neden
olmamaktadır[1].
Rüzgâr hızına bağlı olarak elde edilebilecek elektrik
enerjisi miktarı iyi analiz edilmelidir. Rüzgâr hızı ve güç
yoğunluğuna bağlı olan rüzgâr kaynak derece ve sınıfları
Tablo 1’de görülmektedir[2].
Tablo 1. Rüzgâr Hız - Güç Sınıflandırması[2]
159
2.RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYA VE TÜRKİYE’DEKİ
DURUMU
2013 GWEC raporuna göre, dünyada toplam kurulu güç
rüzgâr enerji santrali 318,483 GW değerine ulaşmıştır.
Tablo 2’de kıtalara göre ülkelerin rüzgâr enerjisi üretim
kapasitesi görülmektedir[3].
Tablo 2. Küresel Kurulu Rüzgâr Enerjisi (MW) – Bölgesel
Dağılım[3]
Şekil 1. Türkiye’de kurulu rüzgâr enerjisi (MW) - Yıllara göre
dağılım[4].
Şekil 2. İllere göre kurulu rüzgâr enerjisi (MW)[4].
Türkiye rüzgâr kaynakları açısından oldukça zengindir. Yıllık
olarak ortalama değerler baz alındığında, Türkiye’nin en
iyi rüzgâr kaynağı alanları kıyı şeritleri, yüksek bayırlar ile
dağların tepesi ve yakınlarında bulunmaktadır. 7 m/s’den
büyük rüzgâr hızları göz önüne alınarak Türkiye rüzgâr
enerjisi potansiyeli 47.849 MW olarak belirlenmiştir. Yıllara
göre Türkiye’deki kurulu rüzgâr enerji santrali üretim
değerleri Şekil 1’de görülmektedir[4].
Türkiye Rüzgâr Enerjisi Potansiyel Atlası’na göre; Balıkesir,
İstanbul, Çanakkale, İzmir, Manisa, Hatay, Sinop, Samsun,
Mardin, Malatya, Erzurum, Karaman ve Afyon illeri rüzgâr
enerjisinden faydalanılabilir illerdir. Yer seviyesinden 50
metre yükseklikteki rüzgâr potansiyelleri incelendiğinde
Ege, Marmara, Doğu Akdeniz ve Doğu Anadolu bölgelerinin
yüksek potansiyele sahip olduğu görülmektedir. İllere göre
kurulu rüzgâr enerjisi Şekil 2’de görülmektedir[4].
Günümüzde Türkiye, 11 GW mevcut proje stoku ve ulusal
hedefi 2023 yıllında 20 GW olan rüzgâr enerjisi kapasitesi
ile Avrupa’daki en önemli rüzgâr pazarıdır. Türkiye’nin
kendi bölgesinde bir enerji üssü haline gelmiş olması,
Türkiye’de yatırım fırsatları oluşturmaktadır.
160
Rüzgâr enerjisi santralleri dışa bağımlı olmadığından
ekonomik özgürlük de sağlamaktadır. Rüzgâr enerjisi
ile üretilen elektrik enerjisi, yenilenebilir enerji grubu
içerisinde yer alarak Kyoto Protokolü uyarınca elektrik
enerjisi ihracına ortam yaratmıştır[4].
3.MALATYA İLİ ARAPGİR İLÇESİNİN RÜZGÂR ENERJİSİ
POTANSİYELİ
Türkiye’de Doğu Anadolu bölgesinde rüzgâr enerjisi
potansiyeli elektrik üretimi için uygundur. Özellikle Malatya,
Sivas, Tunceli ve Elazığ’a sınırı olan ve şehir merkezi rakımı
yaklaşık 1300 metre olan Arapgir ilçesi rüzgâr enerjisi
potansiyeli bakımından ilgi çeken bir ilçe konumundadır.
2014 yılı itibari ile farklı üç noktada gerekli ölçümler
yaklaşık dört yıl boyunca yapılmış ve rüzgâr enerjisi santral
kurulumu için oldukça uygun şartların mevcut olduğu
görülmüştür. Özellikle Sivas sınırı bölgesinde yapılan
ölçümlerde ortalama rüzgâr hızının 7 ~ 8 m/s olduğu
tespit edilmiştir[5]. Bu değerler, rüzgâr enerjisi ile elektrik
üretiminde ortalamanın üzerindeki değerlerdir. Tablo 1’e
bakıldığında, rüzgâr kaynak derecesinin ‘Çok İyi’, rüzgâr
sınıfının da ‘5’ olduğu görülmektedir[2].
Şekil 3’te, Malatya ilinde 50m yükseklikte ölçülen rüzgâr
hızı değerleri görülmektedir. Şekilden de anlaşıldığı
üzere, rüzgâr hızın en yüksek değerleri Arapgir ilçesinde
ölçülmüştür. Bu da ilçenin rüzgâr enerjisi ile elektrik üretim
potansiyelinin oldukça iyi olduğunu göstermektedir[6].
Şekil 5. Arapgir ilçesinde inşa halindeki rüzgâr enerjisi
santralleri[4].
Şekil 3. Malatya ili rüzgâr hız dağılımı (50 m)[6].
Şekil 4’te Malatya ilinin kapasite faktörü dağılımı
görülmektedir. Şekilden de anlaşılacağı üzere, kapasite
faktör değeri Arapgir ilçesi için %40 ve üzerindedir.
Ekonomik rüzgâr enerji santrali yatırımı için kapasite
faktörünün %35 ve üzeri olduğu düşünüldüğünde
Arapgir, rüzgâr enerji santrali için yatırım yapılabilecek bir
bölgedir[6].
Şekil 5’te Arapgir ilçesinde inşa halinde olan rüzgâr enerji
santralleri görülmektedir. Özel şirketler tarafından ilçenin
farklı bölgelerinde 2009 yılından itibaren gerekli ölçümler
yapılmış ve yapılan ölçüm neticesinde elde edilen verilere
dayanarak bölgenin rüzgâr enerji santrali kurulumuna
çok uygun olduğu tespit edilmiştir. 2015 yılı itibari farklı
bölgelerde 10 MW ve 30 MW güç kapasiteli olmak üzere
iki rüzgâr enerjisi santralinin inşasına başlanmıştır. Ayrıca
154 kV’lık enerji nakil hattının Arapgir ilçesinden geçmesi
önemli bir avantaj sağlamaktadır[4].
Şekil 4. Malatya ili kapasite faktörü dağılımı (50 m)[6].
4.SONUÇ
Türkiye’nin
gelişmekte
olan
bir
ülke
olduğu
düşünüldüğünde gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyacı
artacaktır. Farklı türdeki enerji santralleri kurularak bu
ihtiyacın giderilebileceği görülmektedir. Dışa bağımlılığı
azaltmak için enerji üreten ülke konumuna geçmek
gerekmektedir. Rüzgâr enerjisi, yenilenebilir enerji kaynağı
olduğundan önemsenmelidir. Son yıllarda Türkiye’de
rüzgâr enerji santralleri sayısı giderek artmaktadır. Doğu
Anadolu bölgesinde rüzgâr enerji değerleri açısından
verimin düşük olduğu görülmektedir. Ancak Malatya,
Doğu Anadolu bölgesinin rüzgâr enerji santrali kurulumu
açısından potansiyeli en yüksek ilidir. Malatya ilinin ilçesi
olan Arapgir bölgesi ise rüzgâr enerjisi değerleri açısından
Doğu Anadolu bölgesinin en verimli yeridir. Ayrıca sadece
bölgede değil, ülke bazında rüzgâr enerji değerleri
ortalamasının da üzerinde olduğu görülmektedir. Bunun
neticesinde ilçede 2014 yılı itibari ile toplam 40 MW
gücünde iki santral inşasına başlanmıştır. Yapılan tüm
ölçümler ve analizler sonucunda Arapgir ilçesinin yaklaşık
toplam 800 MW gücünde enerji santrallerinin kurulumuna
uygun olduğu görülmüştür.
KAYNAKLAR
[1] Topçu S., Menteş Ş. S., Yurdanur S. Ü., Aslan Z., “Rüzgâr
Enerjisi Potansiyelinin belirlenmesinde Yer Seçiminin
Önemi: Sinop Örneği”, MMO, II. Çevre ve Enerji
Kongresi, İstanbul, pp. 145-154, 2001.
[2] http://nukte.org/ruzgarenerji,
[3] http://www.gwec.net (Erişim Tarihi: 18.02.2015).
[4] http://tureb.com.tr (Erişim Tarihi: 18.02.2015).
[5]
T.C. Orman ve Su İşleri Bakanlığı Meteoroloji Genel
Müdürlüğü, Meteorolojik Bilgi (03.12.2014).
[6] http://www.eie.gov.tr/ (Erişim Tarihi: 08.01.2015).
[7] Ilkılıc C., Aydin H., Behçet R. “The Current Status
of Wind Energy in Turkey and in the World”, Energy
Policy,39(2), pp.961-967, 2011.
161
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
Köksal N. S. “Manisa/Kırkağaç Rüzgar Enerjisi
Potansiyelinin İncelenmesi”, Kırkağaç Meslek
Yüksekokulu Sempozyumu, 2012.
Ilkılıç C. “Wind Energy and Assessment of Wind
Energy Potential in Turkey”, Renewable & Sustainable
Energy Reviews, 16(2), pp. 1165-1173, 2012.
Şahin B., Bilgili M. “Wind Characteristics and Energy Potential in Belen-Hatay, Turkey”, International
Journal of Green Energy, 6, pp.157-172. 2009
Aktacir M.A., Yeşilata B., Işıker Y. “Fotovoltaik- Rüzgâr
Hibrid Güç Sistemi Uygulaması”, Yeni Enerji.
Yenilenebilir Enerji Teknolojileri, 3, 56-62,2008
Brian D.V., Byron A. “Neal Analysis of Off-Grid Hybrid
Wind Turbine/Solar PV Water Pumping Systems”,
Solar Energy, 86, pp.1197–1207, 2012.
SUMMARY
Our country’s energy needs increasing day by day due to
developments in technology and industry. Our energy
needs is depending on foreign countries. Therefore, energy
expenditures constitute a sizable ratio of our budget.
Because of this, renewable energy sources have high
potential in our country is becoming very important. In
addition, external conventional energy sources which
we depend on foreign countries pollute and threat the
environment. Therefore, it should encourage the use of
renewable energy sources and should be disseminated.
However, using the renewable energy sources possible by
could be considered new technologies, can be costly. A good
feasibility study, redeem the manufacturer from high costs
and increases the efficiency.
Considered to be Turkey is a developing country, day by day
need for energy will be increased. This need can be met
by establishing different types of power plants. To reduce
dependence on foreign it must pass the condition as energyproducing country. Wind energy must be taken seriously
cause of a renewable energy source. In recent years, the
number of wind power plants has been increasing in Turkey.
In the Eastern Anatolia region seems to be lower than the
yield in terms of wind energy values. However, Malatya,
potential for wind power plant installation of the eastern
Anatolia region is the highest province.
Wind energy potential of Eastern Anatolia in Turkey is suitable
for product electricity. Especially, Arapgir district which has
border of Malatya, Sivas, Tunceli and Elazığ and city center
has altitude of about 1300 meters, is a district of interest in
terms of wind energy potential. Necessary measurements
were made at three different points since 2009 and has
been seen to be quite favorable conditions for wind energy
power plant installation. Especially the measurements made
in Sivas border, have been identified that the average wind
speed in 7 ~ 8 m/s. These values are over the average values
for generation of electricity by wind power.
162
In this study, wind energy potential of Arapgir district of
Malatya province were analyzed based on data from the
wind speed and power measured on an hourly basis between
the years 2009-2014. Necessary feasibility calculations
were made according to the results of this analysis.
As of 2015, has started the construction of two wind power
plants in different regions, which have 10 MW and 30
MW capasity. Also, the 154 kV power transmission line go
through in Arapgir district, is an important advantage.
Keywords: Wind energy, Arapgir district, Electric
Güneş Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli;
Malatya İli Arapgir İlçesi Örneği
Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi, Elektrik ve Enerji Bölümü
Serhat AKSUNGUR
Emrah GÜRKAN
ÖZET
Dünyada ve ülkemizde teknolojinin gün geçtikçe gelişmesi
ve buna bağlı olarak sanayideki gelişmeler enerji ihtiyacını
gün geçtikçe artırmaktadır. Enerji kullanımı açısından
Türkiye dışa bağımlı bir ülke konumunda bulunmaktadır.
Bu nedenle enerji giderleri ülke bütçesinde önemli bir yer
tutmaktadır. Bu giderleri asgari seviyelere indirmek için
enerji üreten bir ülke konumuna geçmek gerekmektedir.
