ICCI 2017 BİLDİRİLER KİTABI / PROCEEDINGS BOOK

Transkript

1 23. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı 23rd International Energy and Environment Fair and Conference ICCI 2017 BİLDİRİLER KİTABI / PROCEEDINGS BOOK Mayıs / May 2017 İstanbul Fuar Merkezi / Istanbul Expo Center

2 23. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı 23rd International Energy and Environment Fair and Conference ICCI 2017 BİLDİRİLER KİTABI / PROCEEDINGS BOOK Özel Sponsorlar / Special Sponsors Altın Sponsor / Gold Sponsor Teknoloji Sponsoru / Technology Sponsor Destekleyenler / Supporters REPUBLIC OF TURKEY MINISTRY OF ENERGY AND NATURAL RESOURCES Destekleyen Dernekler / Supporting Associations BU FUAR 5174 SAYILI KANUN GEREĞİNCE TOBB (TÜRKİYE ODALAR VE BORSALAR BİRLİĞİ) DENETİMİNDE DÜZENLENMEKTEDİR. THIS FAIR IS ORGANIZED WITH THE INSPECTION OF THE UNION OF CHAMBERS AND COMMODITY EXCHANGES OF TURKEY IN ACCORDANCE WITH THE LAW NUMBER 5174.

3 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.

4 İçindekiler / Index Paradoksal Enerji Üçlemesi (Enerji Trilemması) ve Nükleer Enerji Prof.Dr. A. Beril TUĞRUL 6 Advanced Desox Technologies Ensure A Sustainable Power Generation Dr. Annette ZIEMANN-NÖTHE, Frank OBERHEID, Christian DEMLING 11 Güncel Nükleer Enerji Santral Projelerinden Alınan Dersler Dr. Benan BAŞOĞLU, Dr. Mehmet BULUT 14 Trafo Merkezlerinde Nem Etkisi ve Alınacak Önlemler Çağrı KANIK 21 Doğal Gaz Arz Güvenliğinde Türkiye nin 2050 Projeksiyonu Prof. Dr. Ergül YAŞAR 25 Addressing The Technical Challenges, Risks and Opportunities of Flexible Operation in Coal & Gas Fired Power Plant Gary HEWITT, Stuart Si UNIPER, Artur ULBRICH 28 Min.-Load Operation Importance of The Large Scale Coal Fired Power Plants Dr. Jens REICH 33 Upgrade Of Existing Gas Turbine From Single To Dual Fuel Kıvanç ARIKAN, Ersin Emre ESENTÜRK, Selahattin KÜÇÜK 37 Farklı Özellikteki Kumaşların Hava Geçirgenliğinin Deneysel Olarak İncelenmesi Mustafa ATMACA, Hasan ÖZKAYA 41 Farklı Hava Dağıtıcılarındaki Akış Özelliklerinin İncelenmesi Mustafa ATMACA, Mehmet Akif AYDIN 45 Türkiye Enerji Görünümü ve Politikaları Dr. Ömer ERDEM 51 Comparıson of Wet Lıme-Gypsum and Semi-Dry Flue Gas Desulphurisation Technology Piotr KNURA, Jerzy MAZUREK, Paulina MOŁAS 56 Dünyada ve Türkiye de Güneş Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR 60 Dünyada ve Türkiye de Rüzgâr Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR 65 Malatya İlinde Güneş Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR 69 4

5 İçindekiler / Index Malatya İlinde Rüzgar Enerjisi ile Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR 74 Yüzde 100 Yerlilik Oranı ile MW Güçte Rüzgar Türbini Üretimi Tolga YAVUZ, Cem YALÇIN 78 Türkiye ve Dünya daki Enerji Kaynaklarının Genel Görünümü Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ 82 Fosil Yakıt Kullanımının Etkileri ve Fosil Yakıtlara Alternatif Yenilenebilir Enerji Kaynakları Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ 87 Provence 4 Challenges With The Rehabilitation and Conversion of A 250MW Coal Fired Unit To A Biomass Plant Ulrich BALKE, Uwe Schwandt 91 5

6 Paradoksal Enerji Üçlemesi (Enerji Trilemması) ve Nükleer Enerji Prof.Dr. A. Beril TUĞRUL İstanbul Teknik Üniversitesi Enerji Enstitüsü ÖZET Bu çalışmada, paradoksal enerji üçlemesi (enerji trilemması) detayları ile incelenmekte ve enerji politikaları açısından ele alınmaktadır. Bu bağlamda, enerji kullanımı ve elektrik üretimi, ilgili argümanlar betimlenerek değerlendirilmektedir. Her argüman alt argümanları ile tanıtılarak ağırlıkları ile verilmektedir. Dünyada farklı bölgelerin paradoksal enerji üçlemesi açısından durumu da ele alınarak Türkiye nin paradoksal enerji üçlemesi verilmektedir. Bu kapsamda ele alınan enerji santralleri incelenmekte ve nükleer enerji santralleri paradoksal enerji üçlemesi açısından değerlendirilmektedir. Makalede, nükleer santrallerin paradoksal enerji üçlemesi (enerji trilemması) bağlamında öne çıkışı betimlenmekte, (kimi karşı çıkışlara karşın) ülkelerin nükleer santrallerden vazgeçemeyişi paradoksal enerji üçlemesi (enerji trilemması) çerçevesinde açıklanmakta ve bu santrallerin göz ardı edilemeyecek optimum çözümü oluşturduğu vurgulanmaktadır. 1. GİRİŞ Bilindiği üzere, kendi içinde çelişen veya çatışan argümanlar paradoksu oluşturmaktadır. Bir başka deyişle, görünüşte kendi içinde doğru olan bir ifadenin çelişki oluşturması ve ereğe aykırı sonuca ulaşılmasına neden olan durum olmaktadır. Kısaca, aykırı düşünce, çelişki ve karşıtlığı ifade etmektedir. Öte yandan, üçleme (trilemma veya trinity), birbirinin devamı niteliğinde olan veya birbiri ile ilgili üçlü argümanı betimlemektedir. Triloji ve üçlü eser gibi kullanımları da söz konusudur. Dolayısı ile herhangi bir konuda üç önemli argümanın birlikte değerlendirilmesi anlamına gelmektedir. Paradoksal üçleme (trilemma) ise, var olan üç argümanın hepsine birden tam verimle ulaşmanın mümkün olmadığını ifade etmektedir. Bir başka deyişle, paradoksal üçlemede yer alan bir argümanı iyileştirmek isterken diğer argüman veya diğer iki argümandan da kayıp söz konusu olmaktadır. Dolayısı ile söz konusu üç argümanı birden sağlayabilmek olası olmamaktadır. Şekil 1 de paradoksal üçleme durumu şematik olarak gösterilmiştir. Şekil 1. Paradoksal Üçleme (Trilemma). Kimi kez, üçlemeyi oluşturan argümanlardan ikisi için uygun ortak payda bulunabilirken, diğeri göz ardı edilmiş olur (Şekil 1 de üst üste düşen bölgeler). Ancak, üçü birden sağlanmak istenirse, böyle bir durum gerçekleşemiyor ve hatta hiçbirinde başarı sağlanamıyor (Şekil 1 de ortadaki boş bölge). Paradoksal üçleme (trilemma) tabiri daha çok makroekonomi için kullanılmaktadır[1-4]. Ekonomide paradoksal üçlemenin argümanları; para politikası, sermaye hareketliliği ve değişim oranı olmaktadır. Savaş açısından paradoksal üçleme ise; şiddet, fırsatlar ve bağlılık olmaktadır[5]. 2. ENERJİ İÇİN PARADOKSAL ÜÇLEME Enerji en yalın haldeki tanımlamasıyla iş yapabilme kabiliyeti olarak ifade edilmektedir. Bu tanımından hareketle denebilir ki; bir sistemde herhangi bir eylem gerçeklenmek istendiğinde o sisteme ya enerji verilmesi veya enerji alınması gerekmektedir. Bir başka deyişle, her eylem için enerji ile ilgili bir işlem gerekmektedir. Aksi takdirde maddenin ataletini yenmek mümkün olamamaktadır. Bu durum enerjiyi yadsınamaz ve vazgeçilemez kılmaktadır. Enerji için de paradoksal üçleme (trilemma) söz konusudur. Enerji paradoksal üçlemesi argümanları; güvenlik, sürdürülebilirlik ve enerji teminidir[6]. Bu üç hedefin hepsinin sağlanabilmesi sorunlar arz etmektedir. Bu 6

7 bağlamda, enerji trilemması deyimi ile enerji politikaları için her birinin kendine özgü faydaları olan üç politika hedefinden hepsine birden aynı anda ulaşılamayacağı ifade edilmektedir. Bu nedenle bu üçleme; paradoksal enerji üçlemesi veya trilemması ya da üçlü enerji açmazı olarak nitelenmektedir. Şekil 2 de enerji üçlemesi (trilemması) veya üçlü enerji açmazı şematik olarak görülmektedir. insan aktiviteleri doğaya zarar vermekte ve doğa için yadsınamaz zararlar içermektedir. Çevreyi tehdit eden aktiviteler arasında belki de en önde gelenleri arasında enerji üretimi bulunmaktadır. Zira enerji üretimi entropi yoğun bir aktivitedir. Dolayısıyla enerji üretimi sonucu çevreyi tehdit eden, değersizleşen enerji ve atık çıkışı söz konusudur. Bu da sonuçta çevreye negatif etki olarak girdi yaratmaktadır. Artan nüfus, sanayileşme ve teknolojinin gelişimi enerji gereksinimini artırmakta ve enerji temin güvenliğine yadsınamaz derecede önem kazandırmaktadır. Enerji temin güvenliği için emre amadelik bağlamında daha çok enerji kaynağına gereksinim bulunmaktadır. Bu o kadar dominant bir etkidir ki; dünyadaki birçok sıcak çatışmanın bile nedeni olmaktadır. Şekil 2. Paradoksal Enerji Üçlemesi (Trilemması) veya Üçlü Enerji Açmazı. Enerji paradoksal üçlemesi argümanlarını ele alarak incelemek istersek, öncelikle güvenlik ile enerji temin güvenliği anlaşılmaktadır. Ancak, güvenlik tabiri ile aynı zamanda enerji ve enerji kaynaklarına ulaşımda güvenliğin sağlanması da kast ediliyor olmaktadır. Yadsınamaz enerji gereksiniminde temin güvenliğini sağlamak için başat enerji kaynaklarına ulaşmak önem arz etmektedir. Bir başka deyişle, emre amade enerji kaynakları öne çıkmaktadır. Dolayısı ile fosil yakıtlı (petrol, doğal gaz ve kömür) santraller ve nükleer santraller enerji politikalarında dominant bir yer tutmaktadır. Bu bağlamda, fosil yakıtlar ve uranyuma ulaşmanın güvenilirlikle sağlanıyor olması gerekmektedir. Enerjiye erişim tabiri de çok yönlü bir ifadedir. Enerji politikaları açısından özellikle enerji kaynakları ülke dışında farklı politikaların uygulanmasını gerektirmektedir. Enerji ekonomisi açısından, enerjiye erişim; en düşük maliyetle ve en ucuz şekilde sağlanılmasını hedefler. Bir başka deyişle, ekonominin gereği daha ucuz ve düşük fiyatlı sistemlere yönelme şeklinde yorumlanabilir. Oysa bu durum, enerji üçlemesinin diğer argümanları açısından uygun olmayabilir. İşte bu, paradoksal durum oluşumunun önemli unsurunu oluşturmaktadır. Son argüman ise, sürdürülebilirlik argümanıdır. Enerji politikaları açısından sürdürülebilirlik, enerji santrallerinin süreklilikle çalışmasının planlanmasını, enerji kaynaklarının da sürdürülebilirlikle sağlanabiliyor olmasıdır. Sürdürülebilirlik; bugünün gereksinimlerini, gelecek kuşakların gereksinimlerini karşılama yeteneğinden ödün vermeden karşılamayı ifade etmektedir (Bizim Doğal Geleceğimiz[7]). Yedi milyarı aşkın nüfusuyla insan varlığı, dünyayı tehdit eden bir unsur olarak ortaya çıkmış bulunmaktadır. Çeşitli Enerji üretiminde, ekonomiyi sağlamak daha rutin işletme şartlarını gerektirir. Oysa çevreye etkinin azaltılabilmesi için ileri teknoloji sistemlerin kullanımı gereklidir. Bu ise teminini (ekonomiyi) ters etkilemektedir. Öte yandan, hem enerji güvenliği ve hem de enerji temini şartlarının sağlanması benimsenirse, çevre çok daha fazla negatif etkilenir. Çevrenin etkilenmesi ise dünya ekolojik hayatını olumsuz etkilediği gibi insan yaşamını da tehdit eder boyutlara gelmiştir. İşte bu; Paradoksal Enerji Üçlemesi veya Üçlü Enerji Açmazı nı oluşturmaktadır. 3. PARADOKSAL ENERJİ ÜÇLEMESİ AÇISINDAN ÜLKELER Paradoksal enerji üçlemesi konusu tüm dünya ülkeleri için önem arz etmektedir. Bu bağlamda, her ülke için dünya paradoksal enerji üçlemesi indeksi değerleri çıkartılmış bulunmaktadır. Paradoksal enerji üçlemesi argümanlarının ülke şartları ile birlikte somut olarak değerlendirilmesi için ilgili indikatörler belirlenerek üniversal ağırlık değerleri belirlenmiştir. Paradoksal enerji üçlemesi argümanları ve indikatörlerinin ağırlık değerleri Tablo 1 de verilmektedir[7]. Türkiye için paradoksal enerji üçlemesi ise Şekil 3 te görülmektedir. Tablo 1. Paradoksal Enerji Üçlemesi Argümanları ve İndikatörlerinin Ağırlık Değerleri Argüman Ağırlık (%) Enerji Güvenliği 30 Enerji Temini 30 Sürdürülebilirlik 30 Ülke Durumu 10 İndikatör * Arz Güvenliği * Esneklik * Erişim * Kalite * Ekonomik Temin * Enerji Verim * Sera Gazı Emisyonu * CO2 Emisyonu * Tutarlı politikalar * Çevre Mevzuatı * ARGE ve İnovasyon * Yatırım Yapılabilirlik * Coğrafi Uygunluk İndikatör Ağırlığı (%)

8 Tablo 2. Ekonomik Yönden Enerji Santralleri Santraller Genel Maliyet ($/kw) İşletme Maliyeti ($/kw) Kömür , Şekil 3. Türkiye Paradoksal Enerji Üçlemesi. Şekil 4 te, dünya paradoksal enerji üçlemesi indeksi harita üzerinde gösterilmiştir. Şekilden görüldüğü üzere, ülkeler için paradoksal enerji üçlemesinde farklılıklar bulunmakta ve ülkeler 5 ana grupta toplanmaktadır[8]. Doğal gaz ,04-0,10 Nükleer ,02-0,05 Hidroelektrik ,10> Rüzgar ,10> Fotovoltaik Solar >4500 0,10> Sürdürülebilirlik açısından ise, çevresel değerlendirme olarak santral ömrü boyunca sera gazı emisyonları farklı santraller için Şekil 6 da verilmektedir[14]. Şekil 4. Dünya Paradoksal Enerji Üçlemesi indeksi[8]. 4. ENERJİ SANTRALLERİNİN PARADOKSAL ENERJİ ÜÇLEMESİ AÇISINDAN İNCELENMESİ Konvansiyonel enerji santralleri arasında hayli farklılıklar söz konusudur[9-11]. Günümüzde öne çıkan ve yaygın kullanılan konvansiyonel enerji santralleri olarak kömür, doğal gaz, nükleer, hirdroelektrik, rüzgar ve fotovoltaik burada göz önüne alınmıştır. Bu bağlamda, enerji güvenliği argümanı için esas alınabilecek farklı santrallere ilişkin kapasite faktörleri mukayeseli olarak Şekil 5 te verilmektedir[12]. Şekil 5. Farklı santraller için kapasite faktörleri. Enerji temini argümanı için esas alınabilecek farklı santrallere ilişkin ekonomik değerler Tablo 2 de görülmektedir. Şekil 6. Farklı santralar için santral ömrü boyunca sera gazı emisyonları. Söz konusu konvansiyonel enerji santrallerinin paradoksal enerji üçlemesi açısından değerlendirmesini yapabilmek için Tablo 1 de verilen ülke şartları da göz önüne alınarak ve paradoksal enerji üçlemesi argümanlarının ağırlık değerlerinden yararlanılarak her santral tipi için irdelenmiştir. Bir başka deyişle; kömür, doğal gaz nükleer, hidrolik, rüzgar ve güneş santralleri için durum değerlendirmesi yapılmıştır. Burada teknik ve ekonomik değerlendirme yapılması amaçlanmıştır. Dolayısı ile ülke durumu argümanı tüm santraller için sabit olarak düşünülmüştür. Ulaşılan sonuçlar Tablo 3 te görülmektedir. 5. SONUÇ Tablo 3 ten hareketle farklı santrallerin paradoksal enerji üçlemesine ilişkin durumları incelenmek istenirse, nükleer santrallerin bu açmaz durum için olabildiğince uygun şekilde bir çözümü sağladığı fark edilmektedir. 8

9 Tablo 3. Enerji Santrallerinin Paradoksal Enerji Üçlemesi Argümanları Açısından Değerlendirilmesi Argüman İndikatör İndikatör Ağırlığı (%) Kömür Sant. Doğal Gaz Sant. Nükleer Sant. Hidro. Sant. Rüzgar Sant. Foto Voltaik Enerji Güvenliği * Arz Güvenliği * Esneklik Enerji Temini * Erişim * Kalite * Ekonomik Temin Sürdürülebilirlik * Enerji Verim * Sera Gazı Emis. * Co 2 Emisyonu Üç Argüman Değeri 25/28/8 23/25/9 26/15/30 15/30/28 10/30/25 10/18/25 Bir başka deyişle nükleer santraller, kapasite faktörünün yanı sıra devreye girme esnekliğinin de yüksek olması nedeniyle enerji güvenliğini sağlamaktadır. Nükleer enerji temini açısından teknolojik erişimin her ülke için mümkün olmaması, kalitenin en yüksek seviyede tutulmasının gerekliliği ve ilk yatırım maliyetinin yüksek olmasına karşın yakıt maliyetinin düşük olması söz konusudur. Sürdürülebilirlik bağlamında ise, enerji yoğun sistemler olması ve dolayısıyla veriminin uygun olarak nitelenmesi, sera gazı ve karbondioksit emisyonunun olmaması uygunluk ifade etmektedir. Bu bağlamda, nükleer santraller, paradoksal enerji üçlemesi için öne çıkan çözümleri oluşturmakta, bu nedenle de tercih edilmektedir. Fazla olarak, nükleer santrallerden vazgeçtiğini açıklayan ülkelerin bile zaman içinde yine nükleer santralleri enerji üretim çözümü olarak benimsediği görülmektedir. KAYNAKLAR [1] Editorial, The Uneasy Triangle, The Economist, August 9, 16, and 23, [2] John Maynard Keynes, The General Theory of Employment, Interest and Money (London: Macmillan, 1936), 267; [3] The Objective of International Price Stability, Economic Journal (June September, 1943). [4] Maurice Obstfeld, Jay C. Shambaugh & Alan M. Taylor (2005). The Trilemma in History: Tradeoffs Among Exchange Rates, Monetary Policies, and Capital Mobility in The Review of Economics and Statistics, Vol. 87, No. 3, Pages Accessed 13 April [5] B. Kurtuluş, Aşırılık Çağı2nın Mirası: Hobsbawm ın Tarih Anlayışı Çerçevesinde Savaşın Dönüşümü, Beykent Üniv. Sosyal Bilimler Dergisi, Vol. 8 (2), 2015, 6-31 [6] future_is_now [7] UN, 1987, Our Common Future. [8] WEC/Oliver Wyman 2016,World Energy Trilemma Index [9] Tugrul, A.B., Evaluation Energy Policy For Energy Power Plants, 4th Int. Symposium on Sustainable Development, Sarajevo-Bosnia, 2013, ISSD2013, Invited paper. [10] Tugrul, A.B., Energy Plants and Comparative Evaluation in Different Point views, ICCI- 2012, Istanbul, Proc. 2012, pp. 1-4 (in Turkish). [11] A.B. Tugrul, Decision Making Process in Energy Policies,YTU- PSIR Bulletin, pp.10-13, [12] Capacity factor (net). nrc.gov [13] PennState University, Basic economics of power generation, transmission and distribution, EME 801: Energy Markets, Policy, and Regulation, [14] New Energy News, 2011, Today s Study: Where And How To Deploy A Solar Hybrid. SUMMARY Energy is an important argument for all countries due to essential for development. Depending of energy for the states increased, and the energy policies conduct to political events with undeniable and indispensable effects all over the world. In this study, paradoxical energy trilemma that consist of energy security, energy equity, and environmental sustainability is assessed in detail. Trilemma means that achieving high performance on all three entails couldn t supply with highest performance. All the arguments were explained with sub argument with the weighted value. A more diversified and low-carbon energy mix will help to improve energy security and environmental sustainability but its positive effects may be stifled by rising energy consumption, which is predicted to increase. However, the complex trade-offs that are inherent in energy 9

10 policymaking, as well as certain geographic limitations to achieving a trilemma balance, become evident when analysing countries that excel in one dimension but struggle to achieve a balance. Taken as a whole, the World Energy Trilemma Index is a unique and unparalleled resource and guide for policymakers seeking to develop solutions for sustainable energy systems and business leaders to support investment decisions. Turkey World Energy Trilemma Index is given in this concept. Power plants were investigated via paradoxical energy trilemma and seen that nuclear power plant is convenient preference for energy policy. 10

11 Advanced Desox Technologies Ensure A Sustainable Power Generation Dr. Annette ZIEMANN-NÖTHE Doosan Lentjes GmbH, Germany Frank OBERHEID Doosan Lentjes GmbH, Germany Christian DEMLING Doosan Lentjes ABSTRACT The fast economic and industrial growth in Turkey causes an increased demand for electricity. Sustainability and environmental protection are key factors in the framework of future energy production. In order to meet the challenge of reducing the environmental impact of power generation, flue gas cleaning solutions have to deliver high performance data enabling an efficient plant operation with minimum energy consumption. Continuous research and development activities at Doosan Lentjes ensure that the emissions limits can be met even with low operating costs operational costs (Opex). Focus of the presentation will be the optimization of Flue Gas Desulphurisation (FGD) plants. 1. INTRODUCTION In general, three different types of Flue Gas Desulfurization (FGD) systems and processes can be used: Wet Lime/Limestone FGD technology (WL GFD) Seawater FGD technology (SW FGD) Circoclean dry FGD based on circulating fluidized bed Doosan Lentjes offers all mentioned types of FGDs as Original Equipment Manufacturer (OEM). With all of these FGD technologies high desulphurization rates can be realized (up to 98% and even higher with special measures). Both paper and presentation will give an overview about the different FGD technologies and discuss the special features, such as tray applications and usage of additives (e.g. adipic acid) for process optimization and other customer benefits of each FGD type. Figure 1. Advantages and disadvantages of the different FGD processes. The WL FGD technology is the reference technology in the table above and it is scaled with 100%. So, particularly the investment, power consumption and maintenance costs are reduced with the Circoclean and the seawater scrubbing process. The seawater process is a straightforward technology for power plants located on the coast and the Circoclean process is an optimal solution for FGD plants downstream of power plants with a capacity of up to 350 MWe. The listed SO 2 removal efficiencies of > 98% are based on the installation of a regenerative gas gas heater with a leakage of maximal 1 %. Through the installation of a non leakage gas gas heater even higher SO 2 removal efficiencies of over 99% can be achieved. The SO 3 removal efficiencies for the WLST FGD respectively the SW FGD can be optimized to 80% through the installation of an integrated tray into the spray tower absorber. 11

