Bildiriler Kitapçığı

Transkript

22. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı
22nd International Energy and Environment Fair and Conference
ICCI 2016
BİLDİRİLER KİTABI /
PROCEEDINGS BOOK
27-28-29 Nisan / April 2016
İstanbul Fuar Merkezi /
Istanbul Expo Center
www.icci.com.tr
22. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı
22nd International Energy and Environment Fair and Conference
ICCI 2016
BİLDİRİLER KİTABI / PROCEEDINGS BOOK
Özel Sponsorlar / Special Sponsors
Altın Sponsorlar / Gold Sponsors
Resmi Seyahat Acentesi / Official Travel Agency
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
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.
©
ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book
İçindekiler / Index
Nükleer Enerji ve Güvenlik İlişkisi A. Beril TUĞRUL
7
Algerian Renewable Energy Grab
Ammar MOUSSI
12
An Anfis Estimator for PMBLDC Motor Photovoltaic Pumping System
Ammar MOUSSI, A.TERKI, N.TERKI
16
Fireside Chemical Treatment For Fossil Fired Boilers Efficiency Management and Maintenance Optimization
Andras BACZONI
21
Renewable Energy Sources and Environmental Protection
Arif MERMER
25
Benefits of Physical Asset Management in Power Generation
Bob DENISON
30
Replacement of Two Hard Coal Fired Steam Generators in Veolia Lodz Power Plant
Christian STORM, Jürgen WILLMANN, Roland BRÄCKER, Thomas STEINHAGE
34
Yenilenebilir Enerji Üretim Santrallerinde Düşük Kayıplı Transformatör Kullanımının Önemi
Fatih IŞIK, Güven KÖMÜRGÖZ, Hikmet BÜRKAV
41
Potential Use of Mesoscale Model Data to Assess Windfarm Power Production Interannual Variability Gil LIZCANO, Akgün KALKAN
47
Wind and Solar Projects in Turkey
Helmut KLUG, Fatma MURRAY
50
Denitrification Systems Based on Selective Catalytic Reduction (SCR) As Safe Solution for Meeting
Environmental Regulations Regarding Nitrogen Oxides and Mercury Emissions
Iwona ŚPIEWAK, Hanna KORDYACZNY, Piotr BRUDZIANA
54
Contribution of Efficient Energy Use on Economy and Environment
İkbal SARIKAYA, Selçuk BİLGEN
58
Utilization of Forest and Agricultural Wastes
İkbal SARIKAYA, Lokman Murat AYYILDIZ, Selçuk BILGEN
Lisanssız Rüzgar Enerji Santrali Projelerinde Fizibilite ve Ölçüm
İskender KÖKEY
Modernisation Examples of Wet Flue Gas Desulphurisation Systems
Jerzy MAZUREK, Paulina MOLAS
4
62
66
69
Elektrik Enerjisi Tüketimi ve Türkiye Değerlendirmesi
Kemal GÖK, A.Beril TUĞRUL
73
Kojenerasyon Tesislerinde Yanma Olmayan HRSG Kazanının İlave Yanma ve Taze Hava Yanma Sistemli HRSG Kazan İle Değiştirilmesi
Kıvanç ARIKAN, Selahattin KÜÇÜK
77
Yerli Linyitlere Uygun Yakma Teknolojisi
Levent YAĞMUR, Selçuk ATAŞ, Gökhan GÜNDOĞDU, Ahmet ÇELİK, Oğuzcan GÜNDÜZ, Koray YAŞA
81
Türkiye’de Biyogaz Potansiyeli ve Üretimi M. Mustafa UYAR, Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR
87
Dünyada Nükleer Santral Teknolojisi Alanında Başarılı Yerlileştirme-Teknoloji Transferi Uygulamaları ve
Türkiye İçin Model Geliştirilmesi
Mehmet BULUT
90
Yenilenir ve Konvansiyonel Enerji Santrallerinde Teknik ve Ticari Açıdan Optimal Üretim İçin Merkezi
İzleme ve Yönetim
Mustafa DÖNMEZ
96
Smart Solutions for Optimization of Power Plant Efficiency and Availability – Project Experiences
Nils TWIETMEYER, Dennis BRAUN
100
Gazlaştırma ve Biyogaz - Büyük Ölçekli Uygulamalar İçin Bir Karşılaştırma
Osman TÜRKMEN, Cansın Fırat TÜRKMEN
104
Performance Improvements With Steam Turbine Seals – Case Study: Rybnik Power Plant
Radoslaw WISNIEWSKI, Eugeniusz MOSKAL, Stefan CAUTINO
108
New Horizon In Energy: Shale Gas
Selçuk BILGEN, İkbal SARIKAYA
112
Bioenergy Potential In Turkey
Selçuk BILGEN, Sedat KELEŞ, İkbal SARIKAYA, Kamil KAYGUSUZ
116
Status of Fossil and Renewable Energy Resources In Turkey
Selçuk BILGEN
121
Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli; Tunceli İli Örneği
Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR
125
Türkiye’de Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli
Tarkan KOCA
129
5
Türkiye’de Rüzgâr Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli
Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR, M. Mustafa UYAR
134
Biomass Combustion
Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ
137
Hydrothermal Biomass Processing
Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ
143
Tray Absorber and Retrofit of Existing Absorber Optimization of Flue Gas Desulphurization Efficiency
Wolfgang KARL
6
148
Nükleer Enerji ve Güvenlik İlişkisi
A. Beril TUĞRUL
İTÜ Enerji Enstitüsü, Nükleer Araştırmalar Anabilim Dalı
ÖZET
Bu çalışmada, öncelikle emre amade santrallerin önemi
üzerinde durulmakta, emre amade ve kesintisiz elektrik
temini için öngörülen çözümlerin irdelenmesi yapılmaktadır.
Bu bağlamda, enerji temininde oluşabilecek sorunların
ulusal güvenliğe olabilecek etkileri de incelenmektedir. Emre
amade ve kesintisiz büyük miktarlarda elektrik temini için
çözümlerden biri olan nükleer enerjinin güvenlik bağlamındaki
değerlendirmesi; hem ulusal güvenlik, hem enerji arz
güvenliği açısından ele alınarak irdelemesi yapılmaktadır.
Türkiye’nin nükleer güç santrallerinin kurulum programı ele
alınarak, nükleer santrallerin hayata geçirilmesi ile Türkiye
enerji politikalarına vereceği katkı değerlendirilmektedir.
Burada, ayrıca diğer enerji kaynaklarının kullanımı ile nükleer
enerji kullanımının durumu irdelenmekte ve Türkiye’nin
2023 hedefleri doğrultusunda nükleer enerjinin yeri
üzerinde durulmaktadır. Yapılan irdelemeler uzantısında,
enerji arz güvenliği ve ulusal güvenlik açısından nükleer
güç santrallerinin kullanımının önemi betimlenerek
vurgulanmaktadır.
GİRİŞ
Gelişmişliğin bir ölçütü olarak kabul edilen enerji kullanımı,
ülkeler için kalkınmışlığın da bir ölçütü olmaktadır. Enerjinin
yönetimi, denetimi, güvenilirliği ve güvenliği günümüzde,
belki de en önemli olguyu oluşturmaktadır. Öte yandan,
insanoğlunun enerjiye bağımlılığı giderek artmakta ve
siyasi olaylara da yön veren yadsınamaz ve göz ardı edilemez
boyutlara ulaşmaktadır. Bu bağlamda, enerjiye ve/veya
enerji kaynaklarına ulaşmak, ülkeler için vazgeçilemeyen
bir gereksinim durumundadır. Bunlardan ayrı olarak,
enerji kaynaklarının kesintisiz temini ve dolayısı ile temin
sürdürülebilirliği de ayrı bir boyutu oluşturmaktadır
(Tuğrul,2011a).
Kalkınma ve toplum refahının yükseltilmesi, büyüme ve
gelişmenin sağlanması için hep vazgeçilmez bir unsur
olarak enerji karşımıza çıkmaktadır. Bu bağlamda, ülkelerin
gelişmişlik ölçütü olarak çoğu kez kişi başına üretilen
enerjiye bakılmaktadır (Tuğrul,2009). Nitekim, ülkelerin
kalkınma programlarında veya hükümet programlarında
ve bunların ötesinde devlet politikalarında enerjiye ilişkin
önemli plan ve programlar yer almaktadır. Bu durum,
enerjiye olan gereksiniminin yadsınamazlığı nedeniyle bir
zorunluluk olarak ortaya çıkmaktadır (Tuğrul, 2012).
Kalkınma ve ülke ekonomisi açısından enerjinin kesintisiz,
zamanında, emre amade, temiz ve ucuz olarak temini esas
olmaktadır. Emre amadelik ifadesi ile, sürekli ve her tür şartta
önemli miktarlarda enerji üretebilme kastedilmektedir.
Bir başka deyişle, “emre amade” ifadesi ile kesintisiz ve
güvenilir enerji temini betimlenmektedir. Bu husus, tüm
ülkeler ve dolayısıyla tüm dünya için önemli olmaktadır.
Dolayısıyla, gece-gündüz ve mevsimsel farklılık gözetmeden,
her an ve her yerde enerji talebini karşılayabilecek olan
fosil yakıtlı ve nükleer enerji santralleri enerji politikaları
içinde öne çıkmaktadır (Tuğrul, 2011b). Dolayısıyla, temin
sürdürülebilirliği, enerji politikalarının ayrı bir boyutunu
oluşturmaktadır. Bu bağlamda da enerji güvenliği sorunu
ortaya çıkmaktadır.
ENERJİ POLİTİKALARI ve ENERJİ GÜVENLİĞİ
Kısaca, iş yapabilme kabiliyeti olarak nitelenen enerji, gerçekte
hayli geniş kapsamlı bir ifadedir. Lojik bir betimlemeyle, enerji;
bir sisteme ilave edildiğinde veya sistemden çıkarıldığında
sistemin en az bir özelliğini değiştiren olgudur denebilir. Bu
ifadeden hareketle; bir sistemde herhangi bir değişiklik
yapılması söz konusu ise, ya o sisteme enerji verilecektir veya
sistemden enerji alınacaktır. Dolayısı ile yapılacak her iş için
enerjiyle ilişkili bir eyleme gereksinim bulunmaktadır. Bu da
enerjiyi vazgeçilemez ve yadsınamaz kılmaktadır.
Öte yandan, “Enerji Politikaları”, öz olarak, enerji konusunda,
bulunulan sistem için olması gereken ve kişisel menfaatlerden
öte, belli bir konuda izlenen tüm yöntem ve stratejilerin
bütünü olarak betimlenmektedir. Burada, enerji politikaları
ile enerji siyasası kastedilmektedir. Bir başka deyişle, bir grup,
bir zümre, bir parti veya bir kişi yararına veya menfaatine
uygun olarak izlenen yöntem ve usulleri ifade eden enerji
siyaseti kastedilmemektedir. Enerji politikaları; genel olarak,
stratejik, operatif ve taktik-teknik kriterlerden oluşmaktadır.
Enerji siyasası açısından stratejik kriterlerin önemi büyük
olduğundan, burada özellikle stratejik kriterler üzerinde
durulacaktır. Stratejik kriterlerin üç argümanı bulunmaktadır
(Tuğrul, 2015). Bunlar; jeopolitik, yedeklilik ve çeşitliliktir
(Şekil 1).
Jeopolitik kriter, ülkenin coğrafyasına bağlı olarak politika
ve stratejilerin üretilmesi anlamına gelmektedir. Ülke,
başat enerji kaynaklarına sahiptir veya değildir. Güvenilir
enerji üretimi için öncelikle, güvenilir enerji kaynaklarına
7
Marijinal üretim kapasitesinin en az % 10 ve mümkünse %
25-30’lara doğru yükseltilmesi hedeflenmektedir. Burada
önemli olan ana üretim eğrisinin altında kalan enerji
üretiminin emre amade kaynaklardan karşılanıyor olmasıdır.
Böylelikle, yeterli güvenilirlik sağlanıyor olacaktır.
Şekil 1. Stratejik kriterler.
sahip olmak veya güvenilir enerji kaynağı bağlantılarının
olması gerekmektedir. Bu bağlamda geliştirilecek politikalar
jeopolitik kriterin kapsamını oluşturmaktadır. Yedeklilik
koşulu, aynı enerji kaynağının birden fazla yerden teminini
ifade etmektedir. Bir başka deyişle, başat enerji kaynağı, ülke
içinden temin edilen öz kaynak ise ülke içinde farklı kaynak
bölgelerinin kullanımını, buna karşın ülke dışı kaynağa ulaşım
gereksinimi varsa, birden fazla ülkeden enerji kaynağı temin
etmeyi ifade eder. Enerji kaynağı temini, ne kadar çok ülkeden
yapılabilirse, güvenilirlik o kadar yüksek ölçüde sağlanmış
olacaktır. Çeşitlilik koşulu ise, enerjinin farklı tipte enerji
kaynaklarından teminini betimlemektedir. Bir başka deyişle,
tek bir enerji kaynağı yerine farklı enerji kaynaklarından enerji
temini ile güvenilirliğinin sağlanmasını ifade eder.
Bunların da ötesinde, ulaşılmaya çalışılan kaynakların
önemli bir kısmının günlük ve mevsimsel değişimlerden
etkilenmeyecek kaynaklar olması, bir başka deyişle, “emre
amadelik” şartını sağlıyor olması gerekmektedir. Bu
bağlamda, günlük gereksinim eğrisinin, enerji güvenliğini
sağlayacak şekilde planlanması zorunlu olmaktadır[8]. Ayrıca,
bu baz üretim eğrisinin marijinal olarak fazlasıyla sağlanıyor
olması gerekmektedir. Bunlardan da ayrı olarak, yılın en yüksek
enerji tüketiminin olduğu gün için marijinal fazlalıkla birlikte
üretilebiliyor olması güvenilir enerji üretimi ve temini için bir
zorunluluk olarak ortaya çıkmaktadır (Şekil 2).
TÜRKİYE’NİN ENERJİ DURUMU
Türkiye, jeopolitiği itibariyle, dünyada odak olarak
nitelenebilecek ve farklı açılımlara olanak verecek bir
konumdadır. Bu durum; hem fırsat ve hem de tehdit unsuru
oluşturabilecek karakterdedir. Öncelikle, Türkiye’nin birincil
enerji kaynaklarındaki durumuna bakmak yerinde olacaktır.
Tablo 1’de Türkiye’nin birincil enerji kaynaklarındaki durumu
bir araya toplanmıştır[6]. Görüldüğü üzere, Türkiye, özellikle
taş kömürü, petrol ve doğal gazda, enerji kaynağı ithal eden
bir ülke durumundadır.
Tablo 1. Türkiye’nin Birincil Enerji Kaynaklarındaki
Durumu[6].
Enerji Kaynağı
Tüketim
Taş Kömürü (Bin ton)
11.039
2367
Linyit (Bin Ton)
64.883
64.883
Doğal Gaz ( Milyon m3)
16.339
312
Petrol (Bin Ton)
29.661
2.551
Hidrolik (GWh)
24.010
24.010
Jeotermal + Rüzgar (Elek.) (GWh)
152
152
Jeotermal Isı (Bin TEP)
618
618
16.263
16.263
5790
5790
Odun (Bin Ton)
Hayvan ve Bitki Artıkları (Bin Ton)
Güneş (Bin TEP)
TOPLAM
Üretim
287
287
77.044
26.266
Şekil 3’te ise, Türkiye’nin 2009-2011 yılları arasında enerji
kaynağı “üretim/tüketim” ve dışa bağımlılık oranları
verilmiştir.
Şekil 3. Türkiye’nin 2009-2011 Yılları Arasında Enerji Kaynağı
“Üretim/Tüketim” oranları[11].
Şekil 2. Günlük enerji tüketimi ve marijinal üretim
gereksinimi.
8
Türkiye “üretim/tüketim” oranı 3 yıl gibi kısa bir sürede
yaklaşık üçte birden dörtte bir oranına doğru gerilediği
anlaşılmaktadır. Bir başka deyişle, enerji kaynaklarında
dışa bağımlılığın hızla arttığını ve enerji güvenliğini tehdit
ettiği görülmektedir. Bu bağlamda, Türkiye’nin yeni enerji
açılımlarına gereksinimi bulunmaktadır.
ENERJİ ARZ GÜVENLİĞİ VE NÜKLEER ENERJİNİN YERİ
Enerji politikaları uygulamalarında enerji güvenliği;
özellikle emre amade santrallerin yakıtı olan petrol,
doğal gaz, kömür ve uranyum için öne çıkan bir kavram
olmaktadır. Bu bağlamda, (Şekil 2’de verilen) genel enerji
üretim eğrisinin tümünün baz santralarla bir başka deyişle
emre amade santralar ile sağlanması, enerji politikaları
açısından esas alınan ilke olmaktadır. Marijinal kısmın ise
daha çok alternatif kaynaklarla karşılanması benimsenen
diğer bir ilke olmaktadır. Bu ilkelerin, gelişmiş ülkelerde
sağlandığı gözlenmektedir.
Ülkemizde, ise marijinal üretim marjının hayli düşebildiği
hatta sıfırlanabildiği bile gözlenmiştir. Türkiye’nin
gelişmekte olan bir ülke olması ve enerji talebinin
daima yüksek olması marijinal üretim payını aşağıya
çekiyor olmaktadır. Şekil 4’te Türkiye’de elektrik enerjisi
tüketiminin maksimum olduğu bir güne ilişkin bir örnek
olmak üzere, santrallerin enerji kaynağı türlerine göre
çalışma durumları görülmektedir[12].
Şekil 4. Türkiye’de 2004 yılı elektrik enerjisi tüketiminin
maksimum olduğu (16 Aralık 2004) günde santrallerin enerji
kaynağı türlerine göre çalışma durumları (TEİAŞ,2006).
Şekil 4 incelendiğinde, Türkiye’nin enerji üretimini
esas itibariyle fosil yakıtlar ve hidrolik santraller ile
karşılıyor olduğu görülmektedir. Bir başka deyişle, fosil
yakıtların yanı sıra, hidrolik santraları da baz santral
olarak nitelemektedir. Bu nedenle de kurak yıllarda
sorunlar yaşanmakta ve hatta kesinti durumları ortaya
çıkmaktadır. Oysa, hidrolik santralarla karşılan kısmın
da baz santraller ile, bir başka deyişle emre amade
santrallerle karşılanıyor olması gerekirdi. Öte yandan,
Türkiye doğal gazın % 98’ini ithal etmektedir[11]
Buradan, hareketle Türkiye’nin baz santral gereksinimi
göz önüne alındığında (Şekil 2) en azından hidrolik
santralara bırakılmış oranda nükleer santral kullanımına
ihtiyacı olduğu söylenebilir. İşte bu nedenledir ki;
nükleer santrallerin kurulması Türkiye için elzem
olmaktadır. Nükleer santrallerin kurulması ise bir ileri
teknoloji uygulaması olup belli bir süreç almaktadır.
Bir başka deyişle, nükleer santral kurumu kısa vadeli
bir programdan öte, orta ve uzun vadeli program
planlamaları çerçevesinde düşünülmesi gerekmektedir.
TÜRKİYE’NİN NÜKLEER GÜÇ PROGRAMI
Türkiye 50’li yıllarda Atom Enerjisi konusunda yapılanma
çalışmalarına başlamıştır. Nitekim, 1956’da Türkiye Atom
Enerji Komisyonu kurulmuş, 1961 yılında TR-1 Reaktörünü
içinde barındıran Çekmece Nükleer Araştırma ve Eğitim
Merkezi (ÇNAEM) kurulmuş, aynı yıl konuya ilişkin uzman
elemanların yetiştirilmesine yönelik olarak İstanbul
Teknik Üniversitesi (İTÜ) içinde Nükleer Enerji Enstitüsü
kurularak eğitime başlamıştır. Takiben, nükleer santral
kurulması çalışmaları başlamış, ancak müteaddit kereler
ihalelerin ya iptali, ya ertelenmesi ya da yargının kararları
bozmasıyla nükleer santral kurulması sağlanamamıştır.
Son olarak, Türkiye farklı bir modeli benimsemiş ve “Yapİşlet (Built-Own-Operate/BOO)” modeli ile nükleer santral
kurulması için 12 Mayıs 2010 tarihinde Rusya Federasyonu
ile Mersin-Akkuyu’da nükleer güç santralinin tesisine ve
işletimine dair bir işbirliği anlaşması imzalamıştır. Bu
antlaşmayla Rusya Federasyonu ile Mersin-Akkuyu’da
4 x 1,200 MW’lık VVER 1200 tipi nükleer santrallerin
kurulması karara bağlanmış olmaktadır. Bu antlaşma
ülkelerin parlamentolarından da geçmiş bulunmaktadır.
Bir başka deyişle, Türkiye’de nükleer santral kurulması,
artık hükümet politikasından öte, devlet politikası olarak
betimlenmiş bulunmaktadır. 13 Aralık 2010 tarihinde de
konuya ilişkin bir proje firması- Akkuyu NGS Elektrik A.Ş.
kurulmuştur. Bu Şirket, Akkuyu sahasını EÜAŞ’tan Mart
2011’de devir alarak, saha etütlerine başlamıştır [13].
ÇED Yönetmeliği gereği 29 Mart 2012 tarihinde Büyük
Eceli’de halkı bilgilendirme toplantısı yapılmış ve ÇED
Kasım 2014’de onaylanmıştır [13]. Böylelikle, Akkuyu
nükleer santrallinin yer seçimi lisansı verilmiş olup ve ÇED
Değerlendirme süreci de tamamlamış bulunmaktadır.
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 bulunmaktadır[13]. Son olarak da 14
Nisan 2015 tarihinde Akkuyu nükleer santraline ilişkin
olarak “Deniz yapıları inşaat temeli” atılmıştır, Reaktör
inşaatının 2016’da başlaması ve birinci ünitenin 2021’de
devreye girmesi beklenmektedir. Ünitelerin devreye
alınmasının 1 yıl arayla olacağı düşünülmektedir. Ancak,
Kasım 2015’te Türkiye ile Rusya arasında Suriye sınırında
yaşananlar, konu hakkında tereddütler oluşturduysa
da taraflar konuya ilişkin olumsuz açıklamalardan
kaçınmışlardır.
9
Türkiye ikinci nükleer santral yeri olarak Sinop’u belirlemiş
olup, yer değerlendirmesine ilişkin detay çalışmalar
sürmektedir[14]. Bu nükleer santral için Japon-Fransız
ortaklığıyla kurulması gündemdedir. Japonya ile bu
konuda mutabakata varılmış olduğu ifade edilmiştir.
Bunlardan ayrı olarak, Üçüncü Nükleer Santral konusunda
da ön çalışmalara başlanmıştır. Üçüncü nükleer santral
yeri olarak da Kırklareli İğneada’nın olacağı Ekim 2015’te
açıklanmıştır.
TÜRKİYE’NİN GÜÇ PROGRAMININ GÜVENLİĞE ETKİSİ
Böylelikle, Türkiye’nin güç programının güvenliğine etkisi;
burada, iki farklı yönden değerlendirilecektir. Bunlar, enerji
güvenliği açısından değerlendirme ve ulusal güvenlik
açısından değerlendirme olacaktır. Öncelikle, konu
enerji güvenliği açısından ele alındığında, Türkiye’nin
Akkuyu nükleer santralinin enerji üretimine katkısını
değerlendirmek üzere bir bilgisayar programı yardımıyla
irdeleme yapılması benimsenmiştir[15,16]. Bu bağlamda,
Akkuyu nükleer santralinin devreye girmesi ve enerji
üretimine etkisinin incelenmesi hedeflenmiştir.
Türkiye’nin enerji tüketiminde nükleer enerjinin
yeri incelenmek üzere APLUS Bilgisayar Programı
kullanılmıştır[15]. APLUS Bilgisayar Programı geleceğe
yönelik on yıllık tahmin yapabilen ve Türkiye’nin hali
hazırda kullandığı ve gelecek on yıl içinde kullanmayı
düşündüğü enerji kaynaklarını göz önüne alarak
değerlendirme yapabilmektedir. Söz konusu yazılımın
olanakları kullanılarak; bu bağlamda, Türkiye’nin ilk
nükleer güç santralinin devreye girmesi senaryoları
bağlamında inceleme ve irdelemesi yapılmıştır [15,16]. Bir
başka deyişle, Akkuyu NGS’nin devreye giriş tarihi olarak
2021 yılı olacağı öngörüsüyle bir projeksiyon yapılması
hedeflenmiştir. APLUS Bilgisayar Programının kullanımıyla
Akkuyu’da ilk nükleer güç santral ünitesinin 2021’de
devreye alınması ve takiben birer yıl arayla Akkuyu’da
kurulacak diğer üç ünitenin devreye alınmasına ilişkin
senaryoya göre; Türkiye’nin kurulu güç dağılımı MW
projeksiyonu Şekil 5’te görülmektedir.
Şekil 5 incelendiğinde nükleer santrallarin devreye
girmesi, doğal gaz santralarının üretimini azaltmaktadır.
Bir başka deyişle, ithal enerji kaynağı olan doğal gazın
azalması söz konusudur ki, bu husus ülkeyi olumlu
yönde etkileyecektir. Bununla beraber, (dört ünitesiyle)
Akkuyu nükleer santralinin doğal gazda hedeflenen
düşmenin sağlanmasına katkıda bulunmasına karşın,
istenen seviyeye inilmesi için ilave santraların devreye
giresi gerekecektir. Dolayısı ile, istenen miktarda enerji
üretilebilmesi ve doğal gaza bağımlılığın azaltılabilmesi,
ancak, Akkuyu nükleer santral ünitelerini takiben, Sinop
ve İğneada projeleri bağlamında diğer nükleer güç
santrallerinin devreye girmesiyle mümkün olabileceği
anlaşılmaktadır.
10
Şekil 5. 2021 yılından itibaren Akkuyu Nükleer Santrali
ünitelerinin devreye alınmasına ilişkin elektrik enerjisi
üretiminin kaynaklara göre dağılımı ve yıllarla değişimi.
Enerji güvenliğinin, ülke güvenliğini etkilemesi açısından
durum ele alınırsa; enerji konusunda dar boğazlar,
doğrudan kalkınmayı ve toplum refahını etkileyen
konu olduğundan ülkenin istikrarını etkileyen başat
argüman olabilecek nitelik taşımaktadır. Bu bağlamda,
ortaya çıkan enerji sorunları ve bunların neden olacağı
elektrik kesintileri, ekonomik zararlar ve tehditler, ülke
istikrarını tehdit eden durumları ortaya çıkarabilecektir. Bu
bağlamda, oluşturulmuş bir şematik irdeleme Şekil 6’da
görülmektedir.
Şekil 6. Enerji sorunlarının ulusal güvenliği etkileyebilecek
evrilmesi.
SONUÇ
Türkiye’de artan nüfus, sanayileşme etkinlikleri ve teknolojik
gelişmeler ülke enerji gereksinimini özellikle de elektrik
talebini önemli ölçüde artırmaktadır. Ülkemizin 2023
hedefleri de göz önüne alındığında, bu gereksinimin 2010
yılındaki elektrik üretimini misliyle arttırılmasını zorunlu
kılmaktadır. Dolayısıyla, enerji bağlamında beklenti;
güvenilir ve sürekli enerji sağlanması olduğunda, emre
amadelik kriteri çerçevesinde fosil yakıtlı enerji santralleri
ile nükleer santrallerden bir başka deyişle konvansiyonel
santrallerden vazgeçilemeyeceği anlaşılmaktadır. Zira,
ülkemiz baz santrallerde kullanılan fosil yakıtlardan
sadece kömüre sahiptir ve bu kömürlerin önemli bir
kısmının ısıl değerleri de yüksek değildir. Ayrıca, kömür
santralleri, (atmosfere verdikleri sera gazları nedeniyle)
iklim değişikliği konusunu olumsuz etkilemektedir.
Bu durum, kömür dışındaki fosil yakıtları önemli miktarlarla
ithali sonucunu doğurmakta ve ülke ekonomisini olumsuz
etkilemektedir. Sorun önce, bütçede “cari açık” olarak
kendini göstermektedir. Ülkemiz, nükleer santralleri “Yapişlet (BOO)” modeli ile kurmakta olması nedeniyle yakıt
sorunu doğrudan ülke sorunu olmamaktadır.
Öte yandan, enerji arz güvenliği ve ulusal güvenlik
açısından enerji sorunlarının çözümünün sağlanmış
olması gerekmektedir. Aksi takdirde, enerji sorunları;
evrilerek dolaylı olarak ülkede ekonomik ve toplumsal
huzursuzluklara neden olabilecek ve tedbir alınamaması
halinde ülkenin ulusal güvenliğini tehdit eden boyutlara
dönüşebilme potansiyeline sahiptir. Bu bağlamda, enerji
sorunlarının stratejik kriterler bağlamında çözümlenmesi
önem arz etmektedir. Bir başka deyişle, enerji santralarının
çeşitlendirilerek ve yedeklenerek hayata zamanında
geçirilmesi öne çıkan unsurlar olmakta ve bu bağlamda
baz santralar olan fosil yakıt ve nükleer santraların çeşitlilik
ve yedeklilikle kurulması gerekmektedir.
KAYNAKLAR
[1] 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.
[2] Tuğrul A. B., “Nükleer Enerjinin Enerji Açılımlarındaki
Yeri”, “Uluslar arası katılımlı Nükleer ve Yenilenebilir
Enerji Kaynaklar Konferansı”, Ankara, 28-29 Eylül
2009, Bildiri Kitabı s: 93-98.
[3] Tuğrul A.B., Baydoğan N., “Olası Alternatiflerle Enerji
Kaynakları Değerlendirmesi ve Türkiye”,Türkiye 10.
Enerji Kongresi, 27-30 Kasım 2006, Bildiri Kitabı Cilt
II, s: 265-273.
[4] Tuğrul A. B., “Avrupa Sürecinde Türkiye ve Enerji
Açılımları“, V. Enerji Sempozyumu, 21-23 Aralık
2005, Ankara, TMMOB-EMOKüreselleşmenin Enerji
Sektöründe Yapısal Değişim Programı ve Enerji
Politikaları Bil.Kitabı,s:99-110.
[5] Tuğrul A.B., “Sürdürülebilir Kalkınma İçinde Enerji
Kaynaklarının Kullanımı”, “V. Ulusal Temiz Enerji
Sempozyumu”, İstanbul 26-28 Mayıs 2004, Bildiri
Kitabı Cilt II, s: 847-855.
[6] Tuğrul A.B., Çimen S., “Energy Initiatives for Turkey”,
“International Conference on Economics and
Econometrics –ICEE 2013”, 2-3 Aralık 2013, DubaiBAE, Proc. pp. 40-44.
[7] Tuğrul A.B., “Energy Policy and Interactions with
Politics and Economics”, “International Conference
on Energy Environmental Engineering - ICEEE 2014”,
21-22 Kasım 2014, Paris-France, Proc. pp. 801-804.
[8] Ünsal İ., Enerji Gündemi ve Hidroelektrik
Potansiyelimiz (Küresel Düşün, Yersel Davran, V.
Ulusal Temiz Enerji
Sempozyumu Bildiri Kitabı, Cilt I s: 273-295, 2004.
[9] Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, 2006.
[10] A. B. Tuğrul, “Nuclear Energy in the Energy Expansion
of Turkey”, “Journal of Energy and Power Engineering,
Vol. 5, No 10, pp. 905-910, Oct.2011.
[11] DEK-TMK, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi,
Enerji Raporu-2010.
[12] TEİAŞ, 2006, Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2006-2015), TEİAŞ, Haz.2006.
[13] Başaran M., Dünyada Nükleer Enerjiye Bakış, EIF2015, Ankara, 4-6 Kasım 2015.
[14] ETKB; Dünyada ve Türkiye’de Enerji Görünümü, 2012.
[15] Şimşek M., Nükleer Santrallerin Enerji Piyasasına
Etkisinin İncelenmesi ve APLUS Bilgisayar Programı
ile İrdelenmesi, Yük. Lisans Tezi, İTÜ Enerji Enstitüsü, Temmuz 2015.
[16] Şimşek M., Tuğrul A.B., “Nükleer Santrallerin Enerji
Piyasasına Etkisinin İncelenmesi”, 21. Uluslararası
Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2014, İstanbul, 05-06
Mayıs 2015 CD Bildiri Kitabı.
SUMMARY
In this study, energy power plants evaluated with availability
capacity concept and appraise the energy supply security
with the fiction projection. By this concept, problems on
energy supply security were discussed that having during
the uninterrupted electricity supply. An important solution
of the problem is installing of the nuclear power plants that
evaluate with relation energy supply security. For Turkey,
energy has highest priority like as other many developing
countries. Energy supply security for Turkey evaluated
according to the strategic criteria of energy policy. Turkey
has had plans for establishing nuclear power generation
since 1970. Today, plans for nuclear power are a key aspect
of the country’s aim for economic growth. Under these
circumstances, different alternatives described and assessed
with in terms of the energy expansion of Turkey. The
nuclear power program assessed in detailed by the 2023
energy targets of the country. With this study, different
energy supply security initiatives of Turkey were clarified
and emphasized and evaluated related political security
events. Energy policy has leaded many of the economics and
politics events and security of the countries. Energy plays an
important role in the national security of any given country,
but it needs the contemporary situations a fuel to power
the economic engine. It is necessity that should manage the
energy policy with diplomatic strategies and all type related
actions. it can be said that the energy policy affected all the
strategies of the country directly or unclearly, but always
it has priority for reasonable and applicable initiatives for
all countries. It was shown that establishing of the nuclear
power plants are most important alternative for the energy
supply security.
11
Algerian Renewable Energy Grab
Ammar MOUSSI
LARHYS Laboratory, Université de Biskra
ABSTRACT
In Algeria, Oil occupies an important place in the country’s
economic development. The increase in oil revenues following
the increase in volumes produced jointly and energy prices
has allowed an average growth in GDP of 4% per year during
the previous decade.
This encouraging scenario has motivated Algerian
government to go further in order to promote renewable
energy aspects in local market in order to allies with
worldwide tendency and withstand against any future
concern on energy market.
However, Nowadays, because of fossil fuel price collapse
and noticeable oil and Gas reserves degradation, this ‫يبشر‬
gloomy future that can abolish all these perspectives. Most
of megaprojects seem to have stalled. The question to ask,
is it possible to overcome this shockwave in the near future
and what will be the consequences on national growth and
foreign trade?
I. RENEWABLE ENEGY, A NEW PRIORITY FOR THE FUTURE
Since 2011, the Algerian government launched an
ambitious green energy program for the development of
renewable energy (RE) and energy efficiency. This relies
on a strategic vision focused on the development of
inexhaustible resources such as solar and using them to
diversify energy resources and foreign trades.
The program intends to install nearly 22 GW renewable
by 2030. About 12 GW will be dedicated to local demand
while the remaining is intended for export to the EU. The
export of electricity relies in euro-Mediterranean potential
projects such as DESERTEC, a plan to power Europe from
Saharan solar plants and banks on local financing. . In
addition, it is conditioned by the existence of a guarantee
of long-term purchase of reliable resources and existing
external funding partners [1-2].
Taking advantage of this program, renewables are placed
at the core of energy and economic policies pursued by
Algeria: by 2030, around 40% of electricity production for
domestic consumption will be from renewable sources.
Indeed, Algeria has to position itself as a major player in
the production of electricity from solar photovoltaic and
12
solar thermal that will drive sustainable economic growth
able to stimulate a new growth model.
The national renewable energy potential is heavily
dominated by solar. Algeria considers this energy as an
opportunity and a social and economic development lever,
especially through the establishment of creative industries.
By 2020, sixty solar photovoltaic and solar thermal power
plants, wind farms and hybrid power plants are to be
considered along the five following axis, Figure 1.
Capability To Install By Field
Of Energy Activity
Supporting activity
Energy efficiency
program
Develop industrial
capabilities
Research and
development
Regulations
Figure 1. Renewable energy priorities.
Renewable electricity generation projects dedicated to
domestic market will be conducted in three stages,
Figure 2:
2011
Pilot projects
implementation
beginning of the
2013 program
large-scale
2015 implementation
2020
Figure 2. Renewable Energy Projects scheduling.
These steps require the deployment of exhaustive funding
and human resources. Thus, an associated action has to
be undertaken by Universities and training institutions de
acquire the know-how especially in terms of engineering
and projects management.
II. CONTEMPORANEOUS SITUATION
With assumptions of economic growth rate of 3% and a
growth rate of 1.6% per year for the period 2007-2030, the
rate of growth in energy demand would be between 2.8%
and 4 3% per year, for the projection period, the Algerian
market will absorb maximally 61.5 MToe of primary energy,
in 2020 and 91.54 Mtoe in 2030. Consequently, the vision
was to relay on affordable richness to develop renewable
energy resources which is a twofold prospects[3]:
First, this allows the development of local energy market
by diversifying energy assets. Of course, this allows the
emergence of embryonic privet and state companies that
can retrieve labor and human resources. Secondly, part
of this energy demands will be used to increase export
capacity which will sustain theses new projects.
Today, Algeria’s energy needs are almost met by the most
available resources which is Gas. The continuation in the
current national energy consumption tendency can turn
into a serious problematic to the supply-demand balance
for this energy source in the long term. Therefore, It is
necessary to look for other forms of energy. It assumed that
the levels of the natural gas needs of the domestic market
would be about 45 billion m3 in 2020 and 55 billion m3 by
2030. To these is export ed the needs of export capacity
dedicated to finance national economy.
Similarly, electricity generation should be between 7580 TWh in 2020 up to 150 TWh by 2030. The major
challenge is to merge renewable in the energy mix in
order to diversify electricity production and contribute
to sustainable development. This action will not be of
interest if not accompanied by important energy saving
and energy efficiency. In addition to the deployment of all
sectors whether are public or private one[4].
III. SOLAR ELECTRICITY PRODUCTION PROGRAM
Algeria is determined to promote RE sector. This strategic
choice is motivated by the huge potential of solar energy.
This energy is the major axis of the program devoted to
solar thermal and solar PV. Solar electricity should reach
by 2030 over 37% of national electricity production. Figure
3 (a) and (b) show current production park structure and
planned integration of RE in the electricity production.
MW
35 000
30 000
25 000
20 000
(a)
15 000
5 000
20
11
20
12
20
1
20 3
1
20 4
15
20
1
20 6
1
20 7
1
20 8
1
20 9
2
20 0
21
20
2
20 2
23
20
24
20
2
20 5
2
20 6
2
20 7
2
20 8
2
20 9
30
0
Puissance installe du parc
classique
160,00
40,0%
140,00
35,0%
120,00
30,0%
100,00
25,0%
80,00
20,0%
60,00
15,0%
40,00
10,0%
20,00
5,0%
0,00
2011
2015
Production parmoyens
conventionales(TWh)
2020
2025
Production parmoyens
EnR(TWh)
0,0%
2030
Taux de
penetration(EnR%)
Figure 3. Renewable energy integration in electricity
production.
Taux de penetration(EnR%)
Production (TWh)
(b)
a. Industrial capacity development
To ensure a proper development of this ambitious project,
the industrial sector should endorse this determination.
Starting from technical knowledge, engineering and
research, Algeria is determined to invest and develop in
local creative segments.
b. Solar photovoltaic
By 2020, the objective is to reach an integration capacity of
about 80%. To do this, there is provided the construction of
a silicon production facility.
This is to be achieved through the creation of a PV module
manufacturing plant with a starting capacity of 120 MWp
/ year by “Sonelgaz”. As well, it is expected to put in place
a national subcontracting network for the production
of inverters, batteries, transformers, cables and other
equipment used in the construction of a photovoltaic plant.
Over the same period, design capabilities, procurement
and construction capable of achieving 60% integration
is expected. It is also envisaged the implementation of a
certification center for equipment for renewable energy
facilities.
Over the period 2021-2030, the rate of integrations should
be boosted and the production capacity of PV modules
should be expanded to reach 200 MWp /year. In addition,
subcontractors manufacturer are encouraged. It should
also be marked by the total control of engineering activities,
procurement and construction of power plants.
c. Solar thermal
For this sector, by 2020, it is expected to reach an integration
rate of 50% through the implementation of three major
projects that will be conducted in parallel to engineering
capacity building actions:
10 000
Puissance installe du parc
renouvelable
It is expected that by 2020, to produce about 2600MW for
the domestic market and fix export potential to about 2000
MW. By 2030, it is planned to install a capacity of nearly
12000MW for the national market and an opportunity to
export up to 10,000 MW. Most of this energy is either solar
thermal or PV[1-2].
• Construction of a mirror making factory;
• Construction of manufacturing plants coolant equipment
and energy storage;
• Construction of a plant for the manufacture of the power
block equipment;
• Business development and engineering design
capabilities, procurement and construction.
Other sources of renewable energies, such as wind and
biomass, are also considered but in an narrow scale. More
emphasis is put on acquiring the know-how methodologies.
13
d. Research and development
Of course, none of the previous ambitions could be
achieved and maintained if not sustained by a strong local
research and development program. Algeria promotes
research to make renewable energy program a catalyst for
the development of a national industry that will potentials
(human, material, scientific... etc.) The role of research is
even more crucial that it constitutes a key element in the
acquisition of technology, knowledge development and
improvement of energy performance. For Algeria, accelerate
the acquisition and the use of technology is essential
particularly for photovoltaic and solar thermal. Universities
and research centers present the key stone for this goal.
e. Legal framework and incentive measures
Aware of the growing interest in renewable energy and
their issues, Algeria has integrated their development in
its energy policy by the adoption of a legal framework
favorable to their promotion and implementation of
related infrastructure. Since 1999 up to now successive
decisions were made in favor of promoting renewable
energy and installing incentive measures to encourage
local and foreign investment
IV. ACTUAL MARKET STATUS
Algeria is the largest territorial unit in North Africa with an
estimated 40 million people. It is an oil producing country
with an annual growth rate of 3.2 per cent. The oil and gas
sector accounting for around 97% of merchandise exports
and 60% of fiscal revenues, Algeria is highly affected
by the unprecedented fall in global oil prices. If the
global financial meltdown persists, Algeria could suffer
a major setback. For instance, its 2016 budget has been
benchmarked against the $37.0 per barrel oil earnings.
With depleted or no reserve, crisis will continue to deepen.
Simply put, a persistent drop in crude oil prices means that
the government will have less to spend for capital projects
in the years ahead[5-6].
A more realistic vision is now announced, talking
about rationalising spending. Analysts expect more
infrastructure projects may be delayed, and say more
opportunities in non-energy industries, such as housing
and farming, may open for private, and foreign, investment
to free up state funds.
But, some economists say the limited measures announced
so far will do little to plug a budget deficit officially
forecast at 22 percent of gross domestic product (GDP)
in 2015, based on oil at $90 a barrel - almost triple the
current price. They say there is little room for maneuvers
as cuts to welfare spending appear out of bounds, for now,
in a country with a history of socialist and centralized
economic policies.
Even foreign investment looks gloomy, since Algeria
experiences a Poor business climate. The country
suffers from structural shortcomings including low
competitiveness, a weak business climate (placed 154
out of 189 countries in the 2015 Ease of Doing Business
ranking) and a burdensome regulatory environment. This
generates difficulties in attracting FDI[7-8].
V. CONCLUSION
Taking into account the sensitive time for Algeria’s
leadership, Decisions to be made could be difficult even
hard to apply. When the 2011 Arab Spring uprisings broke
out at neighborhood, still, Algeria was in a much better
shape, with foreign exchange reserves of around $185
billion at that time and being drown since that, Figure 4
Algeria may have ample FX reserves, but it still imports
most of the goods it needs, including food, medicine
and manufacturing parts. In addition, it is losing market
competitivity against quickly developing unconventional
shale oil and gas.
Nowadays, the question to ask is how much longer can
growth persist? What are the channels through which
the crisis could spread to Algeria and how are the effects
being felt?
Predicting Severe long term reduction in foreign exchange
earnings, Predictive measures are already put on, starting
from reduced level of domestic investment, less funding
available for much-needed investment in infrastructure
and other socioeconomic projects, slowdown in import,
stumbling stock prices, and diminishing foreign direct
investment. The latest government decisions were a
public-sector job-hiring freeze covering most areas except
energy, health and education. The illusion that the large
foreign exchange reserves would shield the country from
collapsing oil prices has itself collapsed.
14
Figure 4. Foreign exchange reserve.
According to some economist, Algerian authorities are
likely to priorities social stability over fiscal responsibility
in the short term, in the expectation that the current fall
in oil and gas prices will not last for longer than one or
two years. Thus, the first victim of such decisions would
be megaprojects as several planned urban tramway and
railroad projects across the country and the potential
renewable Energy long term plan. The prosperous RE
project seems to wait for the time being if not concealed.
REFERENCES
[1] Embarek Abdelkader El Mekki, “Stratégie Nationale
Energies Renouvelables Algérie” Forum algérobritannique de l’Energie, Alger, 04 Mars 2013.
[2] Sonelgaz Newsletter presse n°13, Edition
électronique – Avril 2011.
[3] Esseghir Asma et Haouaoui Leila, “Croissance
économique,
consommation
d’énergie
et
développement durable: l’exemple de la région
méditerranéenne”
Colloque
international
francophone, «Le développement durable: débats et
controverses”, 15 et 16 décembre 2011, Université
Blaise Pascal, Clermont-Ferrand.
[4] Mohamed M.K., “L’Algérie dans la transition
énergétique et la coopération euro-méditerranéenne”
Colloque international, Ecole Préparatoire en
Sciences Economiques, Commerciales et Sciences de
Gestion d’Oran, 10 et 11 novembre 2013.
[5] Benzidane Hadj, “Implications Of The Current Global
Financial Crisis Algerian Economy: What Are The
Lessons?” International conf on Impact of The global
financial crisis, 20-21 October 2009.
[6] Brambila Macias, Massa I., “The global financial crisis
and sub-Saharan Africa”, Working paper n° 304,
Overseas development institute, UK, 2009.
[7] Deutsche Bank report, “Algeria, Frontier country
report”, | June 8, 2015.
[8] The international monetry fund IMF Report, 2015,
The IMF’s Middle East and Central Asia Department
(MCD).
15
An Anfis Estimator For PMBLDC Motor Photovoltaic Pumping System
Ammar MOUSSI
A. TERKI
N. TERKI
ABSTRACT
In this work an Adaptive Neuro Fuzzy Inference System
(ANFIS) estimator of permanent magnet brushless DC
motor (PMBLDC) in PV pumping system is presented. The
operation of such motor requires accurate rotor position
knowledge. However, most rotor position sensors produce
undesirable effects such as mechanical losses. In order to
overcome these disadvantages, sensorless scheme offer
great advantages. Thus, a combined scheme which groups
the adaptive capability of the neural network together with
the reasoning ability of fuzzy logic is presented. This ANFIS
estimator results in a fast responding and flexible model
and lends itself perfectly adapted for complex system such
as PV pumping systems.
Keywords: Photovoltaic system, Brushless DC motor, ANFIS
estimator, Speed controller
I. INTRODUCTION
In early1980s, DC motors are widely used for PV pumping
applications either with or without intermediate
converters[1]. However these motors a bulky, and require
frequent maintenance. Nowadays solar power fed
permanent magnet brushless DC (PMBLDC) motors are
being used instead[2].
PMBLDC machine is more popular due its simple structure
and low cost[1,3]. These machines have the advantages of
light weight, small size, simple mechanical construction,
easy maintenance, good reliability, and high efficiency [15]. In general, for appropriate power devices commutation,
the motors is equipped with mechanical position detector
such as Hall Effect sensor, optical or inductive sensor.
They endure undesirable effects such as mechanical
losses, periodic maintenance and also requisite proper
changes in mechanical design. In order to overcome these
drawbacks, there is a need to develop a sensorless scheme
for estimating rotor position.
In recent years, many sensorless drive methods have been
proposed. Of these Extended Kalman Filter (EKF) and Flux
16
Linkage Observer (FLO) based on the integration of back
EMF were proposed[7-10].
In this work an Adaptive Neuro Fuzzy Inference System
(ANFIS) estimator of permanent magnet brushless DC
motor in PV pumping system is presented. The Adaptive
Neuro Fuzzy Inference System (ANFIS), is a neural network
that is functionally the same as a Takagi–Sugeno type
inference model. The ANFIS is a hybrid intelligent system
that takes advantages of both ANN and fuzzy logic theory
in a single system, by using the ANN technique to update
the Takagi–Sugeno type inference model parameters.
In order to explain the concept of ANFIS structure, five
distinct layers are used. The first layer in the ANFIS
structure is the fuzzification layer; the second layer
performs the rule base layer; the third layer performs the
normalisation of membership functions (MFs); the fourth
and fifth layers are the defuzzification and summation
layer respectively[11].
The paper is organized as follows. In section 2, PV pumping
system structure is presented while the Adaptive network
fuzzy inference system estimator is described in section 3.
Simulation results and system performances are showed
in section 4. Finally, Section 5 concludes our contribution
and merits of this work.
II. SYSTEM LAYOUT
The full system mainly consists of the solar cell array
generator, DC/DC converter with MPPT (maximum power
point tracker) command, PMBLDC motor with its bridge
inverter coupled to a centrifugal pump load. The motor is
controlled through a hysteresis current loop and an outer
speed with PI type controller as shown in Figure 1.
a. PV generator model
The characteristic of the Photovoltaic generator can be
presented by the following nonlinear equation[4]:
(1)
The value of the torque reference is given by [4]:
(7)
Where
the speed error of previous interval is,
is
the speed error of working interval.
and
are speed
controller gains.
d. Current control
Several techniques can be used to control the phase
current of the PMBLDC motor. In this paper a hysteresis
current controller is used. It has the major advantage of
not requiring machine parameters to be known. However,
the commutation frequency is not constant[4]. It depends
on many factors such as the applied voltage, the back emf,
hysteresis band
...etc.
Figure 1. Overall system configuration.
-
-
-
-
-
-
IPV Array output current
Rsh PV array equivalent shunt resistance,
Isc PV array short circuit current,
Io PV array reverse saturation current,
Rs PV array series resistance,
Vth PV array thermal voltage.
The thermal voltage Vth and t reverse saturation current Io
are successively identified by [4]:
(2)
Maximum value of commutation frequency is obtained at
starting and is given by [4]:
(7)
The commutations are obtained by comparing actual
currents ia.b.c to a rectangular reference i*a.b.c and by keeping
them in hysteresis band
. The commutation sequences
of switches are summarised in the table I.[5].
Table 1. Operating Sequences With Respect To Rotor Position
(3)
b. Permanent magnet Brush-Less DC motor model
The simplified schematic of PMBLDC motor who has a
trapezoidal electromotive force, the use of Park transform
is not the best approach in modelling the machine.
Instead the natural approach in used where the emf is
generated with respect to rotor position. The electric part
of the motor is well documented in[4,5].
c. Speed control
PI speed controller is widely used in industry due to its
ease in design and simple structure. The rotor speed
is compared with the reference speed
and the
resulting error is estimated at the nth sampling instant as:
(4)
(5)
e. Pump model
A centrifugal type is used. It can be described as an
aerodynamic load which is characterised by the following
load equation [4]:
(8)
Where A is the pump constant.
III. ANFIS ESTIMATOR
The adaptive network fuzzy inference system plays a
significant role in the field of artificial intelligence. It
combines the advantages of a fuzzy controller as well as
17
quick response and adaptability nature of artificial neural
network[11]. Hence using this scheme one can avoid the
use of a position sensor which produces mechanical losses
neurons, each of which having a very specific behaviour.
From these, second, third and fifth layer have constant
behaviour, while layers 1 and 4 have varying parameters.
in the motor. Different configurations of adaptive network
fuzzy inference system have been tested and the best one
that gives the minimum error value is shown in Figure 3.
The Algorithm of the model structure was constructed
as shown in Figure 2. The membership functions were
obtained from the data set of the back emfs which were
first normalized for loading Data. Then generate Fis,
built on sugeno structure, which is obtained by creating
of input membership function: number (tree inputs) &
type (triangular) and output type(linear). The choice of
optimization method (hybrid) is obtained by Train Fis. If
the results are satisfactory (error is minimum) after test
Fis, denormalised procedure is done and go to application
thereafter. The ANFIS structure consists of 5 layers of
Figure 3. Structure of ANFIS model proposed.
Layer 1: consists of five adaptive neurons in which
the fuzzification is performed, that is: the grade of
membership to the defined membership functions of the
input is evaluated.
(9)
Where x is the input to ith neurons and Ai is
membership function correspond to variable x. The
membership function µAi (x) is triangular.
Layer 2: consists of 125neurons, each node output
represents the firing weight of a rule gives then:
(10)
k: represent the number of rule, i: the number of x partition
and j : number of y partition.
Layer 3: consists of 125 neurons, every node calculates the
ratio of every rule firing weight to the sum of all rule firing
weights.
(11)
Figure 2. Algorithm
of the ANFIS model.
18
Layer 4: consists of 125 neurons. Nodes in layer 4 are
adaptive nodes in which the consequent evaluation
inference is calculated, its output is defined as:
(12)
Wk is the output of layer3 and
is called
consequent parameters.
Layer 5: Finally, is single node in layer 5, where sums all
the outputs from 4th layer to compute the overall output
of the network:
(13)
IV. SIMULATION RESULTS
The entire ANFIS network architecture is represented in the
Figure 6. The inputs are the three line to line back emfs of
the motor namely Eab, Ebc and Eca, Figure 4. And the desired
output is the estimated rotor position angle. To produce the
above relationship with least possible error, a five layer feed
forward adaptive network fuzzy inference system is used.
The input layer consists of five neurons that have their inputs
as the three line to line back emfs, the three hidden layers
consists of 125 each and the output layer consists of a single
neuron whose output is the estimated position of the rotor.
The relationship between back emf and rotor position is
shown in Figure 5.
Figure 6 shows estimated rotor position by adaptive network
fuzzy inference system and the error, along with real rotor
position without regulation. Figure 7 shows the estimated
rotor position by adaptive network fuzzy inference system
and the error, along with real rotor position the case is with PI
speed control. Comparing the cases with control (PI regulator)
and without control, the controlled system attains steady
state in (0.04s) greater than the case without regulation the
system attains the steady state in(0.023s), so the PI regulator
slows the dynamic responses.
Figure 6. Simulation results without control.
Figure 4. The inputs curves.
Figure 5. The back emf Eab.
Figure 7. Simulation results with PI controller.
19
The performance of the trained adaptive network fuzzy
inference system is found to have very minimal errors which
is about 1.303e-7 as seen in the Figure 7 (without control). For
Figure 8 (with PI controller), the error is 7.8386e-9. The error of
output of ANFIS and real rotor position sensor are compared
through Figure 6 and Figure 7 respectively. It is clear that the
error in Figure 7 is too small (7.8386e-9) than these in Figure 7
(1.303e-7). The proposed scheme works efficiently where the
usage of neural network topology together with fuzzy logic in
adaptive network, ANFIS, not only includes the characteristics
of both methods, but also eliminates some disadvantages of
their lonely-used case.
[7]
[8]
[9]
V. CONCLUSION
The developed ANFIS models were successful in estimating
rotor position of PMBLDC motor used in PV pumping
system. In this paper the design of adaptive network
fuzzy inference system based sensorless scheme was
developed for permanent magnet brushless DC motor. The
proposed scheme works efficiently for both with control
(PI regulator) and at without control. It was found that the
error is very minimal and this is smaller in system with
regulation, than these without regulation. Also adaptive
network fuzzy inference system based estimator is very
flexible.
This scheme not only eliminates the position sensor,
thereby cutting the cost but also transforms the drive
into a highly efficient drive by eliminating losses caused
by position sensors. The estimation error is found to be
very minimal proving that the developed system is a very
efficient and a reliable one.
REFERENCES
[1] Moussi A., Saadi A., Achour B. and Greg A.,
“Photovoltaic pumping systems technologies trends”,
Larhyss journal, 2003, pp.127-150.
[2] Packiam P., Jain N.K., Singh I.P., “A review on
development of photovoltaic water pumping system”
Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 43,
2015, pp. 918–925.
[3] Demirtas M., Karaoglan A.D., “Optimization of PI
parameters for DSP-based permanent magnet
brushless motor drive using response surface
methodology” Energy Conversion and Management,
Vol. 56, 2012, pp. 104–111.
[4] Terki A., Moussi A., Betka A., Terki N., “An improved
efficiency of fuzzy logic control of PMBLDCfor PV
pumping system” Applied Mathematic Modeling,
Vol. 2, 2012, pp. 934-944.
[5] Moussi A., Terki A., Asher G., “Hysteresis current
controller of permanent Magnet Brushless DC motor
PV pumping system”, ASME, 2005, pp. 523-528
[International Solar Energy conference].
[6] Hiyama T., “Neural network based estimation of
20
[10]
[11]
maximum power generation from PV modules using
environmental information” IEEE Transactions . EC,
Vol.12, 199, pp. 241–247.
Ungurean A., Coroban-Schramel V. and Boldea I.
“Sensorless control of a BLDC PM motor based on
I-f starting and Back-EMF zero-crossing detection ”
OPTIM ’10, 2012, pp. 377-382.
AlinStirban,
Ion
Boldea,
and
GheorgheDanielAndreescu, “Motion-Sensorless Control of
BLDC-PM Motor With Offline FEM-InformationAssisted Position and Speed Observer” IEEE
Transactions. Ind. Appl, Vol. 48, 2012, pp. 1950-1958.
LiviuIoanIepure, Ion Boldea and FredeBlaabjerg,
“Hybrid I-f starting and observer-based sensorless
control of single phase BLDC-PM Motor drives” IEEE
Transactions. Ind. Electron, Vol.59, 2012,pp. 3436 –
3444.
Sreepriya R. and Ragam Rajagopal, “Sensorless Control
of Three Phase BLDC Motor Drive with Improved Flux
observer” IEEE International Conference on Control
Communication and Computing ICCC, 2013, pp.292297.
Abdulshahed, Andrew P., Fletcher S., Myers A.
“Thermal error modelling of machine tools based on
ANFIS withfuzzy c-means clustering using a thermal
imaging camera” Appl. Math. Model, Vol. 39, 2015,
pp. 1837–1852.
APPENDIX
PV generator, motor and pump parameters.
PV generator Modules AEG-40.
(Temperature T=25°Cand solar insolation E=1000W/m².)
• Open circuit voltage 22.40 V
• Short circuit current 2.410 A
• Series resistance 0.450
• Current temperature coefficient 0.06%/ C
• Voltage temperature coefficient 0.40%/ C
Brushless DC motor
• Rated power • Rated speed • Rated voltage • Rated current • Per phase resistance • Per phase inductance • Poles number • E.m.f constant 690 W
3000 rev/min
200-220V
4.8 A
1
5 mH
6
0.47
Centrifugal pump
• Rated speed • Rated power • Flowrate • Head • Efficiency 3000 rev/min
521 W
2.597 l/s
14.11 m
69%
Fireside Chemical Treatment For Fossil Fired Boilers Efficiency
Management And Maintenance Optimization
Andras BACZONI
NALCO Company
ABSTRACT
Slagging and fouling in fossil fuel boilers can significantly
increase operation and maintenance costs, increase the
amount of CO2 emitted per MWe produced, and ultimately
limit plant output. All these factors impact operational
flexibility and the ability to fully exploit an ever-changing
power market.
Boilers are designed to accommodate the chemistry of
specific fuel qualities. In the current global economic market
we find that units are being pushed beyond their design
operational limits and fuel quality is significantly different
than that planned with initial design. This means that many
units are burning imported coals, biomass, waste fuel, or
combinations of these.
A range of technologies to predict and evaluate the likelihood
and consequences of fuel-related boiler fouling have been
developed. This data is then used to design and implement
targeted solutions to enhance boiler cleanliness and improve
unit operations. It is essential to know the fuel what is used
for the boiler to plan operation with chemical additive.
In this paper we introduce some East-European case history
of fireside chemical treatment of coal fired power plants. In
these cases efficiency is decreased due to high amount of
slag accumulation in the radiant zone therefore operational
expenses is increased meanwhile plant efficiency is decreased.
These operation challenges lead to implement an ultimate
low capital investment solution to increase the flexibility in
fuel. The implemented chemical treatment is fed directly into
the fuel conveyor belt and a close monitoring is used for the
treatment efficiency.
In both case the return on investment (ROI) on the treatment
is less than one year what is proved the applications
continuous use to enhance the safe and reliable steam and
electricity production. With chemical treatment the boilers
run length between manual cleaning is increased what
reduced the maintenance costs as well.
INTRODUCTION
Slagging and fouling in fossil fuel boilers can significantly
increase operation and maintenance costs, increase the
amount of CO2 emitted per MWe produced, and ultimately
limit plant output. All these factors impact operational
flexibility and the ability to fully exploit an ever-changing
power market.
Fuel impurities such as sulfur, alkalies (Na, K), vanadium,
and chlorine can play an important role in the formation
of liquid phase deposits and are also considered to be the
main sources of fireside corrosion. Liquid phase deposits
not only promote the accumulation of fly ash particles on
heat transfer surfaces, but also provide electrolytes for
electrochemical attack of metal tubes.
Many efforts have been made to minimize or control
deposits and corrosion. These include boiler and burner
designs, combustion control, fuel selection, mechanical
cleaning using highly resistant alloys, and applying
chemical additives. Additives can react with ash particles
or slag constituents to modify deposit structure; inhibit
the formation of liquid phase, corrosive compounds; and
form a protective barrier on the tube surfaces[1-4].
Anyway if the deposition happening will affect the boiler
performance and therefore the whole plant productivity
and total cost of operation (TCO).
ESTIMATION OF SLAGGING AND FOULING OF COALS
There are developed range of technologies to predict
and evaluate the likelihood and consequences of fuelrelated boiler fouling. This data is then used to design
and implement targeted solutions to enhance boiler
cleanliness and improve unit operations.
Basically need to collect coal and ash analysis and after a
computer algorithm can help to predict the likelihood of
slagging and fouling for any type of fuel. The respective
method is different for all type of fuel. A proximate and an
ultimate analysis is a minimum to have to say anything.
The ASTM [5] method of ash fusibility temperature (AFT)
is also a simple and easy method to measure likelihood
of slag development. If the melting temperature is in a
specific range than the layering mechanism is actively
present in the furnace. This meaning a sticky material is
adherent to the tubes and collect furthers the fly ash. A
layering process is elevating the thickness of the deposit.
21
The characterization of different ashes can be seen in the
next Table 1.
Table 1. The Classification of Ashes
Lignitic ash
Lower rank coal having more
(CaO+MgO) than Fe2O3.
Bituminous ash
Higher rank coals having more
Fe2O3 than (CaO +MgO).
Loose deposit
without chemical bonding, no
capillary attraction and contain no
sticky component in the matrix
Bonded deposit
sintered deposit, a denser layer
of slag firmly bonded to the heat
tansfer surface
Low fusible ash
NaCl, Na2SO4,CaCl2, MgCl2,
Al2(SO4)3: mp 700-850°C
Medium
Fusible ash
Na2SiO3, K2SO4 and FeS:
mp 900-1100°C
High Melting ash
CaO, MgO,Al2O3, Fe2O3:
mp1600-1800°C
Coal type
Ash
deposit
structure
Ash
fusibility
CHEMICAL ADDITIVE TO CONTROL SLAG FORMATION
The purpose of the continuous treatment is to reduce the
slagging of the ash in different areas within the fireside of
the boilers. By reducing the slagging on the heat transfer
surfaces we aim to longer the operation time between
cleanings meanwhile the efficiency of the boilers will be
kept more stable over the time.
The so-called “Slag control program”:
• The dosage of the product is increasing the melting
temperature of the slag, slag weakening and reducing
deposits (Figure 1).
• In addition to reducing the remaining deposits of clay
and are easier to remove.
• Slag removal devices act more effectively
• Higher operating time between two cleaning operations
and reduced fuel consumption.
Figure 1. ASTM
method for AFT
measurement in
case of additive
and original coal
sample.
The program is based on aqueous magnesium compounds.
The feeding of the aqueous form suspension is done by
spraying over the fuel before entering the feeding hopper.
Typically the following metallic compounds responsible
for slagging:
• Iron Cordierite (2FeO-2Al2O3-5SiO2): mp 1088-1380 °C
• Anorthite (CaO-Al2O3-2SiO2): mp 1300-1400 °C
22
• Albite (Na2O-Al2O3-6SiO2)-nepheline (Na2O-Al2O3-2SiO2):
mp 1060-1280 °C
• Calcium metaphosphate (CaO-P2O5) to Calcium
pyrophosphate (2CaO-P2O5): mp 1000-1300 °C
Replace the metal oxides in the structure to form the high
melting chemical: MgO-Al2O2-SiO2 (the melting point of
MgO is 2852 °C) and as well increase the porosity of the
slagging and make it loose and easy to remove[6-8]. See
next Figure 2.
Adherent deposit with low
porosity
Loosy, porose deposit
Figure 2. The comparison of untreated and treated deposit
porosity.
In Table 2 the possible savings area are summarized
that can be gain from a good treatment program on
the fireside. The majority of savings can be achieved by
reduced maintenance time and cost and through reduced
maintenance time.
Table 2. Benefits of A Fireside Chemical Slag Control Treatment
Increased
capacity
•Increase in megawatt production (steam production)
•Decrease in auxiliary power requirements (ID Fan,
bottom ash clinker grinders, soot blowing air or steam
requirements, etc.)
Increased
availability
•Reduced downtime for fireside cleaning
•Reduced load drops to shed slag
Reduced
maintenance
costs
•Reduced use of soot blowers. Maintenance and
replacement costs are directly proportional to use.
•Reduced tube leaks. Soot blowers and water cannons
can damage tubes. Aggressive cleaning of the fireside
can do the same.