Özellikle Türkiye’de potansiyeli yüksek olan yenilenebilir
enerji kaynakları bu nedenle çok önem kazanmaktadır. Dışa
bağımlı olduğumuz konvansiyonel enerji kaynakları çevreyi
kirletmekte ve her geçen gün çevreyi ve insan sağlığını daha
fazla tehdit etmektedir. Bu nedenle, yenilenebilir enerji
kaynaklarının kullanımı teşvik edilmeli, özendirilmeli ve
yaygınlaştırılmalıdır. İyi bir fizibilite analizi, üreticiyi yüksek
maliyetlerden kurtarırken verimliliği de artırır. Bu çalışmada,
2012-2014 yıllarında saatlik olarak ölçülen güneşli günsıcaklık ve geliş açısı verilerine dayanarak Malatya ili Arapgir
İlçesi’ndeki güneş enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir.
Anahtar Kelimeler: Güneş enerjisi, Arapgir bölgesi, Elektrik
1.GİRİŞ
Dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır.
Enerji kaynaklarının günümüz itibariyle büyük bir kısmını
fosil tabanlı kaynaklar oluşturmaktadır. Fosil tabanlı enerji
kaynaklarının rezervlerinin sınırlı olması ve çevreye verdiği
zararlar bilim insanlarını farklı enerji kaynaklarını araştırmaya
yönlendirmiştir. Böylelikle alternatif enerji kaynakları
üzerinde çalışmalar gün geçtikçe hızlanmış ve çoğalmıştır. Bu
kaynakların en önemli ve kullanılabilir olanları güneş, rüzgâr,
su, jeotermal ve biyokütle enerjileridir. Aslında dünyanın ve
Türkiye’nin sahip olduğu enerji kaynaklarının potansiyelleri
düşünüldüğünde rüzgâr enerjisi en başta gelmektedir.
Konvansiyonel enerji kaynaklarına oranla yenilenebilir enerji
kaynakları önemli bir potansiyele sahiptir. Son yıllarda rüzgâr
enerjisi yenilenebilir enerji kaynakları içerisinde en önemli
enerji kaynağı olmasına rağmen, güneş enerjisi ile ilgili
çalışmalar da oldukça önem kazanmıştır.
Güneş enerjisi, güneşin çekirdeğinde yer alan füzyon süreci
ile (hidrojen gazının helyuma dönüşmesi) açığa çıkan ışıma
enerjisidir. Dünya atmosferinin dışında güneş enerjisinin
şiddeti, yaklaşık olarak 1370 W/m² değerindedir, ancak
yeryüzüne ulaşan miktarı atmosferden dolayı 0-1100
W/m² değerleri arasında değişim gösterir. Bu enerjinin
dünyaya gelen küçük bir bölümü dahi, insanlığın mevcut
enerji tüketiminden kat kat fazladır. Güneş enerjisinden
yararlanma konusundaki çalışmalar özellikle 1970’lerden
sonra hız kazanmış, güneş enerjisi sistemleri teknolojik
olarak ilerleme ve maliyet bakımından düşme göstermiş,
çevresel olarak temiz bir enerji kaynağı olarak kendini kabul
ettirmiştir. Dünya ile güneş arasındaki mesafe 150 milyon
km’dir. Dünyaya güneşten gelen enerji, dünyada bir yılda
kullanılan enerjinin 20 bin katıdır. Güneş ışınımının tamamı
yer yüzeyine ulaşamaz, %30 kadarı atmosfer tarafından
geriye yansıtılır. Güneş ışınımının %50’si atmosferi geçerek
dünya yüzeyine ulaşır. Bu enerji ile dünyanın sıcaklığı yükselir
ve yeryüzünde yaşam mümkün olur. Rüzgâr hareketlerine
ve okyanus dalgalanmalarına da bu ısınma neden olur.
Güneşten gelen ışınımının %20’si atmosfer ve bulutlarda
tutulur. Yer yüzeyine gelen güneş ışınımının %1’den azı
bitkiler tarafından fotosentez olayında kullanılır. Bitkiler,
fotosentez sırasında güneş ışığıyla birlikte karbondioksit ve su
kullanarak, oksijen ve şeker üretirler. Fotosentez, yeryüzünde
bitkisel yaşamın kaynağıdır. Güneş, nükleer enerji dışındaki
bütün enerjilerin dolaylı veya direkt kaynağıdır[1].
2.GÜNEŞ ENERJİSİNİN TARİHSEL GELİŞİMİ VE KULLANIM
POTANSİYELİ
Dünyada güneş tüm enerji kaynaklarının türediği
önemli bir unsurdur. Enerji kaynaklarının başında
163
gelen fosil yakıtlarda, yüzyıllar boyunca güneşten
aldığı enerji sayesinde değişime uğrayarak kullanılır
hale gelmişlerdir. Fosil yakıt rezervlerinin çok büyük
olmadığı için yakın gelecekte bitmeleri söz konusudur.
Enerji ihtiyacını karşılamak için fosil yakıtların azaldığı
düşünüldüğünde, bilim insanları başka enerji kaynakları
üzerine yoğunlaşmışlardır. Bu yeni enerji kaynaklarının
da bulunması ve kullanıma hazır hale getirilmesi için çok
uzun bir süre yoktur. Yeni enerji kaynaklarının en önemlisi
rüzgâr olmasına rağmen güneş enerjisi de oldukça
önemlidir.
Güneş enerjisinin kullanımı M.Ö. 400’li yıllara
dayanmaktadır. Önce Sokrat sonra Arşimet güneş enerjisini
aktif olarak kullanmışlardır. Ancak en önemli çalışmalar
merceğin bulunmasıyla başlamıştır.1725 yılında Belidor
güneş enerjisi ile çalışan su pompası yapmıştır. 1860’da
Fransız bilim adamı Monuchok parabolik aynalar yardımı
ile güneş ışınımını odaklayarak küçük bir buhar makinesi
üzerinde çalışmış, güneş pompaları ve güneş ocakları
üzerinde deney yapmıştır. Ancak bu çalışmaları petrolün
önem kazanması sekteye uğratmıştır. Ancak 1960’lı yıllardan
sonra petrol krizinin ortaya çıkması bilim adamlarını
alternatif enerji kaynakları konusunda çalışma yapmaya
itmiştir. H. Buchberg ve J.R. Roulet adlı bilim adamları
güneş kolektörü ve deposu ile komple bir sistem yaparak,
maliyetleri azaltmak için çalışmalar yapmışlardır. Kurdukları
sistemin fiziki olarak yeterliliklerini incelemişlerdir. Y. Jalurai
ve S.K. Gupta adlı bilim adamları güneş enerjisi depolama
teknikleri üzerinde çalışmalar yapmışlardır.
Güneş enerjisi konusundaki ilk ulusal kongre, 1975
yılında İzmir’de gerçekleştirilmiştir. Yine ilk pasif güneş
enerjisi uygulaması Orta Doğu Teknik Üniversitesi (ODTÜ)
bünyesinde 1975 yılında tesis edilmiştir. Güneş enerjisi
konusundaki çalışmalar ağırlıklı olarak ODTÜ, İTÜ, Yıldız ve
Ege Üniversiteleri tarafından yaygın olarak yürütülmekle
beraber, Türkiye’deki tek Güneş Enerjisi Enstitüsü Ege
Üniversitesi bünyesinde 1978 yılında kurulmuş ve o
günden itibaren faaliyet göstermektedir. 1980’lerin
sonunda bu konudaki çalışmaları devlet destekli TÜBİTAK
bünyesindeki Marmara Bilimsel ve Endüstriyel Araştırma
Enstitüsü (MBEAE) yürütmektedir. MBEAE, güneş enerjisi
düşük sıcaklık uygulamaları ve Türk endüstrisinin ısıl
enerji ihtiyacının modellenmesi konusundaki projeleri
1977-1985 yılları arasında ağırlıklı olarak desteklemiştir.
Yine TÜBİTAK bünyesinde 1986 yılında kurulan Ankara
Elektronik Araştırma ve Geliştirme Enstitüsü, güneş
pillerinin tasarımı ve üretimi konusundaki çalışmaları
desteklemektedir. Güneş ışınımı, yaşamın sürdüğü tüm
alanlarda kullanılabilir durumdadır[2]. Dünyadaki güneş
enerjisinin yoğunluğu, atmosferde metrekare başına 1,35
kW değerindedir. Güneş enerjisi yoğunluğu bakımından
dünyanın ayak izi alanının ölçüsü 178x106MW. Dünyanın
tüm yüzeyine denk gelen güneş enerjisi, 1,22x1014 TCE
164
(ton kömür eşdeğeri) veya 0.814x1014 TOE (ton petrol
eşdeğeri) miktarına denk olmaktadır. Diğer taraftan, bir
yılda güneş enerjisinden gelen miktar, bilinen kömür
rezervlerinin 50 katına, bilinen petrol rezervlerinin 800
katına denk gelmektedir[3]. Küresel enerji talebinde,
güneş enerjisi kaynağı çok önemli bir yer teşkil etmektedir.
Uluslararası Enerji Ajansı, 2050 yılında küresel elektrik
enerjisi üretiminin %11 gibi önemli bir oranının güneş
enerjisinden sağlanacağını öngörmektedir[4].
3.GÜNEŞ ENERJİSİNİN DÜNYA VE TÜRKİYE’DEKİ DURUMU
Şekil 1’de görüldüğü gibi, son yıllarda güneş enerjisi
kullanımı oldukça artmıştır. Özellikle 2008 yılından itibaren
güneş enerjisi faydalanılabilir bir enerji türü olmuştur.
Şekil 2’de kümülatif olarak güç kapasitesi belirtilmiştir.
Şekil 1. Küresel kurulu güç kapasitesi, 2000-2013 (MW)[5][6].
Şekil 2. Küresel kümülatif kurulu güç kapasitesi, 2000-2013
(MW)[5][6].
Tablo 1’de 2013 yılı itibariyle tüm dünyadaki güneş enerji
santralleri kapasiteleri görülmektedir. Özellikle İspanya
dünyada en fazla güneş enerjisi santrallerine sahip ülkedir.
Türkiye güneş enerji santralleri açısından dünyada çok
gerilerdedir. Ancak son yıllarda bu alanda çalışmalar
oldukça artmıştır. Tablo 2’de, 2013 yılı sonuna kadar
Türkiye’de illere göre kurulması kararlaştırılan güneş enerji
santralleri görülmektedir.
Tablo 1. 2013 Yılı İtibari ile Güneş Enerjisi Santrali
Kapasiteleri[7]
Tablo 2. 2013 Yılı Sonuna Kadar Kurulumuna Karar Verilen
Güneş Enerjisi Santrali Kapasitesi - İllere Göre Dağılımı[8, 10]
4.MALATYA İLİ ARAPGİR İLÇESİNİN GÜNEŞ ENERJİSİ
POTANSİYELİ
Şekil 3 incelendiğinde, Doğu Anadolu bölgesinin güneş
enerji potansiyelinin, diğer bölgelere oranla oldukça
iyi seviyede olduğu görülebilir. Doğu Anadolu bölgesi,
Akdeniz bölgesi ve Güneydoğu Anadolu bölgesinden
sonra güneş enerjisi ile elektrik üretimi açısından en
uygun bölgedir. Tablo 2’de görüldüğü gibi, Malatya iline
kurulması kararlaştırılan güneş enerji santrallerinin gücü
önemli bir değere sahiptir. Özellikle Arapgir ilçesi Şekil
4’te de görüldüğü gibi güneş enerjisi açısından önemli bir
ilçedir.
Şekil 3 ve Tablo 3’te, Türkiye coğrafi bölgelerinin enerji
potansiyeli ve güneşlenme süresi değerleri görülmektedir.
Şekil 4. Malatya ili Arapgir ilçesi ve çevre bölgeler güneş
radyasyon haritası.
Şekil 3. Türkiye’nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli haritası[1].
Tablo 3. Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli ve Güneşlenme
Süresi Değerleri (Bölgelere Göre)[1]
Türkiye, coğrafi konumu itibariyle sahip olduğu güneş
enerjisi potansiyeli açısından çoğu ülkeye göre oldukça
iyi durumdadır. Türkiye’nin en fazla güneş enerjisi alan
bölgesi Güney Doğu Anadolu Bölgesi ve Akdeniz bölgesi
olup bunu Doğu Anadolu bölgesi takip etmektedir [9].
5.SONUÇ
Türkiye’nin gün geçtikçe gelişen bir ülke olduğu
düşünüldüğünde enerji ihtiyacının devamlı artacak olması
kaçınılmazdır. Özellikle güneş enerjisi bakımından ülkemiz
diğer ülkelere oranla yüksek güneş enerjisi potansiyeline
sahiptir. Ancak güneş enerjisi potansiyeli Türkiye’den
daha düşük olan gelişmiş Avrupa Birliği ülkeleri güneş
enerjisinden daha fazla faydalanmaktadır.