12 The WL FGD technology is the most common technology used for power generating plants and can be used for a wide range of applications. Limestone is preferred as an additive with respect to reagent costs. Optionally, the produced byproduct (Gypsum) can be processed to generate a salable product. Figure 4. Typical Flow Sheet Seawater FGD. Figure 2. Typical Flow Sheet Wet Limestone FGD. The dry circulating fluidized bed FGD technology (Circoclean ) has advantages with respect to capital costs and space requirements e.g. for retrofit projects with a limited remaining power plant lifetime. Figure 3. Typical Flow Sheet Dry FGD (Circoclean ). For power plants located in coastal regions, flue gas cleaning with seawater can be a very economical alternative because no additive and product disposal costs are incurred. Cooling water from condenser is used as absorbent. The seawater is treated in the aeration basin, so that effluent emissions limits are upheld. Emissions limits are typically requested for the ph value, the chemical oxygen demand and the dissolved oxygen. The seawater temperature increase between FGD inlet and outlet is usually <1K. The choice of the most economic FGD technology solution depends on a range of framework conditions exemplarily outlined in the following: Type of fuel (e.g. high sulphur and high ash lignite, hard coal, heavy fuel oil, peat, waste) Power plant capacity Power plant location (e.g. coastline, inland) Availability and costs of additives (e.g. lime, limestone) Expected power plant life time remaining (for retrofit projects) 2. EVALUATION OF THE MOST ECONOMICAL SOLUTION FOR THE DESULPHURIZATION PROCESS In the speech, the influence of these and other framework conditions influencing the choice of the most economic FGD technology is discussed while comparing both investment and operational costs of the three types of FGD processes. The goal is to provide the most economical solution with respect to the total lifetime costs. The diagram shows exemplarily the correlation between capital expenditures (CapEx) and operation expenditures (OpEx). The evaluation of CapEx under the consideration of OpEx (over a certain period of time) leads to the total lifetime costs of an FGD facility. An example for this correlation is provided in the speech and will explain the influence of the installed absorber height for a WLST respectively a SW FGD plant on the capacity and power consumption of the absorber spray pumps. The capability to predict the future operation of the power plant and related FGD facilities and a highly accurate prediction of process parameters is crucial for the validity of the total lifetime cost estimation. Through ongoing research activities performed in in-house R&D Centers, Doosan Lentjes has developed its own software tool for all different FGD processes to predict the influencing factors on the SO2 removal efficiency of the FGD accurately. This software tool is based on the mathematical model of all chemical and physical processes and considers 12

13 the interaction between these processes [1][2][3]. This scientific tool is validated with all data of the reference plants of Doosan Lentjes. The mass balance calculation for every new FGD project will consider all framework conditions and will result in an optimal design calculation regarding the CapEX and OpEX of the plant. This is possible for new built as well as for retrofit plants. measurement Chemical Engineering Science, 51, S (1996). Cost Relationships and influential variables Costs Influential variables: - Erection Costs - Equippment Costs Influential variables: - Costs for Power Cons. - Maintenance Costs FGD Design Investment Costs Operational Costs Total Lifetime Costs Figure 5. Influences of total lifetime costs. Influencing factors and interdependences are for example: Limestone reactivity Limestone particle size distribution Organic acid dosage Position of spray pump in operation Absorber height Temperature of suspension Chloride concentration Droplet size of the suspension Effect of SO2 and CO2 concentration on mass transfer... The speech will describe the correlation between the different influencing parameters and the performance of the FGD plant. Retrofit projects usually have strict requirements regarding the FGD footprint and, against this background, require tailor-made solutions. The optimization of the FGD footprint is presented based on one of Doosan Lentjes latest Circoclean projects. REFERENCES [1] Desch, W., Horn, K., & Propst, G., Computation of equilibria models of the flue gas washer plants Computers and Chemical Engineering(30), S (2006). [2] Yeh, N. K., & Rochelle, G. T., Liquid-Phase Mass Transfer in Spray Contactors AIChE Journal, 49, S ( ). [3] Stergarsek, A., Kocjancic, R., & Gerbec, M.Experimental determination and modelling of the absorption of SO2 into a single drop based on ph 13

14 Güncel Nükleer Enerji Santral Projelerinden Alınan Dersler Dr. Benan BAŞOĞLU EÜAŞ Dr. Mehmet BULUT EÜAŞ ÖZET Dünyada, bazı ülkeler karbon salınımlarının azaltılması, eskiyen reaktörlerinin yenileri ile değiştirilmesi, enerjide bağımsızlık sağlanması gibi nedenlerden dolayı yeni nükleer santral projelerine yönelmek istemektedir. Nükleer santral projeleri kendi başlarına çok karmaşık girişimlerdir. Geniş kapsamları nedeniyle on binlerce farklı kaynağın uygun bir şekilde koordine edilmesini gerektirir. Fazla sayıda iş paketinin yapılması ihtiyacının yanı sıra, yüksek güvenlik ve kalite standartları bu projeleri çok daha zor girişimler haline getirmektedir. Bu gibi nedenlerden dolayı yeni nükleer santral projelerinde başarı, ancak güncel ve önceki nükleer santral projelerinden edinilen tecrübelerin etkin bir şekilde kullanılması yardımıyla olabilmektedir. Projelerde olası sorunların azaltılabilmesi için güncel projelerin incelenmesi, ortaya çıkmış problemlerin iyi anlaşılması, bunlara karşı etkin tedbirlerin alınması gerekmektedir. Bu çalışmada, dünyada son yıllarda gerçekleştirilen nükleer santral projelerinin deneyimlerinden hareketle çıkarılan dersler incelenerek, yeni projeler için bir yol haritası niteliğinde olabilecek unsurlar ortaya konulmuştur. Anahtar Kelimeler: Nükleer Enerji Santrali, Alınan Dersler, Proje Yönetimi, Güvenlik Kültürü, Kaynak Teknolojisi, Beton 1. GİRİŞ Nükleer santral projeleri, geniş kapsam, fazla sayıda iş paketi ve fazla sayıda kaynak ihtiyacı gibi nedenlerden dolayı karmaşık bir yapıya sahiptir. Diğer sektörlerde alışıla gelmedik düzeyde güvenliğe ve kaliteye verilen önem bu projeleri daha da zor girişimler haline getirmektedir. Nükleer sektörde, güvenlik açısından önem taşıyan temel tasarım prensiplerinden en önemlisi Derinlemesine Güvenlik kavramıdır. Bu kavram; santralin bütünlüğünün sağlanması ve istem dışı radyoaktif madde salınımlarının önlenmesi için birbiri ardına gelen çoklu fiziksel ve idari engellerin kullanılması üzerine dayanmaktadır. İşte bu aşamada nükleer endüstri çok sıkı standartlar geliştirmiştir. Bu standartların proje ile ilgilenen bütün taraflarca anlaşılması ve projelerin tasarım, imalat, inşaat ve işletme gibi aşamalarında uygulanması gerekmektedir. Nükleer santral projelerinin bu sebeplerden dolayı iyi yönetilmesi önem taşımaktadır. Aksi durumda ortaya çıkan riskler projeleri daha da karmaşık hale getirebilmekte, proje maliyetini önemli ölçüde artırabilmekte ve proje takviminde büyük gecikmelere yol açabilmektedir. Geçmiş yıllarda; uzun yıllar gecikmiş, inşası yarım kalmış, iptal edilmiş veya hatta yüzde 99 u tamamlandığı halde devreye alınamadan sökülmüş onlarca nükleer santral projesi bulunmaktadır. Güncel nükleer santral projelerinin ekserisi, plansız maliyetler, ciddi teknik ve idari problemler, uzun ve pahalı gecikmeler ile boğuşmak zorunda kalmıştır. Bu sıkıntılar, aslında bazı durumlarda nükleer projeler için felaket ötesi bir durum oluşturmaktadır. Gecikme ve bunun sonucunda ortaya çıkacak maliyet artışları projenin fizibilitesinde öngörülen avantajları ortadan kaldırabilmekte, projenin kamuoyu nezdinde gözden düşmesine neden olmakta ve projenin iptal olmasına kadar varan süreçleri tetikleyebilmektedir. Ayrıca, bu tür gecikmeler, reaktör tedarikçisi şirketlerde itibar kaybına sebep olmakta, nükleer enerji sektöründeki az sayıda şirketin büyük mali kayıplarla karşılaşması ile sonuçlanmakta ve halkta nükleer enerjiye olan güvenin azalmasına yol açmaktadır. Bu çalışmada, dünyada son yıllarda gerçekleştirilen nükleer santral projelerinin deneyimlerinden hareketle, yeni projeler için bir yol haritası niteliğinde olabilecek alınan dersler incelenmiş, önemli olanları listelenerek kısaca açıklanmaya çalışılmıştır. 2. GÜNCEL NÜKLEER SANTRAL PROJELERİNİN DURUMU Dünyada 15 Ocak 2017 tarihi itibariyle 450 adet nükleer reaktör işletmede bulunmaktadır. Yine aynı tarih itibariyle 60 reaktör ünitesi inşaat halindedir[1]. Zaman içinde gerçekleşen büyük nükleer kazaların ardından bu rakamlar 1970 li yıllardaki beklentilerin çok gerisinde kalmıştır. İnşaat halindeki nükleer santrallerin sayısı da aslında aldatıcıdır. İkinci nesil bir nükleer reaktör ünitesinin inşası tipik olarak 6-7 yıl sürmektedir. İnşaat tekniklerindeki son gelişmelerle, yeni nesil santrallerde bu sürenin Japonya ve Güney Kore gibi ülkelerde 4-5 yıla indirilebildiği bilinmektedir. Diğer yandan, inşa halindeki nükleer santraller listesinde inşası 14

15 yıllardır sürmekte olan inşaat projeleri bulunmaktadır. Örneğin ABD de Watts Bar-2 reaktörünün inşası 1973 ten 2016 yılına kadar devam etmiştir[1]. Diğer bir örnek, inşasına 1986 da başlanan Ukrayna daki Khemelnitski-3 reaktörüdür. Güncel projelere örnek olarak Finlandiya daki santral projesi gösterilebilir. Finlandiya da Olkiluoto sahasındaki mevcut 2 ünitenin yanına hali hazırda 3. ünitenin inşasına devam edilmektedir. Bu ünite dünya üzerinde inşa edilmeye başlanmış ilk EPR (Avrupa Basınçlı Su İleri Tasarımı) türü reaktördür. Projede inşaata 2003 te başlanmış ve ünitenin 2009 da devreye alınması beklenirken, yaşanan birçok problem nedeniyle proje gecikmiş ve bugün itibariyle ünite halen devreye alınamamıştır[2]. Son tahminlere göre yılları arasında devreye alınması beklenmektedir. Projenin öngörülen ilk maliyeti 3 milyar avro iken, yaşanan sıkıntılar ve gecikmeler ile beraber bu maliyet 8.5 milyar avro gibi bir rakama ulaşmıştır. Hatta artan proje maliyeti İsviçre de inşa edilen Büyük Hadron Çarpıştırıcısının (CENR) maliyetini bile geride bırakmıştır. Diğer bir örnek, Fransa da inşası devam etmekte olan Flamanville-3 projesidir. Fransa, eskiyen ve 2020 yılından itibaren kapatılması gereken nükleer santraller yerine yeni nükleer santral üniteleri kurma çalışmalarına bir başlangıç olarak hali hazırda 2 ünite bulunan Flamanville sahasına ilave bir ünite kurmayı amaçlamıştır. Flamanville-3 ünitesinin yeni geliştirilen EPR tasarımı olması öngörülmüş ve böylece dünya üzerindeki ikinci EPR ünitesinin inşasına 2007 de başlanmıştır. Projenin 3.3 milyar avro maliyetle 2012 de devreye girmesi planlanmaktayken, yaşanan birçok problem nedeniyle zamanında devreye girememiştir. Ünitenin maliyeti bugün itibariyle 10.5 milyar avro ya çıkmıştır ve mevcut şartlarda 2018 sonlarında devreye girmesi beklenmektedir[3]. Son yıllarda çok sayıda nükleer santral projesi gerçekleştirdiği için dikkatleri üzerinde toplayan Çin in ileri nükleer santral projelerinde de en az 3-4 yıllık gecikmeler göze çarpmaktadır yılında Çin in Taishan sahasına iki adet EPR türü basınçlı su reaktörü kurulması için yaklaşık 8 milyar avro luk bir sözleşme imzalanmıştır. Ünitelerin inşasına sırasıyla 2009 ve 2010 yıllarında başlanmış ve ilk ünitenin 2013 sonlarında, 2. ünitenin de 2015 te devreye girmesi planlanmıştır. Her ne kadar, Olkiluoto ve Flamanville projelerinden elde edilen tecrübelerden ders alınarak Çin deki bu iki yeni ünitenin öngörülen zamanda tamamlanması hedeflenmişse de, Taishan projesi de maliyet artışlarından ve gecikmelerden nasibini almıştır. Son öngörülere göre, ilk ünitenin 2017 sonlarında, 2. ünitenin de 2018 de devreye girmesi beklenmektedir. Çin in diğer ileri tasarım nükleer santral projeleri, iki farklı sahada devam etmekte ve Westinghouse AP1000 model reaktörlerinin inşasını içermektedir. Sanmen ve Haiyang sahalarının her birine ikişer ünite olmak üzere toplam 4 adet AP1000 model ünite inşa halinde bulunmaktadır. Sanmen sahasında 5.88 milyar dolara mal olacağı öngörülen ünitelerin inşasına 2009 da başlamıştır ve ünitelerin sırasıyla 2014 ve 2015 yıllarında devreye alınması planlanmıştır. Bugün itibariyle her iki ünitenin de devreye alınması 2017 yılına sarkmış bulunmaktadır. Haiyang sahasındaki ünitelerin inşasına 2009 ve 2010 yıllarında başlanmıştır. Her iki ünitenin de 2013 te devreye alınması öngörülmesine rağmen halen devreye alınamamıştır[2]. Güncel nükleer santral projeleri arasında Rusya da inşaat çalışmaları devam etmekte olan Leningrad II ve Novovoronezh II nükleer santralleri bulunmaktadır. Bu projeler ikişer adet yeni AES-2006 model VVER türü reaktör ünitesi inşası içerdiğinden Türkiye deki Akkuyu Nükleer Santral projesini de yakından ilgilendirmektedir[4]. Leningrad II projesi için ilk imza 2007 de atılmış ilk beton bir sonraki yıl dökülmüştür. İki yeni ünite için sözleşme bedelinin 5.8 milyar dolar olması öngörülmüştür. Ünitelerden ilkinin 2013 sonunda, diğerinin de bir yıl sonra devreye girmesi hedeflenirken, 2017 yılına geldiğimiz bu günlerde halen devreye alınamamıştır. Novovoronezh II nükleer santral projesinde ise ünitelerin inşasına sırasıyla 2008 ve 2009 yıllarında başlanmıştır. Orijinal plana göre ilk ünitenin 2012 yılında, ikinci ünitenin de 2013 yılında devreye alınması, iki ünitenin yaklaşık milyar dolar arasında bir maliyetle tamamlanması planlanmıştır. Ancak, ilk ünite 4 yıllık bir gecikme ile 2017 de ticari işletmeye geçebilmiştir. İnşası devam etmekte olan 2. ünitenin de 4 yıllık bir gecikme ile 2018 de ticari işletmeye geçmesi ümit edilmektedir. Yaklaşık 10 yıl önce bu projenin devamı olarak inşa edileceği duyurulan 3.ve 4.ünitelere daha henüz başlanamamıştır. Bu kapsamda nükleere yeni girmekte olan Beyaz Rusya ve Birleşik Arap Emirlikleri (BAE) projelerinden de bahsetmek gerekir. Beyaz Rusya da inşa edilmekte olan Belarusian nükleer santrali 2 adet AES-2006 model VVER türü ünite içermektedir. Projede inşaat çalışmalarına ilk ünite için 2013, ikinci ünite için 2014 te başlanmıştır. Yapılan ilk planlara göre ünitelerin sırasıyla 2018 ve 2020 yıllarında devreye alınması, iki ünitenin yaklaşık 5 milyar dolara mal olması planlanmıştır. Bugün itibariyle ilk ünitenin devreye alınması 2019 sonu olarak güncellenmiştir. Birleşik Arap Emirlikleri (BAE) projesi ise Barakah sahasına 4 adet Kore Standart Nükleer Santral tasarımı APR-1400 kurulmasını içermektedir. İlk ünitenin inşasına 2012 ortalarında, diğer ünitelerin inşasına birer yıl arayla 2013, 2014 ve 2015 yıllarında başlamıştır. İlk ünitenin 2017 de ve diğerleri de yine birer yıl arayla devreye alınması planlanmaktadır. Ocak 2017 itibariyle ilk ünite %93, 2.ünite %80, 3.ünite %66 ve son ünite de %37 tamamlanmış bulunmaktadır. 15

16 3. GERÇEKLEŞTİRİLEN NÜKLEER PROJELERDEN ALINAN DERSLER Gerçekleştirilen ve inşaatı uzun yıllar süren nükleer santral projelerine bakıldığında; projelerde benzer problemlerin yaşandığı ve benzer derslerin çıkartılabileceği değerlendirilmektedir. Bunlar arasında önemli olanları aşağıdaki bölümlerde listelenerek kısaca açıklanmıştır: 3.1. Daha Önce İnşa Edilmiş Standard Tasarımların Seçilmesi Güncel nükleer santral projelerinde; özellikle ileri tasarım nükleer santraller söz konusu olduğunda, daha önce inşa edilmemiş bir modelin seçilmesinin çok riskli ve maliyetli olduğu görülmektedir. Son yıllarda elde edilen tecrübeler, daha önce inşa edilmiş bir modelin aynısının (benzerinin) standart tasarım olarak belirlenerek seri halinde inşa edilmesinin, daha az riskli ve daha düşük maliyetli olduğunu göstermiştir. Daha önce inşa edilmemiş yeni bir tasarım için iddialı ve gerçekçi olmayan bir proje takvimi öngörülmesinin, çok tecrübeli ülkeler için bile başarısızlığa davetiye çıkartmak ile eşdeğer olduğu anlaşılmıştır. Güvenli bir elektrik arz sisteminde; inşaat maliyetleri nispeten ucuz, finansal riskler az ve tamamlama tarihindeki belirsizlikler düşük olmalıdır. Bu da ancak ve ancak, daha önce inşa edilmiş, başarı ile lisanslanmış (dolayısıyla lisanslama problemleri çözülmüş) ve işletmeye alınmış ünitelerin benzerinin çok sayıda seri halinde inşa edilmesi ile sağlanabilmektedir. Japonya, Fransa, Güney Kore, Çin gibi ticari nükleer santral programlarında başarı sağlamış ülkelerin tecrübeleri de bu yönde bulunmaktadır Tamamlanmış ve Lisanslama Problemleri Çözülmüş Tasarımların Tercih Edilmesi Diğer bir ders; inşaata başlamadan önce, santral tasarımının tamamlanmış ve lisanslama problemlerinin de büyük ölçüde çözülmüş olması ile alakalıdır. Santral teknolojisi seçiminde; daha önce inşa edilmemiş ve ön lisanslama sürecinden geçmemiş bir tasarımda karar kılınması durumunda, inşaat başlamadan önce tasarımın tam anlamıyla tamamlanması ve bütün lisanslama problemlerinin çözüme kavuşturulması imkânsıza yakın görülmektedir. Küçük bir tasarım değişikliği bile nükleer güvenlik ve lisanslama açısından kritik sonuçlar doğurabilmektedir. Son yıllarda gerçekleştirilmekte olan projelerin bazılarında yetersiz ön mühendislik çalışmaları ile birlikte santral tasarımı tamamlanmadan inşaata başlanmıştır. Bu projelerde tasarımlar ve dolayısıyla inşaat planları sık sık değişmiştir. Değişen inşaat planlarının lisanslama otoritesinin inceleme ve onayına sunulması şartı, onay sürecini uzatarak ve değerlendirme için harcanan zamanı artırarak projeyi geciktirmiştir. Tamamlanmamış ve ilk kez gerçekleştirilen tasarımlar için irili ufaklı binlerce uygunsuzluğun ortaya çıkabileceği ve bunları düzeltmek için çok sayıda tasarım değişikliklerine ihtiyaç duyulabileceği görülmüştür. Örneğin; Sanmen ve Haiyang projelerinde inşaat devam ederken tasarım değişiklikleri yapılmaya devam edilmiştir. Bu projelerde reaktör soğutma suyu pompaları ve bazı valflerde belirlenen problemler nedeniyle sıkıntılar yaşanmıştır[5]. Bazı ülkeler nükleer santral lisanslama süreçlerine jenerik tasarım değerlendirmesi adında bir aşama eklemiştir. Ülkemiz de dâhil birçok ülkede, böyle bir ön aşama bulunmamaktadır. Tasarım Ön Değerlendirmesi olmayan ülkelerde, inşaata başlama izni, lisanslama otoritesinin inşa edilen tasarımın işletmeye uygun olduğunu onayladığı anlamına gelmemektedir. Tasarımın inşaat başladıktan sonra tamamlanması sırasında, birçok lisanslama probleminin ortaya çıkacağı ve bunların çözülmesinin çok zor ve masraflı olduğu akıldan çıkartılmamalıdır Tanınmış Reaktör Tedarikçilerinin Eski Tecrübelerinden Uzak Olması Bugün Avrupa ve Amerika kıtalarında işletme halinde bulunan santrallerin çoğu 1970 li yıllarda inşa edilmiştir. O yıllarda büyük santral tedarikçileri, birçok faaliyeti alt yüklenicilere ihtiyaç duymadan kendi yapabilecekleri örgütsel yapılara ve insan kaynaklarına sahip bulunmaktaydı li yıllarda piyasada vasıflı imalat kapasitesine ve tecrübeli proje müdürlerine ulaşmak çok daha kolaydı. Ayrıca bu yıllardaki inşaatlar benzer ünitelerin peş peşe inşasını içerdiğinden, yeni tasarımların kalifikasyonlarının sağlanmasına yönelik ihtiyaçlar çok daha azdı. Avrupa ve Amerika kıtalarında nükleer santral inşası olmadan geçen yıllar çok şeyi değiştirmiş, eski deneyim ve tecrübeli alt şirketler kaybolup gitmiş, deneyimli uzmanlar zaman içinde emekli olmuştur. Ayrıca teknoloji büyük ölçüde değişmiş, analog sistemler yerini dijital sistemlere bırakmıştır. Günümüzde, tasarıma eklenen yeni teknoloji özellikleri ile ilgili çok az deneyim bulunmaktadır. Son yıllarda başarısızlıkla sonuçlanan nükleer santral projelerinden alınan önemli derslerden bir tanesi, reaktör tedarikçisi şirketlerin geçmişte kazandıkları iyi şöhretin, bugünkü başarının garantisi olmadığı şeklindedir. Diğer yandan; Japonya ve Kore de tedarikçiler birbiri ardı sıra aynı standartta santral üniteleri inşa etmeye devam etmiş ve ekipman imalatı bu firmaların doğrudan kendi kontrolleri altında gerçekleşmiştir. Bu ülkelerde gerçekleştirilen projelerde zaman ve maliyet açılarından daha az problem yaşandığı görülmektedir Planlama ve Proje Yönetiminde Zayıflıklar Bir diğer önemli husus da, planlama aşamasında projede görev alacak tarafların (santral sahibi, reaktör tedarikçisi, alt yükleniciler, lisanslama otoritesi, vs.); tecrübe, insan kaynakları ve süreçlerindeki yeterliliklerinin yeterince değerlendirilmemesi yüzünden yaşanmış problemle ilgilidir. Örneğin; Olkiluoto 3 projesinde, tedarikçi ve santral 16