•Slag falls can damage tubes and require major
maintenance.
Environmental
benefits
•Improved boiler efficiency reduces CO2 emissions
•A cooler furnace due to improved heat transfer can
reduce NOx production by 5-10%
•Reduced sulfuric acid Emissions that can affect opacity
Life extension
(asset protection)
• Soot blowers and fans
• Tubes and pendants
Improved Safety
• Draft balance in furnace
• Online cleaning methods
Improved heat
rate (net)
• Boiler efficiency (fuel-to-steam ratio)
• Auxiliary power requirements
• Superheat and reheat temperature control
(attemperation spray)
Fuel flexibility
• Ability to burn lower quality (less expensive)
fuels (higher slagging or fouling index)
• Ability to burn (cofiring) solid waste or biomass
What needs to keep in mind that not all Mg based chemical
additive is equal. It is matter the type of manufacturing
the form of magnesium based compound and particle size
as well to apply a successful treatment take the desired
effect on the operation.
CASE HISTORY ON SLAG CONTROL AND THE ECONOMIC
ASPECTS OF SLAG
A hard coal fired 1780 MWe power plant has conventional
225 MW furnace units + 1 biomass unit. The coal what is
used for fuelling sometimes has slagging characteristic
sometimes looking to be easily burnable. When slagging
type of coal is burnt that need chemical support to not
lose competitiveness of the plant on the market.
Nalco 8270 fireside chemical treatment is applied since
2011 for slagging control. The treatment is setup to add
the chemical additive to the fuel on the conveyor belt.
(Figure 3)
It is obviously can be seen that lower MWe could be
produced when fireside treatment is stopped what
resulted as an average 3 MWe lost on a continuous basis.
On the end of July when performance is decreased finally
needed to shutdown and manually needed to clean the
boiler furnace with the involvement of alpinist group.
Alone this result a big maintenance cost to the plant.
It can be seen on Figure 5 that in case of no treatment
the slagging is happened on the SH section what resulted
lower spray attemperation water flow. This also resulted
with time higher flue gas exit temperature (FGET), what
also added additional cost to the electricity consumption
of the ID fans.
Figure 3. Nalco 8270 Fireside Chemical dosing system.
The treated coal going to the milling process where
homogenization happening in the pulveriser prior fuel
entering into the furnace. In the next Figure 4 the treated
and untreated periods can be seen of the operation. For
below example Unit #1 operational data is can be seen in
the operation period of April - July 2015.
Figure 5. SH temperature (°C) on the right and
desuperheating water amount (t/h) on the left (compared
points where load above 200 MWe).
In the next Table 3, the results are summarised for the
operation point of view.
Table 3. The Economic Benefit Of Fire Side Treatment Of
Boilers
With the almost 2 Million € savings the power station’s
fireside treatment project return on investment (ROI) if
compared with the investment is less than 3 month!
Figure 4. Top MWe performance lost during untreated
period (compared points where load above 200 MWe).
Next to the economic savings also needs to mention the
e-ROI benefit, what stands for the Return on Investment
from the Environmental point of view. Since the FGET is
lower therefore the boiler overall efficiency is increased
therefore the environmental footprint of the plant is
decreased.
23
REFERENCES
[1] Lightman, P. and Stree, P. J., “Structural Changes
Occurring in Pulverized Coal Firing”, Fuel, 1968, vol.
47,7.
[2] B.S. Pierce, K.O. Dennen - The National Coal Resource
Assessment Overview, 2009
[3] Ball, C. G., “Contributions to the Study of Coal”, Illinois
State Geological Survey, 1995.
[4] Reid, W. T., “External Corrosion and Deposits: Boilers
and Gas Turbines”, Elsevier, New York, 1971.
[5] ASTM (D1857/D1857M – 04) – Standard Test Method
for Fusibility of Coal and Coke Ash, Reapproved in
2011
[6] I. Gulyurtlu, P. Teixeira - Prediction of Slagging and
Fouling Tendency of Coal & Biomass Co-Firing in
Fluidized Bed Combustion, 2012
[7] Katsuya Akiyamaa, Haeyang Paka, Yasuaki Uekib, Ryo
Yoshiiec, Ichiro Narusec - Effect of Mg based addition
to Upgraded Brown Coal on the Ash Deposition
Behavior During Combustion, 2011
[8] B.Chudnovsky, A.Talanker – Effect of bitominous coal
properties on heat transfer characteristic in the boiler
furnaces, ASME International Conference 2004.
©2016 Nalco an Ecolab Company USA Inc. All Rights
Reserved.
24
Renewable Energy Sources and Environmental Protection
Arif MERMER
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
ABSTRACT
Renewable technologies are considered as clean sources
of energy and optimal use of these resources minimize
environmental impacts, produce minimum secondary
wastes and are sustainable based on current and future
economic and social societal needs. Renewable energy
technologies provide an excellent opportunity for
mitigation of greenhouse gas emission and reducing
global warming through substituting conventional energy
sources. According to the World Energy Outlook (2013)
sustainable energy policies should be promoted in order to
spur economic growth and environmental protection in a
global context, particularly in terms of reducing greenhouse
gas emissions that contribute to climate change. In this
paper, environmental issues such as acid precipitation,
stratospheric ozone depletion, and the greenhouse effect are
discussed, particularly as they relate to energy, environment
and sustainable development.
1. INTRODUCTION
Renewable energy sources (RES) supply 14% of the
total world energy demand[1]. RES includes biomass,
hydropower, geothermal, solar, wind and marine energies.
The renewable are the primary, domestic and clean or
inexhaustible energy resources. Nuclear energy is not
normally considered to be a renewable energy source as
it does not replenish within the lifetime of a person[2].
Large-scale hydropower supplies 20 percent of global
electricity. Wind power in coastal and other windy regions
is promising source of energy[3]. Main renewable energy
sources and their usage forms are given in Table 1.
Sustainable development requires methods and tools
to measure and compare the environmental impacts
of human activities for various products[5]. At present,
consumption of fossil fuels is dramatically increasing
along with improvements in the quality of life,
industrialization of developing nations, and increase of
the world population. Also, computers and lifts cease to
function, hospitals sink to a care and maintenance level
and the lights go out. As populations grow, many faster
than the average 2%, the need for more and more energy
is exacerbated. Enhanced lifestyle and energy demand
rise together and the wealthy industrialized economies
which contain 25% of the world’s population consume
Table 1. Main Renewable Energy Sources and Their Usage
Form[4]
Energy source
Energy conversion and usage options
Hydropower
Power generation
Modern biomass
Heat and power generation, pyrolysis,
gasification, digestion
Geothermal
Urban heating, power generation,
hydrothermal, hot dry rock
Solar
Solar home system, solar dryers, solar
cookers
Direct solar
Photovoltaic, thermal power generation,
water heaters
Wind
Power generation, wind generators,
windmills, water pumps
Wave
Numerous designs
Tidal
Barrage, tidal stream
75% of the world’s energy supply. Increasing consumption
of energy to meet out current energy demands alarm over
the energy crisis has generated a resurgence of interest in
promoting renewable alternatives to meet the developing
world’s growing energy needs[6]. Problems with energy
supply and use are related not only to global warming,
but also to such environmental concerns as air pollution,
acid precipitation, ozone depletion, forest destruction, and
emission of radioactive substances. These issues must be
taken into consideration simultaneously if humanity is to
achieve a bright energy future with minimal environmental
impacts. Much evidence exists, which suggests that
the future will be negatively impacted if humans keep
degrading the environment[7]. The main objective of this
paper is to discuss the environmental problems such as
acid precipitation, stratospheric ozone depletion, and
greenhouse effect and the anticipated patterns of future
energy use and consequent environmental impacts and
to identify some solutions to the current environmental
problems, focussing on renewable energy sources and
technologies and the linkage between renewable energy
and sustainable development.
2. RENEWABLE ENERGY SOURCES
One of the most notable features of renewable forms of
energy is the diversity of technologies and resources. The
energy resources have been split into three categories:
fossil fuels, renewable resources and nuclear resources
25
10,038
10,549
11,425
12,352
13,310
1080
1313
1791
2483
3271
Large hydro
22.7
266
309
341
358
Geothermal
43.2
86
186
333
493
Small hydro
9.5
19
49
106
189
Wind
4.7
44
266
542
688
Solar
thermal
4.1
15
66
244
480
Photovoltaic
0.1
2
24
221
784
Solar thermal
electricity
0.1
0.4
3
16
68
Marine (tidal/
wave/ocean)
0.05
0.1
0.4
3
20
4289
6351
34.7
47.7
Total RES
Renewable
energy source
contribution (%)
1,365.5 1,745.5 2,964.4
13.6
16.6
23.6
The renewable energy share of total world energy
consumption is expected to remain unchanged at 8%
through 2025, despite a projected 56% increase in
consumption of hydroelectricity and other renewable
resources[9]. The percentage share of each renewable
energy source in 2001 is given in Figure 1.
Figure 1. The percentage share of each renewable energy
source in 2001.
26
Figure 2. A schematic illustration of greenhouse effect [11].
The earth’s surface temperature has increased about
0.6C over the last century, and, as a consequence, the
sea level is estimated to have risen by perhaps 20cm[12].
Such changes can have wide-ranging effects on human
activities all over the world. Currently it is estimated
that CO2 contributes about 50% to the anthropogenic
greenhouse effect. In Table 3, current knowledge of the
role of various greenhouse gases is summarized.
Table 3. Role of Different Substances in The Greenhouse Effect[13]
Share in the greenhouse
increase due to human
activity (%)
2040
Share in the greenhouse
effect due to human
activity (%)
2030
Annual
growth rate (%)
2020
Present concentration
Biomass
2010
Pre industrial
concentration
Total
consumption
(million tons
oil equivalent)
2001
Ability to retain infrared
radiations compared to
CO2
Table 2. Global Renewable Energy Scenario by 2040[5]
3. CLIMATE CHANGE SCENARIO
Increased use of renewable energy can have an important
environmental effect. The potentially most important
environmental problem relating to energy is global climate
change (global warming or the greenhouse effect). The
increasing concentration of greenhouse gases such as
CO2, CH4, CFCs, halons, N2O, ozone, and peroxyacetylnitrate
in the atmosphere is acting to trap heat radiated from
Earth’s surface and is raising the surface temperature
of Earth[10]. A schematic representation of this global
climate change problem is illustrated in Figure 2.
Substance
which can be used to produce energy again and again, e.g.
solar energy, wind energy, biomass energy, geothermal
energy, etc. and are also often called alternative sources
of energy[8]. The share of RESs is expected to increase
very significantly (30–80% in 2100). The global renewable
energy scenario by 2040 is presented in Table 2.
CO2
1
275
346
0.4
71
50 ± 5
CH4
25
0.75
1.65
1.0
8
15 ± 5
N2O
250
0.25
0.35
0.2
18
9±2
R-11
17,500
0
0.00023
5.0
1
13 ± 3
R-12
20,000
0
0.00040
5.0
2
13 ± 3
Furthermore, many scientists predict that if atmospheric
concentrations of greenhouse gases continue to increase,
as present trends in fossil fuel consumption suggest will
occur, the Earth’s temperature may increase in the next
century by another 28C and perhaps by up to 48C. If this
prediction is realized, sea level could rise between 30 and
60 cm before the end of the 21st century [14].
Crucial to discussions on averting global climate change
is thorough evaluations of the costs of reducing carbon
emissions. From a developing-country perspective,
the discussion of costs and benefits has to take into
account the need for policies promoting rapid economic
growth. 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 facilitating fuel switching,
and the implementation of international policies
enabling easier access to advanced technologies and
external resources[15]. In order to conduct a successful
environmental study we should have a clear outline and
include the following significant steps:
past. However, as awareness of their contributions to the
regional and transboundary problem of acid precipitation
has grown, attention has begun also focusing on other
substances such as volatile organic compounds (VOCs),
chlorides, ozone and trace metals that may participate
in the complex set of chemical transformations in the
atmosphere resulting in acid precipitation and the
formation of other regional air pollutants. There are a
number of major evidences to show the damages of acid
precipitation as follows[17]:
• Acidification of lakes, streams, and ground waters
• Toxicity to plants from excessive acid concentration
• Corrosion of exposed structures l Health hazards for fish
and aquatic life
• Damage to forests and agricultural crops
• Deterioration of buildings and fabrics
• Harmful effect of sulfate aerosols on physical and optical
properties of clouds
• Definition of the main goals both short- and long-term
• Measurement or estimation of the data needed as accurately as possible
• Evaluation of the measurements or estimations.
• Generation of new and reliable data. Reporting of the
results without outraging.
4. ACID PRECIPITATION
Acids produced by the combustion of fossil fuels (e.g.
in smelters for non-ferrous ores, industrial boilers, and
transportation vehicles) can be transported over great
distances through the atmosphere and deposited
via precipitation on the earth on ecosystems that are
exceedingly vulnerable to damage from excessive
acidity. This acid precipitation was found to be mainly
attributable to emissions of SO2 and NOx [16]. A schematic
representation of the formation, distribution, and impact
of acid precipitation is shown in Figure 3. Also, substances
such as volatile organic compounds (VOCs), chlorides,
ozone, and trace metals may participate in the complex
set of chemical transformations in the atmosphere
resulting in acid precipitation, the effects of which are as
follows: acidiﬁcation of lakes, streams, and ground waters,
resulting in damage to ﬁsh and aquatic life; damage
to forests and agricultural crops; and deterioration
of materials, such as buildings, metal structures, and
fabrics. A major source of acid-precipitation precursors
are energy-related activities (e.g., electric power plants,
residential heating, and industrial energy use account for
80% of SO2 emissions, while road transport accounts for
48% of NOx emissions in OECD countries).The pollutants
have caused only local concerns related to health in the
Figure 3. A schematic representation of the formation,
distribution, and impact of acid precipitation.
Another source of acid precipitation is sour gas treatment
which 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[18]. Additionally, VOCs are generated
by a variety of sources, and comprise a large number of
diverse compounds. Countries in which the energy-related
activities mentioned in the previous paragraph occur
widely are likely to be significant contributors to acid
precipitation. The largest contributors in the world are the
United States, countries from the former Soviet Union and
China[19].
5. STRATOSPHERIC OZONE DEPLETION
It is well known that the ozone present in the stratosphere,
roughly between altitudes of 12 and 25 km, plays a
27
natural, equilibrium-maintaining role for the Earth,
through absorption of ultraviolet (UV) radiation (240±320
nm) and absorption of infrared radiation[20]. 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
(chlorinated and brominated organic compounds) and
NOx shown in Figure 4.
Figure 4. Schematic representation of ozone-depleting
sources[21].
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. Energyrelated activities are only partially (directly or indirectly)
responsible for the emissions which lead to stratospheric
ozone depletion. Though such energy activities such as
fossil fuel and biomass combustion account for 65±75% of
anthropogenic N2O emissions, CFCs, which are used in air
conditioning and refrigerating equipment as refrigerants
and in foam insulation as blowing agents, play the most
important role in ozone depletion. Though scientific
debate on ozone depletion has occurred for over a decade,
only in 1987 was an international landmark protocol
signed in Montreal to reduce the production of CFCs
and halons. Tuck[22] undertook a comprehensive study
on the current status of stratospheric ozone including
a number of aspects such as historical review of the
problem, chemical and physical phenomena of the ozone
depletion, ozone losses in the stratosphere by giving some
maps and the hypotheses on these impacts, and some
crucial concluding remarks. An important consideration
in such a CFC ban is the need to distribute fairly the
economic burdens deriving from the ban, particularly
with respect to developing countries, some of which have
invested heavily in CFC-related technologies. In order to
eliminate or minimize the impacts of the NOx emissions,
the solutions mentioned in the previous section can be
implemented accordingly.
28
6. POTENTIAL SOLUTIONS TO ENVIRONMENTAL PROBLEMS
Recently, some potential solutions have evolved regarding
the possible problems associated with CO2 emissions,
including:
• Renewable energy technologies
• Energy conservation (efficient energy utilization)
• Cogeneration and district heating
• Energy storage technologies
• Alternative energy dimensions for transport
• Energy source switching from fossil fuels to
environmentally benign energy forms
• Coal cleaning technologies
• Optimum monitoring and evaluation of energy indicators
• Policy integration
• Recycling
• Process change and sectoral shiftment
• Acceleration of forestation
• Carbon or fuel taxes
• Materials substitution
• Promoting public transport
• Changing life styles. Increasing public awareness.
• Education and training.
It is important to mention that there are some possibilities
to substitute fossil fuels (i.e., coal and oil) by alternative
fuels or fuels with less carbon content. For example, in the
case of the iron and steel industry, it is difficult to operate
blast furnaces with oil or gas, but energy-intensive
industries, such as the cement and paper industries use
less coal and more gas[23].
7. ENVIRONMENT AND SUSTAINABLE DEVELOPMENT
Environmental concerns are an important factor in
sustainable development. For a variety of reasons,
activities which continually degrade the environment are
not sustainable over time, e.g., the cumulative impact on
the environment of such activities often leads over time
to a variety of health, ecological and other problems. A
large portion of the environmental impact in a society is
associated with its utilization of energy resources. Ideally,
a society seeking sustainable development utilizes only
energy resources which cause no environmental impact
(e.g., which release no emissions to the environment).
Supplies of such energy resources as fossil fuels (coal, oil,
and natural gas) and uranium are generally acknowledged
to be finite; other energy sources such as sunlight, wind
and falling water are generally considered renewable and
therefore sustainable over the relatively long term. Wastes
(convertible to useful energy forms through, for example,
waste-to-energy incineration facilities) and biomass fuels
are also usually viewed as sustainable energy sources.
In general, the implications of these statements are
numerous, and depend on how sustainable is defined[24].
Improved energy efficiency leads to reduced energy losses.
Most efficiency improvements produce direct environmental
benefits in two ways. First, energy input requirements
are reduced per unit output, and pollutants generated
are correspondingly reduced. Second, consideration of
the entire life cycle for energy resources and technologies
suggests that improved efficiency reduces environmental
impact during most stages of the life cycle[23].
8. CONCLUSIONS
Energy resources and their utilization are intimately related
to sustainable development. Further, environmental
concerns must be addressed. Several important observations
can be drawn from the this paper as follows:
• Potentially the most important environmental problem
relating to energy utilization is the greenhouse effect.
Increasing atmospheric concentrations of greenhouse
gases are increasing the manner in which these gases trap
heat radiated from the Earth’s surface, thereby raising the
surface temperature of the Earth and as a consequence
risen sea levels.
• Action will be required on a considerable scale if
stabilization or reduction of greenhouse gas emissions is
to be achieved.
• Recently, a variety of potential solutions to the current
environmental problems associated with the harmful
pollutant emissions has evolved. However, renewable
energy appears to be one of the most important solutions.
• In order to attain the energy, economic and environmental
benefits that renewable energy sources offer, an integrated
set of activities such as R&D, technology assessment,
standards development and technology transfer should
be conducted as required.
• Increasing world population requires the definition and
successful implementation of sustainable development.
REFERENCES
[1] UNDP, World energy assessment 2000 – energy and
the challenge of sustainability, New York: UNDP; 2000
(ISBN 9211261260).
[2] Jacobson, MZ., Delucchi Ma., Providing all global
energy with wind, water, and solar power, Part I:
technologies, energy resources, quantities and areas
of infrastructure, and materials. Energy Policy Mar.
2011;39(3):1154–1159.
[3] Dincer I., Environmental issues. II. Potential solutions,
Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and
Environmental Effects 2001;23(1):83–92.
[4] Fridleifsson IB. Geothermal energy for the benefit
of the people. Renewable and Sustainable Energy
Reviews 2001; 5: 299–312.
[5] Kralova I., Sjöblom J., Biofuels-renewable energy
sources: a review. J Dispersion Sci Technol
2010;31(3):409–25.
[6] Youm I., Sarr J., Sall M., Kane MM., Renewable energy
activities in Senegal: a review. Renewable and
Sustainable Energy Reviews 2000;4(1):75–89.
[7] Dincer I., Renewable energy and sustainable
development: a crucial review, Renewable and
Sustainable Energy Reviews, 2000; 4: 157-175.
[8] Rathore NS., Panwar NL., Renewable energy sources
for sustainable development. New Delhi, India: New
India Publishing Agency; 2007.
[9] EIA (Energy Information Administration). (2003).
World Energy and Economic Outlook. International
Energy Annual Report. Washington, DC, USA.
[10] Dincer I., Energy and environmental impacts: present
and future perspectives. Energy Sources, Part A:
Recovery, Utilization, and Environmental Effects 1998;
20(4): 427–53.
development: a crucial review. Renewable and
Sustainable Energy Reviews 2000; 4(2):157–75.
[12] Colonbo U. Development and the global environment.
In: Hollander JM, editor. The EnergyEnvironment
Connection. Washington: Island Press, 1992; 3-14.
[13] Aebischer B., Giovannini B., Pain D., Scientific and
technical arguments for the optimal use of energy.
Geneva: IEA; 1989.
[14] Colonbo U., Development and the global environment.
In: Hollander JM, editor. The energy-environment
connection, Washington: Island Press, 1992; 3-14.
development: a crucial review, Renewable and
Sustainable Energy Reviews. 2000; 415-175.
and future perspectives. Energy Sources 1998;20(4-5):
427-53.
[17] Rosen MA., The role of energy efficiency in sustainable
development. Technology and Society
1996;15(4): 21-6.
[18] Anon., Energy and the environment: policy overview.
Geneva: International Energy Agency (IEA), 1989.
[19] Anon., Global energy perspectives to 2050 and beyond.
London: World Energy Council Technical Report, 1995.
and future perspectives. Energy Sources 1998a; 20(45): 427-53.
[21] Perman R., Ma Y., Mc Gilvray J., Natural resource and
environmental economics. London: Longman, 1996.
[22] Tuck AF., The current status of stratospheric ozone. In:
Dunderdale J, editor. Energy and the environment. UK:
Royal Society of Chemistry, 1990.
[23] Dincer I., Rosen MA., Energy, environment and
sustainable development, Applied Energy. 19996; 4:
427-440.
[24] Dincer I., Rosen M.A., A worldwide perspective on
energy, environment and sustainable development.
International Journal of Energy Research 1998; 22(15):
1305-21.
29
Benefits of Physical Asset Management in Power Generation
Bob DENISON
WSP | Parsons Brinckerhoff
ABSTRACT
The need for power plants to work to their optimum
capability and ensure that required maintenance tasks and
costs are appropriately targeted is a key part of delivering a
profitable position for any asset or portfolio of assets.
Plant owners, their customers and investors need to have
confidence that the key objectives, opportunities, risks and
associated consequences are taken into account in the short,
medium and long-term planning and associated decisions,
resource allocations and risk mitigations.
These plans and reviews integrated with active maintenance
and supportive safety management should provide the
necessary business assurance and benefits. With a history
of supporting Power Generation Assets WSP | Parsons
Brinckerhoff is very familiar with good practice, necessary
processes, the issues and the results. This paper and
associated presentation discuss some of the key features of
Asset Management alongside other systems and the new
international standard (ISO55000) that is being adopted as
the benchmark for physical asset management around the
world.
PHYSICAL ASSET MANAGEMENT
INTRODUCTION
Physical Asset Management as a separate set of recognised
business management processes has developed over
the last ten years, drawing on good practises adopted by
international utilities where their assets are fundamental
to achieving their business goals. These developments
driven by a combination of regulators, shareholders and
executives demands culminated in the introduction of an
International Standard - ISO55000 in March 2014. This
defines Physical Asset Management as,
“The systematic and coordinated activities and
practices through which an organization optimally
and sustainably manages its assets and asset systems,
their associated performance, risks, [opportunities]
and expenditures over their life cycles for the purpose
of achieving its organizational strategic plan” 1
1
This is therefore significantly more than care and
maintenance that many would readily associate with
asset management. For clarity the standard defines the
strategic plan as:
“The overall long-term plan for the organization that
is derived from, and embodies, its vision, mission,
values, business policies, stakeholder requirements,
objectives and the management”
So how close is your system to this? - The effective
implementation of this type of asset management
requires a disciplined and integrated approach to enable
an organization to have a reasonable chance of sustainably
achieving its objectives and maximising the value over
the life-cycle of its assets. In its fullest form this includes
determination of which assets to acquire or create, how
best to operate and maintain them and the adoption of an
optimal set of renewal, decommissioning and/or disposal
options.
With perseverance at a corporate level, this approach
should lead to a variety of benefits including:
• Enhanced satisfaction from improved performance and
control of non-performance;
• Improved health, safety and environmental performance;
• The ability to demonstrate coherent and sustainable
planning and investment decisions;
• Demonstrable evidence of controlled processes to meet
legal, regulatory and statutory requirements alongside
strong returns on investment; and
• Improved risk and opportunity management with
corporate governance and clear audit trails.
And for those who deal in “hard fact benefits” we, at WSP
| Parsons Brinckerhoff has seen:
• Up to a 22% reduction in O&M costs
• Up to a 10% increase in Availability
• Up to a 5% point increase in Reliability
• Up to a 15% reduction in Working Capital
• Up to a 10% reduction in Insurance Costs
BS ISO 55000: 2014 Asset Management – Overview, principles and terminology – BSI Standards Publications
30
These results are dependent on starting
point but in order to deliver even small
benefits there needs to be strong
executive sponsorship, in-depth crossfunctional understanding of market
drivers and a broad appreciation of the
necessary processes and how they work
together.
WHAT IS ASSET MANAGEMENT?
Good asset management considers and
optimizes the conflicting priorities of
asset utilization and asset care, of shortterm performance opportunities and
long-term sustainability, and between
capital investments and subsequent
operating costs, risks and performance.
“Life cycle” asset management is more than simply the
consideration of capital costs and operating costs over
pre-determined asset “life” assumptions. Truly optimized,
whole life asset management includes risk exposures
and performance attributes, and considers the asset’s
economic life as the result of an optimization process
(involving amongst other things the design, utilization,
market pricing, maintenance, obsolescence and the
impact on people and the environment).
Figure 1. Understand the drivers and their challenges by
“using the Six Wise Men – Who, What, Where, When, How
and Why”.
ENABLING ASSET MANAGEMENT
Robust and sustained asset management requires
coherent direction, a clear set of priorities, cross functional
collaboration and a high level of effective communication.
For many organisations this will require significant
changes in culture with new behaviours and ways of
thinking.
Figure 2. The process cycle to achieve strategic alignment.
To truly achieve success, time and effort (typically 180
man-months over a three year period) will be required to
establish a robust suite of integrated processes like those
outlined in Figure 2.
Against a backdrop of an Organisational Strategic Plan that
lays out the demands of customers, investors, legislation
and competitors, the organisation starts by assessing
market conditions, its own risk appetite, determining
objectives and the capability of assets to meet all these
demands and requirements. It is only by taking the time
to consider how the “Top Down Demands” are met by
“Bottom Up Supply” that the strategy is adopted and
converted into tactical decisions and actions with due
consideration for performance, obsolescence, competition
and legislative requirements. WSP Parsons Brinckerhoff
has found that an independent “Plant Status Review” can
provide a solid foundation.
These sets of decisions are only fully achieved if there is
a good knowledge base and competent people to act on
the information. Wherever possible all these elements
need to be quantified financially with due recognition
for probability, cost, value and timing. On occasions
the issues will need to be turned around so that the
question is, for example “What would we be prepared to
pay to avoid harm to our organisation and people?” On
a cultural point, WSP | Parsons Brinckerhoff has found
these considerations become easier and more engrained
if everybody on an asset has an understanding of:
• How much is a 1% point change in capacity, availability
and/or thermal efficiency worth?
• What are the revenue and costs associated with being
available tomorrow?
• What do we gain if we improve a hot, warm or cold start
by 30 minutes?
31
• What is the impact of letting it run to failure versus
intervening now?
With a strong understanding of potential value, the current
asset state and external benchmarks it is possible to carry
out the necessary risk and continuous improvement
reviews that ultimately feedback into strategic and
operational plans – “So the wheel turns” and alignment
with the Organisational Strategic Plan is achieved.
MAINTENANCE MANAGEMENT
As the asset management processes move into delivery
the maturity of the maintenance management approach
can take centre stage
Figure 4. Time to move up the failure detection curve.
Figure 3. Maintenance Management maturity.
Many organisations are still heavily based in traditional
maintenance approaches with a large proportion of
work carried out on either a reactive or time elapsed
basis. However, the world has moved forward and the
cost of condition monitoring, data storage and predictive
analytical software tools have fallen such that there is
a real opportunity to save costs by intervening when
there is need, holding spares based on value at risk and
demanding that condition monitoring feeds be built
into plant during design or operational refurbishment.
WSP | Parsons Brinckerhoff suggest you take a hard look
at failure rates, the portions of maintenance activity
(reactive vs proactive), value at risk and “biased” long-term
maintenance contracts and consider whether a more proactive “intervene when required” approach would reduce
costs. Remember that many “recommend” maintenance
cycles are often there to sell parts or earn fees.
Drawing from related industries and best power plant
operational practice there are strong correlations between
intervention timing and consequential costs that reinforce
the old English proverb that “a stitch in time saves nine
[stitches]”.
32
Just consider the potential benefits of detecting, on a large
turbine, motor, transformer or valve the onset of failure
some nine months ahead of traditional techniques by active
real time condition monitoring supported by predictive
failure algorithms – The opportunity to plan, procure and
mobilise resource in an unpressured environment together
with the chance to schedule the outage to minimise
revenue loss often shouts for change. WSP | Parsons
Brinckerhoff has found that the savings from one event
alone have been known to pay for a significant proportion
of the management system, software, data storage and
monitoring equipment required on an entire plant.
INTEGRATION WITH SAFETY MANAGEMENT
With processes grounded in risk assessment, asset condition
and active monitoring there is significant interaction with
safety management such that they can positively support
each other and allow the necessary barriers to be applied,
checked and repaired. Physical Asset Management and
Safety Management go hand-in-hand.
Figure 5. Asset Management meets Safety Management.
Following numerous catastrophic failures including
Flixborough, Piper Alpha, Texas City, Sherburne County
Unit 3 various Health and Safety organisations including
the Health and Safety Executive (HSE) of the UK have
highlighted the effects of ageing assets and poor asset
management as significant contributors to major events.
In a notable guide the HSE stated that:
Recent research shows that 50% of European major
hazard ‘loss of containment’ events between 1980
and 2008 arising from technical plant failures were
primarily due to ageing plant mechanisms such as
erosion, corrosion and fatigue. These ‘ageing’ events
equate to an overall loss of 11 lives, 183 injuries and
over 170Million € of economic loss.2
They observed more recently3 that many significant issues
were found in the maintenance of safety-critical systems
used in major accident hazard control involving:
• the use of maintenance management systems,
including the assessment of deferrals, the clearance of
backlogs and corrective maintenance;
• overall infrastructure condition;
• matters of significant concern with major hazard risk
control measures;
• human resources and competence; and
• underlying issues relating to leadership, engineering
function and learning.
Here many have found that it is worth considering the
position as a series of barriers involving plant, processes,
people and permits and assessing each area in terms of
risk of failure.
Figure 7. Typical Focus Areas for Safety Barrier “Defect” Reviews.
NEXT STEPS
By embarking on a journey to adopt a recognised approach
to physical asset management there are significant
benefits to be secured including: creating an aligned
business, cost savings, a value enhancing workforce
culture and a suite of assets that perform better whilst
simultaneously providing a safer environment. So to start
ask yourself and perhaps your teams
• Do we all understand our asset strategy?
• What value do we lose if the output is missing tomorrow?
• When was the last time we did a full review of the asset
conditions and risks?
• Which of the hazard barriers are weak?
• Have we got a continual improvement process active at
all levels of the asset organisation?
• What is the percentage of reactive maintenance on our
assets?
Figure 6. “Defence Barriers”.
By breaking each of the barriers down into component
areas for attention it becomes more obvious and more
manageable in terms of improvement and alignment
with asset management.
2
3
Plant Ageing Study – Phase 1 Report, ESR/D0010909/003/Issue2, A Report prepared for the Health and Safety Executive, 27th February 2009
Managing Ageing Plant – Summary Guide, A Report prepared for the Health & Safety Executive 28th July 2010
33
Replacement of Two Hard Coal Fired Steam Generators in
Veolia Lodz Power Plant
Christian STORM
Babcock Borsig Steinmüller GmbH
Jürgen WILLMANN
Roland BRÄCKER
Thomas STEINHAGE
ABSTRACT
The existing power plant fleet in Europe consists of a few
new plants and a lot of old plants. Most of them are in
operation for more than 25 years up to 50 years or even
longer. Many of the older plants are located in Eastern
Europe, i.e. these countries urgently need to replace or
upgrade existing power generation units.
A typical case is the CHP plant operated by Veolia to
supply heat and power to the famous city of Lodz. The
existing units no. 6 and 9 were first commissioned in
1968 and have reached end of their lifetime. Moreover
they couldn’t cope with the stringent environmental
regulations of the European Union.
After careful investigations the owner decided to build
2 new steam generators in the existing boiler house
with the target, to reuse all those components which
are still in good condition or could easily be repaired or
upgraded. In February 2014 Babcock Borsig Steinmüller
was awarded to deliver the new steam generators. Both
units are designed as drum type boilers with a maximum
life steam capacity of 250 t/h with a state-of-the-art
hard coal firing system. Whereas the coal feeders and
air heaters will only be upgraded, the coal mills and FD
fans will completely be renewed. Existing steel structure
can widely remain after local repair, sandblasting and
painting. Commercial operation is planned to commence
in September 2015.
For the execution of the project laser scanning of the
existing structure and 3D arrangement planning was
extensively used to avoid surprises during installation of
the new components and to make sure that the tough
time schedule will safely be met. The firing system was
designed by means of highly sophisticated CFD analysis
respecting the wide coal range to be used in future.
34
The paper describes the challenging conditions of the
project, outlines how the new steam generator fits
into the existing structure including the complicated
installation procedure. It highlights also important topics
of the process design both for the firing system and the
water steam system.
VEOLIA UNIT 6/9 BOILER RETROFIT PROJECT
According to the directive of the European Parliament
and of the Council on industrial emissions the NOx
emission limit of a plant depends on fuel and total rated
thermal input. Large existing coal fired units with more
than 300 MW thermal heat input have to keep a limit
of NOx < 200 mg/Nm³. Even more stringent regulations
are expected after 2016. Thus the owner had to decide
either for a substantial modernization or a replacement
by new units.
During boiler retrofit project unit 6/9 old parts of
existing boiler system are replaced by new equipment to
reach higher level of efficiency, reliability and reduction
of emission. The new equipment comprises:
• Water-steam system, including chemical dosing
system, sampling system
• Steam sootblower system and water cannon system
for furnace cleaning
• Coal milling system
• Ash handling system
• Air and flue gas system
• Regenerative air preheater (APH) system
• Firing system including coal burners, oil ignition
burners
• SNCR system, emission measurement system
The old parts of unit 6 and 9 are interfaced to the new
equipment. Not renewed parts are listed below:
• Instrument air system, compressed air system
• Auxiliary steam system, fire water system, cooling water
system, demin water system
• Condensate and feed water system
• Coal bunkers and oil storage system
• Flue gas system behind APH
• ESP system
DESCRIPTION OF UNITS 6/9
The steam generators are two-pass, natural circulation
boilers with subcritical steam parameters. The furnace has
a rectangular cross-section with width x depth = 8.2 x 7.5
m. The rectangular cross-section of the second flue gas pass
has the dimension width x depth = 8.2 x 4.2 m. The burner
set-up is a front firing with 2 burner levels and 3 burners per
level (coal/oil). By using primary measures for NOx emission
reduction the boiler is equipped with a staged combustion
air system (over-fire air / side-wall air systems).
Fuels
The boiler is designed for the hard coal range listed in
Table 1 and shown in Figure 1.
Table 1. Specification of Coal Range
Hard coal
REF
LVC
UVC
C
wt.% ar
54,38
49,24
61,01
H
wt.% ar
3,27
2,96
3,67
S
wt.% ar
0,71
0,48
1,1
N
wt.% ar
0,83
0,83
1,55
O
wt.% ar
6,41
5,89
6,27
Water
wt.% ar
14,5
14,9
7,6
Ash
wt.% ar
19,9
25,7
18,8
LHV
kJ/kg
20.540
19.000
24.000
Hardgrove
HGI
30
80
REF Reference Coal
LVC Lower Value Coal
UVC Upper Value Coal
Performance Parameters
The performance parameters of the new boilers are
• Nominal continuous rating: 230 t/h life steam = 100% boiler load
• Maximum continuous rating: 250 t/h life steam = 108,7% boiler load
• Minimum continuous rating: 115 t/h life steam = 50 % boiler load
• Life steam temperature: 540°C
• Life steam pressure: 138 bar(a)
• Efficiency at nominal steam generation and reference coal: 93 %
• NOx: < 190 mg/Nm³ – (reduction by primary measures combined
with non-catalytic measures (SNCR))
• Unburned carbon in fly ash and bottom ash < 5%
• Ammonia slip in flue gas < 13 ppm, in fly ash < 100 mg/kg
The performance guarantees esp. for environmental
protection are very challenging in this project. As the
steam generator size and thus the size of the furnace was
predefined by the existing plot plan and steel structure the
different parameters which can be used for optimization
have been simulated during the basic engineering phase
and prior to the commissioning.
Concurrent keeping of all values listed in the previous
chapter is the requirement for operation approval acc. to
the conditions of the European directive.
Especially the NOx and CO emissions have to be kept
below the legal limit in all operational conditions with all
defined coals. The SNCR is able to decrease the primary NOx
concentration about 40 %. But precondition is a sufficient
residence time of reactant at temperatures between
800°C and 1000°C. An additional challenge is the limit of
ammonia slip in the flue gas and in the fly ash. Therefore the
complete process has to be optimized in order to achieve all
parameters.
Figure 1. Coal range diagram.
MAIN COMPONENTS OF THE NEW UNITS
Milling System
The main target of the mill replacement was an
increasing of the boiler availability, reduction of emissions
according to EU standards, a decrease of specific energy
consumption and reduction of maintenance costs to fulfill
the economical aspects for the future.
For the realization a substantial improvement of the
pulverizing system was required. Therefore the existing
milling system (three old fashion ball ring mills) has been
replaced by two new BBS 140 mills (vertical roller mills).
The BBS 140 mill is a further development of the BBS
235 mill which has been manufactured and successfully
commissioned in a German power plant in 2009. The
existing coal feeding system has been adapted to the
new mill concept by the installation of additional screw
conveyors. The arrangement of the coal bunkers and the
mill is shown in Figure 2. Figure 6 demonstrates the PF
ducts from the classifiers to the coal burners.
35
the tangential guide vanes and the rotor cage for the
separation into fines and coarse fraction.
Finer coal particles pass the frequency converted driven
classifier rotor in direction to three coal dust outlets.
Coarser particles fall down onto the grinding table for the
next comminution.
Figure 2. Arrangement of coal bunkers, conveyers and mills.
Function and Process Performance of a BBS Mill in The
Modern Boiler System of Veolia
In the boiler firing system, the mill has to be defined
as an elementary component. Despite various coal
qualities and properties in the grinding process, the mill
has to meet the technical requirements of boiler load
conditions concerning steam generation and different
load acceptance rates.
The general layout of the BBS mill is shown in Figure
3. The coal will be ground inside of the mill by three
rotating grinding rollers via its gravity force on the
rotating grinding table and by an additional generated
hydraulic grinding force. The control of the grinding force
is in linear relation to the coal feeder speed and which
will be adapted to different used coal types with various
properties.
A high rotor speed consequences in a high internal coal
circulation in the mill, lower mill throughput but a very fine
coal particle distribution. A lower rotor speed corresponds
to a lower internal circulation, higher mill throughput but
coarser coal particle distribution.
The BBS classifier system realizes a narrow particle size
distribution due to the optimization of the guide vanes
concerning angle, quantities and pieces on basis of CFDsimulations. Likewise the coal dust loading to the rotor
cage has been optimized concerning a homogenous coal
distribution to the rotor surface.
A patented adjustment flap system inside the classifier
allows an even distribution of coal dust to the burners,
which has a positive impact on flame stability and ignition
of the coal dust.
The control of the carrier gas mass flow (primary air flow)
is a linear function of the coal mass flow respectively
coal feeder speed. An in- or decreasing of the primary
air is effected by the positioning of the hot air damper.
The temperature of this primary air will be adapted by
changing the position of the cold air damper. The control
value is given by the classifier temperature after the mill in
the PF lines. A control of primary air to coal ratio (lambda
regulation) is also one important aspect for low emissions.
In order to fulfill highest level of safety related to a
shock pressure resistant mill construction, the BBS mill
is designed acc. to the NFPA-Standard with 50 psi (3,45
bar). The safety requirement of the European Standard EN
12952-9 is lower with a pressure resistance of 1 bar.
Aim of The Mill Replacement and Economical Benefits of
The BBS Mill
Vertical roller mills are of the latest state of design and
are installed in most of all hard coal fired power plants.
A challenge for pulverizing systems nowadays is the
wide coal range and a decreasing coal quality. Those
circumstances require an efficient grinding and classifying
process and a high reliability of the mills.
Figure 3. Sectional drawing of the BBS mill.
Underneath the constant rotating grinding table carrier
gas (primary air) is fed into the mill, which dries and
carries the coal particles from the bottom part to the top
part of the mill into the classifier zone, where they pass
36
Maintenance on mills is an important determining factor
for an economical operation. Aim of BBS is to reduce the
maintenance time range and to extend the lifetime of the
wear parts by using highly wear resistant material with
ceramic inlays (Figure 4).
Figure 4. BBS grinding elements with ceramic inlays after
25.500 h operation time.
Those measures lead to longer operational times and
minimize the maintenance effort. To reach a higher
availability a fast replacement of the wear parts is
required. The BBS mill has got a swing out system that
allows a replacement of the wear parts in a short period
of time.
Figure 5. Illustration
of an grinding roller
replacement.
The grinding roller can be swung out by mobile hydraulic
cylinder which is connected to the journal cover. The
lifetime of the wear parts depends on the physical
properties of the coal whereas the Al2O3 to SiO2 ratio is
the main determining factor.
Summarizing all aspects that define moderns milling
system it can be stated that a combination of high
quality materials and a maintenance friendly concept
is the key to an economical operation of modern milling
systems.
Firing System
The pulverized fuel is fed to the burners via the pf pipes
as shown in Figure 6.
Figure 6. Arrangement of the coal system – mills, PF ducts,
burners.
Design of The Coal Burners
Figure 7 and Figure 8 show the design of the new coal
burners. The BBS coal burner consists of 4 concentric
tubes for core air, primary air/coal, secondary air I and
secondary air II. The pulverized coal coming from the BBS
mills is mixed with primary air. Due to the abrasive nature
of the coal, all surfaces of the burner that are in contact
with it are cladded with abrasion resistant material.
All coal burners are equipped with oil burners which
are located inside the core air tube. The oil burners are
mainly used for start-up and shut down process of boiler
or burner level. The combustion air is supplied through
the cross sections for secondary air I and II. Dampers in
the secondary air duct are used to control the airflow
to each burner which is measured by venturi nozzles
upstream of the control dampers. The swirl blades in the
secondary air I cross section as well as the swirl device in
the secondary air II part can be moved to adjust the swirl
of the combustion air in order to optimize the combustion
during commissioning. The burner is equipped with a
flame stabilizer at the end of the primary air tube which
creates ideal conditions for stable ignition of the coal. The
burner throats on the primary and secondary air I tubes
deflect the combustion air away from the fuel. Mixing
of the combustion air with the flame thus takes place
further downstream at a later stage. Secondary air I and II
are not present during pyrolysis and ignition which results
in a zone with an understoichiometric atmosphere. These
are favorable conditions for low NOx emissions.
Figure 9 shows the arrangement of the firing and
combustion air system. The cold air is supplied via two
forced draught fans. It is routed to two air preheaters
(APH). Furthermore the cold air can be used for controlling
the primary air temperature to the mills. The hot air
coming from the APH is mixed with this cold air and is
transported by one primary air fan for each mill.
37
SH 4
SH 3
SH 2.3
SH 2.2
SH 2.1
SH 2.1
Figure 7. Cross-section of the BBS coal burner.
Figure 10. CFD-model of the boiler.
profile along the furnace height. Figure 12 demonstrates
the velocity distribution for the coal burners on level 2 as
well as the impact of the rear and side wall air injection
which protect the membrane walls against fire-side
corrosion.
Figure 8. BBS coal burner.
Figure 9. Arrangement of the firing system including mills,
PF ducts, fans and combustion air system.
Design of the firing system
BBS made extensive use of CFD-modelling during the
design phase of the firing system. The geometry of the
whole boiler including all the heating surfaces was created.
Different geometrical and process parameters were varied
in the simulations in order to find the best possible design.
Figure 10 shows the meshed geometry of the boiler.
The three-dimensional furnace model consists of more
than 8,2 Mio. cells. The coal burner alone is modeled with
350.000 cells. The results of the simulations include for
example velocity and temperature distribution, heat flux
on furnace walls and concentrations of CO, NOx and O2. An
example of a graphical representation of the CFD results
is presented in Figure 11 which shows the temperature
38
Figure 11. CFD results – temperature profile along furnace
height.
With the help of the CFD simulations the coal burners
were optimized with respect to emissions and flame
stability. NOx emissions in dependence of the fuel nitrogen
content and various process parameters i.e swirler
positions, air volume flows and velocities, air ratios have
been investigated.
5.Superheater screen + superheater front wall (SH1.3)
6.Superheater side walls (SH1.4)
7.Superheater 2 (SH2.1, SH2.2, and SH2.3)
8.Spray attemperator 1
9.Superheater 3 (SH3)
10.Spray attemperator 2
11.Superheater 4 (SH4)
The finned economiser is located in the second flue gas pass.
A water-side economiser-bypass influences the transferred
heat into the economiser heating surface. This bypass
minimizes the heat transfer into the economiser and hence
increases the transferred heat in the air preheater (APH)
which is located downstream of the economiser. The effect
is an increased hot air temperature which is especially
needed for the milling and drying process of low-grade
coals with a high moisture content. The adjustment range
of the bypass valve is restricted by economiser steaming.
Figure 12. CFD result – velocity profile in burner level 2.
Water-Steam System
The flow configurations of the water-/steam cycle heat
exchangers are listed as follows beginning with feed
water inlet:
SH 1.1:
Supporting tubes and
walls of second pass
SH 2.3
SH3
SH4
SH2.2
SH2.1
Eco
Evaporator
Figure 13. Cross-sectional view of Veolia boiler.
1.Finned economiser and economiser-bypass
2.Drum + natural circulation system / evaporator
3.Superheater roof + rear wall (SH1.1)
4.Superheater supporting tubes (SH1.2)
The drum is located at boiler front side. The evaporator is
fed by 4 downcomer pipes and comprises the membrane
walls of the furnace and partly the membrane walls of the
cross pass. The water-/steam mixture at the outlet of the
evaporator is routed back to the drum.
The saturated steam is routed to the first superheater
surface (SH1.1) which comprises the walls of the second
pass. The header of SH1.1 is used at the same time as
distributor for the supporting tubes (SH1.2) in the second
flue gas pass. Furthermore the supporting tubes are used
for sustaining the heating surfaces of the second flue gas
pass. The supporting tubes are arranged in 2 rows.
The steam from the supporting tube header located above
the second pass is routed to the superheater SH1.3, which
comprises the superheater screen and the front wall in the
second flue gas pass. At first the tube routing is passed
through the boiler roof, then the superheater screen is
formed and the tubes are arranged to the front wall of
the second pass. The SH1.3 header is directly connected to
the distributor of the superheater side walls (SH1.4). The
superheated steam flows via the side wall tubes to the
SH1.4 header and is subsequently routed to the distributor
of the first bundle superheater 2 via 2 connecting pipes.
Superheater 2 is divided into 3 bundles. (SH2.1) is located
above the economiser in the second flue gas pass. The
second bundle section (SH2.2) forms the superheater
screen between the cross pass and the second flue gas
pass. The third section (SH2.3) is located in the cross pass.
The attemperator controls the steam temperature at the
outlet of SH3.
Superheater 3 is mounted above the combustion chamber
as a platen type superheater. From the SH3 header,
39
a)
b)
c)
Figure 14. Engineering preparation by laser scanning:
a - photo-realistic illustration of existing plant, b - point
cloud related to 3D coordinates, c - derivation of a 3D
Autocad model.
the steam is routed to superheater 4 (SH4) via another
connecting pipe, which is also equipped with a spray
attemperator. This attemperator controls the life steam
temperature at the outlet of the final superheater bundle
SH4.
PROJECT EXECUTION
The existing boundary conditions of the Unit 6/9 project
were mainly the implementation of a new boiler including
the above mentioned components into an existing plot
plan. Furthermore the time schedule between contract
signing and first fire was extremely ambitious. 18 month
(Unit 6) respectively 19 month (Unit 9) from contract
signing until first coal fire including times for basic and
detail engineering, purchase of components, incl. longlead items like the motor and gearboxes for the mills and
the drum. 4 month (Unit 6) respectively 5 month (Unit
9) after contract the dismantling of the existing boiler
began. 7 months (Unit 6) and 10 months (Unit 9) later the
first parts of the new equipment were delivered on site
and assembly started.
In order to minimize collisions with old equipment during
planning phase and assembly a laser scanning has been
performed at the very beginning of the project. Figure 14
shows the different steps of planning. The laser scan of
40
the existing facility including all old components results
in a photo-realistic illustration of the existing plant. The
system creates a point cloud related to 3D coordinates of
all parts in the surrounding. A special tool converts this
point cloud into a 3D-CAD-model where all parts are
defined as components like steel structure, cable trays,
etc.
The 3D-CAD-model has been used for all further planning
phases. Firstly the old equipment was thrown out of the
model (see gray-colored components in Figure 14c). Old
equipment to be reused as well as new equipment has
been implemented into the 3d-CAD-model. The 3D-model
was also used for erection planning to optimize the
procedure of single component erection and pre-assembly
of those components.
This process of engineering and erection planning
resulted in a defined sequence of erection and purchasing
of equipment. There were no collisions during the
erection procedure and no troubles occurred from delivery
sequence of the equipment.
Yenilenebilir Enerji Üretim Santrallerinde
Düşük Kayıplı Transformatör Kullanımının Önemi
Fatih IŞIK
Astor Transformatör A.Ş
Güven KÖMÜRGÖZ
İstanbul Teknik Üniversitesi - İTÜ
Hikmet BÜRKAV
İstanbul Teknik Üniversitesi - İTÜ
ÖZET
İkinci Dünya Savaşı’ndan sonra iyice ivmelenen nüfus
artışı ve teknolojinin çok hızlı ilerlemesi, elektrik enerjisi
başta olmak üzere dünyanın enerji ihtiyacının katlanarak
büyümesine sebep olmuştur. Tüketimin giderek arttığı
yeryüzünde yaygın olarak kullanılan enerji kaynakları da
aynı oranda azalmaktadır. Değişen ve gelişen dünyamız
şartlarında her geçen gün enerjiyi kullanım miktarımız
da sürekli olarak artmaktadır. Ancak 20. yy sonlarından
itibaren azalan petrol rezervleri sebebiyle artan petrol
fiyatları, ayrıca gezegene verilen ciddi tahribatların oldukça
geç fark edilmesi sebebiyle ülkelerin temiz ve güvenilir
enerji kaynaklarına yönelimi kaçınılmaz olmuştur. Enerji
üretiminin bu kadar önemli olduğu sistemlerde kullanılan
elemanların verimlerinin yüksek olması gerekmektedir.
Enerji nakil hatlarının ardından elektrik şebekesinde en çok
kayıplara neden olan şebeke elemanı transformatörlerdir.
Şebeklerde kullanılan transformatör sayısı göz önünde
tutulduğunda, transformatörlerin
enerji verimliliği
açısından değerlendirilmeleri zorunludur.
1. GİRİŞ
Talep edilen enerjinin hızla artmasına paralel olarak
mevcut enerji kaynaklarının çok kısa zamanda tükeneceği
bilimsel bir gerçektir. Buna ilaveten artan nüfus ve enerji
talebine bağlı olarak dünyanın emisyon değerinin mevcut
sınırlar içinde tutulması mümkün değildir. Son yıllarda
oluşan enerji dar boğazı karşısında yenilenebilir enerji
kaynaklarının önemi gün geçtikçe artmaktadır. Yapılan tüm
araştırmalar çevreyle dost, teknolojik gelişmeyle beraber
enerji talebine cevap verecek, sınırlı enerji kaynaklarının
ve çeşitli kirletici etkilerin çevreye verdiği önlenemez
zararları ortadan kaldıracak, ideal enerji kaynaklarının
en kısa sürede tüm uygulama alanlarında kullanılması
gerektiği sonucunda birleşmektedir. Bu kirliliğin devam
etmesi durumunda dünya sıcaklığının artacağı ve deniz
seviyesinin yükseleceği vb. sonuçlar tüm dünyada enerji
üretiminde yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını
kaçınılmaz hale getirmiştir.
Enerji üretiminde kullanılacak yöntem ve kaynakların
çevreye zarar vermemesi gerekmektedir. 500 kW’lık
bir rüzgar türbini, yaklaşık 55.000 ağacın yapacağı CO2
temizleme işine eşdeğer iş yapar. CO2 fazlalığı son yüzyıl
içinde dünya ortalama sıcaklığının her geçen gün daha
çok yükselmesine sebep olmaktadır. Sera etkisi nedeniyle
küresel ısınmanın başlıca sorumlusu olarak görülen
CO2 emisyonunun azaltılması amacıyla bütün dünyada
yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelim vardır.
Özellikle petrol ve doğal gazın nüfus artışına göre yetersiz
bulunduğu dünyada ABD, Rusya ve Almanya başta olmak
üzere, gelişmiş ülkeler yeni alternatif enerji kaynakları
bulmak üzere araştırmalar yapmaktadır. Günümüzde
alternatif enerji kaynakları içinde en popüler olanları
jeotermal enerji, rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi, bio-kütle
enerjisi, hidrojen enerjisi ve bio-dizel enerjisidir. Geleceğin
enerji kaynakları hiç kuşkusuz bu alternatif enerji
kaynakları olacaktır.
Gelecekte alternatif enerji kaynaklarını doğru kullanan
ülkeler söz sahibi ve büyük ekonomiye sahip ülkeler
konumuna gelecektir. Bu nedenle yenilenebilir enerji
kaynakları üzerinde yoğunlaşılması önem arz eder.
Ülkemizde, kişi başına elektrik tüketimi halen OECD
ve AB ortalamalarının oldukça altında olmasına karşın
bu oranın artış hızı ortalamanın oldukça üzerindedir.
Ülkemizin acilen yenilenebilir enerji kaynaklarına
ihtiyaç duyduğu bu veri ile teyit edilmektedir. Ülkemizin
ekonomik hidrolik enerji potansiyelinin 130 milyar kWh,
rüzgâr enerjisi potansiyelinin ise 45 milyar kWh olduğu
tahmin edilmektedir. 2023 yılına kadar 36.000 MW olan
hidroelektrik potansiyelimizin tamamının kullanılması,
rüzgâr enerjisi santrallerinde 20.000 MW, güneş
enerjisi santrallerinde 600 MW kurulu güce ulaşılması
hedeflenmektedir[1].
Çağımızda, kişi başına enerji tüketimi bir gelişmişlik
göstergesi olmaktan çıkmıştır, artık amaç; kişi başına
41
enerji tüketimini artırmak değil, bir birim enerji ile en
fazla üretimi ve refahı yaratmaktır. Sanayide elektrik
enerjisi giderlerini ve karbon emisyonunu azaltmak
için Elektrik Enerjisi kullanım verimliliğini artırmak
gerekir. Transformatörler şebekede enerji nakil
hatlarının ardından kayıplara neden olan en önemli
şebeke elemanlarıdır. Bu kayıplar ciddi boyutta enerji
kaybına ve mali yüke neden olmaktadır. Bu kayıpları ve
neden olduğu maliyetleri en aza indirebilmek amacıyla
enerji sisteminin bütününde planlanan yatırımların
ve gerçekleştirilen iyileştirme çalışmalarının önemli
bir adımı yenilenebilir enerji sistemlerine kullanılmak
üzere transformatörler tasarlamak, yeni sistemlere hazır
olmaktır. Bu bağlamda şebekede kullanılmak üzere özel
tasarımlı, yüksek verimli transformatörler geliştirilmesi,
kullanım ömrünü tamamlamakta olan veya ciddi
arızalar yaşayan mevcut transformatörlerin yeni nesil
yüksek verimli transformatörlerle değiştirilmesi, işletim
şartlarına göre transformatör ömürlerini uzatacak şekilde
transformatörlerin çalıştırılması zorunluluktur.
2. YENİLENEBİLİR ENERJİ
Özellikle petrol ve doğal gazın nüfus artışına göre yetersiz
bulunduğu dünyada, gezegene verilen ciddi tahribatların
oldukça geç fark edilmesi sebebiyle ülkelerin temiz ve
güvenilir kaynaklara yönelimi kaçınılmaz olmuştur.
Amerika, Rusya ve Çin başta olmak üzere, büyük ülkeler
yeni alternatif enerji kaynakları bulmak üzere araştırmalar
yapmaktadır. Günümüzde alternatif enerji kaynaklarından
en popüler olanlar jeotermal enerji, rüzgâr enerjisi, güneş
enerjisi, bio-kütle enerjisi, hidrojen enerjisi ve bio-dizel
enerjidir. Geleceğin enerji kaynakları hiç kuşkusuz bu
alternatif enerji kaynakları olacaktır. Aslında fosil yakıtlarda
doğal döngünün eseridir. Fakat oluşum süreçlerinin
çok uzun ve enerji üretiminin bu süreye göre çok çabuk
olması nedeniyle fosil yakıtları yenilenebilir kaynak olarak
tanımlayamayız. Ülkemiz hızlı bir ekonomik gelişim
göstermekte ve bu gelişmeye paralel olarak gereksinim
duyduğu elektrik enerjisini kesintisiz, kaliteli, güvenilir ve
ekonomik olarak çevreyi en az olumsuz etkileyecek şekilde
üretmek zorundadır[2].
Bu nedenle öncelikle yerli enerji kaynaklarından
yararlanılarak projeler geliştirmeli ve gerekli yatırımlar
yapılmalıdır. Araştırmalara göre yenilenebilir kaynaklara
yönelme beklenenden daha hızlı şekilde gerçekleşmektedir.
Özellikle Türkiye gibi fosil rezervler açısından daha fakir olan
ülkelerin yakıt fiyatlarındaki artış sebebiyle karşılaşacağı
ekonomik zorlukların, yenilenebilir enerji kaynaklarına
yönelmede lokomotif olacağı öngörülmektedir.
Şekil 1’de görüldüğü üzere, Türkiye’de 21. yy başlarında
neredeyse kurulu rüzgâr, güneş ve jeotermal elektrik enerji
santrali bulunmamasına rağmen, 2015 yılı itibariyle bu
kurulu gücün tüm güçteki oranı yaklaşık %7’dir[3].
42
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Şekil 1. Yıllara göre kurulu güçteki değişim[3].
Türkiye’nin temel enerji kaynakları petrol, linyit, kömür,
doğal gaz, jeotermal, odun ve hidrolik enerji olarak
gözükmektedir. Tablo 1’de görüleceği gibi ülkemizde
gelişmeye açık en önemli yenilenebilir enerji kaynakları
güneş ve rüzgar enerjisidir.
Table 1. Türkiye Yenilenebilir Enerji Kaynakları Potansiyeli[1]
Yenilenebilir enerji
kaynağı
Mevcut brüt potansiyel
(GWh/yıl)
Hidrolik
430-450
Güneş
365
Biyogaz
1,58
Rüzgâr
400
Jeotermal
16
2.1. Güneş Enerjisi
Güneş enerjisi, tüm yenilenebilir kaynaklar arasında
en yüksek potansiyele sahiptir. Ayrıca diğer tüm
yenilenebilir kaynakların temel kaynağı güneş enerjisi
olarak tanımlanabilir. Yüksek potansiyele sahip bir diğer
yenilebilir enerji kaynağı olan rüzgâr enerjisi de aslında
güneş tarafından ısıtılan atmosferin belirli bölgeler
arasında yer değiştirmesinden sağlanmaktadır. Güneş
enerjisinden tüm ülkeler coğrafik sebepler nedeniyle
aynı ölçüde yararlanamazlar. Şekil 2’de görüldüğü üzere
Türkiye çoğu Avrupa ülkesine göre daha fazla enerji
potansiyeline sahiptir.
Güneş enerjisinden yararlanma temel olarak iki şekilde
olur. Küçük güçlerde en yaygın kullanılan sistem güneş
paneli veya Photo Voltaik (PV) panel olarak adlandırılan
güneş enerjisini doğrudan elektrik enerjisine dönüştüren
sistemdir. Bu sistemlerin verimleri %15-25 civarındadır.
Ayrıca PV’de elde edilen elektrik doğru gerilim formunda
olduğu için kullanmak veya enterkonnekte sisteme
aktarmak ekstra yatırım maliyeti gerektirir. İkincil
kullanılan sistem ise Yoğunlaştırılmış Güneş Gücü (YGG)
olarak adlandırılır.
Şekil 4. Rüzgâr enerjisi kurulu gücünün yıllar itibariyle
gelişimi[3].
3. YÜKSEK VERİMLİ TRANSFORMATÖR KULLANMA
GEREKSİNİMİ
Transformatörler, enerji şebekesinde elektrik enerjisini
farklı gerilim seviyeleri arasında dönüştüren elektrik
makinalarıdır. Dağıtım ve güç sistemlerinin en önemli
elemanlarıdır. Her ne kadar çalışma verimleri oldukça
yüksek olsa da, ulaşılan yüksek güç değerleri ve enerji
şebekesinde var olan toplam transformatör sayısı göz
önünde tutulduğunda, transformatörler enerji verimliliği
açısından değerlendirilmeleri zorunludur.
Şekil 2. Bazı ülkelerin güneş enerjisi potansiyeli
(a) Türkiye, (b) İtalya, (c) Almanya[4].
Şekil 3. YGG güneş enerjisi prensip şeması[5].
Şekil 3’te görüldüğü gibi temel amacı güneş enerjisini
yoğunlaştırıp, ısı enerjisi şeklinde su buhar devresine
aktarmaktır. Buhar gücü sayesinde elektrik enerjisi üretilir.
Böylece güneş enerjisi aracılığıyla doğrudan yüksek kalitede
alternatif gerilim elde edilmiş olur. Yoğunlaştırılmış güneş
gücü santrallerinin verimleri %20-35 arasında değişmektedir.
2.2. Rüzgar Enerjisi
Rüzgâr enerjisi 2015 yılı itibari ile Türkiye elektrik
enerjisi kurulu gücünün %7’sini oluşturmaktadır. Yapısal
olarak rüzgâr türbinleri düşey veya yatay eksenli imal
üretilmektedir. Ülkemizde yatay eksenli rüzgar türbinleri
son yıllarda ciddi artış göstermiştir.
Şekil 4’te görüldüğü üzere son yıllarda rüzgar santrallerinde
kule başına üretilen enerji miktarı son yıllarda dikkate
değer artış göstererek 5MW’a kadar yükselmiştir[3].
Güneş ve rüzgar santralleri yapıları itibariyle düşük verimle
enerji üreten santrallerdir. Üretimden kaynaklanan düşük
verim, iletim ve dağıtımda yüksek verim sağlanarak
optimize edilebilir. Bir başka deyişle bu santrallerde
üretilen az miktarda enerji, iletim ve dağıtımda kayıp
olarak harcanmamalıdır.
Transformatörlerinde, transformatörün çalışması esnasında ortaya çıkan kayıplar; boşta ve yükte çalışma kayıpları
olarak ikiye ayrılır.
Demir kayıpları olarak da adlandırılan boşta çalışma
kayıpları, transformatörün enerjili olduğu süre boyunca
meydana gelen histerezis ve girdap akımı kayıplarından
oluşmaktadır ve transformatörün yüklenme oranından
bağımsızdır.
Yükte çalışma kayıpları ise bakır kayıpları olarak
adlandırılmakta ve transformatörün yüklenme oranına
bağlı olarak ortaya çıkmaktadır. Dolayısıyla, nüve ve
sargılar üzerinde gerçekleştirilecek çalışmalar ile bu iki
kayıp bileşeninin en aza indirilmesi, transformatörün
çalışma veriminin artmasını sağlayacaktır.
Boşta çalışma kayıplarını azaltmanın başlıca yolu, kayıpları
az nüve malzemesi kullanmaktır. Bunun için manyetik
geçirgenliği yüksek malzemeler araştırılmaktadır. Bunun
dışında, nüve tasarımı, nüve tipi ve nüve malzemesinin
kesim ve dizimi de enerji verimini etkiler. Nüve sac
43
kalınlığının azaltılması, sac istifleme faktörünün artırılması
ve tabakalar arasındaki yalıtkan tasarımları kayıplar üzerine
etkisi vardır. Ayrıca nüve boyutlarını artırmak, nüvedeki
manyetik akı yoğunluğu değerini azaltacağından dolayı
transformatörün verimini iyileştirecektir. Amorf malzemeler
günümüzde nüve üretiminde kullanılan en güncel ve düşük
kayıp oranına sahip malzemelerdir. Ancak, yurt içinde
tedariği zordur ve maliyetleri klasik bir transformatöre göre
iki katı kadardır. Klasik transformatörlere göre %30 daha
büyüktür. Yüksek frekans performansı daha iyi ancak kırılgan
bir yapıya sahiptir. Hexagonal çekirdek transformatörler
düşük kayıplı özel tip transformatörlerdir. Yapısı tamamen
çekirdek tipi transformatörlerden farklıdır. Mıknatıslanma
akımları nispeten zayıftır. Gürültü seviyeleri düşüktür. Klasik
çekirdek tipi transformatörlere nazaran ağırlıkları %30
azdır. Kayıpları daha az olduğu için soğutma ihtiyacı daha
azdır. Uzun ömürlü olmaları nedeniyle küçük ölçekli rüzgar
türbinlerinde kullanılabilirler.