Değişik türlerde enerji santralleri kurularak ülkenin
enerji ihtiyacı karşılanmalı ve dışa bağımlılık asgariye
indirilmelidir. Özellikle rüzgâr ve güneş enerjisi santralleri
bir an önce kurulmalı ve elektrik üretimi miktarı
artırılmalıdır. Rüzgâr enerjisi santrallerinin gelişimi çok
hızlı olmaktadır ama güneş enerjisi santrallerinin gelişimi
oldukça yavaş ilerlemektedir. Malatya Meteoroloji Genel
Müdürlüğü’nden 03.12.2014 tarihinde alınan meteorolojik
bilgilere göre, Arapgir ilçesinin güneş enerjisi potansiyeli
bu bölgeye yatırım için uygundur. Yine aynı verilere göre
güneşlenme şiddeti ve günlük sıcaklık değeri güneş
enerji santralleri kurulumu için ortalamanın üstündedir.
Şekil 3’te görüldüğü gibi Malatya ilinin güneş enerjisi
potansiyeli yıllık 1700 kWh/m2’dir. Bu değerin önemli bir
kısmı Arapgir ilçesine aittir.
165
KAYNAKLAR
[1] http://www.eie.gov.tr (Erişim Tarihi : 16.02.2015)
[2] Akpınar A., Kömürcü M. İ., Kankal M., Özölçer İ.H.,
Kaygusuz K., “Energy situation and renewables
in Turkey and environmental effects of energy use”,
Renewable and Sustainable Energy Reviews, 12, (8),
pp. 2013-2039, October 2008.
[3] Özgöçmen A., “Electricity Generation Using Solar
Cells”, Gazi University in Turkey, MSc Thesis, May
2007.
[4] Research and Development on Renewable Energies:
“A Global Report on Photovoltaic and Wind Energy”,
International Science Panel on Renewable Energies,
ISPRE (2009), Paris.
[5] PVPS Report Snapshot of Global PV 1992-2013
Preliminary Trends Information from the IEA PVPS
Programme, 2013.
[6] http://www.epia.org/home
[7] Global Renewable Energy Report, 2014.
[8] 6094 sayılı YEK kanun ve bu kanun çerçevesinde
yayımlanan 28022 sayı ve 11 Ağustos 2011 tarihli
Bakanlık tebliği, Ankara, 2011.
[9] Demircan N., Alakavuk Z., Fotovoltaik Prensibiyle
Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimi, VII. Ulusal
Temiz Enerji Sempozyumu, 17-19 Aralık 2008,
İstanbul, UTES’ 2008.
[10] Altuntop, N., Erdemir, D., “Dünyada ve Türkiye’de
Güneş Enerjisi ile İlgili Gelişmeler,” Mühendis ve
Makina, cilt 54, sayı 639, s. 69-77, 2013.
SUMMARY
Energy necessity increases depending on the development
of technology. Our energy needs is depending on foreign
countries. Therefore, energy expenditures constitute a
sizable ratio of our budget. Because of this, renewable energy
sources have high potential in our country is becoming very
important. In addition, external conventional energy sources
which we depend on foreign countries pollute and threat
the environment. Therefore, it should encourage the use
of renewable energy sources and should be disseminated.
However, using the renewable energy sources possible
by could be considered new technologies, can be costly. A
good feasibility study, redeem the manufacturer from high
costs and increases the efficiency. Considered to be Turkey
is a developing country, day by day need for energy will be
increased. This need can be met by establishing different
types of power plants. To reduce dependence on foreign it
must pass the condition as energy-producing country. Wind
energy and solar energy must be taken seriously cause of
a renewable energy source. In recent years, the number of
solar field has been increasing in Turkey.
Turkey, owned by its geographical location has very good
condition compared to most countries in terms of solar
166
energy potential. The most solar energy field of Turkey is
South East Anatolia region and the Mediterranean region
and eastern Anatolia region followed. When examined
Figure 3, Solar energy potential of Eastern Anatolia is a very
good level compared to other regions of Turkey. After the
Mediterranean region and the Southeast Anatolia region,
Eastern Anatolia region is the most suitable in terms of
electricity generation with solar energy. As can be seen in
Table 2, the power of solar panel fields has an important
value, which agreed to establish in Malatya province.
Especially Arapgir district is an important district in terms
of solar energy, as seen in Figure 4. Given that Turkey is a
developing country day by day, it is inevitable that the
energy needed to increase continuously. Especially in terms
of solar energy, our country has a high solar energy potential
compared to other countries. However, developed European
Union countries which have less potential of solar energy
from Turkey, benefit from solar energy more than Turkey.
According to the meteorological information received from
Malatya Meteorological office when the date 03.12.2014,
solar energy potential of Arapgir district is suitable for
investment in this area. Again according to the same data,
solar radiation and daily temperature values are above
average for the installation of solar power plants. As can
be seen in figure 3, the solar energy potential of Malatya
is 1700 kWh / m² per year. An important part of this value
belongs to the Arapgir district.
Keywords: Solar energy, Arapgir district, Electric
Syngas Cleanup
Turgay KAR Department of Chemistry
Sedat KELEŞ Department of Chemistry
ABSTRACT
Biomass gasification can be used to effectively convert a
very heterogeneous material into a consistent gaseous fuel
intermediate that can be used reliably for heating, industrial
process applications. Syngas cleanup is a general term for
removing the unwanted impurities from biomass gasification
product gas and generally involves an integrated, multistep
approach that depends on the and use of product gas. Gasphase impurities in syngas include NH3, HCN, other nitrogencontaining gases, H2S, other sulfur gases, HCI, alkali metals,
organic hydrocarbons (including tar) and particulates.
1. INTRODUCTION
Biomass gasification can be used to effectively convert a
very heterogeneous material into a consistent gaseous
fuel intermediate that can be used reliably for heating,
industrial process applications, electricity generation, and
liquid fuels production. Biomass gasification is a complex
thermochemical process that consists of a number of
elementary chemical reactions, beginning with the
thermal decomposition of a lignocellulosic fuel, followed
by partial oxidation of the fuel with a gasifying agent,
usually air, oxygen, or steam[1]. The volatile matter that is
released as the biomass fuel is heated partially oxidizes to
yield the combustion products H2O and CO2, plus to heat
to continue the endothermic gasification process. Water
vaporizes and biomass pyrolysis continues as the fuel is
heated. Thermal decomposition and partial oxidation
of the pyrolysis vapors occur at high temperatures and
yield a product gas composed of CO, CO2, H2O, H2, CH4,
other gaseous hydrocarbons (including oxygenated
hydrocarbons from some process), tars, char, volatile
inorganic constituents, and ash. A generalized reaction
describing biomass gasification is as follows:
The actual amount of CO2, CO, H2O, H2, tars and
hydrocarbons depends on the partial oxidation of the
volatile products:
The char yield in a gasificatin process can be optimized to
maximize carbon conversion, or the char can be thermally
oxidized to provide heat for the process. Char is partially
oxidized or gasified according to the following reactions:
The gasification product gas composition, particularly
the H2/CO ratio, can be further adjusted by reforming and
shift chemistry. Additional hydrogen is formed when CO
reacts with excess water vapor according to the water-gas
shift (WGS) reaction:
Reforming the light hydrocarbons and tars formed
during biomass gasification also produces hydrogen.
Steam reforming and so-called ‘’dry’’ or CO2 reforming
ocur according to the following reactions anda re usually
promoted by the use of catalysts:
The actual composition of the biomass gasification
product gas depends heavily on te gasification process,
the gasifying agent, and the feedstock composition[2][3].
2. SYNGAS CLEANUP AND CONDITIONING
Contaminants removed from syngas generally include
particulate matter, condensable hydrocarbons (i.e. tars),
sulfur compounds, nitrogen compounds, alkali metals
(primarily potassium and sodium), and hydrogen chloride
(HCl). Carbon dioxide (CO2) is also removed in various
industrial applications concerned with acid gases or
carbon sequestration, but it is not considered in this
167
review. Contaminant levels vary greatly and are heavily
influenced by the feedstock impurities and the syngas
generation methods (see Table 1). The level of cleaning
that is required may also vary substantially depending on
the end-use technology and/or emission standards (see
Table 2)[4].
2.1. Particulates
Particulate matter in gasification product gas streams
originates from several sources, depending on the
reactor types, feedstock, and process conditions. Particle
carryover from fluidized-bed reactors consists of attrited
bed material and char that becomes entrained in the gas
flow. The particle size distrubution of this particulate
matter is a function of the initial size of the bed material.
The char tends to be more friable and less dense than
the bed material and typically has a smaller particle size
distrubition. The smallest particles exiting a gasifier tend
to be alkali vapor condensation aerosols. The concentration
of these particles is a strong function of the ash content
and ash chemistry of the feedstock[5].
Particle matter elutriated from a gasifier range in size
from less than 1 mm to over 100 mm, and can vary widely
in composition depending on the feedstock and process.
Inorganic compounds and residual solid carbon from
the gasification of biomass constitutes the bulk of the
particulate matter, although bed material or catalysts can
also be elutriated. The inorganic content includes alkali
metals (potassium and sodium); alkaline earth metals
(mostly calcium); silica (SiO2); and other metals such as
iron and magnesium. Minor constituents present in trace
amounts are primarily derived from solid fossil carbon
feedstocks and include arsenic, selenium, antimony, zinc,
and lead. Many syngas applications require greater than
99% particulate removal (all particulate matter discussions
are provided on a mass basis unless stated otherwise).
Even direct combustion processes, which are relatively
tolerant of particulate matter, usually demand particulate
reduction to concentrations below 50 mg m3. Common
issues with particulate matter are fouling, corrosion and
erosion, which cause efficiency and safety concerns if they
are not addressed. These have been studied extensively,
with a heavy focus on the erosion on turbine blades, in
both pressurized fluidized bed combustors (PFBC) and
integrated gasification combined cycle (IGCC) power
facilities[6].
Several Technologies have been developed and are
commercially available for particulate removal from high
temperature gas streams. Choosing the most appropriate
technology for biomass gasification applications depends
on the desired particle separation efficiency for expected
particle size distrubution to achieve the ultimate
particulate loading based on the end use of the syngas.
168
Table 1. Common Feedstock Impurity Levels[4]
Pressure drop through the particle removal unit operation
and thermal integration are also key design parameters to
be considered. Tars produced during biomass gasification
also have a significant impact on particulate removal
straegies. Operating temperatures of most particulate
removal devices should be above the tar dewpoint to avoid
tar condensation and prevent the particulate matter from
becoming sticky and agglomerating[5].
Table 2. Typical Syngas Applications and Associated
Cleaning Requirements[4]
Barrier filters are another technology option for hightemperature particulate removal. Filter housing design
and filter media selection are keys for optimizing particle
capture for removing the sensible heat from the product
gases. Heat loss from wet scrubbing systems can adversely
affect the energy efficiency of the owerall process. On
the other and, for indirect gasification systems, the
excess steam that is used as the gasifying agents needs
to be quenched and recovered. Wet scrubbing systems
are inevitable in indirect gasification systems to remove
excess water vapor prior to compression and downstream
syngas utilization[5].
2.2. Sulfur
Oxides of many metals in the periodic table and,
specifically, the transition metals will react with H2S
as described by MeO +H2S MeS +H2O, where MeO
represents a metal oxide and MeS represents a metal
sulfide, effectively reducing the H2S concentrations in the
syngas[6]. The minimum H2S concentration in the treated
syngas is determined by the equilibrium concentration
based on the syngas composition and metal oxide.
Reaction kinetics determine how rapidly the H2S reacts to
reach this equilibrium concentration ZnO possesses one
of the highest thermodynamic efficiencies for H2S removal
and the most favorable reaction kinetics off all the active
oxide materials withi the 149 to 371 0C temperature range.
ZnO-based materials are typically regenerated using
oxygen and nitrogen mixtures according to the reaction
ZnS + 1,5 O2 ZnO+SO2. The concentration of the SO2in
the regeneration off-gas depends on the sorbent and
reactor configuration. The possible SO2 concentration
ranges from about 1 to %14 by volume, depending upon
the O2 concentration used in regeneration inlet gas. This
SO2 off-gas must be further treated to produce a sulfiric
acid product in either a Claus plant or in RTI’s direct sulfur
recovery process.
Sulfur contaminants occur mostly as hydrogen sulfide
(H2S) with lesser amounts of carbonyl sulfide (COS). Sulfur
contaminants like H2S may range in concentration from
0.1 mL L-1 to more than 30 mL L L-1 depending on the
feedstock[7]. Biomass has significantly less sulfur than
coal. It usually contains only 0.1 g kg-1 to 0.5 g kg-1 sulfur
compared to as much as 50 g kg-1 sulfur compounds for
some coal-derived syngas[8]. Sulfur compounds corrode
metal surfaces[9]. If syngas is burned, sulfur contaminants
are oxidized to sulfur dioxide (SO2), a regulated pollutant.