17 sahibinin, bu çapta büyük bir inşaat projesini yönetmek için beceri ve deneyimin ne derece önemli olduğunu anlayamadığı, sorunların ortaya çıkmasının ardından durumun ciddiyetini algılayıp önlem almaya çalıştıkları görülmüştür. Bir nükleer santral işletmeye alındığında, tesisin güvenliğinden santral sahibi sorumludur. Santral sahibinin bu sorumluluğu yerine getirebilmesi için inşaat sırasında güçlü bir proje denetimine sahip olması gerekmektedir. Santral sahibinin etkin bir kaliteli yönetim sistemine, ehliyetli insan kaynakları ile bağımsız güvenlik denetimleri yapabilme yeteneğine, etkin bir raporlama sistemine ve kalite denetimlerinde ortaya çıkacak uygunsuzlukları belirleme ve düzeltme altyapısına sahip olmasına ihtiyaç bulunmaktadır. Santral sahibi ayrıca tesis ve alt-sistemlerin, yapı ve bileşenlerinin lisanslanabilir olduğunu doğrulayacak düzeyde kendi güvenlik değerlendirmelerini gerçekleştirebilmelidir. Mevcut santral projelerinin hemen hemen hepsinde, yüzlerce ve hatta bazılarında binlerce küçük ve büyük çaplı uygunsuzluklar ortaya çıkmış ve bunların düzeltilmesi gerekmiştir[7] Nükleer Sanayinin İleri Nükleer Santral Teknolojilerine Aşina Olmaması Çok önemli bir diğer husus da, uzun süre nükleer santral yapılmadan geçen yılların ardından, yepyeni teknoloji öğeleri içeren 3.nesil tasarımlara birdenbire geçilmeye çalışılmasıyla alakalıdır. Bu yeni teknoloji ve yöntemlerle ilgili kalifikasyonlar ve denemeler yeterince gerçekleştirilmemiş ise, çalışmalar sırasında önemli problemler ortaya çıkabilmektedir. Yeni tasarımlarda öngörülen 60 yıllık santral ömür için şart olan kalite gereklerini elde edebilmek için bazı büyük bileşenlerin bir ya da iki kez yeniden imal edilmesi gerekmiştir. Bu bileşenler arasında basınçlandırıcı, bazı reaktör kabı iç donanımları, ana soğutucu suyu pompası, yüksek basınç türbini mili ve ana jeneratör stator çubuğu bulunmaktadır. Örneğin, Çin deki Sanmen projesi için ABD li şirketin imal ettiği reaktör soğutma suyu pompaları denetimlerden geçememiş ve ABD ye düzeltilmeleri için geri gönderilmiştir İleri Nükleer Santral Tasarımlarında Yetersiz Kalan Alt Yükleniciler Daha önce nükleer santral projelerine katkıda bulunmuş deneyimli nükleer alt yüklenicilerin çoğu, nükleer santral projelerinin durma noktasına geldiği 1990 lı yıllarda işi bırakmak zorunda kalmıştır. Her ne kadar tedarikçi şirketlerin isimleri parlak gözükse ve tecrübeli oldukları varsayımı yapılsa da, zamanla daralan sektör nedeniyle gerçekleşen alt yüklenici kayıpları nedeniyle bu şirketlerin daha önceki deneyimlerinden fayda elde etmeleri mümkün olmamıştır. Son yıllarda gerçekleştirilen projelerde yeni alt yüklenicilerin bulunması ve bu tecrübesiz alt yüklenicilere nükleere has becerilerin kazandırılması sırasında büyük sıkıntılar yaşanmıştır[8]. Santral sahibi ve tüm tedarikçiler dâhil tesis çalışmalarında görev alacak bütün tarafların nükleer projeler açısından sahip olmaları önem taşıyan beceriler ve yetenekler arasında; proje ve kalite yönetimi, büyük inşaat projelerinin yönetimi ve bu projelerde yer alma deneyimi, nükleer güvenlik ile ilgili teknik alanlarda bilgi ve tecrübe (inşaat, mekanik, elektrik ve ölçü-kontrol mühendisliği), nükleer teknolojiler (su kimyası, nükleer yakıt, reaktör fiziği, termo-hidrolik ve güvenlik analizi) konusunda bilgi ve deneyim, istenilen kaliteye ulaşıldığının doğrulanmasına yönelik bilgi, beceri ve düzenlemeler ve kalite uygunsuzluklarını kontrol edecek, algılayacak ve düzeltecek yetkinlik sayılabilir. Bu da eğitimle ilgili gerekli altyapı yatırımlarının yapılmasını, ülkenin en kaliteli öğrenci kaynaklarının akademik açıdan zorlu ve özel konulara yönlendirilmesini gerekli kılmaktadır[9]. Nükleer santral projelerinde taşeron zincirlerinin iyi yönetilebilmesi için, alt-yüklenicilere yönelik işlerde nükleere özel uygulamalar, kalite gerekleri, güvenlik gerekleri açıkça belirtilmeli ve bunlar alt yüklenicilere net bir şekilde açıklanmalıdır. Örneğin nükleerde, imalata başlamadan önce lisanslama kuruluşunun denetiminden geçmek, imalat süreçlerini erken safhalarda onaylatmak gerekmektedir. Kalite ve güvenlik kültürü gibi konuların tedarikçiler tarafından net bir şekilde anlaşıldığı ve sözleşmelere düzgün bir şekilde yansıdığını garanti altına alması önem taşımaktadır. Aslında sadece nükleere yeni giren alt yüklenicilerin değil bütün alt yüklenicilerin yeteneklerinin çalışmalara başlamadan önce değerlendirilmesi gerekmektedir. Olkiluoto 3 projesinde daha önce nükleer tecrübeye sahip alt yüklenicilerden bazılarının bile kalite temini sırasında denetimi kaybettiği belirlenmiştir. Bu projede, yapılan işin potansiyel sonuçlarını anlamadan, oluşan bozukluklar tamir edilmeye çalışılmış, uzman tavsiyelerine başvurulmamıştır. Denetçilerin durumun farkına varmasının ardından tüm imalat sürecinin baştan yapılması gerekmiş ve bu tesis inşasında büyük gecikmelere ve maliyet artışlarına neden olmuştur İleri Kaynak Teknolojilerinde Tecrübe Eksikliği Tipik bir nükleer santral ünitesinin sadece nükleer ada kısmında yaklaşık 200 km boru sistemi bulunmakta ve bu sistemlere yaklaşık 30,000 kaynak uygulanmaktadır. Basınç kabı, boru sistemleri, astarlar, kablo kanalları kaynak kullanılmasını gerektiren önemli bileşenlere arasında sayılabilir. Kaynak problemlerinin düzeltilmesi oldukça maliyetli ve zaman alıcı, kaynak kalite kontrolü de zor ve pahalı bulunmaktadır. Kaynak teknolojilerinin başarılı inşaat ve güvenli işletme açısından büyük önem taşıdığı zaten bilinmektedir. İleri reaktör modellerinde tasarım ömrünün 60 yıla çıkartılması kaynağın önemini daha da artırmıştır. Ayrıca, bütün teknolojilerde olduğu gibi, kaynak teknolojileri 17

18 de zaman içinde geliştirilmiş, yeni ileri yöntemler kullanılmaya başlanmıştır. Güncel projelerde yeni kaynak teknolojilerinin düzgün uygulanamaması ve denetimden geçemeyen kaynak işlemleri nedeniyle büyük sıkıntılar yaşanmıştır. Buna örnek olarak reaktör basınç kabında kullanılmaya başlanan yeni kaynak yöntemleri gösterilebilir. Bu yöntem yenilikçi otomatik bir kaynak aracının da geliştirilmesine yol açmış, fakat bunun kullanımının kolay olmadığı görülmüştür. Yeni araçla ilk gerçekleştirilen kaynaklar büyük kusurlar ile sonuçlanmış ve bu kusurların onarılması gerekmiştir. Yine kaynakla alakalı olarak; malzeme özelliklerinin tutturulmasında sıkıntılar yaşanmış, gerçekleştirilen kaynaklarda mikro-çatlaklar belirlenmiş ve bunların düzeltilmesi gerekmiştir. Kaynak süreçlerinde yaşanan problemler, kaynak teknolojisindeki gelişmelere adapte olamayan imalatçılar nedeniyle büyük gecikmelere ve maliyet artışlarına yol açmıştır. Yeni teknolojileri uygulama deneyimi ve becerisinin, en az yeni teknolojinin kendisi kadar önemli olduğu anlaşılmıştır. Özellikle de, inşaat ve montaj işlerinin alttan başlayarak yukarıya doğru katman katman ilerlediği üstü açık inşaat yönteminde, alt katmanlarda sonradan belirlenecek problemlerin çözülmesi çok zorlayıcı olabilmektedir Beton Kalitesinin Önemi Nükleer santral projelerinde beton yapıların nükleer güvenliğin sağlanmasında kritik bileşenler olmalarından dolayı çok yüksek standartları karşılamaları gerekmektedir. Nükleer santrallerde beton yapılar, yapısal bileşenler olmanın yanı sıra, radyasyona karşı kalkan ve ikincil koruma kabuğu işlevleri de üstlenmektedir. Bu yapıların; radyasyon, yüksek sıcaklık, yüksek basınç, deprem yükleri ve çevresel etkilere karşı yüksek mukavemet göstermesi talep edilmektedir. Nükleer tesislerin işletme ömürlerinin 60 yıla çıkartılmış olması, beton yapıların özelliklerini uzun süre muhafaza edebilmesi şartını da beraberinde getirmektedir. Dahası, nükleer santrallerde beton yapılar, inşaat tamamlanıp da santral devreye alındığında, artık pratikte erişilemez hale gelmekte, inşaat sırasında göz ardı edilen problemler yapının işlevselliğini erken kaybetmesine neden olabilmektedir. Tipik olarak geleneksel betonarme inşaat çalışmalarında, beton yapı yerleştirildikten sonra gerekli denetimler ve testler yapılmaktadır. Eğer beton yapı testleri geçemezse, yıkılıp yeniden yapılması talep edilmektedir. Fakat bu yöntem nükleer santrallerdeki dev beton bileşenler için uygulanabilir bulunmamaktadır. Beton kalite gereklerinin karşılanamadığının belirlenmesinin, inşaat çalışmalarının durmasına ve büyük mali kayıplara yol açtığı görülmüştür[6]. Örneğin Flamanville-3 projesinde Fransız lisanslama otoritesi, betona güçlendirme çeliğinin uygulanması sırasında önemli hatalar tespit etmiş, güçlendirme demiri ile ilgili proje planları, beton dökme planları ve gerçek proje planları arasındaki uyumsuzluklar belirlemiştir. Lisanslama otoritesi ayrıca, beton dökülmesine yönelik oluşturulan organizasyonu yetersiz bulmuş ve beton dökme faaliyetlerini durdurmasını istemiştir. Betonla ilgili benzer sıkıntılara gecikme yaşanan diğer projelerde de rastlamak mümkündür Etkin Halkla İlişkiler Güncel projeler sırasında, santral sahası çevresinde yaşayan halk ile şeffaf iletişim ve karşılıklı güven üzerine kurulu iyi ilişkiler geliştirilmesinin ne kadar önemli olduğu görülmüştür. Demokratik açık toplumlarda, çevre halkı, projenin işleyişini etkileyebilmektedir. Nükleer santral o sahada en az 100 yıl varlığını sürdürecektir. Çevre halkın doğru biçimde bilgilendirilmesi, onların da projeye katılmalarının sağlanması, kaygılarını dile getirmelerine fırsat verilmesi, bu kaygılara tatminkâr cevaplar sağlanması, tesise ve işletmecilere karşı halkta güven oluşturulması önem taşımaktadır. Kamuoyu, günümüzde enerji üretimi için karar verme konusunda güçlü bir etkiye sahiptir[8] Güvenlik Kültürünün Öneminin Anlaşılması Nükleer santral inşası, nükleer güvenlikle ilgili bütün lisans şartlarının ve yönetmeliklerinin karşılanabilmesi için gerekli programların ve prosedürlerin titizlikle uygulanmasını gerektirmektedir. Nükleere has birçok ilave gereklilik, diğer ticari inşaat projelerinde bu düzeyde talep edilmemektedir. Tecrübe sahibi olduğu düşünülen birçok şirket aslında bu yöntemlerin yabancısı durumundadır. Bu gereklilikler arasında; proje prosedürlerine, iş talimatlarına ve tasarım gereklerine sıkı bağlılık, kalite kontrol denetimleri olumlu sonuçlanmadan işin devam edememesi, yoğun belgelendirme ihtiyacı, sismik ve çevresel güvenlik sınıflandırması, güvenlik gerekleri, ekipman konfigürasyonlarının ve inşaat kalitesinin doğrulanması, acil durumlara müdahale, hızlı raporlama ve hatalara karşı önlem, uygunsuzlukların düzeltilmesi, detaylı ve titiz tasarım kontrol süreçleri sayılabilir. Güncel projelerde, nükleere has bu ihtiyaçların, ancak ve ancak, projeye katılan bütün tarafların güvenlik kültürü odaklı etkin yönetim sistemleri kurmaları ile sağlanabildiği görülmüştür. Güvenlik kültürünün olmamasının, projeleri zaman ve maliyet açısından olumsuz etkilediği, nükleer santral projesine katılan bütün tarafların (santral sahibi, lisanslama otoritesi, ana ve alt yükleniciler, vs.) güvenlik kültürüne önem vermelerinin ne kadar önemli olduğunu anlaşılmıştır. Örneğin Flamanville 3 projesinde santral temel kaide betonunda bazı konumlara yetersiz miktarda beton döküldüğü, beton dökme süreci sırasında bazı beton kalıplarında proje planında olmayan değişiklikler yapıldığını tespit etmiştir. Lisanslama otoritesi bütün bu uygunsuzlukların, zaman ve maliyet planlarını uygulamak üzere yapılan iş baskıları ve bu baskıların işlerin kalitesini olumsuz etkilemesi sonucunda ortaya çıktığını 18

19 açıklamıştır. Lisanslama otoritesi santral sahibini uyararak, kaliteyi olumsuz etkileyecek benzer baskıların tekrar yaşanmaması için tedbir almasını istemiştir. Bir nükleer santral projesinde, bütün yöneticiler ve çalışanlar nükleer güvenliğe her şeyden daha fazla önem vermelidir. 4. SONUÇLAR VE TAVSİYELER Bu çalışma kapsamında son yıllarda gerçekleştirilmekte olan nükleer santral projeleri incelenmiş ve çoğu projede, uygulanan yaklaşımlar sebebiyle gecikme ve maliyet artışları ile sonuçlanan benzer sıkıntıların yaşandığı görülmüştür. Bu sıkıntılar, literatürde erişilebilecek benzer çalışmalarla paralel olacak şekilde sınıflandırılmış ve alınan dersler olarak listelenmiştir. Güncel projelerden elde edilen en önemli ders, seçilecek santral tasarımının daha önce inşa edilmiş ve lisanslanmış tasarımlar arasından belirlenmesinin projenin başarı olasılığını artırdığı şeklinde olmuştur. İnşaata başlamadan önce tasarımın yeterince olgunlaşmış ve lisanslama problemlerinin çözülmüş olması büyük önem taşımaktadır. Tedarikçilerin ve alt-yüklenicilerin çoğunun eski tecrübe ve becerilerden uzak olduğu görüldüğünden, tanınmış şirket isimlerine güvenerek gerçekçi olmayan iddialı planlar yapmak, başarısızlığa davetiye çıkartmak anlamına gelmektedir. Nükleere has kültür ve uygulamalar taraflarca iyi anlaşılmazsa, ileriki aşamalarda problemlerin ortaya çıkması kaçınılmaz hale gelmektedir. Nükleer santral yapmak isteyen ülkelerin, kendi tecrübe, insan kaynakları ve süreçlerindeki yeterlilikleri etkin bir şekilde değerlendirmeleri ve altyapı geliştirmeye de yeterince zaman ayıracak şekilde gerçekçi planlar yapmaları gerekmektedir. KAYNAKLAR [1] Power Reactor Information System, International Atomic Energy Agency, [2] Garnsey R., Joyce M., Nickson I., Nuclear Lessons Learned, The Royal Academy of Eng., Londra, 2010 [3] EDF Says Flamanville Reactor Delayed To 2018, Cost 10.5 Bln, Reuters, [4] Construction starts at Leningrad II, World Nuclear News, Construction_starts_at_Leningrad_II html [5] AP1000 Pumps China-Bound Again, World Nuclear News, [6] Raghunathan S., Jones P., Nuclear Construction Lessons Learned Guidance On Best Practice: Concrete, the Royal Academy of Engineering, Londra, 2012 [7] Noel M., Zerger B., Three decades of NPP construction lessons, Nuclear Engineering Int. [8] Bulut M. Dünyada Nükleer Enerji Santral Teknolojisi Alanındaki Teknoloji Transferi İle Yerlileştirme Uygulamaları ve Türkiye İçin Model Geliştirilmesi, ICCI 2016 [9] S. Choia, et al., Fourteen lessons learned from the successful nuclear power program of the Republic of Korea, Energy Policy, Vol.37, Issue 12, Dec 2009 ( ) [10] Lovering J.R., Yip A., Nordhaus T., Historical Construction Costs Of Global Nuclear Power Reactors, Energy Policy, vol. 91(2016), pgs SUMMARY Some countries are considering new nuclear power plant projects for reasons such as establishing energy independence, replacing aging reactors and/or reducing carbon emissions to satisfy challenging carbon reduction targets. Nuclear power plant projects, on the other hand, are complex initiatives on their own. Due to their wide coverage, tens of thousands of different resources need to be coordinated appropriately and large number of work packages have to be completed successfully. High safety and quality standards and also strict audit requirements which are indispensable in nuclear sector make these projects even more challenging. Success can only be achieved through the help of effective use of past experience in previous and ongoing nuclear power plant constructions and from similar challenging high technology, safety intensive projects. It is absolutely worthwhile to review already completed or ongoing projects to understand the emerging problems and to take effective measures against them beforehand. In this study, nuclear power plants projects carried out in recent years are examined in order to compile a list of lessons learned. The first and the most obvious lesson is that choosing a previously constructed and licensed design is the best option with the lowest risk and highest likelihood of success. It is also important that the design is mature enough and licensing problems are solved before starting construction. It is seen that most of the suppliers and sub-contractors are far from their old experience and skills. Therefore, making unrealistic and ambitious plans by relying on the fame of well-known reactor suppliers means open invitation to failure. One of the most important lessons that can be learned is about safety culture. It is proved to be important for all parties involved in the nuclear power plant project, as lack of safety culture affects projects adversely in terms of quality, time and cost. Moreover, it is understood that advanced welding and concrete technologies could also be problematic, if not taken care of properly. Both welding and concrete play a decisive role in advanced designs since they are extremely important for subsequent safe operation. Quality of welding and concrete can only be achieved by having suitably trained and demonstrably competent workforce at all levels. Moreover, new types of competencies are also needed for new generation nuclear power technologies such as digital control systems. Through lessons learned mentioned in this study, authors 19

20 of this document seek to facilitate learning from previous construction projects to help create successful road maps for new nuclear power plant projects. 20

21 Trafo Merkezlerinde Nem Etkisi ve Alınacak Önlemler Çağrı KANIK Roxtec Türkiye ÖZET Roxtec; 1994 yılında kurulmuş İsveç merkezli bir firma olup, etkinlik alanı binalarda kablo geçişlerinin izolasyonu için ilgili çoklu kablo geçiş yalıtıcıları üretimidir. Bu bildiri, içeriğinde bağıl nem, kısmi deşarj ve yüksek bağıl nem oranının kısmi deşarj başlangıcına ve bunun enerji arzı sonuçlarına olan etkisini açıklamaktadır. Bildiri aynı zamanda, trafo merkezlerinin en iyi şekilde yalıtımları için ana olarak kablo geçişlerinin yalıtımının önemi ve ikincil olarak ise, en iyi bina tasarım yöntemleri hakkında bilgi vermektedir. 1. TRAFO MERKEZLERİNDE NEM OLUŞUMU Bu bildiride Bağıl Nem ve Kısmi Deşarj kavramları sıklıkla kullanılmıştır. Havadaki su miktarı g/m 3 olarak ölçülmektedir. Bağıl nem ise, belirli bir sıcaklıkta havadaki su miktarının, aynı sıcaklıktaki havanın taşıyabileceği maksimum su miktarına (doyma noktası) oranı ile yüzdesel olarak hesaplanmaktadır. Grafik 1 de görülebileceği üzere, sıcaklık arttıkça havanın su tutabilme kapasitesi artmaktadır. binanın dış yüzeyinde kullanılan inşaat malzemelerinin termal iletkenliğine göre değişecektir. Bu iletkenlik, gecegündüz arası sıcaklık farkının oluşmasına neden olur ve ortamdaki nemi etkilemeye başlar; kullanılan metal kapıların rengi ve ısıl iletkenliği de dâhil iç ortamın bağıl nem oranının değişimine sebep olur. Bununla beraber kapıların konulduğu doğu-batı yönleri de iç ortam koşullarını etkilemektedir. Yağmur sularının bina üzerine düşüp buharlaşması da, binanın iç ortam sıcaklığının değişmesine sebep olacaktır. Bunun dışında çatı ve tesisat boruları da yağmurun tahliyesinde etkilidir ve dolaylı olarak trafo merkezlerinin nem oranının değişimine, inşai olarak zayıf malzemeler ise suyun kablo kanallarına ve galerilere sızmasına neden olur. Sel baskınları çevresel olarak risk yaratmaktadır. Gelişmiş ülkelerde sel risk haritaları düzenlenir ve yatırımcılara, yatırım yapacakları yer ile ilgili bilgiler verilir. Yatırımcılar ise bu risk faktörlerine göre binalarını tasarlar. Bina yalıtımı bahsedilen bu faktörler göz önüne alınarak yapılmazsa, binanın iç ortamdaki bağıl nem oranı, dış ortamla çok yakın veya aynı olacaktır. Dış ortamla karşılaştırıldığında ise, iç ortamdaki ekipmanların yaydığı ısılar da bağıl nem oranını çok az da olsa etkiler. Değişen akım değerleri, ekipmanlarda fazla ısınma, kabloların çaplarında artış, azalış gibi etkenler yaratır. Bu da kablo geçişlerinde yapılan geçici yalıtım sistemlerinin zamanla amaç dışı kalmasına sebep olur. Grafik 1. Havadaki doymuş buhar yoğunluğu değişimi. Trafo merkezlerinin iç ortam koşulları, çok büyük oranda dış ortam koşulları ile doğru orantılıdır. Örneğin güneşe maruz kalan bir binanın iç ortam koşulları, 2. TRAFO MERKEZLERİNDE NEMİN OLUŞTURDUĞU PROBLEMLER Trafo merkezlerinde özellikle yüksek ve orta gerilim ekipmanlarındaki iletken malzemelerin arasındaki dielektrik malzemelerin deforme olması sonucu elektriksel kısa deşarjlar oluşabilir. Buna kısmi deşarj adı verilir. Dielektrik malzemeler üzerindeki bu deformasyonun ana sebeplerinden biri, ortamda ölçülen yüksek bağıl nem oranıdır. Bağıl nem yükseldiğinde trafo merkezleri içinde çiğlenme yani küçük su damlaları oluşmaya başlar. Bu damlalar dielektrik malzemeler üzerinde 21

22 gözle görülemeyecek kadar küçük hasarlar oluşturur. Bu hasarlar ise elektrik akışını olumsuz etkileyecek darbeler oluşturarak kısmi deşarjlar meydana getirir. Grafik 2 de ortamdaki bağıl nem oranı ve kısmi deşarjın birbirine olan etkisini inceleyebilirsiniz. Duruş maliyetleri: Duruş maliyetleri yüksek güçteki bir enerji santralinde günlük Euro ya çıkan zararlar oluşturabilir. Dağıtım şirketlerinde firmanın güvenilirliği için bir kriterdir ve belli bir bölgenin enerji kullanamamasından dolayı zararlar oluşabilir. Fabrikalarda ise, bu ani enerji kesintileri makineler üzerinde problemler yaratabilir ve üretim, işçilik kayıpları meydana gelir. İşletme maliyeti: Herhangi bir arıza durumunda çevre temizliği yapmak ve en kısa zamanda enerjiyi arz etmek gerekeceğinden acil ve profesyonel bir müdahale yapmak gerekecektir. Bunun dışında bir ekipmanda arıza çıkması, aynı bağıl nem ortamında bulunan diğer ekipmanların da risk altında bulunduğunu gösterir. Dolayısıyla bu ekipmanların da kontrolünün yapılması doğru bir yöntemdir. Grafik 2. Kısmi deşarj ve bağıl nem ölçüm sonuçları. Trafo merkezlerinde oluşan yüksek nemin temel sebepleri ise nemli hava ve binaya Resim 1 deki gibi yanlış yalıtımlar sonucu kablo geçişlerinden giren sudur. Güvenlik: Arızalar, işletmeye ve çevre oturum bölgesindeki insan yaşamına, yangın veya bina çökmeleri ile zarar verebilir. Onarım ve değişimler: Yeni ekipman maliyetleri, malzeme teslim süreleri, yeni ekipmana göre tesisat değişimleri yapmak ekstra maliyetlere sebep olmaktadır. Grafik 3. İzolasyon kaynaklı hatalar. Resim 1. Su basmış bir galeri. Bunun dışında toz da aynı su gibi kısmi deşarjı başlatmaya sebep olur. Trafo merkezlerine girme riski olan tozdan korunmak için aşağıdaki bölmelerin yalıtılması gerekir. Duvarlardaki açıklıklar Kablo giriş noktaları, sızdırmaz kılınamayan duvarlar ve çatılar Kablo kanalları girişi Yalıtım yapılmayan duvarlar arasından giriş noktaları Yan bölmelerdeki kapı, kapak, pencereler Kısmi deşarj meydana gelip arızalar oluştuğunda bunların işletmelere maliyetleri aşağıdaki gibi sıralanabilir: 3. NEMİN OLUŞMAMASI İÇİN İDEAL KOŞULLAR Trafo merkezlerinin nasıl yalıtılması gerektiği IEC Standartlarında belirtilmiştir. 1kV üzerindeki ilgili Şalt Tesisi standardı IEC : A1: 2011 High-Voltage Switchgear and Controlgear. Common Specifications da bu detaylardan bahsetmektedir. IEC deki Madde 2.1.1, şalt ve kumanda cihazları için normal servis koşullarını verir: Ortam havası sıcaklığı 40 C yi geçmemelidir ve 24 saatlik bir periyotta ölçülen ortalama değeri 35 C yi aşmamalıdır. Ortam havası; toz, duman, aşındırıcı ve/veya yanıcı gazlar, buharlar veya tuz içermemelidir. Nem koşulları aşağıdaki gibidir: 22