Yükte çalışma kayıpları ise transformatör sargı akımının
karesi ile orantılı olarak değişmektedir. Bu nedenle
transformatörün yüklenme oranı önem taşımaktadır.
Bunun haricinde yükte çalışma kayıpları, sargı iletkeninin
kesit alanı artırılarak azaltılabilir. Bu durum iletkendeki akım
yoğunluğunu ve dolayısıyla kayıpları azaltacak, fakat üretim
maliyetlerinin artmasına neden olacaktır. Transformatör
sargılarının oluşturulması ve sargıların transformatörün
bacakları üzerine yerleştirilmesi de transformatörün
verimin etkileyen birer faktördür.
Harmonik akımları demir nüvede kayıplarının, sargılarda ise
yine girdap akım kayıplarının artmasına ve iletkenlerde deri
etkisine (Skin Effect) neden olur[6]. Böylece artan kayıplar
aşırı ısınmalara ve verimin düşmesine neden olur.
Günümüz ekonomik koşullarında, kuruluşlar için öncelikli
olarak değerlendirilen kriter çoğunlukla ilk satın alma maliyeti
olmaktadır. Bununla birlikte, kullanım süresi boyunca enerji
altında olacak bir transformatörün seçiminde sadece ilk satın
alma maliyeti değil, bu süre boyunca enerji kaybının neden
olacağı maliyetler de dikkate alınmalıdır.
ortalama günlük veya aylık sıcaklık değişimlerine bağlı olarak
tahmin edilebilir. Transformatörde harmonikli yükler söz
konusu ise aşırı ısınma ve yalıtkan arızalarından kaçınmak
için transformatör kapasitesinin yeniden boyutlandırılması
gerekir.
K faktörü harmonik akımlara bağlı olarak transformatörlerin nominal gerilim ve akım değerlerinde meydana gelen
düşüşlerin belirlenmesine yarayan bir faktördür. Bir başka
deyişle harmonik yüklerin bulunduğu sistemi besleyen
transformatörün yüklenme kapasitesindeki düşüşü
hesaplamak için kullanılan bir büyüklüktür. Eğer K-faktörü
1 ise lineer yükler söz konusudur. Faktör büyüdükçe
harmonik ısınma etkisi artar. İzolasyon malzemelerinin
dayanabileceği sıcaklık mertebesinin aşılmasına ve
trafonun arızalanmasına yol açabilir. Harmonikler trafonun
nötr noktasında yüksek akımların oluşmasına neden
olabilir. Trafoları korumak üzere projelerde trafoların belli
bir oranda yüksek seçilmesine veya bu harmonik akımlarını
besleyebilecek özel K faktörlü trafoları tasarlanmalıdır.
Şekil 5. Sıcaklığın kağıt yaşlanmasına etkisi[7].
Yenilenebilir enerji sistemlerinde oluşan kayıpların
Transformatörler üzerinde olumsuz etkileri farklı şekillerde
meydana gelebilir.
3.1. Transformatör Sıcaklığı Üzerine Olan Etkileri
Yarı iletken ve invertör teknolojisinin gelişimi ile DC-AC
dönüştürücü sistemlerinde kullanım alanları artmaya
başladı. Ancak DC-AC dönüşümü işlemi beraberinde yüksek
miktarda THD olarak adlandırdığımız Total Harmonic
Distortion üretmekte ve şebekenin olumsuz etkilenmesine
neden olmaktadır. Bu durum elektrik şebekesinde yalnız
enerji kalitesizliğine değil, genaratör ve transformatörlerin
ömürlerinin azalmasına yol açar. Harmoniklerin neden
olduğu sıcaklık artışı sabit harmonik yük akımlarına ve
44
Şekil 6. THD’ların sargı ömrüne etkisi[8].
Şekil 5 ve Şekil 6’da görüldüğü üzere, THD artışının
doğrudan kayıplar ve sıcaklık artışını etkilediğini, dolaylı
yoldan ise transformatör ömrünü ciddi miktarda azalttığı
söylenebilir.
3.2.Sargı İzolasyonu Üzerine Etkileri
DC-AC dönüşümü ile şebekenin beslenmesi durumunda,
yalnız yüksek THD’lar oluşmaz, transient durumlarda
oluşan aşırı gerilimler yüzünden transformatör
sargılarında elektriksel zorlanmalar da meydana gelir.
Elektriksel zorlanmalar sonucunda korona (kısmı)
boşalmalar artar hatta ilerleyen süreçte sargı elektriksel
olarak delinir. Dielektrik sistemlerde deşarjların genellikle
elektrik, termal, kimyasal ve aşındırıcı etkisi vardır. Kısmi
deşarjların etkisiyle sistem sıcaklığı artar ve termal
istikrarsızlık oluşur[9].
3.3. Transformatör Yağı Üzerine Etkileri
Kısa devreler ve aşırı yüklenmeler, harmonikler gibi
etkilerler aşırı sıcaklık oluşumu transformatör yağında
selüloz, demir alüminyum, bakır ve diğer metallerin
oluşumuna neden olur. Oluşan kabarcıklar yağın delinme
dayanımını düşürür, anma geriliminde bile kritik kısmi
deşarjlara sebep olurlar.
4. YENİLENEBİLİR ENERJİ SİSTEMLERİNDE
TRANSFORMATÖRLER
Transformatörler, elektrik enerjisinin üretim noktası
ile tüketiciler arasında enerji nakil hatlarının ardından
elektrik şebekesinde kayıplara neden olan şebeke
elemanlarıdır[1]. Bu kayıplar ciddi boyutta enerji kaybına
ve nihayetinde mali yüke neden olmaktadır. Bu kayıpları
ve neden olduğu maliyetleri en aza indirebilmek amacıyla
enerji sisteminin bütününde planlanan yatırımların ve
gerçekleştirilen iyileştirme çalışmalarının önemli bir
adımı da yüksek verimli, yenilenebilir enerji kaynaklardan
oluşan sistemlerde özel tasarım transformatörler
kullanmak, kullanım ömrünü tamamlamakta olan veya
ciddi arızalar yaşayan mevcut transformatörleri yeni nesil
yüksek verimli transformatörlerle değiştirmek, işletim
şartlarına göre transformatör ömürlerini uzatacak şekilde
transformatörleri çalıştırmaktır.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının olumlu yanlarının
yanında, termik ve hidroelektrik santrallerden oluşmuş
bir enerji üretim-iletim-dağıtım sistemine yenilenebilir
kaynaklar eklemek sistemde istenmeyen zararlı etkilerde
bulunabilir. Örneğin, rüzgar ve güneş santrallerinde
üretilen enerji ilk etapta doğru gerilimdir. Yarı iletken
teknolojisinin
gelişimi
sayesinde,
darbe
genlik
modülasyonu (PWM) ile üretilen doğru gerilim alternatif
gerilime dönüştürülerek enterkonnekte sisteme aktarılır.
Ancak bu yöntemde oluşan yüksek harmonikler ve geçici
durumlar yüzünden enerji kalitesizliği ortaya çıkar. Kalitesiz
enerji elektrik makinalarının özellikle transformatörlerin
arıza durumlarının artmasına ve ömürlerinin azalmasına
sebep olur.
Rüzgâr uygulamalarında kullanılmak üzere transformatörler özel olarak tasarlanmalıdır. Transformatör gerilimi, sargı bağlantıları, darbe gerilim seviyeleri, empedansı,
verimi, sargı malzemeleri, yalıtım sınıfı, sıcaklık artış
değeri, soğutma tipi, sismik dayanım, transformatörün
kullanılacağı rakım tasarımı etkileyen parametrelerdir.
Transformatörün çekirdek yapısı harmonikleri sönümleyecek şekilde tasarlanmalıdır. Tasarlanacak özel ekranlar
harmoniklerin geçişini engellemek için filtreleme görevi
yapar. Sargıların özel tasarımı ve soğutma teknikleriyle
sıcak noktaların oluşumu engellenerek transformatörün
ömrü artırılabilir.
Kullanım
faktörü
rüzgar
türbinleri
ve
ilişkili
transformatörlerde ortalama güç değeri için iyi bir
Şekil 7. Rüzgâr ile elektrik enerjisi üretimi [11].
göstergedir. Yük ortalama güç değerinin efektif değerine
oranı olarak tanımlanan form faktörü yine tasarımcı
açısından önemli bir faktördür. Yüksek form faktörü aynı
toplam güç için daha yüksek kayıpların göstergesidir ve
özellikle düzensiz bir güç akışını gösterir. Düşük kullanım
ve form faktörü boştaki kayıpların göreceli olarak daha
önemli olduğunu belirtir ve ve bu yüzden verimliliği
artırmak için yük kayıpları pahasına azaltılmalıdır.
Trafo tasarımı, belirli bir yük noktası için yönetmelikle
belirlenen bir verimlilik hedefini karşılayacak yönde
optimize edilmelidir. Farklı yük profilli yenilenebilir enerji
uygulamalarında, bu optimize çözüm yaşam ömür kaybı
ve finansal maliyetler cinsinden en ekonomik çözüm
olmayabilir.
Güneş enerji uygulamalarında da düşük kayıplı ve yüksek
verimli transformatörler tasarlanarak, doğru gerilimlerin,
alternatif gerilimlere çevrilmesi sırasında oluşan
harmoniklerin yarattığı ısınma sorunlarına önlem olacak
şekilde özel transformatör tasarımına ihtiyaç vardır.
Bu sistemlerde kullanılan transformatörlerin yüksek
sıcaklıklara dayanacak şekilde ortam koşulları düşünülerek
tasarlanması gerekir. Transformatörlerin çok büyük
güçlerde seçilmesi kararsızlığa neden olduğu gibi ekonomik
de olmaz. Küçük seçilmesi ise tüm sistem ihtiyacını
karşılamayabilecektir. Özel çoklu sargı tasarımlarıyla
birkaç PV paneli dizgilerinin şebeke bağlantısı az sayıda
45
transformatörle sağlanabilir. Kesin gereksinimler cihazdan
cihaza ve sistemden sisteme değişir. Bu yüzden gerilim, güç,
iklim verimliliği, ağ topolojisi, izin verilen gürültü seviyesi
ve diğer faktörler düşünüldüğünde her transformatör özel
olmalıdır.
5. SONUÇ
Sanayide elektrik enerjisi giderlerini ve karbon emisyonunu
azaltmak için elektrik enerjisi kullanım verimliliğini
artırmak zorunluluktur. Sistemlerde elektronik cihazların
Şekil 8. Yük ve boşta kayıpların transformatör çalışma
tipine etkisi[10].
Şekil 9. Güneş ile elektrik enerjisi üretimi [11].
yaygın kullanımı önemli ölçüde güç sistemlerinde
harmonik üretiminin artmasına neden olmuştur.
Yenilenebilir enerji sistemleri de böyle sistemler olup bu
gerilim ve akım harmonikleri elektrik cihazlarında olduğu
kadar transformatörlerde de önemli şekilde olumsuz
etkilere neden olur. Güç sistemindeki bu harmoniklerin
olumsuz etkileri; kayıpların artması, dolayısıyla
sıcaklıkların büyümesi ve transformatörde ömür kaybının
oluşması olarak özetlenebilir.
Bu kayıpları ve neden olduğu maliyetleri en aza indirebilmek
amacıyla enerji sisteminin bütününde yenilenebilir
enerji sistemlerinde kullanılmak üzere transformatörler
tasarlanmalıdır. Bu bağlamda şebekede kullanılmak
üzere özgün tasarımlı, yüksek verimli transformatörler
46
geliştirilmelidir. Ulusal alanda yeni sistemlere teknolojik
olarak hazır olma gerekliliğinin yanında uluslararası
platformlarda teknolojik gelişmeleri yakından takip etmek
önemli bir zorunluluktur.
KAYNAKLAR
[1] Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Türkiye’nin
Hidroelektrik Potansiyeli, [ONLINE], Erişilebilir link:
http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/h_turkiye_
potansiyel.aspx [Son Erişim Tarihi: 04.03.2016].
[2] Görez T., Alkan A., Türkiye’nin Yenilenebilir Enerji
Kaynakları ve Hidroelektrik Enerji Potansiyeli, Yeksem,
2005.
[3] TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi Kurulu Gücünün Yıllar
İtibariyle Gelişimi, 2014.
[4] Bürkav H., Fincan B., Polat Ö., Elektrikli Araçların CO2
Emisyonunu Üzerine Etkileri, YEKSEM, 2015.
[5] International Energy Agency (IEA), Solar Energy
Perspectives, 2011.
[6] Gupta A., Singh R., Computation of Transformer
Losses Under The Effects Of Non-Sinusoidal Currents,
An International Journal, 2011.
[7] Berube J.N., McDermid J.A. W., Transformer Winding
Hot Spot Temperature Determination.
[8] Gouda O., Amer G. M., Salem W. A. A., Predicting
Transformer Temperature Rise and Loss of Life in the
Presence of Harmonic Load Currents, 2012.
[9] Krpal O., Sırucek M., Mraz P., Influence of Renewable
Energy On Power Transfoermer Insulating System,
Proceedings of the 23rd International DAAAM
Symposium, 2012.
[10] Atkins, Estimating Energy Saving Potential From
Transformers and Evaluating Their Impact on the
feasibility of Renewable Energy Systems, 2013.
[11] Virginia Transformer Group, Renewable Energy
Wind/Solar Transformers, 2014.
Potential Use of Mesoscale Model Data to Assess Windfarm
Power Production Interannual Variability
Gil LIZCANO
Vortex
Akgün KALKAN
Inores
ABSTRACT
The objective of this work is explore the potential
application and benefits for mesoscale modeled products
to provide time evolving characterization of site-specific
wind conditions and power productions and to validate the
modeled data for different sites across Turkey.
BACKGROUND
Year to year wind resource variability is one of the larger
uncertainty driver in windfarm yield predictions. As shown
by different yield assessment intercorporation exercices
[1,2], interannual variability of wind conditions has a
strong control on the overall annual average production
estimation uncertainty.
New generation of high resolution mesoscale model
technology have been proven to provide accurate
information to tackle impact of uncertainty of interannual
wind resources fluctuations in AEP output. Indeed,
mesoscale modeling based time series are employed as
reliable virtual long-term references for projects all over
the World, providing reliable solutions in regions with
limited availability of multiyear reference stations.
Mesoscale models or weather models are numerical
representations of the physices and dynamics of the
atmosphere and land/ocean surfaces interactions and can
be employed to generate retrospective time series of a
large set of meteorological variables, including wind speed
and direction. Mesoscale models are turned into zooming
tools that can resolve windflow characteristics from few
kilometer to up to near windfarm resolution (~100m).
Acceptance of mesoscale model data usage by the
wind industry is supported by several comprehensible
validations studies. A validation exercise conducted
with wind mast data for more than 200 sites across
the World [3] showed results that confirmed the added
value of mesoscale modeling technology to provide
accurate site specific resource conditions data, either to
extend existing data or to fill the lack of measurements.
External validations studies have also conducted by other
wind industry consultancies [4,5] which showed similar
accurate and realistic representation of mean wind
resource statistics and long-term correlation patterns.
OBJECTIVE
A challenging application for new generation high
resolution mesoscale modeling technology is to translate
model output wind time series into power production
time series. An effective approach is to replicate power
forecasting techniques where available
windfarm
power measurements are employed in a train & predict
framework in conjunction with wind modeled time
series. Power modeled time series can be used to assess
power sensitivity to interannual variability and to monitor
windfarm performance anomalies.
The objective of this work is explore the potential
application and benefits for mesoscale modeled products
to provide time evolving characterization of site-specific
wind conditions and power productions. In particular, this
works focus on the use and applicability for the Turkey
wind industry context. Therefore, validation presented
here is based on a selection of sites in different windfarm
development spots in the country.
APPROACH
This works presents a characterization of wind and power
monthly to annual variability for a selection of sites in
Turkey, representing different regions within turkish
national market wind development. Wind conditions are
derived using mesoscale model Weather and Research
Model (WRF)[8]. WRF is a first-class atmospheric mesoscale
model which has been ported to wind industry by VORTEX
through a specialized fine tuning knowledge based in the
combined atmospheric modeling and wind engineering
experience[3]. Model WRF was employed to generate
time series of wind conditions and other meteorological
variables for each selected site. Model spatial resolution
employed for the purpose of this work is set at 9 Km for
regional anomaly mapping and 3 km for time series
output. Model integration spanned over a period of 20
years and output are obtained with hourly frequency
47
sampling to different height levels over the ground. Large
scale drivers are prescribed by data from NCEP CFS, NASA
MERRA and ECWMF ERA-Interim Reanalysis projects.
Modeled wind conditions time series were used to derived
anomalies of average wind speed over Turkey, and to
generate regional index for differents areas.
In a second stage, modeled wind time series were employed
to compute site-specific power anomalies for different real
operational windfarm in Turkey. Here the train & predict
approach was employed using an ensemble of statistical
methods. A more detailed description of the statistical
modeling employed to translate wind conditions into
power production can be found in[6].
Validation against observed data was performed using
observations from 18 wind mast located across Turkey.
Windmast data were quality checked following best industry
practices Wind power modeled time series were validated
using off-the training data from the same windfarm, allowing
an independent verification. Two real windfarm project were
employed for the power time series validations.
RESULTS
Wind speed anomalies in Turkey were estimated using the
last 30-year period as a baseline. Both last-year and longterm results were downscaled using WRF based modeling
chain. Large scale drivers were specified by CFS Reanalysis
project. Anomalies are expressed as the percent deviation
relative to annual wind speed average. Figure 1 shows
the resulting wind speed map anomaly for Turkey. The
anomalies map is an indicator of positive and negative
anomalies pattern found for 2015. Values are orientative
and a more site-specific modeling resolution is required to
assess accuracy of anomalies amplitudes.
coefficient were employed as a measure of the quality
of the modeled time series to represent observed wind
speed variability. Table 1 shows a aggregated values for
the correlation coefficients for daily and monthly sampled
time series. Average across all sites shows high level of
correlations which support usage as reference for longterm variability.
Table 1. Aggregated Values of Square Correlation Coeffcient
Across 18 Selected Sites for The Validations
Sampling
Daily
Monthly
Average R2
0.74
0.85
Similar exercises were conducted to validate modeled
power time series using data for 2 windfarm projects
located in Izmir and Aydin provinces. For Izmir windfarm, 5
years of measured power production were available while
for Aydin windfarm only 2 years where employed.
For each site, 1 year were retained for the train and predict
method, and the remaining period (off-the-training) were
employed for the validations.
Results from the power production time series validation
showed high agreement between modeled and observed
power variability pattern with square correlation
coefficient of ~0.8 and constant bias which remains on a
standard value in the range of 4-5% .
Figure 2. Sample of wind speed and power production
variability for a selected month (January) to illustrate the
capability of the mesoscale model to monitor resource and
power departure from normal conditions.
Figure 1. Wind Speed Anomalies for 2015 based in
mesoscale downscaling modeled data from VORTEX.
Validations of modeled time series data against wind
mast were conducted for 18 sites. Square correlation
48
CONCLUSIONS
The work illustrates the sensitivity of annual and monthly
power fluctuations to resource conditions variability
for different real project. Selection of different wind
conditions anomalous periods are carried out to quantify
and to better visualize the actual impact of uncertainty
in the windfarm production. A test case study for 2015
conditions over selected sites across Turkey will be
presented.
Results from the analysis support the extension of
mesoscale modeled technology to provide power
production time series while some guidelines for
further validations are required to better determine the
performance of the modeled wind farm time series as a
reliable solution to assess windfarm power production
departure from expected P50 values.
REFERENCES
[1] Comparative Resource and Energy Yield Assessment
Procedures (CREYAB), Niels G Mortensen, et al, EWEA
Workshop 2013 Brussels.
[2] Offshore CREYAP Part 2 – final results, Niels G
Mortensen, Morten Nielsen & Hans E Jørgensen,
EWEA Workshop 2015 Helsinki.
[3] Some guidelines to infer and assess wind climate
variability uncertainty from modelled time series,
Gil Lizcano, EWEA Wind Resource Workshop 2013
Dublin.
[4] In-depth Validation Key to Acceptance of Mesoscale
Results, Erik Holtslag, EWEA Annual Event 2014,
Barcelona.
[5] Évaluation de la modélisation et des prévisions
de la vitesse du vent menant à l’estimation de
la production d’énergie annuelle d’une turbine
éolienne, Janie Coulombe, MSc Thesis, University of
Montreal, 2015.
[6] On the benefit of a multivariate description of wind
for better long-term extrapolation, Abel Tortosa,
EWEA Annual Conference 2014, Barcelona.
49
Wind and Solar Projects in Turkey
Helmut KLUG
DNV-GL
Fatma MURRAY
DNV-GL
ABSTRACT
This paper presents information about wind and solar
projects generally and specifically for Turkey. Significant points
for project processes and future energy production stages are
explained and effects of recommendations are shown with
samples to develop wind and solar energy generation with
new technologies.
Index Terms: LCOE, Mesoscale, Wind atlas
1. INTRODUCTION
This paper presents information about wind and solar
energy projects which has been developed in Turkey. Wind
and solar energy systems will be handling in this notice
included developing of these systems in years and future
opportunities.
We, as DNV GL, have four main business areas as Maritime,
Oil and Gas, Energy, Business Assurance with other
branched of software, marine cybernetics and research and
innovation to develop projects for green, smart and safe
future. 150 years of history, 400 offices, 17000 employees
have provided us to be in 100 countries in order to continue
for our purpose. Energy services of DNV GL can be listed as;
•
•
•
•
•
•
E
nergy advisory
Power testing, inspections certifications
Sustainable energy use
Renewable advisory
Turbine engineering support
Renewable certification
We have conducted our responsibilities with three main
rules; reliability, affordability and sustainability. With this
approach, we have been supporting investors and project
developers and have been providing solutions for wind
farm projects for years. However, it has been fresh and
developing area for Turkey, solar energy has been developed
in the world growingly. We will go on our renewable
advisory service for solar and wind farms together with our
global experience.
2. WIND & SOLAR ENERGY
The future of electrification must be feasible and
50
affordable, so that renewable energy systems specially
wind and solar will gain more importance against the other
energy systems. Technical advances should be developed
in order to increase competitiveness and regulations. New
technologies and solutions will support this situation for
the future. New technologies will decrease manufacturing
costs, shipping costs, construction costs and suitability
to the site. But the most important subject will be
cooperation between players in the market. These players
should provide an unobstructed environment which
encourages competitiveness for the future projects.
2.1. Wind Energy in Turkey
Wind energy has been developing in Turkey with
significant acceleration. So that, concerns on wind energy
hasn’t been affected by the economic problems of the
country. With the support of government, total capacity of
wind energy has reached to 4.718 MW in Turkey in January
20 [1]. Additionally, 1.869 MW wind farm has been under
construction stage that means %40 of installed capacity
in Turkey[1]. This increasing will continue to 20.000 MW
capacities according to government’s energy policy[2].
Market players had their roles as described below:
• EMRA: Energy regulation, specifying tariffs, energy
licensing
• TEDAŞ/TEİAŞ: Electrical distribution/transmission
• YEGM: Renewable energy general directorate
• TÜREB: Turkish wind energy association
The players should protect this development in Turkey and
supply new opportunities for the investors to increase
wind energy capacity in Turkey in order to develop
electricity generation by reliable and sustainable source.
Energy policy and competitive bidding conditions should
be recognised by the players for the future generation of
wind energy projects.
For this purpose many studies have been made and one of
the most important study could be assumed “Wind Atlas
for Turkey” which has been developed by DNV GL. Other
important study which has been conducted by DNV GL is
“Variation in wind speed across Turkey”. Computational
model of “Mesoscale Compressible Community” which
has been developed by Environmental Canada has been
used to predict wind speed across Turkey. This study allows
detailed review of wind speed variation in space and also
time, key to understanding the wind resource related risk
of a project. It should be noted that concentration of high
wind resource in West Marmara, Aegean, and South East
regions and condensed development activity will increase
capacity and efficiency of Turkey wind energy projects[3].
Risk Understanding / Mitigation
We need to consider that some actions listed below to
mitigate risks of a wind farm project.
• Design – remove the risk through design/procurement
• Contracts – allocate the risk
• Insurance – cover the risk (at what cost?)
• Pricing – increase investment margin or return
• Commercial – reserve, warranty, guarantee, other
Design, contracts, insurance, pricing and commercial
conditions would affect the project risks unless any of
them don’t be considered in a project. Considering of
these conditions totally will provide us to develop projects
without any problem, but there will be issues during
the projects development and operation stages if any of
them would be out of our scope. So that, we need to pay
attention to the items above in order to mitigate risks of
the projects.
We can summarizes this part like below;
Better data & analysis = less uncertainty = more reliable
predictions = less risk
Turkey Specific Considerations
• Complex terrain
• Variation in wind characteristics
• Inter-project wakes
• Grid and transmission
• Restrictions due to agricultural areas and forestry
• Environmental considerations will become important
All of these considerations should be undertaken by the
project developer to determine all details and found the
best results of the projects. Otherwise, project results
would be unreliable and project would be unsustainable.
2.2. Solar Energy in Turkey
Solar energy systems are not commonly used for electricity
generation in Turkey until new regulations. General usage
of solar energy is heating systems and this area makes
Turkey one of the leading country that use solar heating
panels. Solar is a rapidly growing part of the electricity mix
compared with all other sources.
For technical due diligence reviews, these are so important
to take care that,
• Site Conditions
• Energy Assessment - Validation
• Design Assessment (Civil, Electrical and Turbine)
• Contracts
• Permits and Environmental Assessment
• Time Line
• Input to Financial Model
All these are so important to review of technical due
diligence of project will be developed.
Uncertainty consideration of wind farm projects is so
significant to calculate energy generation of the wind
turbines. So that, we have submitted probability level to
use for its ‘Base Case’ with an appropriate cover ratio to
project investors for banks recognition.
Figure 2. This shows the actual annual electricity
production from different energy sources (Terawatt hours
(1000 Megawatt Hours or 1 Million Kilowatt Hours).
Global solar installations are growing fast - above 20% per
year;
•
•
Figure 1. Net energy production.
Total installed Solar energy capacity is 248.8 MWe in
Turkey, and the energy policy of government supports
that licensed solar energy capacity will be increased
to 3000 MW until 2023[4].
Global installed solar capacity is 177 GW with 38.7
GW global installation in 2014[5].
Cost of solar generated energy has decreased rapidly in
the world with new technologic developments. This is a
51
primary driver of solar growth, after that grid price parity
in many locations will be increased. Additionally, benefits
include the broadly distributed nature of solar. It is possible
to say that solar energy is the most clean energy resource.
Turkey can benefit from global lessons learned for the
growing area of solar energy inside of the other energy
resources. Developing of the solar energy market will
affect reliability and sustainability of electricity generation
in Turkey together with economic development.
exceeded that – the US crossed 10GW of installed capacity
in 2013. DNV GL believes that this will continue to be a
major driver of the growth of solar globally. Note that this
is different from Wind – wind is central generation not
distributed and must compete with the cost (not price) of
utility generated power (compete with gas, coal, nuclear –
central generation).
Design Issues
The design of a PV plant may influence the production, the
costs, the maintenance and even the safety. Here are some
examples:
Grid requirements: depending on the local regulation,
it can influence the inverter sizing;
Drainage systems is a critical design issue as well as
structural strength of the mounting systems;
Cable sizing: Under sizing the cables: loss of
production. Over sizing: costs increased.
The best optimisation between costs, installed power
and yield must be performed in advance knowing the
constraints of the project.
A reliable PV module and a reliable inverter doesn’t
mean that the PV plant will be performing correctly
and profitable. Electrical design is a key to have an
optimized plant.
•
•
•
•
Figure 3. Change of grid price parity for countries.
Electricity generated by PV systems has been reaching the
utility prices in many regions of the world. Residential and
commercial rates have been included of this issue. This is
really the fundamental focus of solar energy market that
has been reaching grid parity will drive up demand for
solar capacity.
•
It is important to mention that a good PV module & good
inverter doesn’t mean to have a good and profitable PV
plant. Electrical design and configuration is a key to have
an optimized plant.
Consideration for Turkey Projects
1 MW un-licenced market increased the installed
capacity
High temperatures at southern part
Agricultural lands are not allowed to be used
Grid stability and performance
Operation with transients
High impedance in some areas
Solar market is a new born baby with high potential,
Leverage from knowledge developed from first
projects
•
•
•
•
•
•
•
•
Figure 4. Impact of reaching grid parity.
When yellow (cost of solar generated electricity) drops
into blue (price of utility electricity – price parity is reached
– residential and commercial price (green) then grid cost
(blue), demand goes up because there is a savings in
getting electricity from solar instead of buying it from
the grid. It was developed in 2005 by the US Department
of Energy to focus the solar industry on the cost of
solar generated energy (LCOE). It shows the installed
capacity (demand) rapidly increasing as the cost of solar
generated electricity drops below the utility residential
and commercial prices. The actual installations have
52
It’s an exciting time for solar energy technology
The solar market is growing at very high speed
Technology innovation allows to reduce the cost of
energy
New components and manufacturers are appearing
in the market
Thorough review of key components significantly
helps to minimize risk
Projects in the Turkey will benefit from this approach
for successful implementation and operation
•
•
•
•
•
All of these considerations should be undertaken by the
project developer to determine all details and found the
best results of the projects as we need to conduct in wind
projects. Otherwise, project results would be unreliable
and project would be unsustainable.
REFERENCES
[1] TUREB, “Turkish Wind Energy Statistics Report”,
January 2016.
[2] TUREB, “Türkiye Rüzgar Enerjisi Yol Haritası”, November
2012.
[3] www.dnvgl.com
[4] http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Gunes
[5] IEA PVPS, “Snapshot of Global PV Markets”, 2014.
53
Denitrification Systems Based On Selective Catalytic Reduction
(SCR) As Safe Solution for Meeting Environmental Regulations
Regarding Nitrogen Oxides and Mercury Emissions
Iwona ŚPIEWAK
Manager of the Denitrification Design Office, RAFAKO S.A.
Hanna KORDYACZNY
Designer at the Environment Protection Design Office, RAFAKO S.A.
Piotr BRUDZIANA
Designer at the Environment Protection Design Office, RAFAKO S.A.
ABSTRACT
Due to tightening of environmental regulations both power
facilities and providers of flue gas cleaning technologies need
to face the problem of meeting new requirements. Among
products of combustion process that emissions will be
further restricted are nitrogen oxides, ammonia and mercury.
The answer is to be found in the denitrification system based
on selective catalytic reduction. The catalysts are not only
capable to reduce NOx and NH3 - a reagent both in catalytic
(SCR) and non-catalytic(SNCR) systems; on SCR catalyst
occurs mercury oxidation, which contributes significantly to
the process of its removal on the way to the stack.
ENVIRONMENTAL REGULATIONS
The purpose of the proposed amendments to existing
legislation is to reduce permitted emissions of harmful
compounds and to introduce the limits for compounds
whose emissions are currently not in any way regulated.
The new emission requirements have been included in the
Best Available Techniques Reference Document (BREF) for
Large Combustion Plants (LCP), which BAT conclusions are
the part of. In 2015 BAT conclusions entered the final stage
of environmental agreements, and the final commissioning
is scheduled for the first quarter of 2017.
Table 1, Table 2 and Table 3 show the emission limit values
for NOx, NH3 and Hg provided in the final draft of BAT
conclusions.
DESCRIPTION OF DENITRIFICATION BY SELECTIVE CATALYTIC
REDUCTION
Flue gas denitrification based on selective catalytic
reduction (SCR) uses the reaction of nitrogen oxides (NO
and NO2) and ammonia (NH3) in the presence of a catalyst
(the active compound) and in the appropriate temperature
window. This reaction does not create harmful byproducts
except for minimal residual amounts of ammonia slip.
54
Table 1. Emission Limits for NOx
a) This requirement does not apply to existing installations operating < 1500 h/y.
b) The lower limit can be reached when using SCR. The upper limit of the range is 150 mg/Nm3 for fluidized bed boilers fired with lignite commissioned after 01.07.2014.
c) The upper limit of the range is 165 mg/Nm3 for fluidized bed boilers fired with lignite
commissioned after 01.07.2014.
d) For installations commissioned up to 07.01.2014, the upper limits are: 200 mg/Nm3
for installations operating ≥ 1500 h/y and 220 mg/Nm3 for installations operating
<1500 h/y. For installations that were commissioned before 01.07.1987 and operate
<1500 h/y and for which the SCR or SNCR does not apply, the upper limit is 340 mg/
Nm3.
Table 2. Emission Limits for NH3
a) The lower limit of the range may be achieved in the case of the use of SCR. The
upper limit of range applies in the case of using SNCR without using wet cleaning
techniques.
Table 3. Emission Limits for Hg
a) For sources of working as a peak or emergency given ranges are regarded only as
benchmarking (non-binding).
b) The lower limit of the range regards installations equipped with systems for mercury
removal.
The main chemical reactions on the surface of the catalytic
layer are:
NO + NO2 + 2NH3 t 2N2 + 3H2O
4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O
6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O
(1)
(2)
(3)
Ammonia (NH3) and nitrogen oxides (NOx) react Table 4. Summary of RAFAKO S.A.’s SCR Installations
to molecular nitrogen (N2) and water (H2O). Due to
maintaining the correct degree of oxidation there is a
continuing need for oxygen supplied with the oxygen
contained in the flue gas from the boiler.
In case of coal combustion the resulting NOx is regarded as
a mixture consisting of about 95% nitric oxide (II) NO and
5% nitric oxide (IV) NO2. The main reaction that proceeds
in the presence of a catalyst is the reaction (2), that is
characterized by:
• equimolar reaction of NH3 and NO,
• oxygen demand,
• a typical reaction temperature of 300°C to 400°C.
• In addition to the above mentioned reactions (1), (2) and
(3), an oxidation of sulfur oxide (IV) also occurs at the
catalytic layer:
2SO2 + O2 → 2SO3
(4)
In the process of catalytic denitrification ammonia is
introduced into flue gas before the catalytic layers. For
the reaction to proceed in a manner appropriate for the
process it is needed to preserve a number of parameters.
The amount of ammonia injected is dependent on the
concentration of NOx at the inlet and the required degree
of NOx removal. The entire process of reduction of NOx
takes place with minimal losses in the form of unreacted
ammonia (NH3 slip).
The reagent used for denitrification process is ammonia
NH3 that can be obtained from various sources:
• liquid ammonia,
• ammonia water NH4OH,
• urea.
INSTALLATIONS OF CATALYTIC DENITRIFICATION (SCR)
SCR systems meet the needs of power plants, heating
plants and industrial plants in variety of terms regarding
the power of the unit, fuel and the composition of flue
gas parameters as well as individual conditions of existing
and new units.
Among RAFAKO S.A.’s current contracts are five projects
for denitrification installations for coal and coal-biomass
fired boilers of capacity from 140 to 2450 tons of steam
per hour, both retrofit and new units. These installations
are executed on the basis of the license agreement with
Termokimik Corporation. Table 4 presents a summary of
selected parameters of individual installations.
Selection of the type of installation
At the design stage of the project the adequate technical
solutions are chosen depending on the parameters
and operating conditions of the plant to ensure high
process efficiency and reliability of SCR installation.
Parameters such as fly ash content, sulfur content, flue
gas temperature and available space determine the type
of installation: “High Dust” located between the boiler
and rotary air preheater or “Tail End” located after the
desulphurization unit. Different advantages of each of
these systems provide a wide range of applications of SCR
that can be tailored to individual characteristics of power
units.
“High Dust” SCR type is characterized by operating on flue
gas with high fly ash and sulfur content, directly after the
boiler and before the electrostatic precipitator. Therefore,
to a large extent it interferes with the existing systems of
flue gas ducts and, depending on the operating parameters
and requirements of the investment, pressure parts of
economizer and steam systems. The high concentration
of fly ash demands for a cleaning system of catalytic
layers to prevent clogging of the catalyst channels and for
continuous monitoring of the pressure drop across the
layers. Larger pitch in the catalytic modules results in larger
size and volume of the catalyst. The higher sulfur content
in flue gas, the higher value of minimum permissible
injection temperature of the reagent, which prevents
from precipitating sulfates NH3HSO4 and (NH4)2SO4, and
the sulfuric acid H2SO4 further on the flue gas path. On the
other hand, the availability of the required process media
and close to the optimal range of flue gas temperatures
greatly simplify the technological nodes of “High Dust”
type of installation.
“Tail End” SCR type reduces NOx in dedusted and
desulphurized flue gas, which allows the use of smaller
size and volume of catalytic modules. There is, however,
a considerable distance from the boiler and the
temperatures are much lower than those required for the
proper conduct of the denitrification process. This results
in the extension of the flue gas and other process media
paths and ducts, as well as in the necessity of flue gas
reheating.
55
Figure 1. Comparison of “High Dust” and “Tail End” SCR type.
Selection of the type of catalysts
The choice of the type of catalysts: plate or honeycomb is
directly influenced by the fuel and the composition of flue
gas. Plate catalysts are used primarily for lignite fired boilers
and hard coal with a high ash content, and the honeycomb
catalysts are used in installations for gas, oil and most of the
coal fired boilers.
Catalysts for lignite fired plants
Plate catalysts used for lignite fired boilers do not differ in
the construction or operation from catalysts intended for
hard coal, but may differ in chemical composition. Due to the
composition and properties of flue gas from the combustion
of lignite, these catalysts are exposed to increased mechanical
erosion, easier clogging of channels between plates and
catalytic deactivation: chemical and physical. Thus, applied
ceramics must have a durability and resistance both to the
erosion due to presence of large amounts of fly ash and to
harmful chemicals in flue gas.
HYBRID SYSTEM SNCR + SCR
Both “High Dust” and “Tail End” SCR types successfully
function as a standalone denitrification systems for large
and medium-sized power units. Their investment costs
and operating, however, may prove to be disadvantageous
for smaller power plants, heating plants and industrial
applications, which in the light of increasingly stringent
regulations will also be covered by the obligation to reduce
emissions of harmful compounds including NOx and NH3.
The answer to the restrictions in this regard is a hybrid of
SNCR system combined with a layer of catalytic modules.
SNCR system allows for an initial reduction of nitrogen
oxides, which translates into less volume of required catalytic
modules that further reduces NOx and non-catalytic NH3 slip
to a level consistent with the requirements of BAT.
Figure 2 illustrates a hybrid SNCR system in combination
with a catalytic layer.
Figure 2. Schematic diagram of the hybrid SNCR with a layer
of catalytic modules.
56
The use of the hybrid system is not limited to the objects
that are only planning to upgrade in terms of reducing
emissions of NOx. The existing installations of noncatalytic denitrification, too, can be extended with a
second degree of reduction of NOx and NH3 in the form of
an added catalytic layer to meet the stringent emission
requirements that weren’t applicable during the initial
investment.
MERCURY OXIDATION PROCESS
SCR installation does not limit only to the reduction of
NOx. At the catalysts occur series of chemical reactions,
whose course has a favorable effect on the quality of flue
gas, including the oxidation of mercury.
In the process of coal combustion mercury in the fuel
is released into flue gas. The possibility of mercury
removal from flue gas is closely related to the degree of
its oxidation. Elemental mercury Hg0 almost entirely goes
to the atmosphere, while the oxidized mercury Hg2+ in
the form of halides and adsorbed on the particles of fly
ash HgP can be captured in electrostatic precipitator or
desulphurization unit with ash and wastewater.
Due to the oxidizing properties of the catalyst SCR system
is changing the degree of oxidation of mercury Hg0 to
Hg2+, which significantly contributes to the effectiveness
of the mercury removal by devices installed on the further
path of flue gas.
Figure 3 shows a mercury oxidation process that occurs on
the flue gas path from the combustion chamber through
the flue gas cleaning systems to the emitter and the
output of mercury from flue gas at various points of ash
and wastewater collection.
Figure 3. Schematic diagram of transformation and output
of mercury compounds on the flue gas path.
The detailed mechanism of the catalytic oxidation of
mercury in flue gas is a complex process dependent on a
number of operational parameters. In simple, elementary
mercury Hg0 reacts with the oxidizing factors and the
resulting reaction produces the oxidized mercury Hg2+.
This reaction occurs in the presence of hydrohalics, in
particular HCl or HBr:
(5)
Mercury oxidation efficiency increases with the decrease of
ammonia concentration. This means that the least mercury
is oxidized on the first catalytic layer and the most on the
last one.
Normally the selection of catalytic material for SCR
installation does not take into account the oxidation of
mercury. Catalysts are designed to achieve the required
effectiveness of denitrification with adherence to limit the
conversion rate of SO2 to SO3 and the amount of ammonia
slip, which aims to protect the rotary air heater from the
precipitation of the sulfates NH3HSO4 and (NH4)2SO4 as well
as sulfuric acid H2SO4 at the cold end of baskets. However,
the change in the degree of oxidation of mercury when
passing through the catalyst occurs even if the catalyst is not
designed for this process, only to varying degrees depending
on the individual properties of the catalyst. Selection of
catalysts for the newly designed SCR installations or as
replacements for existing with regard to the oxidation of
mercury may significantly affect the reduction of mercury
emissions into the environment. Depending on individual
characteristics of the modernized object this method
can be used alone without the introduction of additional
reagents or as combined with activated carbon or other
active methods of removing mercury from flue gas. Hence,
it does not generate additional costs beyond those related
to the selection of the right catalyst for both processes. In
any case, it is important to take into account the operating
conditions and requirements for the SCR installation.
for investment, but also during operation. Such solutions
include:
• space left for additional layer of catalytic modules
• properly prepared management plan that takes into
account the regeneration and replacement of catalytic
layers over the entire period of operation,
• analysis of benefits for the re-selection of catalysts with
the new requirements and their possible replacement for
existing installations.
Measurements carried out on the operating RAFAKO S.A.’s
installations confirm that these installations not only meet
the current emission requirements, but that it is possible
to reduce emissions of harmful compounds to below the
limits set forth in the BAT conclusions.
Table 5 shows the results of guarantee measurements in
regard to the requirements of BAT.
Table 5. Selected Results of Guarantee Measurements for SCR
ENEA Wytwarzanie
REFERENCES
[1] Materials of RAFAKO S.A.
To make the process of reducing mercury emission to be
fully effective, the program of flue gas cleaning should
include all key points on the flue gas path: furnace with
fuel characteristics, the characteristics of formed fly ash,
denitrification installation, installation of dust removal
and desulfurization installation. This is also important for
the quality of the main products (ash) and byproducts
(wastewater), where the mercury removed from flue gas is
directed.
PERSPECTIVES IN THE LIGHT OF CHANGING REGULATIONS
Installation of catalytic flue gas denitrification, properly
designed and built, not only guarantees to achieve and
maintain the required limit values for emissions of nitrogen
oxides and ammonia, but also gives the opportunity to
reduce these values in the event of a further tightening of
environmental regulations.
Right strategy to ensure flexible adaptation of SCR
installation to potential changes in the environmental law
is to consider available solutions at the stage of preparation
57
Contribution of Efficient Energy Use on Economy and
Environment
İkbal SARIKAYA
Department of Chemistry Karadeniz Technical University
Selçuk BILGEN
ABSTRACT
Efficient energy use in industrial countries will be meaningful
for their economy and environment in the future. The
efficiency of energy use is different from one country to
another depending on varied consumption models. There
has been significant progress in the world in understanding
how energy is used and how it can be saved. However,
there is much more work to be done in the world on energy
efficiency and environmental quality improvements, and
the investment funds required to accomplish this work are
also in short supply. This study presents universal approach
about the effect of future energy demand to economy and
environment based on greater energy efficiency.
1. INTRODUCTION
Nowadays, the rapid economic development and population
growth have led to the increasing energy demand. In this
situation, energy saving becomes an important issue and
attracts much attention around the world[1]. In academics
there is a widespread consensus about the potential
problems of using energy intensity (the ratio of energy
use to output) as a measure of energy efficiency, while in
the political arena and public debate, associating energy
intensity to energy efficiency is common practice. However,
few studies reflect upon this or give some empirical evidence
on the matter[2]. The energy efficiency improvements can
be seen especially suitable, since increasing the efficiency of
both energy production and end-use can usually reduce the
energy-related emissions cost-efficiently and also improve
the energy security and competitiveness[3].
In recent years, debates on relationship between energy
efficiency, energy consumption and economic growth is
gaining on intensity. Researchers dealing with this problem
cannot agree on the role of energy efficiency and energy
consumption in economic growth and development.
According to there are two basic interpretations of the
role of energy in economic growth. These two theoretical
backgrounds are based on mainstream growth theory and
ecological economics approach. On the one hand, some
economists (especially the representatives of mainstream
growth theory) argue that energy cannot be a factor that
affects economic growth, because energy consumption
58
does not stimulate economic growth or this stimulation
tend to be quite insignificant[4].
2. ENERGY EFFICIENCY
Energy efficiency is a central political objective of the EU
and its Member States. EU Member States have agreed to
reduce their primary energy consumption by 20% by 2020
relative to 1990 levels [5]. In order to estimate the level
of energy efficiency, it is possible to use parametric and
non-parametric frontier approaches. In non-parametric
approaches such as Data Envelopment Analysis (DEA), the
frontier function is considered as a deterministic function of
some variables and no specific functional form is imposed.
Parametric approaches, such as stochastic frontier analysis
(SFA), are based on econometric methods, and therefore,
a specific functional form is needed. The main advantage
of SFA over DEA is the presence of the statistical noise that
takes into account data errors and omitted variables[6].
Defining and measuring energy efficiency is yet another
challenge. Energy efficiency is typically approximated by
energy intensity, despite several shortcomings related to
this measure. Energy intensity is the amount of energy
used per unit of activity. It is commonly calculated as the
ratio of energy use to GDP. Energy intensity is often taken
as a proxy for energy efficiency, although this is not entirely
accurate since changes in energy intensity are a function of
several factors including the structure of the economy and
energy efficiency[7].
Energy efficiency is a term that covers a broad range of
technologies, processes, and even changes in behavior.
Energy efficiency programs are also quite diverse. For
example, some energy efficiency programs provide
incentives for households to purchase energy efficient
appliances whereas others provide education to residents
to help them remember to adjust thermostats when
no one is home. Numerous programs focus on assisting
manufacturers improve the energy efficiency of their
industrial processes and on cities and counties to improve
the energy efficiency of their transportation systems. There
are a large number of ways to save energy and the benefits
to states can be substantial[8].
Energy efficiency and energy safety of population,
enterprises and regions are relevant issues for modern
economies. At the same time, constant increasing rate
of energy enterprises production reflects the quantity of
emissions, discharges and disposal of fuel combustion
waste (ash) what is the reason of comprehensive and
concentrated negative impact on all the components of the
environment. Moreover, the situation in energy resource’s
market is characterized by a stable growth of prices and
volumes of demand decrease the value of easy oil reserves
and other traditional energy resources, a tendency of
ensuring the energy independence of individual regions.
In this regard, researches in the field of finding alternative
energy sources, known as renewable energy sources
(renewables), are proliferated. Using renewables can
reduce technogenic impact of energy enterprises on the
environment, which is constantly growing, and solve the
problem of energy supply in developing countries[9].
Energy efficiency (EE) has been recognised as the fastest and
most cost-effective tool to decouple economic growth from
increased energy consumption and reduce greenhouse
gas (GHG) emissions by decreasing the amount of energy
required to accomplish a particular amount of an actual
energy service[13]. Research and development efforts
across all industries are driven by the goal of improving
the productivity of industrial processes. Improvements can
come in a variety of ways, including lower capital costs and
operating costs, increased yields, and reductions in resource
and energy use. Any industrial technology development
will incorporate one or more of these improvements.
These improvements, including lower maintenance costs,
increased production yield, safer working conditions, and
many others, are collectively referred to as ‘productivity
benefits’ or ‘non-energy benefits’ (or NEBS), because
in addition to reducing energy, they all increase the
productivity of the firm[14].
Behind energy effciency, there lies an array of socalled
&driving forces’. In recent times, the Kyoto Protocol has
been the most prominent in bringing energy effciency
to the fore. The Gothenburg Protocol on the reduction
of acidi”cation precursors also provides an incentive for
European countries to improve energy effciency and thereby
reduce environmental emissions. In some countries, the
domestic/residential sector has been highlighted as an area
with considerable potential for improved energy effciency.
Improving energy effciency in the domestic sector also has
the potential to contribute to the resolution of a number of
other social ills, principal of which are high rates of winter
mortality which result from poor thermal standards of
housing and the existence of fuel poverty, i.e. the inability
to heat the home to an adequate (safe and comfortable)
temperature, owing to low household income and poor
household energy effciency[10].
Countries must consider barriers and develop proper policies
and strategies for achieving energy efficiency objectives.
When polices are developed, a good understanding of the
benefits of different policy measures is required. Economic
benefits are energy cost savings, economic stimulus, asset
value/property values, employment, impact on public
finances, impact on gross domestic product (GDP) and
energy import bill[15].
3. ENERGY EFFICIENCY AND ECONOMY
Economic benefits of energy efficiency measures are critical
to business sustainability [11]. A recent report by the
American Council for an Energy Efficient Economy found
that the Northeastern eight-state Regional Greenhouse Gas
Initiative (RGGI) would have a positive impact on the region’s
economy if energy efficiency investments were central to
policies designed to reduce greenhouse gas emissions.
Specifically, the report concludes that a doubling of the
current investments in energy efficiency in the region would:
reduce growth in electricity consumption by twothirds;
keep electricity prices virtually flat;
cut carbon allowance prices by one-third;
increase economic growth in the region by almost 1%
beyond the reference case;
reduce average energy bills for residential, commercial,
and industrial customers by 5–12% in 2021 [12].
•
•
•
•
•
Cost-benefit analysis and energy modeling of the impacts
attributed to efficiency measures often take into account
only the energy saved, however, and co-benefits of energy
efficiency policies and programs, such as reduced harm to
human health, are often not included in an impact analysis.
It is important for policy makers to understand the overall
societal costs and benefits of energy-efficiency technologies,
such that cost effective and health protective policies with
broader benefits can be implemented[16]. Energy efficiency
programs can produce state-wide economic benefits. Many
states are taking the next step with respect to economic
benefits by working to build in-state industries to produce
energy efficient products[12].
4. ENERGY EFFICIENCY AND ENVIRONMENT
Fossil fuel electricity generation accounts for more
than 40% of global CO2 emissions and thus is a core
issue in environmental management and sustainable
development[17].
Emissions from burning fossil fuels are the primary cause
of the rapid growth in atmospheric carbon dioxide (CO2).
Natural gas and oil that are primarily used for heating and
cooling as well as electricity generation in buildings play an
important role in CO2 emissions. Energy usage in buildings
is responsible for approximately 33% of the total of final
energy consumption and an important source of energy59
related CO2 emissions worldwide. In OECD countries,
buildings cause about 30% of national CO2 emissions from
the consumption of fossil fuels[18].
Environmental policies frequently involve a trade-off
between short-term costs and longer-term benefits.
Investments in cleaner technologies and abatement
equipment, for example, require up-front capital
expenditure that leads to environmental improvements
over time. Residential energy efficiency provides a case
in point. The potential for energy demand reduction via
thermal efficiency of the building envelope is significant
because of the energy savings possible and because of the
relatively low cost of achieving these potentials[19].
Energy efficiency is widely viewed as an inexpensive way
to reduce aggregate energy consumption and thus GHG
emissions. IEA, IPCC, and others have recommended energy
efficiency for combating global warming. Besides, several
analyses conclude that energy efficiency would be costeffective for reducing energy consumption and improving
economic welfare. However, whether energy efficiency
is effective is still debatable. Being energy efficient may
actually increase energy consumption, a consumptioncentric rebound effect. In contrast, the ecological
modernization theory (EMT) suggests that technological
advancement can address environmental problems[20].
Several methods have been identified for improving
energy efficiency, thereby reducing GHGs and mitigating
the effects of climate change. Generally these options
have been classed as either technical or operational fuel
saving measures. It is suggested that fuel costs in shipping
generally account for 50% of a ships operating costs, a share
which is set to increase as fuel costs increase, generating
an even greater incentive for the implementation of energy
saving measures. As a generalisation across all types of ship,
the potential for saving energy and emissions using known
technology and practices is thought to be significant and
in the range of 25–75%. More than 50 measures have
been identified that could result in efficiency gains and
they are generally grouped as technical measures (some
applicable to new and some to existing ships i.e. retrofits)
and operational measures[21].
Clean technology adoption subsidies may not be the most
economically efficient policy towards the goal of reducing
GHG emissions, namely when compared to a carbon price,
or a carbon portfolio standard. Incentives may have limited
influence on usage behavior and may lead to free-ridership.
However, federal and state tax incentives for emerging
technologies such as wind, solar, and energy efficiency have
proven to be politically feasible, since they provide benefits
to small well-organized interest groups (i.e. manufacturers)
while imposing costs (if any) on the broader, unorganized
60
taxpayers. In the electric utility context, incentives for
energy efficiency and distributed solar PV face strict costeffectiveness tests aiming to limit costs imposed on electric
rate-payers, including those who choose not to participate
in these programs[22].
As various agencies have made the importance of energy
efficiency so salient, many countries pursue it to reduce
the GHG emissions, deliver more utility services to
consumers, make renewable energy more affordable (social
sustainability), improve their environmental performance
(environmental sustainability), reduce cost, and improve
productivity (economic sustainability). Thus, the popularity
of energy efficiency has made clean energy sources such
as solar energy more acceptable and governments globally
pursue energy efficiency as a policy choice. The multifaceted
positive implications of energy efficiency make empirical
investigation of the potential impact of energy efficiency,
intended and unintended, important and timely[20].
5. CONCLUSION
Improving efficiencies of energy systems is an important
challenge for meeting energy policy objectives. Reductions
in energy use can assist in attaining energy security
objectives. Efficient energy utilization and the introduction
of renewable energy technologies can significantly help
solve environmental issues. Energy-efficient technology is
an important tool for this goal. Increased energy efficiency
benefits the environment by avoiding energy use and
the corresponding resource consumption and pollution
generation. From an economic as well as an environmental
perspective, improved energy efficiency has great potential.
Economy requires great investment both to improve the
efficiency of production and to improve the quality of the
environment. Achieving these goals will require a carefully
devised long term strategy to direct the severely limited
funds presently available for investment.
REFERENCES
[1] Yan G., Bai T., and Yu J., “Energy and exergy efficiency
analysis of solar driven ejector-compressor heat pump
cycle”, Solar Energy, 125, 243-255, 2016.
[2] Lundgren T., Marklund P., and Zhang S., “Industrial
energy demand and energy efficiency - Evidence from
Sweden”, Resource and Energy Economics, 43, 130-152,
2016.
[3] Viholainen J., Luoranen M., Väisänen S., Niskanen
A., Horttanainen M., and Soukka R., “Regional level
approach for increasing energy efficiency”, Applied
Energy, 163, 295-303, 2016.
[4] Balitskiy S., Bilan Y., Strielkowski W., and Štreimikienė
D., “Energy efficiency and natural gas consumption in
the context of economic development in the European
Union”, Renewable and Sustainable Energy Reviews,
55, 156-168, 2016.
[5] Palm J., and Reindl K., “Understanding energy efficiency
in Swedish residential building renovation: A practice
theory approach”, Energy Research & Social Science, 11,
247-255, 2016.
[6] Filippini M, and Zhang L, “Estimation of the energy
efficiency in Chinese provinces”, Energy Efficiency,
Article in press, Doi: 10.1007/s12053-016-9425-z.
[7] Filippini M., Hunt L.C., and Zorić J., “Impact of energy
policy instruments on the estimated level of underlying
energy efficiency in the EU residential sector”, Energy
Policy, 69, 73-81, 2014.
[8] Tonn B., and Peretz J.H., “State-level benefits of energy
efficiency”, Energy Policy, 35, 3665-3674, 2007.
[9] Tcvetkov P., and Strizhenok A., “Ecological and economic
efficiency of peat fast pyrolysis projects as an alternative
source of raw energy resources”, Journal of Ecological
Engineering, 17(1), 56-62, 2016.
[10] Clinch J.P., and Healy J.D., “Cost-benefit analysis of domestic
energy efficiency”, Energy Policy, 29, 113-124, 2001.
[11]Unachukwu G.O., “Potential economic and social
benefits of promoting energy efficiency measures in
Nigeria”, Energy Efficiency, 4, 465-472, 2011.
[12]Tonn B., and Peretz J.H., “State-level benefits of energy
efficiency”, Energy Policy, 35, 3665-3674, 2007.
[13] Bukarica V., and Robić S., “Implementing energy
efficiency policy in Croatia: Stakeholder interactions for
closing the gap”, Energy Policy, 61, 414-422, 2013.
[14]Worrell E., Laitner J.A., Ruth M., and Finman H.,
“Productivity benefits of industrial energy efficiency
measures”, Energy, 28, 1081-1098, 2003.
[15] Pikas E, Kurnitski J, Liias R, and Thalfeldt M,
“Quantification of economic benefits of renovation of
apartment buildings as a basis for cost optimal 2030
energy efficiency strategies”, Energy and Buildings, 86,
151-160, 2015.
[16] Hasanbeigi A., Lobscheid A., Lu H., Price L., and Dai
Y., “Quantifying the co-benefits of energy-efficiency
policies: A case study of the cement industry in
Shandong Province, China”, Science of the Total
Environment, 458-460, 624-636, 2013.
[17] Zhang N., Kong F., Choi Y., and Zhou P., “The effect
of size-control policy on unified energy and carbon
efficiency for Chinese fossil fuel power plants”, Energy
Policy, 70, 193-200, 2014.
[18] Tan B., Yavuz Y., Otay E.N., and Çamlıbel E., “Optimal
selection of energy efficiency measures for energy
sustainability of existing buildings”, Computers &
Operations Research, 66, 258-271, 2016.
[19] Morrissey J., Meyrick B., Sivaraman D., Horne R.E., and
Berry M., “Cost-benefit assessment of energy efficiency
investments: Accounting for future resources, savings
and risks in the Australian residential sector”, Energy
Policy, 54, 148-159, 2013.
[20] Nishant R., Teo TSH, and Goh M., “Energy efficiency
benefits: is technophilic optimism justified?”, IEEE
Transactions on Engineering Management, 61(3), 476487, 2014.
[21] Rehmatulla N., Smith T., and Tibbles L., “The relationship
between EU’s public procurement policies and energy
efficiency of ferries in the EU”, Marine Policy, Article in
press, Doi:10.1016/j.marpol.2015.12.018.
[22] Thomas B.A., and Azevedo I.L., “Should policy-makers
allocate funding to vehicle electrification or end-use
energy efficiency as a strategy for climate change
mitigation and energy reductions? Rethinking electric
utilities efficiency programs”, Energy Policy, 67, 28-36,
2014.
61
Utilization of Forest and Agricultural Wastes
İkbal SARIKAYA
Selçuk BILGEN
Lokman Murat AYYILDIZ
ABSTRACT
Studies on the utilization of forest and agricultural waste are
of the utmost importance in any country where there exists
a gap between the availability of, and the requirements for,
livestock feeds. Waste originated by forest and agriculture
has high potential for energetic valorization. The energetic
value of forest and agricultural residues in Europe is
4.5x1012 MJ/y. Forest residues are currently utilized as
feedstock for integrated gasification processes, whereas
there is considerable under-utilization of agricultural
residues. While waste production in the industrial sectors is
generally decreasing, the trend of waste production from
municipalities seems to be opposite.
1. INTRODUCTION
Agriculture and forestry are the only two sources of renewable
carbon. Agriculture has the potential to help in meeting the
growing energy and raw material demands of a society in a
sustainable manner, as part of the vision towards a bio-based
economy. These include the lowering greenhouse gas emissions
and bringing benefits to soil and water quality along with the
ecological biodiversity. Further, the agricultural biomass can
only be considered sustainable if it is economically efficient and
profitable, socially viable, provide a net benefit in improving
the environmental performance and rural development, and
is compatible with policy goals for agriculture, environment,
energy, industry, and in the wider context of trade liberalization
and sustainability[1]. Table 1 presents characteristics of selected
agricultural residues[2].
Table 1. Characteristics of Selected Agricultural Residues
62
Climate change is a major environmental challenge for
human society. There is a diffuse scientific consensus that
climate change is due to the increase in the concentrations
of greenhouse gases emitted by human activities, primarily
as a result of the combustion of fossil fuels. In the context
of waste management, the recovery of ‘bioenergy’ from
biomass resources and organic waste has gained increasing
importance in the integrated strategies to mitigate climate
change. According to the Fourth Assessment Report of
the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC),
‘bioenergy’ is expressly mentioned as a possible mitigation
opportunity for renewable heat and power within the
‘energy supply’ sector. From the legislative point of view,
the European Directive 2009/28/EC on renewable energy
sources applies a definition of ‘biomass’ inclusive of:
(1) “the biodegradable fraction of products, waste, and
residues from biological origin from agriculture”; and (2)
“the biodegradable fraction of industrial waste”. Therefore,
the organic fractions of agricultural but also industrial
wastes and residues are in principle considered as possible
renewable energy resources, and their potential can be
exploited through an anaerobic digestion process. The
anaerobic digestion option can play a particular role in
global warming savings, first, by substituting the use of
fossil fuels with the produced methane-rich biogas, and
second, by storing carbon in the soil and reducing the
consumption of inorganic fertilizers with the final digestate
use as a fertilizer and a soil improver[3].
Some biomass wastes from sawmills and agro-processing
industries can be readily used as fuel.
These include wood offcuts and left
over slabs from sawmills, coconut shells,
corncobs, cotton stalks, coffee husks
and wheat and rice straws. The majority
of other residues comprise smaller
particles in loose form, which makes
them unsuitable for direct combustion.
Furthermore, their bulk density or
heating value per unit volume is much lower, thus making
it technically unfeasible for direct use due to combustion
and handling problems[4].
The fast population growth, the depletion of traditional
energy sources, and the increase in their costs prompted
many countries to search for new and renewable energy
sources. Biogas through anaerobic digestion offers a
promising substitution for fossil fuel and has significant
advantages over other forms of bioenergy production[5].
2. BOIGAS
Biogas, a gaseous biofuel, consists mainly of carbon dioxide
(CO2) and methane (CH4), but other minor gases (such
as hydrogen sulfide and hydrogen) and moisture are also
present[6]. Table 2 gives typical composition of biogas[7].
Table 2. Typical Composition of Biogas
The ratio between the two main gases affects the energy
content of the biogas, which has been estimated to be
between 18,630 kJ/m3 and 26 081 kJ/m3, whereas natural
gas has an energy content of approximately 37 000 kJ/
m3. The main application of biogas is either production
of electricity through burning in CHP (combined heat and
power) equipment or as a fuel for vehicles. In order to be
used as a vehicle fuel, the energy content of the biogas must
be increased by increasing the concentration of methane.
For this reason, carbon dioxide and other gases should
be removed by processes such as cryogenic separation,
chemical absorption, membrane separation, pressure swing
adsorption, and temperature swing adsorption. Finally, the
upgraded biogas is liquefied or compressed. Until recently,
only small volumes of biogas have been directed to the
transport sector, although it would be more important to
use biogas as a fuel rather than for electricity production
(due to the wide range of alternatives)[6].
The composition of biogas and yield fermentation depends
on the source of the substrates and process conditions.
The substrates used in biogas production can be divided,
depending on their origin, into: municipal, industrial or
agricultural waste or energy plant farming. Methane
fermentation is a good method of using waste such as
manure, whey and sewage[8].
Biomass can be converted to gaseous, liquid and solid
biofuel by technologies like anaerobic digestion and
gasification, pyrolysis and carbonization. Compared with
other bioenergy technologies, biogas technology is quite
mature and has already been at its industrialization stage.
Furthermore, biogas project combines together the ideas of
ecological agriculture and recycle agriculture, and develops
several practical agricultural production patterns like the
“Pig-Biogas-Fruit” model in south China and the “Four
in One” model in north China. Extensive fundamental
researches about biogas have also been conducted. For
example, microbial community shifts during thermophilic
methane fermentation, fermentation characteristics of
crop straw pretreated by microbial community or steam
explosion, and trace elements’ stabilizing effects on longterm anaerobic digestion have been studied. It has also
been found that digested liquid swine manure can control
soybean cyst nematode, and biogas fertilizer can improve
the yield of cherry tomato[9].
Although the use of energy crops converted into biogas
to produce renewable energy has become a controversial
practice, as it may compete for land with food crops, energy
crops may be sustainably cultivated on soils unsuitable for
food production. In this sense, sorghum and wheat straw
represent two types of substrates for anaerobic digestion
in agricultural biogas plants. Sorghum is an energy crop
with a world cultivated land of 40 million ha in 2010 and
an hectare yield ranging between 10 and 20 t (dry weight)/
year. Among the species of sorghum, Sudan grass (Sorghum
sudanense) is one of the most commonly used energy crops
for biogas production plants. Wheat straw consists in the
dry stalks of wheat after the grain has been removed. It
has a world cultivated land of 217 million ha in 2010 and a
hectare yield ranging between 3.6 and 11.75 t (dry weight)/
year. Wheat straw, as an agricultural by-product, could
be an alternative to energy crops in anaerobic digestion
plants[10].