Even small amounts of sulfur can eventually poison
catalysts used to clean or upgrade syngas[10]. Sulfur
removal to parts per billion levels is often requiredin order
to avoid these kinds of detrimental effects (as noted in
Table 2). More than 30 gas cleanup technologies have
been developed for removing sulfur compounds and other
so called acid gases (including CO2)[9]. These include both
dry and liquidbased processes that cover a temperature
range from sub-zero to several hundred degrees Celsius.
Physical and chemical removal processes exist, many
of which can yield elemental sulfur or sulfuric acid as a
useful byproduct. Recent hot gas removal research focuses
on the use of dry sorbents.
Table 3. Various ZnO-Based Desulfurization Sorbents
Available Commercially[5]
2.3. Ammonia Decomposition and HCN Removal
A wide variety of metals and metal oxides/carbides/
nitrides can catalyze the decomposition of ammonia.
Group VIII metals seem to be active mainly in the metalic
state[5]. Even though reaction is noted for oxides of group
VIII metals, in a reducing athmosphere of gases containing
H2 or CO, the metal oxide is likely reduced, creating a
metallic surface. Activity for ammonia decomposition
on smooth metal surfaces has been reported to fall in
the following order: Co>Ni>Cu>Zr[5]. Most nitrogen
(N) contaminants in syngas occur as ammonia (NH3)
with smaller amounts of hydrogen cyanide (HCN). The
pyrolysis stage of gasification and combustion releases
nitrogen from protein structures or heterocyclic aromatic
compounds in the feedstock[11]. The amount of NH3 and
HCN released is heavily dependent on intrinsic properties
(N content, functionalities) and physical properties
(particle size) as well as process conditions. Ammonia is
typically the dominant form of nitrogen contaminants
by at least an order of magnitude. It can be formed
directly from biomass in primary reactions or from HCN
in secondary gas phase reactions. As the temperature
increases from feedstock conversion, secondary reactions
increase HCN concentration as well as NH3. However
increased availability of H2 and residence time will convert
the HCN to NH3. Given sufficient temperature and time, N2
is the predominant equilibrium product, but this is rarely
attained in practice[4].
2.4. Alkails and Heavy Metals
Compared with sulfur, chlorine, ammonia, and particulate
matter, Technologies for removing mercury, arsenic,
selenium, and cadmium from coal-derived syngas are
not advanced. Avalaible commercial Technologies for
removing trace metals are limited to mercury and arsenic.
Mercury control Technologies for the natural gas industry
were developed to limit metallurgical failures resulting
from the formation of amalgams with aliminium and
other metals during gas processing[5]. Alkali in feedstock
is both reactive and volatile. Some reactions of alkali
with other ash components of biomass yield non-volatile
compounds that remain as bottom ash in the gasifier.
However, some alkali compounds melt or even vaporize
above 600 °C and can leave the reactor as aerosols and
vapors, respectively. Alkali compounds transportedout of
the reactor, usually in the form of chlorides, hydroxides,
and sulfates, can cause substantial fouling and corrosion
in downstream processes. Biomass is not the only
source of alkali metal contaminants in gasificationbased systems. Some catalysts used to remove syngas
contaminants or alter the syngas composition incorporate
alkali-based catalysts and transition metal promoters,
such as cobalt, molybdenum, rubidium, cesium, and
lithium. Along with potassium and sodium from the
biomass, these metals vaporize in high temperature
sections of the system and condense in cooler sections
where they can cause corrosion or ash fouling. Removing
alkali metal contaminants is important to avoid sintering
169
and slagging of ash in boilers and hot corrosion in
gasification power systems. Catalysts are also extremely
sensitive to alkali contents and can be easily poisoned by
the alkali levels found in biomass. Alkali must sometimes
be reduced from as high as a few grams per kilogram to as
little as a few micrograms per kilogram[4].
2.5. Chlorides
For bulk removal of HCI vapor, different sorbent
materials and processes have been studied and different
Technologies are being developd. In the two-stage
Ultra Clean Process, different sorbents, like synthetic
dawsonite, nahcolite and trona have been tested. The HCI
exit concenration from their stage 1 polishing at 449 0C
was below 3 ppm. Trona was to be the best sorbent for
HCI[5]. Evaluated several alkali minerals for removal of HCI
from hot syngas atmospheric pressure in the temperature
range 550-650 0C. All of the sorbents reacted rapidly
with the HCI and reduced its concentration to about 1
ppm. Raw syngas may contain up to several milliliters
of chloride for every liter of syngas. Despite its relatively
low concentration compared to other contaminants, it
can create serious materials problems. Chlorine levels
as low as 20 mL L-1 will cause performance loss in nickel
anodes of molten carbonate and solid oxide fuel cells[12].
Substantial hot corrosion of gas turbine blades can occur
with concentrations of chlorine and alkali as low as 0.024
µL L-1 [13][14]. Reactions can also occur between HCl and
other contaminant species in the gas phase, which creates
more compounds such as ammonium chloride (NH4Cl)
and sodium chloride (NaCl). These compounds can cause
fouling and create deposits when they condense in cooler
downstream piping and equipment. Chlorides have
also caused poisoning of catalysts used for ammonia,
methanol and other chemical syntheses.
2.6. Tars
Tar removal, conversion, or destruction is seen as one of the
greatest technical challenges to overcome for the successful
development of commercial advanced biomass gasification
Technologies[15]. Tars can condense in exit pipes and
on particulate filters, leading to blockages and clogged
filters. Tars also have varied impacts on other downstream
processes. Tars can clog fuel lines and injectors in internal
combustion engines. Luminous cmbustion and erosion
from soot formation can ocur in pressrized combinedcycle systems where the product gases are burned in
a gas turbine. The product gas from an atmospheric –
pressure gasification process needs to be compressed
before it is burned in a gas turbine, and tars can condense
in the compressor or in the trasfer lines as the product
gas cools[5]. Chemical equilibrium predicts the absence
of tarry compounds under conditions of gasification. In
practice however, there is always some tar (condensable
organic compounds) in the product gas, which decreases
170
as gasification temperature increases[16]. However, even
at relatively modest gasification temperatures, tar is not
expected if chemical equilibrium was attained. Thermal
cracking, catalytic cracking, and non-thermal plasmas
attempt to more closely approach chemical equilibrium
by increasing reaction rates of tar decomposition. Physical
separation of tars, on the other hand, cools the product gas
to condense vapors as liquids, which are then removed by
purely physical means. These methods are applied in both
primary (in-situ) and secondary (post-gasifier) environments
for tar removal, depending on the type of gasifier and the
intended application of the product gas. Primary cleanup
measures are limited to thermal and catalytic cracking, and
use approaches such as high temperatures, oxygen feed in
lieu of air, or different bed materials. Gasifiers using these
methods may achieve tar concentrations as low as 50 mg
m3, which is sufficient for robust applications like direct
combustion[17][18]. Secondary cleanup downstream
of the gasifier employ one of four basic methods. These
methods are capable of removing tar to undetectable levels,
which is necessary for more stringent application such as
fuel cells or catalytic conversion processes. The end-use of
the gas stream is also an important consideration when
deciding which cleanup method to utilize. Applications
such as combustion may benefit from methods that
convert tar to other compounds rather than remove them
from the gas stream. Converting tars may only provide
moderate tar reduction, but it maintains the heating value
of the gas stream by retaining the carbon and hydrogen
compounds. Applications such as synthetic fuel production
may require more stringent removal than may be feasible
with conversion. Conversion methods may also alter the
gas composition (such as increased carbon dioxide), which
can also negatively affect fuel synthesis applications. These
applications may therefore favor physical removal methods
that sacrifice tars in favor of gas stream purity[4].
3. CONCLUSION
The technical challenges that need to be overcome to
enable the commercial deployment of biomass gasification
Technologies for power, fuels and chemical production.
The high costs of biomass conversion Technologies also
makes economic feasibility a significant challenge for
commercial deployment.
Syngas contains a variety of contaminants produced from
impurities present in the feed material gasified. Syngas
produced from biomass contains acid gases including
HCl, HCN, and H2S. It also contains NH3 and COS. All of
these components must be removed to avoid poisoning of
catalysts used in downstream upgrading processes.
Syngas made from biomass contains much larger
amounts of CO2 than syngas derived from natural gas
or other high heating value feedstock. The CO2 content
of the syngas produced from biomass depends on the
thermal efficiency and operating conditions of the gasifier
and can be as much as 40 vol%. As CO2 content increases,
so does the COS content of the syngas produced due to
equilibrium of the reaction:
HS + CO2
COS + H2O
High CO2 content makes it more difficult and costly to
remove other contaminants. Acid gases are typically removed
contacting with water. Carbon dioxide is also removed by
this process. The extent of removal depends on the pH of the
water and the relative amount of water and syngas.
Physical absorption methods are also effective means to
remove CO2, COS, and H2S from syngas. These systems use
amines or methanol as the absorbent. The choice depends
on the availability or cost of process steam compared to
refrigeration, respectively. These systems are parasitic in
nature, and comprise the bulk of the cost associated with
syngas cleanup. The high CO2 content of syngas produced
from biomass further increases the demand on these systems.
Syngas produced from biomass can also contain significant
amounts of tar and soot, especially when produced at low
gasifier temperatures (ca. <650 C). Syngas from these
systems also contains considerable amounts of light
hydrocarbons, including aromatic species. The aromatic
components must be removed to prevent poisoning of
downstream adsorbents in guard beds used to protect
catalysts in the upgrading processes.
SynGas Technology’s gasifier technology has been developed
to maximize CO selectivity and minimize CO2 yield. Our
proprietary gasifier design also reduces the amount of tar
and soot in syngas derived from biomass. These benefits
of syngas process technology over competing technology
reduce the cost of syngas cleanup and contribute
improvement of overall bio refinery economics.
REFERENCES
[1] Tabatabaieraissi A. and Trezek G.J., (1987), Parameters
governing biomass gasification. İndustrial &
Engineering Chemistry Research, 26 (2), 221-228.
[2] Beenackers A.A.C.M. and Van Swaaij W.P.M.,
(1984), Gasification of biomass, a state of theart
review, in Thermochemical Proccessing of Biomass,
(ed. A.V Bridgewater), Butterworths, London, pp. 91-136.
[3] Hos J.J. and Groeneveld M.J., (1987), Biomass
gasification, in Biomass, (eds D. O. Hall and R. P.
Overend), John Wiley & Sons, Ltd, Chichester,
pp. 237-255.
[4] Patrick J. Woolcock, Brown, Robert C., A review
of cleaning technologies for biomass-derived
syngas. Biomass and Bioenergy 52 (2013) 54 -84
[5] Brown, Robert C. (2011). Thermochemical Processing
of Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and
Power. USA: Wiley A John Wiley and Sons, Ltd, Publication.
[6] Gangwal S.K., Harkins S.M., Woods M.C. et al., (1989),
Bench-scale testing of high temperature
desulfurization sorbents. Environmental Progress,
8 (4), 265-269.
[7] Gupta R.P., Turk B.S., Portzer, J.W., and Cicero D.C.
(2001) Desulfurization of syngas in a transport
reactor. Environmental Progress, 20, (3), 187-195.
[8] Stevens D., Hot gas conditioning: recent progress with
larger-scale biomass systems. NREL subcontractor report; 2001, 103 pp. Report No.: NREL/SR-510-
29952.
[9] Lovell R., Dylewski S., Peterson C., Control of sulfur
emissions from oil shale retorts. Cincinnati Ohio
1981. 190 pp. Report No.: EPA 600/7-82-016.
[10] Dou B.L., Zhang M.C., Gao J.S., Shen W.Q., Sha X.Z.,
Hightemperature removal of NH3, organic sulfur,
HCl, and tar component from coal-derived gas, Ind
Eng Chem R 2002; 41(17): 4195e200.
[11] Hansson K.M., Samuelsson J., Tullin C., Amand L.E.,
Formation of HNCO, HCN, and NH3 from the pyrolysis of bark and nitrogen-containing model
compounds, Combust Flame 2004; 137(3): 265e77.
[12] Trembly J.P., Gemmen R.S., Bayless D.J., The effect
of coal syngas containing HCl on the performance
of solid oxide fuel cells: investigations into the
effect of operational temperature and HCl
concentration, J Power Sourc 2007; 169(2): 347e54.
[13] Dou B.L., Pan W.G., Ren J.X., Chen B.B., Hwang J.H.,
Yu T.U., Single and combined removal of HCl and
alkali metal vapor from high-temperature gas by
solid sorbents, Energy Fuel 2007; 21(2): 1019e23.
[14] Turn S.Q., Chemical equilibrium prediction of
potassium, sodium, and chlorine concentrations in the product gas from biomass gasification, Ind Eng
Chem Res 2007; 46(26): 8928e37.