23 Bağıl nemin ortalama değeri 24 saat boyunca ölçülmeli, %95 i geçmemelidir. Su buharı basıncının ortalama değeri, 24 saatlik bir sürede, 2.2 kpa yi geçmemelidir. Bağıl nemin ortalama değeri, bir aylık süre boyunca %90 ı aşmamalıdır. Su buharı basıncının ortalama değeri, bir aylık periyot boyunca, 1.8 kpa yı geçmemelidir. Bunun dışında ekipman üreticileri de kataloglarında IEC Standartlarıyla paralel olarak aynı konulara dikkat çekmektedir: Ortalama hava nemi %75 i aşarsa, uygun önlemlerin alınmasını öneririz. (AREVA PIX Installation, Operation and Maintenance Manual No AMT NoT (2006) Clause 2.3) 2014 te açmıştır. Roxtec Türkiye nin amacı, dünyada uzun yıllardır kullanılan bu tekniği Türkiye deki yatırımcılara ve mühendislik firmalarına anlatmak, insan yaşamını ve yatırımları korumaktır. Çoklu kablo geçiş sistemleri Resim 2 deki gibi kauçuk ve soyulabilir katmanlı, kablo çapına göre ayarlanabilen modüllerden oluşmaktadır. Kauçuğun cıvatalar ile sıkılması sayesinde dışarıya ve içeriye şişmesi ile yalıtım sağlar. Bu sistemlerin kullanımı için binada uygun karot delikleri açılmalı veya Roxtec in tedarik ettiği rezervasyon kalıbı ürünler inşaat esnasında kalıba yerleştirilmelidir. Yüksek bağıl nem oranına sahip alanlara veya yüksek yeraltı suyu seviyesine sahip bölgelerde trafo merkezlerinin kurulması durumunda yoğunlaşmayı önlemeye özellikle dikkat edilmelidir. (Eaton Holec Innovac SVS/08 Technical User Manual Ref H, Clause 3.1.1) Ideal koşullar - Nem oranı %40 ın altı olmalı ve su damlaları oluşmamalıdır. (Schneider Electric Genie Range Installation, Operation and Maintenance Instructions Version 002 (2000).Clause on Maintenance.) Bu bilgilerle paralel olarak inşai uygulamalar, binaların ideal nem oranında tutulmasına katkıda bulunur. Binalar sağlam yapıda ve su geçirmez olmalıdır. Bina tasarımları maksimum potansiyel sel miktarı göz önüne alınarak yapılmalıdır. Çatılar, azami yağmur seviyesi ve suyun kolay akması gerektiği göz önüne alınarak tasarlanmalıdır. Kapılar donanımlı ve çevresi iyi bir şekilde yalıtımlı olmalıdır. Otomatik olarak kapatılmalı, güneşe göre yönelimi doğru ayarlanmalıdır. Pano altlarındaki delikler kapatılmalıdır. Trafo binalarındaki tüm kablo girişleri uygun yalıtım çözümleriyle kapatılmalıdır. 4. TRAFO MERKEZLERİNDE KABLO GEÇİŞLERİNİN YALITIMI Çoklu kablo geçiş sistemleri, 2. Dünya Savaşı ndan bu yana dünyada kablo ve boru geçişlerinin yalıtımında kullanılır. İsveç merkezli bir firma olan Roxtec, bu konunun dünyadaki öncülerinden biri olarak Türkiye ofisini temmuz Resim 2. Roxtec kablo girişleri. Roxtec in ürün grupları enerji tesislerinde trafo merkezlerinin kablo kanalı girişlerinde ve Beton Köşklerde kullanılmaktadır. Roxtec in enerji tesisleri için sunduğu test raporları aşağıdaki gibidir: 3metre, IP68 Su sızdırmazlık testi Toprak altındaki kablo çökmelerine ve kablo hareketi için tutuculuk sertifikası AISI 316 paslanmaz çelik çözümler ile yeraltındaki korozif etkide bulunabilecek suya karşı en iyi çözüm Özellikle OG kablolarda karşılaşabilecek vibrasyona karşı ürünün sızdırmazlığının sağlandığına dair testler mevcuttur. Bu uygulamalar sayesinde kablo girişlerinden gelen su riskine karşı galeriler ve enerji akışı tamamen korunmuş olur. 5. ROXTEC İN DİĞER KORUMA SINIFLARI Roxtec sadece su yalıtımı değil aynı zamanda aşağıdaki etkenlere karşı tesisleri sertifikalı olarak korur: Yangın dayanımı Haşerelere karşı geçirmezlik Patlama 23

24 Gaz, buhar, toz geçirmezlik Elektromanyetik Enterferans Diğer taraftan ise saha panolarının girişlerinde rakorlardan daha üstün bir teknikle mükemmel sızdırmazlık sağlayarak panoları, haşere, su gibi risklere karşı koruma altına alır. 6. SONUÇ Kısmi deşarj, şalt arızalarının başlıca sebeplerinden biri olup, iyi bir yalıtım sistemiyle engellenebilir. Bina kablo girişleri, kısmi deşarj oluşumunda başlıca etkiye sahiptir ve etkili bir sistemle kapatılması gerekir. Kısmi deşarjı önlemek için bina tasarımları oldukça iyi bir şekilde yapılmalı, IEC Standartları ve ekipman üreticilerinin notları takip edilmelidir. Resim 3. Kablo kanalı (once) Resim 4. Kablo kanalı (sonra) Resim 5. Roxtec pano girişleri 24

25 Doğal Gaz Arz Güvenliğinde Türkiye nin 2050 Projeksiyonu Prof. Dr. Ergül YAŞAR İskenderun Teknik Üniversitesi Mühendislik ve Doğa Bilimleri Fakültesi Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği ÖZET Türkiye doğal gaz enerjisi arz güvenliğinin sağlanması için gerekli kriterlerin ve sorunların doğru bir şekilde alınması ile her iki yılda bir 2050 ye kadar doğal gaz projeksiyon çalışması yapılmıştır. Bu çalışmada, Türkiye nin doğal gaz tüketimi, ithalatı, depolaması ve bu gelişimlerle birlikte 2050 de Türkiye nin doğal gaz ihtiyacı, depolama kapasitesi ve doğal gaz arz kaynak ülkelerin ithalat miktarlarının tahminleri hesaplanmıştır. Türkiye doğal gaz arz güvenliğinin, depolama kapasitesinin ve kaynak çeşitliliğinin artırmasıyla gerçekleşebileceği sonucuna varılmıştır. Anahtar kelimeler: Doğal gaz, Doğal Gaz İthalat, Doğal Gaz Tüketim, Enerji Arz Güvenliği, Doğal Gaz Depolama, Türkiye nin Doğal Gaz Projeksiyonu 1. GİRİŞ Enerji bir cismin veya sistemin iş yapabilme kapasitesi olup, enerjinin ekonomik, kesintisiz ve sürdürülebilir olması arz güvenliği kavramını oluşturmaktadır. Türkiye nin doğal gaz ihtiyacı, ithalatı, üretimi ve depolama kapasitesinin değerlendirilmesi, analizlerle ve yorumlarla gelecek projeksiyonların/senaryoların hazırlanıp, somut veri ve ön görülerin belirlenmesi ile Türkiye doğal gaz enerjisi arz güvenliği sağlanmalıdır yılında Türkiye de doğal gaz tüketimi milyar m 3 olup, doğal gaz ihtiyacının sürekli artış göstermesiyle 2015 yılında milyar m 3 e ulaşmıştır (EPDK, 2016). Türkiye nin doğal gaz üretimi 2015 yılında %0.8 olarak gerçekleşmiş, bu durumda doğal gaz ihtiyacının %99.2 si yurtdışından tedarik edilmekte, boru hattıyla ve sıvılaştırılmış doğal gaz (Liquified Natural Gas, LNG) tedarik edilmektedir. Türkiye doğal gaz arz kaynaklarının payları, Rusya %55, İran %16, Azerbaycan %13, Cezayir (LNG) %8, Nijerya (LNG) %3 ve özel şirketlerin kısa vade anlaşmalarla gerçekleştirdikleri doğal gaz alımı olan spot (LNG) %5 oranlarıyla temin edilmektedir (EPDK, 2016). Türkiye 2015 yılı itibariyle doğal gaz depolama kapasitesi 2.84 milyar m 3 tür yılı Türkiye doğal gaz enerji tüketiminin sektör bazında dağılımı, elektrik üretimi %48, sanayi %25, konut/ hizmet %19 ve diğer alanlarda %7 olarak gerçekleşmiştir (ETKB, 2015). Enerji arz güvenliği; Yeterli miktarlardaki kaliteli ve temiz enerjinin, uygun fiyatlarla ve kesintisiz olarak temin edilmesi olarak tanımlanmıştır (Ediger, 2007). Bu durumda Türkiye nin doğal gazda %99.2 oranında dışa bağımlı olması, doğal gaz enerjisi arz güvenliği için büyük risk oluşturmaktadır. Enerjide ortalama %55 oranındaki bağımlılık derecesi NATO nun enerji güvenliği anlayışına da aykırıdır (Oğan, 2003). Doğal gaz enerjisi arz güvenliği; kaynak, taşıma, fiyat, kontrat ve depolama gibi parametrelerin çözümüyle gerçekleştirilebilir (Şanlı ve Ekiz, 2013). Doğal gaz ithalat bağımlısı olan Türkiye nin, doğal gaz rezervleri bakımından zengin ülkelere yakınlığı ve sınır olması, enerji temini ve ülkemiz açısından doğal gaz enerjisi tedariki için üç önemli stratejik kriter olan, jeopolitik, yedeklilik ve çeşitlilik kriterleri ile (Tuğrul, 2010) politikalar üretilmesi doğal gaz arz güvenliğinin sağlanması anlamını taşımaktadır. Türkiye arz güvenliği ile ilgili çok sayıda araştırmacı çalışmıştır. Şanlı ve Ekiz (2013) çalışmalarında, Türkiye doğal gaz arz güvenliğinin sağlanması için öncelikle mevcut sistemin ve kısıtlarının doğru analiz edilmesi önemli olduğundan; bu makalede, günlük talep, yıllık talep, bu taleplerin gelişimi ve yapısı ile mevsimsellikten nasıl etkilendiğini anlatmaya çalışmışlardır. Kısaca Türkiye nin arz güvenliğindeki en önemli eksikliğin depolama hacmi değil, depolama sisteminin geri üretim kapasitesi olduğu sonucu çıkarılmıştır. Yumurtacı ve Asmaz (2004) ise çalışmalarında, doğrusal regresyon yöntemini kullanarak, Türkiye nin 2050 yılında nüfusunun 115 milyon fert ve kişi basına düşen yıllık elektrik tüketiminin de KWh olacağı ön görüleri ile 2050 yılında Türkiye elektrik enerjisi ihtiyacının 1,173 milyar KWh olacağı tahmininde bulunmuşlardır. Bu çalışmada projeksiyonlar oluşturulurken yıllarına ait Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nın (ETKB), Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu nun (EPDK) ve Elektrik Üretim Anonim Şirketi nin (EÜAŞ) verileri, doğal gaz verileri ve kamuoyu ile paylaşılan projeler kullanılıp, doğrusal regresyon yöntemi ile hazırlanmış, matematiksel formüller 25

26 ortaya koyularak, 2050 yılı için Türkiye nin doğal gaz tüketim, ithalat ve depolama projeksiyonları hazırlanmaya çalışılmıştır. Çalışmayı diğer çalışmalardan ayıran en önemli fark, Türkiye nin en az 10 yıllık doğal gaz tüketim, ithalat ve depolama verileriyle değerlendirmeye alınması ile uzun vadede projeksiyonların ortaya koyulmasıdır. Grafik doğal gaz ithalatı ile GSMH nın karşılaştırılması (TÜİK, 2016). Grafik yılları arasında gerçekleşen kaynaklara göre doğal gaz arzı ithalat ve üretim miktarları (EPDK, 2010; 2013; 2015) PROJEKSİYONUNDA TÜRKİYE DOĞAL GAZ TÜKETİMİ Türkiye 2050 yılı projeksiyonu, doğal gaz tüketimi ile eşdeğer olan yılları arası gerçekleştirilen ithalat hacimleri kullanılarak hazırlanmıştır (Grafik 1). Ayrıca yerli üretimin çok düşük olması oluşturulacak projeksiyonda dikkate alınmamış olup, nüfus artışı, sanayide ve ekonomide büyüme oranı 2050 yılına kadar olan değişim öngörülerinin belirlenmesiyle yapılacak çalışmalarda Türkiye İstatistik Kurumu nun (TÜİK) oluşturmuş olduğu gelecek projeksiyonlardan yararlanılmıştır Türkiye nin toplam nüfus projeksiyonu üç senaryoda hazırlamış, bu durumda 2050 yılında Türkiye nin nüfusu ortalama 102 milyon kişi olarak hesaplanmıştır (TÜİK, 2013). Grafik projeksiyonunda doğal gaz tüketim miktarları (milyar m 3 ) PROJEKSİYONUNDA TÜRKİYE DOĞAL GAZ ARZ KAYNAKLARI İTHALAT MİKTARLARI yılları arası gerçekleştirilen Türkiye doğal gaz arz kanalarının ithalat hacimleri (EPDK, 2016) ve uzun vadede yapılan doğal gaz satın alım anlaşmaları (ETKB, 2015) dikkate alınarak hazırlanmış olup, spot LNG alımları kısa vadede alım ve ihtiyaç dâhinde alındığı için dikkate alınmamıştır. Grafik projeksiyonunda Türkiye doğal gaz arz kaynakları Rusya, İran, Azerbaycan ve Cezayir in ithalat miktarları (milyar m 3 ). 26

27 Grafik projeksiyonunda Nijerya doğal gaz ithalat miktarları (milyar m 3 ) PROJEKSİYONUNDA TÜRKİYE DOĞAL GAZ DEPOLAMA MİKTARI Doğal gaz ithalat bağımlığı Türkiye gibi yüksek ülkelerin doğal gaz enerjisi arz güvenliğinin en önemli etkeni doğal gazın depolanmasıdır. Çünkü doğal gaz kesintilerinde (sabotaj, iletim hatlarına terör saldırısı, kaynak ülkelerle yaşanan siyasi krizler vb.) sistemin sekteye uğramadan devam etmesi için doğal gazın depolanması gereklidir. Türkiye nin devreye aldığı ve alabileceği doğal gaz depolarının hacimleri kullanılarak 2050 senaryosu hazırlanması öngörülmüş, yüzey tesisler (LNG terminalleri) dikkate alınmamıştır. Grafik projeksiyonunda Türkiye doğal gaz depolama miktarı (milyar m 3 ). 5. SONUÇLAR VE ÖNERİLER Hesaplamaların sonucuna göre, Türkiye nin 2050 yılındaki üç senaryonun ortalama toplam nüfusu yaklaşık 102 milyon kişidir (TÜİK, 2013). Türkiye nin 2050 yılındaki doğal gaz enerjisi ihtiyacı yaklaşık 138 milyar m 3 olup (Grafik 2), bu durumda Türkiye nin doğal gaz arz kaynaklarının ithalat hacimleri de 2050 yılı projeksiyonunda artış göstermektedir (Grafik 4 ve Grafik 5). Dolayısıyla ekonomideki büyüme (Grafik 2), artan nüfus ve doğal gaz kullanım alanlarının genişlemesi, doğal gaz tüketiminin yarısına yakınının özellikle elektrik üretiminde kullanılması (ETKB, 2015), Türkiye nin doğal gaz enerji ihtiyacının her yıl artacağını gösteriyor senaryosunda Türkiye nin 2007 de 1.6 milyar m 3 doğal gaz depolama kapasitesinin artarak 2050 de yaklaşık 10 milyar m 3 olacağı hesaplanmıştır (Grafik 6) yılında doğal gaz tüketimi (Grafik 3) dikkate alındığında depolama kapasitesi Türkiye nin sadece bir aylık doğal gaz ihtiyacına karşılık gelmektedir projeksiyonunda Türkiye nin doğal gaz ithalatı, tüketimi ve depolama kapasitesinin nasıl şekilleneceği hususunda çalışılmıştır. Türkiye doğal gaz ihtiyacını karşıladığı ülkeleri çeşitlendirmeli ve uzun dönemli anlaşmalar yapmalı, kısa vade anlaşmalardan kaçınmalıdır. Doğal gaz ithalatı yapılabilecek yeni ülkeler belirlenmeli ve ilgili ülkelerle enerji politikaları üretilmelidir. Ayrıca yapım ve planlama aşamasında olan uluslararası doğal gaz boru hattı projelerinin devreye alınması için tüm çalışmalar ivedilikle bitirilmelidir. Doğal gaz depolama hacimlerinin yetersiz olmasından dolayı mevcut depolama sahalarında kapasitelerinin artırılması gerekmektedir. KAYNAKLAR [1] Ediger Ş. V., (2007). Enerji Arz Güvenliği ve Ulusal Güvenlik Arasındaki İlişki, Enerji Arz Güvenliği Sempozyumu, Genel Kurmay ATASE Başkanlığı, Stratejik Araştırma ve Etüt Merkezi (SAREM), Genelkurmay Basımevi Ya. No: 2007/47, Ankara. [2] Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ), (2016) Yılı Elektrik Üretim Sektör Raporu, Ankara. [3] Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (EPDK), (2015) Yılı Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporu, Ankara. [4] Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (EPDK), (2016) Yılı Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporu, Ankara. [5] Oğan S., (2003). Mavi Akım Projesi: Bir Enerji Strateji ve Stratejisizliği Örneği stradigma.com Ağustos Ayı Strateji ve Analiz E-Dergisi, Sayı 7. [6] T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB), (2014). Nükleer Güç Santralleri ve Türkiye, Nükleer Enerji Proje Uygulama Daire Başkanlığı, Yayın No:2, Ankara. [7] Tuğrul A. B., (2010). Dünyada ve Türkiye de Enerji Politikaları ve Sektörle Yansımaları, İstanbul Teknik Üniversitesi Enerji Enstitüsü Ayazağa Kampüsü, OSBUK Zirvesi Van/Türkiye. [8] Şanlı B., EKİZ N., (2013), Türkiye nin Doğalgaz Arz Güvenliğinin Analitik Bir Değerlendirmesi. SUMMARY In order to ensure the supply security of natural gas energy for Turkey, necessary criteria and problems should be solved correctly and necessary studies should be done in accordance with the results. In this article, Turkey s natural gas consumption, importation, storage and development: In 2050, Turkey s natural gas consumption, storage capacity and natural gas supply source countries import quantities have been estimated. Turkey has come to the conclusion that natural gas supply security can be achieved by increasing the storage capacity and resource diversity. Key words: Natural Gas, Natural Gas Import, Natural Gas Consumption, Energy Security, Natural Gas Storage, Natural Gas Prospection of Turkey. 27

28 Addressing The Technical Challenges, Risks and Opportunities of Flexible Operation in Coal & Gas Fired Power Plant Gary HEWITT Uniper Technologies Stuart Si UNIPER Technologies mpson Artur ULBRICH Uniper Technologies ABSTRACT The liberalization of the Turkish electricity market is leading to an increased competition of fossil power plants, where flexible operation becomes a key feature to be available on demand. Uniper has significant experience of adapting its Fossil Fuel Fleet across a number of Regional Units to operate in a very flexible manner, starting circa 25 years ago when the UK market was privatised. This paper describes how Uniper has adapted its Fossil Fuel Assets for Flexible mode operation, working with its own in-house engineering and asset management, Original Equipment Manufacturers and 3rd parties to successfully operate the plant in this new environment. and Uniper Technologies was heavily involved in studies at the time. Since then this support, based on the experience gained, has in the past decades been applied to CCGT power plants due to economics of gas vs coal, but more recently due to the significant penetration of renewable power generation such as wind turbines, photovoltaics and biomass plant and also distributed energy systems. Flexible operation of power plant breaks down into the following sub categories: Sub Category Description Impact UNIPER TECHNOLOGIES Uniper owns generation assets, circa 40 GW of capacity, and Uniper Technologies provides engineering and technical support to them on a commercial basis, as well as to many other customers throughout the world. Uniper has locations in Germany, the United Kingdom, Turkey, South Africa, UAE and Singapore and its services include commodity trading, project development and full life asset technical support (project feasibility, development, project implementation, commissioning, operation, field services, decommissioning and demolition). 1. INTRODUCTION The power industry in the United Kingdom was privatised in 1990 and this, combined with a significant build in Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) power plant in the following 10 years resulted in the coal fired power plant built in the 1960s (500 MW fleet of coal fired machines with High Pressure Turbine Inlet Conditions of 565 degrees C and 165 bar) having to be operated flexibly. Technical support was provided to support this flexible operation Two Shifting (Cycling) Variable Load Fuel Variability The Plant is taken out of service for a period of the day, typically at night and restarted in the morning. Load changes, sometimes rapid, and/or minimum load are reduced. Changes in fuel basket to meet commercial and environmental demands. Additional stresses, damage due to fatigue. Stability issues especially combustion, plus temperature variations resulting in damage due to fatigue (though usually less than Two Shifting). Materials handling and combustion issues, environmental impact. 28

29 The operating hours and starts of the some of the larger Uniper UK assets is shown below and what is impressive is the total operating hours and starts accumulated by the power plant, not just on the coal fired power plants, built in the 1960s, but also on the CCGT power plant from the 1990s, which are now mid-life, and new assets which are operating in a very flexible manner due to the recent penetration of renewables. Even our most recently built CCGT assets are subject to a significant number of starts considering their age. The picture in the UK is typical of many parts of the wider Uniper Fleet. utilised a well proven Plant Modification Procedure honed over many years, built on identification of the risks and implementation of mitigations to address the risk where necessary. An outline of the process used in shown in Figure 2 and this is implemented via a project team, involving the relevant stakeholders such as operations, maintenance, Original Equipment Manufacturers, Third Parties, Consultants etc. using typical risk identification processes such as HAZID and HAZOP studies, and where necessary peer reviews. Table 1. Uniper Assets Showing Age, Operational Hours and Starts and Type of Flexible Operation Asset Fuel Commissioned Approx Hours to 2016 Approx Starts to 2016 Ratcliffe-on-Soar Coal ,000 2,200 Ironbridge Coal ,000 (Closed Nov 2015) 3,800 Kingsnorth Coal/Oil ,000 (Closed Dec 2012) 4,000 Connah s Quay Gas ,000 1,900 Grain B Gas , Staudinger 5 Coal , This paper describes how Uniper Technologies has supported the technical challenges of flexible operation. The commercial justification for flexible operation is not covered since this is very much dependent on the market drivers. 2. FLEXIBLE OPERATION UNDERSTAND THE MARKETS The energy supply markets, particularly under privatisation have evolved and will continue to do so. The market drivers have resulted in power plant needing to be adapted by the Asset Owner whilst maintaining Safety, Compliance and Profitability. Very often a number of paths and scenarios need to be assessed from a commercial aspect and technical, both running hand in hand and this is shown in Figure 1. Figure 2. Preparing for flexible operation. Figure 1. Understand the markets. 3. FLEXIBLE OPERATION PREPARING Preparing for Flexible Operation is fundamentally a Change Management process, involving both risks and opportunities to the Power Plant and to the Operations and Maintenance processes and people. It is important to have a robust methodology for both and Uniper has 4. CASE STUDIES The following provides case studies of where technical support has been provided to enable flexible operation Case Study: Reduction In Start-Up Times Under current market conditions, it is desirable for CCGT Power Plant to start up reliably and as quickly as possible to meet short term peaks in electricity prices or satisfy the requirements for short term demand related to the provision of ancillary services. Ideally such plant would respond like an Open Cycle Gas Turbine (OCGT) Power 29