3. COMPOSTING AND BRIQUETTING
The disposal of organic wastes is unavoidable since
population growth and rapidly increasing urbanization
have increased waste generation in the world. The demand
for industrial and agricultural production has continuously
increased energy required as well as the quantities of waste.
Organic wastes originating from urban life and agricultural
activity are a significant cause of environmental pollution.
Composting plays an important role in the management
of organic waste, which is the biochemical degradation of
organic materials to a sanitary, nuisance-free, humus like
material [11]. Composting is the biological degradation
and transformation of organic materials under controlled
63
conditions to promote aerobic decomposition. To
determine effective ways to accelerate composting and
improve compost quality, numerous methods including
additive addition, inoculation of microorganisms, as well as
the application of complex fermentation liquor, nutrition
regulators, and biosurfactants have been explored[12].
Many different microorganisms are involved in the
composting process, with bacteria and fungi being the most
prominent. Bacteria have been at the centre of attention
as they are supposed to dominate the transformation
processes because of their higher thermal tolerance.
However, fungi also play a key role in composting, not only
because of the extracellular enzymes they produce which
allow them to decompose different polymeric compounds,
but on account of the ability of some species to grow at
more severe environmental conditions. Nevertheless,
the relative importance of fungi in relation to prokaryotic
organisms is depending on the conditions of the process,
specially the nutritional properties of the materials being
composted[13].
Briquette is compact solid fuel made from the loose
biomass. The formation of briquettes is attractive for
better utilization of loose crop residues (CR) for energy
generation. The crop residues are available in a substantial
quantity after the harvest of the crop which can be used
as a sustainable renewable energy source. Most of the crop
residues are not suitable for energy generation in energy
gadgets due to their low bulk density <200 kg/m3. The low
bulk density creates problem in handling, transportation
and storage of crop residues. Due to less density, the energy
density of crop residues is low. Also, CR requires a lot of
space for the transportation. Briquetting is densification
process of biomass to produce uniformly sized solid pieces
of high density, which can be conveniently used as fuel.
Briquettes can be produced from the loose biomass until
the density of 1200 kg/m3. The uniformly sized compact
biofuel shows better flow ability in bio-reactors for getting
better performance of energy gadgets. In India, briquettes
are mostly produced from saw dust, bagasse, mustard stalk,
ground nut shell, cotton stalk mix with press mud[14].
Briquetting (densification) of loose and smaller biomass
waste is an attractive option for fuel utilization in industrial
stoker furnace combustion systems. It is known that in
most developing countries, the demand for wood fuels
is increasing faster than the sustainable supply, the
consequence of which is the deforestation of vast woodlands.
Application of briquetting technology for biomass waste
conversion appears to be an attractive solution, especially
in areas where the biowaste resources are substantial and
unutilized. The advantages of briquetted fuel include: the
ease of charging the furnace, increase in calorific value,
improvement of combustion characteristics, reduction
64
of entrained particulate emissions, uniformity in size and
shape and good substitution for natural fuelwood[4].
4. METHANE PRODUCTION
Methane (CH4) is the third most abundant greenhouse
gas (GHG) in the atmosphere, following water vapour
and carbon dioxide (CO2). The global warming potential
per molecule of CH4 over a 100-year period is about 2030 times that of CO2. Thus, it is important to identify all
global sources and sinks of atmospheric CH4 and determine
how CH4-producing environments will respond to climate
change. Wetlands are the largest natural source of CH4 to
the atmosphere and are estimated to contribute about 24.8
% of the global atmospheric load[15].
Although concern about CO2 and CH4 emissions from
reservoirs has led to emissions monitoring in existing
reservoirs, to understand the overall net effect of reservoir
creation on GHG flux to the atmosphere, C fluxes must be
measured in both the undisturbed, natural ecosystem prior
to flooding and the flooded landscape. The Experimental
Lakes Area Reservoir Project (ELARP) experimentally flooded
a boreal wetland after two years of preflood measurements
of C exchange between the wetland and the atmosphere.
Prior to flooding, the wetland was a natural C sink of
approximately 7 g C m–2 y–1. After flooding, it became a
relatively large source of C to the atmosphere (130 g C
m–2 y–1). This change was attributed to the loss of the
photosynthetic CO2 sink due to the death of the flooded
vegetation, as well as the microbial production of CO2 and
CH4 from the decomposition of large organic C (OC) stores
contained in peat and plant tissues[16].
Methane production from a variety of biological wastes
through anaerobic digestion technology is growing
worldwide and is considered ideal in many ways because
of its economic and environmental benefits. Furthermore,
the other crucial benefits offered by the use of biogas
over natural gas are as; (1) it is produced from renewable
resources, (2) it does not add any greenhouse gases in
the atmosphere, (3) it is produced locally without any
dependency on foreign oil or natural gas supplies, (4) it helps
in reducing the pollution produced by the organic wastes,
which account for most fresh water pollution, and, (5) it
helps in retarding the waste management problems[1].
Methane fermentation technology is a most efficient way
of handling and energy generation from biomass, in term
of energy output/input ratio (28.8 MJ/MJ) in comparison
to all other technology of energy production through
biological and thermo-chemical routes of energy conversion
processes. According to the IPCC 2001, the global warming
potential of methane over 100 years relative to the carbon
dioxide is 23 times higher. Therefore, it is essential to reduce
natural emission of methane that naturally occurs due to
self-decomposition of biomass left outside (particularly
wet and highly perishable containing high moisture). The
biomass containing high moisture content when left in the
environment in form of a heap, then the upper biomass
that is directly in contact of open atmosphere is subjected
to aerobic degradation. However, the inner biomass that is
not in contact with oxygen undergoes through anaerobic
digestion and releases methane into the open atmosphere.
This again leads the global warming in a substantial
amount[1].
5. CONCLUSION
The potential utilization of the huge quantities of forest
and agricultural wastes as a renewable carbon source is of
great importance. The type and availability of such wastes
in any particular geographic region depends on the climatic
and environmental factors, use and disuse, culture, and
type and nature of the regional technology. Estimates for
the availability of biomass in United States from forest and
agricultural crops have been projected to be 8.6 to 10.8x108
tons per year. Forest and agricultural residues necessary
to maintain soil fertility are not included in estimates
for total or collectable wastes. Useful materials may be
extracted from these wastes and they may also have their
own applications. As disposal of these waste materials
poses many serious environmental problems and they are
abundantly available in nature at little or no cost, their use
in the treatment of waste water is not only economical but
also environment-friendly.
REFERENCES
[1] Chandra R., Takeuchi H. and Hasegawa T., “Methane production from lignocellulosic agricultural crop
wastes: A review in context to second generation of
biofuel production” Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 16, 1462-1476, 2012.
[2] Kumar A., Purohit P., Rana S. and Kandpal T.C., “An
approach to the estimation of the value of agricultural
residues used as biofuels”, Biomass and Bioenergy, 22,
195-203, 2002.
[3] Caramiello C., Lancellotti I., Righi F., Tatàno F., Taurino R.
and Barbieri L., “Anaerobic digestion of selected Italian
agricultural and industrial residues (grape seeds and
leather dust): combined methane production and
digestate characterization”, Environmental Technology,
34(10), 1225-1237, 2013.
[4] Ndiema C.K.W., Manga P.N. and Ruttoh C.R., “Influence of
die pressure on relaxation characteristics of briquetted
biomass”, Energy Conversion and Management, 43,
2157-2161, 2002.
[5] Abouelenien F., Namba Y., Kosseva M.R., Nishio N. and
Nakashimada Y., “Enhancement of methane production
from co-digestion of chicken manure with agricultural
wastes”, Bioresource Technology, 159, 80-87, 2014.
[6] Matsakas L., Rova U. and Christakopoulos P., “Sequential
parametric optimization of methane production from
different sources of forest raw material”, Frontiers in
Microbiology, 6, 1163, 2015.
[7] Karellas S., Boukis I. and Kontopoulos G., “Development
of an investment decision tool for biogas production
fromagricultural waste”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, 14, 1273-1282, 2010.
[8] Chmielewski A.G., Urbaniak A. and Wawryniuk K.,
“Membrane enrichment of biogas from two-stage pilot
plant using agricultural waste as a substrate”, Biomass
and bio energy, 58, 219-228, 2013.
[9] Li K., Liu R. and Sun C., “A review of methane production
from agricultural residues in China”, Renewable and
Sustainable Energy Reviews, 54, 857-865, 2016.
[10] Sambusiti C., Monlau F., Ficara E., Carrère H. and Malpei
F., “A comparison of different pre-treatments to increase
methane production from two agricultural substrates”,
Applied Energy, 104, 62-70, 2013.
[11] Külcü R. and Yaldiz O., “The composting of agricultural
wastes and the new parameter for the assessment of
the process”, Ecological Engineering, 69, 220-225, 2014.
[12] Zhang F, Gu W, Xu P, Tang S, Xie K, Huang X. and Huang
Q., “Effects of alkyl polyglycoside (APG) on composting
of agricultural wastes”, Waste Management, 31, 13331338, 2011.
[13] López-González J.A., Vargas-García M.C., López M.J., Suárez-Estrella F., Jurado M.M. and Moreno J.,
“Biodiversity and succession of mycobiota associated to
agricultural lignocellulosic waste-based composting”,
Bioresource Technology, 187, 305-313, 2015.
[14] Gangil S., “Beneficial transitions in thermogravimetric
signals and activation energy levels due to briquetting
of raw pigeon pea stalk”, Fuel, 128, 7-13, 2014.
[15] Yu B., Stott P. and Li H.Y.X., “Methane emissions and
production potentials of forest swamp wetlands in the
eastern great Xing’an Mountains, Northeast China”,
Environmental Management, 52, 1149-1160, 2013.
[16] Matthews C.J.D., Joyce E.M., St. Louis V.L., Schiff S.L.,
Venkiteswaran J.J., Hall B.D., Bodaly R.A. and Beaty K.G.,
“Carbon dioxide and methane production in small
reservoirs flooding upland boreal forest”, Ecosystems,
8, 267-285, 2005.
65
Lisanssız Rüzgar Enerji Santrali Projelerinde Fizibilite ve Ölçüm
İskender KÖKEY
CMİ Mühendislik İnşaat Enerji
Makine San. Tic. Ltd. Şti.
ÖZET
Bu çalışmada, Rüzgar Enerjisinden lisanssız elektrik üretimi
kapsamında Türkiye’de kurulmaya başlanan 1MW ve altı
güçteki rüzgar enerji santrallerinin fizibilite sürecinde dikkat
edilmesi gereken noktalar incelenmiştir. Yasal mevzuatlar
gereği yüksek potansiyele sahip olan sahaların hızlı bir
şekilde tespit edilmesi ardından ise uzun soluklu bir idari
izin sürecine geçilmesi gerekmektedir. İlgili proje takviminde
teknik analizlerin nasıl ve hangi araçlar kullanılarak yapılması
gerektiği makale kapsamında irdelenerek, yatırımcılara yol
gösterilmesi amaçlanmıştır.
Anahtar Kelimeler: Lisanssız, Rüzgar, Lisanssız elektrik,
Reanalysis veri, Sanal veri, Sanal ölçüm
1. GİRİŞ
2013 yılında EPDK tarafından hazırlanarak yürürlüğe girmiş
olan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin
Yönetmelik kapsamında kurulu gücü 1 MW ve altı olan
yenilenebilir kaynaklara dayalı enerji üretim tesisleri için
lisans alma zorunluluğunun kaldırılması ile özellikle güneş
enerji santrallerinin (GES) kurulumunda hızlı bir gelişme
yaşanmıştır. Lisanssız rüzgar enerji santralleri (RES) ise
gerek pazarın talebi olan türbin modellerinin sınırlı olması,
gerekse kimi izin süreçlerinin uzun sürmesi nedeniyle
beklenen gelişmeyi gösterememiştir. Bu bildirinin kaleme
alındığı tarih olan Şubat 2016 itibariyle TEDAŞ’ın yayınlamış
olduğu rakamlar üzerinden karşılaştırma yapılacak olursa,
TEDAŞ’a sunularak onay almış projelerin toplam kurulu
güçleri GES için 2.429.958 kWe iken, RES için bu değer
sadece 91.828 kWe olarak kalmıştır. TEDAŞ’a başvuru yapan
toplam proje sayısı da GES için 4812 iken RES için bu değer
sadece 235’tir. Görüleceği gibi RES proje başvurusu GES
proje başvurusunun %5’inin bile altında seyretmektedir.
Rakamların ardında yatan sebepler çeşitlendirilebilir ancak
bu çalışmanın konusuyla örtüşmesi bakımından, GES’lerin
enerji üretim tahminleri ölçüm yapılmaksızın oldukça
yüksek bir doğrulukla öngörülebilirken RES’ler için yerinde
ölçüm yapılmaksızın üretim tahmininde bulunmanın
teknik açıdan oldukça güç ve yüksek belirsizlikli olduğunu
belirtmek gerekir.
Yatırımcı penceresinden irdelendiğinde, lisanslı bir santrale
yapılacak yatırımın bütçesi içerisinde, rüzgar ölçüm
66
sürecinin tamamına (rüzgar ölçüm direğinin kurulması ve
işletilmesi, danışmalık hizmetleri, teknik analiz raporunun
hazırlanması vs.) ilişkin maliyetler oldukça küçük bir yere
sahiptir. Bu görece düşük bütçeli ölçüm süreci sonunda
ise yatırımın geri dönüş sürecine ışık tutacak değerli
bilgilere ulaşılmakta, bu sebeple eksiksiz bir fizibilite
sürecinin yürütülmesi kaçınılmaz olarak gereklilik haline
gelmektedir. Ancak lisanssız pazarda faaliyet gösterilecek
ise, hem de ilgili sahada sadece 1 MW kurulu güce sahip
bir santral kurulması planlandığında, ölçüm süreci gerek
proje takviminin sıkışıklığı, gerekse ortaya çıkacak maliyetler
açısından yatırımcıların tercih etmekten çekindiği bir
angaryaya dönüşmektedir. Tam da bu noktada yatırımın
teknik belirsizliğini azaltacak ancak bunu kısa sürede ve
ekonomik bir bütçeyle sağlayacak çözümler pazarda ihtiyaç
olarak belirmektedir.
2.RÜZGAR ÖLÇÜM DİREĞİ VE MİNİMUM KONFİGİRASYONU
Teknik açıdan durum ele alındığında, bir santralin lisanslı
ya da lisanssız olması şeklinde ayrım yapmak mümkün
değildir. Bu nedenle lisanslı santrallerin projelendirilme
aşamalarında geçerli olan tüm hassasiyetlerin lisanssız
ölçekteki santraller için de uygulanıyor olması, düşük
belirsizlikli bir enerji analiz süreci için kaçınılmazdır.
Bu sebeple, lokal etkilerin çok yoğun olarak rüzgar
karakteristiğine etki ettiği kompleks sahalarda geliştirilecek
santraller için IEC 61400-12 standardına uygun bir ölçüm
direği ile yerinde yapılacak minimum 1 yıllık ölçüm,
yatırımcının sahip olacağı teknik değerlendirme raporunun
çok daha sağlam temellere oturmasını sağlayacaktır.
İlgili rüzgar ölçüm direği kurulurken, 1 MW ve altı türbinlerde
göbek yüksekliklerinin görece daha düşük olduğu göz önünde
bulundurulacak, kurulacak rüzgar ölçüm direğinin minimum
2/3 göbek yüksekliğinde olmasına özen gösterilmelidir. Ancak
bu değer modern türbinler ile kıyaslandığında görece daha
düşük kaldığı için yatırımcı adına kolay uygulanabilir, ekonomik
bir ölçüm periyodunun kapısını aralamaktadır. Tablo 1’de
kimi ticari rüzgar türbinlerinin katalog değerlerinden alınmış
göbek yükseklikleri ile, bu yükseliklerin 2/3’üne tekabül
eden, IEC tavsiyesi doğrultusundaki minimum rüzgar ölçüm
direği yükseklikleri belirtilmiştir. Burada altı çizilmesi gereken
nokta ise mümkün ise bu ölçümün kurulacak olan türbinin
hub yüksekliğine eşit bir rüzgar ölçüm direği ile yürütülmesi
gerektiğidir.
çözünürlükleri
sunulmaktadır.
Diğer taraftan bu çıktılara dayanak
oluşturulan veri kaynaklarının göreli
olarak
karşılaştırılması
mümkün
olmakla birlikte, verilerin kullanılacağı
sahanın topografisi ve kullanılan
metedolojiye bağlı olarak nihai veri
setlerinin belirsizliği değişebilmektedir.
Veri kaynakları çok çeşitlenmek ile
birlikte, uydu kaynaklı verileri servis
eden temel kurumlar ve veri setlerine
ilişkin bilgiler aşağıdaki gibidir:
Kurulacak olan rüzgar ölçüm direğinde ölçümü yapılması
gereken değişkenlerin listesi ve kullanılması tavsiye
edilen minimum sensör adeti Tablo 2’de belirtilmiştir.
Hatırlanmalıdır ki, rüzgar hızı ve yönü ölçümleri en az
1’er sensör ile rüzgar ölçüm direğinin en üst noktasına
konumlandırılmalı ve kanat çapının süpürdüğü tüm
alanın taranabilmesi için uygun şekilde diğer sensörler
konumlandırılmalıdır. Rüzgar ölçüm direğinin mekanik
dizaynı ve bom oryantasyonları konusunda IEC61400-12
standartının EK G bölümü referans alınmalıdır.
3. SANAL VERİ SETLERİNİN KULLANILMASI
Her ne kadar bir rüzgar enerji santrali için rüzgar
ölçümü kaçınılmaz bir adım olsa da, lisanssız pazarda
faaliyet gösteren yatırımcılarımızın daha hızlı ve düşük
maliyetli çözümler olan sanal veri setlerini tercih ettikleri
bilinmektedir. Bu sanal veri setlerinin kullanılması sonucu
yapılacak analizlerin içereceği belirsizlikleri saptayabilmek
oldukça güç olduğu için, sanal veri setlerini teknik analize
girdi olarak kullanılması ticari olarak oldukça risklidir.
Bunun yanı sıra, sanal veri setleri yakın sahaların göreli
olarak karşılaştırılması için tercih edilebilecek pratik bir
araç olabilir. Proje noktası için temin edilmiş sanal veri
setleri ya da uzun dönemli geçmiş veriler, sahadan alınacak
yerinde ölçüm ile korele edilmesi durumunda ise mevcut
ölçümünde kalitesini artıracağı ve belirsizliğini azaltacağı
bilinmektedir.
3.1. NCEP/NCAR
Amerika Birleşik Devletleri’nde Ulusal
Okyanus ve Atmosfer Yönetimi Dairesi
(National Oceanic and Atmospheric
Administration – NOAA) tarafından 01.01.1948 yılından
beri günlük ortalamalarla çeşitli atmosferik verilerin
kaydını içeren NCEP/NCAR dataları bu gün halen birçok
reanalysis veri seti içerisinde en çok tercih edileni olmaya
devam etmekte ve ücretsiz olarak ilgili kurumun web sitesi
üzerinden, Netcdf ve GRIB formatında indirilebilmektedir.
3.2. ERA-INTERIM
Avrupa Orta Vadeli Hava Tahmin Merkezi (European Centre
for Medium-Range Weather Forcast – ECMWF) tarafından
34 ülkenin desteği ile sunulan ERA-I verileri 1979’dan bu
yana reanalysis verilerini içermektedir.
3.3. MERRA
MERRA veri setleri Amerika Birleşik Devletleri Ulusal
Havacılık ve Uzay Dairesi (National Aeronautics and Space
Administration – NASA) tarafından sunulmakta olup, 1979
yılından beri rüzgar hızı, yönü, sıcaklık, nem ve basınç verileri
dahil birçok veriyi reanalysis veri seti olarak sunmaktadır.
4. İŞLENMİŞ VERİ SETİ SAĞLAYICILARI
İşlenmiş veri setlerini anlamlandırarak rüzgar haritaları,
sanal rüzgar ölçüm direği veri çıktıları ya da sahanın uzun
dönemli geçmiş verilerine ulaşmak mümkündür. Bu hizmet
web tabanlı olarak hizmet veren servis sağlayıcılardan
potansiyel sahanın koordinatı girilerek alınabilmektedir.
Bu noktada dikkat edilmesi gereken hususların en
Uluslararası enstitüler tarafından ücretsiz olarak sağlanan
veri setlerini çeşitli metedolojiler kullanarak değerlendirmek
mümkündür. Bu veri setlerine dayanarak, sahanın
topografik etkilerini de göz önünde bulunduran ve istenen
koordinat üzerine taşıyabilen çeşitli veri sağlayıcı firmalar
sektörde aktif olarak hizmet vermektedirler. Kullanılan
metedolojiler genellikle ticari nitelik taşıdığı için doğrudan
ulaşılamamakla birlikte firmalar tarafından belirsizlik
oranları ve oluşturulan verilerin ya da rüzgar hızı haritalarının
67
önemlilerinden bir tanesi hangi veri setinin girdi olarak
kullanılacağının tercihidir. Sahanın topografik özellikleri ve
dünya üzerindeki konumuna bağlı olarak, servis sağlayıcının
tavsiyesiyle o noktada minimum belirsizlikle çıktı vereceği
ön görülen veri seti tercih edilmelidir.
5. SONUÇ
Lisanssız rüzgar enerjisi pazarında hızlı bir şekilde proje
geliştirmek isteyen yatırımcılar için doğru sahanın tespiti,
teknik açıdan analizi ve bölgesel elektrik dağıtım şirketleri
ile başlayıp diğer birçok kurum ve kuruluş ile devam eden
idari prosedürler çoğu zaman oldukça yıpratıcı bir hal
almaktadır. Bu süreçte, santralin tüm işletme ömrüne
ışık tutacak teknik analizler çoğunlukla üzerine fazlaca
düşünülmeden geçilebilen ancak yapılacak hataların geri
dönülmez maliyetler oluşturacağı kritik bir basamak olarak
ortaya çıkmaktadır. Diğer taraftan gerek proje takvimlerinin
sıkışıklığı gerekse maliyet kaygıları ile hızlı bir şekilde uygun
sahanın tespit edilerek bir an evvel idari izin süreçlerinin
başlatılması beklenmektedir.
Türkiye’deki güncel mevzuatlar dahilinde, lisanssız
kapsamda rüzgar enerji santrali geliştirmek isteyen
yatırımcılar hızlı bir şekilde en doğru saha tespitini
saptamak için bu makalenin 3. ve 4. bölümlerinde açıklanan
reanalysis veri setleriyle oluşturulmuş rüzgar haritalarını
kullanabilirler. Bu sayede proje geliştirilecek coğrafi sınırlar
içerisinde göreli olarak en yüksek rüzgar potansiyeline
sahip olan nokta hızla tespit edilebilir ve sonrasında idari
izin aşamalarına geçilebilir. İdari izin süreçlerini yürüten
yatırımcı, başvuru yapacağı noktanın göreli olarak ilgili
sahadaki en yüksek potansiyele sahip olan türbin noktası
olduğunu bilerek proje geliştirme süreçlerini yürütebilir.
Ancak bu noktada altı çizilmesi gereken en önemli nokta
ise, idari izin süreçleri ile paralel olarak bölüm 2’de açıklanan
özelliklerde yerinde ölçüm sürecinin de eksiksiz bir şekilde
tamamlanmasıdır. Sadece reanalysis veri setlerinden alınan
çıktılara dayanarak enerji kazanım analizi yapmak ya da
bu verilere istinaden rüzgar karakteristiğini belirlemek
oldukça hatalı bir yaklaşım olacaktır. Unutulmamalıdır ki;
rüzgar enerjisi, yerel topografik özelliklere karşı oldukça
duyarlı bir enerji türü olduğundan, ilgili sahada bir rüzgar
ölçümü yapılmaksızın varılacak her sonuç yüksek belirsizlik
içerecektir.
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
[4] Kalnay et al.,The NCEP/NCAR 40-year reanalysis project,
Bull. Amer. Meteor. Soc., 77, 437-470, 1996.
[5] Lucchesi, R., 2012: File Specification for MERRA Products.
GMAO Office Note No. 1 (Version 2.3), 82 pp, available
68
from http://gmao.gsfc.nasa.gov/pubs/office_notes.
[6] D.P. Dee et al., 2011A, The ERA-Interim reanalysis:
configuration and performance of the data assimilation
system, W.F.R. Meteorol Soc. 137:553-597
SUMMARY
It is investigated to clarify most important points of the wind
assessment projects for a wind farm which has maximum
1MW installed capacity under the laws of non-licensed energy
production in Turkey. Regarding to regulations, it is needed
to find technically suitable point in first then proceeded to
long permission procedures. It is aimed to highlight technical
tools can be used during that feasibility studies and define
the road map for the developers.
Modernisation Examples of
Wet Flue Gas Desulphurisation Systems
Jerzy MAZUREK
RAFAKO S.A.
Paulina MOLAS
RAFAKO S.A.
ABSTRACT
The emissions from coal–fired power plants cause air
pollution. In 2011 the European Commission has started
consultation of the Reference Document for Best Available
Techniques (BAT) including coal-fired power plants. The new
document will have a huge impact on the fossil fuel power
industry emission limits are significantly stricter than the
existing values. The paper presents achieved parameters of
selected flue gas desulphurisation plants operated in Poland,
relating to ability to meet a new emission levels defined in
BAT conclusion. RAFAKO successfully applied various methods
for improvement of operational output and effectiveness of
wet flue gas desulphurisation systems.
1. INTRODUCTION
Power stations, which produce energy through the
combustion of –especially solid– fuel have harmful
effects on the whole environment, since the combustion
process leads to the emission of pollutants to air, water
and soil. The most important substances emitted to the
atmosphere from the combustion of fossil fuels are: SO2,
NOx, CO, particulate matter and greenhouse gases such as
CO2. Heavy metals, halide compounds (HCl, HF), dioxins and
sulfuric acid aerosol are emitted in lesser quantities. Table 1
shows the changes in Polish environmental protection law
regarding the limits of SOx and dust emissions. Reducing
the emission limits poses new challenges to plants in
operation, especially when the changes in production plans
are associated with prolongation of operating time of those
plants, or are associated with plans to restore production
capacity while maintaining the existing flue gas treatment
systems.
Belchatow Power Plant is the largest lignite-fired utility both
in Poland and in Europe. Joint capacity of powergenerating
units operated in Belchatow Power Plant amounts to 5452
MW u. 1-2: x360 MWel, u. 3-5: x380 MWel, u. 6: x394
MWel, u. 7-12: x390 MWel, u. 14: x858 MWel) constituting
c.a. 19% of installed capacity of Polish utilities. The annual
energy production is an average of 33-34 TWh, representing
approximately 20% of electricity production in Poland.
Currently Belchatow Power Plant operates thirteen (13)
installed flue gas desulphurisation absorbers based on the
lime-gypsum method. The first flue gas desulphurisation
plant was put into service in 1994 and the last one in
2012. New unit, identified as 14 with capacity of 858 MW,
is equipped with two (2) wet method desulphurisation
absorbers. All units from no. 3 to no. 12 have their separate
wet method desulphurisation absorbers [1]. Combined Heat
and Power Plant Siekierki (CHP) is the largest cogeneration
plant in Poland and the second largest in Europe. Its thermal
capacity level is at 2,078.2 MW and the electrical capacity is
at 622 MW. The CHP Siekierki has two (2) absorbers, which
operate by using the wet flue gas desulphurisation method.
First absorber was commissioned in the 2011, the second
in 2012[2]. It allowed to reduce the SO2 emission levels for
all of the 8 boilers covered within the project by 90%, which
results in about 8,000 tons a year. Due to:
1. Impairment of the fuel
combusted parameters (greater
sulphur content in coal).
2. More strict requirements
con-cerning
protection
of
atmospheric air.
3. The end of operating time of
the specific items or equipment
installed
inside the absorber (rubber, plastic
items – mist eliminators).
4. Improve work efficiency
(reducing media consumption,
reducing power consumption)
69
and improving the operating conditions
(solutions to reduce the failure rate,
solutions to improve access etc.) the oldest
flue gas desulphurisation plants built in
the 90’s of the last century are subject to
the processes of modernisation.
Table 3 shows possible ways to increase
the effectiveness and efficiency of existing
absorbers operation in wet flue gas
desulphurisation plants. The process of
absorbers modernisation results not only
the increase of performance parameters
but also the considerable extension of
service life of flue gas desulphurisation
plant. Therefore, it was planned so as to
include, among others, the comprehensive
replacement of anti-corrosion lining
(rubber lining) inside the absorbers as well
as all required repairs.
2. INCREASE OF L/G – INSTALLATION OF
ADDITIONAL SPRAY LEVELS
Within the period from 2006 to 2008
RAFAKO S.A. has carried out modernisation
of flue gas desulphurisation plants for
units 8, 10, 11 and 12 related with planned
switching to coal with higher sulphur
contents originating from the new open
pit mine called Szczercow. The primary goal
of modernisation of absorbers no. 8, 10, 11
and 12 was to achieve the desulphurisation
efficiency exceeding 95% within the whole
range of FGD plant operational load and
with planned considerable increase of SO2 concentration
in flue gas at FGD inlet.The solution adopted in case of
FGD plants for units 8, 10, 11 and 12 was increasing the
intensity of flue gas spraying through the installation of the
additional, fifth spray level.
Change of the allowable SO2 concentration limits in flue
gas, valid since 2015, caused the necessity of adapting
FGD plant in CHP Siekierki to new emission limits. For
this purpose, a fourth desulfurization level RAFAKO S.A.
introduced in both absorbers, along with installation of
a new pump with circulation and
spraying system. This allowed to
guarantee SO2 emission in clean
gas below 200mg/ m3STP, dry, 6%O2. from
the SO2 concentration in raw flue
gas at max. 3050mg/ m3STP, dry, 6%O2.
throughout the whole range of gas
flow. Figure 2 shows improvement of
efficiency, after the modernization[2].
70
3. APPLICATION OF ORGANIC ACIDS
Application of organic acids as process additives deserves
special attention. RAFAKO S.A. has carried out research
works focused on application of formic acid and adipic
acid[3].
Research works carried out led to the following conclusions:
a. The final result in terms of improving the efficiency
of desulphurisation with dosage of the same
concentrations of adipic acid and formic acid and with
SO2 outlet concentration above 100 mg/m3STP, dry,6%O2 is
similar.
b. Within the examined parameters area it was found that
formic acid allows achievement of SO2 concentrations
at the level of 30 mg/m3STP, dry,6%O2 whereas the same
value for adipic acid amounts to 50mg/m3STP, dry,6%O2 .
c. The dosage of formic acid is faster visible in the process
system.
Economic analysis carried out by RAFAKO S.A. have shown
that at the desired outlet SO2 concentration below 120160 mg/m3STP, dry,6%O2 dosage of organic acid to the system
results in lower operating costs when compared to
increase of L/G ratio. This comparison concerns the cost of
purchase and dosage of acid as well as the cost of electric
power consumption. For each case such analysis must be
carried out on an individual basis because they depend on
the unit prices of electric power as well as on FGD plant
configuration and operating conditions.
zone. Perforated shelf assures the uniform flue gas
distribution and elimination of lower desulphurisation
efficiency zones (Figure 3). Installation of perforated shelf
increases several times the period of contact in the spray
zone between sorbent suspension and flue gas, which
corresponds in the scope of flue gas desulphurisation
efficiency improvement to a considerable increase of
absorber height or spray intensity (density).
4. INSTALLATION OF OVERFLOW PERFORATED SHELF
The scope of absorbers for units 5 and 6 modernisation
included also installation of perforated shelf. This decision
was made due to the limitation of space for installation
of the additional circulating pump in the pumping house,
lack of space for installation of the additional spray level
inside the absorber and restrictions concerning electric
power supply for additional pumps.
The principle of the perforated shelf operation may be
summarised as follows: sorbent suspension flowing
from spray level nozzles is distributed to the individual
perforated shelf cells where it is contacted with flue gas in
the counter-current flow thus creating a layer of intensive
mixing and mass exchange called the barbotage (bubbling)
Experiments with the operation of overflow perforated shelf
show the necessity of inspection and cleaning of the shelf at
least once a year. Shelf is subjected to local contamination
in case of: clogging of the spraying
nozzles and the presence of large
foreign bodies in the bin, e.g.
fragments of rubber and plastic
which inhibit selfcleaning. The
overflow perforated shelf, besides
providing an improvement in
efficiency of SO2 removal, provides
efficiency improvement of dust
removal, what is shown in Figure 5.
71
Figure 6. Gypsum dewatering system FGD unit 5 and 6 before and after modernization[5].
Increase of efficiency a whole desulfurization system,
besides the improvement of absorber functionality, is
associated with the necessity of increasing the efficiency
of auxiliary systems (sorbent preparation, final product
treatment). Photos below show the modernization of
gypsum dewatering system, carried out without changing
the dimensions of the building.
REFERENCES
[1] Mlynarski R., and Jurkowski J., “Effects of powergenerating units modernisation on quality of flue gas
desulphurisation processes”, VIth Discussion Forum
“Operational experience on FGD plants”, 16–19 April
2013, Tatrzanska Lomnica, Slovakia.
[2] Bartosiewicz A., “Exploitation experiments FGD Plant
in CHP Siekierki”, VIIth Discussion Forum “Operational
experience on FGD plants”, 21–24 April 2015, Tatrzanska
Lomnica, Slovakia.
72
[3] Krahl S., and Mazurek J., Selected RAFAKO S.A. research
work on wet lime – gypsum FGD method, based on the
classic spray tower absorbers, Power Gen Conference
Papers, Milan 2011.
[4] Mazurek J., and Mlynarski R., and Jurkowski J.,
“Improving Capacity and Efficiency of Power Units
No5&6 FGD Absorbers at PGE Belchatow Power Plant,
Poland”, Power Gen Conference Papers, Cologne 2014.
[5] Mazurek J., and Molas P., “Modernization of the flue
gas desulphurisation plants od unit 5 and 6 at the
Belchatow power plant, Poland”, VGB PowerTech
11/2015, pages 54-59.
Elektrik Enerjisi Tüketimi ve Türkiye Değerlendirmesi
Kemal GÖK
İstanbul Teknik Üniversitesi Enerji Enstitüsü
A.Beril TUĞRUL
İstanbul Teknik Üniversitesi Enerji Enstitüsü
ÖZET
Bu çalışmada, öncelikle, dünya elektrik enerji üretimi,
tüketimi, elektrik enerjisi üretiminde kullanılan başlıca
enerji kaynakları ve elektrik üretimindeki payları,
bunların dünya ülke ve bölgelerine göre gösterdiği
farlılıklar ele alınmaktadır. Ayrıca, elektrik ticareti ve fiyat
değerlendirmelerine de yer verilmektedir. Türkiye’de toplam
elektrik enerjisi tüketimi ve net elektrik tüketimi üzerinde
durulmaktadır. Elektrik tüketim ve bu bağlamda elektrik
tüketiminin sektörel bazda gelişimi (1980-2015 yılları arası
göz önüne alınarak) incelenmiştir. Enerji kaynaklarının
ülke bazında elektrik tüketimi içindeki payları ve değişimi
üzerinde durulmakta ve değerlendirilmektedir. Son 35
yıl içinde aylara göre elektrik tüketimi değişimi de ele
alınmakta ve birçok yılda en yüksek ve en düşük ay elektrik
tüketimi irdelenmektedir. Ayrıca, Türkiye’nin 2023 yılı
hedefleri doğrultusunda yapılması gerekenler irdelenerek,
gelecek değerlendirmesi de yapılmaktadır.
1. GİRİŞ
Günümüzde sınırlı miktarda bulunan enerji kaynaklarının
hızla tükenmesi ve enerji maliyetlerinin sürekli artması
sebebiyle sanayinin, ulaştırmanın ve toplumsal
yaşamın vazgeçilmezi olan enerjinin önemi her geçen
gün artmaktadır. Günlük yaşantımızın vazgeçilmez
parçası olan enerji, ülkeler için sosyo-ekonomik önemini
korurken, enerji denilince akla ilk olarak gelen elektrik
enerjisi de hayatımızın her alanında yer almaktadır.
Çağdaşlığın, gelişmişliğin, kalkınmanın simgesi olan
elektrik enerjisi sanayiden tarıma birçok alanda girdi
olarak kullanılan bir enerjidir. Üretiminin birçok enerji
kaynağından elde edilebilmesi, kullanım kolaylığı
ve dönüşüm kolaylığı olması nedeniyle ısınmadan
aydınlatmaya haberleşmeden ulaşıma kadar birçok
alanda kullanılabilmektedir. Bu bağlamda, elektrik
enerjisi günümüzde ülkelerin gelişmişlik düzeyini ve
refah seviyesini belirleyen en önemli göstergelerden
biridir.
Elektrik enerjisine olan talebin zamanında kesintisiz
sürekli aynı kalitede sağlanabilmesi için ülkeler sahip
olduğu kaynakları en iyi şekilde kullanmakta ve gelişen
teknolojilere yönelmektedir. Nüfus artışı, sanayileşme
ve teknolojik gelişmelerle birlikte küreselleşme sonucu
enerjiye dolayısıyla hayatımızın her alanında yer alan
elektrik enerjisine talep sürekli artmaktadır[1][2].
Elektrik; üretim sisteminin organize edilmesinde,
sanayinin işlemesinde, ulaşım ve insan ihtiyaçlarının
karşılanmasında kritik görevler üstlenmiştir. Elektrik
sayesinde, mekanikleşen üretim süreçleri tüm
sektörlerde daha etkin ve verimli kullanılır olmuştur.
Elektrik kullanımı yeni tekniklerin gelişmesine de olanak
sağlamış, metal, cam, odun, kâğıt ve kimyasal maddeler
gibi daha fazla katma değer yaratan hammaddeler yarı
mamul ya da mamul mallara dönüştürülebilmiştir.
Daha hızlı ve daha az kirlilik yayan taşıma araçları da
elektrik sayesinde insanlığın kullanımına sunulmuş
bulunmaktadır. Bunların da ötesinde elektrik günlük
yaşamı kolaylaştırarak yaşam seviyesini iyileştirmiştir[3].
Elektrik, farklı santrallerden elde edilebilmektedir.
Fosil yakıtlı ve nükleer santraller ile yenilenebilir enerji
santrallerinden da elektrik üretimi yapılabilmektedir.
Burada önemli olan, zamanında, kesintisiz ve
sürdürülebilir şekilde ve bunlara ilaveten temiz ve ucuz
şartlarla elektrik üretiminin yapılabiliyor olmasıdır.
Ancak, bu şartların sağlanması tek bir elektrik santral
tipiyle mümkün olamamaktadır. Bununla beraber,
elektrik üretiminde kaynak çeşitliliğine önem vererek
elektrik üretim politikalarının geliştirilmesi, çoğu kez
benimsenen yol olmaktadır[4].
2. DÜNYADA ELEKTRİK ENERJİSİ KULLANIMI
Dünya elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynakları
incelendiğinde en yaygın olarak kullanılan kaynağın
kömür olduğu görülmektedir. Kömürden sonra doğal gaz,
hidrolik ve nükleer enerji elektrik üretiminde kullanılan
en önemli enerji kaynaklarıdır[5]. Şekil 1’de 1971-2013
yılları arasında dünyada elektrik üretiminde kullanılan
kaynakların gelişimi görülmektedir.
1971 yılından günümüze gelindiğinde elektrik üretiminde
fosil yakıt kullanımının sürekli arttığı görülmektedir.
Nükleer ve hidrolik kaynaklardan elektrik enerjisi
üretiminde de bir artış söz konusudur. 70’li yılların
başında elektrik üretiminde neredeyse hiç kullanılmayan
rüzgâr, güneş, jeotermal gibi yenilebilir enerji kaynakları
teknolojinin gelişmesi ve çevreye olan duyarlılığın
73
artmasıyla 2000’li yıllarda elektrik üretiminde ivme
kazanmış bulunmaktadır. Şekil 2’de ve 2013 yıllarında
dünyada elektrik üretiminde kullanılan kaynakların
oranları verilmektedir.
hepsi sanayinin gelişmesi için sanayide kullanılan elektrik
fiyatlarını konutlarda kullanılan elektrik fiyatlarına göre
daha ucuz olarak belirlemektedirler[6]. Tablo 1’de bazı
ülkelerde kullanılan elektrik fiyatları sanayi ve meskenler
için ayrı ayrı verilmektedir. Sanayi için elektrik fiyatı en
düşük olan ülkeler; Norveç ve ABD’dir. Mesken için elektrik
fiyatı en düşük olan ülkeler ise Meksika ve ABD’dir.
Tablo 1. Bazı Ülkelerde Elektrik Fiyatları (IEA,2015)[6]
Ülkeler
Şekil 1. 1971-2013 yılları arasında dünyada elektrik
üretiminde kullanılan kaynaklar (IEA,2015)[6].
135,11
266,93
Belçika
128,1
243,86
Şili
103,84
151,44
Çek Cumhuriyeti
122,84
174,44
Danimarka
101,8
403,12
Finlandiya
104,52
201,35
Fransa
125,96
207,12
Almanya
179,25
395,05
Yunanistan
142,76
235,64
İtalya
327,78
306,82
Japonya
188,12
253,26
-
109,61
Meksika
121,46
90,08
Hollanda
118,08
252,43
54,6
127,1
Polonya
99,93
192,15
Portekiz
155,96
291,56
İsveç
81,73
214,45
İsviçre
128,74
209,29
Türkiye
130,81
169,59
Birleşik Krallık
157,24
255,66
ABD
70,14
125,2
Norveç
Dünyada sektörlere göre elektrik tüketimi incelendiğinde,
sanayide kullanılan elektrik miktarının sürekli artış
gösterdiği gözlenmektedir. Mesken, aydınlatma, ticaret
ve kamu hizmetlerinde tüketilen elektrik de yıllar
içerisinde büyük bir artış göstermiştir (Şekil 3).
Şekil 3. 1971-2013 yılları arasında dünyada sektörlere
göre elektrik tüketimi (IEA,2015)[6].
Dünyada kullanılan elektrik enerjisine ödenen fiyatlarda
her ülkede farklılık göstermektedir. Ülkelerin hemen
74
Mesken İçin Elektrik
Fiyatı (USD/MWh)
Avusturya
Kore
Şekil 2. 1973 ve 2013 yıllarında dünyada elektrik
üretiminde kullanılan kaynakların oranı (IEA,2015)[6].
Sanayi İçin Elektrik
Fiyatı (USD/MWh)
3. TÜRKİYE’DE ELEKTRİK ENERJİSİ
Türkiye Cumhuriyeti kurulduğunda elektrik üretimi,
günümüz değerleriyle mukayese edildiğinde neredeyse
ihmal edilebilecek mertebede bir miktar söz konusuydu.
Ülkenin gelişimine paralel olarak elektrik üretimi
artmıştır. Türkiye Cumhuriyeti kurulduğundan bu
yana Türkiye elektrik sektöründeki temel değişimleri
içeren politikalar genel olarak üç ana dönem halinde
özetlenebilmektedir[7].
1. Dönem (1923 – 1984): Elektrik ulusal ekonomi ve
güvenliği açısından çok önemli olarak nitelenmektedir.
Bu nedenle, üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticareti kamu
hizmeti olarak görülmektedir. Dolayısıyla, doğrudan
devlet eliyle yapılır.
2. Dönem (1984 – 2001): Elektriğin üretimi, iletimi,
dağıtımı ve ticareti esas olarak kamu hizmeti olarak
nitelenmektedir. Dolayısıyla, devlet bu işleri ya doğrudan
kendisi yapar ya da sözleşmesel bazda özel sektör eliyle
yaptırır.
3. Dönem (2001- 2014): Elektriğin bir ticari meta olarak
değerlendirildiği dönemdir. Bu amaçla, “üretimi, dağıtımı
ve ticareti serbest rekabet ortamında yapılmalıdır”
anlayışının uygulamaya konulduğu dönemdir diyebiliriz.
Ancak, önemli bir meta özelliğine sahip olması nedeniyle
elektriğin üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticareti bağımsız
otorite ve/veya otoritelerce denetlenmelidir.
Önemli bir konu, elektrik üretiminin hangi kaynaklar
kullanılarak yapıldığı olmaktadır. Şekil 4’te elektrik
üretiminde kaynakların durumu görülmektedir[8].
Yıllara göre ülkemizdeki net elektrik tüketiminin
sektörlere göre dağılımını veren grafik ise Şekil 6’da
görülmektedir. Bu grafik incelendiğinde; 80’li yıllarda
meskenlerde kullanılan elektrik enerjisi toplam
tüketilen elektrik enerjisinin ortalama %18’ine tekabül
ederken, 90’lı yıllarda bu oran artarak %22 seviyelerine
2000’li yıllarda da fazla yükselmeyip %23’lük kısmı
oluşturmuştur. Buna karşın; sanayide tüketilen elektrik
enerjisi incelendiğinde 80’li yılarda tüketilen elektrik
enerjisinin %64’ü sanayide kullanılmaktadır. Bu oran
90’lı yıllarda %55 seviyelerine, 2000’li yılarda ise %47
seviyelerine gerilemiş bulunmaktadır.
Şekil 4. Elektrik üretiminde kaynakların durumu[8].
Türkiye’nin 2023 yılı hedefleri çerçevesinde enerji ile
ilgili hedefler de bulunmaktadır. Bunlardan biri; enerji
üretiminde doğal gaz payının azaltılması dolayısı
ile elektrik üretiminde de doğal gaz kullanımının
azaltılmaya çalışılacağı anlaşılmaktadır[9]. Ayrıca, 2010
yılı elektrik üretiminin iki misline çıkarılması hedef olarak
konmuştur. Böylelikle AB ortalamasına yaklaşılması
amaçlanmış olduğu anlaşılmaktadır.
Şekil 6. Yıllara göre Türkiye’deki net elektrik tüketiminin
sektörlere göre dağılımı.
Şekil 7’de ise 1980-2015 yılları arasında aylara göre
elektrik tüketimi verilmektedir. Şekil 7 incelendiğinde
birçok yılda Ağustos ayının en yüksek, buna karşın
Şubat aylarının en düşük elektrik tüketiminin olduğu
gözlenmektedir.
4. TÜRKİYE ELEKTRİK TÜKETİMİNİN İRDELENMESİ
Elektrik tüketimi ifadesini toplam elektrik tüketimi ve net
tüketim olarak ele almak gerekmektedir. Net tüketim,
toplam elektrik tüketiminden santraller, trafolar vb. gibi
yerlerde kullanılan iç tüketim, şebeke kaybı ve kaçakların
çıkarılmasıyla elde edilmektedir. Türkiye toplam elektrik
tüketimi ve net elektrik tüketimi son 35 yıla (1980-2014
yıllarına) ilişkin olarak değişimi Şekil 5’te verilmektedir[5].
Şekil 7. Türkiye’de 1980-2015 yılları arasında aylara göre
elektrik tüketimi.
Şekil 5. 1980-2014 yıllarına ilişkin Türkiye’nin toplam
elektrik tüketimi ve net elektrik tüketim değişimi.
5. SONUÇ
Türkiye’de elektrik üretiminde dünyada olduğu gibi fosil
yakıtlar baş role sahip bulunmaktadır. Bununla beraber,
yenilenebilir enerji kaynaklardan hidrolik kaynakların
önemi kendini göstermektedir. Ülkelerin refah seviyesi
75
göstergesi olan elektrik tüketimi incelendiğinde,
Türkiye’nin elektrik tüketiminin çok da yüksek olmadığı
görülmektedir. Aylara göre elektrik tüketimi incelemesine
göre ise en yüksek tüketimin Ağustos ayında olduğu ve
özellikle 1990’dan sonra bu durumun daha bariz olduğu
görülmektedir. Bu durum, küresel iklim değişikliğinin
ülkemizi de etkilemesi bağlamında açıklanabilir.
Sektörlere göre elektrik tüketimi incelendiğinde sanayi
elektrik tüketiminin en yüksek değere sahip olduğu, bu
hususun ülkemizin sanayileşme yönünde kaydedeilen
gelişmelerle ilişkili olduğu yorumu yapılabilir. Ayrıca, 2001
ve 2008 krizlerinde sanayideki elektrik tüketiminin bir
miktar düştüğü gözlenmektedir. Bu durumun, ekonomi
ile elektrik tüketimi arasındaki yakın ilişkinin kanıtı olduğu
söylenebilir. Bu bağlamda, sanayileşme hamlesinin
devam edebilmesi için elektrik tüketiminin artıyor olması
gerektiği ifade edilebilir. Türkiye’nin 2023 hedeflerine
bakıldığında hedeflerin gerçekleştirilebilmesi için enerji
tüketiminin önemli ölçüde artacağı anlaşılmaktadır.”
KAYNAKLAR
[1] Tugrul, A.B., 2014, “Energy Policy and Interactions
with Politics and Economics”, International
Conference on Energy Environmental Engineering
- ICEEE 2014, Proc. pp. 801-804, 21-22 Nov. 2014,
Paris-France.
[2] Tugrul, A.B., Cimen, S., 2013, “Energy Initiatives for
Turkey”, International Conference on Economics
and Econometrics - ICEE 2013, Proc. pp. 40-44, 2-3
Dec.2013, Dubai-BAE.
[3] Tuğrul, A.B., 2009, “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, 15.
Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009
Bildiri Kitabı, s: 15-17, 13-15 Mayıs 2009, İstanbul.
[4] Pierre-Olivier Pineau, 2002, “Electricity Sector
Reform in Cameroon: Is Privatization a Solution?”,
Energy Policy, Special Issue “ Africa: Improving
Energy Services fort he Poor”, vol. 30 (11-12) 9991012, 2002
[5] Gök, K., 2016, “Türkiye Elektrik Tüketimi
Değerlendirmesi”, İTÜ Enerji Enstitüsü, Yüksek
Lisans Tezi (Teslim aşamasındadır).
[6] International Energy Agency (IEA), 2015. Key World
Energy Statistics 2015, International Energy Agency,
Paris, France.
[7] Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş., 2015. 2014
Yılı Sektör Raporu, Türkiye Elektrik Ticaret ve
Taahhüt A.Ş., Ankara, Türkiye.
[8] M.Y. Hökelek, N. Değirmenci, 2009 Elektrik Sektörü
ve Enerjide Özerk Fon Yönetim Modeli, TEİAŞ
e-Bülten,
http://www.teias.gov.tr/eBulten/
makaleler/2008/12%20ulusal/12.smpozyum%20
bildirisi.htm
[9] Resmi Gazete, 2009, “Orta Vadeli Program” ,
(16.09.2009).
76
SUMMARY
Energy which is indispensable part of our life, also
maintains the socio-economic importance for countries.
Moreover, when energy is mentioned, the first thing comes
to mind is electricity energy that is used in every aspect of
daily life. Electricity energy is used to many more areas such
as heating, lightening, communication and transportation
due to both its production from many sources of energy
and its easiness of usage and transformation. Many
countries use their resources efficiently and they tend to
advancing technologies in order to provide the demand
for electricity energy without disruption and in the same
quality. In this study, firstly electricity consumption and
production of countries, the main energy sources used in
electricity production, electricity consumption by sectors
such as industry, transport, residential and lightening
in the world and the rate of these sources in electricity
production, the differences caused by countries and regions
in the world are explained. Changes and rates of energy
resources in the electricity consumption in some countries
are emphasized and evaluated. Additionally, electricity
trade and price evaluations are mentioned. Changes of
electricity sector in Turkey by years are explained. Electricity
production in Turkey mostly obtained from fossil-fuels
however importance of electricity production from
renewable resources increases day by day. Total electricity
consumption and net electricity consumption in Turkey are
emphasized. Electricity consumption decreased in 2001
and 2008 due to economic crisis. Electricity consumption
by sectors and the development of electricity consumption
on a sectoral basis between1980-2015 are investigated.
When electricity consumption by sectors are investigated,
it is seemed that electricity consumption in industry is
the highest because of Turkey which is industrializing and
developing country. Change of electricity consumption by
months is examined in the last 35 years in terms of the
highest and the lowest electricity consumption by months
are studied in many years. When electricity consumption
by months are examined, electricity consumption in
August is the more than another months because of rising
temperature and air conditioning load. Furthermore,
things to do in accordance with Turkey’s 2023 objectives
are studied and also future evaluation is performed.
Kojenerasyon Tesislerinde Yanma Olmayan HRSG Kazanının
İlave Yanma ve Taze Hava Yanma Sistemli HRSG Kazan ile
Değiştirilmesi
Kıvanç ARIKAN
TÜPRAŞ – İzmit Rafinerisi
Selahattin KÜÇÜK
TÜPRAŞ – İzmit Rafinerisi
ÖZET
Kojenerasyon sistemlerinin tesis edildiği endüstriyel tesislerde,
elektrik üretimin yanında atık ısıdan yararlanarak elde edilen
buharın üretiminin devamlılığı en az elektrik kadar önemlidir.
Yüksek verimli işletmelerde gaz türbininin egzozundan
çıkan yanmamış gazların yakılarak bir taraftan daha fazla
buhar üretimine katkı sağlanarak verim artırılmakta, diğer
bir taraftan ise bacadan çıkan emisyonlar düşürülmektedir.
Atık ısı kazanında (HRSG) “Supplementary Firing” olarak
adlandırılan ilave yanma sistemi; hem türbin egzozundan
çıkan ısıtılmış gazların yanmasını sağlayarak verim artışı
sağlamakta, hem de gaz türbininin herhangi bir şekilde devre
dışı olması halinde “Fresh Air Firing” sistemine geçiş yaparak
atık ısı kazanının taze hava takviyesi ile konvansiyonel bir
buhar kazanı gibi çalışmasını sağlayıp, işletmenin buhar
ihtiyacını karşılayabilmekte ve üretimin devamlılığını
sağlamaktadır.
Bu çalışmada, TÜRPAŞ İzmit Rafinerisi enerji üretim
santralinde bulunan ve gaz türbininin çıkışında bulunan
yanma olmayan mevcut atık ısı kazanı, hem verimliliği
artırmak hem de gaz türbininin devre dışı olması halinde
dışarıdan taze hava ve yakıt alınarak kısa sürede işletmenin
buhar talebini karşılayacak bir konvansiyonel kazan haline
dönüştürülmesi ile süreci, toplam verim artışına etkileri,
baca gazı emisyonlarındaki düşüşü ve yatırımın ekonomik
getirileri anlatılacaktır.
1.GİRİŞ
Petrokimya, rafineri, çimento, kâğıt vb. endüstriyel tesisler
faaliyetlerini sürdürebilmeleri için işletmenin gereği
olarak hem elektrik, hem de buhar enerjilerine ihtiyaç
duymaktadırlar. Üretim güvenliğinin sağlanabilmesi
için kojenerasyon tesisleri bu noktalarda ideal enerji
kaynaklarıdır. Kojenerasyon tesisleri tek bir yakıt kaynağı
kullanarak ekonomik olarak cazip bedelde elektrik ve buhar
üretimi imkânı verdiğinden, endüstriyel tesislerde oldukça
rağbet görmektedir. Endüstriyel tesislerin yanında özellikle
doğal gaza erişimin kolay, kurulumun kısa, işletmesinin
esnek ve veriminin yüksek olması nedenleriyle özellikle
ülkemizde kojenerasyon sistemleri elektrik üreticileri
tarafından da yoğun bir talep görmektedir. Elektrik üretim
tesislerinde türbinden elde edilen elektrik üretiminin yanı
sıra, türbin egzozundan çıkan ısı ile elde edilen yüksek
sıcaklık ve basınçtaki buhar kullanılarak ilave elektrik
üretimi de sağlanmaktadır.
Gelişen teknoloji ve uygulama tecrübelerinden yararlanarak
kojenerasyon tesislerinde verimliliği artırmak, daha
ucuz elektrik ve buhar elde etmek, enerji üretiminde
sürekliliği sağlamak için gaz türbininin çıkışına ilave yanma
(Supplementary Firing) ve taze hava yanma (Fresh Air
Firing) sistemleri gibi donanımları tesis etmek artık göz ardı
edilmeyecek öneme ulaşmıştır.
2. KOJENERASYON TESİSLERİNDE İLAVE YANMA VE TAZE
HAVA YANMALI SİSTEMLERİN KULLANIMI VE AVANTAJLARI
Kojenerasyon sistemlerinde bu çalışmaya konu olan ilave
yanma sistemi ve gaz türbinin devre dışı olması halinde
devreye girebilecek taze havalı yanma sistemlerinin genel
avantajları aşağıdaki gibidir[1]:
- Sistemin termal çıkışını artırmak ve iyi kontrol etme:
İlave yanma sistemi ile buhar akışı ve sıcaklığı, işletmenin
talepleri ve türbinin çalışma şartları dikkate alınarak kolayca
kontrol edilebilir.
-Konvansiyonel kazana göre daha verimli buhar elde etme:
İlave yanma sistemi, türbin egzozundan çıkan ve ısıtılmış
oksijen kullandığından konvansiyonel kazanlara göre buhar
üretiminde daha verimlidir[2]. Konvansiyonel kazanlarda
buhar üretimi için dışarıdan alınan havanın ayrıca ısıtılması
için ilave enerji kullanılacağından verim ilave yanmalı
HRSG’lere göre daha düşüktür.
Tüm sistemdeki yüksek ısıl geri kazanımın sağlanması ve
dolayısıyla komple sistem verimi, kazanın GT devre dışı
iken %100 kapasitede tutabilecek güçte brülör bulunması
sayesinde mümkündür. İlave yanma sayesinde, aynı
miktar gaz türbini egzoz gazı debisinde kazan içerisine
olan ısıl girdi arttığından, evaporatör ve ekonomizerden
geçen daha fazla miktardaki su daha fazla miktarda ısıyı
77
egzoz gazlarından abzorbe edebilmektedir.
Isıl kazanım miktarı artmasından dolayı
baca gazı sıcaklığı düşmekte, enerji kaybı
azalmakta ve sistem verimi yükselmektedir.
Bu tip operasyonlarda; ilave yanma miktarı
arttıkça verim yükseldiğinden, baca gazı
sıcaklığı düşmektedir. Temel verim artışının
izlendiği diğer noktalardan biri olan baca
gazı sıcaklığını düşürmenin diğer bir yolu ise
daha soğuk KBS (kazan besi suyu) beslemesi
yapmaktır. Eski mevcut HRSG’de 126°C 146°C aralığında yapılan KBS beslemesi, yeni
ilave yanmalı HRSG’de 60°C’de yapılmaktadır
ve verim artışında diğer etmenlerden
birisidir. Düşük sıcaklıkta KBS girdisi, ekonomizer boyutunu
büyümesinin ve ekipman maliyetinin yükselmesinin önüne
geçerek daha fazla ısı abzorbe edilmesini sağlamaktadır. Bu
sayede verim artışı sağlanmaktadır.
-Daha düşük gaz türbin yüklerinde ve türbin duruşlarında
(shut-down) buhar üretimini sürdürme:
İlave yanmanın olmadığı HRSG’lerde elektrik enerjisine olan
talebin düşmesi halinde normal olarak gaz türbinin yükü
ve sonucu olarak egzoz gaz çıkış akış miktarı ve sıcaklığı
düşeceğinden buhar üretimi de düşecektir. Şayet buhar
üretiminde bir düşüş istenmiyor ise, ilave yanma ve buna
bağlı kontrol sistemi ile istenen buhar üretim miktarının
devamlılığı sağlanabilmektedir.
Türbinin devre dışı olması halinde buhar üretiminin
devamlılığı, ilave yanma sistemi ve dışarıdan alınacak taze
hava ile (Fresh Air Firing System) düşüş olmadan çok kısa
sürede sağlanabilmektedir[3].
-Ortam sıcaklık değişimlerini kompanze etme imkânı:
Gaz türbin egzozunun çıkışı atmosfer şartlarına, sıcak ve
neme bağlı olarak değiştiğinden HRSG’deki buhar üretimi
de etkilenmektedir. Buhar üretiminde miktar ve kalite
olarak bir değişiklik istenmiyor ise, ilave yakıt sistemi ile bu
denge kolaylıkla sağlanabilmektedir.
-Türbinde kullanılamayacak yakıtları kullanma imkânı:
Gaz türbininde doğal gaz dışında bir yakıt kullanımı hem
ekipman maliyetini artırdığından, hem de ekipmanın
ömür ve bakım sürecini olumsuz yönde etkilediğinden
istenmeyen bir seçenektir. Ancak, gaz türbini çıkışındaki
ilave yanma sistemli HRSG’lerin dizayn aşamasında
verilecek kararla uygun tipte sıralı brülör (duct burner) tesis
edilerek, doğal gaza ilaveten her türlü yakıtı (fuel gas, oil vb.)
kullanma imkanına ilaveten, buhar üretiminin maliyetini
düşürme imkanı sağlanabilmektedir.
3. ATIK ISI KAZANININ YENİLENMSİ
3.1. Atık Isı Kazanının Yenilenmesinin Gerekliliği
78
Yenilenmesine karar verilen atık ısı kazanının bulunduğu
İzmit Rafinerisi’nde buhar üretimi iki ayrı basınç
kademesinde yapılmaktadır. Kuvvet santrallarının birinde
buhar üretimini 330oC’de 38 kg/cm2 (HP, high pressure)
basınç ile üretirken, gaz türbinin olduğu kuvvet santralinde
buhar atık konvansiyonel kazanları ile birlikte ısı kazanından
420oC’de 68 kg/cm2 (VHP, very high pressure) basınç ile
üretilmektedir. HP buhar, Rafineri üretimindeki proses
ihtiyaçlarında ve türbinli ekipmanlarda kullanılmaktadır.
VHP buharı ise buhar türbinlerinde elektrik üretimi amaçlı
kullanılırken, aynı zamanda ara çekişler sayesinde 11 kg/
cm2 ve 4 kg/cm2 buhar hederlerinin basınç kontrolü için
de kullanılmaktadır. Rafineri buhar üretiminin bahsedilen
işletme esasına ait basit bir akış şeması Şekil 1’de
verilmektedir.
Elektrik üretiminin gaz ve buhar türbinleri ile yapıldığı kuvvet
santralinde 110 ton/saat kapasiteli dört adet konvansiyonel
kazan ve bir adet 70 ton/saat kapasiteli atık ısı kazanı
bulunmaktadır. Prosese ihtiyaçları için kullanılan HP üretimi
ise dört adet her biri 60 ton/saat olan konvansiyonel kazan
ile yapılmaktadır. Yapılan hesaplamalarda 1 ton doğal gaz
ile 16,9 ton VHP buhar üretilebilirken, HP buhar üretimi
14,6 ton olarak gerçekleşebilmektedir. Aradaki farktan da
rahat görüleceği üzere buhar üretiminin yüksek basınç
kademesinde yapılması ve buhar türbinleri ile alt kademe
buhar ihtiyaçlarının karşılanması en ekonomik çalışma şekli
olarak ortaya çıkmaktadır.
Yakıt fiyatlarının çok sık değiştiği, rekabetin oldukça arttığı,
çevresel kaygıların yükseldiği ve yönetmeliklerin daha etkin
uygulandığı bir dönemde; yukarıdaki yakıt tüketimindeki
avantaj ihmal edilmeyecek aşamaya gelmiştir. Bu nedenle
kısa vadede buhar üretimini mümkün olduğunca VHP
kademesine yükselterek, VHP buhar arz kapasitesinin
artırılmasına karar verilmiştir.
3.2. Atık Isı Kazanının Yenilenmesi
Rafineride HP yerine daha ekonomik olan VHP üretimini
artırmanın en uygun dönüşüm şekli, yapılan fizibilite
çalışımlarında mevcut HRSG’nin yenilenmesi olarak ortaya
çıkmıştır. 2000’li yıllarda 40 MW’lık bir gaz türbininin çıkışına
atık ısıdan yararlanmak için tesis edilmiş atık ısı kazanı,
gerek gaz türbinin devre dışı olmasında işlevsiz olmakta,
gerekse 230°C gibi yüksek baca gazı sıcaklığı ile ekonomik
şartları sorgulanır hale getirmiştir. Bu nedenle hem bir
önceki kısımda belirtilen yakıt avantajından yararlanmak,
hem de gaz türbin arızalarında rafinerinin buhar ihtiyacını
kesintisiz karşılamak için mevcut atık ısı kazanı tamamen
yenilenmiştir. Bu çalışmanın sonucunda verimsiz olan ve HP
buharı üreten dört adat konvansiyonel kazananın tamamı
devre dışı edilmiştir. HRSG’in yenilenmesi ve dört adet HP
üreten konvansiyonel kazanın devre dışı edilmesinden
sonraki işletme şekline ait basit bir buhar akış şeması Şekil
2’de verilmektedir.
girişine konulacak ilave yanma sistemi
(Supplementary Firing System) ile ısıtılmış
oksijenden yararlanarak atık ısı kazanı
kapasitesinin arttırılabildiği görülmüştür.