[15] Milne T.A., Abatzoglou N., and Evans R.J., (1998), Biomass gasifier tars: their natüre, formation,
and conversion, National Renewable Energy
Laboratory, Golden, CO, p. 202.
[16] Higman C., Burgt Mvd., Gasification, 2nd ed., vol.
xvi. Amsterdam, Boston: Gulf Professional Pub./
Elsevier Science; 2008. 435 pp.
[17] Ahrenfeldt J., Henriksen U., Jensen T.K., Gobel B.,
Wiese L., Kather A., et al. Validation of a continuous
combined heat and power (CHP) operation of a two
stage biomass gasifier, Energy Fuel 2006; 20(6): 2672e80.
[18] Brandt P., Larsen E., Henriksen U., High tar reduction
in a two-stage gasifier, Energy Fuel 2000; 14(4): 816e9.
171
Bubbling Fluidized Bed and Circulating Fluidized Bed (CFB)
Turgay KAR Department of Chemistry, Karadeniz Technical University
Sedat KELEŞ Department of Chemistry, Karadeniz Technical University
Ali BAHADIR Vocational School, Gumushane University
Kamil KAYGUSUZ
Department of Chemistry, Karadeniz Technical University
ABSTRACT
Pyrolysis is a thermochemical technique that converts
biomass solid, liquid and gaseous fractions at moderate
temperature and in absence of oxygen. During the 1980s,
research was focused on the development of special
reactors, such as the bubbling fluid-bed reactor and
circulating fluid-bed reactor. In bubbling fluid bed reactor
gas is injected vertically upward through a bed of granular
material, such as sand, at sufficient velocity to cause
a violent mixing of gas and solid into an emulsion that
resembles a fluid. Fluidized beds are characterized by high
heat and mass transfer rates between gas and particles
and objects immersed in the bed. Circulating fluidized
beds differ from bubbling fluidized beds in the amount
of gas used to fludize the bed. İn circulating beds this gas
flow is intentionally set high enough to transport particles
out of the bed which are recovered by gas cyclones and
returned to the fluidized bed.
1. INTRODUCTION
Biomass is widely considered to be a major potential
and renewable energy for the future. As a renewable
energy source, biomass can either be used directly
through combustion to produce heat or indirectly after
converting it to various forms of biofuel. Utilizing the
food-based resource for fuel production aggravates food
shortage problem[1]. Conversion of biomass into biofuel
can be achieved by different methods which are broadly
classified into thermal, chemical and biochemical
methods. In particular, fast pyrolysis method becomes
a promising option for the thermo-chemical conversion
of lignocellulosic biomass into liquid fuels[2], because
this method can increase the yield of condensable gases
and liquid oil quality comparing with other conversion
techniques[3]. Pyrolysis is the simplest technique to
convert lignocellulosic materials into another class of
chemicals. Pyrolysis technique has received interest sine
the process conditions can be optimized to maximize
the yield. The proportions of liquid, char and gas
172
depend greatly on the pyrolysis techniques. Depending
on the operating conditions, the pyrolysis process
can be divided into three sub classes: conventional
slow pyrolysis, fast pyrolysis and flash pyrolysis. Slow
pyrolysis processes are performed at a low heating
rate and at long residence time. The longer residence
time of biomass feed can cause secondary cracking of
the primary products reducing yield and will affect the
bio-oil properties. At present, the preferred technology
for production of oily products from wastes is fast or
flash pyrolysis at high temperatures with very short
residence time[4]. The conversion of biomass into bio-oil
involves a fast pyrolysis process. Fast pyrolysis is a high
temperature process in which biomass is rapidly heated
in the temperature range of around 400–550°C under
the anoxia condition where the biomass decomposes
instantly to generate vapors, aerosols and some
charcoal-like char[5]. The bio-oil is then obtained from
the pyrolysis process and can be further processed to
high-grade carbon powders for industry applications[6].
With continuous development of pyrolysis technology,
a number of reactor designs have been explored to
optimize the pyrolysis performance and to produce
high-quality bio oil. The fixed bed pyrolysis consists of
a reactor with a gas cooling and cleaning system. The
technology is simple, reliable and proven for fuels[7],
but tar removal is the major problem. Municipal solid
wastes were pyrolysed for bio oil and 54 % of oil was
obtained on fixed bed[8]. Fluidized bed technology is
one of the most efficient and economic methods of
actualizing flash pyrolysis of lignocellulosic biomass as
they offer rapid heat transfer, good control and suitable
vapor residence time. The higher contact surface area
achieved between fluid and solid per unit bed volume
enhance good thermal transport inside the system
yields higher liquid products[9]. Circulating fluidized
bed reactors is more suitable to achieve higher yield of
bio-oil and it is more suitable for very large throughputs,
even though the hydrodynamics are more complex[10].
2. TYPES OF FLUIDIZED BEDS
So far, fluidized beds have found limited applications
in coal gasification because of their low carbon
conversion efficiency which is resulted from their
relatively low bed temperatures (800–1000 °C)
[11]. However, fluidized beds are promising for
lignocellulosic biomass due to their lower gasification
temperature compared to that of coal. Also, most of
problems involved in fixed beds and updraft moving
bed gasifiers have been obviated in fluidized beds.
Therefore, lots of current development activities on
large scale biomass gasification have been devoted to
fluidized bed technologies. Various types of fluidized
bed have been explored in the biomass gasification
process. Bubbling fluidized beds (BFB) and circulating
fluidized beds (CFB) are two major types implemented
for this purpose[11][12].
Significant environmental benefits are achieved with BFB
technology:
2.1. Bubling Fluidized Bed
Bubbling fluidized bed gasification is the simplest and
probably the most cost-effective concept for continuous
biomass gasification. BFBs are flexible to a wide
variety of biomass with various particle sizes including
pulverized biomass. They provide a high rate of heat
transfer between bed materials and fuel and exhibit a
nearly uniform temperature distribution throughout
the reactor. They are also able to generate a uniform
producer gas with low content of tar and unconverted
carbon [13][14]. BFBs have been extensively applied for
biomass gasification and various researches have been
conducted in this field.
Particulate
Due to improved carbon burnout compared with
a stoker boiler, the potential for fires in back-end
environmental equipment is significantly reduced.
This allows for the use of a baghouse to meet lower
particulate requirements.
Involvement with fluid-bed technology began in the
1950s with the first combustor at its state-of-theart research center in Alliance, Ohio. Now, with an
experience base of more than 30 BFB units, these
facilities are helping the world realize the promise of
clean energy from a wide variety of fuels. Bubbling
fluidized-bed boilers can burn a wide range of lowcost opportunity fuels. The ability to utilize various
fuel sources and types provides owners with the
flexibility to take advantage of changing cost and
availability BFB boiler is designed with a very large
operating window to allow a wide range of fuels
to be burned, separately or in combination. This is
necessary because fuel properties vary widely. For
example, biomass fuels have a wide range of moisture
and heating values depending upon their source and
the time of year. Some BFB boilers are designed with
a high degree of flexibility to facilitate air movement
between the bubbling bed and the overfire air system,
to vary the gas recirculation volumes, and to adjust
the fuel delivery to the bed. This operational flexibility
allows owners to burn cheaper opportunity fuels and
control fuel costs.
NOX
Due to the low temperature sub-stoichiometric
combustion processes that occur in the bubbling bed, the
generation of nitrogen oxides (NOX) is inherently lower
than that of a stoker-fired boiler. Because of good carbon
burnout, a selective catalytic reduction (SCR) system can
cost-effectively be located before dust removal equipment
to further reduce NOX.
CO and VOCs
Due to the intimate contact between the bed material and
the fuel, improved fuel burnout occurs. This results in very
low carbon monoxide (CO) and volatile organic compound
(VOC) emissions.
Figure 1. Principle of Bubbling Fluidize-Bed Pyrolysis.
2.2. Circulating Fluidized Bed
Circulating fluidized beds (CFBs) differ from bubbling
fluidized beds in the amount of gas used to fluidize the
bed. In circulating beds this gas flow is intentionally
set high enough to transport particles out of the bed,
which are recovered by gas cyclones and returned to
the fluidized bed. Altough this allows implementation
of directly heating the fluidization media, the system is
173
more complicated to design and operate than a bubbling
fluidized-bed reactor.
Figure 2. Principle of Circulating Fluidize-Bed Pyrolysis.
The first CFB process was developed at the University of
Western Ontario in thelate 1970s and early 1980s. Biomass
could be converted to bio-oil yields over 70 wt%. Biomass
is screwed into the riser section of the CFB reactor, where
rapid mixing of bed material (sand) and biomass takes
place. Both char and sand are entrained in the gas flow,
with heat transfer and pyrolysis occuring in the rising gas
flow. At the exit of the riser, a gas cyclone seperates the
char and sand from the gas flow. The particulate matter
enters a combustion chamber where the char is burned in
air, heating the bed media, which is returned to the bottom
of the riser. The gas flow passes to an oil recovery system,
which ses a combination of devices to remove pyrolysis
vapors and aerosols from the noncondensable gases.
The Canadian Company Ensyn Technologies Inc(ETI)
developed industrial applications for their rapid thermal
processing (RTP) technology. Commercialization was
enabled through the granting in 1990 of an exclusive
license to Red Arrow Food Products Company Ltd of
Wisconsin for production of liquid smoke and browning
agents for thefood industry. By 1996, there were four
RTPTM plants in commercial operation. In 2001, an RTPTM
biomass refining plant was built and commissioned to
produce annually over 1800 tons of natural resin products
from the existing bio-oil plants. In 2002, Ensyn increased
its total capacity to 100 tons/day by taking into operation
another RTPTM plant. A sixth commercial RTPTM biomass
plant, designed to produce specialty chemical products
was built and put into service in 2003. Ensyn’s largest
RTPTM biomass refinery is established in Renfrew, Ontario,
converting up to 200 tons of wood per day into natural
174
resin products, co polymers, other chemicals, liquid fuel,
and green electricity. A photograph of an Ensyn plant is
found in Freel[15]. Ensyn recently went into a joint venture
with UOP, under the name Envergent Technologies LCC, to
commercialize the pyrolysis technology for fuel substition
and electricity generation [16].Another joint venture
has been established by Finnish companies Metso and
UPM to develop bio-oil production in combination with
(existing) CFB biomass combustion units. The technology
is based on the integration of conventional biomassbased fluidized-bed boilers with a (nondisclosed) pyrolysis
reactor (in cooperation with VTT). The pyrolsis unit utilizes
the circulating hot sand from the boiler as a heat source.
The first prduction was accomplished at Metso’s test
unit in Tampere (Finland) in 2010. Like bubbling fluidized
beds CFB technology is relatively well developed[17], but
a number of opreational problems remain. These include
erosion of reactor internals and relatively complicated
operation, especially the movement of hot solids from one
reactor to another. These problems have been solved by
the chemical industry in the development of fluid catalytic
cracking, which employs a similar circulating solids system.
The challenge for fast pyrolysis is sufficiently cleaning the
noncondensable gases from fast pyrolysis to allow them
to be reheated and compressed. Finally, for realizing the
rather low solids hold up in riser systems at solid fluxes of
100-200 kg/(m2s), the gas flow rate in the riser should be
high, in order of 1000 m3/h(tons/h biomass).
The circulating fluidized bed have some advantage and
limitations:
Wet flue gas desulfurization (Wet FGD) has typically been
used to capture the pollutants gas. However, this machinery
is expensive, hard to maintained and takes a lot of space in
power plant. Wet FGD uses lot of water, however only marginal
metals like mercury and acid gases such as HCl, HF, SO2 and
SO3 can be captured[18]. The new technology of circulating
fluidized bed scrubber (CFBS) was introduced circa 1984. The
turbulator wall design will ensure a perfect mixing and the
ability to capture various pollutants. The used of alloy metals
had been replaced with a carbon steel design, reducing the
installation cost. It also comes in a compact size thus the
capital costs could be reduced. The water usage can also be
reduced with the design of plug-free water spray nozzles[19].
The CFBS can undergo a self-cleaning process, reducing the
cost of maintenance. The operating temperature is lower
thus the production of the nitrogen oxides, a contributor to
smog, is lower[20]. Despite of all the advantages, the CFBS is
limited to 400 MW per unit. The limestone used in the CFBS
is expensive and must be kept either in a concrete or steel
silo rather than a pile[20]. Besides that, this machinery also
produces a by-product, for instance CaCl that do not have
many uses due to its properties[20]. Another type of CFB is
circulating fluidized bed gasification (CFBG), which is more
preferable compared to other type of gasifiers. CFBG has a
high mass and heat transfer rate as well as high efficient
gas-solid contacting. At low operating temperature of
CFBG, a longer residence time of solid can be achieved
leading to a higher gasification yield.CFBG process is more
energy efficient as it is an endothermic process. Only the
required heat will be generated to maintain the process
at the optimum temperature.Practically, all the heat
produced will be utilized throughout all the processes,
as it is an adiabatic and isothermal process[21]. Even
though, the CFBG process is able to manage huge range
of fuels, high gasification yield cannot be achieved for the
fuels that are less reactive such as anthracite and pet coke
because of the low operating temperature. The flow is also
multiphase complex and every distinct particles need to
be scaled-up in a different way[22].