30 Plant, but this in not normally possible due to constraints of the bottoming cycle (HRSG and Steam Turbine). A collaborative project was launched between Uniper (then E.ON) and GE in 2011 which led to the development of Variable Load Path (VLP) gas turbine control. This allows near simple cycle start up response with combined cycle efficiency. A key enabler for VLP was to understand and mitigate bottoming cycle risks due to the redistribution of heat in the HRSG and this work was carried out by Uniper Technologies. VLP was implemented successfully across 11 Uniper GE 9FA/FB Units and has proven its benefits in service with more than 20,000 cumulative hours and 1,000 starts. Uniper demonstrated 40% faster and 50% less costly combined cycle plant starts, resulting in up to 60% more operating hours and starts compared to nonupgraded plants. Uniper Technologies has also supported the implementation of VLP for third party customers. Figure 3. Use of variable load path to reduce start up time Case Study: Optimised Start-Up/Design Upgrade To Minimise Damage Uniper Technologies has provided significant technical support since the early 1990 s to a number of coal fired power plant built in the 1960 s to enable flexible operation. Significant studies, including instrumented trials, were carried out in the mid-1990s, allowing Uniper Technologies, in partnership with the Station, to develop start up techniques which both reduced plant damage and start up time (together with associated fuel cost). This work was underpinned by Uniper Technologies Integrity Assessment expertise. Further assistance was provided in developing design upgrades to mitigate the effects of two shift operation. Some examples of these include the use P91 headers to reduce the impact of thermal transients and the fitting of an off load furnace recirculation system. Uniper Technologies continues to support these Clients, one of which has a lead unit that has operated for more than 310,000 hours and carried out 2200 starts. Figure 4. Optimising start up and design to minimise life consumption Case Study: Improving Frequency Response Capabilities By offering primary and secondary frequency response capabilities to the market, power plants can generate more profit. Primary response capability has to be provided within 30 seconds and is mainly extracted from plant stored energy. Secondary response capability has to be provided within 5 minutes and is generated by increase of the firing. The figure below shows the acceptance test of a 510 MW (net) coal fired power plant. The secondary response capability of 79 MW (net) has been accepted by the grid operator after the optimization. (Comment: Normally only 4 step load changes are required. The grid operator asked for 6 step load changes because the first step load change was a load decrease.) Figure 5. Increasing secondary response capability. Uniper has adapted the control system. Depending on the requirements of the client and the fuel range Uniper uses normal PI capacity correction controller or state controllers with observers. 30

31 Uniper also offers dynamic process and control system modelling in order reduce real plant tests to minimize commissioning time and emergency shut downs Case Study: Reducing Low Load Operation The current registered minimum load capability of one of our CCGT Clients has been 250 MW (net). Lower loads were not permitted by the OEM due to stability of the HP evaporator which is in Benson design. Higher CO emissions could be handled by a simple software update of the GT control. The OEM considers the risk of dynamic instabilities in the evaporator at lower loads. The current market situation requires lower minimum load. For that reason the Client has decided to perform minimum load tests to check real HP evaporator stability limits. The Client has decided to perform the tests on its own without the OEM. analysis being automated but also telephone support 24/7 to support rapid diagnosis and hence minimise operational losses. This service has continued to be developed, incorporating gas turbines from the early 1990 s and then combustion monitoring for the advanced dry low NOx systems and in the 2000 s Uniper Technologies embarked on a program of Advanced Condition Monitoring, which now incorporates all data from the plant. The volumes of data are significant and hence algorithms have been developed to detect abnormal behaviour and this is used to support flexible operation via the early detection of developing faults. The example below highlights the benefits of implementing such a system to all data, in this case detection of a malfunctioning valve. The tests consisted of two steps: 1. Theoretical investigation: Based on a dynamic simulation of the flow situation in the HP evaporator, solutions have been prepared for how dynamic instabilities could be identified and mitigated. 2. Thermocouples have been retrofitted at the outlet of the HP evaporator. The test results show that by modifying the HP evaporator process parameters, it is now possible to run the CCGT at 165 MW (net) without any instability or increased emissions. The CCGT runs today now very often at 180 MW (net) over night and is not forced to go out of operation Case Study: Enhanced and Advanced Condition Monitoring During the initial periods and trials of flexible operation, reviews were undertaken of the vibration behaviour of the main turbo-generators. The vibration behaviour of the turbo- generators were already monitored via a permanent On Line Vibration System connected to Uniper Technologies, to enable support for diagnosis of developing faults such as loss of mass, rotor/casing rubs, etc. When the turbo-generators are subject to flexible operation, there is a higher propensity (albeit small) to faults developing which result in higher vibration. Some of these, such as rotor/casing rubbing and generator winding stiction result in higher vibration levels and in the absence of rapid diagnosis, could result in the wrong decision to remove the machine from service or restart it. One of the mitigation measures to support flexible operation was to enhance the service offered with trending and data Figure 6. Supporting flexible operation with enhanced and advanced condition monitoring Case Study: Optimised Fuel Basket Fuel is a commodity traded on a worldwide basis and technical support is required to understand the impact of alternate coal sources being utilised on a particular power plant. Utilising alternate sources of fuel can have an impact on handling, combustion and emissions and it is essential that these technical issues are understood and the risks mitigated. Uniper Technologies has built up over many years a significant database of differing fuels and their impact. 31

32 An example of this was the impact of an alternate fuel on boiler slagging. Uniper Technologies has developed an inhouse tool which assesses the impact of the fuel and at a major Client s power plant the technical evaluation was fundamental to mitigating risks associated with slagging by the use of fuel blending. In preparing for low load factor operation, Uniper Technologies has supported a number of sites with preservation, via the guidance documents. A good case study has been the use of alternate approaches to supplement conventional cycle chemistry, such as film forming amines. In order to mitigate the risks, a trial was initiated on a selected CCGT unit over a period of approximately three years, with careful monitoring and backed up by non- destructive and destructive testing to ascertain the affects before rolling out across other units. The success of this project will be determined over the longer term but initial results are positive. 5. CONCLUSIONS The Power Generation market is continually changing and Power Plant needs to adapt to this. The technical challenges associated with this are not insurmountable and a robust risk management process needs to be implemented, with appropriate risk mitigation measures, to support the change. Key priorities are ensuring Safety and this is a pre-requisite to the process. Uniper Technologies has supported Flexible Operation change programs for over 25 years with examples given which show the diverse range of technical challenge which are associated with such programmes. Figure 7. Supporting flexible operation with optimised fuel blend Case Study Low Load Factors Preservation Flexible operation has a wide spectrum ranging from load reductions to very low load factors, almost standby operation. Adapting power plant to support stand-by operation has associated technical challenges and in order to mitigate the risks a full suite of guidance documents has been developed and implemented. The guidance documents are set out into three categories a) Short Term (up to three months) b) Medium Term (3 to 12 months) c) Long Term (> 12 months) A power plant entering into these modes of operation is required to assess the risk using the guidance documents, with technical support and the effectiveness is checked via a combination of audits and inspections. 32

33 Min.-Load Operation Importance of The Large Scale Coal Fired Power Plants Dr. Jens REICH STEAG Energy Services GmbH INTRODUCTION The energy-turnaround in Germany gives a forecast for future development in power generation worldwide especially in Africa. Renewables will have an increasing and significant share of the power generation in Germany and worldwide. Although fossil power plant especially these fired by coal play an important role for secure energy supply in this market. Despite the predictability of renewables fossil power plants are necessary to stabilize the grids and to supply power, e.g. at weak windy and cloudy days or during the daily photovoltaics (PV) peak curve. Consequently coal fired power will be operated rather in mid than in base load. This requires a higher flexibility of the technology and economics of power plant. ACTUAL AND FUTURE SITUATION The electricity market in Germany is determined by the energy turn-around ( Energiewende ), which was initiated by the first renewable energy law (EEG) in After the revision of the EEG law in 2014 the development of renewable power generation will continue. Even more important, in certain regions of Germany the cost of electricity for customers for electricity from renewables is lower than for electricity from the grid. In 2016 renewable energies had a share of 30% in the electricity production in Germany. The residual power is mostly generated by conventional power plants fired by lignite, hard coal and natural gas with a share of around 57% in The main impact of renewables on the electrical grid and the power systems is caused by the imparity of generation capacity and the power generation. Despite power generation by biomass the renewables are predictable, but non disponible and no base load power plants. Figure 2 shows this situation in Germany in Renewables had the majority in generation capacity, but the 53% of the total capacity generated only 27% of the electricity, i.e. the backbone was still the fossil and nuclear power plants. Figure 1. Installed power generation capacity in Germany in Where do the problems for power plants come from, if they are still the basis of the electricity supply? In Figure 2 a plot of power demand and generation is shown for a characteristic week in 2013, which gives the basis for a lot of explanations: The power demand of the German grid varies from GW depending on the time of the day and the day in the week. The power generation from photovoltaics (PV) and wind is fluctuating: wind occurrence and height and PV only in height (the daytime is highly predictable). The residual load accordingly fluctuates from 14 to 65 GW respectively as share from 31% to 98%. Furthermore the maximum hub is 43 / +48 GW and the maximum hourly gradient is -9 / +12 GW/h. If the focus is shifted from electricity to cogeneration of heat and power, the situation is even worse. The requirement to supply heat to industry, households and communities force operators of CHP plant to sell electricity at prices below generation costs, which brings large utilities as well as municipalities in financial troubles (see Sunday in Figure 2). The results are extremes of the electricity price from 109 /MWh to -50 /MWh. The negative price was superimposed by the cold ambient temperature, which brought a lot of CHP plants on the grid in order to heat households and communities. 33

34 Figure 2. Renewables and conventional power plants feeding into the German grid (Ref.: Transmission network operators, EEX, DWD, BDEW (own calculations). The economic situation of fossil power plants are determined on the one hand by the decreasing operating hours and on the other hand by the decreasing margins due to the low take-off prices at the German stockexchange EEX. The effect is caused by the merit order (see Figure 3). All power plants place their bids with capacity with their marginal costs at the EEX. After summing up the capacity the intersection with the demand determines the electricity price. Renewable power plants, which have a feed-in tariff, have marginal costs of zero pushing the other power plants to the right. This lowers the electricity take-off price for days and hours with a lot of sunshine and wind dramatically. Figure 4. Residual load and load change in Germany (Ref. Lens, Lehmann 1 ). In conclusion fossil especially coal fired power plants will be operated more in medium load (1,500 4,000 h) than in baseload and the margin by remuneration of the produced electricity will decrease as well. Both effects are attributable to the growth of the renewable and force owner and operator of coal fired power plants to optimization. The optimization measures can be illustrated as pyramid (see Figure 5). The optimization covers the variety of technical, processrelated, operational and maintenance measures. At the beginning respectively at the bottom are technical measures. The measures will become less effective and more difficult to implement as higher you are in the pyramid. Comparing South Africa and Germany both countries are in total different situation: on the one hand is Germany with the energy turnaround at full speed and constant power demand resulting in lack of operating hours and margin. On the other hand South Africa, where the demand could grow and the renewables have just started. Here are the key drivers the capacity gap and the maintenance backlog of the old fleet. This means that German power plant operators are situated on the upper part of the pyramid and South African power plant at the bottom. Figure 3. Merit order effect. The backbone of the power supply is called residual load, which is defined in Figure 5 as total capacity minus the non disponible capacity of photovoltaics (PV) and wind. Even in 2034 fossil power plants will be needed to provide GW of capacity between 1,500 and 2,000 hours per year. This residual load must be activated and deactivated quite quick as illustrated in Figure 4 as well resulting in high load change ramps. Figure 5. Pyramid of power plant optimization (Ref. Gilgen 2 ). 1 Lens, Lehmann; Future market value of flexibility, related technical requirements and consequential strategies for coal power plant operators, Gilgen; Wege eines Stromerzeugers im Umgang mit der Energiewende,

35 The technical optimization deals with following aspects: 1. Plan performance Optimization of head rate and net power output. Increase of level of automation, which follows a reduction of operation staff. 2. Improvement of flexibility: Reduction of minimum load Reduction of start-up times and costs Identification of limiting components Evaluation and optimization of components and aggregates The improvement of the flexibility requires and detailed analysis of the power plant especially the boiler and the water steam cycle. The main focus areas are highlighted in Figure 6 for the reduction of minimum load. The old coal fired power plants can be improved and operated beyond the initial design. As an example one decade ago nobody could imagine to operate a coal fired power plant with less than 20% load with stable coal firing without burning auxiliary fuel. Going upwards in the pyramid the next level is the optimization of processes and operation: 1. Plant performance Increase of level of automation Empowerment and skills transfer to operating staff Implementation and use of energy and operation management systems 2. Improvement of processes: Evaluation of best-practice procedure, e.g. for start-up, shut-down, overhauls etc. Harmonization of organizations and processes within the fleet 3. Central administration and asset management Streamlined and effective reporting Reduction of overhead costs Energy management system like the SR-systems of STEAG Energy Services supports the operator to increase the efficiency and availability of daily operation. Predictive maintenance and early warning system monitor and alarm changes in process conditions and component health. In addition lifetime consumption monitoring supports the degradation during frequent load changes. Furthermore computerized maintenance management system like SI /PAM supports in planning, control, execution and documentation of maintenance. This system is an intelligent basis for economical preventive and condition-based maintenance strategies and documentation. It can be directly utilized onsite using RFID/Barcode and mobile devices. Figure 6. Main focus of optimization of the minimum load (Ref. Lens, Lehmann, 2015). The results for the optimization of the minimum load is shown in Figure 7 for ten power plants, where the initial design ( Past ) is compared to the optimized status ( Target ). Figure 7. Minimum load and its reduction. A view in the future is the application of virtual reality like the Google glasses, which could act as an interface to a computerized maintenance management system. Further potential applications are diagnosis with borescope, drones, robots, etc. and remote diagnosis of power plant components by experts from headquarters. In Germany we are making our experiences with the top layers of the pyramid. Currently it is too early to present any results or experience, which could be topic of a future presentation. Especially the shut-down of power plants ( the top of the pyramid ) is and will be avoided as last measure. CONCLUSION There is no actual doubt about the energy turn-around and 80% target for renewables in 2050, especially due to the depletion of and the independency on natural resources. But some challenges have arisen on the horizon, e.g. who will provide the residual load in the future. Fossils and renewables are back-to-back partners in the system at least for the near and mid-term future. But the 35

36 role of coal fired power plants as base load supplier needs to be changed. As mentioned before fossil power plants have a good potential for optimization. The pyramid illustrated the different areas of improvement. The power plant operator and owner, which open their mind for change and act fast, have a better change in the business as first mover. Nevertheless it should be taken into account, that the process of change is not only a burden for the fossil power plants. As a partner these power plants need to be adequately reimbursed for their services. In conclusion coal fired power plant are and will be the backbone of power generation of a lot of countries even in Turkey. The old technologies of thermal plant are so robust and flexible, that these plants can be technically adapted to new market requirements. Due to the nature of business this will influence all areas of power plant operation. 36

37 Upgrade Of Existing Gas Turbine From Single To Dual Fuel Kıvanç ARIKAN TÜPRAŞ İzmit Refinery Ersin Emre ESENTÜRK TÜPRAŞ İzmit Refinery Selahattin KÜÇÜK Armagan Engineering and Consulting ABSTRACT Industrial plants require a safe source of electricity to keep their production running continuously. Despite the fact that there is sufficient production in our country, due to the old transmission lines of the interconnected network can be interrupted even if not as frequently as they were in the past, which can sometimes cause huge economic losses depending on the plant, jeopardize the operational reliability of the plant and negatively affect the environment due to uncontrolled downtimes. For this reason, in addition to the interconnected network, industrial plants are equipped with their own production resources, taking into account the possibility of cheaper production in the capacity to meet their needs partially or wholly when necessary. These production resources are usually installed in the form of cogeneration, which will convert energy at its maximum level. The industrial plant, which is the subject of our work, has arranged its electricity demand to be supplied from a cogeneration plant, which consists of natural gas-powered turbines, due to the low investment and operating costs. Due to the fact that natural gas transportation is easy, abundant and cheap, the industrial plant does not consider diesel as second fuel until the end of 2015, although it produces a large amount of diesel. The crisis experienced with Russia at the end of 2015, caused the industrial plant, which is built with great efforts and huge investment, to face the risk of being directly affected by an electrical power interruption that could also affect the big-scale natural gas-fired power plants in our country. Industrial plants have not been affected by this crisis, but it has come to the conclusion that it is useful to consider the possibility of this risk at any time. For this reason it was decided to convert one of the two gas turbines in the cogeneration plant to use diesel as the second fuel. This study will present the details of the required hardware and software changes on an application in order to operate a natural gas turbine with diesel as a secondary fuel. 1. INTRODUCTION The purpose of this conversion is to deliver distillate fuel from the fuel forwarding system to the combustion nozzles. System is mounted on or off the accessory base. System filters the fuel and controls the fuel flow to each of the nozzles in the gas turbine combustion chambers. Interconnecting piping between the liquid fuel forwarding skid and the turbine base is supplied by owner and upgrade works inside the turbine compartment and commissioning of the system had been carried out by the OEM. During the revision works inside the GT, related HRSG continue to work on Fresh air firing mode as a conventional boiler and GT had a shut-down period. 2. OPERATION After modification on gas turbine fuel burners, as shown in Figure 1, it is possible to operate gas turbine any of the following fuel; 2.1. Gas Fuel Operation There had been no change in current emission level given for Gas fuel operation with DLN1 units. Gas-only to dualfuel configuration is unlikely to adversely affect the NOx emissions in lean-lean mode when operating on natural gas fuel. The purge air used for the three passages (liquid fuel, atomizing air and water injection) would more likely decrease NOx in emissions, although the effect would be small in lean-lean mode Liquid Fuel Operation Main benefit of Water Injection is the reduction of the NOx emissions level to meet Local Governmental authority 37

38 temperature to the existing, or uprated, level following the addition of uprate parts. When a unit receives a revised control curve it is typically be the same number of segments that the machine had initially. Figure 1. Piping and Instrument diagram of dual fuel supplied gas turbine system. required levels. Typical values for NOx emissions abatement for DLN 1 unit with a water injection for DeNOx system can be 42 ppmvd@15% O2 on distillate oil (here in diesel) operation. A recirculation system for circulating distillate during gas fuel operation so as to reduce or eliminate distillate carbon formation. Recirculation system keeps the distillate s temperature below the carbon formation limit by circulating the distillate back to a heat sink and/or heat exchanger and recirculating flow also exercises the flow dividers gears without having to perform fuel transfers. Further, the system evacuates air from the liquid fuel lines to further decrease the likelihood of carbonaceous residue forming on any interior surfaces that are actually exposed to distillate. 3. PERFORMANCE Current unit performance was estimated using the natural gas composition provided for this analysis and the currently installed control constants that include 3 piece control curves for natural gas in simple and combined cycle. PIP configuration of this unit is used for calculations. Pre-uprate and Post-uprate configurations are assumed to be the AO hardware as the intended modification is to add diesel fuel capability and water injection for NOx abatement to 42 ppmdv and 58 15% O2 conditions. No further modifications were considered. Since a DLN-1 combustor is installed in this unit, water injection for NOx abatement is considered for diesel oil operation only. Water injection is not necessary for natural gas operation to meet NOx requirement. Water injection has been used for NOx abatement during liquid fuel operation and this increases the output of the turbine. In order not to exceed the generator capability, it is agreed to use de-rated firing temperature by keeping the same output as natural gas fuel operation for the diesel liquid fuel operation Exhaust Temperature Control Curve A revised control curve is required to adjust the firing One notable exception would be a conversion from standard combustion to DLN. In addition, if a unit has several control curves (base/peak/part/backup) each curve had been updated to the latest configuration. In order to get the benefits of a revised control curve it must be implemented in conjunction with hardware modifications that increase the physical capabilities of the turbine. Implementation of a control curve alone does not result in any performance benefit. If there is no change in a combustion system, and the unit is getting a higher firing temperature, it is possible for emissions levels to increase. Similarly, if the unit is found to be over fired before the uprate, the typical performance gains may not be realized. 4. SYSTEM COMPONENTS 4.1. Liquid Fuel System Liquid fuel from the forwarding pump system enters the turbine equipment at a purchaser s connection on the accessory module, and passes through the stop valve, high pressure fuel pump, high pressure fuel filter, and flow divider. Flow divider has gear elements which meter the flow to each of the combustion cans so that all cans receive the same quantity of fuel. After the flow divider there are ten fuel lines, each of which splits at a tee for primary and secondary fuel. The primary fuel passes a check valve, after which is the purge air connection, and then passes through the distribution valve and enters the primary combustion zone through the primary fuel nozzles. Similarly, the secondary fuel passes an isolation valve, then the check valve, after which is the purge air connection, and enters the secondary combustion zone through the secondary fuel nozzle Purge Air Unit Purge air source is the atomizing air system. During gas fuel operation the purge air for the liquid fuel and water passages is cooled and passes on/off pneumatic control valves, one that leads to the primary fuel nozzle purge air manifold, one that leads to the secondary fuel nozzle purge air manifold, and finally a valveless connection that leads to the water injection purge air manifold (even if water injection is not provided). After leaving the manifold, air passes through check valves, so that the air purges the fuel liquid and water circuits of the fuel nozzles with no back-flow into a manifold. Similarly, the gas fuel piping is purged with air during liquid fuel operation, with the air not being pressurized by the atomizing air compressor. Primary manifold is 38

39 purged by double purge valves located on the gas valve module. Gas passage of the secondary fuel nozzles is selfpurged by air entering the pegs and existing through the pilot injection orifice. Transfer manifold (on transfer-type DLN combustion systems) is purged during liquid fuel operation and also during premix operation Atomizing Air Unit Atomizing air is extracted from the compressor discharge using ports on the turbine shell other than those ports used for IBH. Extracted air is filtered and cooled, and compressed to a 1.4 pressure ratio, and directed to the atomizing air manifold and connected to the fuel nozzles with pigtails. The cyclone filtration removes condensed liquids. Atomizing air is especially needed when starting on liquid fuel, so that smoke is minimized. A motor driven atomizing air compressor was provided for start-up. Atomizing air and the liquid fuel both free-vortex to the center of the fuel nozzle and combine while being injected into the combustion chamber. Free vortex creates high velocity in both streams, and the impact of the atomizing air onto the fuel stream causes atomization of the liquid fuel. Atomizing air from the atomizing air compressor enters the atomizing air manifold and from there is routed to the fuel nozzles Water Injection Unit Flame while burning liquid fuel is a diffusion-flame, which contrasts with the premix-flame of natural gas in a DLN combustion system. To reduce NOx in the diffusion flame when burning liquid fuel, a water injection system is required. Water injection system comprises of a pumping and pressure control skid which is enclosed and heated to prevent freezing in winter localized in an area outside the GT compartment area. Water is piped to the turbine base and distributed to each fuel nozzle. The water injection pumping skid has only one motor/pump assembly and redundancy had not been required. Water cleanliness is important, with calcium and sodium removal being critically important so that hot gas path components do not degrade prematurely. Water purification, storage, and forwarding, and the freezeprotection of piping not inside an enclosure, since the water is demineralized pure water which is supplied from the demin- water system of the Refinery. 316SS stainless steel pipes had been installed as electrically traced in interconnection area so as to supply the water to water injection unit and then the GT compartment Liquid Fuel Forwarding Unit Fuel forwarding system consists of redundant 100% totally enclosed, fan-cooled (TEFC) AC motor centrifugal pumps. The pumps are fed by gravity through a strainer (6 meters of NPSH minimum and 60 cst viscosity maximum). The fuel leaving the fuel forwarding station must be 10 cst or less and above the wax precipitation (cloud point) temperature, and this is accomplished with a fuel heater. Fuel filter at the forwarding station is course (75 microns) Liquid Fuel Electrical Heating Unit In the downstream of forwarding system, there is electrical heater heat exchanger with 275KW power capacity, consisting an electrical resistance bundle and a thyristor control panel which keeps the liquid fuel at 30 C temperature during the winter season. System automatically runs with the temperatures signal provided from the MARK VI turbine control system Liquid Fuel Filtering Unit Filtering system is localized in the downstream of electrical unit and heated liquid diesel fuel is fine filtered in the skid system. There are 2 redundant filters with a switching solenoid type control valve in between, each of which consists 10 micron and 1 micron filters inside. This unit is very critical for operation since high pressure liquid pump connected on the GT shaft is a gear type pump is vulnerable against the particles bigger than 4-5 micron size. So that, together with the filtering skid, cleanliness of the stainless steel diesel interconnection pipe is also important as well as the cleanliness of on skid pipes Combustion System Combustion cap and liners were replaced with the upgraded ones for interface with DLN (dry low NOx) type dual-fuel nozzles Cooling Water System Additionally a cooling water system is required to meet heat loads of the liquid fuel system. Existing fin-fan module heat exchanger with capacity for the AA precooler, purge cooler, water cooled check valves and flame detectors, has been modified with additional extra plates to the previously existing HEX Other Modifications Previously present accessory gearbox was not consisting gears 3A/3B. So that, accessory gear box has been modified and these gears has been mounted to the new liquid fuel pump and the atomizing air compressor connections. 5. CONCLUSION Primary benefit for adding dual fuel is to increase the flexibility of a gas turbine so it can operate in periods when one particular fuel is more available or to continue to operate during a fuel upset, changing over to the alternate fuel automatically. This modification contributes to increase the turbine availability by allowing for emergency a fuel transfer when gas fuel becomes unavailable. Also it is also allowing the Refinery to gain flexibility to operate on #2 distillate fuel. No change in current emission level 39