Bu ilave aynı zamanda 210°C olan mevcut
atık ısı kazanı baca sıcaklığını da 100°C’nin
altına düşürülebilmekte ve verim artışı
sağlamaktadır. Yine ekonomizer tüpleri
için oluşabilecek korozyon riski araştırılmış,
kombine çevrim santrallerinde baca gazı
sıcaklıklarının bu seviyelerde olduğu
görülmüştür. Gaz türbini devre dışı
olduğunda; mod değiştirme sistemi
devreye girerek (Fly Change Over System)
45 saniyede türbin damper açıklığı
değişebilmekte ve ilave taze hava fanı sistemiyle (Fresh
Air Fan System) atık ısı kazanına hava beslemesi yapılarak
kazanın 5 dakikadan kısa bir süre içerisinde, gaz türbininden
tamamen bağımsız olarak, istenen kapasitede buhar
üretebilmesi ve tesiste yaşanan arızi durumda dengede
kalabilmesi sağlanabilmektedir. İlave yanma ve taze hava
kullanım sistemlerine sahip bir HRSG yapısı Şekil 3’te
verilmektedir[5]. Mevcut 40 MW’lık gaz türbinin çıkışına
2000’li yıllarda monte edilen, ekonomik ve teknolojik
gelişmeler karşısında verimsiz pozisyonda kalan ve gaz
türbini setinin devre dışı olması nedeniyle konvansiyonel
Mevcut 40 MW’lık buhar türbin-generatör grubunda hiçbir
değişikliğe gitmeden yeni atık ısı kazanının daha fazla
buhar üretmesi için ilave yanma (Supplementary Firing
System) ve gaz türbini devre dışı kaldığında buhar üretimin
devam ettirebilmesi içinde taze hava fanıyla yanma (Fresh
Air Firing System) sağlayabilecek bir HRSG dizayn ve tesis
edilmiştir.
3.3. Yeni Atık Isı Kazanının Getirdiği Yenilikler
Tesiste yapılan incelemede, gaz türbininin çıkışında
ağırlıkça %15 oksijen bulunduğu[4] ve atık ısı kazanın
79
modu bulunmadığı için buhar üretiminin de durduğu
eski mevcut atık ısı kazanına ait proses bilgileri Tablo 1’de
verildiği gibidir. Tablodan görüleceği üzere atık ısı kazanının
üretebileceği maksimum VHP buhar üretimi 69,5 ton/saat
olup, baca sıcaklığı 2100C’dir.
Yapılan fizibilite ve utilite balans çalışmaları sonucunda yeni
atık ısı kazanının kapasitesi, dört adet HP konvansiyonel
kazanın devre dışı edilmesi de göz önünde bulundurularak,
mevcut dört adet VHP konvansiyonel kazanın herhangi
biri devredeyken ve arızi bir duruş yaşanması durumunda
Rafineri buhar dengesinde sorun yaşanmaması için 165
ton/saat olarak belirlenmiştir. İlave yanma modunda, gaz
türbini ve generatör setinin devre dışı olması halinde buhar
üretiminin devamlılığını sağlayabilecek taze hava ileten
cebri fan (Forced Draft Fan) sistemine de sahip yeni atık ısı
kazanına ait proses bilgileri Tablo 2’de verilmektedir.
Tablo 2’den görüleceği gibi yeni teknoloji ile tasarlanan
ve aynı gaz türbini egzoz çıkışına tesis edilen yeni HRSG
kazanda 78,2 ton/saat VHP buhar üretilebilirken, baca
sıcaklığı 210°C’den 152,1°C’ye düşmektedir. Yine aynı
tablodan ilave yanma ile buhar üretimi 165 ton/saat’e
çıkarken baca sıcaklığı 90,5°C’ye düşmektedir. Gaz türbini ve
generatör setinin tamamen devre dışı olması durumunda
taze hava ve ilave yanma ile buhar üretimi 5 dakikadan
daha az bir sürede 165 ton/saat’e ulaşırken baca sıcaklığı da
83,3°C’ye düşmektedir.
4. SONUÇ
Mevcut gaz türbini ve generatörde hiçbir değişiklik
yapmadan egzozundan çıkan ısıdan yararlanarak, yeni
teknolojiler ve ilave yanma kullanarak yenilenen atık ısı
kazanından daha fazla buhar üretimi sağlanmış, baca gazı
ve emisyonlar önemli ölçüde düşürülmüştür. En önemlisi;
gaz türbini ve generatörün devre dışı olması halinde, diğer
buhar türbini generatör sistemlerinin çalışması için gerekli
olan VHP-HP buharın devamlılığı ve sistem güvenirliği
yeni HRSG’deki taze hava ve ilave yakıt yanma sistemleri
ile güvence altına alınmıştır. Bu şekilde hem buhar türbin
generatörlerinden elektrik üretimine devam edilmekte,
hem de rafinerinin proses sistemleri için gerekli daha düşük
basınçlı proses buhar üretimi sağlanmaktadır. HP üreten
konvansiyonel kazanların devre dışı edilmesi, ilave yanmalı
yeni HRSG kazanın devreye girmesi ile toplamda 1,75 ton/
saat net doğalgaz gaz tasarrufu sağlanmıştır. Yatırımın geri
dönüş süresi 3 yıl olup, en önemli kazanım Tablo 1 ve Tablo
2’nin karşılaştırılmasında görüleceği gibi atmosfere verilen
emisyonların düşürülmesi olmuştur.
KAYNAKLAR
[1] Jonathan C. Backlund, Stephan C.G. Bergmans, “ValueAdded Applications of Supplementary Firing in Gas
Turbine Based Cogeneration Plants”, ABMA Industrial
Boiler Systems Conference, West Henrietta, New York,
80
September 17 - 19, 1997,
[2] Ganapathy V., ‘Efficiently Generate Steam from
Cogeneration Plants’, Chemical Engineering, May 1997.
[3] Bozbaş, Y., Küçük, S., Karamüresl, M., “Advantages of
Supplementary Firing System Using in HRSGs”, 20th
International Energy and Environmental Fair and
Conference, İstanbul, Turkey, April 24 – 26, 2014.
[4] Platwoet E., “Integrating Gas Turbines with Cracking
Heaters, Impact on Emission and Energy Efficiency”,
Industrial Energy Technology Conference New Orleans,
Louisiana, May 17-19, 2011
[5] Froemming J., L Hjalmarson and M. Houshmand.
‘Ensure Cogen Steam Supply with Fresh-Air-Fired
HRSG’s’, Power, August, 1993.
SUMMARY
Importance of reliability and sustainability of steam
production by means of waste heat is vital as much as
electrical energy production for the industrial facilities where
cogeneration power plants exist. In efficient facilities which
produce steam from waste heat of flue gases; through reburning the flue exhaust gas released from gas turbines,
either increase the plant overall efficiencies or decrease the
stack emissions. Supplementary Firing system in a heat
recovery steam generator (HRSG) provides both an efficiency
increase in system by re-burning the gas turbine flue exhaust
gas with additional fuel input inside and in case of an
emergency case or trip in gas turbine, switches the operation
mode to “Fresh Air Firing” and by means of additional air
and fuel input to the boiler, makes the boiler operate as a
conventional boiler and meets the facility steam demand in
a stable and reliable level.
In this study; replacement process of existing HRSG boiler
without burners with a new technology HRSG boiler that
has both opportunities of “Supplementary Firing” which
means re-firing the turbine exhaust gas with additional
fuel input and “Fresh Air Firing” which means operating as a
conventional boiler with individual air and fuel supply directly
inside, effects on to the overall facility efficiency increase,
effects on stack emission declines and overall returns of such
an investment are mentioned.
Yerli Linyitlere Uygun Yakma Teknolojisi
Levent YAĞMUR
TÜBİTAK MAM - Enerji Enstitüsü
Selçuk ATAŞ
Gökhan GÜNDOĞDU
Ahmet ÇELİK
Oğuzcan GÜNDÜZ
Koray YAŞA
ÖZET
Ülkemizde yerli kömüre dayalı santral oranı 2015 yılı itibarı
ile toplam kurulu gücün ancak %12’si kadardır. Elektrik
üretimimizin yaklaşık %40’ı ithal bir yakıt olan doğal gaz
yakıtlı termik santrallerden sağlanmaktadır. Bu doğal gazın
ana sağlayıcılarından Rusya (yaklaşık %60 oranında) ve
İran en başta gelen ülkelerdir. Ancak ülkemizin muhtelif
bölgelerinde, toplamda 40 alana yayılmış halde 2014
yılı sonu itibarı ile yaklaşık 14 milyar ton’luk linyit rezervi
bulunmaktadır. Bu miktar, dünya kanıtlanmış işletilebilir
kömür rezervlerinin %1,7’sini oluşturmakta olup, dünya
linyit rezervlerinin ise %7,1’ine karşılık gelmektedir. Yerli
linyitlerden elektrik üretimi için yoğun olarak 1980 ve
1990’lı yıllarda yaklaşık 8000 MWe kurulu güç, Pulverize
kömür yakma (PCC) teknolojisinde santral kurulmuştur.
Ancak belirtilen yıllar itibarı ile Dolaşımlı Akışkan Yatak
(CFBC) teknolojisindeki hızlı ilerlemeler nedeniyle yerli
linyitlerin bu yeni teknolojiye uygunluğu konusu yeterince
değerlendirilememiştir. Kamu yatırımları anlamında
1998’de Çan’da kurulan 2x160 MWe haricinde bahsedilen
kömürlerimize yönelik CFBC teknolojisinde bir santral
yapılmamıştır. Son yıllarda özel teşebbüsle yerli linyitlere
yaklaşık 1000 MWe kapasitesinde CFBC teknolojisinde
santral yapımı halen devam etmektedir. Ülkemizdeki
toplam linyit yatakları kapasitesi dikkate alındığında, bu
kömürlerin ekonomiye kazandırılması ile ülkemize çok
büyük bir katma değer kazandırılmış olacaktır. Bu bildiride,
yerli linyitlerin verimli ve emreamadeliği daha yüksek
şekilde uygun bir teknolojide yakılabilmesi için sağlaması
gereken teknik ve ekonomik kriterler belirtilmiş ve AfşinElbistan kömürünün uygun bir teknolojide kullanılabilirliği
değerlendirilmiştir.
1.GİRİŞ
Bilindiği gibi Türkiye’nin en büyük linyit rezervi AfşinElbistan havzasıdır. Son yıllarda EÜAŞ ve MTA tarafından
yapılan araştırmalar sonucunda Elbistan havzasının
güneydoğusunda bulunan rezerv ile birlikte havzada
toplamda yaklaşık 5,5 milyar ton düşük kalitede linyit
bulunmaktadır. Buradaki linyitin alt ısıl değeri ise orijinal
bazda 950-1200 kcal/kg arasında değişmektedir. Ülkemizde
benzer şekilde Konya-Karapınar, Sivas-Kangal ve AdanaTufanbeyli havzalarında da benzer özellikte düşük kaliteye
sahip rezervler bulunmaktadır. Afşin-Elbistan’da bulunan
ve ısıtma ya da sanayi amaçlı kullanılamayacak kalitedeki
kömürün elektrik üretiminde değerlendirilebilmesi
amacıyla yöreye iki adet termik santral kurulmuştur.
Santrallerden Afşin-Elbistan A Termik Santrali 4 üniteden
oluşmakta olup toplam kurulu gücü 1.355 MWe’dir. Aynı
şekilde Afşin-Elbistan B Termik Santrali’de 2006 yılında
geçici kabulleri yapılmış 4 üniteye sahip olup toplam
kurulu gücü 1.440 MWe’dir. Bu iki santral de pulverize
kömür yakma teknolojisine dayalı olarak tasarlanmış ve
kurulmuştur. Yapılan hesaplamalarda bölgedeki kömürün
elektrik üretiminde değerlendirilmesi halinde toplamda
yaklaşık 10.000 MWe’lik bir termik santral potansiyelinin
bulunduğu görülmektedir. Mevcutta 2.795 MWe kurulu
güce sahip olduğu dikkate alındığında yörede 7.260 MWe’lik
ilave termik santral potansiyeli bulunmaktadır. EÜAŞ
verileri incelendiğinde A ve B Termik santralleri yanında
C-D ve E termik santrallerinin kurulumu planlanmıştır. Bu
santrallerin mevcut potansiyeli dikkate alınarak bir plan
dâhilinde uygun yakma teknolojileriyle buralardaki kömür
havzalarının ekonomimize kazandırılması çok önemlidir.
2.MEVCUT YAKMA TEKNOLOJİLERİ
Pulverize (öğütülmüş) kömür yakma (“PCC” olarak
kullanılacaktır) teknolojisinin ticari uygulamaları 1920’lerde
kritikaltı uygulamalarla başlamıştır. Dolaşımlı akışkan yatak
yakma (“CFBC” olarak kullanılacaktır) teknolojisi ise ancak
1980’lerde ticarileşebilmiştir (Şekil 1). CFBC teknolojisinde
kritiküstü 460 MW’lık Lagisza (Polonya) ünitesi önemli bir
dönüm noktası olmuş akabinde halen yapımı devam eden
4x550 MW Samcheok (G. Kore) santrali devreye alınmak
üzeredir. Halihazırda büyük kazan üreticileri 800 MW’lık
Kritiküstü CFBC santral üzerinde çalışmakta olup, Çin’de
600 MW’lık bir ünite Baima’da devreye alınmak üzeredir[1].
CFBC teknolojisinin gelişimi öğütülmesi güç, yüksek nemli,
81
tanımakta olup yaygın şekilde 300-700 MW aralığında
ünitelerle teşkil edilmiştir. Olgunluk dönemindeki bu
teknoloji özellikle taş kömürü grubunda bitümlü ve
antrasit, kahverengi kömür gurubunda ise altbitümlü
kömürlerde yaygın şekilde kullanılır. Kül değerleri düşük
linyitlerde uygulamaları da mevcuttur. Kritikaltı buhar
şartlarında elde edilebilecek ünite verimi maksimum %
39 olup, kritiküstü durumda ise bu değer %43’lere kadar
çıkabilmektedir. Malzeme teknolojisinin gelişmesiyle buhar
şartları ileri kritiküstü denilen şartlara getirilebilmiş ve
verimler %47’lere kadar çıkarılmıştır. Halihazırda Avrupa
menşeili yoğun araştırmalarla verimin %50’lere çıkarılması
hedeflenmektedir. Diğer taraftan iç tüketimin azaltılması
noktasında da yoğun çalışmalar mevcuttur.
yüksek küllü, yüksek kükürtlü ve mineral içeriğinden dolayı
PCC kazanlarda curuflanma ve depozit oluşumuna neden
olduğu atık, çamur, çöp ya da kömür elekaltı yakıtların
yakılması için bir çözüm olarak ortaya çıkmıştır. Özellikle
yakıtın ocak bölgesinde göreceli olarak daha uzun sürede
kalması ve yanmanın PCC’ye göre daha düşük sıcaklıklarda
gerçekleştirilmesi, CFBC’nin en önemli avantajıdır. Diğer
taraftan biyokütlenin yakılması noktasında da PCC’ye
göre yapısal olarak daha avantajlıdır. Özellikle pahalı ithal
yakıta göre daha ucuz yerli ya da kömür harici yakıtlardan
enerji eldesi için ideal bir çözümdür. Diğer taraftan SO2 ve
NOx emisyonları konusunda CFBC teknolojinin bariz bir
üstünlüğünden bahsedilebilir. Ocak sıcaklığının PCC’ye
göre daha düşük olması daha az NOx oluşumuna neden
olmaktadır. Ayrıca SO2’nin yatak içerisinde yanma bölgesine
beslenen kireştaşı ile tutulabilmesi harici büyük bir FGD
ünitesine gerek bırakmaması da önemli bir üstünlüktür.
CFBC teknolojisinin hem daha sonra geliştirilmesi hem
de belirli boyutların üstünde kazanlara imkan vermemesi
nedeniyle verim ve santral yatırım maliyetleri bakımından
bir takım dezavantajlı durumları söz konusudur. Son
zamanlarda dünyanın gündemine gelen sera gazı
emisyonlarının azaltılması bağlamında da bu iki teknoloji
bazı farklılıkları ortaya koymaktadır.
2.1. PCC Teknolojisi
Kömür yakıtlı termik santrallerin büyük oranda teknolojisi
PCC teknolojisi olup pulverize hale getirilmiş kömürün
yanma havasıyla birlikte yakıcı vasıtasıyla kazanda 13001700°C sıcaklık aralıklarında yakılması sonucunda kararlı
bir yanmanın gerçekleştirilmesiyle oluşturulur. Bu teknoloji,
1300 MW büyüklüğünde kritiküstü şartlarda santrale imkan
82
PCC teknolojisi yapısı gereği dar bir aralıkta kömür değerlerinin
değişimini tolere edebilir. Belirli özellikleri haiz olmayan
kömürler için yakıt iyileştirme ve zenginleştirme ihtiyaç
duyulabilir bir uygulamadır. Yüksek küle sahip kömürlerin
PCC teknolojisinde yakılabilmesi birçok işletme sorununa
neden olabilir. Özellikle yüksek yanma sıcaklıkları curuflanma
ve depozit oluşumlarına neden olabilir. Bu nedenle kazanın
sulu ya da buharlı temizleme sistemleriyle teçhiz edilmesi
gerekebilir. Özellikle külün mineral yapısına bağlı olarak
PCC’lerde bazı tip kömürlerin yakılabilmesi çok güçlükler
çıkarabilir. Dünyada yoğun şekilde antrasit tip kömürlere PCC
teknolojisi uygulanmış olup Almanya’da linyitlerine uygun
teknolojide kritiküstü şartlarda büyük çapta uygulaması da
mevcuttur (BoA 2 x 1100 MW Kritiküstü, Almanya). Düşük
kül oranına sahip Almanya linyitleri yüksek nem değerleri
nedeniyle değirmenler öncesinde ayrı bir sistemle kurutmaya
tabi tutulmaktadır (genel bir yaklaşım olarak; PCC’lerde
kömürün sahadan kazana alınma sürecinde bir ön kurutma
uygulanır). Bunun dışında PCC teknolojisinde bacagazının
FGD sisteminden geçirilerek SO2’den arındırılması
gerekmektedir. Yüksek sıcaklıklarının neden olduğu yüksek
NOx’ler için kazan çıkışı SCR sistemi ve LowNOx yakıcılar
zorunlu hale gelmeye başlamıştır.
Almanya’da 40 GW üzerinde PCC santral bulunmakta olup
ilave olarak 10 GW planlanmıştır. Polonya’da 11 GW’dan
fazla ilave kapasitede PCC santral kurulu 2020 öncesine
planlanmıştır. Japonya’nın 30 GW üstünde kritiküstü PCC
santrali vardır, 4 GW da ilave planlanmıştır. G. Kore’nin 20
GW’dan fazla kapasitede kritiküstü kapasitesi vardır. İlave
olarak 11 GW kapasite de planlanmıştır. Çin ellerindeki
mevcut küçük santrallerin birleştirilip büyük kapasitelerde
kritiküstü şartlarda santrallere dönüştürme stratejisini
uygulamaktadır. Çin’de 400 GW’a kadar santral ya kurulmakta
ya da planlamaya alınmıştır. Hindistan’ın 120 GW civarında
kritikaltı PCC santrali vardır.
2.2. CFBC Teknolojisi
Yüksek hava hızlarında kömür ve yatak malzemesi
karışımının akışkanlaştırılması ve bir katı ayırma
sisteminden
yatak
malzemesinin
dolaşımının
sağlanmasıyla (örneğin bir siklondan döndürülerek)
tekrardan yatağa beslenmesi prensibine göre çalışan CFBC
teknolojisinde kazanaltı cürufta minimum yanmamış
madde elde edilir. Kazandaki malzeme 10’la 50 arasında
bir sayıda döndürülerek tüm yakıtın yanması sağlanır. Bu
malzemenin yalnızca %3-5 oranı yakıttan oluşmakta olup
inert malzeme yatak malzemesi olarak, yakıtın külü ya da
kum ilaveleri yapılabilmektedir. Kazana beslenen kireçtaşı
kalsinasyon reaksiyonuyla CaO bileşiğine dönüşerek
yanma sonucu ortaya çıkan SO2’nin tutulmasını sağlar.
Kömürün özelliklerine göre Ca/S oranı yeterli düzeyde
tutularak %85-90 oranında kazan içerisinde SO2’nin
tutulması sağlanabilir. Böylece kazan sonrasında baca gazı
arıtma için PCC’deki gibi yüksek yatırımlı bir FGD sistemine
gerek kalmaz.
CFBC teknolojisinin gelişimiyle ilgili 50m kazan boyu ile
sınırlı bazı teknik konular vardır. Yine büyük kapasitelerde
siklonların verimiyle ilgili bazı sorunlar bu teknolojide
kazanların modüler ya da kompakt olarak uygulanmasını
zorunlu kılmaktadır. Polanya’nın farklı bölgelerdeki
kömürlerin karıştırılmak suretiyle Lagisza santralinde
yakılmasında ve bu kömürün külünde klorinin yüksek
oranda olması CFBC teknolojisinin seçiminde etken
olmuştur. Diğer taraftan dünyanın en büyük kapasiteli
biyokütle yakan santrali de (205 MW) bu ülkededir.
Özellikle ABD’de biyokütle, yüksek kükürtlü kömürler ve
düşük uçuculu petrokok’un yakılmasında CFBC tercih
edilmektedir. Çin’in sahip olduğu yüksek küllü ve düşük
uçuculu antrasitler için tercihi CFBC teknolojisinin özel bir
uygulaması (M tip) olmuştur. Yine kendi yerel sorunlarına
yönelik olarak ticari firmanın kazanaltı cüruftaki ısının
alınması için koyduğu CFBC kül soğutucuyu, kendi
tasarımları olan su soğutmalı olanıyla değiştirip büyük
oranda aglomerasyon önlenmiştir. G. Kore’de başlangıçta
550 MW bir üniteyle başlayıp sonradan 3 ünite daha
ilave olunacak olan projede G. Kore ithal kömür, linyit
ve alt bitümlü Endonezya kömürü ve petrokokun
karışımına ilave olarak %5 biyokütle ile yakıt tasarrufu
hedeflenmiştir. Bu tür bir CFBC uygulamasında kazan
sonrası NOX için SNCR yerine SCR kullanılması dikkat
çeken bir teknik noktadır. Hindistan ise büyük kapasiteli
alt bitümlü ve linyit yataklarıyla dikkat çekmektedir.
Ülkede geniş şekilde Kritiküstü PCC santrali olmasına
karşın, yerli kaynakların ve harmanlama ile farklı yakıt
bileşiklerinin yakılabilmesi amacıyla CFBC teknolojine
özel bir yaklaşımı vardır. Özellikle kazandaki curuflanma
büyük sıkıntı oluşturulmakta olup CFBC ile bu sorunların
aşılması hedeflenmektedir. Çevresel emisyon limitlerinin
zorunlu hale gelmesi de ülkenin CFBC noktasında ilgisini
arttırmıştır. Rusya’da Lagisza kazanının küçültülmüş hali
330 MW olarak uygulanmıştır. Bu santralda da farklı
kömür ve kömür artığının yakılması ve yakıttan %20
tasarruf hedeflenmiştir [2][3].
3.UYGUN YAKMA TEKNOLOJİSİ SEÇİMİ İÇİN TEKNİK
KRİTERLER
3.1. Yanma Verimi ve Santral Net Verimi
Yakıtın kazan içerisinde göreceli daha uzun kalışı kazanaltı
cüruftaki yanmamış madde oranında önemli düşüşlere
neden olduğundan CFBC teknolojisi PCC’ye karşı yanma
verimi daha iyidir. Özellikle yüksek reaktiflik ve uçucu
oranına sahip linyitlerin CFBC kazanda yakılmasında
verimler göreceli daha yüksektir. Bu durum, 250 MW Red
Hills’de (ABD) ve 300 MW kazanlarda Çin’de (Antrasitte
%2,43 oranında yanmamış karbon, Linyitlerde %1’in
altında kalmıştır) ortaya konmuştur. Genel olarak kazan
yanma verimleri noktasında CBFC’nin PCC’den geri kalması
gibi bir durum yoktur ancak farklı yakıt ve harmanlama
seçeneklerini ayrı ayrı değerlendirmek gerekmektedir. İç
tüketim ve net teknik verim anlamında CFBC’de yüksek
fan güçleri nedeniyle PCC’ye göre daha fazla iç tüketim (iç
tüketim% 8-10) söz konusudur. Diğer taraftan baca gazı
için PCC yüksek kapasiteli bir FGD’ye ihtiyaç (iç tüketim
toplamda %6) duymaktadır. Ayrıca, yakıt boyutunun
PCC’deki gibi bir boyuta indirilmesini gerek kılacak yüksek
tüketimli bir değirmene de ihtiyaç duymamaktadır. Hem
CBC hem de PCC kritikaltı santrallarda verim maksimum
%40’ta olup birbirlerine yakın ancak CFBC santrallarda
%1 verim daha düşüktür. Kritiküstü şartlarda ise bu değer
%43’lere çıkabilmektedir.
3.2. Emreamadelik, Güvenilirlik ve Esnek Yükte Çalışma
Sonradan gelişmeye başlanılmasına rağmen CFBC
teknolojisinde emreamadelik PCC’lere yaklaşarak %90’lara
dayanmıştır. CFBC kazanlardaki en büyük sorunlardan birisi
aglomerasyondur. Bu durum emreamadeliği önemli ölçüde
etkilemektedir. PCC teknolojisinde de curuflanma önemli
sorunların başında gelmektedir. CFBC’lerde yük almaatma oranları %2-3 MCR/dk. iken PCC’lerde 5% MCR/dk’dır.
CFBC’lerde özellikle soğuk start-up’lar hala problemlidir.
Yakıta bağlı olarak halen optimize edilmeye çalışılmaktadır.
Refrakter ve yatak malzemesinin ısıtılması CFBC santralların
çalıştırılabilmesi için en az 18 saat’lik bir süreye ihtiyaç
duymaktadır. Düşük yüklerde CFBC’nin çalıştırılması sülfür
tutumunda negatif etkiye neden olmaktadır.
3.3. Küle Bağlı Sorunlar
Küle bağlı sorunların başında curuflanma, aglomerasyon
ve erozyon aşınması gelmektedir. Kömürün içerdiği
inorganik bileşikler her iki kazan tipinde de sorunlara neden
olmaktadır. Özellikle Na ve K gibi alkali metaller külde
ergime sıcaklığı düşük ötektik bileşikleri oluşturup PCC
kazanda curuflanmaya ya da CFBC kazanda aglomerasyona
neden olmaktadır. Özellikle göreceli yüksek ocak sıcaklıkları
nedeniyle PCC’de bu durum daha olasıdır. Linyitlerin yüksek
curuflanma potansiyeli nedeniyle CFBC’lerde yakılması bir
avantajdır. Kazanlarda meydana gelen erozyon aşınmasının
nedeni kömürde bulunan sert yapıdaki kuartz ve pirit gibi
83
kalıntıların uçucu kül ile birlikte kazan iç yüzeylerine çarparak
aşındırmasıdır. Özellikle CFBC’deki yüksek akışkanlaştırma
hızı nedeniyle erozyon etkili olmaktadır. PCC kazanlarda
bahsedilen türdeki kömürlerin öğütülmesi sırasında
değirmenlerde bir takım aşınma sorunları olasıdır. CFCB’de
yakıt boyutları “mm” mertebelerinde olup değirmenlere
ihtiyaç yoktur, bu nedenle bahsedilen aşınmalar söz konusu
değildir.
3.4. Yakıta Bağlı Özellikler
3.4.1. Kömür ve Char Parçacıklarında Porozite
Char’ın kimyasal reaktifliği kömürün tip ve yapısının dışında
porozluğu ve tipiyle de ilgilidir. Mikroporozluk durumunda
oksijen bu alanlara giremez bu durum da kömürün
reaktifliğini etkiler. VM (uçucu) oranıyla kömürdeki bünye
nemi değeri ilgili denklem kullanılarak PNR (pore resistance
number) değeri elde edilebilir[3]. Örneğin Afşin kömürleri
için yaklaşık PNR değeri 3.2 bulunur ki bu değere karşılık
gelen kritik parçacık çapı (yanma sürecinde “ilk parçalanma”
için) yaklaşık 8 mm elde edilir. Bu değer kömürün
bu boyutlara yakın bir değerde yakılabileceğinin bir
göstergesidir. Dolayısıyla kömürün öğütülmesinin gerektiği
PCC teknolojilerindeki değerlere CFBC’nde inilmesine gerek
kalmamaktadır.
3.4.2. VM (Uçucu) Etkisi
Linyitler gibi yüksek VM’ye sahip kömürler düşük sabit
karbona sahiptirler. Dolayısıyla uçucuların salınması
sonrası char yanması sonrasında kalan parçacık göreceli
küçük boyuttadır. Bu tür kömürlerde yüksek reaktif
char parçacıkları açığa çıkar. Bu durum bu parçacıkların
yanmadan kazandan ayrılmasına dolayısıyla verimin
düşmesine neden olabilir. Yatakta beslenen hava bu VM
miktarında yeterince iyi karışım sağlayamaz ve düşük
verimde bir yanmaya neden olur. Bu durum özellikle CFBC
teknolojisinde kömürün kazanda tekrardan döndürülerek
tam yanmasının sağlanabilmesi noktasında önemlidir.
3.4.3. Cfix/VMo Etkisi
Yanma verimini doğrudan etkileyen bir parametredir.
Japonya’da pilot bir sistemde farklı 20 tip kömür için
yapılan deneylerde yanma verimine etkisine bakılmıştır[3].
Örneğin Afşin kömürleri için (yaklaşık oran; 0,5) yaklaşık bir
yanma verimi hesap edildiğinde oldukça iyi sonuçlar elde
edilmiştir. Bu değerin yüksek olduğu antrasitler için verim
değerleri göreceli daha düşüktür. Dolayısıyla linyitler için
CFBC teknolojisi bu parametre açısından da avantajdır.
3.4.4. Char Reaktifliği
Düşük char yanma hızı ya da düşük reaktifliğe sahip antrasit
gibi tipteki kömürler yüksek VM’ye sahip olsalar bile düşük
yanma verimini sağlarlar. Bunun basitçe nedeni şudur; 1
mm’nin altındaki boyuta sahip parçacıkların yanmanın
tam tamamlanabilmesi için gerekli yanma süresinin
84
düşük olmasıdır ki bu durum küldeki yanmamış karbon
oranını arttıran bir sebeptir. Bu nedenle bu tür kömürlerde
parçacıkların dolaşımı sağlanıp bir siklondan geçirilmesiyle
verim arttırılabilir. Linyitin yüksek reaktif özelliği yanma
veriminde en iyi şartları ortaya koymaktadır.
3.4.5. Parçacık Boyut Dağılımının Etkisi
Bu etkinin analiz edilmesi karmaşık ve ileri düzey çalışmayı
gerektirmektedir. Ancak ortalama boyutlar üzerinden
bazı fikirleri edinebilmek de mümkündür. Düşük parçacık
boyutlarında yanma süresi azalacağından parçacıkların
içeriklerine göre birbirlerinden ayrılması artacaktır ki bu
durum yanma süresini azaltacaktır. Özellikle 1 mm’nin
altında kalan parçacıkların oranı kritik öneme haizdir. Linyit
gibi reaktif kömürlerde 40 mm’ye kadar kararlı bir yanma
sağlanabilirken antrasitlerde bu boyut 5 mm’ye kadar
inebilmektedir. Reaktif kömürlerde 1 mm’nin altındaki
parçacıklar yatak üstüne çıkabilmekte, bu da ocak sıcaklığını
arttırabilmektedir. 1 mm’nin altında parçacıkların olmadığı
linyitik bir kömürde yatak ve ocak sıcaklığı farkı yaklaşık
150°C iken antrasit kömürlerde bu değer 20°C’lere
inebilmektedir. 1 mm’nin altındaki parçacık içeriği reaktif
kömürlerde yanma verimine fazlaca bir etki yapmaz iken
antrasitlerde yanmamış parçacıklara bağlı kayıplar dikkate
değer seviyelerdedir[3].
3.4.6. Kül Ergime Sıcaklığı ve Külün Değerlendirilmesi
CFBC teknolojisinde yatak sıcaklıkları 800-900°C aralığında
olduğundan genelde kül ergime sıcaklıklarına ulaşılamaz.
Dolayısıyla aglomerasyon sorunuyla pek karşılaşılmaz.
Afşin kömürlerinin kül ergime sıcaklıkları (yumuşama
sıcaklığı) 1249°C civarında bulunmuştur. Ancak yatakta
yer yer sıcak noktasal alanlar oluşabilir. Yüksek oranda
alkali metal bileşikleri barındıran yakıtın yanmasında
sinterlenme olayı gerçekleşebilir. Bazı linyit küllerinde %510 Na2O ve K2O, bazı biyokütlelerde ise %30’lara varan bu
tür bileşikler olabilir. Örneğin Afşin kömürlerinde bahse
konu bileşiklerin seviyesi (toplamı) maksimum %3’tür. Bu
tür bileşikler SiO2 ile ergime sıcaklıkları yatak sıcaklıklarının
altındaki sıcaklıklarda (720-750°C) bazı ötektik bileşikleri
meydana getirebilmektedir. Bunun önlenmesi için yatak
Fe2O3 ile beslenebilir ki Afşin kömür külünde %10’a kadar
oranlarda zaten mevcuttur. Dolayısıyla bahse konu ötektik
bileşiklerin oluşma riski yoktur denilebilir. Biyokütle veya bu
avantajlı özelliklerin sağlanmadığı yakıtlarda yatak boksit
(Al2O3 karışımı- Afşin kömür külünde %20’lere kadar vardır)
ya da kaolin (bir tür kil) gibi kimyasal alkalilerle beslenebilir.
PCC kazan uçucu küllerinin büyük kısmı çimento sanayinde
hammadde olarak kullanıma oldukça yatkındır ancak
CFBC uçucu küller içeriği nedeniyle genelde sadece dolgu
malzemesi olarak değerlendirilebilirler.
3.5. Çoklu Yakıt Uygulamaları
Kömür yakıtlı santrallerde SOx ve NOx bileşiklerini
azaltmanın ve çevreci santraller kurmanın en iyi yolu
biyokütle destekli yakıt kullanımıdır. Biyokütle düşük enerji
yoğunluğuna sahip bir yakıt olarak hem hazırlanmasında
hem de depolanmasında önemli sorunlara sahiptir. Diğer
taraftan istenmeyen alkali metallere ve klorine de sahiptir.
Özellikle ağaçsı biyokütle çoklu yakıt uygulamalarında en
az soruna neden olmaktadır. Bitkisel tipte olanların düşük
ergime sıcaklığına sahip bileşiklere neden olması nedeniyle
pek tercih edilmemektedir. PCC kazanlarda doğrudan
kömürle karıştırılarak ya da bir dizi yakıcının tamamen
biyokütleye göre tercih edilmesiyle çoklu yakıt opsiyonu
geliştirilebilir. Ancak biyokütle oranı bu uygulamalarda
maksimum %15 olabilir. CFBC’de kömürle istenilen oranlarda
(%15’ten daha fazla olabilmektedir) karıştırılan biyokütle
rahatlıkla yakılabilmektedir ancak alkali metallerin yatakta
aglomerasyona neden olmaları önemli bir sorundur.
3.7. Oxi-Yanma Uygulaması
Yanma için gerekli havanın azot içeriyor olması nedeniyle
bacagazı NOX’ça zengin emisyonlara neden olmaktadır. Bu
nedenle yanmanın oksijence zengin hava ile veya sadece
oksijenle beslenmesi suretiyle NOX oluşumu önlenebilmekte
ve bacagazından CO2’in tutulması kolaylaşmaktadır.
Özellikle çevresel etkiler nedeniyle bu konuda hem PCC hem
de CFBC ArGe uygulaması yoğun şekilde devam etmekte
olup 2020’lerde ticarileşmesi beklenmektedir. CFBC’de
özellikle yüksek oksijen konsantrasyonu kazan boyutunda
ve fan güçlerinde önemli azalmalara neden olacağından
büyük potansiyel görülmektedir. Diğer taraftan hava
fazlalığı CFBC’de daha düşük olduğundan daha az oksijen
üretimi yeterli olacaktır ki bu da iç tüketimi azaltacaktır.
4.EMİSYONLAR
PCC teknolojisiyle, CFBC teknolojinin emisyonlara göre
orantısal durumu aşağıdaki şekilde verilmiştir. Görüleceğe
üzere CFBC teknolojisinde ilave bir FGD ünitesi olmadan
istenilen emisyon değerleri sağlanabilmektedir. Bu durum
ilk yatırım maliyetlerinde yaklaşık %15-20 daha az bir
maliyete neden olur (ancak CFBC teknolojisinde işletmeye
bağlı maliyetler PCC’ye göre daha yüksek olabilir) [1] [3] [4].
4.1. SO2
Kömür içerisindeki toplam kükürt, yanabilir (organik) ve
mineral bazda (inorganik) yanmaz kükürt olarak ikiye
ayrılmaktadır. İnorganik bazdaki kükürt genel olarak
kül içerisinde kalır ve FeS2 ve kalsiyum-demir ve baryum
sülfatları olarak kül içerisinde bulunmaktadır. Kömür
analizlerinin ortalama değerleri kullanıldığında, kül
içerisindeki tüm SO3’ün (%8) kömür içerisinde inorganik
CaSO4 olduğu varsayılırsa toplam kükürt oranı elementel
analizde %3 olarak belirlenen Afşin kömürünün %67’sinin
yanabilir olduğu ortaya çıkmaktadır. Sonuç olarak,
yanabilir kükürt oranının ortalama olarak %2 civarında
olacağı belirtilebilir. CFBC teknolojisinin en önemli özelliği
yanma sonucunda ortaya çıkan kükürt dioksitin büyük bir
oranda yatak içerisinde tutulmasıdır. Bu tutma işleminin
bir bölümü yatağa kireçtaşı beslenmesi ile olurken bir
kısmı ise kül içerisindeki kireçtaşının SO2 ile reaksiyonu ile
giderilebilmektedir. PCC santrallarda baca gazı genel olarak
ıslak tip bir FGD sistemiyle %90-98 oranında bir SO2 tutma
oranında (Ca/S: 1,02-1,1 aralığında) sağlanabilmektedir.
CFBC kazanlarda yatağın kireçtaşı beslenmesiyle kalsinasyon
sonrası CaO elde edilip SO2’nin büyük oranda tutulabilmesi
mümkündür. Kömürün özelliklerine göre CFBC kazan baca
gazı için de daha düşük maliyette ilave yarı-kuru ya da kuru
bir FGD sistemine ihtiyaç duyulabilir.
4.2. NOx
Kömürün yanmasıyla ortaya çıkan NOX’un yakıta bağlı
kısmı azotun oksidasyonu ile meydana gelir ve NOX’un
büyük oranını bu tip teşkil eder. Sıcaklığa bağlı NOX
ise yüksek sıcaklıklarda meydana gelir. PCC kazanlarda
gerekli optimizasyon ve düşük NOX yakıcılarla %55’e kadar
azaltma sağlanabilir. Kazan çıkışında ise SCR NOX için %8090 oranında tutma sağlanabilir. CFBC kazanlarda düşük
yanma sıcaklıkları nedeniyle NOX seviyesi PCC’lere göre
daha düşüktür. Ancak kazan çıkışında SNCR tip bir NOX
tutma sistemi yeterli olabilmektedir. Fakat sıkı NOX limitleri
nedeniyle Samchoek’ta 550 MW kritiküstü santral için SCR
tip bir NOX tutucu tercih edilmiştir. CFBC kazanlarda NOX
emisyonları, artan yatak sıcaklığı ve Ca/S oranı (5.5 seviyesine
kadar SO2 tutumunda iyi yönde etkilemesine rağmen) ile
artmaktadır. Yatak üzerinde ikincil hava beslemesi de NOX
emisyonlarını azaltmaktadır.
5. MALİYETLER
2007 yılında düşük kalorifik değerli linyitlere uygun
teknolojilerin analizinde yapılan detaylı bir çalışmadan[4]
özetlenen Tablo 1’de, teknolojilerin maliyet karşılaştırmaları
ve emisyonlarda sağladıkları avantajlar verilmiştir.
Yatırım maliyetleri bakımından hem kritikaltında hem de
kritiküstünde CFBC teknolojisinde bir santral %5 daha pahalı
işletme ve bakımda da %20’ye kadar fark olabilmektedir.
Özellikle Kritiküstü şartlarda bu iki teknoloji arasındaki fark
gün geçtikçe kapanmaktadır. Yakıtın linyit olduğu durumlarda
işletme ve bakım masrafları daha fazla olmaktadır.
Sadece kazan olarak değerlendirildiğinde linyit yakıtlı bir
CFBC kazan maliyeti PCC kazanından yaklaşık %23 daha
maliyetlidir. CFBC kazanlar soğuk çalıştırmada PCC’ye göre
daha fazla sıvı yakıta ihtiyaç duymakta ancak linyitlerin
tutuşması genel olarak çok daha kolay gerçekleşmektedir.
85
6. SONUÇ VE ÖNERİLER
Afşin Kömürlerine çok yakın bir saha olan Tufanbeyli yeni
devreye alınan 3x150 MWe kritikaltı CFBC teknolojide
santralin benzer özelliklerdeki kömürün ABD’de yapılan
hem PCC hem de CFBC test ve deneylerinde kömürün CFBC
uygunluğu açık şekilde beyan edilmiştir[6]. Genel olarak
akışkan yatak ve pulverize kömür yakma teknolojileri kazan
içi termal dağılımlar karşılaştırıldığında; dolaşımlı akışkan
yatak da yüzeysel ve hacimsel termal yükler 1.8-2.5 ve 0.20.4 MW/m3 arasında değişirken bu değerler pulverize yakma
teknolojisinde 3.0-5.5 ile 0.08-0.2 MW/m3 civarındadır.
Diğer yandan adı anılan sahalarda halihazırda C, D, E
havzalarındaki kömürün karakteristiğine göre yeni santral
kurulumu ile ilgili planlama çalışmaları devam etmektedir.
Bu çalışmalar yapılırken en önemli konulardan birisi de söz
konusu havzalardaki kömüre en uygun hangi teknolojide
kazanın seçilmesinin açıklığa kavuşturulmasıdır.
plant built in Çan/Çanakkale with a capacity of 2x160 MWe
in 1998, there is no power plant built in CFB technology.
Recently, power plant in total capacity of 1000 MW utilizing
domestic lignite in CFB technology are being built by
private invertment. Utilization of total capacity of domestic
coalfields would supply a huge amount of benefit to the
national economy. In this study, main essential technical and
economical criteria for utilization of domestic lignite reserves
by a convenient firing technology with a higher efficiency
and availability are mentioned and the availability of AfşinElbistan coalfield lignite by using a suitable technology is
evaluated.
KAYNAKLAR
[1] «Techno-Economic Analysis Of PC Versus CFB
Combustion Technology,» IEA Clean Coal Centre, 2013.
[2] Kakaras E., Grammelis P., Skodras G. ve Vourliotis P.,
«Fluidized Bed Combustion With The Use Of Greek
Solid Fuels,» Thermal Science, Cilt Vol. 7 , No. No. 2, Pp.
33-42, 2003.
[3] Oka S. N., Fluidized Bed Combustion, Ny, Abd: Marcel
Dekker, Inc, 2004.
[4] NETL, «Cost And Performance Baseline For Fossil
Energy Plants, Volume 3b: Low Rank Coal To Electricity:
Combustion Cases,» DOE/NETL-2011/1463, ABD,
March 2011.
[5] Spitz N., Coal Combustion, Environmental Engineering
Ben-Gurion University.
[6] D. R. H. Vd., «Jv Task 108 – Circulatıng Fluidized-Bed
Combustıon And Combustıon Testing Of Turkish
Tufanbeyli Coal,» Netl, Pittsburgh, ABD, 2007.
SUMMARY
In our country, the ratio of domestic coal fired power plants
was only 12% of available electricity generation capacity
of Turkey in 2015. Almost 40% of our electricity generation
was supplied from completely imported natural gas fired
power plants. Leading suppliers of this source are Russia
(nearly 60%) and Iran. However, nearly fourteen billion tons
of lignite reserve was existing around forty different regions
of Turkey by the end of 2014. While this reserve capacity
creates 1.7% of proved workable coal capacity of the world,
it is also 7.1 % of the world’s total lignite reserve capacity.
As for using domestic lignite reserves in electric generation,
especially pulverized coal fired power plants in approximately
8000 MW total capacity were built during 80s and 90s in
Turkey. However, during mentioned decades convenience
of domestic lignite firing by using Circulating Fluidized Bed
(CFB) technology could not be evaluated sufficiently because
of rapid progressions in CFB technology. Except for the power
86
Türkiye’de Biyogaz Potansiyeli ve Üretimi
M. Mustafa UYAR
İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü
Tarkan KOCA
Serhat AKSUNGUR
ÖZET
Gelişmekte olan ülkemizde enerji ihtiyacı her geçen
gün artış göstermektedir. Enerji giderlerinin çok yüksek
değerlere ulaştığı ülkemizde, kendi öz kaynaklarını aktif
olarak kullanmak çok önemli ve kaçınılmaz bir durum
olmuştur. Bu nedenle ülkemizde yüksek potansiyele sahip
yenilenebilir enerji kaynakları çok önem kazanmaktadır.
Ayrıca dışa bağımlı olduğumuz fosil enerji kaynakları
çevreyi kirletmekte ve olumsuz etkiler ortaya çıkarmaktadır.
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 alt
yapı çalışması, üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken
verimliliği de arttırır. Bu çalışmada Türkiye’de bulunan
biyogaz potansiyeli ve biyogaz üretim miktarı analiz
edilmiştir. Ayrıca, ülke genelinde biyogaz tesislerinin üretim
miktarları tespit edilmiştir. Gerekli fizibilite çalışmaları da
yapılarak, ülkemizin yüksek biyogaz potansiyeline sahip
bölgeleri tespit edilmiştir.
düşürülmesi için daha düşük maliyetli alternatif yakıtlara
ihtiyaç duyulmaktadır. Bunun sonucu olarak çevre dostu
olan, maliyeti düşük olan kaynaklardan elektrik üretimi
zorunlu hale gelmiştir. Bu kaynakların en önemlileri ve
başta gelenleri güneş enerjisi, rüzgâr enerjisi, hidrolik
enerji, jeotermal enerji ve biyokütle enerjileridir.
Dünya genelinde alternatif yakıt araştırmaları önemli
destekler görmektedir. Başta Avrupa Birliği ülkeleri olmak
üzere birçok gelişmiş ülkede bu konuda ciddi çalışmalar
yapılmakta ve olumlu sonuçlar hayata geçirilmektedir.
Sektörde kullanılabilen alternatif yakıtın; ekonomik,
yenilenebilir, çevre dostu ve kolay elde edilebilir nitelikteki
üstünlüklere sahip olması gerekmektedir. Biyogaz, bu
gereksinimleri karşılayabilecek özelliklere sahip bir
alternatif yakıt türü olarak değerlendirilmektedir. Şekil
1’de dünyada biyogaz üretim durumu ve 2022 yılına kadar
hedeflenen üretim miktarı görülmektedir.
Anahtar kelimeler: Biyogaz üretim potansiyeli, Türkiye,
Elektrik
1. GİRİŞ
Hastaneler, arıtma tesisleri, hava limanları, banka, iletişim,
güç üretim tesisleri, tarımsal ve endüstriyel faaliyetlerde
kısaca insanoğlunun bulunduğu her yerde enerji kaynakları
aktif bir şekilde kullanılmaktadır. Bu geniş kullanım
alanına sahip enerji sektöründe genellikle petrol kökenli
yakıtlar kullanılmaktadır. Dünya nüfusundaki artışa ve
teknolojinin gelişmesine bağlı olarak, petrol sektörünün
talebi karşılayamaması ve petrol fiyatlarının aşırı
yükselmesi gibi olası durumlarda, enerji gereksinimlerini
fosil kaynaklardan karşılayan sektörler olumsuz yönde
etkilenecektir. Bununla beraber petrol kökenli yakıtların
üretim tesislerinde yanması sonucu, açığa çıkan egzoz
gazlarının sebebiyet verdiği çevre kirliliği, kabul edilebilir
sınırları zorlamaktadır. Bu sebeplerden dolayı, enerji
sektöründe petrole dayalı yakıt tüketiminin azaltılması
ve bu enerji üretiminden kaynaklanan emisyonların
Şekil 1. Dünya biyogaz üretimi-eşdeğer petrol miktarı[1].
TÜRKİYE’DE BİYOGAZ ÜRETİMİ
Çalışmanın amacı Türkiye’deki biyogaz potansiyelinin
kullanılabilirliğini belirlemektir. Türkiye, sadece hayvan
atıkları ile çalışabilecek, 2.000 adet biyogaz tesisi
kapasitesine sahiptir[2]. Ancak ülkemiz bu potansiyelin
düşük bir kısmını kullanmaktadır. 2010 yılı itibariyle
Türkiye’de 36’sı çalışmakta olan toplam 85 biyogaz tesisi
bulunmaktadır. Şekil 2’de kahverengi ile gösterilen
bölgelerde biyogaz tesisleri inşa halindedir ve toplam
87
tesis sayısının %19’una denk gelmektedir. Diğer renklerle
gösterilen bölgelerdeki tesisler aktif durumda olup elektrik
enerjisi elde edilmektedir.
Şekil 2. Türkiye’deki biyogaz tesisleri[7].
Tablo 1. Biyogaz Tesislerinin Yıllara Göre Sayıları ve Toplam
Kurulu Güçleri
YIL
YAKIT TÜRÜ
KURULU GÜCÜ
MW
İŞLETME
SAYISI
2010’a
kadar
Biyogaz / biyokütle
111,23
36
Çöp gazı
18,532
8
7,766
7
2011
2012
2013
2014
2015
Biyogaz (çöp gazı)
6,922
2
Biyokütle (çöp gazı)
22,413
10
7,766
7
6,922
2
22,413
10
Biyogaz
6,036
3
12,735
3
13,256
4
Biyokütle
3,621
2
Biyogaz
6,036
3
12,735
3
13,256
4
Biyokütle
3,621
2
275,26
106
TOPLAM
2010 yılından itibaren günümüze kadar faaliyete geçen
biyogaz tesislerin sayıları ve kurulu güçleri Tablo 1’de
verilmiştir[3]. Türkiye’deki yıllara göre yenilenebilir enerji
yatırımları Şekil 3’te görülmektedir.
Türkiye’de 2010 tarihine kadar 36 adet aktif tesis mevcutken
2015 yılı itibariyle toplam 106 tesis bulunmaktadır. 2010
yılı itibariyle 111,23 MW toplam kurulu güç mevcut iken
son 5 yılda eklenen biyogaz tesisleriyle beraber 275,26
MWkurulu güce ulaşılmıştır.
3. SONUÇ
Türkiye’nin gelişmekte olan bir ülke olduğu düşünüldüğünde
gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyacı artacaktır. Yenilenebilir
88
Şekil 3. Türkiye’de son 5 yılda yapılan yenilenebilir enerji
yatırımları[4].
enerji santralleri kurularak bu ihtiyacın giderilebileceği
görülmektedir. Dışa bağımlılığı azaltmak için enerji üreten
ülke konumuna geçmek gerekmektedir. Biyogaz enerjisi,
yenilenebilir enerji kaynağı olduğundan önemsenmeli ve
bu enerji üzerine çalışmalar yapılmalıdır. Coğrafi konum ve
doğal kaynaklar gözünde bulundurulduğunda Türkiye’de
yenilenebilir enerji üretimi bakımından potansiyel içeren
bir başka kaynak hayvancılık ve zirai atık kullanımıdır.
Anaerobik arıtma işlemi sonucunda elde edilen metan
gazı, biyogaz kazanlarında değerlendirilerek, elektrik ve
ısı üretiminde kullanılabilmektedir. Söz konusu süreç
düşük maliyetle yüksek performans sağlamaktadır[5].
Biyogaz üretim tesisleri Türkiye genelinde hayvancılığın
gelişmiş olduğu bölgelerde daha yaygındır. Özellikle
kümes hayvancılığı İç Anadolu ve Marmara bölgelerinde
olduğundan bu bölgelere biyogaz tesislerine daha fazla
rastlanıldığı sonucuna varılmıştır.
Türkiye’de anaerobik arıtım ile enerji üretimi seviyesi
oldukça düşüktür. Gerek büyükbaş, gerekse kanatlı hayvan
üretimlerinin yoğunlaştığı Afyon, Kayseri, Çorum, Manyas,
Bursa, Erzurum, Kars, Niğde, Ağrı, Edirne, Tekirdağ gibi
illerin bulunduğu bölgelerde biyogaz tesisleri gerek enerji
üretimi gerekse çevre korunumu açısından örnek bölgeler
olarak gösterilebilir[6]. Devletin uygulayacağı teşvikler ile
mali ve teknik destek sağlanması durumunda, biyogaz
üretimi hızlı bir şekilde artacaktır.
KAYNAKLAR
[1] Raboni M., Urbini G., “Production and use of biogas in
Europe: a survey of current status and perspectives”,
Ambiente & Água - An Interdisciplinary Journal of
Applied Science, 9, pp.191-202, 2014.
[2] IEA Bioenergy Task 37, 2011.
[3] Türkiye’de hayvansal atıkların biyogaz yoluyla kaynak
verimliliği esasında ve iklim dostu kullanımı projesi
(Türk-Alman Projesi 2011)
[4] T.C Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı EİGM Raporları
(Aralık 2015).
[5] Tolay M., “Hayvansal Atıklardan Biyogaz Üretimi”,
VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, pp. 258– 264,
2008.
[6] Avcıoğlu A. O., Türker U., “Status and Potential of
Biogas Energy from Animal Wastes in Turkey”,
Renewable and Sustainable Energy Reviews, 12, pp.
1557–1561, 2012.
[7] http://bepa.yegm.gov.tr/ (Erişim tarihi: 09.12.2015)
was reached to 275.26 MW with the attached biogas plants
last 5 years.
Making the necessary feasibility studies, the regions with
the highest biogas potential in our country have been
identified. With incentives, financial and technical support
which given by the state, biogas production will increase
rapidly.
Keywords: Biogas production potential, Türkiye, Electric
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. The energy need of our country
can be met by establishing different types of power plants.
Worldwide, significant supports are given to alternative
fuels research. The alternative fuels used in the industry
must be economic, renewable, environmentally, friendly
and easily attained. Biogas is an alternative fuel types with
features that can meet these needs.
In this study, the amount of biogas production and
biogas potential in Turkey was analyzed. Additionally, the
production quantities of biogas plants throughout the
country have been identified. While there are 36 active
biogas plants in Turkey until 2010, as of 2015 there are a
total of 106 biogas plants. Installed capacity of 111.23 MW
89
Dünyada Nükleer Santral Teknolojisi Alanında Başarılı
Yerlileştirme-Teknoloji Transferi Uygulamaları ve Türkiye İçin
Model Geliştirilmesi
Mehmet BULUT Elektrik Üretim A.Ş. Genel Müdürlüğü
ÖZET
Gelişmekte olan ülkeler kategorisinde olan Türkiye’nin
enerji ihtiyacı ekonomik gelişme, nüfus artışı ve sanayideki
büyüme ile birlikte sürekli bir artış göstermektedir. Bu
sebeplerle, nükleer enerji konusu Türkiye’nin enerji ihtiyacını
karşılama ve ülkemizin teknoloji eşiğini aşması konularında
son derece önemli bir yere sahiptir. Türkiye’de kurulması
planlanan nükleer enerji santrallerinin, ilk etapta enerji
ihtiyaçlarını karşılamasının yanında, bu teknolojiye
adaptasyon ve nükleer teknolojinin yerlileştirilmesi
konularında da son derece önemli bir rol oynayacağı
aşikârdır. Bu çalışmada, Türkiye’de kurulması planlanan
nükleer santrallerin yerlileştirme çalışmaları ele alınarak,
dünyada nükleer santral yerlileştirme projelerinde başarı
kaydetmiş ülkelerin yerlileştirme yöntemleri incelenmiş ve
Türkiye için uygulanabilir bir model ortaya konulmuştur.
Anahtar Kelimeler: Nükleer teknoloji, Yerlileştirme,
Teknoloji transferi, Kümelenme
1. TÜRKİYE’NİN NÜKLEER TARİHÇESİ
Gelişmiş ya da gelişmekte olan, özellikle enerji kaynakları
açısından zengin olmayan ülkelerde, ekonomik gelişim
için gerekli olan enerjinin nasıl ve hangi kaynaklardan
karşılanacağı önemli sorunlardan birisidir. Sanayileşmiş
ülkelerde nükleer enerji santralleri 1960’tan bu yana enerji
üretmek ve teknolojik gelişim sağlamak için önemli bir
araç olarak görülmektedir. Türkiye’de kurulması planlanan
nükleer enerji santrallerinin ilk etapta enerji ihtiyaçlarını
karşılamasının yanında, bu teknolojiye adapte olma ve
nükleer teknolojinin yerlileştirilmesi konularında son
derece önemli bir rol oynayacağı aşikârdır. Güvenlik ve
üretim teknolojileri açısından şu an dünyada en üst
düzey bilgi birikimine ve kaliteye sahip olan nükleer güç
teknolojisinin yerlileştirilebilmesi, teknoloji, üretim ve
insan kaynakları konularında ülkemizin kapasitesinin hızlı
bir şekilde gelişmesine çok önemli katkılar sağlayacaktır.
Nükleer enerji alanında ülkemizdeki çalışmalar, 1956
yılında Başbakanlık’a bağlı olarak Atom Enerjisi Komisyonu
Genel Sekreterliği’nin kurulmasıyla başlamış, yine aynı yıl,
bir araştırma reaktörünün kurulması çabalarıyla devam
90
etmiştir. Nükleer enerji çalışmalarının çerçevesi, 1969
yılında imzaladığımız nükleer silahların yayılmasının
önlenmesine ilişkin uluslararası bir anlaşma olan
“Silahların Yayılmasının Önlenmesi Antlaşması(NPT)”
4.maddesi tarafından net bir şekilde belirlenmiştir. Ayrıca,
belirlenen güvenlik kriterlerine uymak koşulu ile nükleer
yakıt üretimi ve kullanımının da, barışçıl amaçlı nükleer
enerji çalışmaları çerçevesinde olduğu belirtilmiştir.
Nükleer enerjinin hayata geçirilmesi ile ilgili Türkiye’nin
teşebbüslerinin tarihsel gelişimi şu şekilde özetlenebilir:
1970: 400 MWe kapasiteli bir basınçlı ağır su nükleer
reaktörünün kurulmasıyla ilgili fizibilite çalışması yapıldı.
1974: Yapılacak bu santral için Akkuyu’nun uygun bir
lokasyon olduğu belirlendi.
1976: Akkuyu yer lisansı verildi.
1977: Nükleer santral için ihale yapıldı. Firma ile finansal
anlamda anlaşmazlık çıktığından proje iptal edildi.
1982: Akkuyu ve Sinop’ta santral yapılmasına ilişkin karar
yeniden teyit edildi.
1985: Açılan ihaleyi alan Kanadalı firmayla anlaşmazlığa
düşüldü. Proje yeniden iptal edildi.
1993: Nükleer Güç Santrali (NGS) kurulması ulusal yatırım
planı içine alındı.
1996: Akkuyu’da kurulacak 2000 MWe kapasitesindeki
NGS ile ilgili yeni ihale açıldı ancak proje ertelendi.
2006: 2012-2015 yılları arasında, toplamda 4500 MWe
kapasitesinde 3 NGS kurulmasıyla ilgili karar alındı.
2008: Akkuyu için yapılan ihalelerden sonuç alınamaması
sebebiyle devletler arası işbirliği metodu kararlaştırıldı.
2010: Rusya ile Akkuyu’da NGS inşa edilmesi konusunda
işbirliğine dair hükümetler arası anlaşma imzalandı.
2013: Japonya ile ile Sinop’ta NGS inşa edilmesi konusunda
işbirliğine dair hükümetler arası anlaşma imzalandı.
Anlaşma 2015 yılında onaylanarak yürürlüğe girdi.
2. DÜNYADAKİ BAŞARILI YERLİLEŞTİRME UYGULAMALARI
Gelişmekte olan bazı ülkelerin birçoğu anahtar teslimi
nükleer reaktörlere sahip olmuşlardır. Nükleer santrallere
sahip olan bu ülkelerden birkaçı ise reaktörlerin
yerlileştirilmesi ve teknolojinin kazanılması için çaba sarf
etmekle birlikte, sadece bazı ülkeler başarılı sonuçlar
almışlardır. Bu başlık altında, nükleer teknoloji transferi ve
yerlileştirilmesinde başarılı olan ülkeler olan Çin ve Güney
Kore örnekleri ele alınmıştır.
2.1. Çin Halk Cumhuriyeti
Çin’in hızla gelişen ekonomisi ile birlikte artan enerji
talebi, fosil enerjinin artan maliyetleri, Çin’de bulunan
sınırlı kaynaklar, petrol tedarik güvenliği, kömür madeni
felaketleri, yerel çevresel baskılar ve küresel ısınmadan
dolayı bu ülkede nükleer enerji kaçınılmaz stratejik
bir tercih haline gelmiş ve bu yönde yoğun çalışmalar
yapılmıştır[1].
Şekil 1. Çin nükleer güç gelişim tarihi[2].
2.1.1. Çin Nükleer Teknoloji Gelişimi
Çin nükleer enerji deneyimine ilk aşama olarak 1985
yılında Qinshan I reaktörü ile başlamıştır. Bu reaktörün
tasarımını, inşaatını ve işletimini kendi öz kaynaklarıyla
gerçekleştirmişlerdir ancak reaktörün ana parçalarını
dışarıdan temin etmişlerdir. 2005 yılından sonraki
ikinci aşamada ise Çin yabancı kaynaklardan alınan
ve dönüştürülen teknolojilerle reaktör inşasına ivme
kazandırmıştır. Ayrıca yeni teknolojilerin transferine ve
yeni teknolojilere giriş yapmaya önem vermişlerdir. Bu
yıllar arasında; 34 ünite onaylanmış, santral yapımının
yanı sıra santral elemanlarının üretimi için de yüksek
yatırımlar planlanmış ve araştırma-geliştirme çalışmaları
için yatırımlar yapılmıştır. Yenilikçi CAP1400 (Generation
III PWR) tipi reaktör için araştırma-geliştirme çalışmaları
başlatılmış ve nükleer güç projelerinin yapımı için yerel
yönetimler teşvik edilmiştir. 2010 yılından sonrasında
artık yeni teknolojilerin transferi ve yerlileştirilmesinin
sağlanması suretiyle Çin’in kendi markasını yaratması
çalışmaları başlatılmıştır[2].
2.1.2. Santral Ekipmanlarının Yerlileştirilmesinde İzlenen
Adımlar
Çin’de nükleer santrallerin araştırma geliştirme ve tasarım
işlerini üstlenmek üzere, dört adet tasarım ve araştırma
enstitüsü kurulmuştur ve ana bileşen üreticileri firmaların
kabiliyetlerinin geliştirilmesi için şirketler ayrı konularda
görevlendirilmiştir[2]. Kurulan tasarım ve araştırma
enstitüleri şunlardır:
(1)Çin Nükleer Enerji Araştırma ve Tasarım Enstitüsü
(2)Çin Guangdong Nükleer Enerji Grubu Araştırma ve
Tasarım Enstitüsü
(3)Çin Nükleer Enerji İşletme ve Araştırma Enstitüsü
(4)Şanghay Nükleer Mühendislik Araştırma ve Tasarım
Enstitüsü
Tablo 1. Ana Bileşen Üretim Kapasitelerine Sahip Şirketler
Yerlileştirme çalışmalarının yürütüldüğü ve 1985 yılında
projesi başlayan Qinshan I reaktörü ile %70 oranında
yerlileştirme başarılmıştır. Yeni tip bir reaktör olan ve
kapasitesi farklı olan Qianshan II reaktöründe ise oran
50%’lere düşmüştür. Lingao reaktöründe ise CPR (China’s
first domestic CPR-1000 nuclear power plant serisi)
%55 yerlileştirme gerçekleştirilmiştir. Çin hükümeti,
nükleer malzemeler üretimi için gerçekleştirilecek
yerlileştirme faaliyetlerini uygun stratejiler geliştirerek
desteklemektedir. Günümüzde Çin santrallerinea yerli
katkı oranı %80-85 aralığına ulaşmış bulunmaktadır.
Yerlileştirme
çalışmalarının
başarılı
bir
şekilde
gerçekleştirilmesi için pek çok özel firma devlet desteği
ile kurulmuştur. Bu firmalar santral ekipmanlarının
üretiminde ve yakıt fabrikasyonu işlemlerinde önemli
roller oynamışlardır[2].
2.1.3. Yakıt Tedarik Zinciri Kurulması
Çin Cumhuriyeti devleti, uranyum arama ve madenciliğine
1950’li yıllarda başlamıştır. Çin, büyük ölçekli nükleer güç
gelişimi için sürekli ve güvenilir bir yerli uranyum tedarik
zincirini sağlama yolunu benimsemiş, çalışmalarını
bu doğrultuda sürdürmüştür. Kısa vadede; Çin, yerli
kaynaklardan uranyum elde etme ve uranyum madenciliği
prosesi için yatırımlarını artırmaktadır. Uzun vadede Çin,
kullanılmış yakıtların yeniden işlenmesiyle ilgili yatırımlar
yapma ve nükleer teknoloji için kendi kendine yeterli
olmayı hedeflemektedir[3].
2.2. Güney Kore Cumhuriyeti
Kore nükleer güç teknolojisinde baştan itibaren çabalarını
sürdürmüş ve bunun sonucunda 1995’ten bu yana
nükleer güç teknolojisini %95 oranında yerlileştirmiştir.
91
1956’da nükleer güç programı başlatılmış ve 1990’da PWR
teknolojisinin yerlileştirme çalışmalarında büyük ilerleme
kaydedilmiştir. Güney Kore’nin nükleer serüveninden dersler
alınarak hazırlanan 14 ders için, gelişmekte olan ülkelerde
nükleer altyapı ve planlamayı geliştirmek adına bu bilgilerin
IAEA(Uluslararası Atom Enerji Ajansı)’nın kalkınma ve
destek çabalarıyla birleştirilmesi önerilmiştir[4].