3. CONCLUSIONS
Biofuels and waste (RDF) are two of the fuel groups ideally
suited for our CFB technology. Our units can be designed
to fire 100% renewable energy fuels.
Concern about global warming is a key factor for developing
and implementing energy solutions today. CFBs can also
divert waste headed for land-fills and instead convert this
waste into valuable steam and electricity to support our
growing energy needs.
The features of circulating fluidized-bed boilers are
described below.
1) Compatibility with wide range of fuels. Conventional
boilers for power generation can use only fossil fuels,
such as high-grade coal, oil, and gas. The CFBC is also
capable of using low-grade coal, biomass, sludge, waste
plastics, and waste tires as fuel.
2) Low polluting NOxand SOx emissions are significantly
decreased without special environmental modifications.
In the case of fluidized-bed boilers, desulfurization is
carried out intrafurnace, using mainly limestone as
the fluidizing material. For denitration, PC boilers
operate at combustion temperatures from 1,400oC
to 1,500oC, whereas circulating fluidized-bed boilers
operate at lower temperatures, ranging from 850oC
to 900oC, thereby suppressing thermal NOx emissions as the generation of NOx is dependent upon the
combustion temperature. In addition, the operation
of circulating fluidized-bed boilers involves a two-stage
combustion process: the reducing combustion at the
fluidized-bed section, and the oxidizing combustion
at the freeboard section. Next, the unburned carbon
is collected by a high-temperature cyclone located at
the boiler exit to recycle to the boiler, thus increasing
the denitration efficiency.
3) High combustion efficiency Improved combustion
efficiency is attained through the use of a circulating
fluidization-mode combustion mechanism.
4) Space-saving, ease of maintenance Space saving
is attained because there is no need for separate
desulfurization, denitration, and fine-fuel crushing
units. Accordingly, trouble-spots are minimized, and
maintenance is simplified.
REFERENCES
[1] Martin M.A., (2010), First generation biofuels
compete, New Biotechnol 27:596–608.
[2] Brammer J.G., Lauer M., Bridgwater A.V., (2006),
Opportunities for biomass-derived “Biooil” in
European heat and power markets, Energy Policy
34:2871–2880.
[3] Meier D., Faix O., (1999), State of the art of applied
fast pyrolysis of lignocellulosic materials-a review,
Bioresour Technol 68:71–77.
[4] Raja S.A., Kennedy Z.R., Pillai BC., Lindon Robert Lee
C., (2010), Flash pyrolysis of jatropha oil cake in
electrically heated fluidized bed reactor, Energy
35:2819–2823.
[5] Onay O., Kockar O.M., (2003), Slow fast and flash
pyrolysis of rapeseed, Renew Energy 28:2417–2433.
[6] Park H.J., Park Y-K., Kim J.S., (2008), Influence of
reaction condition and the char separation system
on the production of bio-oil from radiata pine
sawdust by fast pyrolysis, Fuel Process Technol
89:797–802
[7] Chopra S., Jain A.K., (2007), A Review of fixed bed
gasification systems for biomass, Agric Eng Int 5:1–23
[8] Nurul Islam M., Rafiqul Alam Beg M., Rofiqul
Islam M., (2005), Pyrolytic oil from fixed bed pyrolysis
of municipal solid waste and its characterization,
Renew Energy 30:413–420.
[9] Lv PM., Xiong ZH., Chang J., Wu CZ., Chen Y., Zhu
JX., (2004), An experimental study on biomass air
steam gasification in a fluidized bed, Bioresour
Technol 95:95–101.
[10] Hamelinck C.N., van Hooijdonk G., Faaij APC., (2005),
Ethanol from lignocellulosic biomass: techno
economic performance in short-, middle- and long
term, Biomass Bioenergy 28:384 410.
[11] Basu P., Combustion and gasification in fluidized
beds, CRC Press; 2006.
[12] Bain R.L., An overview of biomass gasification,
In: 2004 AIChE spring national meeting, conference
proceedings, 2004. p. 547–52.
[13] Ciferno J., Marano J., Benchmarking biomass
gasification technologies for fuels, chemicals and
hydrogen production, US Dept of Energy; 2002.
[14] Bohlig J.W., Castella DR., Hobgood J., System and
method for integrated waste storage; 2009.
[15] Freel, B., (2002), Ensyn announces commissioning of
new biomass facility, PyNe Newstler 14.
[16] Kalnes T., Hopkins G., Renu M., and Shonnard D.,
(2009), Envergent presentation at the International
175
[17]
Conference on Thermochemical Conversion Science
(TC Biomass 2009 Chicago).
Bridgwater A.V. (ed) (1999) Fast pyrolysis of
Biomass: A Handbook, volume 1, CPL Press, Newbury
(ISBN 1-872691-07-02)
[18]
[19]
[20]
[21]
[22]
Hack H., Giglio R., and Garf R., 2013, Application of
Circulating Fluidized Bed Scrubbing Technology for
Multi-Pollutant Removal, pg 1-11.
Usman M., Circulating Fluidized Bed, University of
Engineering & Technology, Lahore.
Flue Gas Desulfurization Technology Evaluation Dry
Lime vs Wet Limestone FGD, Sargent and Lundy,
2007, Flue Gas Desulfurization Technology
Evaluation Dry Lime vs Wet Limestone FGD, pg. 1-57.
Giglio R. and Seshamani M., 2011, The Importance
of Fluidized Bed Gasification Technology, pg. 1-9.
Pugsley T. and Mahinpey N., 2010, A Review of
Fluidized Bed Gasification Tecnhology, pg. 1-24.
176
Fundamentals of Gasification
Turgay KAR Department of Chemistry
Sedat KELEŞ Department of Chemistry
Kamil KAYGUSUZ
ABSTRACT
Heating and drying is the first step of gasification,
transforming biomass moisture content from 20-50 wt% to
bone dry matter at about 300 ºC. As the biomass is heated,
moisture contained in the biomass is converted to steam,
which can react with biomass and volatiles released during
combustion given sufficient time and temperature. The
process of heating and drying begins on the outside surface
of a biomass particle and then progresses toward the center.
Rapid thermal decomposition of biomass in the absence of
oxygen is known as pyrolysis. Pyrolysis is followed by the gassolid reactions between the residual char and the oxygen and
steam admitted to the gasifier and gases and vapors released
during pyrolysis. The water –gas shift gas reaction is important
in increasing H2 content of syngas while the methanation
reaction can strongly influence the CH4 content of syngas.
1. INTRODUCTION
Rapid development of technology and industrialization
has faced mankind with two major concerns: depletion
of fossil energy resources and deterioration of the
environment. Fossil fuels are the most common energy
sources used in the world. It has been reported that over
80% of the energy consumption counts for fossil fuels[1].
However, there are some crucial problems associated
with such fuel sources. Fossil fuels emit significant
amount of pollutants such as CO2, NOx and SOx into the
atmosphere[2]. Combustion of fossil fuels produces large
amount of CO2 which is considered for its greenhouse
effect and promotion of global warming[1]. Besides,
energy consumption has increased 17-fold in the last
century and with the present rate of energy consumption,
it is estimated that the world’s oil reservoir will be
diminished by 2050. Meanwhile, the cost of fossil fuel is
globally increasing [2][3]. These issues remind us the need
to find alternative fuel resources which are renewable,
sustainable and count for eco-friendly fuels Biomass is
a renewable, storable and transportable energy source.
Biomass energy is neutral with respect to CO2 emission,
and can significantly alleviate the greenhouse effect
caused by fossil fuel consumption[4]. Biomass fuels
and residues can be converted to energy with some
physical and biological processes. In the thermochemical
conversion technologies, biomass gasification has
attracted the highest interest as it offers the best
combination of efficiency, product versatility and emission
compared to combustion and pyrolysis. Circulating
fluidized bed biomass gasifiers (CFBBGs) have been used
for converting biomass materials into energy because of
enhanced gasesolid contact, better temperature control,
large heat storage capacity, good degree of turbulence,
etc. Although CFB gasification is now undergoing rapid
commercialization for biomass [5][6], fundamental and
pilot studies are, nevertheless, still required for scale-up,
as well as for filling the gaps in better understanding the
underlying principles.
2. BIOMASS GASIFICATION
Gasification is partial thermal oxidation, which results in
a high proportion of gaseous products (CO2, water, carbon
monoxide, hydrogen and gaseous hydrocarbons), small
quantities of char (solid product), ash, and condensable
compounds (tars and oils). Steam, air or oxygen is supplied
to the reaction as an oxidising agent. The gas produced
can be standardised in its quality and is easier and more
versatile to use than the original biomass (e.g. it can
be used to power gas engines and gas turbines or as a
chemical feedstock for the production of liquid fuels).
Gasification adds value to low- or negative-value feedstock
by converting it into marketable fuels and products[7].
The chemistry of biomass gasification is quite complex.
Broadly speaking, the gasification process consists of the
following stages[8,11]:
• Drying. In this stage, the moisture content of the
biomass is reduced. Typically, the moisture content of
177
biomass ranges from 5% to 35%. Drying occurs at about
100–200 ºC with a reduction in the moisture content of
the biomass of <5%.
• Devolatilisation (pyrolysis). This is essentially the thermal decomposition of the biomass in the absence
of oxygen or air. In this process, the volatile matter in
the biomass is reduced. This results in the release of
hydrocarbon gases from the biomass, due to which the
biomass is reduced to solid charcoal. The hydrocarbon
gases can condense at a sufficiently low temperature to
generate liquid tars.
• Oxidation. This is a reaction between solid carbonized
biomass and oxygen in the air, resulting in formation
of CO2. Hydrogen present in the biomass is also oxidised
to generate water. A large amount of heat is released
with the oxidation of carbon and hydrogen. If oxygen is
present in substoichiometric quantities, partial
oxidation of carbon may occur, resulting in the
generation of carbon monoxide.
• Reduction. In the absence (or substoichiometric
presence) of oxygen, several reduction reactions occur in the 800–1000 ºC temperature range. These reactions
are mostly endothermic. The main reactions in this
category are as follows:
• Water–gas reaction:
• Bounded reaction:
• Shift reaction:
• Methane reaction:
Gasification reactor designs have been researched for
more than a century, which has resulted in the availability
of several designs at the small and large scales. They can
be classified several ways[12]:
• By gasification agent: Air-blown gasifiers, oxygen
gasifiers and steam gasifiers.
• By heat source: Auto-thermal or direct gasifiers (heat
is provided by partial combustion of biomass) and
allothermal or indirect gasifiers (heat is supplied by an
external source via a heat exchanger or an indirect
process).
• By gasifier pressure: Atmospheric or pressurised.
• By reactor design:
• Fixed-bed (updraft, downdraft, cross-draft and open core): The fixed-bed gasifier has a bed of solid fuel
particles through which the gasifying media and gas
178
either move up (updraft), move down (downdraft) or are
introduced from one side of the reactor and are released
from the other side on the same horizontal level (cross draft). It is the simplest type of gasifier, usually consisting
of a cylindrical space for fuel and gasifying media with
a fuel-feeding unit, an ash-removal unit and a gas exit.
In the fixed-bed gasifier, the fuel bed moves slowly
down the reactor as the gasification occurs. Fixed-bed
gasifiers are simple to construct and generally operate
with high carbon conversion, long solid residence time,
low gas velocity and low ash carry-over [13][14].
• Fluidised-bed (bubbling, circulating and twin-bed): The
gasifying agent is blown through a bed of solid particles
at a sufficient velocity to keep the particles in a state of
suspension. Fuel particles are introduced at the bottom
of the reactor, are very quickly mixed with the bed
material, and almost instantaneously are heated up to
the bed temperature. As a result of this treatment,
the fuel is pyrolysed very fast, resulting in a component
mix with a relatively large amount of gaseous materials.
Further gasification and tar-conversion reactions occur
in the gas phase. Twin-bed gasification uses two
fluidised-bed reactors. The biomass enters the first
reactor, where it is gasified with steam, and the
remaining char is transported to the second reactor,
where it is burnt with air to produce heat. The heat is
transported to the gasification reactor by the bed
material, normally sand. The flue gas and the product
gas have two separate exits.
• Entrained-flow: These gasifiers are commonly used for
coal because they can be slurry-fed in direct gasification
mode, which makes solid fuel feeding at high pressures
in expensive. These gasifiers are characterised by short
residence time, high temperatures, high pressures and
large capacities[15].