40 given for Gas fuel operation with DLN1 unit. For liquid fuel, to reach 42 ppm NOx requirement with water injection is required that the supplied liquid fuel. The starts based maintenance has MF = 2.5 for CI s and MF = 1 for HGPI s for DLN with liquid fuel and water injection. Highlighted Performance and financial benefits after upgrading of existing gas turbine from single to dual fuel are summarized as below; Output and efficiency gains Improved reliability Increased availability Extended life Longer intervals between maintenance Lower maintenance costs Improved regulatory compliance REFERENCES [1] 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, [2] Froemming, J., L Hjalmarson and M. Houshmand. Ensure Cogen Steam Supply with Fresh-Air-Fired HRSG s, Power, August, [3] Ganapathy, V., Efficiently Generate Steam from Cogeneration Plants, Chemical Engineering, May [4] Jonathan C. Backlund, Stephan C.G. Bergmans, Value-Added Applications of Supplementary Firing in Gas Turbine Based Cogeneration Plants, ABMA Industrial Boiler Systems Conference, West Henrietta, New York, September 17-19, 1997 [5] Platwoet, E., Integrating Gas Turbines with Cracking Heaters, Impact on Emission and Energy Efficiency, Industrial Energy Technology Conference New Orleans, Louisiana, May 17-19,

41 Farklı Özellikteki Kumaşların Hava Geçirgenliğinin Deneysel Olarak İncelenmesi Prof. Dr. Mustafa ATMACA Marmara Üniversitesi Teknoloji Fakültesi Makine Mühendisliği Bölümü Hasan ÖZKAYA Marmara Üniversitesi Teknoloji Fakültesi Makine Mühendisliği Bölümü ÖZET Hava geçirgenliği paraşütlerin, yelkenlerin, hava yastığı kumaşlarının, spor giysilerin ve endüstriyel filtre kumaşlarının performansını değerlendirirken önemli bir parametredir. Kullanım yerine göre kumaşın rüzgar direnci performansı gibi özellikleriyle de yakından ilgilidir. Ayrıca hava geçirgenliği yağmurluk, çadır, üniforma gibi kullanım alanlarında nefes alabilirliği değerlendirmek için kullanılır. Nefes alabilirlik kumaşın havalandırılmasını ifade eder. Eğer kumaş hava geçirgense bu su buharı ve sıvı nemin kumaşın iç yüzeyinden dış yüzeyine geçebileceği ve çevreye buharlaşacağı anlamına gelir. Bu yüzden su buharı veya sıvı nem geçişi materyalin hava geçirgenliği ve giyim sırasındaki termal konfor algılarıyla yakından ilgilidir. Bu çalışma ile farklı kumaşların bazı parametrelerinin (atkı-çözgü sıklığı, kalınlık, ağırlık ve gözeneklilik) hava geçirgenliği üzerindeki etkisi hem deneysel olarak incelenmiştir. Sonuç olarak, farklı kumaşların hava geçirgenlikleri karşılaştırmalı olarak verilmiştir. Anahtar Kelimeler: Hava Geçirgenliği, Deneysel, Kumaş, Gözeneklilik, Termal Konfor. 1. GİRİŞ Kumaşın hava, su, su buharı gibi geçirgenlik özellikleri giysi konforunu ve fonksiyonel tekstillerde performans özelliklerini etkilediğinden, kullanım yerine göre ürün tasarlanırken dikkate alınması gereken önemli özelliklerdendir[1]. Dünya genelindeki nüfus artışına paralel olarak insanoğlunun giyinme, barınma vb. gibi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla kullanılan doğal liflerin üretimi gün geçtikçe yetersiz kalmakta ve sentetik liflere olan talep artmaktadır yılında dünya genelindeki toplam lif üretimi 85,9 milyon tondur. Sentetik lif üretiminde yaşanan bu artışın yanı sıra, tekstil materyallerinden beklentiler de gün geçtikçe artmaktadır. Günümüzde giysilerin örtünme ihtiyacının yanı sıra, kullanıcıya koruma, konfor, filtrasyon, geçirmezlik, yalıtım vb. özellikleri de sunması beklenmektedir. Bu beklentilere paralel olarak sentetik lif üretiminde birçok gelişme yaşanmaktadır. Kumaşların hava, su ve su buharı geçirgenlik özellikleri başta kumaşın yapısal parametrelerine bağlı olarak değişen kumaş gözenekliliği olmak üzere, sıcaklık, basınç farklılıkları gibi dış ortam koşullarından ve kumaş içinden geçen maddenin özelliklerinden etkilenir. İstenen geçirgenlik özelliklerine sahip bir kumaş tasarlanırken çevre koşulları (sıcaklık, basınç, nem) ve kumaş içinden geçen madde özellikleri (örneğin sıvının viskozitesi) tanımlanarak geçirgenlik özelliğini etkileyen yapısal parametreler doğru bir şekilde belirlenmelidir[1]. Bu çalışmada, farklı kumaşların hava geçirgenlikleri deneysel olarak incelenmiş ve sonuçlar karşılaştırmalı olarak verilmiştir. Kumaşın kalınlığı, gözenekliliği, atkı-çözgü sıklığı gibi özelliklerinin hava geçirgenliği üzerindeki etkisi incelenmiştir. 2. HAVA GEÇİRGENLİĞİ Hava geçirgenliği, tekstil malzemelerinin (filtre, paraşüt ve yelken) ve giysi uygulamalarında çok önemli bir özelliktir[2] [3]. Hava geçirgenliği temel olarak kalınlık ve gözenekliliğe bağlıdır. Kumaşın yoğunluğu, atkı-çözgü sıklığı ve ağırlığı, hava geçirgenliğini etkileyen diğer parametrelerdendir[4] [5]. Hava geçirgenliği, kumaşın içerisinden hava geçişine izin verme özelliği olarak tanımlanmıştır. TSE (1996) hava geçirgenliğini deney alanı, basınç düşmesi ve zaman gibi şartları belirlenmiş bir deney parçasından düşey yönde geçen havanın hızı olarak tanımlanmıştır. Hava geçirgenliği tekstil endüstrisinde ürünün fonksiyonel performansını açıklamada önem arz eden bir kavramdır. Özellikle dış giyimde hava geçirgenliği değerinin mümkün 41

42 olduğunca az olması tercih edilir çünkü geçirgenliğin az olduğu durum rüzgardan korunabilmeyi sağlar. Endüstriyel filtreler, çadırlar, yelkenler, paraşütler, yağmurluk kumaşları, hava yastıkları, rüzgardan koruyucu dış giysiler hava geçirgenliği özelliğinin ön plana çıktığı kullanım alanlarıdır. Kumaşların hava geçirgenliği, diğer konfor parametreleri termal direnç ve nem iletim ile de direk ilişkili olduğu için konforu birçok yönden etkilemektedir[6]. Bir materyalin hava geçirgenliği aynı zamanda buhar ya da sıvı haldeki suya geçirgen olacağını gösterir. Bu nedenle su buharı geçirgenliği ve sıvı geçirgenliği hava geçirgenliği ile yakından ilişkilidir. Kumaşın termal direnci ise giysi ile deri arasında kalan hava ve bununla bağlantılı olarak kumaş yapısı ile ilişkilidir. Örme kumaşların hava geçirgenliği aynı gramajdaki dokuma kumaşlardan genellikle daha yüksektir. Özellikle giysilik olarak kullanılacak örme kumaşların sıcak tutma, rüzgara karşı koruma, nefes alabilme vb. özelliklerini belirleyen hava geçirgenliği özelliği günümüzde tekstil endüstrisinde oldukça önem arz etmektedir[6]. Isıl konfor özellikleri arasında ısı transferinin daha kolay yapılabilmesini sağlayan ve nefes alabilirlik özelliğini belirleyen hava geçirgenliği önemli bir parametredir. Kumaşların hava geçirgenliği, başta kumaşın yapısal parametrelerine bağlı olarak değişen kumaş gözenekliliği olmak üzere sıcaklık, basınç ve kumaşın içinden geçen maddenin özelliklerinden (maddenin viskozitesi gibi) etkilenmektedir. Hava geçirgenliği, belirli bir basınç farkı altında bir materyalin iki yüzeyi arasından birim zamanda ve birim alandan geçen havanın miktarı olarak tanımlanır. Yani havanın lif, iplik ve kumaş içerisinde geçebilme yeteneğidir. şartları belirlenmiş bir deney parçasından düşey yönde geçen havanın hızıdır. Hava geçirgenliğinin tespitinde kullanılan yaygın yöntemde, 100 cm 2 lik kumaş yüzeyinden (10 cmx10 cm), 10 mm SS (su sütunu) basınç farkı gerçekleştirildiği durumda, dakikada litre olarak geçen hava miktarının değeriyle belirlenmektedir (TS 391 EN ISO 9237/Nisan 1999). Bu amaçla kullanılan deney düzeneği ve deney şekli TS 391 EN ISO 9237 Tekstil-Kumaşlarda Hava Geçirgenliğinin Tayini standardında geniş olarak anlatılmaktadır[8]. Örgün sıklaştıkça hava geçirgenliği azalır. Başka bir deyişle, sıkı dokuma kumaşlarda, hava geçirgenliği ile kumaş gözenekliliği arasında kuvvetli bir ilişki vardır, bu ilişki gevşek dokulu kumaşlarda zayıftır[9]. 3. MATERYAL VE YÖNTEM Kumaşların hava geçirgenlikleri Şekil 1 de gösterilen prowhite marka, K008 model hava geçirgenlik test cihazıyla yapılmıştır. Cihazın özellikleri aşağıda maddeler halinde yer almaktadır. Cihaz kumaşlarda hava geçirgenliğini ölçmek için kullanılır. Endüstriyel kumaşlar, dokusuz kumaşlar ve hava geçirgenliği olan tekstil mamülleri de dahil olmak üzere bütün kumaş tiplerinde kullanılır. 500 pa ya kadar basınç düşümü sağlanabilir. Hava geçişi dm3 / dk cinsinden kaydedilir. Cihazın besleme gerilimi 220 V % Hz dir. Cihazın metal aksamları elektrostatik toz boya ile kaplı dkp saçtan imal edilmiştir. Elektronik kontrol paneli PLC kontrollü dijital göstergeli ve dokunmatik tuş takımına sahiptir. Tekstil materyalinin hava geçirgenlik özelliklerinin doğru bir şekilde tayin edilebilmesi için bu özellikleri etkileyen parametreler de belirlenmelidir. Bu parametreler, kumaşın yapısal parametreleri, çevresel faktörler (sıcaklık, nem, rüzgar, basınç) ve kumaş içinden geçen maddenin özellikleri (viskozite gibi) olarak sınıflandırılabilmektedir. Kumaşın geçirgenlik özellikleri hammadde, gözeneklilik, kumaş tipi, iplik özellikleri, örgü yapısı, kumaş sıklığı, kumaş yoğunluğu, kumaşa uygulanan bitim işlemleri, kumaş kalınlığı gibi mekanik, fiziksel, kimyasal ve duyusal özellikler etkilemektedir. İplik olarak düşünüldüğünde ise tüylük, büküm, lif inceliği, enine kesiti gibi parametreler önemli parametrelerdir. Kumaşların hava ve su geçirgenliği gibi transfer ve geçirgenlik özellikleri özellikle kalınlık ve gözeneklilik (sıklık) gibi geometrik özelliklerine doğrudan bağlıdır[7]. Hava geçirgenliği; alanı, basınç düşmesi ve zaman gibi Şekil 1. Hava geçirgenliği test cihazı. 42

43 4. BULGULAR VE TARTIŞMA Bu çalışmada, hava geçirgenliğinin atkı ve çözgü sıklığına, ağırlığa, kumaş kalınlığına ve poroziteye göre değerleri ölçülmüştür. İlgili grafikler aşağıdadır. Şekil 4. Farklı kumaşların atkı sıklığı ile hava geçirgenliği arasındaki ilişkinin gösterilmesi. Şekil 2. EN hava geçirgenliği test cihazı ayarlar menüsü. Deneyler yapılırken F2 tuşu ile cihazın Şekil 2 de gösterilen ayarlar menüsüne girilir. Ayarlar menüsünden tanımlanmış olan standartlardan uygun olanı seçilir. Manuel test seçilmiş ise içeriğini değiştirebildiğiniz test prosedürü uygulanır. Ana ekranda iken numune uygun alana sıkıştırılır ve süre sonunda test sona erer ve ekranda sonuç görülür. Testleri yapılan kumaşlar Şekil 3 te, özellikleri Tablo 1 de gösterilmiştir. Şekil 3. Testi yapılan kumaşların görünümü. Şekil 5 te çözgü sıklığına göre hava geçirgenlikleri verilmiştir. Sonuçlara baktığımızda en yüksek hava geçirgenliğine sahip kumaş çözgü sıklığı 37 ve en düşük hava geçirgenliğine sahip kumaş çözgü sıklığı ise 35 tir. Şekil 6. Farklı kumaşların porozite ile hava geçirgenliği arasındaki ilişkinin gösterilmesi. Şekil 6 ya bakıldığında kumaşın atkı ve çözgü sıklığı azaldıkça porozite (gözeneklilik) oranı artmaktadır. Porozite oranını artması ise kumaşı oluşturan atkı ve çözgü iplikleri arasındaki gözeneklerin artması anlamına gelmektedir. Bu durum ise hava geçirgenliğini artırmaktadır. Porozitenin artması ve buna bağlı olarak da hava geçirgenliğinin artması aynı zamanda kumaşın ısıl direnç ve su buhar geçirgenliğini de etkilemektedir. Hava geçirgenliğinin artması ısıl direnç ve su buharı geçirgenliği değerlerinin azalmasına neden olabilmektedir. Yani kumaşın giyim konfor özelliğinin iyi olduğu sonucu çıkarılabilir. Tablo 1. Testi Yapılan Kumaşların Özellikleri Şekil 7. Farklı kumaşların ağırlık ile hava geçirgenliği arasındaki ilişkinin gösterilmesi. 43

44 Şekil 7 de görüldüğü gibi en yüksek hava geçirgenliği değeri yün kumaş örneği olan w7 ve ikinci en yüksek hava geçirgenliği değeri ise yün kumaş W3 olarak bulunmuştur. En yüksek hava geçirgenliği değerine sahip olan W7 numaralı kumaşının ağırlığı 193 g/m 2 olup, en düşük hava geçirgenliği değerine sahip W10 numaralı kumaşın ise 176 g/m 2 dir. Şekil 8. Farklı kumaşların kumaş kalınlığı ile hava geçirgenliği arasındaki ilişkinin gösterilmesi. 5. SONUÇLAR Hava geçirgenliklerine bağlı olarak, kumaşın kalınlığı, gözenekliliği, atkı-çözgü sıklığı gibi özelliklerinin hava geçirgenliği üzerindeki etkisi incelenmiş ve sonuçlar grafikler halinde verilmiştir. Sonuçlara bakıldığında W3 ve W7 numaralı kumaşın hava geçirgenliğinin diğer kumaşlara göre daha yüksek olduğu net bir şekilde görülmektedir. Bu kumaş tipleri plane ve herringbone kumaş tipleridir. Grafiklere bakıldığında genel olarak, porozite (gözeneklilik) arttıkça hava geçirgenliğinin de arttığını söylemek mümkündür. Kumaş kalınlığı ve ağırlığı arttıkça, hava geçirgenliğinde genel olarak bir azalma görülmekle beraber özellikle W2 ve W7 numaralı kumaşlarda bunun tersi görülmektedir. Yani W2 ve W7 numaralı kumaşların kalınlığının ve ağırlığının yüksek olmasına rağmen hava geçirgenliklerinin de yüksek olduğu görülmüştür. Hava Geçirgenliği Isı ve Nem Yönetiminin Araştırılması, Yüksek lisans tezi, [7] Kaplan, S., ve Okur, A., Kumaşların Geçirgenlik- İletkenlik Özelliklerinin Giysi Termal Konforu Üzerindeki Etkileri, Tekstil Maraton, 56-65, [8] TSE,1996, TS 391 (Nisan 1999), Kumaşlarda Hava Geçirgenliğinin Tayini, ICS [9] Güneşoğlu S., Meriç B., and Güneşoğlu C., Thermal Contact Properties of 2- Yarn Fleece Knitted Fabrics, 2nd International Technical Textiles Congress, İstanbul, s46-50,2005. SUMMARY In this study, the effects of different capillary tube sizes air permeability is important parameter for parachutes, sails, airbag fabrics, sportswear and industrial filter fabrics. It is also closely related to properties such as wind resistance performance. Also air permeability is used to assess breathability in applications such as raincoats, tents, uniforms. Breathability refers to ventilation of fabric. If the air permeability of the fabric is good, this means that the water vapor and liquid humidity will pass from the inner surface of the fabric to the outer surface and will evaporate into the environment. That s why, water vapor or liquid moisture is closely related to air permeability of the material and thermal comfort sensations in the clothing line. In this study, the influence of some parameters of different fabrics (weft-warp frequency, thickness, weight and porosity) on air permeability is examined experimentally. As a result, air permeabilities of different fabrics are presented comparatively. Keywords: Air Permeability, Experimental, Fabric, Porosity, Thermal Confor. KAYNAKLAR [1] Turan R.B., Okur A., Kumaşlarda Hava Geçigenliği, The Journal of Textile and Engineering, Sayı:72, 2015 [2] Ogulata RT, Air Permeability of Woven Fabrics. Journal of Textile and Apparel, Technology and Management 2: 1-10, [3] Atmaca M., Yılmaz A., Investigation of The Effects of Fabric Parameters on Air Permeability of Woolen Fabrics, Textile Research Journal, Vol 85, Issue 20,2015. [4] Goodings AG. Air Flow through tex tile fabric, Textile Research Journal. 25, [5] Nataajan K, Air Permeability of Elasto meric Fabrics as A Function of Uniaxial Tensile Strain, University of North Car lina. [6] Selli, F., Ticari Süprem ve Ribana Örme Kumaşlarda 44

45 Farklı Hava Dağıtıcılarındaki Akış Özelliklerinin İncelenmesi Prof. Dr. Mustafa ATMACA Marmara Üniversitesi Teknoloji Fakültesi Makine Mühendisliği Bölümü Mehmet Akif AYDIN Hacı Fatma Gül Mesleki ve Teknik Anadolu Lisesi ÖZET Bu çalışmada, piyasada standart olarak bulunan dört yönlü olan iki dağıtıcının deneysel çalışması yapılmıştır. Dağıtıcılardan birinin kanat yapısı açılı ve düz olup düz kanatlı olarak nitelenmektedir. Dağıtıcılardan diğeri ise yine açılı olup eğrisel bir yapısı vardır ve eğrisel kanatlı diye nitelenmektedir. Farklı istasyonlardaki hava hızı ve türbülans ölçümleri Deltaohm DO9847 multifonksiyonel ölçüm cihazının bir modülü olan sıcak tel probu ile gerçekleştirilmiştir. Deneysel çalışmalar hava akış ünitesinde gerçekleştirilmiştir. Ölçümler; her iki dağıtıcının çıkışından itibaren yatay ve düşey olarak farklı istasyonlarda ve hava yönü boyunca farklı noktalarda x ve y yönündeki akış karakteristiklerinin saptanması için deneyler yapılmıştır. 1. GİRİŞ Gelişen dünyamızda insanın konfor ihtiyacı hızla artmaktadır. Bu ihtiyacın paralelinde artık daha fazla camsız bina görmekteyiz. Camsız binalardaki bu gelişme bize doğal havalandırma yerine cebri havalandırma ihtiyacının giderek arttığını göstermektedir. Cebri havalandırma sistemlerinde sistem elemanlarına baktığımızda klima santrali, klima santralini ısıtma yapılacaksa sıcak su kaynağı, soğutma yapılacaksa chiller sistemi, hava kanalı ve en son unsuru olan dağıtıcı sistemleri görürüz. Dağıtıcı sistemlere baktığımızda ise menfez, difüzör, anemostad ve panjur gibi tiplerini görebiliriz. Bu dağıtıcı tipleri ise kesitlerine göre kare, dikdörtgen ve kanat açılarına göre de farklı çeşitleri bulunmaktadır. Bu tip ve çeşitlerden bazıları Şekil 1 de görülmektedir. Dağıtıcılar, sistemin son unsuru olması hasebiyle konfor ve ekonomikliğini direkt etkileyen unsurlardandır. Jet akışlar sayesinde dağıtıcıların davranışlarını inceleyip analiz edebiliriz. Havalandırma sistemlerinde sistemin verim kayıplarının yanında kaçaklar da gözlenir, buna bir de dağıtıcıların uygun açı ve malzeme kalitesinde olmaması eklendiğinde, konforsuz, daha fazla kapasite gerektiren cihazlar, dolayısıyla da daha fazla enerji ve daha fazla sera gazı demek olacaktır. Şekil 1. A) Çift sıra menfez, B) Lineer menfez, C) Düz kanatlı tek yönlü kare difüzör, D) Düz kanatlı iki yönlü kare difüzör, E) Düz kanatlı üç yönlü kare difüzör, F) Düz kanatlı dört yönlü kare difüzör, G)Eğrisel kanatlı difüzör yılından imzalanan Kyoto Protokolü ancak 2005 yılında yürürlüğe girebilmişti[1] de son bulan Kyoto Protokolü 2020 ye kadar uzatılmıştır. Protokol ayrıca, listelenen gelişmiş ülke taraflarının yılları arasını kapsayan ilk yükümlülük döneminde toplam sera gazı salınımlarını 1990 düzeyinin %5 altına indirmelerini öngören, toplu bir hedef veya tavan koymuştur[2]. Kyoto Protokolü mevcut olmasına rağmen bir türlü işlerlik kazanamamıştır ve son olarak 12 Aralık 2015 tarihinde Paris Anlaşması imzalanarak geniş çaplı bir katılım sağlanmıştır, bu anlaşmaya göre; hükümetler, uzun vadeli bir hedef olarak ortalama küresel sıcaklık artışının, sanayileşme öncesi dönemdeki seviyenin 2 C altında tutulması ve iklim değişikliğinin beraberinde getireceği risk ve etkileri ciddi oranda azaltacağı için, bu artışın 1.5 C ile sınırlandırılmasına çalışılması üzerinde *Bu çalışma, Marmara Üniversitesi Bilimsel Araştırma Projeleri Birimi (BAPKO) tarafından FEN-C-YLP proje numarası ile desteklenmiştir. 45

46 anlaşmaya varmıştır. Kalkınmakta olan ülkeler için daha uzun zaman gerektireceği gerçeğini de göz önüne alarak anlaşma, küresel emisyonların olabildiğince kısa süre içinde tavan yapması ve akabinde de mevcut en gelişmiş bilimsel yöntemlerle hızlı bir şekilde azaltılmaya gidilmesi çağrısında bulunmaktadır[3]. Havalandırma sistemleri temiz hava ihtiyacının yanında havayı şartlandırma için de kullanılır. Bu şartlandırmada genellikle soğutma yapılacaksa gazlı chiller cihazları ya da ısıtma yapılacaksa bir ısı kaynağı vasıtası ile olur. Soğuk su temin edildikten sonra santrale gönderilir burada bataryalara iletilir, bataryalar sayesinde şartlandırılan hava, hava kanalları vasıtasıyla mahalle verilir. Bu iletim esnasında hava kanalının çıkış noktasında hava dağıtılır bu dağıtımın akış karakteristiklerini ve konfor şartlarını en iyi şekilde karşılaması gerekmektedir. Bu akışın en kısa sürede mahalle ulaşması şartlandırılan havada ki kayıpları minimuma düşürecektir. Jet akışlar bize bu optimizasyonu yapmamızda yardımcı olacaktır. Dağıtıcıların menfez, difüzör, anemostad gibi birçok tipi bulunmakta olup, bu tiplerinde daire kesitli, kare kesitli ve kanat tipleri ya da kanat açıları farklı olan birçok çeşidi vardır. Bu çalışmada, dağıtıcıların hava akışı altındaki akış karakteristiklerini, özellikle hız ve türbülans dağılımlarının deneysel olarak incelenerek, hava dağılımı açısından en iyi konforu sağlayan dağıtıcıların belirlenmesi amaçlanmaktadır. Deneysel çalışmalar hava akış ünitesinde gerçekleştirilecektir. Dağıtıcılar, hava akış ünitesinin çıkışına konularak ölçümler alınmıştır. Hız ve türbülans ölçümleri multifonksiyonel ölçüm cihazı ile gerçekleştirilecektir. Sıcaklık değişimleri ölçümlerinde ise özel teleskopik sıcaklık hız probu kullanılacaktır. Dağıtıcıların etrafındaki basınç ölçümleri de pitot tüp bağlanabilen bilgisayar destekli dijital manometre ile yapılmıştır. Alınan veriler bilgisayara aktarılıp tablo ve grafikler haline getirilerek ve yorumlanmıştır. Böylece, dağıtıcıların seçimi yapılırken kullanılacak mekana ve duruma göre, uygun kesitli, uygun kanatlı ve uygun kanat açılı dağıtıcı seçilmesinde katkıda bulunulacaktır. Bu çalışmada iki farklı tip dağıtıcının akış karakteristikleri incelenmiştir. Bu difüzörler 4 yönlü ve farklı kanat yapılarına sahiptir. Deneysel çalışmalar hava akış ünitesinde gerçekleştirilmiştir. Ölçümler; her bir difüzör için, jet çıkışından itibaren yatay, düşey ve derinlemesine olarak yapılmıştır. Deneyler neticesinde elde edilen veriler tablo ve grafikler halinde karşılaştırmalı olarak sunulmuştur. 2. DENEYSEL ÇALIŞMANIN TANITILMASI Bu çalışmada birçok hava dağıtıcılarından eğrisel kanatlı dört yönlü kare tavan difüzörü ve düz kanatlı dört yönlü kare tavan difüzörü kullanılmıştır. Bu iki difüzörün ikisi de dört yönlü olup temel farkları kanat yapılarıdır. Kanat yapıları farklı olan difüzörlerin serbest akışta elde edilen hız ve türbülans ölçüm sonuçları birbirleri arasında mukayese edilmiştir. HM 220 hava akış ünitesinin ve deney düzeneğinin genel görünüşü Şekil 2 de verilmiştir. Şekil 2. HM 220 hava akış ünitesinin ve deney düzeneğinin genel görünüşü. Farklı kanat yapılarına sahip dört yönlü difüzörlerin hız ve türbülans ölçümlerini yapmak için Deltaohm DO9847 multifonksiyonel ölçüm cihazı kullanılmıştır. Bütün ölçümler Şekil 3 te gösterilen Deltaohm DO9847 multifonksiyonel ölçüm cihazı ile yapılmıştır. Bu ölçüm cihazıyla sıcaklık, bağıl nem, basınç (barometrik, mutlak ve fark), hava hızı (sıcak tel ile), hava debisi, ışık ölçümü ve ışın ölçümü yapılabilir[4]. Şekil 3. Multifonksiyonel ölçüm cihazı. 46