Güney Kore; 1956 yılında ROK-US (South Korea-United
States Relation) ikili anlaşması ile nükleer santral
hazırlıklarına başlamış, 1957 yılında IAEA’ya katılmış,
1958 yılında Nükleer Enerji Proje Uygulama Bürosu
(NEPIO)’nu kurmuştur. 1964 yılında saha değerlendirme
seçme çalışmalarına başlamış ve 1966’da saha seçim
çalışmalarını tamamlamıştır. Kore 1968 yılında 20
yıllık planı oluşturarak kuracağı ilk nükleer santral için
teklifçileri davet etmiş ve 1971 yılında ilk nükleer santral
inşaatını anahtar teslimi metoduyla başlatmıştır. Kore’nin
ticari olarak ilk nükleer santrali 1978 yılında devreye
girmiştir[5]. 1987-1995 yılları arasında teknoloji transferi
çalışmaları yürütülmüş, OPR1000 tipi reaktörü tasarlamış
ve geliştirdikleri APR1400 tipi reaktörleri dünya pazarına
sunma konumuna gelmişlerdir.
2.2.1. Güney Kore’nin Nükleer Güç Programı Gelişimi
Güney Kore, 1964-1994 yılları arasındaki yıllık %8.6’lık
gayrisafi yurt içi hasıla gelişimi ile, en hızlı sanayileşen
ülkelerden birisi olarak kabul edilmektedir. İlk nükleer
enerji santralinin 1978’de işletmeye alınmasından, 1996
yılına kadar 11 adet nükleer enerji santrali ticari olarak
işletmeye alınmıştır. 1996 yılı verilerine göre bu santrallerin
toplam kurulu gücü yaklaşık olarak 9.6 GWe ve toplam
enerji üretimine katkısı %36 civarında olmuştur. 1999
yılına kadar toplam 6.1 GWe kurulu güce sahip 7 nükleer
santral, 2006 yılına kadar da toplam 4.7GWe kurulu güce
sahip 5 nükleer santral projesi devam etmiştir[4]. Güney
Kore nükleer enerjide geldiği bu başarılı sonucu, birkaç
aşamalı program sayesinde başarmıştır.
2.2.1.1. Birinci aşama: Hazırlık
Güney Kore, nükleer enerjinin altyapısını oluşturmak
için ilk yasasını 1958 yılında yürürlüğe koymuştur. Daha
sonra KAERI(Kore Atomik Enerji Araştırma Enstitüsü)
ve KAEC(Kore Atom Enerjisi Komisyonu) kurumlarını
kurmuştur. KAEC nükleer enerji ile ilgili bütçe, politika ve
yönetmeliklerde tavsiyelerde bulunma yetkisi almıştır.
Güney Kore aynı zamanda bir program dahilinde 240
öğrencisini nükleer bilimler ve mühendislik alanlarında
eğitilmek üzere 1956-1964 yılları arasında yurt dışına
göndermiştir.
2.2.1.2 İkinci aşama: Yabancı teknolojilerin uygulanması
(1.–3. ünite)
Güney Kore’de 1970’li yılların ortalarına kadar nükleer
santral yapımını tamamıyla yabancı firmalara anahtar
92
teslimi metodu ile yapılmaktaydı. Bu zamana kadar, Kore
santral yapımı için hiçbir özel mimarlık mühendislik
firmasına sahip olmadığı için yabancı firmalarla ortak
girişimlerde bulunmuştur. 1975 yılında BURN and ROE
firmasının %50 yatırım ortaklığıyla KABAR (Korea Atomic
Burns and Roe) kurulmuştur. Kore’de ilk üç nükleer
reaktörün inşası anahtar teslimi metoduyla yabancı
yükleniciler tarafından üstlenildiği için yerli firmaların
katılımı son derece kısıtlı tutulmuştur. Hyundai ilk nükleer
santral için sadece yapı malzemeleri ve işçilik teminini
sağlamış, Hyundai’nin inşaat maliyetindeki payı %5
civarında olmuştur.
2.2.1.3. Üçüncü aşama: Nükleer bileşeni olmayan teknoloji
edinimi (4.–9.ünite)
Güney Kore 1976 yılında, santrallerde ve ekipmanlarda
yerel katılım oranını artırmak ve yabancı firmalar
tarafından yapılan anahtar teslimi reaktörlerin oranını
azaltmak için “Makine Yerlileştirme Politikasını (Machinery
Localization Policy)” hazırlamıştır.
Tablo 2. Güney Kore Nükleer Santrallerinin Yerlileştirme
Oranları
Bu çerçevede, KEPCO (Kore Elektrik Güç Kurumu), her
nükleer projenin çeşitli alt-projelere ayrılabilmesini,
yabancı firmalardan bu alt projeler için yerel firmaların
ortak olarak yer almasını talep etmiş ve 4. ve 5. nükleer proje
yüklenicisi ile yapılan anlaşmada teknoloji transferine
de yer verilmiştir. Bu doğrultuda KABAR’ın yerine kurulan
KOPEC (Kore Enerji Mühendislik Hizmetleri), şirketi
1978 yılında Bechtel firmasına eğitim için gönderilen
28 mühendis eğitimin ardından 3 yıl boyunca Bechtel
mühendisleriyle detaylı tasarım prosesine katılmış ve
1981-1985 yılları arasında pek çok tasarım projesinde
yer almışlardır. Tüm bu çabalar sayesinde 3. reaktör
projesinde %16 seviyelerinde olan yerli işgücü katkısı, 8.
ve 9. projelerde %46 seviyelerine yükselmiştir[4]. Ayrıca,
Makina Yerlileştirme Politikası’na göre KEPCO 4. ve 5.
nükleer santral projesinde yerli katkının artırılmasına karar
verilmiştir. 1980 yılında Güney Kore, yabancı teknolojilerin
edinilmesi ve yerlileştirilmesi adına KHIC (Kore Ağır Sanayi
ve İnşaat Şirketi)’a gerekli ekipmanların üretimi için tekel
olma yetkisini vermiş ve KHIC’ı KEPCO’nun bir iştiraki
olarak yapılandırmıştır. Bu yetki ile KHIC 6. ve 7. nükleer
projelerde yabancı tedarikçilerin taşeronu olabilmiş ve
Tablo 3. Güney Kore Nükleer Güç Santrali Programının
Aşama Aşama Karakteristik Özeti
ısı değiştirici, yakıt yükleyici gibi ekipmanların kaynak ve
montaj işlerine dahil olmuştur. 8. ve 9. nükleer santral
projelerinde KHIC reaktör kabı, buhar üreteci, basınçlı
ekipmanlar gibi elemanların birleştirilmesi işlerine dahil
olmuştur. Bunun sonucu olarak 2. santralde mali açıdan
%13 civarında olan ekipmanların yerli tedarik oranı, 8. ve 9.
santrallerde %40 dolaylarına yükselmiştir[4][5].
2.2.1.4. Dördüncü Aşama: Reaktör kor teknolojisinin edinimi
(10.–13. Ünite)
Bir yabancı firmanın ana yüklenici olması için devletin onayı
gerekli iken, 1981’de çıkarılan Teknik Mühendislik Hizmetleri
Teşvik Kanunu’na göre yerli müşteri tarafından sipariş
edilen mühendislik projesi için, yerel bir mühendislik hizmet
firmasının ana yüklenici olması zorunluluğu getirilmiştir.
1980’lerin başında, yerli firmaların başarılı projelerde ana
yüklenici olması prensibi ile, nükleer politikanın kilometre taşı
olan Nükleer Santrallerin Teknolojik Olarak Yerlileştirilmesi
için Ana Planı oluşturmuş ve %60’ı ithal edilen teknolojinin
1995 yılına kadar yerli katkısının %95’ler seviyesine çıkarılması
hedeflenmiştir. Yerli firmalar 10. ve 11. santral projelerinde
ana yüklenicilere dönüşmüştür[4][6].
2.2.1.5. Beşinci Aşama: Yabancı Teknolojilerin Geliştirilmesi
(14.–18. ünite )
14. ve 15. üniteler Kore standartlarına uygun şekilde yapılmıştır.
KSNPP (Kore Nükleer Güç Reaktörü Standardı) tasarım modeli
Kore’nin jeolojik durumuna ve yeni teknolojilere uygun şekilde
10. ve 11. ünitelerin geliştirilmesiyle hazırlanmıştır. Ayrıca
Koreli mühendisler ekipmanların tasarımını da gerçekleştirmişlerdir, yalnızca bazı kritik parçaların tasarımda yabancı
uzmanların danışmanlık hizmetlerinden yararlanılmıştır.
17. ve 18. üniteler çok büyük ölçüde KSNPP modeli ile 1995
yılında tamamlanmıştır.
3.KÜMELENME MODELİYLE NÜKLEER YERLİ SANAYİİNİN
YERLİLEŞTİRMESİ
Bir
nükleer
enerji
santralının
yüksek bir oranda yerli kaynaklar
kullanılarak
tasarım
aşamasından
inşaat ve işletme aşamalarına kadar
yerlileştirilebilmesinin başarılabilmesi
için öncelikli olarak ülkemizin mevcut
altyapısının ayrıntılı olarak kapsamlı
bir proje dahilinde ortaya konulması
gerekmektedir. Nükleer teknolojinin
ülkemize kazandırılması ve nükleer
teknolojinin
tüm
alanlarındaki
getirilerinden
faydalanılması
için
bir Nükleer Teknoloji Geliştirme
Programı oluşturulmasına gereksinim
bulunmaktadır. Ülkemizin mevcut
planlamaları
da
göz
önünde
bulundurularak
Nükleer
Teknoloji
Geliştirme Programı’nda kısa orta
ve uzun vadeli hedeflerin ortaya konulması, yapılacak
çalışmaların takibinin sağlanarak ilerlenmesi açısından
büyük önem arz etmektedir. Nükleer teknolojiye geçiş
aşamasında, ülkemize yapılacak santrallerin teknolojilerinin
öğrenilmesi ve bu teknolojinin ülkemize transfer edilmesi
en önemli stratejilerden birini oluşturmalıdır. Elektrik
enerjisi üretiminin yanı sıra bu santral teknolojisinin
edinilmesi, farklı sanayi sektörlerinin gelişimine katkı
sağlayacaktır. Bu sayede dışa bağımlılık azaltılabilir ve
nükleer teknolojinin farklı uygulamalarıyla ekonomiye
ekstra katkılar sağlanabilecektir. Nükleer teknolojiye
geçişin, bu teknolojiyi geliştirip nükleer santral tasarlama
noktasına gelinebilmesinin ve nükleer teknolojinin farklı
alanlardaki uygulamalarının yerli kaynaklarla başarılı bir
şekilde gerçekleştirilebilmesinde en önemli faktör her
şeyden önce yerli insan kaynaklarının var olmasıdır[7]
[8]. Yerli insan kaynaklarının geliştirilmesi ve artırılması
için, ortak bir program kapsamında kamu tarafından geri
dönüş şartlı olarak araştırmacılar ve öğrenciler yurtdışında
teknolojik konularda öne çıkmış merkezlere teorik ve
uygulamalı eğitim için gönderilmelidir[8].
Uygulanması önerilen Nükleer Teknoloji Geliştirme
Programı’nın başarıya ulaşması için, çalışmaların aynı
sektördeki sanayi bileşenlerinin teknolojik kabiliyet ve
kapasitelerini bir araya getirip, güç birliği sağlanarak
daha kapsamlı ve ileri teknolojik iş üretmeyi sağlayan
kümelenme anlayışı içerisinde yürütülmesi, nükleer
teknolojinin edinilmesinde ve yerlileştirilmesinde ülkenin
daha hızlı yol almasını sağlayacak ve teknoloji transferine
de önemli kapılar açacaktır[9]. Nükleer sanayinin
kümelenmeye dayalı yerlileştirme modeli ile geliştirilmesi
için aşağıdaki adımların bir sistem dahilinde yerine
getirilmesi önerilmektedir;
93
1. Adım: Nükleer enerji santralleri yapımında kullanılan,
radyasyonla temas içinde bulunan tüm malzemeler çok
özel teknikler kullanılarak üretilmektedir. Buna bağlı olarak
yatırım maliyetleri oldukça yüksek olduğundan Nükleer
Teknoloji Geliştirme Programı dahilinde üretim teknikleri
ve yatırım maliyetleri farklı olan, radyasyonla temas halinde
olan ve olmayan malzemelerin üretimi için yerli sanayinin
teşvik edilmesi ve doğru yönlendirilmesi gerekmektedir[10].
Ülkemizde mevcut olan ve teknolojik açıdan belirli
malzemelerin üretimi için yeterli kapasiteye sahip özel
sektör girişimlerinin ayrıntılı bir şekilde ortaya konulması
ve bu firmalara nükleer malzeme üretimi için teşviklerin ve
danışmanlık hizmetlerinin sağlanması öncelikli ilk adım
olacaktır.
2. Adım: Yerli sanayinin doğru şekilde yönlendirilmesi,
bilgilendirilmesi ve yapılacak yatırımların doğru olması
açısından nükleer santrallerde kullanılan malzemeler için
bir ayrıntılı bir fizibilite çalışmasına ihtiyaç duyulmaktadır.
Bu bağlamda, öncelikli olarak nükleer enerji santrali
bileşenlerinin basitten karmaşığa doğru sınıflandırılması
yapılmalıdır. Tablo 4’te bir nükleer enerji santralinin kurulum
aşamaları, belli aşamalardaki istihdam ve iş kolu potansiyeli
verileri, uygulanabilirlik açısından basitten karmaşığa doğru
sınıflandırılmıştır. Yerlileştirme için ana başlıkları basitten
karmaşığa doğru ve aşama aşama ortaya konulan model
uygulanmalıdır[9]. Tablo 5’te bir nükleer santral kurulumu
için gerekli olan malzeme ve sistemlerin yatırım maliyetlerine
göre sınıflandırılması görülmektedir. Tablo 4 ve Tablo 5’te
görüldüğü üzere, basitten karmaşık yapılara doğru gidildikçe
yatırım maliyetleri de doğru orantılı olarak artmaktadır.
3. Adım: Yerli sanayinin geliştirilmesi aşamasında teknoloji
transferi çok önemli bir yer tutmaktadır. Teknoloji transferinin
sağlıklı ve hızlı bir şekilde gerçekleştirilmesi için uluslararası
işbirliklerine gidilmesi gerekmektedir. Bu konuda teknoloji
transferini gerçekleştiren ülkelerin iyi analiz edilmesi
gerekmektedir. Aynı zamanda üniversiteler, kamu kurumları
ve özel sektör arasında etkin bir iletim ve çalışma ağı
oluşturulmalı ve süreklilik kazanacak bir biçimde bir birim
kurularak koordineli bir çalışma yapılmalıdır.
4. Adım: Oluşturulan yerlileştirme programı dahilindeki,
basitten karmaşık yapıya doğru ayrıştırılan kümeler
içinde kalan işlerin yatırım maliyetlerinin de göz önünde
bulundurulması gerekmektedir. Bu konuda da oluşturulan
kümeler içerisindeki kalemlerin yatırım maliyetleri, dünya
örnekleri de göz önünde bulundurularak araştırılmalı ve
gerçekçi bir öngörü ile yatırım planı oluşturularak hayata
geçirilmesi gerekmektedir.
Tablo 5. Yatırım Maliyetleri Sınıflandırması
Tablo 4. Nükleer Sanayi Geliştirme Programı Örneği (Nükleer
Endüstriyel Kümeler Geliştirme)
4. SONUÇ VE DEĞERLENDİRME
Nükleer santral projelerinin başlangıç
sürecinde kısa, orta ve uzun vade
yerlileştirme hedeflerine ulaşma kapsamında, belirlenen eylem planı araçlarının
en kısa zamanda uygulamaya konulması
amaçlanmalıdır. Konu ile ilgili tüm
kurumların koordineli bir şekilde üzerlerine
düşen sorumlulukları yerine getirme adına,
gerekli çalışmaları, en kısa zamanda ve
en kapsamlı şekilde yapması, ülkemizde
yapılacak nükleer santral projelerinin
yerli sanayi katkısı ve yerli işgücü ile
gerçekleştirilebilmesinin önünü açacaktır.
Yerlileştirme çalışmalarının çok boyutlu
olması sebebiyle uzman bir teknik birim
kurularak koordine edilmesine ihtiyaç
olacaktır. Teknolojik açıdan dünya çapında
en ileri seviyede bilgi birikimi ve teknik
94
bilgi gereksinimine ihtiyaç duyan nükleer santrallerin
ülkemize bir an önce kazandırılması, elektrik üretimindeki
dışa bağımlılık oranını azaltmanın, sürdürülebilir enerji
sağlamanın, elektrik arz güvenliğini artırmanın yanı sıra
nükleer teknolojinin ülkemize kazandırılarak neredeyse
tüm sektörlerin nükleer teknoloji ile geliştirilmesine,
kalifiye personellerin yetiştirilebilmesine ve istihdamına
azami ölçüde katkı sağlayacaktır.
KAYNAKLAR
[1] Sheng Zhoua, Xiliang Zhangb, Nuclear energy
development in China: A study of opportunities and
challenges, Energy, Vol. 35, Issue 11, November 2010,
Pages 4282–4288.
[2] Yang Bo, China Nuclear Energy Association, June 13,
2012, Japan.
[3] Yun Zhoua, Christhian Rengifo, Peipei Chen, Jonathan
Hinze, Is China ready for its nuclear expansion?,
Energy Policy, Vol. 39, Issue 2, February 2011, Pages
771–781.
[4] C. Sup Sunga, Sa K. Hong, Development process of
nuclear power industry in a developing country:
Korean experience and implications, Technovation,
Vol. 19, Issue 5, February 1999, Pages 305–316.
[5] S. Choia, E. Junb, Il S. Hwanga, A. Starzc, T. Mazourc, S.
H. Changd, A. R. Burkarte, Fourteen lessons learned
from the successful nuclear power program of the
Republic of Korea, Energy Policy, Vol.37, Issue 12, Dec
2009, Pgs 5494–5508
[6] Il S. Hwang and S. Yeol Choi, The Development of
Korean Nuclear Power Infrastructure, Workshop on
the Evaluation Methodology for NPI Development
IAEA, Vienna, 10-12 Dec. 2008.
[7] S. K. Chadda, Localization of Manufacturing
Capabilities in Setting Up Nuclear Power Plants, IAEACN-164-3P01
[8] TÜBİTAK, “Nükleer Santral Yerlileştirme” Çalıştayı
Sonuç raporu, Aralık 2012, Gebze-Kocaeli.
[9] J.M DE GUIO, Y. ROBIN, Supply Chain Organization
Anticipating local Industry Participation, GDANSK,
April 2012.
[10] L.Tahmooresnejad, R.Salami, M.A.Shafia, Selecting the
Appropriate Technology Transfer Method to Reach
the Technology Localization, Proceedings of the World
Congress on Engineering, Vol IWCE 2011, London, U.K.
an important place on the issues of supply national energy
needs and exceed the threshold of technology. It is obvious
that an extremely important role to play that planned
to be established in Turkey in the first stage of the nuclear
power plant next to meet the energy needs, and to adapt
this technology to a moment ago in the fields of nuclear
technology in localization. Localization study of Nuclear
power technology which is safety and production technology
in terms of the world currently the highest level of knowledge
and quality that technology, production and human
resources issues our country capacity quickly to develop
a very important contribution will provide. In this study,
taking into account the nuclear power plant domestication
in the world record of success in project countries examined
the localization method and a model for Turkey have been
revealed by regarding nuclear power plants are planned to be
established in Turkey localization studies
Teşekkür
Çalışmanın hazırlanmasındaki katkıları için Nükleer Enerji
Mühendisi Çağdaş Çakır’a teşekkür ederim.
SUMMARY
Turkey’s energy needs have increased with population growth,
economic growth and development of industries in recent
years. It seems to be a huge national energy needs in the
next 15 to 20 years. For these reasons, nuclear energy have
95
Yenilenir ve Konvansiyonel Enerji Santrallerinde Teknik ve Ticari
Açıdan Optimal Üretim İçin Merkezi İzleme ve Yönetim
Mustafa DÖNMEZ
BTC Business Technology Consulting AG
ÖZET
Özelleştirmeler ve liberalleşme ile beraber serbestleşen
enerji piyasası ve düzenleyici kurumların talepleri, santral
işleten firmaları yeni konular ve bunların çözülmesi ile karşı
karşıya getirir. Bunun yanında üretim şirketleri müşterilerin
artan ihtiyaçlarını karşılamak, güvenli, verimli ve karlı sistem
işletmesini de sağlamak zorundadırlar. Öte yandan uzun
vadeli satışlarla planlı üretim, gün öncesi piyasası, gün içi
piyasası veya dengeleme güç piyasasının ihtiyaçlarına göre
optimal üretim senaryolarının planlanması ve uygulanması
şirketlerin varlığına direkt etki etmektedir. Bu amaçla tedarik
kalitesini optimize ederken, üretim ve işletme maliyetlerini
de azaltmak için uygun teknolojik sistemlerin kullanılması
gereklidir. Bu çalışmada, yenilenir ve konvansiyonel enerji
üretim firmalarının hedefe yönelik, merkezi olarak online
izleme ve kontrol yardımı ile santrallerin teknik ve ticari
açıdan optimal işletimi konusu ele alınmıştır.
Anahtar Kelimeler: Santrallerin merkezi yönetimi, SCADA,
Ek 18’e göre Aktif ve Reaktif güç kontrolü
1. GİRİŞ
Türkiye’de enerji harcamaları bütçe açığının en önemli
sebeplerinden birini oluşturmaktadır. Her geçen gün
artan enerji ihtiyacı hem yenilenir hem de konvansiyonel
santraller yapılarak karşılanmaya çalışılmaktadır. 2015
yılında EPİAŞ bünyesinde Enerji Borsasının çalışmaya
başlaması ile firmalar santrallerinin ürettiği enerjiyi
değişik piyasalarda satabilme esnekliğine de kavuştular.
Portföyünde değişik tür ve büyüklükte santralleri bulunan
firmalar, yatırımlarını teknik açıdan güvenli ve verimli, ticari
açıdan ise optimal kazanç ile yönetmek ihtiyacına cevap
aramaktadırlar. Coğrafi olarak dağınık olan santrallerin bu
amaçlara uygun yönetilebilmesi için bu tesislerin şirket
merkezinden izlenmesi ve yönetilmesi gereklidir.
2.SANTRALLERİN MERKEZİ İZLEME VE YÖNETİMİ
Firmalar bazen sadece örneğin rüzgâr gibi belli bir alanda
santral işletmesine yöneldikleri gibi portföyünde hem
yenilenir hem de konvansiyonel santralleri bulunduran
firmalara da sıkça rastlanmaktadır. Her iki tür yatırımcı
ve işletmeci firma için sistemlerin uzaktan izlenip ihtiyaç
halinde kontrol edilebilmesi önemlidir. Santralde genelde
96
lokal olarak üretim sistemlerini ve şebekeye bağlantı
noktasını yöneten iki değişik SCADA sistemi bulunur.
Özellikle birden fazla santral sahibi olan firmalar çok sayıda
ve değişik SCADA sistemleri ile uğraşmak gibi teknik açıdan
zorlu bir işle karşı karşıya kalırlar.
Şekil 1. Santrallerin merkezi izleme ve yönetimi.
Santrallerdeki bu sistemler merkezde ihtiyaç duyulandan
çok daha fazla veriyi ve sinyali lokal olarak izleyip kontrol
ederler. Ayrıca sıklıkla santrali kontrol eden ile şalt sahasını
kontrol eden sistemler farklı firmaların ürünleridir.
Örneğin bir rüzgar parkında Vestas Türbinler var ise bular
Vestas SCADA’sı ile izlenip yönetilir. Rüzgar parkının şalt
sahası istasyon otomasyonunda ise örneğin ABB SCADA’sı
kullanılıyor olabilir. Bu durumda bir parkta iki değişik SCADA
sistemi var ise ve ayrıca işletmeci/yatırımcı firmanın da 4-5
değişik yerde santrali olduğu düşünüldüğünde birçok farklı
markayı barındıran bir SCADA çiftliği ile karşı karşıya kalınır.
Böyle karmaşık bir yapının teknik ve ticari açıdan amaca
yönelik, hatasız ve verimli izlenip yönetilebilmesi ancak
santraller ve şalt sahalarında kullanılan ürünlerden
bağımsız bir Master SCADA’nın şirket merkezine kurulması
ile sağlanabilir. Böylece sahadaki binlerce sinyal yerine,
sadece merkezde ihtiyaç duyulan az sayıda verilerin
master SCADA’ya aktarılması ile üretim sistemlerine genel
hâkimiyet kolayca sağlanmış olur.
Bunun ötesinde şirket merkezinde bulunan birçok başka IT
sistemleri ile entegrasyon yapılması da kolaylaşır (SAP ve
ilgili CRM, IS-U, PM, FI, MRS vs. gibi modülleri, WFM-İşgücü
yönetimi, OSOS-Otomatik sayaç okuma, CBS-coğrafi bilgi
sistemleri gibi).
Şekil 4. Rüzgar Parkından Master SCADA’ya uzun ve kısa
süreli arşivlerden aktarılan analiz ve raporlama amaçlı
veriler (örnek: Availability ve Power curve).
Şekil 2. Santrallerin ve istasyon otomasyonlarının merkezi
olarak master SCADA ile izlenip yönetilmesi.
Yukarıdaki şekilde portföyünde çok sayıda ve değişik
türde santrali bulunan bir örnek verilmiştir. Bütün bu
sahada bulunan değişik türdeki izleme ve kontrol ürünleri
karmaşasına şirket merkezinde kurulan bir master SCADA
ile çözüm getirilir. Bunun benzeri bir proje Türkiye’de
kurulmuş ve çalışmaktadır. Bu yapıda sahadan ana olarak
iki tür veri merkeze alınabilir: Anlık olarak gelmesi gereken
değerler ve raporlama için belli aralıklarla gelmesi yeterli
olan değerler.
3. ONLINE OLARAK AKTARILAN ANLIK VERİLER
Anlık olarak örneğin bir rüzgar parkında yüzlerce veri lokal
SCADA tarafından izlenirken bunlardan merkezde online
olarak izlenmesi gereken az sayıda veri bir OPC bağlantısı
ile master SCADA’ya alınır. Yine istasyon otomasyonunda ise
bu anlık veriler örneğin LAN tabanlı olarak IEC 60870-5-104
veya IEC 60870-5-101seri protokolleri ile master SCADA’ya
online olarak aktarılır (Örneğin rüzgar hızı ve yönü, anlık
üretim değeri, bazı önemli alarmlar, önemli türbin verileri
vs.). Bu veriler SCADA’lar arası bilgi alışverişi ile veya sahadaki
cihazlara merkezden direkt erişilerek de alınabilir. Aşağıdaki
şekilde buna Almanya’daki bir projeden örnek verilmiştir.
Şekil 3. Rüzgar parkından master SCADA’ya online olarak
aktarılan anlık veriler.
4.ARŞİVLERDEN AKTARILAN ANALİZ VE RAPORLAMA
AMAÇLI VERİLER
Bunun dışında anlık olarak merkeze aktarılması gerekmeyen
birçok başka veri de vardır (ortalama 10 dakikalık rüzgâr hızı,
ortalama 10 dakikalık üretim, türbin durmasına yol açan
alarmların sayısı, ortam sıcaklığı, rüzgar hızı, rüzgar yönü,
son 10 dakikalık üretim, toplam üretim, olası üretim,
availability calculation, wind & power rose, power curve vs.
gibi). Bu tür bilgilerin arşiv verileri olarak OPC veya benzeri
online haberleşme protokolleri yerine ODBC üzerinden
merkeze alınması doğru olur.
5.PRİMER, SEKONDER VE TERSİYER ENERJİ ÜRETİMİNİN
MERKEZİ VE DİĞER IT SİSTEMLERİ İLE ENTEGRE OLARAK
YÖNETİLMESİ
Birden fazla santrale sahip olan enerji firmalarının üretim
portföylerini santral, blok ve ünite bazında teknik ve ticari
açıdan optimal yönetmelerine yardımcı olacak sistemlere
ihtiyaçları vardır. Ancak bu şekilde coğrafi olarak geniş bir alana
yayılmış olan üretim tesislerinin merkezden veya uzaktaki
operatörler tarafından izlenip kontrol edilmesi mümkündür.
Yapılacak üretimlerin enerji borsası, ikili anlaşmalar,
gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç
piyasası ve yan hizmetler gibi adlandırılan değişik
piyasalarda satılması mümkündür. Öte yandan tüm bu
planlamalar santrallerin arızalanması, bakıma girmesi
veya yeni satışların gerçekleşmesi gibi nedenlerle sıklıkla
güncellenmesi gerekir. Bu çerçevede santral yatırımları ve
bakım planları, yakıt anlaşmaları ve tedariki, gün öncesi
dengeleme ve optimizasyon, rezerv planlama, arz ve talep
dengesi gibi konuların değişik zaman dilimlerinde dikkate
alınmalıdır. Bu yeni durum için yapılan optimizasyonlardan
sonra ortaya çıkan yeni üretim planlarının ilgili santrallere
dağıtılması ve izlenip yönetilmesi gerekir.
Bu amaçla değişik detay sevilerinde bilgilere erişmek
mümkün olur. Örneğin. BTC PRINS PPM ürünü kullanılarak
firma sahibi veya genel müdürüne eldeki tüm santrallerin
üretim durumları hakkında genel veriler sunularken, bir
santralin müdürüne üniteler ile ilgili biraz detaylı bilgiler
verilip, bakım mühendisinin ise jeneratör bazında daha
detaylı bilgilere erişmesi sağlanabilir.
Şekil 5. Santraller, üretim bloklar ve türbinler ile ilgili verilerin
merkezi olarak izlenip raporlanması.
97
Sözleşmelere göre yapılan üretim planlarının uygulanmasından
başka primer, sekonder ve tersiyer üretimi besleyen
santrallerde belirli standartlar dahilinde ünitelerin frekans
sapmasına oransal, otomatik ve sürekli tepkisi gereklidir.
Primer kontrolde türbin üzerindeki sistemler üretimin
artırılması veya azaltılması için otomatik reaksiyon vererek
üretim tüketim dengesini anlık olarak sağlamaya çalışırlar.
Sekonder frekans kontrolü yardımı ile ile frekans sapmasının
ortadan kaldırılması ve bölgeler arası yük akışlarının
planlanan değerlerde tutulması amaçlanır. Tersiyer frekans
kontrolü ile sekonder frekans kontrolü için genel rezerv
sürekliliğinin sağlanması ve sekonder rezervin yetersiz
olduğu durumlarda gerçek zamanlı dengeleme hedeflenir.
Eğer santraller primer ve sokonder kontrole uygun enerji
üretiyorlar ise bunların TEİAŞ otomatik üretim kontrolü
sistemi ile entegre olarak çalışmaları gerekir. Bu çalışma
düzgün gerçekleşmez ise 2015 yılında yaşandığı gibi
neredeyse tüm ülkede elektriklerin kesilmesi gibi vahim
sonuçlar olabilir. Bu amaçla da eldeki santrallerin uygun
sistemlerle merkezi izleme ve kontrolü gereklidir. Aşağıdaki
şekilde frekanstaki sapmanın Yük-Frekans Kontrolünde
primer ve sekonder kontrol yardımı ile düzeltilmesi
gösterilmiştir.
projesinde yıllar içinde toplam 92,8 MW yatırım şu şekilde
gelişmiştir: 24x GE 2.5, 5x VESTAS V112, 1x ENERCON
E82, 6x Nordex N117. Böylece değişik marka ve modelleri
barındıran hibrid rüzgâr parklar ile sıkça karşılaşılır.
Hibrid rüzgar parkları genişletmede yatırım maliyetlerinin
çok daha uygun olmasını sağlar. Buradaki büyük finansal
avantajın yanında aynı parkta farklı türbin markalarının
bulunması, şebeke bağlantı noktasında çözülmesi gereken
küçük bir soruna yol açar. Örneğin parkta ilk yatırım Vestas
türbinler ile yapılmış ve daha sonra genişletmede daha
uygun maliyet nedeni ile Siemens türbin kullanılmış olsun.
Bu durumda her firma kendi türbinlerini yönetir ama diğer
türbinleri yönetemeyeceği için şebeke bağlantı noktasında
parktaki tüm türbinlerin aktif ve reaktif güçlerini yönetecek
üreticiden bağımsız bir çözüm gereklidir.
Şekil 7. BTC | GRID Agent bağlantısı için olası senaryolar.
BTC Grid Agent rüzgar çiftliğinde aktif güç ve reaktif gücü
parktaki türbinlere direkt erişerek, bir park kontrol sistemi
üzerinden veya türbinlerin SCADA’ları üzerinden kontrol
edilebilir. Türbinlere erişim analog sinyaller üzerinden
(örneğin 4-20mA) veya bağlantısı ve standart iletişim
protokolleri ile yapılabilir(örn. OPC, modbus ve IEC 608705-104).
Şekil 6. Primer ve sekonder güç ile frekans kontrolü.
6.HİBRİD RÜZGAR PARKLARI VE EK 18’E GÖRE ŞEBEKE
BAĞLANTI NOKTASINDA AKTİF VE REAKTİF GÜÇ KONTROLÜ
Elektrik şebekesinin kararlı çalışmasında Aktif Güç üretimi
tüketimle uyumlu olmalıdır ve ayrıca Reaktif Güç tüm
şebekede dengeli olmalıdır. Rüzgâr parklarının sayısı
ve tesirlerinin az olmasından dolayı ve konvansiyonel
santrallerin salınımları dengeleyebilmesi sebebiyle
şebekeye bağlantı noktasında kontrol ihtiyacı önceleri pek
sorun olmamakta iken giderek artan yatırımlar nedeniyle
bu konu öne çıkmaktadır. EPDK tarafından yayınlanan
Elektrik Şebeke Yönetmeliği Ek-18 rüzgar enerjisine dayalı
üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterlerini tanımlar.
Türkiye’de halen 100’den fazla rüzgar parkı işletmede ve
yaklaşık 50 kadarı da yapım aşamasındadır. Ayrıca var olan
parklar ilave yatırımlar ile genişletilmektedir. Almanya’da
bu genişletmeler esnasında yapılan yeni yatırımlarda
aynı parkta farklı türbin markalarının kullanılmasına sıkça
rastlanılmaktadır. Örneğin Juwi Wind GmbH, UW Lettweiler
98
Şebeke bağlantı noktasında Ek-18’e göre aktif ve reaktif
güç kontrolü yapan BTC Grid Agent başlıca şu işlerde
kullanılabilir:
Şebeke işleten işletmecileri (TEİAŞ veya xEDAŞ) ayar
sinyaline göre aktif gücün azaltılması
Şebeke operatörleri veya karakteristik eğri tanımlanması
ile (Q, Cos-φ, cos- φ (p), Q (U)...) bir ayar noktası belirlenip
şebeke bağlantı noktasında reaktif güç kontrolü
Şebeke bağlantı noktasında Şebeke Yönetmeliği ile
uyum
Doğrudan pazarlama için aktif güç kontrol özelliklerine
uygulanması
•
•
•
•
İdeal ayarlara ulaşılıncaya kadar geleneksel PID kontrolünde,
set değerleri kademeli ayarlanır. BTC | GRID Agent bunun
yerine feed forward ve yük akış analizi ile ilgili ayar
değerlerini bir defada ileterek hızlı, salınımsız ve mekaniki
yüklenmeye yol açmayan bir kontrolü sağlar.
Ayar değerlerinin yük akış modelinde doğrudan
hesaplanmasında ölçüm değerleri direkt olarak kontrolöre
Şekil 8. BTC | GRID kontrol metodu.
girilmediği için sinyal iletimindeki reaksiyon zamanları daha
az kritik olur. Ayrıca az salınımlı bir simülasyon algoritması
kullanılarak santrallerin ayar değerleri elde edilir. Daha
sonra bu ayar değerleri santrallere gönderilir ve şebeke
bağlantı noktasından ölçüm değerleri ile karşılaştırılarak
kontrol yapılır.
field equipment, IT (Information Technology) systems and
user management. A wide range of applications have
made for many years in Germany about technical barriers,
problems and solutions that may be encountered during to
pass smart grid and renewable energy sourcesIn this study,
network and production system which is inevitable for
technical and commercial aspects of the smart grid to work
efficiently, is discussed with structural and technical aspects
in the case of Germany.
KAYNAKLAR
[1] Dönmez M., “Control of active and reactive power for
wind farms at the grid connection point”, International
Wind Power Congress, Istanbul, 2015.
[2] Dönmez M., “Akıllı Şebekeler ve Entegrasyon “, EMO
Akıllı Şebekeler ve Türkiye Elektrik Şebekesinin Geleceği
Sempozyumu, Sayfa 75-83, 2013.
[3] Dönmez M., “Enerji ve Altyapı Kontrol Sistemleri “, S.T.
Elektrik Enerji, Sayfa 50-53, 2012.
[4] Dönmez M., “Enerji SCADA sistemleri “, S.T. Elektrik
Enerji, Sayfa 28-30, 2010.
[5] BTC AG Technical Product Description of BTC | PRINS
SCADA, 2014.
[6] BTC AG Technical Product Description of BTC | PRINS
PPM, 2015.
[7] BTC AG Technical Product Description of BTC |GRID
Agent, 2015.
[8] Design of Smart Power Grid Renewable Energy Systems,
Ali Keyhani, 2011.
[9] Description of Windpark Hemme-Dithmarschen
Project, 2014.
[10]Turkish Electricity Market Network Regulation: Annex
-18 (Network Connection Criteria of Wind Power Based
Production Facilities), 2014.
[11]Köhler-Schule,
Christiana.,
Informationsund
Kommunikationstechnologie in der energiewirtschaft,
KS-Energie-Verlag, Berlin, 2010.
SUMMARY
The utilities today are faced with a challenge. Besides
conventional resources; using eco-friendly, alternative and
renewable energy sources like wind, solar, also liberalization
in the energy sector have brought a structural change. For
technical and economical optimum power generation is
needed a Central monitoring and control of renewable and
conventional power plants. Therewith new requirements
have come out for increasingly actual distributed production
in energy supply and management based on smart grid
energy, and to provide energy supply safety and quality.
Energy companies can survive in this new competitive
environment just with purpose-driven business processes,
99
Smart Solutions for Optimization of Power Plant Efficiency
and Availability – Project Experiences
Nils TWIETMEYER
Steag Energy Services GmbH
Dennis BRAUN
Steag Energy Services GmbH
ABSTRACT
Due to the complex technology, the operation of power plants
is not an easy task. In Germany there are further requirements
due to the “Energiewende”, the energy transition from
conventional to renewable resources (e.g. plants need to be
highly flexible as energy from renewable sources is preferential
for feed in). In other countries the need for improvement may
be driven through plant availability or low market prices.
Anyhow, new challenges are arising for a lastingly profitable
operation of power plants.
The intricate tasks resulting from the new conditions are
extremely complex; they can successfully be responded to
by means of a software-based expert system. This allows
to comprehend the various determining factors for an
economically more efficient and reliable power plant operation
in order to systematically take measures for optimization.
Usually, the data necessary to make these assessments is
available in the DCS. But to analyse and to evaluate it means
a lot of responsibility and time effort for the respective
engineers.
Expert systems can either support the plant operator and the
operating engineer by providing advice, or they can actively
intervene in the power plant process and optimize the
operation by means of appropriate set point specifications. As
early as during a preliminary project analysis, first potentials
for optimization can thus be identified and an appropriate
approach as well as a suitable measure can be selected. Often
unrealized potentials are already detected in the phase of the
project execution. Online-Systems, which calculate in a regular
and appropriately narrow time frame, can help to point out
deviations from an optimal mode of operation promptly. That
allows the operators to adapt the operation as far as possible
and monetarize and utilize the propositions.
The success of the application of expert systems is measured
by the achieved savings and improvements. In the context
of executed projects, these theoretical potentials and the
impressive scale of findings / savings can be illustrated with
concrete examples.
100
1. INTELLIGENT BOILER CLEANING MANAGEMENT (BCM)
Due to significant shares of noncombustible components,
coal power plant, especially on basis of lignite, usually
are confronted with continuous fouling on boiler’s heat
exchange surface. If appropriate measures are not applied
this leads to significantly reduced heat transfer and
influence heat rate and fuel consumption negatively.
If organic residues are not removed frequently they may
accumulate, squeeze boiler’s cross section or even fall
down and block the slack discharge. In any case untreated
fouling will sooner or later lead to significant restriction of
process stability, plant availability and capacity. Common
state of the art technology for prevention of fouling are
soot blowing systems. They are distributed along the
boiler and usually clean the heat Exchange surface once
per shift, starting with the combustion chamber and
continuing along the flue gas path. Usually steam or
compressed air are used.
As both media are quite energy intensive it is very
recommendable not to apply soot blowing evenly in time
fixed intervals to the whole surface of the boiler. But
rather soot blowing should be intelligently managed and
only be applied to contaminated boiler surface and only in
a reasonable frequency. This approach enables significant
financial savings and positively contributes to a stable
process.
1.1. Principal Funcionality
Integral part of the boiler cleaning management system
(BCM) is a calculation kernel, basing on a customized
thermodynamic model of the boiler. The boiler model
considers heat & mass balance equations as well as heat
transfer by radiation and convection. All calculations
carried out within this model are thermodynamically
consistent and provide plenty of process parameters
typically not measured or even not measurable. As a result
information about the status and the condition of small
and individual boiler heat exchange areas (of a predefined
size) is generated.
Figure 1. Simulation Kernel of BCM system
he obtained data is implemented into the main
Figure 2. Overview screen of BCM system
module of the BCM system. Considering the actual
contamination of the specific area, consumption of cleaning
steam or compressed air is weighed up against process
improvements, resulting in the best cleaning strategy of
the available soot blower groups for the current conditions.
Evaluation results are displayed on a special screen. The
colors of the heating surfaces indicate the respective
level of fouling, red symbolizes intensive, yellow medium
fouling and green light fouling (respectively red marked
areas will be cleaned very soon, yellow areas in the near
future and for green areas there is currently no derogation
recognizable). The system can be implemented as a
purely advisory system where finally the operator decides
whether he will follow the recommendation or not.
However, this implementation always requires a lot of
Figure 3. BCM influence on live steam temperature (black
trend line: live steam temperature [°C], red trend line: plant
capacity [MW], green trend line: BCM status [on/off])
additional attention by the operating staff. Accordingly
the recommended solution is to configure the system
to generate control signals for the different soot blower
groups automatically.
1.2. Project Experience
By evaluating operation process data it is easy to recognize
the above mentioned benefits, e.g. process stability and
heat rate reduction. The effect of an automatic BCM
system on the stability of the live steam temperature
is quite simple to be seen during a switch-on / switchoff test of the system (Figure 3). While during normal
operation without BCM the live steam temperature is
varying between 520°C and 550°C (black trend line), it is
reduced to a bandwidth between 540°C to 550°C while
BCM is automatically optimizing the process.
Figure 4. Reduction of heat rate through
implementation of a BCM system (y-axis: frequency
scale [-], x-axis: heat rate [kcal/kWh])
101
Considering the heat rate diagram shown above on the right
side (Figure 4), the positive effect of BCM on the heat rate
is also apparent. Frequency distribution of heat rate is for
boiler cleaning with BCM on a significant lower level than
without boiler cleaning management. Introduction of the
systems enabled to reduce the heat rate from an average
value of about 2.330 kcal/kWh to about 2.300 kcal/kWh.
Further optimization is achieved through reduction of
re-heater spray and soot blowing steam consumption.
Considering recent projects, optimization by an intelligent
boiler cleaning management not only enabled anefficiency
gain of about 0.2 percentage points, but also had significant
impact on plant availability and process stability.
2. OPERATION MONITORING AND OPTIMIZATION
As operation of modern power plants becomes more and
more complex, there is a tremendous amount of data
provided by the DCS. On the one hand this enables the
operator to monitor and optimize his plant extensively,
on the other hand it requires substantial manpower and
time. Intelligent systems for process monitoring and
optimization are the key to benefit as much as possible from
this information. Process data is compacted into valuable
information (like key performance indicators or quality
grades), visualizing potential improvements or threatening
process interference, recommendations or guidance – all at
a manageable effort level.
2.1. Principal Functionality
Most systems for process monitoring and optimization
are just basing on the available data from DCS system –
retrieved from field measurements installed in the plant.
A powerful and reasonable extension may be done by
thermodynamic cycle calculations (as also applied for above
mentioned boiler cleaning management), which delivers
Figure 5. Illustration
of power plant design
in EBSILON for process
simulation.
102
in addition to the DCS data relevant process information
of any component at any operation condition (Figure 5).
Beside a very detailed view into the current operation, this
tool also enables to simulate potential changes in the plant
configuration, exchange of components or new operation
strategies.
Once the relevant and ideal process data has been
calculated using the simulation tool, it is compared with the
real process data coming from the plant’s DCS. Deviations
signify potential for improvement, which is presented to
the operator as a quality grade or monetary loss. Especially
the illustration of potential process improvement in form of
monetary figures, enables the operator in a very easy way
to compare different incidents and define priorities. For
further operator support the whole process is summarized
in an graphical overview sheet, as shown above (Figure 6).
Incidents are indicated in red or yellow color, depending
on its importance. Components without potential for
improvement or need for interference are displayed in
green. By simple clicking on components the operator is
able to proceed to more detailed system level and conduct
a root cause analysis or investigate potential process
improvement. In this way operators get an overview on
the plants status and condition with a single view. If any
component is not running at ideal conditions, within a few
clicks the cause for deviation from optimum operation is
identified and the importance of the incident by means of
quality grades or monetary losses is recognizable.
2.2. Project Experience
As done in the previous chapter, benefits will be shown on
basis of experiences from recent projects. The following
incident occurred at a power plant of a large European
utility with highly experienced staff. After a regular plant
shutdown the condenser pressure suddenly increased
from 46,1 mbar to 53,2 mbar
and the condenser quality grade
dropped from 93% (respectively
91%) to 71% (respectively
69%) resulting in a total plant
efficiency loss of -0.3 percentage
points. Just considering DCS
data, it would have been quite
difficult to detect the pressure
increase of the condenser, as it
is highly dependent on ambient
temperature, humidity and
plant load. But as the applied
optimization
system
was
linked to the thermodynamic
cycle calculation, all boundary
conditions were automatically
Figure 6. Illustration of relevant process data for
considered, a quality grade was calculated and
easy system optimization and incident analysis.
the deviation was immediately detected.
Figure 7. Overview screen of cooling
system before and after shut down
indicating condenser problem.
Figure 8. Illustration of condensers with detailed process information.
Based on the information provided through our
software and after additional investigations,
the problem could be solved within a day and
increased monetary losses could be avoided. With
respect to this incident the operating staff of
the power plant stated, that they wouldn’t have
recognized this deviation for a long time, without
using this monitoring and optimization tool. It was
estimated that the approximate savings due to the
quick finding and solving of the incident was about
150.000 €.
In addition to above mentioned features for analysis of
incidents, this tool also enables numerous possibilities
for permanent control improvement. Any value measured
or calculated may be implemented into free configurable
diagrams – very comfortable via drag and drop. Thus
enabling to detect quickly dependencies or correlations. To
show just one example the improvement of the condenser
quality grade is illustrated below.
After many years of operation without a monitoring and
optimization tool, plant management finally decided
to purchase such a system. As the new system enabled
visualization of quality grades, the dependency of the
condenser pressure (red trend: condenser quality grade)
and the water temperature of the ejector pump (green
trend) was detected. As the receiver tank of the ejector
pump was filled usually once per hour with fresh (cold)
water, an improvement in condenser pressure was
immediately detectable. By shortening the re-filling
process the condenser quality grade could be permanently
Figure 9. Condenser quality grade before and after
optimization (red trend line: condenser quality grade [-],
green trend line: ejector water temperature [°C])
stabilized. What seems to be a very easy correlation, was
just not detectable without automatic calculation of quality
grades. Sensitized through these findings, the operators
continued their investigation and found that an aditional
periodical degradation of the condenser quality grade could
be solved by simple exchange of the ejector pump nozzle.
These two findings led to a significant improvement of the
condenser quality grade within a very short time, which the
experienced plant personnel has not been aware of since
startup of the plant many years ago.
Summing up all efficiency benefits and monetary savings
during implementation and operation phase of the system,
the average efficiency improvement during recent projects
was about 0.3 percentage points.
103
Gazlaştırma ve Biyogaz Büyük Ölçekli Uygulamalar İçin
Bir Karşılaştırma
Osman TÜRKMEN
TRL Trade Ltd. TRL Enerji ve Makina San. ve Tic.Ltd.Şti.
Cansın Fırat TÜRKMEN
TRL Trade Ltd. TRL Enerji ve Makina San. ve Tic.Ltd.Şti.
ÖZET
Genel olarak eskiden yeniye doğru enerji ve gübre üretimini
amaçlayan depolama ve çöp gazı, biyogaz ve kompostlama,
ısıl işlem (yakma) ve ileri ısıl işlem (gazlaştırma) olmak üzere
4 kuşak atık teknolojisi bulunmaktadır.
l
Topraklarımızın organik madde oranı düşük ve pH’sı yüksek
olduğundan, gübreleme ile verilen fakat bitki tarafından
alınamayan bitki besin maddelerinin alımı amacıyla, toprak
düzenleyici-iyileştirici kullanılmalıdır; bunlar biyogaz ve
gazlaştırma sistemleriyle üretilirler ve iyiden kötüye doğru
hayvansal, bitkisel ve fosil kaynaklı olmak üzere üç kalitedir.
Bu çalışmada, 30.000 büyükbaştan çıkacak 900 ton/gün inek
atığının bertarafı için biyogaz ve gazlaştırma teknolojileri
açısından karşılaştırmayla tesisin yatırım, işletme ve çevresel
maliyetleri incelenmiştir. Veriler gerçek uygulamalardan ve
resmi olarak beyan edilen dokümanlardan aktarılmıştır.
l
l
NEDEN ATIKLAR?
Dünyada enerji sıkıntılı bir dönemeçtedir. Enerji talep/
arzındaki uygulamalar çevre/ekonomik/sosyal açılardan
kesinlikle sürdürülemez. Güneş, rüzgâr ve biyokütle
alternatif enerjinin en gözde sektörleridir. Yenilenebilir
kaynaklar arasında atıklar en çok gelecek vaat eden enerji
kaynağıdır.
Geri kazanım, atıkların bertarafı ve çevresel sıkıntıları da
ortadan kaldırması avantajıyla yenilenebilir enerjiye olan
gereksinimi de arkasına alarak, önemli bir iş alanı haline
gelmiştir.
Genel olarak eskiden yeniye doğru 4 kuşak atık bertaraf
teknolojisi bulunmaktadır:
l Birinci kuşak – depolama ve çöp gazı: En eski teknoloji
olup, vahşi depolama (gelişigüzel atma) ve düzenli
depolama alanları ile tanımlanmaktadır. Patlamaları
önlemek için, çöp yığınları arasında ortaya çıkan metanın
önceleri borularla alınıp yakılması yapılırken, son
zamanlarda bu metan gazının uygun motorlarda yakılarak
elektrik üretilmesi (çöp gazı) gerçekleştirilmektedir. Ancak
burada en önemli husus, örneğin biyogaz sistemlerinde
gaz temizleme ve rehabilitasyon yapılırken, çöp gazı
104
sistemlerinde maalesef bu temizleme yapılmamakta
ve kirli gaz neredeyse olduğu gibi yakılarak atmosfere
emisyon salınmaktadır.
İkinci kuşak – biyogaz ve kompostlama: Atıkların
depolanmasında
ortaya
çıkan
metan
gazının
oksijensiz ortamlarda metajenik bakterilerle üretilmesi
simülasyonuyla türemiştir. Hayvanların midesine
benzeştirilen sistemlerle organik atıklar oksijensiz
ortamda metajenik bakterilerle tüketilir ve metan gazı
elde edilir. Bu gaz rehabilite ve temizlenme işlemlerinden
sonra uygun kirli gaz motorlarında yakılarak elektrik
üretilir. Geriye kalan sentrat ise yeniden işlenerek kompost
ve hijyenizasyondan sonra sıvı artık olarak kullanılabilir.
Kompostlama ise atıkların içindeki organik bileşenlerin
alınması ve gübre hammaddesi veya toprak iyileştirici
olarak kullanılması esasına dayanır.
Üçüncü kuşak - ısıl işlem (yakma): Oksijenli yakma
sistemleri bu kuşağın en çok bilinen teknolojisidir.
Dördüncü kuşak - ileri ısıl işlem (piroliz, plazma ve
gazlaştırma): Bu teknolojilerde oksijenin olmadığı veya
kontrollü oksijen sağlandığı ortamlarda moleküler kırılma
sağlanarak syngaz üretilir ve bu syngaz aynen doğal gaz
gibi kullanılarak ısı, buhar ve elektrik üretilir. Geriye kalan
inert malzeme ise biochar olarak adlandırılan organik bir
toprak iyileştirici/gübredir.
TÜRKİYE’DE GÜBRE
Türkiye’de çok ciddi bir organik ve ekolojik gübre
gereksinimi bulunmaktadır.
l Birim
alanda azotlu gübre tüketimi incelendiğinde
Türkiye’nin dünya ortalamasını yakaladığı, ancak AB
ülkeleri ile kıyaslandığında bu rakamın düşük olduğu
görülmektedir.
l Birim
alanda fosforlu gübre tüketimimiz dünya
ortalamasını yakalarken, potasyumlu gübre tüketimimiz
dünya ortalamasının 1/4’ü, AB ülkelerinin ise 1/16’sı
seviyesinde kalmıştır.
l Toplam etkili BBM olarak birim alanda gübre tüketimi
ülkemizde dünya ortalamasından düşük, AB’nin ise ½
gübre tüketildiği görülmektedir.
l Ülkemizde gübre tüketimini artırıcı tedbirler uygulanırken,
aynı zamanda gübrelemeden doğacak çevre kirliliğini
engellemeye yönelik tedbirlerin de alınması gereklidir.
l
Tablo 1. Biyogaz ve Gazlaştırma Teknolojilerinin 900 Ton/Gün Inek Dışkısını Işlemesi Esasına Göre Karşılaştırması
Ülkemiz topraklarının organik madde
kapsamının düşük ve pH’sının yüksek olması
nedeniyle, gübreleme ile toprağa verilen
ve toprakta bulunan fakat bitki tarafından
alınamayan bitki besin maddelerinin
yarayışlılığını artırmak amacıyla, toprak
düzenleyici-iyileştirici ve organik gübrelerin
kullanımının yaygınlaştırılması gereklidir.
l Tarımsal alanlarda oluşan kirliliği, özellikle
yoğun tarımın yapıldığı yerlerde, yanlış ve
yoğun olarak kullanılan kimyasal gübre,
tarım ilaçları ve dengesiz-bilinçsiz yapılan
sulama suyu oluşturmaktadır.
l Üstelik geleneksel tarım yöntemi, yalnızca
çevre kirliliği ve doğal dengenin bozulmasına
neden olmamakta, aynı zamanda besin
zinciriyle tüm canlılara ulaşarak yaşamlarını
tehdit etmektedir. Bu olumsuz etkilerin
ortadan kaldırılması amacıyla, kimyasal
gübre ve tarımsal savaş ilaçlarının hiç ya
da mümkün olduğu kadar az kullanılması,
bunların yerine aynı görevi yapan organik
gübre ve biyolojik savaş yöntemlerinin
alması temeline dayanan, Gıda ve Tarım
Organizasyonu (FAO) ve Avrupa Birliği (EU)
tarafından konvansiyonel tarıma alternatif
olarak da kabul edilen bir üretim şekli
geliştirilmiştir. Bu sistem “Ekolojik Tarım”,
“Biyolojik Tarım”, “Organik Tarım” gibi farklı
isimlerle değerlendirilmektedir.
l Firmamızca yapılan piyasa araştırmasında,
toprak iyileştiriciler arasında, tüm parametreler göz önüne alınarak yapılan sınıflandırmada aşağıdaki sonuca ulaşılmıştır:
l Birinci kalite, hayvansal kaynaklı toprak
iyileştiriciler (çiftlik gübresi, tavuk altlıkları).
l İkinci
kalite, bitkisel kaynaklı toprak
iyileştiriciler (ağaç, mantar, domates sapı,
pamuk sapı).
l
105
l
l
Üçüncü kalite, fosil kaynaklı toprak
iyileştiriciler (leonardit ve kayaçlar).
İnek atıklarından (çiftlik gübresi) elde
edilecek olan biochar, insansal ve hayvansal
kaynaklardan elde edilen «birinci kalite»
toprak iyileştirici ve organik gübredir.
KARŞILAŞTIRMA
Tablo 1’de biyogaz ve gazlaştırma teknolojilerinin 900 ton/gün inek dışkısını işlemesi
esasına göre karşılaştırması yapılmıştır.
SUMMARY
There are 4 different waste disposal technologies,
from old to new as landfilling and LFG, biogas
(AD) and composting, thermal treatment
(incineration-combustion)
and
advanced
thermal treatment (gasification – pyrolysis,
plasma and gasification).
The organic matter (OM) is low and pH is high
in Turkish soil. Therefore in order that plant
consumes the feed additives by fertilizers, soil
amendments shall be used; those are produced
by biogas (AD) and gasification systems and
categorized from the best to the least as animal,
plant and fossil origin ones.
In this study, biogas (AD) and gasification systems
are compared by investment, operational and
environmental costs. Data has been taken by
real applications on “need-to-know” basis.
In summary;
The cost of electricity is 0,1136 €/kWh for
biogas (AD) systems and 0,0424 €/kWh for
gasification systems respectively.
l The capacities are limited for biogas (AD)
systems whereas bigger capacities are more
welcomed for gasification systems.
l Biogas systems are recommended for small
(<500 kW) systems.
l Investment, operational and environmental
costs are bigger for biogas (AD) systems when
compared with gasification systems.
l Menu is required for biogas (AD) systems
whereas single feed is common for gasification
systems.
l Fresh water consumption is considerable for
biogas (AD) systems in the contrary water
is recycled and produced at the gasification
systems.
l Finally, this study indicates that the comparison
is 1 to 4 in favor of gasification in terms of ROI
(return of investment).
l
106
107
Performance Improvements With Steam Turbine Seals –
Case Study: Rybnik Power Plant
Radoslaw WISNIEWSKI
EthosEnergy Sp. z o.o.
Eugeniusz MOSKAL
EDF Polska Sp.z o.o.
Stefan CAUTINO
EthosEnergy, Inc.
ABSTRACT
The Rybnik Power Plant, located in southern Poland, consists
of eight LMZ steam turbines with a combined installed
generating capacity of 1775MW. Historically, maintenance
on the HP and IP sections was performed during standard
overhauls and this maintenance did not include significant
steam path improvements. However, current market
competition and European Union limitations on emissions of
atmospheric pollutants have led to the need for continuous
plant improvements. This need for continuous improvements
drove the operators of the Rybnik Power Plant to seek solutions
for increasing the output and efficiency of the HP section for
unit #7. Due to their strong history of providing increases
to turbine reliability, output and efficiency, EthosEnergy’ s
SMART Turbine Seals upgrade was chosen as the optimal
solution for Rybnik. Working together, Rybnik and EthosEnergy
implemented the ideal configuration of sealing upgrades for
the unit. Pre- and post-outage analysis showed that greater
than expected performance improvements were realized by
the operators of Rybnik #7 as a result of the sealing upgrades.
PLANT OVERVIEW
The Rybnik Power Plant is located in the Upper Silesia region
of southern Poland. It belongs to one of the world’s largest
producers of electricity, Electricite de France (EDF). The
current installed generating capacity at the Rybnik Power
Plant is 1775MW, which accounts for approximately 7% of
total capacity installed in Poland. The power plant consumes
approximately 4.0-4.5 x 106 metric tonnes (4.4-5.0 x 106 US
tons) of hard coal per year and operates eight condensingtype units. All eight 215MW steam turbines are LMZ design
and were installed between 1972 and 1978[1].
UNIT DESCRIPTION
The subject unit was originally a 215MW LMZ designed
impulse-style steam turbine consisting of 3 main sections; a
single flow HP, and single flow IP with reheat and a doubleflow LP. The LP section of the unit had been previously
modernized with a new high-efficiency steam path, which
increased the overall output capacity of the unit. The original
OEM design values of average internal efficiencies of the
HP, IP and LP sections are 80%, 89% and 84% at nominal
conditions, respectively. The nominal inlet steam conditions
are 12.75MPa (1850 psi), 535°C (995°F) and 180.6kg/s (1.4
x 106 lb/h). The cooling water system is a closed-type and
includes two air coolers.
The HP section, which was the focal point of the work scope
for the desired upgrades, consists of twelve impulse stages in
a rateau arrangement. This configuration consists of a control
stage followed by alternating rows of stationary diaphragms
and rotating wheels. The original seal configuration consisted
of appendages with caulked-in j-strip material for sealing on
the bucket covers and t-root packing rings for sealing against
the shaft. At the inlet and exhaust areas there is a gland seal
system containing t-root packing rings to control leakage.
Figure 2. OEM HP cross section, with the highlighted areas
signifying locations for sealing upgrades.
HP TURBINE SEAL OPTIMIZATION WORKSCOPE
EthosEnergy’s work scope for the Rybnik #7 project was
focused on the HP section and included the following:
Custom modification of HP Inlet Gland 4 to accept Retractable packing and increase structural rigidity.
l
Figure 1. External view of Rybnik Power Plant.
108
Rotor Dynamics Analysis to evaluate overall stability
margin of the rotor.
Supply of 16 rows of Retractable packing and springs in
glands
Supply of 11 rows of new EthosEnergy Retractable Brush
Packing for HP Stages 2TE and 3 - 12. Nominal radial
clearance for EthosEnergy Retractable Brush Seal rings was
reduced to an effective .003”.
Removal of one (1) land on the rotor per inter-stage
location as required for implementing Retractable Brush
Seals. Balancing of unit after completion of machining.
Supply of 11 rows of new EthosEnergy Brush Spill Strips in
custom designed appendages for the HP stages 2 - 12 (1
row per stage).
Supply of 11 rows of conventional end gland packing and
springs.
Supply of one (1) new nozzle seal and appendage/housing
l
Custom Fit Tip Seals
Anti-Swirl (feature added to all types of shaft seals)
l
l
l
l
l
Retractable Seals maintain improved seal clearances
throughout the operating cycle and allow operators to
realize significant performance and operational benefits. The
seals are retracted from the rotor during startup, mitigating
the possibility of a rub. The seal rings then close in around
the shaft as the pressure ramps up to operating condition,
closing the rings to effectively operate between 0.38 0.64mm (.015” and .025”) clearance.
l
l
l
Figure 3. Developed cross section of Rybnik #7 detailing
sealing upgrades.
OVERVIEW OF SEALING PRODUCTS
Traditional OEM style steam turbine seals have been
modernized over the past several decades to improve overall
turbine efficiency, reliability and availability. EthosEnergy has
been at the forefront of innovation and seal modernizations
over the past 30 years. The culmination of this experience
is the SMART Turbine Seals package, which includes the
following sealing solutions:
Retractable Seals
Retractable Brush Seals
Custom Fit Labyrinth Seals to correct for holder distortion
Brush Tip Seals
l
l
l
l
In Retractable Brush Seals, a “zero clearance” flexible
metal brush element is incorporated into the Retractable
Seal which achieves a 0.075mm (0.003”) effective radial
clearance. When the flexible seal comes in contact with the
rotor, steam leakage is greatly reduced, allowing for improved
performance.
There are a few locations where Retractable or Retractable
Brush Seals are not applicable. The shaft end adjacent to
the steam seal system is one example. If Retractable Seals
were to be placed here, steam would be able to escape
through the open seals during startup and a vacuum could
not be maintained. Instead, Custom Fit Labyrinth Seals are
engineered to keep steam from escaping during startup
and create a vacuum. The custom fitting accounts for
holder distortion to create a tight seal around the entire
circumference of the rotor.
Leveraging the success of the Retractable Brush Seal, similar
technology was applied to clearances at the blade tip.
Typically, blade tip seals (also referred to as spill strips) are
installed with a 1.524mm (.060in.) clearance to avoid rubs
caused by rotor excursions during start up or shut down
at the shaft which is amplified at the blade tip. Since both
Retractable Seals and Retractable Brush Seals greatly reduce
this problem, Brush Tip Seals allow clearance to typically be
reduced to .508mm (.020in). In addition, if any excursions do
occur that result in interference with the brush tip seal, the
brush will flex with the rotor avoiding a hard rub, helping to
maintain intended clearance throughout the operating cycle.
As with shaft seals, there are a few locations where brush tips
seals are not applicable. These reasons include Solid Particle
Erosion (SPE) and geometry concerns. In these cases Custom
Fit Tip Seals are typically installed at optimized clearances.
Figure 4-7. (from top left to bottom right). Examples of
Retractable Seals, Retractable Brush Seals, Brush Tip Seals,
and Anti-Swirl feature.
When major sealing upgrades are to be installed at tighter
than original clearances, a Rotor Dynamics Analysis is
recommended. This analysis is particularly crucial when
attempting to upgrade an older unit, such as Rybnik
#7, as the original stability margin is often below the
recommended level. When new seals are installed at a much
tighter than design clearance, the steam whirl forces on
109
the rotor may change and affect rotor stability. Through
a Rotor Dynamics Analysis, the original and upgraded
configurations are modeled and the stability margins are
calculated.
l
l
l
Figure 8. Rotor Dynamic Analysis model, steam force
distribution and stability margin graph for Rybnik #7.