• Stage gasification with physical separation of pyrolysis,
oxidation and/or reduction zones.
Table 1 compares various types of biomass gasifiers. A
review of gasifier manufacturers in Europe, the United
States and Canada[16] identified 50 manufacturers
offering commercial gasification plants, of which 75%
were of the fixed-bed downdraft type, 20% were fluidisedbed systems, 2.5% were of the updraft type, and 2.5% were
of various other designs.
The performance of biomass gasifiers could be
characterised by several parameters. Here, we will
review two such parameters: producer-gas composition,
which directly influences the heating value of the gas,
and gasification efficiency. The composition of the
gas obtained from a gasifier depends ona number of
parameters, such as fuel composition, gasifying medium,
operating pressure, temperature, moisture content of the
fuels, mode of bringing the reactants into contact inside
Table1. Salient Features And Comparative Evaluation Of Different Designs Of Biomass Gasifiers[33][34][35]
the gasifier (gasifier design), etc., and this is why it is very
difficult to predict the exact composition of the gas from
a gasifier[17]. By way of example, Table 2 shows typical
gas composition data as obtained from commercial wood
downdraft gasifiers operated on low- to medium-moisturecontent fuels[18] and Table 3 shows typical producer-gas
composition and operating conditions for atmospheric
bubbling fluidised-bed gasifiers[19]. The oxidant or
gasifying agents can be air, pure O2, steam, CO2 or mixtures
thereof. Air, while a cheap and widely used gasifying agent,
contains a large amount of nitrogen, which lowers the
heating value of the syngas produced. If pure O2 is used
as the gasifying agent, the heating value of syngas will
increase but the operating costs will also increase due to
the O2 production costs. Partial combustion of biomass with
air or O2 can provide heat for drying the biomass, raising
the biomass temperature and driving the endothermic
gasification reactions, and generate water and CO2 for
further reduction reactions[20]. The heating value and H2
content of the syngas can be increased if steam is used as
the gasifying agent, in which case the heating value of the
product gas is about 10–15 MJ/Nm3 [21][22], compared
with 3–6 MJ/Nm3 for air gasification of biomass [23][24].
The use of CO2 as the gasifying agent is promising because
of its presence in the syngas. CO2 with a catalyst such as
Ni/Al can transform char, tar and CH4 into H2 and/ or CO,
thus increasing H2 and CO contents [25]. Pure steam or CO2
requires an indirect or external heat supply for endothermic
gasification reactions [26–29]. Alternatively, a mixture of
steam or CO2 and air or O2 can be used as the gasifying
agent, and the partial combustion of biomass with air/O2
provides the heat required for gasification [21][30-32].
Table 2.Typical Producer-Gas Composition From Commercial
Wood For Downdraft Gasifiers Operated On Low- To
Medium-Moisture-Content Fuels[18]
Table 3.Typical Producer-Gas Composition and Operating
Conditions For Atmospheric Bubbling Fluidised-Bed Gasifiers[19]
3. CONCLUSIONS
Researching alternative energy resources is so important.
Recently, considerable attentions have been paid to
biomass gasification technologies due to their potential
to convert biomass waste to bioenergy and biofuels.
So far, numerous researches have been conducted on
179
gasification of lignocellulosic biomass using various
operation parameters have been investigated to improve
the effectiveness of the gasification plants.
REFERENCES
[1] Escobar J., Lora E., Venturini O., Yanez E., Castillo E.,
Almazan O. Biofuels: environment, technology and
food security. Renew Sust Energy Rev 2009; 13:1275–87.
[2] Demirbas A., Progress and recent trends in biofuels,
Prog Energy Combust Sci 2007;33:1–18.
[3] Saxena R., Adhikari D., Goyal H., Biomass-based
energy fuel through biochemical routes: a review,
Renew Sust. Energy Rev. 2009;13:167–78.
[4] Chen P., Zhao ZL., Wu CZ., Zhu J., Chen Y., Biomass
gasification in circulating fluidized bed, In:
Circulating fluidized bed technology VIII, proceedings
of the international conference on circulating
fluidized beds, 8th, Hangzhou, China;2005. p. 507e14.
[5] Yin X-L., Wu C-Z., Zheng S-P., Chen Y., Design and
operation of a CFB gasification and power generation
system for rice husk, Biomass Bioenerg 2002; 23:181e7.
[6] Wu C., Yin X., Ma L., Zhou Z., Chen H., Design and
operation of a 5.5 MWe biomass integrated
gasification combined cycle demonstration plant,
Energy Fuel 2008;22:4259-64.
[7] Puig M., Carles Bruno J., Coronas A., Review and
analysis of biomass gasification models, Renewable
and Sustainable Energy Reviews 14 (2010) 2841–2851.
[8] McKendry P., Energy production from biomass (part 1):
overview of biomass, Bioresour Technol 2002;83:37–46.
[9] McKendry P., Energy production from biomass (part 3):
gasification technologies, Bioresour Technol
2002;83:55–63.
[10]Li X., Biomass gasification in circulating fluidized bed,
PhD dissertation. Vancouver, Canada: University of
British Columbia;2002.
[11]Kishore VVN, editor, Renewable energy engineering &
technology: a knowledge compendium, New Delhi:
TERI Press; 2008.
[12]Rauch R., Biomass gasification to produce synthesis
gas for fuels and chemicals, report made for IEA
Bioenergy Agreement, Task 33: Thermal Gasification
of Biomass; 2003.
[13]Carlos L., High temperature air/steam gasification of
biomass in an updraft fixed bed type gasifier, PhD
thesis, Stockholm, Sweden: Royal Institute of
Technology, Energy Furnace and Technology;2005.
[14]Reed TB., Das A., Handbook of biomass downdraft
gasifier engine systems, Colorado: Solar Energy
Research Institute; 1988.
[15]Knoef HAM., Handbook biomass gasification, Meppel,
The Nederlands: BTG Biomass Technology Group B.V.; 2005.
180
[16]Knoef HAM., Inventory of biomass gasifier
manufacturers and installations, Final Report to
European, Commission, Contract DIS/1734/98-NL,
Biomass Technology Group BV, University of Twente,
Enschede; 2000.
[17]Basu P., Combustion and gasification in fluidized
beds, London: Taylor & Francis Group/CRC Press; 2006.
[18]Stassen HEM., Knoef HAM., Small scale gasification
systems, The Netherlands: Biomass Technology
Group, University of Twente; 1993.
[19]Gil J., Corella J., Aznar MP., Caballero MA., Biomass
gasification in atmospheric and bubbling fluidized
bed: effect of the type of gasifying agent on the
product distribution, Biomass Bioenergy 1999;17:
389–403.
[20]Basu P., Combustion and gasification in fluidized
beds, London: Taylor & Francis Group/CRC Press; 2006.
[21]Gil J., Corella J., Aznar MP., Caballero MA., Biomass
gasification in atmospheric and bubbling fluidized
bed: effect of the type of gasifying agent on the
product distribution, Biomass Bioenergy
1999;17:389–403.
[22]Rapagna S,, Jand N,, Kiennemann A,, Foscolo PU.,
Steam gasification of biomassin a fluidised-bed of
olivine particles, Biomass Bioenergy 2000;19:187–97.
[23]Gabra M., Pettersson E., Backman R., Kjellstrom B.,
Evaluation of cyclone gasifier performance for
gasification of sugar cane residue - part 1: gasification
of bagasse, Biomass Bioenergy 2001;21:351–69.
[24]Zainal ZA., Rifau A., Quadir GA., Seetharamu KN.,
Experimental investigation of a downdraft biomass
gasifier, Biomass Bioenergy 2002;23:283–9.
[25]Ollero P., Serrera A., Arjona R., Alcantarilla S., The CO2
gasification kinetics of olive residue, Biomass
Bioenergy 2003;24:151–61.
[26]Hofbauer H., Fleck T., Veronik G., Rauch R., Mackinger
H., Fercher E., The FICFB gasification process. In:
Bridgwater AV, Boocock DGB, editors, Developments
in thermochemical biomass conversion. London:
Blackie; 1997, p. 1016–25.
[27]Pletka R., Brown RC., Smeenk J., Indirectly heated
biomass gasification using a latent heat ballast part 1: experimental evaluations, Biomass Bioenergy
2001;20:297–305.
[28]Pletka R., Brown RC., Smeenk J., Indirectly heated
biomass gasification using a latent heat ballast - part 2:
modeling, Biomass Bioenergy 2001;20:307–15.
[29]Cummera K., Brown RC., Indirectly heated biomass
gasification using a latentheat ballast - part 3:
refinement of the heat transfer model, Biomass
Bioenergy 2005;28:321–30.
[30]Hanaoka T., Inoue S., Uno S., Ogi T., Minowa T., Effect
of woody biomass components on air–steam
gasification, Biomass Bioenergy 2005;28:69–76.
[31]Lv PM., Xiong ZH., Chang J., Wu CZ., Chen Y., Zhu JX., An
experimental study on biomass air–steam gasification
in a fluidized bed, Bioresour Technol 2004;95:95–101.
[32]Lucas C., Szewczyk D., Blasiak W., Mochida S., High
temperature air and steam gasification of densified
biofuels, Biomass Bioenergy 2004; 27: 563–75.
[33]Kishore VVN., editor, Renewable energy engineering &
technology: a knowledge compendium, New Delhi:
TERI Press; 2008.
[34]Bridgwater AV., The technical and economic feasibility
of biomass gasification for power generation, Fuel
1995;74:631–53.
[35]Beenackers AACM., Biomass gasification in moving
beds, A review of European technologies, Renew
Energy 1999;16:1180–6.
181
Toplu Taşımada Sıkıştırılmış Doğal Gaz (CNG) Kullanımının
Sera Gazı Emisyonlarına Etkisi
Yavuz YALÇIN
İETT İşletmeleri Genel Müdürlüğü
Şenay AKCAN
İETT İşletmeleri Genel Müdürlüğü
ÖZET
“Compressed Naturel Gas” yani “Sıkıştırılmış Doğal Gaz”
diye adlandırılan CNG, doğal gazın yüksek basınçlarda
sıkıştırılmış halidir. CNG’nin araçlarda kullanımı, doğal
gazın 200 – 220 bar’a sıkıştırılarak depolama kapasitesini
artırmak ve yüksek basınçlı gazın dispenserler vasıtasıyla
araçlara dolumu yapılması suretiyle gerçekleştirilmektedir.
Sıkıştırılmış doğal gaz, düşük emisyon değerleri ve neredeyse
sıfır düzeyinde olan partikül miktarı ile çevre dostu bir yakıt
olarak kalıcı bir pazar payı elde ederek gelişimini artırmaktadır.
Başta Kyoto Protokolü’ne imza atan ülkeler olmak üzere birçok
ülke ve yerel yönetimler CNG’li araçların kullanımını emisyon
ve partikül değerlerinden en çok zarar gören şehir halkının
sağlığını korumak için teşvik etmiş, hatta zorunlu kılmışlardır.
CNG yakıtlı araç varken bugün bu sayı 2 milyonu geçmiştir.
Tüm dünyada ise doğal gazlı araç sayısı 16 milyonu
geçmiştir[2].
Avrupa Birliği politikaları CNG yakıtlı araçların sayılarının
artırılması yönünde eğilim göstermekte ve bu konuda
hükümetleri teşvikler vermeye yöneltmektedir. Avrupa
Birliği’nin 2009/28/EC direktifinde 2020 yılında tüm enerji
ihtiyacının %20’nin yenilenebilir enerji kaynaklarından
ve tüm toplu taşımada kullanılan araç filosunun enerji
ihtiyacının da %10’unun yenilenebilir enerji ve alternatif
yakıtlı enerji kaynaklarından elde edilmesi Avrupa
ülkelerine hedef olarak koyulmuştur [3].
1.GİRİŞ
Dünyada kullanılan enerjinin çoğu fosil yakıtlardan sağlanır.
Fosil yakıtların yanması sera gazları ve kirletici emisyonlar
üretir. Fosil yakıtlar içinde doğal gaz bu açıdan en uygun
yakıttır. Buna karşın doğal gaz, mobil kullanım amaçları
için depolama ve doldurma tesisleri açısından problemlere
sahiptir. Ancak sıkıştırılmış doğal gaz (CNG), kısıtlı bir seyir
bölgesine sahip olan toplu taşıma otobüslerin içten yanmalı
motorları için ideal yakıt olabilir[1].