47 Hava akış ünitesi (HM220) yardımıyla borularda ve özel boru hattı elemanlarında sistem kayıplarının ve basınç karakteristiklerinin belirlenmesi ile ilgili hava akış hızı ve basınç ölçümleri deneylerinin gerçekleştirilmesine imkan sağlamaktadır. Bu deney sistemi uygulamalı eğitim için üniversitelerinin akışkanlar mekaniği laboratuvarında kullanılmak üzere deneysel çalışmalar için tasarlanmıştır. Hava akış ünitesi bu çalışmada değişik kanat yapılarına sahip difüzörlerin farklı mesafelerdeki hava akış hızının ve türbülans yoğunluğu değerlerinin belirlenmesi ile ilgili ölçümlerin gerçekleştirilmesi için kullanılmıştır[4-7]. Deneylerde ortalama hız ve türbülans şiddeti ölçümü için hava hızı ve türbülans ölçümleri Şekil 4 te gösterilen AP471S1 sıcak tel probu ile gerçekleştirilmiş. Şekil 4. AP471S1 sıcak tel probunun hız ve sıcaklık. Şekil 6. Eğrisel kanatlı difüzörün kesit ve önden görünüşü[5] Çalışmanın temelini oluşturan dağıtıcıların deney düzeneğine montajı aşamasında, piyasadan standart ürün alınmıştır. Buna ek olarak özel imalat ek parça yaptırılarak deney düzeneğine entegrasyonu sağlanmıştır. Şekil 5 te görüldüğü gibi dağıtıcılar deney düzeneğinin salyangoz fan çıkışına direkt olarak bağlanmayıp belirli bir açı ile belirli bir yol gittikten sonra deney düzeneğine bağlanmaktadır. Şekil 7. Düz kanatlı difüzörün kesit ve önden görünüşü[8]. Şekil 5. Deney düzeneği ile difüzörün bağlantı parçası. Deneylerde kullanılan dağıtıcılar iki farklı tiptir. Bunlardan ilki eğrisel kanatlı dört yönlü kare tavan difüzörü diğeri ise düz kanatlı dört yönlü kare tavan difüzörüdür. Boyutları ve görünüşleri aşağıdaki Şekil 6 ve Şekil 7 de verilmiştir. Bu çalışmada, farklı kanat yapılarına sahip (eğrisel kanatlı ve düz kanatlı) difüzörlerin deney düzeneğindeki hava kaynağından gönderilen hava bir kanal boyunca gönderilmiş olup neticesinde difüzörün çıkışı itibari ile sergilenen hız ve türbülans karakteristikleri incelenmiştir. Farklı istasyonlardaki hava hızı ve türbülans ölçümleri Deltaohm DO9847 multifonksiyonel ölçüm cihazının bir modülü olan sıcak tel probu ile gerçekleştirilmiştir. Okunan değerler bir yazılım ile bilgisayara aktarılmıştır. 47

48 İstasyonlar belirlenirken kullanılan difüzörler simetrik dört yönlü olmasından dolayı düşeydeki y koordinatı + ve - olarak kullanılırken yataydaki x koordinatı sadece - koordinatlar kullanılmıştır. Yine z koordinatında ise sadece - koordinatlar kullanılmıştır. Şekil 8 de deneyde kullanılan difüzörlerin deney düzeneğindeki ölçüm düzlemlerinin yandan ve önden görünüşü verilmiştir. Tablo 1 de ise kullanılacak olan kare kesitli difüzörlere ait ölçüler verilmiştir. Tablo 1. Eğrisel ve Düz Kanatlı Dört Yönlü Kare Tavan Difüzörleri Ölçüleri Tip/ Düz kanatlı W/Boğaz ölçüsü Çerçeve Ölçüsü KISA KENAR (mm) UZUN KENAR (mm) EN BOY ORANI a (mm) Ölçümler; her bir dağıtıcının çıkışından itibaren yatay, düşey ve derinlemesine gerçekleştirilmiştir. Ölçümler, Deltaohm DO9847 multifonksiyonel ölçüm cihazı ve AP471S1 sıcak tel probu ile gerçekleştirilmiştir. Yapılan deneylerde dağıtıcıların çıkışından itibaren her istasyonda x ve y yönlerinde alınan ortalama hız değerleri (Vx, Vy), eğrisel ve düz kanatlı olmak üzere tablo ve grafikler halinde, türbülans değerleri ise eğrisel ve düz kanatlı olmak üzere grafikler halinde karşılaştırmalı olarak sunulmuştur. Ölçümler, hava akış ünitesinin çıkış ağzından itibaren yatay eksen boyunca 9 istasyon, düşey eksen boyunca 17 istasyon ve derinlemesine 10 istasyon olmak üzere tek bir dağıtıcı için toplamda 1530 istasyonda gerçekleştirilmiş olup toplam da 6120 ölçüm yapılmıştır. Her bir istasyon için dakikada 60 veri alınmış olup elde edilen veriler bilgisayara aktarılmıştır. Daha sonra bu veriler kullanılarak ortalama hız değerleri ve türbülans değerleri hesaplanmış ve gerekli olan grafikler ve tablolar haline dönüştürülmüştür. Eğrisel ve düz kanat yapılarına sahip difüzörler ile ilgili yapılan ölçümler neticesinde en yüksek ortalama hız değerleri aşağıdaki gibi elde edilmiştir. Ayrıca ölçüm sonuçları Şekil 9 da grafik olarak sunulmuştur. Eğrisel kanatlı difüzörlerde, x yönünde en yüksek hız değeri, x/a=0, y/a=-0,324 ve z/a=-0,054 istasyonunda 3,878 m/s olarak bulunmuştur. Eğrisel kanatlı difüzörlerde, y yönünde en yüksek hız değeri, x/a=-0,054, y/a=-0,432 ve z/a=-0,054 istasyonunda 14,862 m/s olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, x yönünde en yüksek hız değeri, x/a=0, y/a=0,432 ve z/a=-0,054 istasyonunda 3,127 m/s olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, y yönünde en yüksek hız değeri, x/a=-0,054, y/a=0,432 ve z/a=-0,054 istasyonunda 10,731 m/s olarak bulunmuştur. Şekil 8. Difüzörlerin ölçüm düzlemlerinin yandan ve önden görünüşü. 3. DENEY SONUÇLARI Bu çalışmada farklı kanat yapılarına (eğrisel kanatlı, düz kanatlı) sahip dört yönlü difüzörlerin x doğrultusundaki hız değişimleri (Vx) ve y doğrultusundaki hız değişimleri (Vy) ve türbülans değişimlerini incelenmiştir. Elde edilen hız ve türbülans değerleri tablolar halinde ve grafiksel olarak karşılaştırmalı bir şekilde gösterilmiştir. Deneysel çalışmalar hava akış ünitesinde gerçekleştirilmiştir. Şekil 9. Farklı kanat yapılarına sahip difüzörlerde ölçülen en yüksek hız değerleri. Eğrisel ve düz kanat yapılarına sahip difüzörler ile ilgili yapılan ölçümler neticesinde en düşük ortalama hız değerleri aşağıdaki gibi elde edilmiştir. Ayrıca ölçüm sonuçları Şekil 10 da grafik olarak sunulmuştur. 48

49 Eğrisel kanatlı difüzörlerde, x yönünde en düşük hız değeri,, x/a=-0,324, y/a=0,054 ve z/a=-0,054 istasyonunda 0,038 m/s olarak bulunmuştur. Eğrisel kanatlı difüzörlerde, y yönünde en düşük hız değeri,, x/a=-0,162, y/a=-0,216 ve z/a=-0,540 istasyonunda 0,054 m/s olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, x yönünde en düşük hız değeri, x/a=0, y/a=-0,054 ve z/a=-0,162 istasyonunda 0,455 m/s olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, y yönünde en düşük hız değeri, x/a=-0,27, y/a=0,324 ve z/a=-0,540 istasyonunda 0,026 m/s olarak bulunmuştur. Eğrisel ve düz kanat yapılarına sahip difüzörler ile ilgili yapılan ölçümler neticesinde en düşük türbülans değerleri aşağıdaki gibi elde edilmiştir. Ayrıca ölçüm sonuçları Şekil 12 de grafik olarak sunulmuştur. Eğrisel kanatlı difüzörlerde, x yönünde en düşük türbülans yoğunluğu, x/a=-0,108 y/a=-0,108 ve z/a=- 0,162 istasyonunda %0,02 olarak bulunmuştur. Eğrisel kanatlı difüzörlerde, y yönünde en düşük türbülans yoğunluğu, x/a=-0,108 y/a=-0,432 ve z/a=- 0,054 istasyonunda %0,015 olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, x yönünde en düşük türbülans yoğunluğu, x/a=0, y/a=-0,216 ve z/a=-0,27 istasyonunda %0,016 olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, y yönünde en düşük türbülans yoğunluğu, x/a=-0,108, y/a=-0,432 ve z/a=-0,054 istasyonunda %0,02 olarak bulunmuştur. Şekil 10. Farklı kanat yapılarına sahip difüzörlerde ölçülen en düşük hız değerleri. parçası. Eğrisel ve düz kanat yapılarına sahip difüzörler ile ilgili yapılan ölçümler neticesinde en yüksek türbülans değerleri aşağıdaki gibi elde edilmiştir. Ayrıca ölçüm sonuçları Şekil 11 de grafik olarak sunulmuştur. Eğrisel kanatlı difüzörlerde, x yönünde en yüksek türbülans yoğunluğu, x/a=-0,432 y/a=0 ve z/a=-0,162 istasyonunda %0,096 olarak bulunmuştur. Eğrisel kanatlı difüzörlerde, y yönünde en yüksek türbülans yoğunluğu, x/a=-0,432, y/a=-0,432 ve z/a=- 0,378 istasyonunda % 0,487 olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, x yönünde en yüksek türbülans yoğunluğu, x/a=-0,324, y/a=0,432 ve z/a=-0,054 istasyonunda %0,137 olarak bulunmuştur. Düz kanatlı difüzörlerde, y yönünde en yüksek türbülans yoğunluğu, x/a=-0,324, y/a=0,324 ve z/a=-0,378 istasyonunda %0,480 olarak bulunmuştur. Şekil 11. Farklı kanat yapılarına sahip difüzörlerde ölçülen en yüksek türbülans yoğunluğu değerleri. Şekil 12. Farklı kanat yapılarına sahip difüzörlerde ölçülen en düşük türbülans yoğunluğu değerleri. 4. SONUÇLAR Aynı istasyonlarda farklı ölçümler elde edilmesinin sebebi, düz kanatlı ve eğrisel kanatlı difüzörlerin yapısal farklılıklarından kaynaklanmaktadır. Difüzörlerin özellikle kenar kısımları havayı ortama daha homojen dağıtması için belli açıda imal edilmiştir. Eğrisel ve düz kanatlı difüzörleri karşılaştırdığımızda maliyet yönünden düz kanatlı difüzörlerin daha avantajlı olduğu görülür. Bunun yanında Eğrisel kanatlı difüzörün kanat yapısından dolayı türbülans değerlerinin düz kanatlıya göre daha yüksek olması ve dolayısıyla beslenmesi gereken alanın kenarlarda daha fazla olması, kenar kısımlardaki ortalama hızın ortam konfor şartına daha yakın olması, difüzörün dikine kesiti boyunca kenarlarda en fazla hava hızına ulaşması, Eğrisel kanatlı difüzörlerin avantajı olarak ön plana çıkmaktadır. Özellikle hava akışının geniş bölgeye yayılması ve uygun hava akım hızı en temel konfor şartlarındandır. Bu çerçevede bakacak olursak uygun işe uygun difüzör seçimi yapılırken maliyetin yanında; Depo gibi konfor ihitiyacı olmayan ya da nispeten az olan yerlerde, maliyeti düşünerek düz kanatlı difüzörün kullanılması daha uygun olacaktır. Sinema, yemekhane, hastane, konferans salonu, alış veriş merkezleri, derslik gibi insan odaklı, konfor gerektiren ve 49

50 ani değişimlerin yaşanabileceği yerlerde eğrisel kanatlı difüzörlerin kullanılması daha uygun olacaktır. KAYNAKLAR [1] Protokol%C3%BC, (2015) [2] aspx?sflang=tr, (2015) [3] news-singleview/article/pariste-tarihi-iklimanlasmasi-ab-kuresel-cabalara-onderlik-ediyor.html, (2016) [4] Atsatan M.: Değişik Geometrili Açık Jetlerin Akış Özelliklerinin İncelenmesi, Yüksek Lisans tezi, Marmara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü,İstanbul, (2012). [5] Atmaca M., Atsatan M.: Investıgatıon Of Open Jet Flows Wıth Dıfferent Geometrıc Areas International Symposium Of Applied Aerodynamics Lille, March 2014 [6] Atmaca M., Atsatan M.: Üçgen Kesitli Açık Jetlerin Akış Özelliklerinin İncelenmesi VIII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, UTES Aralık 2010, Bursa [7] Atmaca M., Atsatan M.: Üçgen Kesitli Açık Jetlerin Akış Özelliklerinin İncelenmesi Anadolu Enerji Sempozyumu, Aralık 2010, Elazığ [8] SUMMARY In this study, two distributors with four directions, which are standard in the market, have been experimented. While one of the distributors wing structure is described as open and flat wing, the other one is still open and has a curvature structure. Therefore, it is described as curved wing. Air speed and turbulence measurements at different stations were performed with the hot wire probe, a modality of Delta Ohm DO 9847 multifunctional instruments. Experimental studies were carried out in the air flow unit. Measurements were performed to determine the flow characteristics in x and y directions both horizontally and vertically at different points along the air direction different 153 stations. In this study, the consequences of the acquired air velocity and turbulence measurement are presented comparatively with charts and graphics for the curvilinear and flat wing diffusers. When the acquired consequences are interpreted, it is understood that the flat wing diffusers are more profitable in terms of cost. On the other hand, the wing structure of the curvilinear diffuser, the higher turbulence rates compared to the flat wings; thereby the space required for feeding is greater at the edges, the average speed at the edges is closer to the ambient comfort condition, along the vertical section of the diffuser to achieve its maximum air speed at the edges can all be remarked as the advantages of the curvilinear diffusers. 50

51 Türkiye Enerji Görünümü ve Politikaları Dr. Ömer ERDEM T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ÖZET Son yüzyılda küresel ölçekte ekonomi ve sanayii alanlarında önemli gelişmeler yaşanmış olup bu gelişmelerin temelinde enerji önemli bir sacayağı olarak yer almış, enerji tüketimi toplumsal hayatta en önemli gelişme girdilerinden biri konumuna gelmiştir. Bir başka deyişle, enerji sürdürülebilir kalkınmada ve ülkelerin refah seviyelerinin artmasında önemli bir noktada bulunmaktadır. Ayrıca, günümüzde birçok ülke dış politikasını enerji arz güvenliği üzerine kurgulamaktadır. Bu çalışmada, Türkiye enerji sektörü hakkında makro ölçüde değerlendirmeler ile birlikte 2016 yılı enerji gerçekleşmeleri hakkında detaylı inceleme yapılmıştır. Ayrıca, son dönemde ortaya konan ve gündemde ön sıralara taşınan enerji politikaları hakkında da değerlendirmelerde bulunulmuştur. 1. TÜRKİYE ENERJİ GÖRÜNÜMÜ 1.1. Birincil Enerji Arzı Görünümü Nüfus artışı, kentsel gelişim ve sanayileşme ile birlikte Türkiye birincil enerji tüketimi de artış göstermektedir. Enerji tüketiminin artmasına neden olan temel etkenlerin başında nüfus ve gelir artışı gelmektedir. Türkiye birincil enerji arzı 2015 yılında 129,3 milyon TEP olarak gerçekleşmiş olup son 10 yıllık birincil enerji arzı ve birincil enerji arzı artış oranı Şekil 1 de verilmiştir Elektrik Görünümü 2016 yılı sonu itibarıyla elektrik üretimi 273,4 TWh, tüketimi ise 277,5 TWh olarak gerçekleşmiştir. Aylık tüketim ortalaması 23,1 TWh olurken en yüksek tüketim Ağustos ayında 26,6 TWh iken en düşük tüketim 21,3 TWh ile Şubat ayında yaşanmıştır yılı elektrik sektörü için rekorlar yılı olmuştur. 10 Ağustos 2016 da 905,8 GWh günlük tüketim değeri ile 11 Ağustos 2016 da MW lık maksimum puant yük değerleri ile gerek tüketimde gerekse güçte ülke rekorları kırılmıştır yılı maksimum ani puant değerleri aylık bazda Şekil 2 de verilmiştir yılı üretiminin %32,1 i doğal gazdan, %24,6 sı hidro kaynaklardan, %33,7 si kömürden, %5,7 si rüzgâr, %1,7 si jeotermal ve %2,2 i ise diğer kaynaklardan sağlanmıştır. Ayrıca bu tüketimin 1,12 TWh i lisanssız santrallerden elde edilen ihtiyaç fazlası üretimdir. Çalışmada yer alan fikir ve görüşler, yazarın tamamen kendi fikir ve görüşleri olup, çalışmakta olduğu veya ilişkide bulunduğu hiçbir kişi ve kurumu bağlamaz, resmi görüşleri yansıtmaz. Çalışmada yer alan veriler kamuoyunun erişimine açık olan yayınlardan derlenmiştir. Şekil yılı aylık bazda maksimum ani puant değerleri. Şekil 1. Türkiye birincil enerji arzı ve artış oranları yılında birincil enerji arzı içinde doğal gazın payı %31, kömürün payı %27, petrolün payı %30 hidrolik enerjinin payı %4,5, hidrolik dışı yenilenebilir enerji kaynaklarının payı ise %7,5 tir. Birincil enerji arzının sektörlere göre dağılımı incelendiğinde; %24,7 si sanayi, %25,1 i konut ve hizmet sektörü, %19,1 i ulaştırma ve %23,4 ü çevrim sektörü şeklindedir[1] yılı yerli kaynaklardan elektrik üretimi noktasında da rekor yılı olmuştur. Toplam elektrik üretimimizin %46,7 (135,6 TWh) i yerli kaynaklardan elde edilmiştir. Yerli kaynaklardan elektrik üretimini kendi içinde kırıldığında ise 135,6 TWh üretimin %33 (44,7 TWh) i kömür, %67 (90,9 TWh) i yenilenebilir enerji kaynaklıdır. Yenilenebilir enerjiden kaynak bazında elektrik üretim değerleri Tablo 1 de verilmiştir. 51

52 Tablo Yılı Kaynak Bazında Yenilenebilir Enerjiden Elektrik Üretimi (Lisanssız ihtiyaç fazlası dahildir) Üretim (TWh) Oran Barajlı Hidrolik 49,0 %53,9 Akarsu 18,3 %20,1 Hidrolik Toplam 67,3 %74,0 Rüzgâr 15,5 %17,1 Güneş 1,0 %1,1 Jeotermal 4,8 %5,3 Biokütle 2,3 %2,6 Toplam 90,9 %100 İthal kaynaklardan elektrik üretimini incelediğimizde ise doğal gazın baskın kaynak olduğu görülmektedir. İthal kaynak bazlı elektrik üretiminin (138 TWh), %63,5 (87,7 TWh) i doğal gazdan, %34,6 (47,7 TWh) i ithal kömürden ve %1,9 (2,6 TWh) i diğer kaynaklardan üretilmiştir yılı üretimi kuruluş bazında incelendiğinde özel sektörün (lisanssız santraller dâhil) 227,1 TWh üretim ile %83 gibi önemli bir paya sahip olduğu görülmektedir. Geri kalan 46,6 TWh (%17) üretim ise kamu uhdesinde bulunan elektrik santrallerinden elde edilmiştir. Gelişmekte olan ülke konumunda bulunan Türkiye de elektrik tüketimi iki ekonomik kriz ve depremin olduğu yıllarda tüketim artış hızı yavaşlamış olmakla birlikte diğer dönemlerde artış yaşanmıştır. Bu artışın temelinde ise nüfusun ve sanayi üretiminin artmasının yanı sıra refah seviyesinin gelişmesi bulunmaktadır. TEİAŞ tarafından yapılan projeksiyonlarda 2025 yılına kadar talebin yıllık ortalama %4,8 oranında artması beklenmektedir. Ayrıca Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yayınlanan 20 yıllık talep projeksiyonu çalışmasında baz senaryoda yıllık artış oranının %4,2 olması beklenmektedir (Tablo 2)[2][3] [4] yılında MW toplam kurulu güce ulaşılmıştır. Bu kurulu gücün kaynaklara göre dağılımına bakıldığında; %34 ü hidrolik, %28,2 si doğal gaz, %22,1 i kömür (%12,5 yerli kömür, %9,5 ithal kömür), %7,4 ü rüzgâr, %1 i jeotermal, %1,1 i güneş ve %6,2 si ise diğer kaynaklardan oluşmaktadır. Son dönemde gelişim grafiği artış gösteren lisanssız elektrik üretim santrallerinde ise 2016 yılı sonunda 914,7 MW kurulu güce ulaşılmıştır[5] yılında MW kurulu güce sahip 239 adet lisanslı santral devreye girmiş olup bu değerin MW ı termik, MW ı ise rüzgâr enerjisi kaynaklıdır. Ayrıca, 2016 yılı içinde 12,9 toplam kurulu güce sahip Türkiye nin ilk lisanslı güneş enerji santralleri devreye alınmıştır[6]. Lisanssız olarak ise 604,5 MW kurulu güç devreye girmiş olup bu değerin 570,8 MW ı güneş enerjisine dayalıdır[7]. Tablo 2. Elektrik Enerjisi Talep Tahminleri Yıl TEİAŞ EİGM Puant Talep Enerji Talebi Enerji Talebi GW TWh TWh ,5 285,3 290, ,8 299,2 304, ,3 314,5 319, ,9 330,8 335, ,7 347,5 350, ,5 364,6 367, ,3 381,8 384, ,1 399,2 402, ,0 416,9 420, , ,2 Santral sayıları incelendiğinde ise 2016 yılında devrede olan santral sayısı, adedi lisanslı ve adedi lisanssız olmak üzere toplam dir. Bu sayının 597 i hidrolik, 240 ı doğal gaz, 171 i rüzgâr, i güneş ve 29 u yerli kömür kaynaklıdır[5] Petrol ve Doğal Gaz Görünümü Türkiye petrol ve doğal gaz üretimi incelenecek olursa, ham petrol üretiminde yıllara göre fazla değişiklik olmadığı buna karşılık doğal gaz üretim miktarımızın ise değişken bir seyir izlediği görülmektedir yılında 2,6 milyon ton ham petrol üretimine karşılık 27,6 milyon ton ham petrol tüketimi gerçekleşmiştir. Ayrıca, 2016 yılında 45,9 milyar m 3 doğal gaz tüketimine karşılık sadece 382 milyon m³ doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir[8][9]. 45,9 milyar m 3 lük doğal gaz tüketiminin sektör bazlı dağılımı incelendiğinde; 16,8 milyar m 3 (%36,3) ün elektrik üretiminde, 14,1 milyar m 3 (%30,6) ün sanayide, 11,6 milyar m 3 (%25,1) ün konutta ve 3,7 milyar m 3 (%8,0) ün ise diğer alanlarda tüketildiği görülmektedir[8] yılında 38,9 milyar m 3 boru gazı ve 7,3 milyar m 3 LNG olmak üzere toplam 46,2 milyar m 3 doğal gaz ithalatı gerçekleştirilmiştir yılı doğal gaz ithalatı olan 48,4 milyar m 3 değerine göre 2016 yılında %4,6 lık bir düşüş yaşanmıştır. Bu düşüşün sebepleri olarak nispeten hava sıcaklıklarının yüksek seyretmesi ve elektrik üretiminde doğal gazın payının azalması olarak sayılabilir. Doğal gaz ithalatının ülke olarak dağılımına baktığımızda ise %53,5 inin Rusya dan, %16,7 sinin İran dan, %14,0 ünün de Azerbaycan dan yapıldığı görülmektedir[8]. İthalatın yapıldığı ülke bilgilerine ilişkin bilgi Tablo 3 te verilmiştir. 52