In situations where the stability margin needs to be
increased, Anti-Swirl vanes are added to the higher
pressure seal areas to improve the stability of the unit.
Maintaining, if not improving upon, OEM rotor stability
margin is an important consideration when reducing seal
clearances.
ENGINEERING REVIEW / PLAN
For each opportunity to implement sealing upgrades in
a turbine, a complete engineering review is conducted
to determine what locations are suitable, what
modifications may need to be made to accommodate the
sealing upgrades and what areas of concern may require
additional analysis. In addition to defining the work scope,
calculations are performed to determine the expected
performance and heat rate benefits that will be realized
upon installation of the sealing upgrades.
For the subject unit, Rybnik #7, the engineering review
determined that the following modifications were
required to implement the optimum level of sealing
upgrades:
Removal of one rotor land per inter-stage location to
accept a retractable brush seal
Machining of the diaphragms to accept brush tip seal
l
l
110
appendages and retractable brush seals
Modification of the HP4 gland to accept reconfigured
retractable packing seals
Modification of the HP4 gland to increase structural
integrity
Application of 4 rows of Anti-Swirl vanes in stages 2-4
and HP4 Row 1
Figure 9-11. (clockwise from top). Modified HP4 Inlet Gland
with 5 Retractable Packing Rings, Retractable Brush Seal
with Anti-Swirl feature, Brush Tip Seal Appendage.
PERFORMANCE REVIEW
Pre-Upgrade Testing and Analysis
After the final work scope was defined for the subject
turbine, calculations were performed to determine
the expected performance, efficiency and heat rate
improvements. These calculations were shared with
the operators of Rybnik Power Plant in order to establish
agreed upon benefits and gains. The long term benefits
resulting from the sealing upgrade were also discussed as
part of the overall performance expectations.
To validate the expected performance, efficiency and
heat rate improvements, Rybnik Power Plant contracted
the Silesian University of Technology to conduct an
independent engineering study [2]. The university
study determined that the scope of supply proposed
by EthosEnergy would yield the following theoretical
performance benefits.
Performance Category:
Theoretical Performance
Improvement:
Power Output Improvement
+1.41MW
Heat Rate Improvement
-39.2kJ/kWh (16.85Btu/lb)
When compared to the performance benefits presented
by EthosEnergy, the theoretical performance benefits
calculated by the Silesian University of Technology were
more conservative, yet were sufficient to justify economic
return on the sealing upgrades [2].
Post-Upgrade Testing and Analysis
The Rybnik unit has since been put back into operation
and is exceeding expected performance improvements.
On the basis of plant performance data collected before
and after the sealing upgrades, Silesian University of
Technology executed a post-outage study [3] to determine
the real performance benefits achieved. EthosEnergy also
executed a similar analysis and both studies found that the
achieved performance benefits were significantly higher
than expected. It was found that there was a significant
decrease in the HP exhaust temperature in comparison
to the pre-modernization state. This confirmed a large
improvement of the HP part efficiency and provided
additional heat rate benefit due to reduction of feed water
injection into the HP-IP reheat. Actual performance gains
were as follows:
Performance Category:
Actual Performance
Improvement:
Power Output Improvement
+2.43MW
Heat Rate Improvement
-81.6kJ/kWh (35.08Btu/lb)
REFERENCES
[1] EDF Companies in Poland. “Elektrownia Rybnik.”
Electricite de France, 2012. Web. 3 April 2012. http://
poland.edf.com/edf-companies-in-poland/el-rybnik/
presentation-54151.html
[2] Henryk Łukowicz, Wojciech Kosman, Piotr Łukowicz,
Marcin Mroncz, Evaluation of influence of HP steals
modernization on performance of 200MW unit in
Rybnik Power Plant. Part 1. Gliwice, December, 2010.
[3] Henryk Łukowicz, Wojciech Kosman, Piotr Łukowicz,
Marcin Mroncz, Evaluation of influence of HP steals
modernization on performance of 200MW unit in
Rybnik Power Plant. Part 2. Gliwice, June, 2011.
These improvements exceeded the performance benefits
presented by EthosEnergy to the Rybnik Power Plant during
the initial proposal stage. Figure 9 shows a comparison
of the HP section efficiency before and after the sealing
upgrades. At nominal inlet steam flow of 180.6kg/s (1.4 x
106 lb/h) the internal efficiency of the HP section exceeded
83%, more than 3% higher than the pre-outage test
indicated. It should also be noted that the unit’s original
HP section efficiency was 80-81%.
Figure 12. Comparison of HP part internal efficiency before
and after installation of sealing upgrades on unit #7 in
Rybnik Power Plant.
111
New Horizon In Energy: Shale Gas
Selçuk BILGEN
İkbal SARIKAYA
ABSTRACT
Shale gas is one of the most rapidly expanding trends in
onshore domestic oil and gas exploration and production
today. Shale gas is considered to be unconventional source
as the gas may be attached to or adsorbed onto organic
matter. The increasing significance of shale gas globally
has led to the need for a deeper understanding of shale
behavior. Shale gas was of limited importance two decades
ago. However, concerns grew that natural gas prices would
continue to escalate because of issues related to the price
and availability of gas at times of natural disasters. This
study presents the methods of shale gas development and
the environmental considerations associated with shale gas
development.
1. INTRODUCTION
The shale gas is the natural gas gathered in the hydrocarbon
source rocks, and exists freely in the natural fissures and
intergranular pore spaces or is absorbed onto the surface
of the kerogen or clay particles. The distinctive difference
between shale gas and other types of gas is the typical
characteristics of “self-generation and self-storage”. The
extraordinary development of national economy and the
increasing demands for the energy resources of the society
have greatly promoted various kinds of exploration and
utilization of gas and oil. The strategic significance of the
shale gas arises from its important role in supplementing
modem reservoir types and thus the importance of its
exploration[1].
It is increasingly claimed that the world is entering a
‘golden age of gas’, with the exploitation of unconventional
resources, and in particular shale gas, expected to
transform gas markets around the world. This expectation
is based upon recent experience in the United States,
where the unprecedented growth in production over
the last five years has led to oversupply and a collapse in
prices. But the future development of shale gas is subject
to multiple physical, technical, economic and political
uncertainties, including the size and recoverability of the
physical resource. Whilst estimates of shale gas resources
in the United States remain uncertain, this is eclipsed by
112
the greater uncertainty surrounding these resources in
the rest of the World[2].
A significant challenge associated with unconventional
gas resource plays is the inability to formulate reliable
estimates of the size of the recoverable resource prior
to drilling. The usual resource assessment difficulty is
exacerbated because of the special physical characteristics
of these shale gas systems in the subsurface. Early
information about well recoveries is extremely important
to local, state, and national government agencies (not to
mention the well operators and lease holders) because
they must develop reconnaissance assessments of
recoverable resources to plan for infrastructure, regulation,
and tax revenue recovery. For industry decision makers,
the same kind of reconnaissance assessments may help
drive decisions to enter and exit plays, acquire and dispose
of acreage positions, and make other forms of pre-drilling
investments[3].
2. ORIGIN AND PROPERTIES OF SHALE GAS
Shale gas (or gas shale) is natural gas produced from black
shale rich in organic matter, or self-generation and selfstorage natural gas continuously accumulated in nanoscale micropores in shale[4]. The expansion in domestic
production is largely the result of the ability to extract
natural gas from shale formations. Shale gas extraction is
possible as a result of two preexisting drilling techniques,
horizontal drilling and hydraulic fracturing. In the process
of hydraulic fracturing, large amounts of water, as well as
a mixture of chemicals and sand, are injected under high
pressure into a well. The resulting pressure fractures the
rock, allowing the gas to flow to the well bore[5].
The gas produced from the Antrim shale is biogenic in
nature. Microbial activity is apparently supported by the
invasion of meteoric water from overlying aquifers in the
glacial drift, with the formation of gas being linked to the
various episodes of Pleistocene glaciation. The fracture
network plays an important role because it facilitates
water transport and the introduction of microbes,
thereby reducing the salinity of formation water and
supporting the chemical and biological processes that
result in biogenic gas generation. Opening of the fractures
themselves may have been enhanced by repeated cycles
of glacial advance and retreat. These same forces may also
support fracture origin in the Antrim[3].
Shale gas is natural gas (mainly methane) accumulated
in organic-rich source rock formations. As an important
type of “organic mineral grain”, organic matter can not
only provide abundant material basis for conventional oil/
gas reservoirs, itself can also store and produce oil/gas.
Lots of researches indicated that the preliminary selection
of geothermal origin shale gas zone required that shale
should meet some geochemical index, for example,
organic matter abundance (TOC) should be over 2%,
maturity (Ro) should be higher than 1.1%. Shale gas E&P
risks can be significantly reduced in areas where all these
standards are mainly fulfilled. Table 1 present summary of
shale gas features[4].
Table 1. Summary of Properties of Shale Gas
Geological
characteristics
Development
characteristics
Same source rock and
reservoir, continuous
accumulation,
saturated
accumulation;
No evident trap
boundary, sealing or
cap rock necessary
Low individual
well production
and long
production cycle
Tight reservoir,
mainly nano-scale
pores; Natural
gas was stored in
adsorbed gas and
free gas pattern
Mainly non-Darcy
flow, no water
production or
very little water
production
Not controlled by
structure, continuous
and large area
distribution, same
area as effective gasgeneration source
rock
Lower recovery
ratio
Accumulation and high
production condition
for core area
• TOC>2% (non-resid ual
organic carbon;
• Brittle mineral (e.g.
quartz) content over
40% and clay mineral
content less than 30%;
• Maturity of dark
organic rich shale is
over 1.1%;
• Air porosity over 2%;
• Effective thickness of
organic rich shale over
30-50 m
Effective development
requires horizontal well,
multi-stage fracturing,
micro-seismic and other
advanced technologies
to improve “artificial”
retiform permeability
Large resource
potential, with local
“sweet spot” core
areas
Shale porosity, permeability, and their relations under
effective stress are crucial for gas flow. Consequently, the
change of porosity and permeability under stress would
have a significant influence on shale gas performance.
Precisely predicting the stress-dependent permeability
of shale formation is challenging because the lack of
information on stress-induced permeability-porosity
at microscale. Many empirical relationships including
logarithmic, power law and polynomial functions have
been used in different types of rocks[6]. Shale gas can
contain thermogenic, biogenic or combined biogenic–
thermogenic gases. These formations are typically rich in
organic material (OM), tens to hundreds of meters thick,
and sufficiently brittle and rigid to allow fracturing for
production. They are characterized by widespread gas
saturation, subtle trapping mechanisms, seals of variable
lithology and relatively short hydrocarbon migration
distances[7].
3. SHALE GAS RESOURCES AND RESERVOIR
The number of studies producing resource estimates for
shale gas has proliferated in recent years, paralleling the
rapid growth in North American shale gas production.
While the majority of these estimates refer to the
United States, an increasing number of estimates are
being produced for other countries and regions. The
wide variation in these estimates has contributed to
the vigorous debate on the future potential for shale
gas. While there has been a general upward trend in US
resource estimates, this is not necessarily the case for
individual shale plays1 or for other regions of the world[2].
Source rock hydrocarbon is one kind of new resource type,
including shale oil, shale gas, coal bed gas etc. which are
self generation and self storage, mainly produced from
reservoirs inside source rocks. Shale is composed of fine
debris, clay and organic matter (the diameter is less than
0.0039 mm). It is laminated or lamellar bedding and brittle
sedimentary rock, that is, the fine-grained sedimentary
rock with grain size less than 0.0039 mm in America[4].
Shale gas is an unconventional gas system in which shale is
both the source of and the reservoir for natural gases that
are derived from organic matter within the shale through
biogenic and/or thermogenic processes. Unconventional
shale gas has evolved into an important resource play for
the United States, accounting for approximately 23% of
the produced gas in the United States by the end of 2011.
China is one country that is relatively rich in shale gas
resources. Recoverable shale gas resources are predicted
to be approximately 26×1012 m3 in China, which is close
to the 28×1012 m3 in the USA, and approximately 58% of
those shale gas resources are predicted to be stored in
Paleozoic shales in southern China[8].
Shale gas reservoirs have some unique attributes which
make hydraulic fracturing a viable option for natural gas
production. Unlike conventional gas reservoirs, insufficient
permeability, the ultra-low porosity of shale rock, and the
limited reservoir contact, but the widespread organic
113
matter in shale, cannot offer production in a commercial
quantity without stimulation processes. Development of
shale resources is still in its early stages and most wells
are at the early stage of their working lifetime. Moreover,
reservoir simulations and modeling of unconventional
reservoirs has gained much attention in the recent years.
Many studies have been conducted from the shale pore
scale up to reservoir scales to improve the understanding
of flow behavior in complex shale formations. Researchers
have developed and discussed numerical, quasi-static,
analytical and semi-analytical reservoir models for
unconventional reservoirs[9].
Today, approximately 20% of the gas produced in the
United States comes from shale gas reservoirs. The
proportion of gas coming from shale gas reservoirs
has increased significantly over the past decade with
enhancements of hydraulic fracturing procedures,
horizontal well drilling, fracture design and stimulation,
seismic data, and a better understanding of shale gas
geology. Also, a significant amount of organic matter
must be present within these systems; this provides a
carbon source for deep thermogenic gas production and a
feedstock for biogenic gas production. Because of the size
of the gas resource, there is increased focus on research to
better understand the geological and geochemical nature
of these reservoirs. For biogenic shale gas reservoirs, the
focus of the research documented here, they can be
thought of as immense bioreactors[10].
As shale reservoirs have very low permeability compared
to conventional sandstone or carbonate reservoirs,
fluid movement through and from shales is likely to be
extremely slow. Therefore the potential for shales at
depth to be the source of pollutants in the near-surface
environment under natural conditions is low. Geological
timescales would be required for significant quantities of
hydrocarbons to migrate from a shale reservoir that has
not been artificially hydraulically fractured[11].
4. ENVIRONMENTAL ISSUES FOR SHALE GAS
As shale gas and oil exploitation has been carried out
primarily onshore to date, the global well inventory
in this study reports only the number of hydrocarbon
wells drilled onshore, as this provides a more relevant
historical context. Data in the public domain were
used, sourced either from published reports or from
online datasets populated by regulatory authorities.
Several comprehensive review papers were also utilized,
particularly those addressing the potential of CO2 to leak
upwards through wells[11].
While shale gas resources appear to be relatively
abundant and widespread throughout much of the world,
the willingness to develop these resources varies. Heated
114
debate continues as to whether the economic and energy
benefits associated with shale gas extraction are worth
the potential environmental impacts. Some countries
such as the US, Canada, and more recently the United
Kingdom have moved forward with development while
France and some regional governments (Quebec, Canada)
have placed temporary or permanent moratoria on the
high-volume hydraulic fracturing process, citing concerns
with respect to environmental safety, public health, and
consistency with current policies[12].
Europe’s energy policy is based on three pilars: the
internal energy market, climate package and the actions
aimed at internal (infrastructure) and external (pipelines
and international agreements) security of supply. The
discovery of shale gas in Europe, including Poland, will
inevitably affect European energy policy. Unconventional
Gas gives the opportunity to move away from CO2 emitting
power production (coal). Therefore, it contributes to the
objectives of European energy policy aimed at reducing
greenhouse gases emissions (especially CO2 emissions).
The internal market of gas from unconventional sources
can be an alternative to exports, allowing for security
of supply and lower prices of imported raw material,
thus increasing the competitiveness of EU industry.
Appearance on the world market unconventional gas has
far-reaching geopolitical consequences, that ultimately
led to the fact that the price of Russian gas supplies to
Europe are renegotiated and revised. Using gas as the
main transition fuel to 2030 will reduce the costs of the
transition to renewable energy sources, which will help
to reduce CO2 emissions and help combat climate change
Exploration, documentation and exploitation of shale gas
and tight gas has an impact on the atmosphere, soils just
like in case of conventional gas exploration. This is due to
the use of the same methods and technologies. On the
basis of the current, short-term observations carried out
by the Polish Geological Institute in cooperation with
the University of Science and Technology in Krakow, it
is suggested that the nature of these changes is not
significant[13].
5. CONCLUSION
Observed impacts and potential environmental risks
associated with shale gas development have been
delineated and described for some time. New oil and gas
developments bring changes to the environmental and
socio-economic landscape, particularly in those areas
where gas development is a new activity. With these
changes have come questions about the nature of shale
gas development, the potential environmental impacts,
and the ability of the current regulatory structure to
deal with this development. Evaluation of the shale gas
potential of sedimentary basins has now become an
important area of development internationally and is of
great national interest as shale gas potential evaluation
will have a direct and positive impact on the energy
security of many countries which have sizable resources
in sedimentary basins. Increased understanding of gas
shale reservoirs will enable better decision-making
regarding the development of these resources. To find
these reserves may be easy but the technology to produce
gas therefrom is very expensive.
REFERENCES
[1] Wenzheng J., Jinchuan Z., Wenlong D., and Xuan T.,
“Shale Gas Resource Potential in the Upper Yangtze
Area”, ICMREE2011, Proceedings 2011 International
Conference on Materials for Renewable Energy and
Environment, 1542-1544, 2011.
[2] McGlade C., Speirs L., and Sorrell S., “Methods of
estimating shale gas resources - Comparison,
evaluation and implications”, Energy, 59, 116-125,
2013.
[3] Coburn T.C., Freeman P.A., and Attanasi E.D., “Empirical
methods for detecting regional trends and other
spatial expressions in antrim shale gas productivity,
with implications for improving resource projections
using local nonparametric estimation techniques”,
Natural Resources Research, 21(1), 1-21, 2012.
[4] Caineng Z., Dazhong D., Shejiao W., Jianzhong L.,
Xinjing L., Yuman W., Denghua L., and Keming C.,
“Geological characteristics and resource potential
of shale gas in China”, Petroleum exploration and
development, 37(6), 641-653, 2010.
[5] Blohm A., Peichel J., Smith C., and Kougentakis A.,
“The significance of regulation and land use patterns
on natural gas resource estimates in the Marcellus
shale”, Energy Policy, 50, 358-369, 2012.
[6] Zhang R., Ning Z., Yang F., Wang X., Zhao H., and
Wang Q., “Impacts of nanopore structure and elastic
properties on stress-dependent permeability of
gas shales”, Journal of Natural Gas Science and
Engineering, 26, 1663-1672, 2015.
[7] Bernard S., Horsfield B., Schulz H.M., Schreiber A.,
Wirth R., Vu TTA, Perssen F., Konitzer S., Volk H.,
Sherwood N., and Fuentes D., “Multi-scale detection
of organic and inorganic signatures provides insights
into gas shale properties and evolution”, Chemie der
Erde, 70(3), 119-133, 2010.
[8] Tuo J., Wu C., and Zhang M., “Organic matter
properties and shale gas potential of Paleozoic shales
in Sichuan Basin, China”, Journal of Natural Gas
Science and Engineering, 28, 434-446, 2016.
[9] Eshkalak M.O., Aybar U., and Sepehrnoori K., “On the
feasibility of re-stimulation of shale wells”, Pet. Sci.,
12, 553-559, 2015.
[10] Cokar M., Ford B., Gieg L.M., Kallos M.S., and Gates I.D.,
“Reactive reservoir simulation of biogenic shallow
shale sgas systems enabled by experimentally
determined methane generation rates”, Energy Fuels,
27, 2413-2421, 2013.
[11] Davies R.J., Almond S., Ward R.S., Jackson R.B.,
Adams C., Worrall F, Herringshaw L.G., Gluyas J.G.
and Whitehead M.A., “Oil and gas wells and their
integrity: Implications for shale and unconventional
resource exploitation”, Marine and Petroleum
Geology, 56, 239-254, 2014.
[12] Rahm B.G., and Riha S.J., “Toward strategic
management of shale gas development: Regional,
collective impacts on water resources, Environmental
Science & Policy, 17, 12-23, 2012.
[13] Uliasz-Misiak B., Przybycin A., and Winid B., “Shale
and tight gas in Poland-legal and environmental
issues”, Energy Policy, 65, 68-77, 2014.
115
Bioenergy Potential In Turkey
Selçuk BILGEN
İkbal SARIKAYA
Sedat KELEŞ
Kamil KAYGUSUZ
ABSTRACT
Turkey is an energy importing country. It supplies more
than half of the energy requirement by imports. Biomass
energy in Turkey is one of the most important renewable
energy sources in terms of energy potential. In Turkey, the
use of modern biomass energy is important in terms of
the country’s economy, and the environment pollution.
Turkey has the potential to provide an alternative source
of energy from the most appropriate and most costeffective agricultural products according to its ecological
conditions. This study shows that biomass energy
continues to be the main source of energy for climate
change mitigation and energy sustainability in Turkey.
1. INTRODUCTION
Global use of fossil fuels has increased since 1850 for
dominate energy supply. In this case, increases in carbon
dioxide emissions have been inevitable. The provision
of energy services have increased in atmospheric GHG
concentrations. Biomass is gaining importance as a
potential source of renewable energy due to need
of sustainable energy and reduction in greenhouse
gases[1]. Today the main source of energy production
is fossil fuels, but biomass has an opportunity to
substitute the usage of fossil fuels to certain extent[2].
Turkey is a country that imports the most part of its
energy need, so the foreign dependency on energy
is steadily increasing. Turkey has a big potential of
biomass energy resources. Although Turkey has a
great biomass energy potential, most of the waste
biomass species could not be evaluated properly for
the energetic purpose[3]. Since Turkey is an agriculture
and stockbreeding country, in the long term it has a
116
good potential to replace crude oil and natural gas with
biomass for electricity production[4].
Bioenergy contribute towards renewable energy. Therefore
it is a useful component for many government and
industry strategies[5]. Bioenergy has all of the properties
required to meet the challenges associated with increased
fossil fuel use. It can provide a viable and reliable source
of fuel[6]. Bioenergy can be produced from a variety of
biomass feedstock[7]. Bioenergy typically offers constant or
controllable output[8].
Biomass easily can replace fossil fuels in the use of modern
biomass energy due to the environmental benefits and
the renewable. Traditional biomass (wood and dung) in
Turkey has a significant energy production rate. This ratio
has been decreased with the decline of forests and the
reduction seen in animal husbandry, recently. Traditional
biomass is usually used in the form of non-commercial fuel
and meets a quarter of the domestic energy production.
Traditional biomass energy production has been planned
7530 Btep in 2020. Modern biomass started with 17 Btep in
2000. However, there has not been the foresight to future
production. Whereas traditional biomass energy production
should increasingly be reduced and modern biomass
energy production should be increased. This situation will
offer new investment fields to investors[9].
2. CURRENT STATUS OF BIOENERGY IN TURKEY
Turkey is an energy importing country. It supplies more than
half of the energy requirement by imports. Domestic oil and
lignite reserves are limited and the lignite is characterized
by high ash, sulfur and moisture content. Because of
increasing energy consumption, environmental pollution is
becoming a serious problem in the future for the country.
In this regard, renewable energy resources appear to
be one of the most efficient and effective solutions for
sustainable energy development and environmental
pollution prevention in Turkey. Turkey’s geographical
location has several advantages for extensive use
of most of these renewable energy sources. There is
enough renewable energy potential in Turkey for fuels
and electricity. Especially biomass should be considered
and seriously supported by governments and private
sectors. Considering the natural resources and extent of
agro-economic infrastructure, Turkey yields a significant
potential in biomass[10].
The Republic of Turkey located in southeastern Europe
and southwestern Asia, has an area of over 785347 km2
and a population of 76 million[11]. In the period by 2030,
the world’s energy consumption is projected to rise by 40
percent and is anticipated to be covered to a significant
extent from the resources in the region where we are
positioned[12]. With the Law for the Utilization of the
Renewable Energy Resources for the Electricity Energy
Production that was enforced in 2005, the opportunity for
the production of electricity energy from the renewable
energy resources by the private sector has been provided.
Main target for the renewable energy resources is to
provide 30 percent share of these resources in the electricity
energy production[13]. This means supplying 160000
GWh of electricity annually. In 2013, the electrical energy
production of Turkey has realized as 240154.0 million kWh
with 657.1 million kWh increase corresponding to 0.3%
and the consumption has realized as 246356.6 million
kWh with 3986.7 million kWh increase corresponding to
1.6%[14].
Biomass energy delivers energy in all forms that people
need. Biomass energy is a stimulus for economic growth
and contributes to poverty reduction in developing
countries because it meets energy needs at all times and
for all countries, without expensive conversion devices[15].
Turkey’s forestry sector has emphasizes the use of wood
from forests managed in a sustainable manner as an
alternative to using fossil fuels. This approach seeks
widespread utilization of forestry resources through forest
development by establishing plantations and energy
forests[16]. The consumption of forest biomass compared
to total energy has slightly decreased from 22 to 14% during
the last decade because the consumption of liquefied
petroleum gases (LPG) is increasing continuously[17].
Domestic energy consumption accounts for 37% of the
total energy consumption and about 45% are biomassbased fuels. Traditional fuels predominate in rural areas;
almost all biomass energy is consumed in the household
sector from meeting the heating, cleaning and cooking
needs of rural people[18].
Biomass (which includes wood, agricultural residues and
so on) is widely available. Biomass is the third largest
primary energy resource in the world. In many developing
countries, fraction of the biomass energy consumed is
ranged from 40% to 50% since these countries have large
agriculture and forest area[19]. Biomass is the major
source of energy in rural Turkey. Biomass is used to meet
a variety of energy needs including generating electricity,
heating homes, fueling vehicles and providing process
heat for industrial facilities. Biomass potential includes
wood, animal, and plant wastes[20]. The annual biomass
potential of Turkey is approximately 33 Mtoe or 384 GWh.
The total recoverable bioenergy potential is estimated to
be about 17 Mtoe or 198 GWh as shown in Table 1 for
2008. Turkey’s installed bioenergy capacity for electricity
generation is given in Table 2[21]. Between 2007 and 2020,
all of the biomass produced is consumed in Turkey[22].
The electrical production from usable biomass has a net
impact of 4.4 billion USD in personal and corporate income
and represents more than 160000 jobs[20].
Table 1. Turkey’s Annual Biomass Energy Potential in 2008
Annual potential
(million tons)
Energy value (Mtoe)
Crops
70
20
Forest residues
20
5.4
Residues from
agro-industry
10
3.0
Residues from wood
industry
5
1.6
Animal wastes
6
1.4
Biomass
Other
9
1.6
Total
120
33.0
Table 2. Turkey’s bioenergy installed capacity in 2010.
License
Number
Under
construction
(MW)
In production
(MW)
Total
(MW)
Biogas
10
11.2
5.2
16.4
Biomass
2
15.6
1.4
17.0
Municipal
waste
6
1.8
37.4
39.1
Total bioenergy
18
28.6
43.9
72.5
Turkey’s main biomass production is based on wheat
straw, wood and woody materials, cocoon shell, hazelnut
shell, grain dust, crop residues and fruit tree residues[23].
There is significant potential to expand biomass use
by tapping the large volumes of unused residues and
wastes. Based on this diverse range of feedstock’s, the
technical potential for biomass is about 1300 EJ/yr by
2030, although most biomass supply scenarios that take
into account sustainability constraints indicate an annual
potential of between 200 and 500 EJ[22].
117
Approximately 3.4 x 107 tons of wheat straw was produces
annually in Turkey. The straw is disposed of in the fields
either by burning or sometimes by ploughing it back into
the soil. Because the higher heating value of straw is about
1/2 that of high-grade coal (its higher heating value is
about 28 MJ/kg) the surplus straw is equivalent to about
2.1x107 tons[62]. Hazelnut shell and hazelnut cupulae
are potentially important energy sources. The amount
produced of hazelnut shell annually in Turkey is estimated
to be about 3.5 x 105 tons[24]. The higher heating value
of hazelnut shell is 19.2 MJ/kg and its calorific value
is equivalent to about 1.9 x 106 kWh. Classic biomass is
obtained from conventional sources and methods [25].
Modern biomass is obtained in sustainable manner from
renewable sources.
Among the biomass energy sources woody biomass seems
to be the most interesting because its share of the total
production of Turkey is high at 20% and the techniques
for converting it to useful energy are not necessarily
sophisticated. The consumption of forest biomass
compared to total energy has slightly decreased from 22
to 14% during the last decade because the consumption of
liquefied petroleum gases (LPG) is increasing continuously.
Industrial products such as cotton, flax, sesame seeds and
opium poppies have been grown for a long time in Turkey.
Soybeans are grown in the Mediterranean region and many
kinds of fruit are grown in most parts of the country[11].
Biogas production potential in Turkey has been estimated
at 1.5 - 2 Mtoe but only two small units (in total 5 MW)
are in operation and one new facility (1 MW) has been
licensed[25]. However, since the share of the renewable
energy in energy production is so low, the possible
contribution of biogas to this share can also be ignored.
Preliminary research activities using pilot-scale plants
were initiated almost three decades ago by the General
Directorate of Electrical Power Resources Survey and
Development Administration[21]. These preliminary
investigations covered production of biogas only from
animal manure. However, these activities were somehow
terminated in 1987. Besides, no research activity was
encountered on production of biogas from agricultural
residues and/or energy crops.
Biogas, which is the anaerobic fermentation product of
animal dung, has a potential between 2.2 and 3.9 billion
m3 per year, corresponding to 1-2 million tons, provided
that all dung is used for biogas production[26]. Around
85 % of the total biogas potential is from animal dung,
and the remainder is from landfill gas. On the other hand,
production of biogas from different types of biomass offers
a great opportunity to reduce CO2 emissions and therefore
to protect the environment. Turkey has theoretically
the capability to produce biogas from biomass sources,
118
as long as legislation procedures for production and
conversion of biogas have specifically been identified
and implemented[27]. Technological and infrastructural
constraints, which may particularly be encountered in
rural areas, can be overcome by involvement of both state
agencies and private sector together. It is also obvious
that more research activity should be conducted about
applications of biogas technology in Turkey, considering
the country specific conditions. Such research activities
will probably result in more efficient efforts for the energypolicy-makers, so that Turkey can accelerate to diverse the
energy-mix and increase the share of renewable energy
sources in its primary energy production in near future[26].
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[28]. Table 3 gives distribution of forest land
between 1973 and 2012 in Turkey while Figure 1 is
showing distribution as a percentage of forest land in
2012 in Turkey. There is a total 314602 hectare of degraded
coppice forests for energy forestry applications in Turkey in
2012[29]. The improvement of degraded coppice forests
is a very important activity, as important a forestation.
Converting coppice forests into productive energy forests
to meet the continually-increasing fuel requirements
in turkey prevents the destruction of highly productive
forests, therefore supplying more wood raw material for
the forest industry, which at present operates with a low
capacity[20].
Use of biomass is a very sensitive matter because of the
potential financial impact in Turkey where forest wastes
or wastes from wood-processing industries such as
lumber and furniture factories, could be used profitably in
local boilers. Agricultural and municipal solid wastes, as
energy sources are available economically in Turkey. Table
4 shows energy production, consumption and the role of
biomass in Turkey[30].
Bioenergy has been to substitute renewable sources
of biomass, including woody biomass derived from
conventionally managed forests, for fossil fuels used to
generate energy[31]. Woody biomass is obtained from
various sources depending on the dominant vegetation
type as well as the distance, accessibility and availability of
woody biomass stocks in the ecosystem. Woody biomass
Table 3. Distribution of Forest Land (1973 - 2012)
Forest form
1973
High forest
Coppice forest
1999
High forest
Coppice forest
2005
High forest
Coppice forest
2009
High forest
Coppice forest
2010
High forest
Coppice forest
2012
High forest
Coppice forest
Total
(Hectare)
Productive
(Hectare)
Degraded
(Hectare)
20 199 296
10 934 607
9 264 689
8 856 457
6 176 899
2 679 558
11 342 839
4 757 708
6 585 131
20 763 248
14 418 340
6 344 908
10 027 568
8 237 753
1 681 006
10 735 680
6 180 587
4 555 093
21 188 747
15 439 595
5 749 152
10 621 221
8 940 215
1 681 006
10 567 526
6 499 380
4 068 146
21 389 783
16 305 210
5 084 573
10 972 509
9 494 322
1 478 187
10 417 274
6 810 888
3 606 386
21 537 091
16 662 379
4 874 712
11 202 837
9 782 513
1 420 324
10 334 254
6 879 866
3 454 388
21 678 134
17 260 592
4 417 542
11 558 668
10 281 727
1 276 940
10 119 466
6 978 864
3 140 602
is obtained in large quantities from closed forests, open
forests, woodlands and wooded grasslands[32]. Compared
to other forms of biomass, woody biomass is by far the
dominant contributor to bioenergy consumption in Turkey.
Its share of the total energy production of Turkey is high at
21%. Consequently further discussion will concentrate on
woody biomass.
Figure 1. Distribution as a percentage of forest land in
2012 in Turkey.
3. CONCLUSION
Turkey government must act urgently and decisively to
develop sustainable, clean and renewable energy sources.
Biomass can supply a sustainable solution to today’s
environmental and energy problems. Substantial effort
must be devoted to the development of biomass use
both for the sake of the future and for the conservation
of natural resources and environment. Biomass as a
modern fuel has availability, versatility, sustainability,
global and local environmental benefits, and development
and entrepreneurial opportunities. Policy options
and implementation strategies for biomass as clean,
sustainable and renewable resource should be developed
in Turkey. Government must give confidence and support to
think tanks of local universities to initiate research related
to biomass energy resources to increase the efficiencies of
existing bio-gasifiers.
Table 4. Energy Production, Consumption and The Role of
Biomass in Turkey (1000 TOE/year)
2000
2002
2004
2006
2008
Total energy
demand
77624
75465
82010
94663
103138
Total energy
production
26808
24648
23626
26540
30328
Supply by
renewables
10149
10077
10783
10541
9360
Biomass and
wastes
6546
6039
5550
5162
5042
Wood/wood
waste
6541
6032
5542
5133
4765
Biogas
5
7
9
14
34
Municipal solid
waste
-
-
-
-
0.1
Biofuels
0
0
0
21
16
Biomass and
wastes
8.43%
8.00%
6.77%
5.45%
4.94%
Wood/wood
waste
8.43%
8.00%
6.76%
5.42%
4.90%
Biogas
0.01%
0.02%
0.03%
0.05%
0.07%
-
-
-
-
-
0.00%
0.00%
0.00%
0.02%
0.01%
Municipal solid
waste
Biofuels
REFERENCES
[1] Lopamudra D., Ptasinski K.J., and Janssen FJJG., “A
review of the primary measures for tar elimination in
biomass gasification processes”, Biomass Bioenergy,
24, 125-140, 2003.
[2] Link S., Arvelakis S., Paist A., Martin A., Liliedahl T., and
Sjöström K., “Atmospheric fluidized bed gasification
of untreated and leached olive residue, and cogasification of olive residue, reed, pine pellets and
Douglas fir woodchips”, Applied Energy, 94, 89-97,
2012.
[3] Popov V., Itoh H., and Brebbia C.A. (Eds.), “Waste
management and the environment VI”, WIT Press,
Southampton, UK, 2012.
[4] Christiansen B. and Basilgan M., “Economic behavior,
game theory, and technology in emerging markets”,
Business Science Reference, New York, USA, 2014.
[5] Pogson M., Hastings A., and Smith P., “How does
bioenergy compare with other land-based renewable
energy sources globally?”, GCB Bioenergy, 5(5), 513524, 2013.
[6] Brenes M.D., “Biomass and bioenergy: New research”,
Nova Science Publishers, New York, USA, 2006.
119
[7] Abbasi T., and Abbasi S.A, “Renewable energy sources:
Their impact on global warming and pollution”, PHI
Learning Private Limited, New Delhi, India, 2010.
[8] Parikka M., “Global biomass fuel resources”, Biomass
and Bioenergy, 27, 613-620, 2004.
[9] Bilgen S., Keleş S., Sarıkaya İ., Kaygusuz K., “A
perspective for potential and technology of bioenergy
in Turkey: Present case and future view”, Renewable
and sustainable Energy Reviews, 48, 228-239, 2015.
[10] Keleş S., and Bilgen S., “Renewable energy sources
in Turkey for climate change mitigation and energy
sustainability”, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 16, 5199-5206, 2012.
[11] TUIK, Turkish Statistical Institute, Turkey’s statistical
yearbook 2012, Prime Ministry of Turkey, Ankara,
Turkey, 2012.
[12] MENR, The Republic of Turkey Ministry of Energy
and Natural Resources Strategic Plan (2010-2014),
Ankara, Turkey.
[13] OECD/IEA, International Energy Agency, Oil and Gas
Emergency Policy - Turkey 2013.
[14] TEIAS, Turkish Electricity Transmission Company.
Annual Report 2013, TEIAS, Ankara, Turkey, 2014.
[15] Bildirici M.E., “Economic Growth and Biomass
Energy”, Biomass and Bioenergy, 50, 19-24, 2013.
[16] Bilgen S., Keleş S. and Kaygusuz K., “The role of
biomass in greenhouse gas mitigation”, Energy
Sources, Part A, 29, 1243-1252, 2007.
[17] Saracoglu N., “The importance of bioenergy and
energy forestry for Turkey”, Zero Emission Power
Generation Workshop 16th to 18th April 2007,
TUBİTAK, Turkey.
[18] Kaygusuz K., “Biomass as a clean and sustainable
fuel”, Energy Source, Part A, 31, 1069-1080, 2009.
[19] Bilgen S., “The determination of the chemical exergy
values of Indonesian biomass and biomass residues”,
Journal of Biobased Materials and Bioenergy, 8, 8893, 2014.
[20] Saracoglu N., “The biomass potential of Turkey for
energy production: Part I”, Energy Sources, Part B, 5,
272-278, 2010.
[21] EIE, General Directorate of Electrical Power Resources
Survey and Development Administration, Renewable
Energy in Turkey, Ankara, Turkey, 2010.
[22] Kotcioglu İ., “Clean and sustainable energy policies in
Turkey”, Renewable and Sustainable Energy Review,
15, 5111-5119, 2011.
[23] Melikoglu M., “Vision 2023: Feasibility analysis of
Turkey’s renewable energy projection”, Renewable
Energy, 50, 570-575, 2013.
[24] Demirbay A., Pehlivan E., and Altun T., “Potential
evolution of Turkish agricultural residues as bio-gas,
biochar and bio-oil sources”, Int. J. Hydrogen Energy,
31, 613-620, 2006.
[25] Erdem Z.B., “The contribution of renewable resources
120
in meeting Turkey’s energy-related
challenges”,
Renewable and Sustainable Energy Review, 14,27102722, 2010.
[26] Demirel B., Onay T.T., and Yenigün O., “Application
of biogas technology in Turkey”, World Academy of
Science, Engineering and Technology, 67, 818-822,
2010.
[27] Gokcol C., Dursun B., Alboyacı B., and Sunan E.,
“Importance of biomass energy as alternative to
other sources in Turkey”, Energy Policy, 37, 424-431,
2009.
[28] Bilgen S., “Structure and environmental impact
of global energy consumption”, Renewable and
Sustainable Energy Reviews, 38, 890-902,2014.
[29] Republic of Turkey, Ministry of Forestry and Water
Affairs, Forestry Statistics, Turkish Statistical Institute,
Printing Division, Ankara, Turkey, 2012.
[30] MENR, Ministry of Energy and Natural Resources,
Energy report in Turkey by 2009.
[31] Richardson J. (Ed.), “Bioenergy from sustainable
forestry: Guiding principles and practice”, Kluwer
Academic Publishers, New York, USA, 2002.
[32] Kaya D., “Renewable energy policies in Turkey”,
Distributed Generation & Alternative Energy Journal,
20(1), 37-53, 2005.
Status of Fossil And Renewable Energy Resources in Turkey
Selçuk BILGEN
ABSTRACT
To reduce import dependency in the energy sector, Turkey
announced long-term targets for electricity energy to
produce more electricity from national sources. One of the
main targets is defined as increasing the use of renewable
energy resources as an alternative to the fossil fuels. The EU
has adopted an energy policy for non-member countries to
minimize emissions from carbon sources, and to decouple
energy costs from oil prices. The current trend of rising fossil
fuel prices and environmental issues are forcing Turkey
to improve sustainable energy planning. This study aims
to find out which energy sources can contribute to the
transition toward a renewable energy future for Turkey.
1. INTRODUCTION
Industrialization, urbanization and population growth in
Turkey has resulted in a large increase in energy demand. With
a rapidly growing economy (the world’s seventeenth largest
economy), Turkey has become one of the fastest growing
energy markets in the world. Over the last decade, Turkey
has been the second country, after China, in terms of natural
gas and electricity demand increase. Turkey is expected to
become one of the most dynamic energy economies of the
world in terms of increase in energy demand[1].
The world’s population has increased by 2.5 times since
1950, and the energy demand has increased sevenfold. Compared to the present, in 2030, it is expected to
increase in a ratio ranging from 40 to 50% of the energy
consumption worldwide, and to increase higher than
100% of this consumption in Turkey. In 2011, Turkey had
obtained 2.33% from renewable energy sources, 1.7%
from liquid fuels, 22.8% from hydroelectric, 28.2% from
coal, 44.7% from natural gas all self-produced. The main
objective for renewable energy sources of the Ministry
of Energy is to ensure that a level of 30% of the share of
electricity production is from these resources in 2023
[2]. As it is presented in Table 1, the share of electricity
generation seems stable 22–25% for the whole period[3].
Turkey’s energy consumption has been growing faster than
its production[4]. The total primary energy production met
around 28% of total primary energy demand of the country
in 2014[5]. Natural gas is the greatest source in the energy
consumption with a share of 32%. Lignite coal is major
Table 1. Capacity Forecast by Plant Type, MW
2010
2020
2030
2040
2050
0
3 000
10 000
20 000
30 000
Lignite and coal
10 650
16 300
21 500
30 300
39 100
Gas and oil
16 850
29 400
42 100
55 300
68 550
Hydro
stations
16 400
23 080
29 580
33 100
36 600
Nuclear
stations
Wind
750
3 400
9 400
14 750
20 100
Solar
0
200
9 200
24 200
39 200
Other
350
1 650
2 250
2250
2250
Total
45 000
77 050
124 050
179 900
235 800
Reserve
30.6%
18.2%
23.8%
25.9%
27.1%
domestic energy source of Turkey and its reserves are 12.4
billion tons. Since most of the lignite reserves are low in
quality, they are used mostly in electricity generation.
On the other hand, Turkey has very limited natural gas
reserves. 70% of the primary energy consumption is met by
imported energy sources. This figure shows that Turkey’s
dependency on foreign energy will continue to increase
in following years in parallel with its economic growth.
Turkey should increase the use of domestic sources, since
foreign dependence of country can be minimized[4].
Turkey’s thirst for energy is expected to increase in the
foreseeable future according to the Turkish government’s
ambitious targets in the Vision 2023 agenda. Details of
which are given in Table 2[6].
Table 2. Vision 2023 Goals for The Energy Sector of Turkey
Area
Target
Installed power
125 000 MW
Share of renewable sources in
power generation
30%
Nuclear power
Eight reactors with a capacity of
10 000 MW
Nuclear power
(under construction)
Four reactors with a capacity of
5 000 MW
Coal power
18 500 MW
Hydropower
Full utilization
Wind power
20 000 MW
Solar power
3000 MW
Geothermal power
600 MW
121
2. FOSSIL ENERGY SOURCES OF TURKEY
One of most plentiful resources of Turkey is coal. Coal’s
share of Turkish power production is between 22% and
29% of mix over the past decade. Indigenous coal fueled
15% of power generation[7]. Turkey has mineable hard
coal reserves of approximately 1 billion metric tons[8].
Turkey has around 1.3 billion tons of hard coal of which 0.5
billion tons are proven reserves[9]. Coal could provide 17
000 MW of electricity, or roughly one-third of the current
installed capacity. Just under 8900 MW of power is now
generated by power plants using locally mined coal. Even
as Turkey seeks out more sources of coal, it will take time
to bring production up to speed. Since exploration is still
under way at coalfields and detailed feasibility work has
yet to be carried out, it will likely require imports to meet
the government’s targets. In 2010 Turkey purchased some
27 million tons of coal from overseas[7]. As part of the
Turkish energy balance, coal is in second place with 30%.
Turkey imports approximately 50% of its coal[10]. Turkey’s
main hard coal deposits are located in the Zonguldak basin.
Hard coal resources in the basin are estimated at some
1335 Mt of which 534 Mt are in the proven category[9].
Lignite is the dominant source of energy produced in
Turkey. Nearly 75% of the indigenous lignite is consumed
in thermal power plants[1]. Turkey has mineable lignite
reserves of about 3.2 billion metric tons[8]. Turkey has
around 11.5 billion tons of lignite resources, of which
9.8 billion tons are proven reserves. The most important
lignite deposits are located at the Afşin-Elbistan lignite
basin of south-eastern Anadolia where the geological and
economically mineable reserves are estimated at around
5000 Mt of low quality lignite. Soma basin is the second
largest lignite area in Turkey. Other important deposits
are located in the Tunçbilek, Seyitömer, Bursa, Çan, Muğla,
Beypazarı, Sivas and Konya Karapınar basins. In 2010,
lignite output totaled 69.0 Mt. Almost 90% of Turkey’s
total lignite production is from opencast mines[9].
As part of the Turkish energy balance, oil is in third place
with nearly 20%. Turkey imports nearly 90% of its oil[10].
In 2012, Turkey consumed 728 000 barrels of oil/day.
According to the U.S. Energy Information Administration,
Turkey’s crude oil imports are expected to double over the
next decade[11]. Oil share in the final energy consumption
is about 45% while coal and electricity account for 20%
and 12% respectively. 85% of oil requirement is imported.
Net oil imports are projected to increase to nearly 30.6
Mtoe in 2000 and to 41.5 Mtoe in 2010, while the crude
oil production (3.3 Mtoe in 1995) is expected to decrease
further[1].
The consumption of natural gas is increasing rapidly.
Economic growth and increasing use of natural gas in
electric generation, agriculture, and households have
122
kept demand soaring. Turkey’s natural gas consumption
started with 0.04 bcm in 1982[12]. In 1995, it represented
8% of the total final energy consumption [1]. The use of
natural gas in Turkey has increased by 96% during the
2000s. In Turkey, while there was no natural gas use in
1973, it has the second biggest share of total primary
energy consumption with 29.9% of the total after coal
with a 31.8% share in 2010. In 2010, total natural gas
consumption was around 38.2 bcm per annum but
production was only 690 mcm[13]. It is expected that
this figure will be about 65 bcm in 2020[12]. The future
projections have been conducted for natural gas. These
projections illustrate that natural gas consumption will
increase in the future. It is expected that natural gas
consumption will be 1900.072, 2041.094 and 2153.699
billion cubic feet in 2016, 2017 and 2018, respectively[14].
3. RENEWABLE ENERGY SOURCES OF TURKEY
As seen in Table 3, Turkey has ambitious targets in
renewable energy utilization by 2019. For example while
two folds increase has been planned in wind, geothermal
and biomass installed capacity, 10 folds increase has been
targeted in solar energy capacity. However, since renewable
energy constitutes only 1.1% of technical potential, Turkey
has still economical potential to be exploited in renewable
resources. While share of renewables in installed capacity
increased 5 folds in 2013 as compared to 2008, share
of hydroelectricity in total installed capacity increased
by 9.3% as compared to 2006. As a result of incentives,
renewable energy capacity increased remark- ably since
2005[6].
Table 3. Planned Installed Power Based on Renewable Energy
and Technical Potential, MW
Technical
potential
Base year
2013
2015
2019
Hydraulic
54 000
22 289
25 000
32 000
Wind
114 000
2 759
5 600
10 000
Geothermal
2 000
311
360
700
Solar
56 000
-
300
3 000
Biomass
4 000
237
380
700
Energy type
More plants are expected to be built in the near future
geothermal energy is used for electric power generation
and direct utilization in Turkey. The installed gross
capacity for electric power generation is 345 MWe from
11 geothermal power plants in 2014, while new 395 MWe
of capacity is still under construction or projected at 19
geothermal fields and will be completed in 2016-2017
[15]. The official target is 600 MW by 2023 although it
is 550 MW by 2013 in some reports. When the facilities
under construction are finished, total installed capacity
will be close to 430 MW [13]. Turkey is first in Europe and 7th
in the world in geothermal energy resources for its direct
use and for electricity generation. The overall geothermal
energy potential of Turkey is estimated to be 35 000 MW.
Current geothermal production is approximately 2 Mtoe
and expected to increase to 6.3 Mtoe by 2020[16].
In Turkey, hydraulic energy is the most widely used
renewable energy type. The installed capacity based on
hydraulic energy has continuously increased since 2003,
and as of June 2013, it reached to 20 456MW, which is
the total of the installed capacities of 424 hydropower
plants[17]. Historically there is only one playmaker that
is hydropower. Currently, more than 25.0% or 57.5 TWh
of the country’s electricity demand is supplied from
hydropower. According to official projections this would
increase to approximately116.0 TWh in2023. Between
22.0 % and 27.0 % of Turkey’s annual electricity demand
should be supplied from hydropower in 2023. Therefore,
between 22.5 TWh and 45.0 TWh of electricity should
be generated from renewable energy sources other than
hydropower to provide a total of 30.0% renewable energy
based electricity generation in 2023[6].
Turkey has high solar energy potential. The total solar
electricity capacity in Turkey is approximately 380
billion kWh (56 000 MW thermal power). According to
the Turkish Ministry of Energy, Turkey is ranked as the
second best country in Europe after Spain for solar power
generation investments[16]. In Turkey, approximately 30
000 solar water heating systems have been installed since
the 1980’s. This is a minute fraction of the total potential.
About 50% of existing dwellings could be fitted effectively
with a solar water heater. If this potential were extended
to 2025, the deployment of approximately 5 million
systems would be required. This could save an estimated
30 PJ (9.0 TWh) per year of oil, coal and gas and 2.0 TWh
per year of electricity[18]. The forecasts have shown that
the solar power potential utilization is becoming more
significant after 2020. The projections for 2050 indicate
that electricity consumption from small and medium
renewable energy sources including solar and wind will
constitute 15% of the total, whereas the solar thermal will
constitute around 16%. Geothermal and other renewables
will remain around 3%. According to the high demand
scenario, in 2050 the share of hydropower in overall
electricity generation will be 12%, followed by solar power
at 7% and wind power at 3%[3].
Turkey has one of the richest wind energy potentials among
European countries. Turkey’s total technical potential
for wind power is estimated to be around 114.173 MW.
Turkey’s total economically feasible potential for wind
power is estimated to be 20.000 MW. The most attractive
regions for wind energy utilization are the Marmara,
Aegean, and Black Sea regions possessing, respectively,
38.5, 23, and 12.5% of the total wind power potential of
the country. Although Turkey has much higher technical
wind power potential than other European countries, only
a very small percentage of this potential is used when
compared to those countries. The capacity of wind power
has started to increase significantly after the renewable
Energy Law in Turkey in 2005. A total of 93 wind projects
with a total installed capacity of 3 363 MW have been
licensed after the enactment of the law[19]. Wind energy
resource isn’t efficiently used in Turkey. Turkey is a country
which has wind energy potential on land and sea more
than many European countries but the value of installed
wind power plants is less than these countries. There is no
power generation from offshore wind turbines in Turkey
whereas it is surrounded on three sides by seas. The 2023
target which is about the renewable energy generation
of Turkey is the 30%. Turkey has a higher potential then
a lot of developed countries regarding wind energy,
expected efficiency can’t be obtained due to the lack of a
national renewable energy policy and the fact that wind
energy is not promoted by incentives. Energy planning
and management are necessary to promote wind energy
which has a vital importance for the development and
future of Turkey[20].
4. CONCLUSION
Because of the increasing population and life standards
in Turkey, fossil fuel consumption is increasing. As a
result, fossil fuels are being depleted rapidly. Another
important problem associated with fossil fuels is that
their consumption has major negative impacts on the
environment. Therefore, Turkey has to include renewable
energy alternatives in their future energy plans so that
they can produce reliable and environmentally friendly
energy. The development and use of renewable energy
sources and technologies are increasingly becoming vital
for sustainable economic development of Turkey. The
selection of the suitable renewable energy sources is very
important to plan future’s energy consumption because
the most of renewable energy sources are depend on
multi criteria decision making.
REFERENCES
[1] Turkey energy policy, laws and regulations handbook,
Volume 1, “Strategic information and basic laws”,
International business publications, Washington DC,
USA, 2015.
[2] Şengül Ü., Eren M., Shiraz S.E., and Gezder V., “Fuzzy
TOPSIS method for ranging renewable energy supply
systems in Turkey”, Renewable Energy, 75, 617-625,
2015.
[3] Basaran S.K., Dogru A.O., Balcik F.B., Ulugtekin N.N.,
Goksel C., and Sozen S., “Assesment of renewable
energy potential and policy in Turkey – Towards
the acquisition period in European Union”,
Environmental Science & Policy, 46, 82-94, 2015.
[4] Capik M., Kolaylı H., and Yılmaz A.O., “A comparative
123
study on the demand of Turkey: coal or natural gas,
Energy Exploration & Exploitation, 31(1), 119-138,
2013.
[5] Bölük G. and Mert M., “The renewable energy, growth
and environmental Kuznets curve in Turkey: An
ARDL approach”, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 52, 587-595, 2015.
[6] Melikoglu M., “Hydropower in Turkey: Analysis in the
view of Vision 2023”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, 25, 503-510, 2013.
[7] The report: Turkey 2013, Oxford Business Group.
[8] Thakur P., Aminian K., and Schatzel S. (Eds.), “Coal bed
methane: From prospect to pipeline”, Elsevier, New
York, USA, 2014.
[9] Osborne D. (Ed.), “The coal handbook: Towards cleaner
production. Volume 2: Coal utilization”, Woodhead
Publishing, Oxford, UK, 2013.
[10] Aydın-Düzgit S, Huber D, Müftüler-Baç M, Keyman
EF, Schwarz M, and Tocci N (Eds.), “Global Turkey in
Europe III: Democracy, trace, and Kurdish question in
Turkey-EU relations”, Edizioni Nuova Cultura, Roma,
2015.
[11] 2015 Turkey Country Report, Rethink Institute,
Washington DC, USA.
[12] Çetin T., Oğuz F. (Eds.), “The political economy of
regulation in Turkey”, Springer, London, UK, 2011.
[13] Atiyas I., Çetin T. and Güle G., “Reforming Turkish
energy markets: Political economy, regulation and
competition in the search for energy policy”, Springer,
New York, USA, 2012.
[14] Boran F.E., “Forecasting natural gas consumption in
Turkey using grey prediction”, Energy Sources, Part B,
10, 208-213, 2015.
[15] Bilge A.N., Toy A.Ö. and Günay M.E. (Eds.), “Energy
systems and management”, Springer, London, UK,
2015.
[16] Turkey investment and business guide, Volume 1,
“Strategic and practical information”, International Business Publications, Washington DC, USA, 2015.
[17] Güngör-Demirci G., “ Spatial analysis of renewable
energy potential and use in Turkey”, Journal of
Renewable and Sustainable Energy, 7, 013126, 2015.
[18] Aksu A., “Concepts for energy savings in the housing
sector of Bodrum, Turkey: Computer based analysis
and development of future settlements using
renewable energy”, Universitatsbibliothek, Berlin,
2010.
[19] Cavallaro F. (Ed.), “Assessment and simulation
tools for sustainable energy systems: theory and
applications”, Springer, London, UK, 2013.
[20] Kaplan Y.A., “Overview of wind energy in the world
and assessment of current wind energy policies in
Turkey”, Renewable and Sustainable Energy Reviews,
43, 562-568, 2015.
124
Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli; Tunceli İli Örneği
Tarkan KOCA
Serhat AKSUNGUR
ÖZET
Dünyada ve ülkemizde teknolojinin 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
2011-2014 yıllarında saatlik olarak ölçülen güneşli gün –
sıcaklık ve geliş açısı verilerine dayanarak Tunceli ilindeki
güneş enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir.
Anahtar kelimeler: Güneş enerjisi, Tunceli ili, 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
çalışmalarda 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. Dünya’ya güneşten gelen enerji, Dünya’da 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 Dünya’nın 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 gelen fosil
yakıtlarda, yüzyıllar boyunca güneşten aldığı enerji
sayesinde değişime uğrayarak kullanılır hale gelmişlerdir.
Fosil yakıtlarının rezervlerinin çok büyük olmadığı
düşünüldüğünde 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’lü yıllara dayanmaktadır. Önce Sokrat sonra Arşimet güneş enerjisini
aktif olarak kullanmışlardır. Ancak en önemli çalışmalar
merceğin bulunmasıyla başlamıştır.1725 yılında Belidor
125
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 güneşi kolektörü ve deposu 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
(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.
126
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.
Tablo 1. 2013 Yılı İtibari ile Güneş Enerjisi Santrali Kapasiteleri[7]
Tamamlanmış
Projeler (MW)
Devam Eden
Projeler
(MW)
Lisans alınmış
olan Projeler
MW)
İspanya
2206
50
185
A.B.D.
1073
615
3615
Hindistan
156
425
551
Ülke / Bölge
Birleşik Arap Emirlikleri
100
0
0
Çin
21
170
1670
Mısır
20
0
350
Fas
20
160
300
Cezayir
20
0
150
Avustralya
10
44
31
Güney Afrika
0
300
350
Şili
0
110
765
Diğer
37
18
2951
3663
1892
10918
Toplam
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 2. 2013 Yılı Sonuna Kadar Kurulumuna Karar Verilen
Güneş Enerjisi Santrali Kapasitesi - İllere Göre Dağılımı [8, 10]
Şehir
Kapasite
(MW)
Şehir
Kapasite
(MW)
Şehir
Kapasite
(MW)
Konya-1
46
Niğde Nevşehir
- Aksaray
26
Şırnak
11
9
Konya-2
46
Kayseri
25
Adana Osmaniye
Van-Ağrı
77
Malatya Adıyaman
22
Muş
9
Antalya-1
29
Hakkari
21
Siirt–
BatmanMardin
9
Antalya-2
29
MuğlaAydın
20
Sivas
9
Karaman
38
Isparta-Afyon
18
Elazığ
8
Mersin
35
Denizli
18
Şanlıurfa Diyarbakır
7
K.Maraş Adıyaman
27
Bitlis
16
Erzurum
5
Burdur
26
Tunceli Bingöl
11
Erzincan
3
Tablo 3. Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli ve Güneşlenme
Süresi Değerleri (Bölgelere Göre) [1]
Bölge
Toplam Güneş
Enerjisi
(kWh/m² - yıl)
Güneşlenme Süresi
(saat/yıl)
Güneydoğu Anadolu
1460
2993
Akdeniz
1390
2956
Doğu Anadolu
1365
2664
İç Anadolu
1314
2628
Ege
1304
2738
Marmara
1168
2409
Karadeniz
1120
1971
Tablo 3 ve Şekil 3’te Türkiye coğrafi bölgelerinin enerji
potansiyeli ve güneşlenme süresi değerleri görülmektedir.
Şekil 3. Türkiye’nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli
haritası[1].
Güneydoğu Anadolu bölgesinden sonra güneş enerjisi
ile elektrik üretimi açısından en uygun bölgedir. Şekil 4’te
Tunceli’nin kuzey bölgelerinin güneş enerjisi yönünden
çok zengin olduğu görülmektedir. Tablo 2’de görüldüğü
gibi, Tunceli iline kurulması kararlaştırılan güneş enerji
santrallerinin gücü azımsanmayacak bir değere sahiptir.
Şekil 4. Tunceli ili ve
çevre bölgeler güneş
radyasyon haritası[11].
Şekil 5. Tunceli ili
global radyasyon
değerleri (KWh/
m2-gün).
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].
4. TUNCELİ İLİ GÜNEŞ ENERJİSİ POTANSİYELİ
Doğu Anadolu bölgesinin güneş enerji potansiyeli Şekil
3 incelendiğinde diğer bölgelere oranla oldukça iyi
seviyededir. Doğu Anadolu bölgesi, Akdeniz bölgesi ve
Şekil 6. Tunceli
ili güneşlenme
süreleri (saat).
127
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 enerjisi santralleri ve güneş
enerjisi santralleri bir an önce kurulmalı ve elektrik üretimi
miktarı artırılmalıdır. Rüzgâr enerjisi santralleri gelişimi
çok hızlı olmaktadır ama güneş enerjisi santralleri gelişimi
oldukça yavaş ilerlemektedir. Tunceli ili Meteoroloji
müdürlüğünden alınan 23.01.2015 tarih 983 sayılı yazıdaki
meteorolojik bilgilere göre Tunceli ili güneş enerjisi
potansiyeli bakımından yatırım için değerlendirilebilir. Yine
aynı verilere göre güneşlenme şiddeti ve günlük sıcaklık
değeri güneş enerji santralleri kurulumu için ortalama
değerlerdedir. Şekil 3’te görüldüğü gibi Tunceli ilinin güneş
enerjisi potansiyeli yıllık 1600 ~ 1700 Kwh/m2 arasındadır.
KAYNAKLAR
[1] http://www.eie.gov.tr (Erişim Tarihi: 16.11.2015).
[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 (Erişim Tarihi: 14.11.2015)
[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.
[11] Demir Ş., Güneş Enerjisi Başvuru Süreçleri ve Gelecek
Stratejileri, UFTP Çalıştayı, Antalya, Ekim 2011.
128
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
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 Tunceli province 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
Tunceli Meteorological office when the date 23.01.215,
solar energy potential of Tunceli province is suitable for
investment in this area. Again according to the same data,
solar radiation and daily temperature values are at average
for the installation of solar power plants. As can be seen in
figure 3, the solar energy potential of Tunceli is between
1600 ~ 1700 kWh / m² per year.
Keywords: Solar energy, Tunceli province, electric.
Türkiye’de Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli
Tarkan KOCA
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 arttırır. Bu çalışmada
güneşli gün – sıcaklık ve geliş açısı verilerine dayanarak
Türkiye’deki güneş enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir.
Anahtar kelimeler: Güneş enerjisi, Türkiye, 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
çalışmalarda 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. Dünya’ya güneşten gelen enerji, Dünya’da 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
Dünya’nın 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 gelen fosil
yakıtlarda, yüzyıllar boyunca güneşten aldığı enerji
sayesinde değişime uğrayarak kullanılır hale gelmişlerdir.
Fosil yakıtlarının rezervlerinin çok büyük olmadığı
düşünüldüğünde 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
129
sonra petrol krizinin ortaya çıkması bilim adamlarını
alternatif enerji kaynakları konusunda çalışma yapmaya
itmiştir. H. Buchberg ve J.R. Roulet adlı bilim adamları
güneşi kolektörü ve deposu 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 TÜBITAK 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]. Dünya’daki güneş
enerjisinin yoğunluğu, atmosferde metrekare başına1,35
kW değerindedir. Güneş enerjisi yoğunluğu bakımından
dünyanın ayak izi alanının ölçüsü 178x106MW. Dünya’nın
tüm yüzeyine denk gelen güneş enerjisi, 1,22x1014 TCE
(ton kömür eşdeğeri) veya0.814x1014 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].
Tablo 1. Küresel Kurulu Güç Kapasitesi, 2014 (MW)[12]
ÜLKE
Güneş Enerjisi Kurulu Gücü (MW)
Almanya
36,000
Çin
34,000
İtalya
18,400
Japonya
13,600
ABD
10,000
İspanya
4,400
Fransa
4,390
Belçika
2,830
Hindistan
2,630
Yunanistan
2,523
İngiltere
2,500
Bulgaristan
2,210
Çek Cumhuriyeti
2,132
Avustralya
1,298
Romanya
1,100
Danimarka
600
Kanada
444
Güney Kore
442
Avusturya
420
Tayland
317
BAE
100
Türkiye
20
Toplam
140,356
önlemler sonucu 2020 yılına kadar Güneş Enerjisine dayalı
elektrik üretimi kurulu gücünün 400 - 600 GW’a ulaşması
beklenmektedir (Tablo 2).
Tablo 2. 2011 - 2014 Yıllarında Dünyada Güneş Enerjisinin
Gelişimi[12]
Yıl
2010
2011
2012
2013
2014
Güç (MWp)
40,300
70,500
100,500
138,900
185,000
Büyüme
73 %
75 %
43 %
38 %
33 %
3. GÜNEŞ ENERJİSİNİN DÜNYADAKİ DURUMU
Son yıllarda güneş enerjisi kullanımı oldukça artmıştır.
Tablo 1’de 2014 yılı sonu itibari ile dünyada ülke bazında
güneş enerjisi üretimi tesisi kurulu güçleri görülmektedir.
Şekil 1 ve Şekil 2’de dünyada güneş enerjisi kurulu
güçleri gösterilmiştir. Teknolojideki gelişmelere bağlı
olarak 2014 yılında devreye alınan güneş enerjisi kurulu
gücü oldukça artmıştır. Özellikle Çin ve Japonya’da
artış miktarının yüksek olduğu görülmektedir. Bu artış
oranına göre düşünüldüğünde ve son birkaç yılda dünya
genelinde güneş enerjisine yönelim ve ülkelerin aldığı
130
Şekil 1. Küresel kurulu güç kapasitesi, 2004 – 2014[11].
Tablo 3 ve Şekil 3’te Türkiye coğrafi bölgelerinin enerji
potansiyeli ve güneşlenme süresi değerleri görülmektedir.
Şekil 2. Küresel kurulu güç artışı, 2013-2014[11].
Şekil 4. Türkiye’nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli haritası[1].
4. GÜNEŞ ENERJİSİNİN TÜRKİYE’DEKİ DURUMU
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.
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 [1, 9].