CNG yakıtlı otobüs sayısı özellikle 2007 yılından sonra
toplu taşıma amacıyla sıklıkla tercih edilir duruma
gelmiştir. Türkiye’de bazı belediyeler ve toplu taşıma
şirketleri, yakıt maliyetlerini azaltmak ve daha temiz
bir enerji kaynağı kullanarak çevreye saygılı araç filosu
oluşturmak maksadıyla CNG yakıtlı otobüsleri tercih
etmiştir. İstanbul Büyükşehir Belediyesi (İETT ve diğer toplu
taşıma şirketleri), Ankara Büyük Şehir Belediyesi (EGO),
Kayseri, Kocaeli, Konya, Gaziantep, Bolu, Düzce, Afyon gibi
şehirlerde şu an itibariyle kullanılan 2607 adet CNG yakıtlı
otobüs bulunmaktadır. İETT bünyesinde bulunan 3059
araçtan 360 adedi CNG yakıtlıdır. Oran olarak İETT araç
filosunun yaklaşık %12’si alternatif yakıtlıdır. Bunların 240
adedi fabrika üretimi CNG yakıtlı araç olup kalan 120 adedi
ise dizel motordan CNG yakıtlı motora dönüştürülmüş
araçlardır. İstanbul’da İETT’ye ait bu 360 adet CNG yakıtlı
otobüsten başka 242 adet daha CNG yakıtlı otobüs
çalışmaktadır [2].
Doğal gaz, hidrokarbon bileşiklerinin karışımıdır ve
çoğunlukla metandan oluşur. İçerdiği enerji yoğunluğu
ve dizel yakıtına kıyasla tüm dünyada genel olarak
sahip olduğu düşük fiyat gerçeği doğal gazı diğer yakıt
tiplerinin önüne geçirir. Diğer yakıt türlerine kıyasla ucuz
ve ulaşılabilir olması sonucu tüm dünyada doğal gazı
içten yanmalı motorlarda uygulamaya yönelik çalışmalar
artmıştır ve araç üreticileri ve araç sahipleri doğal gazı
kullanmaya yönelmişlerdir. Avrupa’da 2003 yılında 500 bin
2.CNG KULLANIMININ ÇEVRESEL BOYUTU
Ulaştırma teknolojisinde enerji verimliliği yönünde
gerçekleştirilecek yatırımlar sayesinde, otomobilden
kaynaklanan emisyonların kısa dönemde %20-25,
uzun dönemde ise %35-55 düzeyinde azaltılması
potansiyeli bulunmaktadır[4]. Bu çerçevede; fosil yakıtlı
taşıtları, sürdürülebilir karbonsuz ulaşıma kaydıracak
yeni teknolojiler geliştirilmekte ve ulaşımda enerji
korunumunu sağlamak amacıyla; taşıtlarda kullanılan
Bu çalışmada, CNG ve motorinin çevresel emisyon faktörlerine
yer verilerek İETT İşletmeleri Genel Müdürlüğü’nün araçlarında
kullandığı doğal gazın çevreye etkisi analiz edilmiş, benzer
otobüslerin motorinli olması durumunda oluşacak sera gazı
emisyonları ile kıyaslama yapılarak, CNG kullanımının çevresel
boyutu üzerine dünya örnekleri ele alınmıştır.
182
yakıtların değiştirilmesi, geleneksel biyo yakıtlar, elektrik,
hidrojen, sıvılaştırılmış petrol gazı (LPG), sıkılaştırılmış
doğal gaz (CNG) gibi birçok alternatif yakıt önerilmektedir.
Alternatif yakıtlı taşıtlar, dizel, LPG, metanol, etanol,
hidrojen ve elektrikli taşıtlar olarak sınıflandırılmakta
ve bu taşıtlarla sağlanan enerji korunumu ile iklim
değişikliğine neden olan emisyonlarda %10’a kadar
azaltım sağlanabilmektedir[5]. Avrupa Birliği Komisyonu
tarafından[6] da sayılan alternatif yakıtlar ise; Elektrik,
Hidrojen ve Biyo Yakıtlar; Sıkıştırılmış Doğal Gaz (CNG),
Sıvılaştırılmış Doğal Gaz (LNG) ya da Gazdan Sıvı (GTL) ile
Sıvılaştırılmış Petrol Gazı (LPG) olarak sınıflandırılmaktadır.
Hibrid taşıtlar, diğer geleneksel taşıtlara oranla %20 daha
fazla enerji korunumu ve emisyon azaltımı sağlamaktadır.
Ayrıca, diğer geleneksel taşıtlarla karşılaştırıldığında, %20
enerji korunumu ve emisyon azaltımı sağlamaktadır[7].
• Karbonmonoksit (CO) oranı %0 olduğu için çevreye dost
bir alternatif yakıttır.
• CNG; benzinle çalışan araçlarda %60-70 oranında, LPG
ile çalışan araçlarda ise %30 daha tasarrufludur.
• İstasyonlarda depolama yapılma imkânı mevcuttur.
• Motora hiçbir zararı olmayan CNG kullanımında
ortalama 35.000-40.000km’de bir yağ değişimi
yapılmakta olup motor ömrünü uzatmaktadır.
• Oktan sayısının yüksek olmasından dolayı daha temiz
yanma karakterine ve daha yüksek ısı verimliliğine sahiptir.
• Motora direkt gaz girdiğinden soğuk havalarda aracı
çalıştırma problemi olmamaktadır.
4.CNG KULLANIMININ KARBON AYAK İZİ
Çalışmanın bu bölümünde, İETT İşletmeleri Genel
Müdürlüğü’nün araçlarında kullandığı doğal gazın çevreye
etkisi analiz edilerek benzer otobüslerin motorinli olması
durumunda oluşacak sera gazı emisyonları ile kıyaslama
yapılacaktır.
The Green House Gas Protocol Initiative hesaplama
modülüne göre yapılan hesaplamalarda, 1 m3 doğal gazın
yanmasından 0,002 ton CO2 atmosfere salınırken, 1 lt dizelin
yanmasından 0,003 ton CO2 salımı gerçekleşmektedir.
Şekil 1. Motor türlerine göre emisyon değerleri.
CNG yakıt ile diğer emisyon sınıfları karşılaştırıldığında,
CNG yakıttan çıkan salınımın emisyon limitlerinin en altında
olduğu görülmektedir. Yapılan araştırmalar, kilometre
başına gr CO2 salınımı açısından değerlendirildiğinde benzin
kullanan araçların 164 gr, dizel kullanan araçların 156,
CNG kullanan araçların 124 gr salınım gerçekleştirildiğini
ortaya koymaktadır[8].
Çalışma dahilinde İETT Kağıthane Garajı’nda faaliyette olan
240 adet CNG’li otobüsün 2014 yılı içerisinde kullanmış
oldukları doğal gaz miktarı ve kat ettikleri kilometre
verilerinden yararlanılmıştır. Kıyaslama verisi olarak da,
normal dizel yakıt kullanan bir otobüsün ortalama 0,55 lt/
km yakıt tüketiminde bulunduğu kabul edilmiştir.
CNG’li otobüslerin ortalama yakıt tüketimi ve kilometre
verileri incelendiğinde yıl içerisinde ortalama 0,68 m3/km
değerinin yakalandığı, özellikle klima kullanımının arttığı
yaz aylarında bu değerin 0,72 m3/km değerine kadar
yükseldiği gözlemlenmiştir.
Tablo 1. 2014 Yılı km ve Doğal Gaz Tüketim Değerleri
Amerika Çevre Koruma Ajansı EPA’ya gore, geleneksel
araçlara kıyasla, sıkıştırılmış doğal gaz ile çalışan araçlar;
%25 CO2, %90-97 CO emisyonlarında; % 35-60 N2O,
% 50-75 metan hidrokarbon emisyonlarında azaltım
sağlamaktadırlar. Doğal gazlı araçlarda partikül madde
yok denecek kadar azdır ve daha az toksik ve kanserojen
madde içermektedirler.
3.CNG KULLANIMININ AVANTAJLARI
CNG kullanımının avantajları aşağıdaki gibi sıralanabilir[9].
• CNG yakıt olarak 650°C’de yanan bir gaz olup havadan
hafif olduğu için patlama tehlikesi çok düşük bir
orandadır. Bu suretle yapılan araştırmalar dâhilinde
benzin ve LPG’den daha güvenli olduğu tespit edilmiştir.
183
Yapılan hesaplamalara göre tüketilen 8.921.626 m3 doğal
gaza karşılık dizel kullanılması durumunda 6.735.587 lt
tüketim gerçekleşecektir. Bu durumda The Green House
Gas Protocol Initiative hesaplama modülüne göre yapılan
hesaplamalarda, CNG kullanımına ait gerçekleşecek
CO2 salımı 16.698 ton olurken, dizel yakıt kullanılması
durumunda bu değer yaklaşık %8 artış göstererek 18.026
ton olarak gerçekleşecektir. (Şekil 2).
Şekil 2.
5. SONUÇ
Doğal gaz farklı tiplerdeki taşıtlara uygulanabilen bir
alternatif yakıttır. Başta CO2 emisyonu olmak üzere taşıt
kaynaklı kirliliği azaltıcı etkiye sahip olması ve daha düşük
satış fiyatından dolayı benzin ve dizel yakıtlarına göre
önemli bir alternatif olarak görülmektedir. Günümüzde
dünyanın karşılaştığı en önemli sorunlar arasında, çevre
ve insan sağlığı ile ekonomik sorunlar yer almaktadır.
Bu problemlerin azaltılmasında doğal gazın önemli bir
potansiyele sahip olduğu ortaya çıkmaktadır. Dünya
genelinde doğal gazlı taşıt sayısının hızla artışı da bu
problemlerin azaltılması düşüncesinin bir sonucudur.
KAYNAKLAR
[1] Tektanıl M., Diler, A., Soruşbay, C., Toplu Taşımacılıkta
Alternatif Yakıt Olarak Doğal Gaz Kullanımı, 7. Ulusal
Temiz Enerji Sempozyumu, 2008.
[2] Tüter B., Karadağ, A., Dizel Motorların CNG (Sıkıştırılmış
Doğal Gaz) Yakıtlı Motorlara Dönüşümü Ekonomik
Analizi İETT Örneğinde İşletme-Bakım-Arıza Analizleri,
Transist, 2014.
[3] http://www2.tbmm.gov.tr/d24/10/10-194067gen .pdf
[4] Foletta N., Field S., “Europe’s Vibrant NewLow Car(bon)
Communities”, ITDP, 2011.
[5] Litman T., “Efficient Vehicles Versus Efficient
Transportation; Comparing Transportation Energy
Conservation Strategies”, VTPI, 2009.
[6] EU Commission’s Directorate-General for Mobility
and Transport (DG MOVE), “Innovation in Urban
Mobility: Policy Making and Planning”, Transport
Research and Innovation Portal, 2013.
184
[7]
[8]
[9]
Litman T., “Community Cohesion as a transport
planning objective”, VTPI, 2012.
Karsan CNG Otobüs Raporu, 2013.
Araçlarda Doğal Gaz Kullanımı, İGDAŞ, 2009.
SUMMARY
İETT manage alternative energy sources that are written in
the vision and the goals to be etermined within the context
of the strategic objectives in place of ‘ Being Environmentally
Responsible And Applying New Technologies ‘.
A significant increase in greenhouse gases produced by
human activities has begun after the industrial revolution
due to more fossil fuel consumption and destroying of
forrests. Therefore, clean and cheap energy sources are
searched. With this respect natural gas is one of the most
possible alternative fuels that can be used as an engine
fuel. In this study, the advantages of natural gas usage in
Diesel buses of public transportation, in terms of costs and
emissions will be examined. In addition to this, a public bus
cycle is created and used for simulation. Simulation shows
that natural gas usage in public transportation as an
alternative energy source can bring significant advantages
in terms of costs and emissions.
ICCI 2015
ENERJİ ÖDÜLLERİ
ENERGY AWARDS
Eylül / September 2015
Ankara
www.enerjiodulleri.com
Energy Events Worldwide
Dünya Çapında Enerji Etkinlikleri
Leading Trade Fair Network for Renewable and Conventional Power
Generation, Power Supply, Transmission, Distribution and Storage
Yenilenebilir ve Konvansiyel Enerji Üretimi, Temini, Dağıtımı ve
Depolanması Alanında Lider Ticaret Fuarları Ağı
Türkiye / Turkey
İstanbul
İstanbul
Almanya/ Germany Hannover
ABD / USA
Rosemont
Kanada / Canada
Toronto
Toronto
Çin / China
Shanghai
17 - 20.03.2016
27 - 29.04.2016
26 - 29.04.2016
18 - 21.04.2016
5 - 7.10.2015
7 - 8.12.2015
27 - 30.10.2015
www.hannovermesse.de/worldwide

ıccı 2015 bildiriler kitabı / proceedıngs book

Transkript

Benzer belgeler

A Strategic Study on Foreign Fund Utilization in Chinese

Enerjiarastirmalari-eylul-2012

HAZİRAN-TEMMUZ 2011

Enerji Uzmanları Derneği Bültenidir. Sayı: 22 Ağustos 2012

PDF formatinda indirmek icin tiklayin

2014 - ekler - Mechanical Engineering