Tablo 3. 2013 Yılı Sonuna Kadar Kurulumuna Karar Verilen
Güneş Enerjisi Santrali Kapasitesi - İllere Göre Dağılımı [8,10]
Şehir
Kapasite
(MW)
Şehir
Kapasite
(MW)
Şehir
Kapasite
(MW)
Konya-1
46
Niğde Nevşehir
- Aksaray
26
Şırnak
11
Konya-2
46
Kayseri
25
Adana Osmaniye
9
Van-Ağrı
77
Malatya Adıyaman
22
Muş
9
Antalya-1
29
Hakkari
21
Siirt–Batman- Mardin
9
Antalya-2
29
MuğlaAydın
20
Sivas
9
Karaman
38
Isparta-Afyon
18
Elazığ
8
7
Mersin
35
Denizli
18
Şanlıurfa Diyarbakır
K.Maraş Adıyaman
27
Bitlis
16
Erzurum
5
Burdur
26
Tunceli Bingöl
11
Erzincan
3
Şekil 5. Türkiye global radyasyon değerleri (KWh/m²-gün)[1].
Tablo 4. Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli ve Güneşlenme
Süresi Değerleri (Bölgelere Göre)[1]
Toplam Güneş Enerjisi
(kWh/m² - yıl)
Güneşlenme Süresi
(saat/yıl)
Güneydoğu Anadolu
1460
2993
Akdeniz
1390
2956
Doğu Anadolu
1365
2664
İç Anadolu
1314
2628
Ege
1304
2738
Marmara
1168
2409
Karadeniz
1120
1971
Bölge
Şekil 6. Türkiye güneşlenme süreleri (saat)[1].
131
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 (Erişim Tarihi :
14.12.2015)
[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.
[11] http://www.ren21.net (Erişim tarihi: 11.12.2015)
[12] http://www.altungroup.com/ (erişim tarihi: ,
11.12.2015)
Şekil 7. Türkiye PV tipi-Alan-Üretilebilecek enerji (KWhyıl)[1].
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 enerjisi santralleri ve güneş
enerjisi santralleri bir an önce kurulmalı ve elektrik üretimi
miktarı artırılmalıdır. Rüzgâr enerjisi santralleri gelişimi
çok hızlı olmaktadır ama güneş enerjisi santralleri gelişimi
oldukça yavaş ilerlemektedir.
Türkiye’nin, 80 milyona yaklaşan nüfusu ile enerji ihtiyacını
gidermek için ödediği miktar her geçen gün artmaktadır.
Güneş enerjisi Türkiye’nin yenilenebilir enerji yol haritasında
önemli bir yere sahiptir. Güneş enerjisi potansiyeli açısından
verimli bir coğrafyada bulunan Türkiye, bu potansiyeli
aktif olarak kullanamamaktadır. Yıllık ortalama radyasyon
değeri ve güneşlenme süresi incelendiğinde güneş enerjisi
Türkiye’de halen kullanılmayan en önemli alternatif temiz
enerji kaynağıdır. Orta ve uzun vadede gerekli çalışmalar
yapılarak dışa bağımlılık belli oranlarda azalacaktır. 2015 yılı
itibariyle Türkiye’de kümülatif kurulu güneş enerjisi gücü
55 MW olup hala potansiyelin çok altındadır. Sonuç olarak
Türkiye için kaynak bazında elektrik üretimi için güneş
enerjisine yapılacak yatırımlar kaynak çeşitliliği bazında
büyük önem taşımaktadır.
KAYNAKLAR
[1] http://www.eie.gov.tr (Erişim Tarihi : 11.12.2015)
[2] Akpınar A., Kömürcü M. İ., Kankal M., Özölçer İ. H.,
132
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
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. 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
With a population reaching 80 million, Turkey’s energy
consumption based on primary energy resources is
continuing to increase. Solar energy has an important place
in Turkey’s renewable energy road map. Solar Energy is the
most important alternative clean energy resource which is
still untapped in Turkey. Cumulative installed PV power in
Turkey is about 55 MW and still very little when compared
to its high potential. The yearly average solar radiation is
1311 kWh/m² per year and 3,6 kWh/m² per day. The total
yearly insulation period is approximately 2460 hours per
year and 7,2 hours per day. The energy yield potential for a
PV plant is 1300-1600 kWh/kWp.
Keywords: Solar energy, Türkiye, Electric
133
Türkiye’de Rüzgar Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli
Tarkan KOCA
Serhat AKSUNGUR
M. Mustafa UYAR
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 Türkiye’deki rüzgâr enerjisi potansiyeli analiz
edilmiştir. Bu analiz sonuçlarına göre gerekli fizibilite
hesaplamaları yapılmıştır.
Anahtar kelimeler: Rüzgâr enerjisi, Türkiye, 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 alt yapısını oluşturmaktadır.
Ülkemizde ve dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç
artmaktadır. Buda insanoğlunu yeni enerji kaynakları
bulmaya yönlendirmiştir. Özellikle yenilenebilir enerji
kaynakları birçok avantajlı taraflarından dolayı bilim
insanlarının ilgisini çekmiştir. Mevcut tükenebilir enerji
kaynaklarındaki azalmalar ki bunlar; kömür, petrol, doğalgaz
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
134
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]
Rüzgâr Kaynak
Derecesi
Rüzgâr Sınıfı
50 m.
Yükseklikteki
Rüzgâr Hızı
(m/s)
50 m.
Yükseklikteki
Rüzgâr Güç
Yoğunluğu
(W/m²)
Zayıf
1
< 5,5
< 200
Düşük
2
5.5 – 6.5
200 – 300
Orta
3
6.5 – 7.0
300 – 400
İyi
4
7.0 – 7.5
400 – 500
Çok iyi
5
7.5 – 8.0
500 – 600
Mükemmel
6
8.0 – 9.0
600 – 800
Olağanüstü
7
> 9.0
> 800
2. RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYADAKİ DURUMU
2014 GWEC raporuna göre dünyada toplam kurulu güç
rüzgâr enerji santrali 369,597 GW değerine ulaşmıştır.
Tablo 1’de kıtalara göre ülkelerin rüzgâr enerjisi üretim
kapasitesi görülmektedir[3].
Tablo 2. Küresel Kurulu Rüzgâr Enerjisi (MW) – Bölgesel
Dağılım[3]
2013 sonu
2014
Toplam (2014
sonu itibariyle)
Mısır
550
60
610
Tunus
245
-
245
1,602
934
2,535
Çin
91,413
23,196
114,60
Hindistan
20,150
2,315
22,465
Japonya
2,669
130
2,789
Tayvan
614
18
633
Güney Kore
561
47
609
115,968
26,007
141,964
Almanya
34,250
5,279
39,165
İspanya
22,959
28
22,987
İngiltere
10,711
1,736
12,440
İtalya
8,558
108
8,663
Fransa
8,243
1,042
9,285
Danimarka
4,807
105
4,883
Portekiz
4,730
184
4,914
İsveç
4,382
1,050
5,425
Polonya
3,390
444
3,834
Türkiye
2,958
804
3,763
Hollanda
2,671
141
2,805
Romanya
2,600
354
2,954
İrlanda
2,049
222
2,272
Yunanistan
1,866
114
1,980
Avusturya
1,684
411
2,095
3. RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYADAKİ DURUMU
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 yakınında 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].
AFRIKA ve ORTA
DOĞU
Diğerleri
Toplam
ASYA
Diğerleri
Toplam
AVRUPA
Diğerleri
5,715
835
6,543
Toplam
121,573
12,858
134,007
A.B.D
61,100
4,854
65,879
Kanada
7,823
1,871
9,694
Meksika
1,917
634
2,551
Brezilya
3,466
2,472
5,939
Şekil 1. Türkiye’de kurulu rüzgâr enerjisi (MW) - Yıllara
göre dağılım[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[4].
AMERIKA
Avustralya
3,239
567
3,806
Toplam
74,497
4,953
79,450
Genel Toplam
318,644
51,473
369,597
Şekil 2. İllere göre kurulu rüzgâr enerjisi (MW)[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.
135
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].
Rüzgar enerjisi ile elektrik üretimi açısından 2014 yılında
804MW eklenerek 2014 yılı sonu itibariyle 3763 MW
değerine ulaşılmıştır. Türkiye’nin en iyi rüzgar kaynakları
Çanakkale, İzmir, Balıkesir, Hatay ve İstanbul illerinde
yer almaktadır. Türkiye de 2014 yılı sonu itibarıyla, Ege
Bölgesinde 1359 MW ve Akdeniz bölgesinde 543 MW
Marmara bölgesinde ise 1,486 MW olmak üzere kurulu
rüzgar enerji santrali mevcuttur.
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.
Günümüzde rüzgâr enerjisi bakımından Türkiye önemli
bir pazara sahiptir. Önümüzdeki 10 yıl içinde Türkiye’deki
rüzgâr enerjisi kurulu kapasitesinin yaklaşık 10,5 GW
olacağı tahmin edilmektedir. Ayrıca gerekli düzenleme
ve modernizasyonun yapılmasıyla bu değerlerin 20 GW’a
kadar yükselebileceği de öngörülmektedir. Türkiye’nin
engin rüzgâr kaynakları önümüzdeki yıllarda önemli
yatırımlar çekeceği de önemli bir gerçektir.
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, (Erişim Tarihi:
16.11.2015).
[3] http://www.gwec.net (Erişim Tarihi: 18.11.2015).
[4] http://tureb.com.tr (Erişim Tarihi: 18.11.2015).
[5] T.C. Orman ve Su İşleri Bakanlığı Meteoroloji Genel
Müdürlüğü, Meteorolojik Bilgi (03.12.2014).
[6] http://www.eie.gov.tr/ (Erişim Tarihi: 08.11.2015).
[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 Rüzgar 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.
136
[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. “FotovoltaikRüzgâr 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
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.
The Turkish market at present has a large pipeline of projects.
The Turkish Wind Energy Association estimates that under
the current regulatory framework a total installed capacity
of about 10.5 GW will be reached within the next ten years,
but it could be as high as 20 GW with the right amendments
to the regulatory framework. Regardless, Turkey’s vast wind
resources are likely to attract significant investment in the
coming years.
Keywords: Wind energy, Türkiye, Electric
Biomass Combustion
Turgay KAR
Department of Chemistry, Karadeniz Technical University
Sedat KELEŞ
Kamil KAYGUSUZ
ABSTRACT
In today’s world, there is a growing interest in the use
of biomass for energy purposes. The reasons include
economic, political and environmental concerns, as well
as the need to provide energy using renewable resources,
reduce dependence on foreign fossil fuels, create more jobs
per unit of energy produced and considerably reduce the
environmental impact. Biomass combustion simply means
burning organic material, in other words combustion is a
complex phenomenon involving simultaneous coupled heat
and mass transfer with chemical reaction and fluid flow. For
millennia, humans have used biomass combustion to create
heat and, later, to generate power through steam. Wood is the
most commonly used feedstock, a wide range of materials
can be burned. These include residuals and byproducts such
as straw, bark residuals, sawdust and shavings from sawmills,
as well as so-called “energy crops” such as switchgrass, poplar
and willow that are grown specifically to create feedstock.
Still so today, the most widely applied conversion method
for biomass is combustion. Use of biomass resources as
wood to be burned typically associated with low conversion
efficiency and high pollutant emissions. Burning of wood
and agricultural materials in open fires and simple stoves for
cooking and space heating is common around the world and
a vital source of heat, although less desirable than advanced
conversion techniques from the perspective of atmospheric
pollution and undue health impacts from incomplete
combustion. İntegration of power and heat generation in
biorefinery operations will also lead to capacity expansions
for biomass combustion and related systems. This report
outlines biomass combustion, system designs and feedstock
properties.
1. INTRODUCTION
Since humans first learned to manage fire a quarter of a
million years ago or more[1], the burning of fuels has served
as a defining phenomenon for the development of societies.
Releasing the energy needed for large-scale land clearing
and agricultural expansion, combustion also provided
the means for industrial growth, rapid transportation,
the increase and concentration of populations, the
waging of world wars, and the globalization of trade and
culture. As the world population continues to expand, the
environmental impacts of current fuel burning practices
con not be sustained into the future[2].
In today’s world, there is a growing interest in the use of
biomass for energy purposes[3-7]. The reasons include
economic, political and environmental concerns, as well
as the need to provide energy using renewable resources,
reduce dependence on foreign fossil fuels, create more
jobs per unit of energy produced and considerably reduce
the environmental impact[8-12]. The majority of biomass
waste products actually available are deprecated and may
potentially be used as an energy source. In addition, many
types of biomass forms can be grown as energetic crops to
be consumed on-site, eliminating the dependence on third
parties to supply raw materials[13].
2. THE BIOMASS ASH FORMATION
The elements that form the ashes are present in biomass
as salts that are chemically bonded to the carbon structure
(inherent ash), or they can come with biomass as mineral
soil particles that have been caught during growth or
are swiped during harvest and transport (foreign ash)
[14]. The inherent ash components are homogeneously
distributed in the fuel and are much more mobile than
the trapped ash compounds, and therefore, they react
chemically during combustion[15]. A fraction of these
ash-forming compounds are volatilised and become part
of the gas phase[16]. The volatilised amount depends on
the characteristics of the fuel, the atmosphere surrounding
the particle and the burner technology[17]. For example, a
high combustion temperature and a reducing atmosphere
enhance the volatilisation of environmentally relevant
elements, such as heavy metals (Zn, Pb, etc.)[18].
Metals and metal oxides are partially evaporated at high
temperatures within the fuel particles and they become
an active part of the reactions during the gas phase[19].
137
During its tour in the boiler fire, channels will precipitate
at low temperatures and will nucleate on the surface as
fine particles of CaO. They then become part of the gases in
what is called “fly-ash” (size<1 μm). Due to a reoxidation–
nucleation–coalescence
process,
these
particles
agglomerate, composing an ash type larger than10 μm
known as coarse fly-ash[20]. Figure 1 shows the typical grate
furnace with bottom ashes being formed. Non-volatile ash
compounds that remain in the still-combust- ing particles
may be melted and coalesced on or in the surface of the
particle depending on the temperature and chemical composition of both the particle and the surrounding gases[21].
This results in ash particles that have a wide range of
compositions, sizes and characteristics related to the
original mineral. Depending on the density and size of these
particles the technology used and the speed of the gases a
fraction of these ashes can be entrained by the gases, but in
general, the majority is deposited on the grid, forming the
so-called “grate ashes”[22], as seen in Figure 2.
Table 1 presents the ash average composition obtained
from the combustion of some of the most common biomass
forms.
Due to complex alterations between K, Cl, P, Si and Ca, each
element cannot be evaluated individually without including
interactions between different oxides and equilibrium
compositions, which are also highly dependent on the type
of biomass, operational conditions and generated steam
parameters. For example, a Cl content of less than 0.1% is
not enough to avoid corrosion problems with heaters if you
are dealing with a high temperature steam[28].
The ashes originated from biomass combustion after
being collected are usually characterized using several
laboratorial techniques, such is inductively coupled plasma
atomic emission spectrometry (ICP-AES), X-ray fluorescence
(XRF), X-ray diffraction (XRD), scanning electron microscopy
(SEM) with energy dispersive X-ray spectrometry(EDX), and
ion chromatography(IC)[29].
ICP-AES, XRF and SEM-EDX are usually applied to analyze
the major elements present in the fuel as hand deposits,
including Si, Al, Fe, Ca, Mg, Ti, Na, K, P, Cland S, as well as Pb
and Zn for some fuels[30].
3. MINERAL AND CHEMICAL COMPOSITION OF
BIOMASS ASH
Biomass is considered as important non-fossil renewable
energy source and its combustion or co-combustion with
hard coal in power plants in Poland increases systematically.
Chemical and mineral composition of biomass ash differ
significantly from coal ash. In case of co-combustion the
composition and properties of fly ash and slag differ from the
composition of ash and slag obtained during combustion
of coal. Modified composition of fly ash produced in cocombustion influences possibilities of its application. The
composition of coal ash varies within broad range but
silicates or aluminosilicates are dominant components.
Variation of chemical composition of biomass ash is very
high. This study is based on 8 samples of biomass used in
power plants in Poland. SiO2 content is relatively high in the
straw ash (>66 wt% in ash obtained at 475°C and >73 wt%
138
in ash obtained at 800°C) or beech bark (ca. 56 wt% at 475
°C and ca. 58 wt% at 800°C) and very low in sunflower husks
ash (36 wt% (475°C) and >42 wt% (800°C); in palm kernel
ash varies from 21.6 (475°C) to 32.6 (900°C). CaO content
is relatively high in beech bark ash – 15.4 wt% (475°C) and
17.7 (800°C). In several biomass ash samples MgO content
exceeds 10 wt% (corn barn, straw and palm kernel). It is
worthy to add that chemical composition of biomass used
as fuel can vary significantly because it is related not only
to vegetation type but also to soil conditions influencing
vegetation growth and composition of detrital components
(derived from soil, atmospheric dust particles deposited
during cultivation or storage). Chemical composition of
biomass ash results in its very variable mineral composition.
Several samples are rich in K and Mg phosphates, other rich
in carbonates (e.g. calcite, fairchildite, kutnahorite), sulphates
(arcanite) and lime beside other components as quartz or
cristobalite, and Fe oxides. Addition of these components to
coal ash component results in high variability of composition
and properties of ash obtained in co-combustion. The real
influence of biomass co-combustion with coal on fly ash
composition is related not only to the chemical and mineral
composition of biomass ash but also ash content in biomass.
Ash content in saw dust biomass is often very low[31].
corresponding effects, can be found in several research and
technical studies[35]. One of the most important features
of the ash of biomass is its behavior at high temperatures,
particularly its melting behavior. The mechanisms of fusion
and agglomeration of ash particles on burners’ grates
and particle agglomeration processes on moving bed
and fluidized bed burners are very important and must
be taken into account when they are designed[36]. The
melting behavior of the ash is also an important factor in
determining the propensity of the different fuels to form
deposits of slagorash vitrification, either on the grate or
the boiler surface walls. Phase diagrams are a good starting
point to study the behavior of the ash at high temperatures,
where the influence is shown having a composition at the
melting temperature, determined by the system design.
Several studies use the ternary system CaO–SiO2–K2O
phase diagram, where the melting temperatures of all
possible compositions are plotted[37]. In these diagrams,
woody biomass ash is presented as having high melting
points and behavior that is in sensitive to changes in the
composition [38], while typical fast-growing biomass ash,
which is high in K, is presented as being dominated by
eutectic system characteristics with low temperatures and
large variations in composition[39].
4. PHYSICAL AND CHEMICAL BEHAVIOUR OF THE ASHES
The inorganic components that support biomass can
be evenly distributed in the organic fuel, as inorganic
component grains in the fuel particles and as foreign
material brought to the process[32]. During the
combustion process of the particle, the balance of the ash’s
inorganic fraction that is formed then undergoes a series
of simultaneous physical and chemical transformations
in order to form ash particles as a result of segregation,
evaporation, precipitation, nucleation and coalescence
processes. These particles have a wide spectrum in terms
of size, shape and composition. This depends on many
factors, primarily the morphology and composition of the
fuel, the combustion temperature and residence time[33].
During combustion several chemical and physical changes
of the minerals at high temperature occur[34]. Silica will
melt partially or totally and will interact chemically with
other components of the ash, primarily forming alkali metal
silicates (K and Na). Alumina-silicates will suffer partial or
total fusion. Carbonates, oxalates, chlorides and other salts
will be decomposed. Alkali metals and other heavy metals
will be volatilized. The particles will suffer fragmentation by
thermal shock and rapid emission of gases, as well as the
mineral particles will coalesce and agglomerate. The type of
combustion equipment used is also relevant in terms of the
behavior of the ash, since the combustion conditions are
different. For example in moving bed equipment, ash fusion
may not be so troublesome as it is in fixed-bed situations,
as there is less coalescence of the molten particles. Details
of each type of biomass-burning technology, along with its
5. COMBUSTION SYSTEMS
Direct combustion is the best established and most
commonly used technology for converting biomass to
heat. During combustion, biomass fuel is burnt in excess
air to produce heat. The first stage of combustion involves
the evolution of combustible vapors from the biomass,
which burn as flames. The residual material, in the form of
charcoal, is burnt in a forced air supply to give more heat.
The hot combustion gases are sometimes used directly for
product drying, but more usually they are passed through a
heat exchanger to produce hot air, hot water or steam.
The combustion efficiency depends primarily on good
contact between the oxygen in the air and the biomass fuel.
The main products of efficient biomass combustion are
carbon dioxide and water vapor, however tars, smoke and
alkaline ash particles are also emitted. Minimization of these
emissions and accommodation of their possible effects
are important concerns in the design of environmentally
acceptable biomass combustion systems.
Biomass combustion systems, based on a range of furnace
designs, can be very efficient at producing hot gases, hot
air, hot water or steam, typically recovering 65-90% of the
energy contained in the fuel. Lower efficiencies are generally
associated with wetter fuels. To cope with a diversity
of fuel characteristics and combustion requirements, a
number of designs of combustion furnaces or combustors
are routinely utilized around the world.
139
Underfeed Stokers
Biomass is fed into the combustion zone from underneath a
firing grate. These stoker designs are only suitable for small
scale systems up to a nominal boiler capacity of 6 MWth
and for biomass fuels with low ash content, such as wood
chips and sawdust. High ash content fuels such as bark,
straw and cereals need more efficient ash removal systems.
Sintered or molten ash particles covering the upper surface
of the fuel bed can cause problems in underfeed stokers
due to unstable combustion conditions when the fuel and
the air are breaking through the ash covered surface.
Grate Stokers
The most common type of biomass boiler is based on a grate
to support a bed of fuel and to mix a controlled amount of
combustion air, which often enters from beneath the grate.
Biomass fuel is added at one end of the grate and is burned
in a fuel bed which moves progressively down the grate,
either via gravity or with mechanical assistance, to an ash
removal system at the other end. In more sophisticated
designs this allows the overall combustion process to be
separated into its three main activities:
Initial fuel drying
Ignition and combustion of volatile constituents
Burning out of the char.
Grate stokers are well proven and reliable and can tolerate
wide variations in fuel quality (i.e. variations in moisture
content and particle size) as well as fuels with high ash
content. They are also controllable and efficient.
•
•
•
Fluidized Bed Boilers
The basis for a fluidized bed combustion system is a bed of
an inert mineral such as sand or limestone through which
air is blown from below. The air is pumped through the
bed in sufficient volume and at a high enough pressure to
entrain the small particles of the bed material so that they
behave much like a fluid.
The combustion chamber of a fluidized bed plant is shaped
so that above a certain height the air velocity drops below
that necessary to entrain the particles. This helps retain
the bulk of the entrained bed material towards the bottom
of the chamber. Once the bed becomes hot, combustible
140
material introduced into it will burn, generating heat as in a
more conventional furnace. The proportion of combustible
material such as biomass within the bed is normally only
around 5%. The primary driving force for development of
fluidized bed combustion is reduced SO2 and NOx emissions
from coal combustion.
Bubbling fluidized bed (BFB) combustors are of interest
for plants with a nominal boiler capacity greater than 10
MWth. Circulating fluidized bed (CFB) combustors are
more suitable for plants larger than 30 MW. The minimum
plant size below which CFB and BFB technologies are not
economically competitive is considered to be around 5-10
MW.
6. BIOMASS FEEDSTOCK PROPERTIES USED FOR IT’S
COMBUSTION
Biomass is a generic term for all vegetable material. It is
generally a term for material derived from growing plants or
from animal manure. The first biomass sources used on Earth
were wood and dry grass, and for a long time these were used
for cooking and heating. Products with fuel characteristics that
are obtained biotechnologically from plant sources are defined
as biomass energy sources. Generally, biomass is an easily
obtained energy source and therefore it is especially important
for countries with forest and agriculture-based economics and
those having limited sources of energy. According to another
definition, the term “biomass” refers to wood, short rotation
woody crops, agricultural wastes, short-rotation herbaceous
species, wood wastes, bagasse, industrial residues, waste
paper, municipal solid waste, sawdust, bio solids, grass, waste
from food processing, aquatic plants and algae animal wastes,
and a host of other materials. Biomass is the plant and animal
material, especially agricultural waste products, used as a
source of fuel. Biomass as the solar energy stored in chemical
form in plant and animal materials is among the most precious
and versatile resources on Earth. It is a rather simple term for
all organic materials that stem from plants, trees, crops and
algae. Biomass is organic material that has stored sunlight in
the form of chemical energy. Biomass is commonly recognized
as an important renewable energy, which is considered to be
such a resource that during the growth of plants and trees;
solar energy is stored as chemical energy via photosynthesis,
which can be released via direct or indirect combustion. All
biomass is produced by green plants converting sunlight into
plant material through photosynthesis. Photosynthesis is a
carbon fixation reaction by reduction of carbon dioxide. The
fixation or reduction of carbon dioxide is a light independent
process. Although some of the steps in photosynthesis are
still not completely understood, the overall photosynthetic
equation has been known since the 1800s. The components of
biomass include cellulose, hemicelluloses, lignin, extractives,
lipids, proteins, simple sugars, starches, water, hydrocarbons,
ash, and other compounds. Two larger carbohydrate categories
that have significant value are cellulose and hemicelluloses
(holocellulose). The lignin fraction consists of non-sugar type
macromolecules. Three structural components are cellulose,
hemicelluloses, and lignin, which have the rough formulae
CH1.67O0.83, CH1.64O0.78, and C10H11O3.5, respectively
[40].
REFERENCES
[1] Niele, F. (2005) Energy-Engine of Evolution, Elsevier,
Amsterdam.
[2] Brown, Robert C. (2011). Thermochemical Processing of
Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power.
USA: Wiley A John Wiley and Sons, Ltd, Publication.
[3] Ruiz JA, et al. Biomass gasification for electricity
generation: review of current technology barriers.
RenewSustainEnergyRev2013; 18:174–83.
[4] Abuelnuor AAA, et al. Characteristics of biomass in
flameless combustion: a review. Renew Sustain Energy
Rev 2014;33: 363–70.
[5] Saidur R,et al. A review on exergy analysis of biomass
based fuels. Renew Sustain Energy Rev 2012;16(2):
1217–22.
[6] Sahu SG, Chakraborty N, Sarkar P. Coal–biomass cocombustion: an overview. Renew Sustain Energy Rev
2014;39:575–86.
[7] Nunes LJR, Matias JCO, Catalão JPS. Are view on
torrefied biomass pellet sasa sustainable alternative
to coal in power generation. Renew Sustain Energy Rev
2014;40:153–60.
[8] Nunes LJR, Matias JCO, Catalão JPS. A review on
torrefied biomass pellet sasa sustainable alternative
to coal in power generation. Renew Sustain Energy Rev
2014;40:153–60.
[9] Abbasi T, Abbasi SA. Biomass energy and the
environmental impacts associated with its production
and utilization. Renew Sustain Energy Rev 2010;14
(3):919–37.
[10] Laser M, Lynd LR. Comparative efficiency and driving
range of light-and heavy-duty vehicles powered with
biomass energy stored in liquid fuels or batteries. Proc
Natl Acad Sci 2014;111(9):3360–4.
[11] Zanuncio AJV, et al. Physical and colorimetric changes
in Eucalyptus grand is wood after heat treatment. Bio
Resources 2013;9(1):293–302.
[12] Zabalza B, Ignacio AVC, Usón AA. Life cycle assessment
of building materials: comparative analysis of energy
and environmental impacts and evaluation of the
eco-efficiency improvement potential. Build Environ
2011;46(5):1133– 40.
[13]Corma A, et al. Production of high-quality diesel
from biomass waste pro-ducts. Angew Chem
2011;123(10):2423–6.
[14] Hansen UE, Nygaard I. Sustainable energy transitions
in emerging economies: the formation of a palm oil
biomass waste-to-energy niche in Malaysia 1990–
2011.Energy Policy 2014;66:666–76.
[15] Merlino G, et al. Shifts of microbial community
structure during an aerobic digestion of a gro-industrial
energetic crops and food industry by products. J Chem
Technol Biotechnol 2012;87(9):1302–11.
[16] Williams A, et al. Pollutants from the combustion of solid
biomass fuels. Prog Energy Combust Sci 2012;38(2):113–
37.
[17] Vassilev SV, et al. An overview of the chemical
composition of biomass. Fuel 2010;89(5):913–33.
[18] Vassilev SV, et al. An overview of the composition and
application of biomass ash.Part1. Phase–mineral
and chemical composition and classification. Fuel
2013;105:40–76.
[19] Vassilev SV, et al. An overview of the composition and
application of biomass ash.Part1. Phase–mineral
and chemical composition and classification. Fuel
2013;105:40–76
[20] Boström D, et al. Ash transformation chemistry during
combustion of bio-mass. Energy Fuels 2011;26(1):85–
93.
[21] Nordgren D, et al. Ash transformations in pulverised
fuel co-combustion of straw and woody biomass. Fuel
Process Technol 2013;105:52–8.
[22] TeixeiraP, et al. Use of chemical fractionation to
understand partitioning of biomass ash constituents
during co-firing in fluidized bed combustion. Fuel
2012;101:215–27.
[23] Pengthamkeerati P, Satapanajaru T. Analysis and
modeling of column operations on reactive dye removal
onto alkaline-treated biomass fly ash. Desalin Water
Treat 2013;54(1):1–8.
[24] Pengthamkeerati P, et al. Alkaline treatment of biomass
fly ash for reactive dye removal from aqueous solution.
Desalination 2010;261(1):34–40.
[25] Vassilev Stanislav V, Vassileva Christina G, Baxter David.
Trace element concentrations and associations in
some biomass ashes. Fuel 2014;129:292–313.
[26] Febrero Lara, et al. Characterization and comparison of
biomass ashes with different thermal historiesusing
TG-DSC.J Therm Anal Calorim2014;118 (2):669–80.
[27] Huang S, et al. Thephysico chemical properties and
catalytic characteristics of different biomass ashes.
Energy Sources, PartA: Recovery, Util Environ Eff
2014;36(4):402–10.
[28] Pisa I, Lazaroiu G. Influence of co-combustion of
coal/biomass on the corrosion. Fuel Process Technol
2012;104:356–64.
[29] Zhou Chuncai, et al. Investigation on thermal and trace
element characteristics during co-combustion biomass
with coal gangue. Bioresour Technol 2015;175:454–62.
[30] Liu Na, et al. Sampling procedure in a willow plantation
for chemical elements important for biomass
combustion quality. Fuel2015;142:283–8.
[31] European Mineralogical Conference Vol. 1, EMC2012423-1, 2012 European Mineralogical Conference 2012
141
© Author(s) M. Michalik and W. Wilczynska-Michalik
Jagiellonian University, Institute of Geological Sciences,
Krakow, Poland ([email protected]).
[32] Eberhardt TL, Pan H. Analysis of the fly ash from the
processing of wood chips in a pilot-scale downdraft
gasifier: comparison of inorganic constituents
determined by PIXE and ICP-AES. Biomass Bioenergy
2013;51:163–8.
[33] Nunes L.J.R, Matias J.C.O, Catalão J.P.S. Biomass
combustion systems: A review on the physical and
chemical properties of the ashes. Renewable and
Sustainable Energy Reviews. 53(2016) 235–242.
[34] Abraham R, et al. Physicochemical characterization and
possible applications of the waste biomass ash from
oleoresin industries of India.Fuel 2013;109:366–72.
[35] Li L, et al. Heavy metal characterization of circulating
fluidized bed derived biomass ash. J Hazard Mater
2012;233:41–7.
[36] Wiinikka H, Grönberg C, BomanC. Emissions of heavy
metals during fixed-bed combustion of six biomass
fuels. Energy Fuels 2013;27(2):1073–80.
[37] Tan Z, Lagerkvist A. Phosphorus recovery from
the biomass ash: a review. Renew Sustain Energy
Rev2011;15(8):3588–602.
[38] Koukouzas N, Ketikidis C, Itskos G. Heavy metal
characterization of CFB derived coal fly ash. Fuel Process
Technol 2011;92(3):441–6.
[39] Piotrowska P, et al. Fluidized-bed combustion of
mixture so frape seed cake and bark: the resulting
bed agglomeration characteristics. Energy Fuels
2012;26(4):2028–37.
[40] http://www.springer.com/978-1-84882-010-4
142
Hydrothermal Biomass Processing
Turgay KAR
Sedat KELEŞ
Kamil KAYGUSUZ
ABSTRACT
Hydrothermal processing has been considered a cost-effective
pretreatment and in general, the major advantages that this
process offers are: the process does not require the addition
and recovery of chemicals different from water, limited
equipment corrosion problems, simple and economical
operation. For that reason, the hydrothermal processing can be
considered an environmentally friendly fractionation process.
Hydrothermal processing, also known as “Hydrothermal
Upgrading (HTUs)”, is a biomass conversion technology
introduced by the Shell Oil Company in the1980s. The term
“hydrothermal” used this report refers to the processing of
biomass in water slurries at elevated temperature and pressure
to facilitate the chemical conversion of the organic structures
in biomass into useful fuels or chemicals. In this method, the
thermal degradation of biomass takes place in water and
affects the physicochemical properties of water. For example,
its dielectric Constant is reduced at high temperatures.
Therefore, while organic substances are insoluble in water
under normal conditions, water can become a good solvent
for non-polar substances under supercritical conditions. An
increase in the ionic character of water can facilitate acid–
base-catalyzed reactions. Additionally, most biomasses
contain significant amounts of moisture. Raw materials must
first be dried if the hydrothermal method is not used. This
requires additional costs in industrial applications. For these
reasons, the conversion of biomass into precious products by
hydrothermal processing is a major subject of research.
1. INTRODUCTION
As an alternative to fossil fuels, biomass has a high
utilization potential and is one of the most important
energy sources of the future[1,2]. One of the advantages
of biomass is that it is a clean energy source. CO2, taken
from the atmosphere by plants through photosynthesis, is
utilized by the plant as a source of energy and returned to
the atmosphere without additional CO2 release. Another
advantage of biomass is that it is renewable. The formation
of fossil fuels takes millions of years, while plants used as
a source of biomass grow in periods of months or years.
Plants can be directly used as a source o biomass or as
various raw materials with low economic value, such as
plant-based waste, industrial waste, household waste, and
animal waste. Significant progress, especially in developed
nations, has been made in obtaining fuel from biomass.
Applications, such as the production of ethanol from corn
and biodiesel from oil crops like canolaor waste oils are
rapidly increasing[3]. Hydrothermal processing describes
the thermal treatment of wet biomass at elevated pressures
to produce carbohydrate, liquid hydrocarbons, or gaseous
products depending upon the reaction conditions[4].
Hydrothermal processing, also known as “Hydrothermal
Upgrading (HTUs)”, is a biomass conversion technology
introduced by the Shell Oil Company in the 1980s. In this
method, the thermal degradation of biomass takes place
in water and affects the physicochemical properties of
water[5]. While organic substances are insoluble in water
under norma lconditions, water can become a good solvent
for non-polar substances under supercritical conditions. An
increase in the ionic character of water can facilitate acid–
base catalyzed reactions[6]. Raw materials must first be
dried if the hydrothermal method is not used. This requires
additional costs in industrial applications. For these
reasons, the conversion of biomass into precious products
by hydrothermal processing is a majör subject of research.
Biomasses are organic substances mainly composed of
carbon, hydrogen and oxygen, are living or have recently
lived in the world, and have solar energy stored in its
molecular bonds. Biomass has a high utilization potential
among renewable energy resources. Examples of biomass
include plants, such as trees, algae, corn, wheat, rye straw,
grass, and fruit, vegetable wastes, plant- based waste,
urban waste and agro-industrial waste[7-11]. A wide variety
of studies has been conducted on the use of biomass as a
source for renewable energy and an alternative to fossil
fuels; interest in biomass continues to grow in an increasing
trend[12-16]. The moisture content, calorific value, fixed
carbon and volatile matter content, ash and residual.
143
Contents, alkali metal content and cellulose/lignin ratio
play important roles in the selection of a biomass as an
energy source[17]. The amount and type of energy obtained
vary according to properties of the selected biomass and
the applied conversion technology. Biomass can be directly
used in combustion processes in order to obtain heat or to
generate electricity[18].
A biomass is any heterogeneous mixture of organic
substances and a small amount of inorganic substances.
Cellulose, hemicellulose, lignin, and extractives are the
main components of lignocellulosic materials. Algal
biomass mainly constitutes lipids, carbohydrates and
proteins. The amount of each component in biomass varies
according to the type of biomass, tissue type, growth stage
and growing conditions of the plant[19,20]. Biomass has a
high oxygen content compared with fossil fuels. Typically, by
biomass dry weight, 30–40% is oxygen, 30–60% is carbon
and 5–6% is hydrogen depending on the ash content.
Nitrogen sülfür and chlorine make up less than 1% of the
biomass and can be found in the structure of some types of
biomass[21]. Elements of biomass, in the order of decreasing
prevalence, are C, O, H, N, Ca, K, Si, Mg, and Al[22]. Inorganic
components of the biomass are contained in the ash. The
carbohydrate portion of biomass is composed of cellulose
and hemicellulose, whereas the non-carbohydrate portion is composed of lignin[23]. Cellulose and hemicellulose
provide structural and mechanical strength to the plant,
while lignin, a non-carbohydrate, maintains the stability of
these structures[24].
2. HYDROTHERMAL PROCESSING
Hydrothermal processing is an important thermochemical
conversion process used to convert biomass into valuable
products or biofuel. Hydrothermal liquefaction and
gasification are two basic types of hydrothermal processes.
Hydrothermal carbonization is a relatively new method
and has gained prominence in recent years[25-27]. Typical
hydrothermal processing conditions are temperatures
of 523–647 K and pressures from 4 to 22 MPa. The
temperature is sufficient to initiate pyrolytic mechanisms in
the biopolymers, while the pressure is sufficient to maintain
a liquid water processing phase[28]. The application of
hydrothermal gasification to biomass with a moisture
content of at least 30% under supercritical conditions
requires less energy than that required for pre-drying the
biomass[29]. Therefore, it is an appropriate process for the
utilization of biomass wastes with high moisture contents
generated by the agriculture and food industries and plants
such as algae. The hydrothermal process can also be carried
out at low temperatures and removes oxygen from biomass.
Additionally, potential phase shifts can be prevented by
performing the process under pressure resulting in increased
process yields[30]. Lifecycle analysis (LCA) is very important
in order to assess the benefits of hydrothermal processing of
144
biomass. Previous studies concerning lifecycle analysis(LCA)
analysis of hydrothermal algal biomass showed that the
process can be aviable and economic option. However, the
aqueous phase and by products should be used effectively.
The aqueous phase can be used in either gasification or
cultivation medium for biomass[31-32]. The byproducts can
be used in the production of electricity and process heat, as
well as the recovery of inherent nutrients[33]. Besides the
benefits of hydrothermal biomass processing, there are
also some disadvantages. The method requires large water
handling equipment and capabilities[34], typically uses
more complex and expensive reactors [35], and is difficult
to manage the separation and extraction procedures at the
industrial scale. Additionally, it is difficult to calculate the gas
yield because o fa complex mass balance due to variability
in the hydrothermal media[36,37]. The hydrothermal
process is divided into two reaction conditions: subcritical
and supercritical water conditions. These two conditions
are determined by the critical point of water (i.e., 374 °C
and 22.1MPa). For each condition, water has different
characteristics[38].
Subcritical Processing in the Liquid Phase
At subcritical conditions the vapor pressure of water is a
direct function of the temperature. In order to maintain
liquid water in the processing environment, the operating
pressure must be maintained above the vapor pressure. If
the operating pressure is allowed to drop below the vapor
pressure, the water will boil to regenerate sufficient water
vapor to increase the pressure back to the vapor pressure. In
this manner a hydrothermal process system can “boil dry” if
allowed to depressurize[39]. Near the critical temperature,
changes invapor pressure, liquid density, dielectric constant,
and solvating power happen quickly with small changes in
temperature. For example, with a temperature increase from
573K to 647 K, the operating pressure must be increased
by 13.5MPa in order to maintain the liquid phase[40]. In
addition, the volume of the liquid water will have expanded
by 230% because of the drop in density of the liquid phase.
Although the actual solubilities of inorganic materials
in water have not been extensively determined near the
critical point of water, it is clear from the available data,
e.g. that for sodium carbonate[41], that they will have only
limited solubility in water near the critical point. In the case
of sodium carbonate, its solubility drops significantly over
the range from 512K to 621 K, from 18.7 wt% to <2.0 wt%.
A final important consideration is that the liquid water is
an ionic reaction environment. The ion product of liquid
water near its critical temperature is much higher than at
ambient conditions. Ionizable compounds will be present
as ions and able to react via ionic mechanisms. The ionic
medium facilitates mass transfer. Hydroxyl and hydronium
ions are present for reacting with the substrates such
that both acid-catalyzed and base-catalyzed reactions
can be facilitated. Siskin and Katritzky[42] have provided
examples of many organic molecules previously considered
unreactive in liquid water that undergo chemical reactions
when the water temperature was increased from 523K to
623 K. Similar mechanisms can also have deleterious effects
when considering corrosion of the reactor metallurgy and
structure. The pressurized operating environment requires a
high-pressure reactor system, typically constructed of steel.
Because of corrosion concerns, stainless steel (typically
300 series) appears to be required for this processing
environment. Attack of the metals by the ionic species is a
significant concern in designing and specifying materials of
construction for such processes.
Supercritical Processing in the Vapor Phase
There are important differences in chemical processing
in water at supercritical conditions versus subcritical.
Kruse[43] states, “In no other solvent can the properties
near and above the critical point be changed more strongly
as a function of pressure and temperature than in water.”
At supercritical conditions the dielectric constant of water
moves toward one, after dropping from over 80 at ambient
conditions to less than 20 at the critical temperature, 647
K. The drop in dielectric constant also favors free radical
reactions over ionic mechanisms. As a result of the drop
in the dielectric constant, the solubility of salts decreases
while that of organic substances and permanent gases,
like nitrogen and hydrogen, increases. In fact, water can
be mixed with these gases in all ratios at supercritical
conditions. At supercritical water conditions, the density
of the processing environment is a function of pressure
and temperature, as in the gas phase. Both the change
in solubilities and density affect mass transfer rates. In
the early 1980s many researchers expected altered and
enhanced rates of chemical reaction to occur in supercritical
solvents. It has been shown that this is not the case – there
is no dramatic inflection in reaction rates in passing into
the supercritical region. This was first pointed out in the
early work on catalytic hydrothermal gasification[44], but
has been confirmed numerous times since, as recently as a
cellobiose decomposition study in 1998[45].
Separation and extraction of products
Separation and extraction procedures of the biomass
products under hydrothermal conditions are important.
There are various separation and extraction procedures
for each type of product. Yuan et al. investigated
hydrothermal liquefactions of biomass at 200, 220, 250,
300 and 310 °C [46]. After the HT Lprocessing of biomass,
gaseous products were vented, and liquefaction products
were filtered under vacuum. The liquid portion contain
edwater soluble products and analyzed for total organic
carbon(TOC). The solid portion on the filter paper was
extracted with tetrahydrofuran(THF) and analyzed by
gas chromatography–mass spectrometry(GC–MS). Solid
residue products (i.e.,THF-insolublecompounds) were
obtain ed by drying in anovenat 105°C. The products were
analyzed by a scanning electron microscope(SEM), a Fourier
transform infrared spectrometer (FTIR) and an elemental
analyzer. Kumar and Gupta obtained bio- crude from switch
grass under subcritical water conditions between 235
and 260 °C[47]. Water soluble products were determined
by a high performance liquid chromatography(HPLC)
technique with refractive index detection. The
determination of phenolic compounds wasper formed
using GC–MS. Solid products were driedinanovenat1051C
andanalyzedforthecarbohydrate composition. Bio-char
products were analyzed by X-ray diffraction (XRD), FTIR, and
SEM techniques. The subcritical/nearcritical liquefaction
of woody biomass(Jackpine sawdust) was carried out at
between 280 and 380 °C[48].
REFERENCES
[1] McKendry P., Energy production from biomass. Part1:
overview of biomass. Bioresour Technol 2002;83:37–
46.
[2] Tekin K., Karagöz S.,t-BuOK catalyzed bio-oil production
from woody biomass under sub-critical wate
rconditions. Environ Chem Lett 2013;11:25–31.
[3] Tekin K., Karagöz S., Bektaş S., A review of hydrothermal
biomass processing. Renewable and Sustainable
Energy Reviews 40(2014)673–687.
[4] Brown, Robert C., (2011), Thermochemical Processing of
Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power.
[5] Brunner G., Near critical and supercritical water.Part1.
Hydrolytic and hydrothermal processes. J Supercrit
Fluids 2009;47:373–81.
[6] Elliott DC., Hydrothermal processing, thermochemical
processing of biomass: conversion into fuels. In:Brown
RC, editor. Chemicals and power. Chichester, UK: John
Wiley&Sons, Ltd.;2011.p.200–31.
[7] Wormeyer K., Ingram T., Saake B., Brunner G., SmirnovaI.
Comparison of different pretreatment methods
for lignocellulosic materials. Part II: ınfluence of
pretreatment on the properties of rye straw lignin.
Bioresour Technol 2011;102:4157–64.
[8] Akalin M.K., Tekin K., Karagöz S., Hydrothermal
liquefaction of cornelian cherry Stones for bio-oil
production. Bioresour Technol 2012;110:682–7.
[9] Jamari S.S., Howse JR., The effect of the hydrothermal
carbonization process on palm oil empty fruit bunch.
Biomass Bioenergy 2012;47:82–90.
[10] Biller P., Friedman C., Ross A.B., Hydrothermal microwave
processing of microalgae as a pre-treatment and
extraction technique for bio-fuel sand bio-products.
Bioresour Technol 2013;136:188–95.
[11] Takata E., Tsutsumi K., Tsutsumi Y., Tabata K., Production
of monosaccharides from napier grass by hydrothermal
process with phosphoric acid. Bioresour Technol
2013;143:53–8.
145
[12] Cortright R.D., Davda R.R., Dumesic J.A., Hydrogen from
catalytic reforming of biomass-derived hydrocarbons in
liquid water. Nature 2002;418:964–7.
[13] Román-Leshkov Y., Barrett C.J., Liu Z.Y., Dumesic J.A.,
Production of dimethyl furan for liquid fuels from
biomass-derived carbohydrates. Nature 2007;447:982–5.
[14] Bond J.Q., Alonso D.M., Wang D., West R.M., Dumesic
J.A., Integrated catalytic conversion of gammavalerolactone to liquid alkenes for transportation fuels.
Science 2010;327(5969):1110–4.
[15] Horne P.A., Williams P.T., The effect of zeolite ZSM5 catalyst deactivation during the upgrading of
biomass-derived pyrolysis vapours. J Anal Appl Pyrolysis
1995;34:65–85.
[16] Collard F-X., Blin J., Bensakhria A., Valette J., Influence
of impregnated metal on the pyrolysis conversion
of biomass constituents. J Anal Appl Pyrolysis
2012;95:213–26.
[17] McKendry P., Energy production from biomass. Part1:
overview of biomass. Bioresour Technol 2002;83:37–46.
[18] Bridgwater A.V., Meier D., Radlein D., An overview of fast
pyrolysis of biomass. Org Geochem 1999;30:1479–93.
[19] Vassilev S.V., Baxter D., Andersen L.K., Vassileva C.G., An
overview of the composition and application of biomass
ash. Part1: phase-mineral and chemical composition
and classification. Fuel 2013;105:40–76.
[20] Jenkins B.M., Baxter L.L., Koppejan J., Biomass combustion,
thermochemical processing of biomass: conversion
into fuels. In:Brown RC, editor. Chemicals and power.
Chichester, UK:JohnWiley&Sons,Ltd.;2011.p.13–46.
[21] Jenkins B.M., Baxter L.L., Koppejan J., Biomass combustion,
thermochemical processing of biomass:conversion
into fuels. In:BrownRC, editor. Chemicals and power.
Chichester, UK:JohnWiley&Sons,Ltd.;2011.p.13–46.
[22] Vassilev S.V., Baxter D., Andersen L.K., Vassileva C.G., An
overview of the composition and application of biomass
ash. Part1: phase-mineraland chemical composition
and classification. Fuel 2013;105:40–76.
[23] Tekin K., Karagöz S., Non-catalytic and catalytic
hydrothermal liquefaction of biomass. Res Chem
Intermed 2013;39:485–98.
[24] Basu P., Chapter2 biomass characteristics. In:Basu P,
editor. In biomass gasification and pyrolysis. Boston:
Academic Press;2010.p.27–63.
[25] Sevilla M., Fuertes A.B., Chemical and structural
properties of carbonaceous products obtained by
hydrothermal carbonization of saccharides. Chem Eur
J 2009;15:4195–203.
[26] Xiao L.P., Shi Z.J., Xu F., Sun R.C., Hydrothermal
carbonization of lignocellulosic biomass. Bioresour
Technol 2012;118:619–23.
[27] Erlach B., Harder B., Tsatsaronis G., Combined
hydrothermal carbonization and gasification of
biomass with carbon capture. Energy 2012;45:329–33.
[28] Brown, Robert C., (2011). Thermochemical Processing
146
of Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power.
[29] Savage P.E., Levine R.B., Huelsman C.M., Hydrothermal
processing of biomass: thermochemical conversion
of biomass to liquid. In:Crocker M, editor. Fuels and
chemicals. Cambridge:RSC Publishing;2010.p.192–215.
[30] Peterson A.A., Voge l.F., Lachance R.P., Fröling Jr. M., Antal
M.J., Tester J.W., Thermochemical biofuel production in
hydrothermal media:a review of sub- and supercritical
water technologies. Energy Environm Sci 2008;1: 32–
65.
[31] Orfield N.D., Fang A.J., Valdez P.J., Nelson M.C., Savage
P.E., Lin X.N., et al. Lifecycle design of analgal biorefinery
featuring hydrothermal liquefaction: effect of reaction
condition sand an alternative pathway ıncluding
microbial regrowth. ACS Sustain Chem Eng2014;2:867–
74.
[32] Frank E.D., Elgowainy A., Han J., Wang Z., Lifecycle
comparison of hydrothermal liquefaction and lipid
extraction pathways to renewable diesel from algae.
Mitig Adapt Strateg Glob Change 2013;18:137–58.
[33] Gao X., Yu Y., Wu H., Lifecycle energy and carbon
footprints of microalgal biodiesel production in Western
Australia:a comparison of by products utilization
strategies. ACS Sustain Chem Eng 2013;1:1371–80.
[34] Elliott D.C., Hydrothermal processing, thermochemical
processing of biomass: conversion into fuels. In:Brown
RC, editor. Chemical sand power. Chichester, UK: John
Wiley&Sons, Ltd.;2011.p.200–31.
[35]Zhang L., Xu C., Champagne P., Overview of recent
advances in thermochemical conversion of biomass.
Energy Convers Manag 2010;51:969–82.
[36] Karagöz S., Bhaskar T., Muto A., Sakata Y., Uddin M.A.,
Low-temperature hydrothermal treatment of biomass:
effect of reaction parameters on products and boiling
point distributions. Energy Fuels 2004;18:234–41.
[37] Karagöz S., Bhaskar T., Muto A., Sakata Y., Comparative
studies of oil compositions produced from sawdust, rice
husk, lignin and cellulose by hydrothermal treatment.
Fuel2005;84:875–84.
[38] Tekin K., Akalin M.K., Bektas S., Karagoz S., Hydrothermal
wood processing using borax decahydrate and sodium
borohydride. J Anal Appl Pyrolysis 2013;106:68–72.
[39] Brown, Robert C., (2011), Thermochemical Processing
of Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power.
[40] Weast, R.C. and Selby, S.M., (1968) CRC Handbook of
Chemistry and Physics, 49th edition, The Chemical
Rubber Company, Cleveland, OH, p. D-110.
[41] Seidell A., (1953) Solubilities of Inorganic and Metal
Organic Compounds, 3rd ed., vol. 1, Van Nostrand, New
York, p. 1194.
[42] Siskin M., and Katritzky A.R., (1991) Reactivity of
organic compounds in hot water: geochemical and
technological implications. Science, 254, 231–237.
[43] Kruse A., (2008) Supercritical water gasification,
Biofuels, Bioproducts & Biorefining, 2, 415–437.
[44] Elliott D.C. and Sealock L.J.Jr., (1985) Low-temperature
gasification of biomass under pressure, in
Fundamentals of Thermochemcial Biomass Conversion
(eds R.P. Overend, T.A. Milne, and L.K. Mudge), Elsevier
Applied Science, London, pp. 937–950.
[45] Kabyemela B.M., Takigawa M., Adschiri T. et al. (1998)
Mechanisms and kinetics of cellobiose decomposition
in sub- and supercritical water. Industrial & Engineering
Chemistry Research, 37, 357–361.
[46] Yuan X.Z., Tong J.Y., Zeng G.M., LiH, Xie W., Comparative
studies of products obtained at different temperatures
during straw liquefaction by hotcom- pressed water.
Energy Fuels2009;23:3262–7.
[47] Kumar S., Gupta R.B., Bio crude production from
switch grass using subcritical water. Energy Fuels
2009;23:5151–9.
[48] Zhang L., Xu C., Champagne P., Overview of recent
advances in thermochemical conversion of biomass.
Energy Convers Manag 2010;51:969–82.
147
Tray Absorber And Retrofit Of Existing Absorber
Optimization Of Flue Gas Desulphurization Efficiency*
Wolfgang KARL
Babcock Noell GmbH
ABSTRACT
New European or National regulation for SOx-emissions lead
to the necessity of installing new flue gas desulphurization
plants or the retrofitting of existing ones.
Removal efficiencies of 96 – 98% and more also with high
incoming SO2 content of 10.000 mg/Nm³ @ 6%O2 and
more can be reached by using Babcock Noell Tray absorber
technology.
Along with this comes a remarkable reduction of dust
content at the absorber outlet, reaching a dust separation
of 50 – 90%, pending on the dust content at the inlet.
With the measures applied by Babcock Noell, new emission
levels of e.g. 130 mg/Nm³ for SOx and
8 mg/Nm³ for dust can be reached.
Babcock Noell Tray is an in-built unit consisting of a
perforated plate which significantly improves the mass
transfer between the liquid reagent (lime or limestone)
having remarkable advantages both technical and
economical compared to the conventional technology
of increasing the L/G ratio by installing additional spray
levels in the absorber inside.
The following survey explains the Tray technology in
detail, also giving example and experiences of operating
FGD plant working with new installed Tray absorber
or retrofitted ones and naming the advantages for the
customer.
INTRODUCTION
New European or National regulation for SOx and dust
removal in the clean gas of coal fired power plants require
an improvement of the removal efficiency. In many cases,
this is accompanied by remarkable higher sulphur content
in the coal used as fuel. This means, 200 mg/Nm³ SO2 or
less (e.g. 130 mg/Nm³) have to be reached allowing an
input of 10.000 mg/Nm³ and more. Existing power plants
have to be equipped with new FGD installation as well as
existing FGD plants have to be modernized.
BABCOCK NOELL’S SCOPE OF SUPPLY
Babcock Noell offers the whole range of flue gas cleaning
for oil, gas or coal fired power plants which starts from
the survey on site together with the customer, followed
by tailor made design and layout, delivery, assembly and
commissioning till the final acceptance by customer or
local authorities. Babcock Noell technologies cover the
dedusting, denitrification and desulphurization not only
for the erection of new plants but also as retrofit of existing
ones in order to fulfill environmental determination. In this
field, our engineers are successful and reliable partners for
our customer since decades. Dozens of flue gas cleaning
plants are under operation since the early eighties.
Experiences gained under the well-known name of Noell
KRC Umwelttechnik GmbH are now available under the
name of Babcock Noell GmbH since 2005.
The following text gives detailed information and operational experiences for state of the art desulphurization
plants using the Babcock Noell Tray Technology.
BABCOCK NOELL TRAY TECHNOLOGY
In order to improve the desulphurization efficiency in the
absorber, the so called “Tray“-System is installed underneath
the first spray level and above the raw flue gas inlet.
This Tray System will be placed on top of a new installed
support construction.
The Tray System consists of a perforated bottom sheet
with vertical partition plates made up from individual
elements and of the supporting construction underneath
the Tray System. The absorber slurry, which is dispersed in
the absorber spray levels, is collected on the Tray System
and creates a liquid froth layer on the Tray, which is a very
effective and intensive zone of mixing and sulphur mass
transfer as well as the capture of dust particles in the
limestone or lime slurry. At the same time, the dwell time
of the absorber slurry in the absorption zone is extended.
The vertically arranged partition plates on the Tray
System form compartments, which limit the horizontal
*This document remains the property of Babcock Noell GmbH and reflects intellectual property, protected by, among other rights, our copyright. Without our permission,
it is prohibited to reproduce or publish this document or its contents, in full or in parts, to make any of the foregoing available to any third parties or to use it for any
commercial purposes.
148
distribution of the liquid in the respective compartment.
This eliminates the risk of the unsuitable distribution of
liquid and flue gas flow, which is a problem in many types
of the spray absorbers.
After passing the Tray System, the flue gases pass the
contact zone of the absorber spray levels.
When planked out the Tray System also serves as an
integrated maintenance platform for the inspection and
maintenance inside the absorber, without the necessity to
install scaffolding.
(1) Mist eliminator
(2) Spray level
(3) Tray
(4) Recirculation pumps
(5) Oxidation lances
(6) Agitators
Figure 2. Flue gas distribution without Tray.
Figure 1. Principle build up of a Babcock Noell Tray
Absorber.
Figure 1 shows the Tray directly placed above the flue gas
inlet and underneath the first spraying level. Pending on
the necessary grade of SOx removal, three to six spray level
can be installed. In general it has to be understood that
the Tray supersedes one spraying level.
Figure 3. Flue gas distribution with Tray.
particulate (dust) and SOx removal.
Lower slurry to flue gas ratio (L/G) for identical SOx
removal performance.
Reduced electrical power consumption of the absorber
system, compared to the solution with additional spray
levels.
Saving of at least one spray level and its absorber pumps
(new installation)
No changes of absorber shell due to design reasons (Tray
retrofit).
Savings of piping, foundations and works on the
electrical equipment and control system
The existing absorber recycling pumps will be used with
their piping. (Tray retrofit)
Less need for the maintenance and the replacement of
the wear and spare parts
Integrated maintenance platform directly below the absorber spray levels.
Reduction of down time due to short time of installation
(e.g. Tray retrofit within one month)
l
l
Design of the absorber and especially the Tray with its free
passage area of 20 – 50% is based on computational Fluid
dynamics studies (CFD studies) as shown in Figure 2 and
Figure 3.
l
l
Result: Flue gas distribution directly after Tray installation
is homogeneous.
ADVANTAGES OF THE BABCOCK NOELL TRAY TECHNOLOGY
Homogeneous flue gas distribution over the whole absorber cross section area, especially also at partial and
low load conditions.
Prolonged dwell time in the absorption zone (hold-up),
which allows operation with a higher SO2-content in the
flue raw gases.
Significantly improved absorber efficiency in the
l
l
l
l
l
l
l
l
149
Limestone supply unit, Gypsum discharge unit.
Figure 4. Babcock Noell Tray with spraying level, tangential
flow type nozzles are used.
Technical data:
No of units: 2
Power per unit: 315 MW
Raw gas volume per unit: 2.080.000 Nm3/h
fuel: lignite
SO2 – inlet concentration: 5.543 mg/Nm3, dry
SO2 – separation efficiency: 97,4 %
No of absorber: 2
Place: Isalnita ( Craiova), Romania
Order income: August 2011
Commissioning: April 2014
Customer: S.C. Complexul Energetic Craiova S.A.
Depending on the tailor made solution, the installation of
Tray requires a pressure drop of 3 – 6 mbar. This pressure
drop will be saved by using bidirectional nozzles, three
stage mist eliminator with optimized design, saving of one
or even two spray levels. Nevertheless, ID-fans capacity
needs to be duly checked.
Very even flow distribution and no plugging due to dry
areas underneath the Tray is reported. These effects are
characteristics of the special Babcock Noell design, which
is based on more than 10 applications for new installation
and retrofit in the past ten years and the experience of the
former licenser Babcock and Wilcox with Tray technology
for FGD in power plants with more than 120.000 MW
installed power.
In the following some of the latest refrences of Tray
installations for new absorbers will be described at first,
finally examples for Tray Retrofits will be mentioned.
BABCOCK NOELL TRAY ABSORBER, NEW INSTALLATIONS
Figure 5. FGD Isalnita, Romania.
Scope of supply:
Layout, design, construction, delivery assembly and
commissioning of a turnkey FGD consisting of:
2 Absorber-Systems with chimney on top, Civil Works,
Flue gas ducts, steelworks, I+C, DCS, 2 ID-fans Central
150
Figure 6. FGD Govora, Romania.
Scope of supply:
commissioning of a turnkey FGD with chimney on top,
Civil Works, Flue gas ducts, steelworks, I+C, DCS, ID-fan,
Central Limestone supply unit, Gypsum discharge unit.
Technical data:
No of units: 1
Raw gas volume per unit: 760.000 Nm3/h
fuel: lignite coal
SO2 – inlet concentration: 6.975 mg/Nm3, dry
SO2 – separation efficiency: 97,7 %
No of absorber: 1
Place: Govora, Romania
Order income: April 2013
Commissioning: End of 2015
Handing over: End of 2015
Customer: Valcea County
Scope of supply:
commissioning of a turnkey FGD consisting of:
3 Absorber-Systems, Civil Works, Flue gas ducts, steelworks,
I+C, DCS, ID-fans, Central Limestone supply unit, Gypsum
discharge unit.
Figure 7. FGD Turow, Poland.
Technical data:
No of units: 3
Raw gas volume per unit: 1.200.000 Nm³/h
Fuel: lignite coal
SO2 –inlet concentration: 2.493 mg/Nm³, dry
SO2 –removal efficiency: 96 %
No. of absorber: 3
Place: Turow, Poland
Order income: September 2013
Commissioning: April 2016
Customer: PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna
S. A. - Oddział Elektrownia Turów, Bogatynia
BABCOCK NOELL TRAY RETROFIT
Babcock Noell Tray retrofit is the best technical and economic
way to upgrade existing absorber in order to achieve higher
SOx or dust removal efficiency. This retrofit can be installed
in existing open spray absorber or in a double loop spray
absorber installed in the 80ies and 90ies of the last century
(e.g. Orhaneli, Turkey).
SOx clean gas concentration of less than 130 mg/Nm³ and
dust contents of less than 8 mg/Nm³ (depending on inlet
concentration) can be reached.
Figure 8. Tray retrofit with elimination of first spraying
level and revamping of second spraying level.
SO2 concentration in the raw gas it is necessary to increase
the removal efficiency from 90% to 97% in order to reach
a SO2 content of 200 mg/Nm³. Therefore, the existing
first spray level will be eliminated and replaced by a new
spraying level with new inside and outside piping and new
spray nozzles with a better and more intense distribution
of limestone slurry.
The existing spray level three and four remain unchanged.
Also modification of absorber pumps will be done only by
installing a new impeller for absorber pump 1 to increase
the capacity.
The slight increase of pressure drop is buffered by the
existing capacity of the ID-fan in operation.
In all Babcock Noell FGD plants with Tray Absorber
technology, it is also reported and measured a huge
decrease of dust content in the clean gas from 250 mg/
Nm³ down to less than 20 mg/Nm³ or 20 mg/Nm³ down
to 8 mg/Nm³
The following diagrams from a Babcock Noell Tray retrofit
in a 600 MW Power Plant in Germany with its before /
In many cases it is sufficient to install just a Tray without
any changes in the circulation system, ID-fan, Gypsum
discharge and sorbent supply. If the SOx concentration of
the raw gas increases significantly due to higher sulphur
content in the coal, it will be necessary to check and
eventually modify the a.m. systems. The slight increase of
pressure drop with the Tray installation of 3 – 6 mbar can
be buffered by modernization of the spraying system with
bidirectional nozzles and modernization of mist eliminator.
Figure 8 shows the principle of Tray retrofit plus
modernization of spraying level. Due to a 15% higher inlet
Diagram 1. 85% SO2 removal without Tray Technology.
151
Diagram 2. 96% SO2 removal with Tray Technology.
after measurements show a significant rise of efficiency
from 85% to 96% in SO2 – removal, accompanied with a
higher generation of oxidation air.
With 2,500 mg/Nm³ SO2 content in the raw gas volume
flow of 2.2 Mio actual wet m³/h the SO2 content of the clean
gas is more than 400 mg/Nm³. After installing the Babcock
Noell Tray, efficiency rises up to 96% as the following
Diagram 2 shows with 3,500 mg/Nm³ SO2 content in the
raw gas and less than 150 mg/Nm³ in the clean gas.
CONCLUSION
New installation of FGD equipped with Tray absorber
technology in Belgium, Poland, Germany, Romania and
a number of retrofitted Absorber in Germany and Czech
Republic prove the necessity and functionality of this
technology.
Babcock Noell Engineers are looking forward to helping the
customers in all design, construction, delivery, assembly
and commissioning matters not only for Tray retrofit but
also for complete new installation of FGD plants including
limestone slurry preparation and gypsum dewatering.
152
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
Almanya / Germany
Türkiye / Turkey
Kanada / Canada
HANNOVER MESSE Hannover 24 - 28 Nisan / April 2017
Electrotech EURASIA
İstanbul 16 - 19 Mart / March 2017
ICCI İstanbul3 - 5 Mayıs / May 2017
CanWEA
Calgary 1 - 3 Kasım / November 2016
Solar Canada
Toronto 5
- 6 Aralık / December 2016
www.hannovermesse.de/worldwide

Bildiriler Kitapçığı

Transkript

Benzer belgeler

Program konferencjii