53 Tablo 3. Ülke Bazında Doğal Gaz İthalat Bilgileri, Milyar m 3 RUSYA İRAN AZERBAYCAN CEZAYİR NİJERYA SPOT LNG TOPLAM ,78 7,83 6,17 3,92 1,24 2,49 48, ,74 7,71 6,48 4,19 1,12 1,96 46, yılı ile birlikte 76 ilde ve bu illere bağlı 339 ilçede doğal gaz kullanılmaktadır. Türkiye nüfusunun ( ) %68 ( ) ine doğal gaz dağıtım hattı ulaştırılmış olup, nüfusun %54 ( ) ü doğal gaz kullanmaktadır yılı sonu itibariyle 12,5 milyon konut abonesi bulunmakta olup bu değerin 2020 yılı sonunda 16,7 milyona ulaşması beklenmektedir. Dağıtım alanlarının genişlemesi ve abone alım hızlarının mevcutta olduğu gibi devam etmesi durumunda 2020 yılında nüfusun yaklaşık %77 si doğal gaz kullanıyor olacaktır. Ayrıca mevcut dağıtım bölgelerine ilave olarak 206 yeni ilçenin daha doğal gaz dağıtım bölgelerine dahil edilmesi kapsamında yaklaşık 3,5 milyar TL şebeke yatırımı ile 2 milyon yeni doğal gaz kullanıcısının sisteme dahil olması mümkün olacaktır[10] Kömür Görünümü Türkiye kömür potansiyelinin doğru bir şekilde belirlenmesi amacıyla 2005 yılında başlatılan arama çalışmaları ile birlikte yaklaşık 8 milyar tonluk yeni rezervler keşfedilmiş ve linyit rezervleri toplamda yaklaşık 16 milyar tona çıkmıştır. Bu linyit rezervinin 12,7 milyar tonu (%73,4) kamu uhdesinde bulunmaktadır. Linyit rezervlerinin yanı sıra 1,3 milyar ton taşkömürü rezervi vardır yılı kömür üretimine bakacak olursak kamu ve özel sektör tarafından toplam 58,7 milyon ton linyit, 1,1 milyon ton asfaltit ve bitümlü şeyl üretimi gerçekleştirilirken 2,1 milyon ton taşkömürü üretilmiştir. 2. TÜRKİYE ENERJİ POLİTİKALARI 2.1. Yerli ve Yenilenebilir Kaynak Kullanımının Artırılması Türkiye petrol ve doğal gaz rezervleri açısından fakir bir ülkedir. Petrol tüketiminin %92 sini ve doğal gaz tüketiminin %99 unu ithal etmektedir. Bu nedenle toplam ithalat tutarı içinde enerji ithalatı önemli bir yekûn tutmaktadır. Beş yıl önce 2012 yılında enerji ithalatı 60,1 milyar dolar olarak gerçekleşirken toplam ithalat içindeki payı %25,4 gibi önemli bir paya sahipti. Ham petrol ve akabinde doğal gaz fiyatlarında yaşanan düşüş ile birlikte enerji faturasındaki düşüş son beş yılda ortalama %11,4 olarak gerçekleşmiştir. Son iki yıldaki düşüşler ise sırası ile %31,1 ve %28,2 dir. Ayrıca, toplam ithalat içinde enerji ithalatının payı ise %13,7 ye gerilemiştir[11]. Türkiye ekonomisinin yüksek ve istikrarlı büyüyebilmesi için cari açık üzerinde önemli bir stres unsuru olan enerji ithalatının mümkün olduğunca azaltılması gerekmektedir. Bu nedenle, mümkün olan bütün yerli kaynakların enerji üretimi amacıyla değerlendirilmesi öncelikli bir husustur. ETKB yılı Stratejik Planına göre 2019 yılına kadar yerli kömürden yıllık 60 milyar kwh elektrik üretimi hedeflenmiştir, Ayrıca ilgili stratejik plana göre 2019 yılına kadar kurulu güç portföyünde hidrolikte MW a, rüzgârda MW a, jeotermalde 700 MW a, güneşte MW a ve biyokütlede 700 MW a ulaşılması hedeflenmektedir, Jeotermalde bu hedef 2016 yılı içerisinde aşılmış olup, 2019 yılına kadar 1,000 MW hedefine ulaşılması amaçlanmaktadır[12]. Ayrıca Yüksek Planlama Kurulu (YPK) tarafından 2009 yılında yayınlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesinde de yerli kaynakların kullanımı noktasında gerekli tedbirlerin alınması istenmektedir. Bu belgede 2023 yılına kadar bilinen linyit kaynaklarının elektrik üretiminde değerlendirilmesinin yanı sıra teknik ve ekonomik hidroelektrik potansiyelinin tamamının değerlendirilmesi, rüzgâr kurulu gücünün MW a çıkarılmasının yanında güneş enerji noktasında da uygulanmasının yaygınlaştırılması ve mevzuat altyapısının sağlanması istenmektedir. Ayrıca, elektrik üretiminde doğal gazın payının %30 un altına düşürülmesi hedeflenmiştir. Kömür noktasında ise elektrik ihtiyacının karşılanmasında yerli kaynakların öncelikli olduğu belirtilmiştir[13]. Onuncu Kalkınma Planı kapsamında yer alan ve ETKB nin sorumlu olduğu Yerli Kaynaklara Dayalı Enerji Üretim Programı kapsamında, yerli kaynakların enerji üretimindeki payının artırılması suretiyle enerjide dışa bağımlılığın azaltılması amaçlanmaktadır. Bu kapsamda yerli kömür kaynaklı elektrik enerjisi üretiminin 2018 yılında 57 milyar kwh e çıkarılması hedeflenmektedir. Kamu elinde bulunan yerli linyit kaynaklarının ülke ekonomisine kazandırılarak, bu potansiyelin elektrik enerjisine çevrilmesinin sağlanması ile arz güvenliğinin sağlanmasının yanı sıra enerjideki dışa bağımlılığın ve cari açık üzerindeki enerji payının azaltılması hedeflenmektedir. Sahip olduğumuz kömür rezervleri gerek kalorifik değerleri gerekse kimyasal ve fiziki bileşenleri nedeniyle konut ısıtmasına uygun olmamakla birlikte termik santrallerde elektrik üretimine müsaittir. Bu nedenle Bakanlık tarafından linyit rezervlerini elektrik üretimine kanalize edecek ve bu alanda yatırımların artırılmasını teşvik edecek yeni modeller geliştirilmektedir. Yeni geliştirilen bu model ilk olarak EÜAŞ ın uhdesinde bulunan Çayırhan-II bölgesindeki kömür rezervi için uygulanmış olup burada 800 MW kurulu güce sahip termik santral kurulacaktır. Son 10 yılda yapılan çalışmalar ile birlikte; Konya/Karapınar da 1,8 milyar ton, Eskişehir/Alpu da 1,5 milyar ton, Trakya Havzasında 1,5 milyar ton ve Afyon/Dinar da 1 milyar ton rezervlere sahip yeni kömür havzaları keşfedilmiştir. Bu sahaların elektrik üretim amaçlı değerlendirilmesi çalışmaları devam etmektedir. 53

54 Yerli kömürün yanı sıra yenilenebilir enerjinin üretim sepeti içindeki payının artırılması noktasında da çalışmalar devam etmektedir. Kömürde olduğu gibi yenilenebilir enerjide de yeni modeller devreye sokulmaktadır. Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanı (YEKA) modeli ile birlikte ölçek ekonomisi dikkate alınırken aynı zamanda yenilenebilir enerji alanında yerli teknolojinin geliştirilmesi ve bu teknoloji ile yerli aksam ve panel üretiminin sağlanması amaçlanmaktadır. Bu model ile amaçlanan temel hedeflerden biri de teknoloji geliştirilmesi ve yerli üretim konusunda kalifiye insan kaynağının yetişmesidir. YEKA modeli çerçevesinde ilk uygulama Konya/ Karapınar da güneş enerjisine yönelik olacaktır. Proje kapsamında MW kapasiteli güneş enerjisine dayalı elektrik enerjisi üretim tesisi kurulacaktır. Kurulacak olan güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin işletmeye girmesiyle birlikte her yıl yaklaşık 1,7 TWh elektrik enerjisi üretilecek ve yaklaşık evin yıllık elektrik ihtiyacı karşılanıyor olacaktır. Karapınar YEKA alanının kullandırılması için yapılacak yarışmayı kazanan tüzel kişiden ciddi iş deneyimi ve mali yeterlilik istenecektir. Ayrıca, bu model en az 500 megavat/yıl fotovoltaik modül üretim kapasitesine sahip fabrika kurulumu ile 10 yıl boyunca Ar-Ge çalışmalarının yapılmasını kapsamaktadır. Kurulacak tesiste %80 oranında Türk mühendis çalıştırılması şartı bulunmaktadır. YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi nin onaylandığı tarihinden itibaren üretilen enerjinin 15 yıl süreyle satın alınması garanti edilmektedir. YEKA modelinin önümüzdeki dönemde rüzgâr için uygulanması da gündemde bulunmaktadır Enerji Merkezi Olma Dünya petrol ve doğal gaz rezervlerinin yaklaşık %70 i Türkiye yi çevreleyen coğrafyalarda bulunurken aynı zamanda Türkiye tüketimin yoğun olduğu bölgelere yakın konumuyla da jeopolitik açıdan önemli bir ülkedir. Önümüzdeki 20 yıl içinde 3 te 1 oranında artması beklenen dünya enerji talebinin de bu bölgeden karşılanması öngörülmektedir. Dünya petrol rezervlerinin %65 i ve doğal gaz rezervlerinin %71 i Türkiye yi çevreleyen Hazar Havzası ve Ortadoğu ile Rusya Federasyonu nda bulunmaktadır. Türkiye nin, sahip olduğu jeopolitik konumun da avantajını kullanarak üretici bölgelerden enerji arzı sağlayan önemli bir enerji ticaret merkezi olma hedefi bulunmaktadır. Bu kapsamda, uluslararası projelerde söz sahibi bir ortak olarak yer alırken diğer taraftan gerekli altyapının kurulmasını gündemine almıştır. Ülkemizde de altyapı güçlendirme hedefi doğrultusunda yatırımlara hız verilmiştir. Örneğin dünya piyasalarında arz fazlası yaşanan LNG den daha fazla istifade edilmesi hedef doğrultusunda altyapı projelerine hız verilmiştir. Bu yatırımların yanı sıra enerji ticaretinin yapılabileceği bir platform olan ve fiilen elektrik ticaretinin başladığı Enerji Piyasaları İşletme A.Ş. (EPİAŞ) nin kurulması önemli bir mihenk taşıdır. Doğal gaz ticaretinin de serbest piyasa koşullarında işlem görmesi ve bu alanda uluslararası ticaretin başlaması ticaret merkezi olmamız noktasında önemlidir. Son dönemde Türkiye nin uluslararası enerji projelerinde yer alma noktasında üç temel prensip belirlenmiş durumdadır. Bunlardan ilki, karşılıklı kazan-kazan prensibine uyumlu ve pozitif bağımlılık oluşturması, ikinci olarak Türkiye nin ve bölgemizin arz güvenliğine olumlu katkı sağlaması ve son olarak bölgesel barışa destek olmasıdır. Teknik ve ekonomik açıdan uygun fizibilitesi olan ve ülkelerin karşılıklı ilişkilerinin güçlenmesini sağlayacak ve bölgesel barışa katkı sağlayacak projelerin desteklenmeye devam edilmesi beklenebilir. REFERANSLAR [1] EİGM, Enerji Denge Tabloları, eigm.gov.tr/tr-tr/denge-tablolari/denge-tablolari [2] TEİAŞ, 2015 Yılı Sektör Raporu, tr/dosyalar/teias_sekt%c3%b6r_raporu_2015. docx [3] TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi 5 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu ( ), tr/yayinrapor/apk/projeksiyon/kapasite%20projeksiyonu_5%20y%c4%b1ll%c4%b1k_30_12_2016.pdf [4] EİGM, Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu Raporu, ROOT%2f1%2fDocuments%2fEİGM%20Ana%20 Rapor%2fTürkiye%20Elektrik%20Enerjisi%20 Talep%20Projeksiyonu%20Raporu.pdf [5] TEİAŞ, İşletme Faaliyetleri Raporları, [6] EİGM, Enerji Yatırımları, File/?path=ROOT%2f1%2fDocuments%2fE%c4%b- 0GM%20Ana%20Rapor%2fAral%c4%b1k% %20Enerji%20Yat%c4%b1r%c4%b1mlar%c4%b1.xlsx [7] EPDK, Aylık Elektrik Piyasası Sektör Raporları, Raporlar/AylikSektor [8] EPDK, Aylık Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporları, [9] EPDK, Aylık Petrol Piyasası Sektör Raporları, [10] GAZBİR, 2016 Yılı Doğal Gaz Dağıtım Sektörü Değerlendirme Raporu, files/gazbir%202016%20doğal%20gaz%20raporu%20rev10.pdf [11] TÜİK, Dış Ticaret İstatistikleri, tuik.gov.tr/disticaretapp/menu.zul 54

55 [12] ETKB, Stratejik Planı [13] YPK, Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi, ROOT%2f1%2fDocuments%2fBelge%2fArz_Guvenligi_Strateji_Belgesi.pdf SUMMARY In this study, a macro-scale evaluation of the Turkish energy sector is conducted and a detailed examination of the energy realizations of the year 2016 is investigated. In addition, assessments are made on the energy policies of Turkey that are recently high on the agenda. In line with population growth, urban development and industrialization, Turkey s primary energy consumption also increases. The main reasons for the increase in energy consumption are population and income increases. Turkey s primary energy supply was realized as million toe in Share of natural gas in primary energy demand is 31%, share of coal is 27%, share of petroleum is 30%, share of hydraulic energy is 4.5%, and share of non-hydropower renewable energy sources is 7.5%. By the end of 2016, electricity production was TWh and consumption was TWh. 32.1% of the electricity production was supplied from natural gas, 24.6% from hydro sources, 33.7% from coal, 5.7% from wind, 1.7% from geothermal and 2.2 percent is provided by other sources. Projections made by Turkish Electricity Transmission Company (TEIAS) are expected to increase annual electricity demand by an average of 4.8% until In addition, it is expected that the annual growth rate will be 4.2% for next 20 years electricity demand projections published by the General Directorate of Energy Affairs. In 2016, a total installed capacity of 78,497 MW was achieved. When we look at the distribution of this installed capacity per the sources; 34% hydraulic energy, 28.2% natural gas, 22.1% coal (12.6% domestic coal and 9.5% imported coal), 7.4% wind, 1.1% solar energy, 1% geothermal and 6.2% other sources. Unlicensed power generation plants, which have recently shown an increase in their development figures, reached MW by the end of In 2016, 27.6 million tons of crude oil was consumed compared to 2.6 million tons of crude oil production. In addition, only 382 million cubic meters of natural gas was produced in exchange for 45.9 bcm of natural gas consumption. When we look at the distribution of natural gas imports by country, it is seen that 53.5% was made from Russia, 16.7% from Iran, 14.0% from Azerbaijan and the rest was imported as LNG. Turkey is a poor country in terms of oil and natural gas reserves. It imports 92% of petroleum consumption and 99% of natural gas consumption. For this reason, it is a priority for all possible domestic resources to be assessed for energy production. Due to this reason, new investment models have been developed for renewable energy sources and lignite reserves. These models will decrease the pre-investment and investment period. They are also aimed at the development of domestic technology in the field of renewable energy. Approximately 70% of the world s oil and natural gas reserves are in the geographical regions surrounding Turkey, while at the same time it is close to the regions where consumption is intense. Turkey has the goal of being an important energy trading center by taking advantage of its geopolitical position. In this context, while taking place as a partner in international projects, it has taken the agenda to establish the necessary infrastructure. In the recent period, three basic principles have been defined at the point of Turkey s involvement in international energy projects. Firstly, compatible with the principle of mutual win-win. Secondly, it is a positive contribution to the security of supply of Turkey and our region, and lastly it is support to regional peace. Projects with technically and economically feasible and strengthening mutual relations between countries and projects that contribute to regional peace can be expected to be supported. 55

56 Comparison of Wet Lime-Gypsum and Semi-Dry Flue Gas Desulphurisation Technology Piotr KNURA RAFAKO S.A. Jerzy MAZUREK RAFAKO S.A. Paulina MOŁAS RAFAKO S.A. ABSTRACT With respect to changing environmental law relating to reduction of air pollution emissions in fossil fuel power industry it is essential to select the best flue gas cleaning technology corresponding to specific operating conditions of the Power Plants. The article presents comparison of two the most common flue gas desulphurisation technologies: wet lime - gypsum and semi-dry method currently used for coal fired boilers. The aim of presented comparative study is choosing the most advantageous FGD method for the given load set points. The determining criterion for design of the variant system was to achieve the required desulphurisation efficiency at least 95% or SO 2 concentration in cleaned flue gas 200 mg / Nm3 (dry, 6% O2). Described process of the selecting optimal FGD technology was preceded by a detailed analysis of various criteria, among which the most important are: flue gas flow and composition, required desulphurization efficiency, investment and operating costs, type of waste products and possibility of waste utilization. The presented analysis using a set of evaluation criteria can be used at a different stages of preparation investment projects in order to find the most cost-effective solution that meets all requirements. 1. INTRODUCTION Turkish energy production is highly fossil fuel depended. Coal is predominant energy source contributed 29% of the total primary energy supply. Regarding coal utilization composition it is reported that 51% of total coal use is through utilization of hard coal, 96% of which is imported[1]. Emissions from coal fired power plants cause air pollution - major environmental factors that must be taken into account in processing the permit of the installation to operation. The main substances emitted and that must be considered are: SO 2, NOx and particulates. Additionally, the BREF on Large Combustion Plants, 2006 considered the following substances: CO, HF, HCl and heavy metals. In order to comply with EU regulations, the Large Combustion Plants Directive has been transposed into Turkish law by the By-Law No on 8th June With the enforcement of this By-Law, Turkey aims to control the emissions released into the air in the form of dust, fume, gas, steam and aerosols and clear the unwanted effects of these pollutant on human health and the environment. It applies to: New plants using other fuels from 8th June 2010 New plants using liquid fuels from 12th June 2012 Existing plants from 8th June Provisions brought by the IPPC and the LCPD, current Turkish legislation, have important implications for the Turkish energy sector. Additionally Turkey, as a candidate member state and as part of its harmonization efforts with the EU legislation framework, shall take into consideration compliance with EU s Industrial Emissions Directive (IED). The IED, adopted in 2010, will bring more stringent rules on the power generators within the EU, effectively replacing the LCPD in The ELVs of large combustion plants for SO 2, NOx and dust are renewed on the basis of current best practices, bringing more stringent limits, by almost more than half. All large combustion plants (equal to or greater than 50MW) should comply with these new limit rules or close down by the beginning of 2024 or after hours, whichever is sooner[1]. Table 1 shows current national environmental protection law regarding the limits of SO 2 and dust emissions and the legislation according to IED. 56

57 Table 1. Emission Limit Values for SO 2 and Dust According to Currently National Applicable Legislation and to The Industrial Emission Directive 2010/75/EU (IED)[2] Combustion plant total rated thermal input MW t legislation and to the Industrial Emission Directive 2010/75/EU (IED) [2] Emission limits [mg/nm 3 ] SO 2 Dust By-Law on IPPC Directive By-Law on LCPD IED FUTURE BAT-AELs Daily average By-Law on IPPC Directive By-Law on LCPD 2. OVERVIEW OF FGD TECHNOLOGIES The paper presents comparison of two the most common flue gas desulphurisation technologies: wet lime - gypsum and semi-dry method currently used for coal fired boilers. The aim of presented comparative study is choosing the most advantageous FGD method for the given load set points. Considering the number of new coal projects and the age of the existing plants in Turkey (50 percent over 15 years) [1], investment need for new FGD installations (often more economic than retrofitting of the old installation) shall be preceded by an analysis of selecting optimal FGD technology for the specific operating conditions of the Power Plants Wet Flue Gas Desulphurisatıon Technology Wet FGD technology is based on using limestone as a reagent in a wet scrubbing process and it is the most frequently selected FGD technology for sulfur dioxide (SO 2 ) reduction from coal fired utility boilers in the world. The wet FGD flue gas treatment system is typically located after removal of particulate matter from flue gas either by a baghouse or by an ESP. Flue gas is treated in an absorber by passing the flue gas stream countercurrent to the spray limestone slurry. The droplets absorb SO 2 from the gas, facilitating the reaction of SO 2 with reagent in the slurry to form a mixture of calcium sulfite and calcium sulfate with forced oxidation process in the reaction tank. Some of the water in the spray droplets evaporates, cooling the gas at the inlet and saturating the flue gas with water. Desulphurised flue gas passes through the mist eliminators to remove entrained droplets before the flue gas is transferred to the stack. In most wet FGD systems, SO 2 collection efficiency is controlled by selecting appropriate design features for the DCS system. For example, the quantity of fresh limestone slurry is related to the flue gas flow, SO 2 concentration at the absorber inlet, SO 2 removal efficiency needs and is referred to liquid-to-gas (L/G) ratio. Higher L/G ratios improve SO 2 removal by exposing the gas to more absorbing liquor. However, higher L/G ratios also consume more power, and this design feature must be taken into consideration during design process. Limestone for wet FGD process can be delivered to the plant as a limestone powder or gravel. Preparation of the limestone slurry may IED FUTURE BAT-AELs Daily average < < (200*) * 200 for circulated or pressurized fluidised bed combustion. Values apply to new installations. The IED and BAT-AELs values are not currently applicable in Turkey 2. OVERVIEW OF FGD TECHNOLOGIES 57 require grinding the limestone finely in a horizontal ball mill and water Semi-Dry Flue Gas Desulphurisation Technology Semi-dry process is an alternative to wet technology for flue gas desulphurisation (FGD) system. Technology with pneumatic reactor offered by RAFAKO S.A. is a modern and high-quality semi-dry flue gas treatment method. The heart of FGD is fluid bed reactor integrated with fabric filter. Raw flue gases are directed from boiler through the reactor and fabric filter by using of the booster fan and discharged to stack. FGD process are taking place in reactor and fabric filter. The bag filter construction is fullautomatic. Particles form a layer on the filter bags that supports filtration process (filtration layer/filter cake). The residuals are remove from the bags by jet pulses, collected in the dust hoppers and shipped out by a downstream located transport system. A part of the recirculated byproduct is continuously discharged from the process. The special construction of the pneumatic reactor and continuous recirculation process makes high removal efficiency of this technology. Hydrated lime may be derived directly from the supply or may be prepared on site via lime hydrator. Sorbent delivery (Ca(OH) 2 or CaO) can be carried out both by car and rail transport and is stored in the silo. Sorbent is supplied to the reactor from technological silo through pneumatic transport system with regulated capacity, to assure proper and safe feeding according to requirements of the object and technology. The raw flue gases are cooled in the reactor through evaporation of fine atomised water. Water is atomised in the reactor through the high-pressure nozzle with backflow using the high-pressure pump. Smooth regulation of the injected water quantity is carried out with a control valve installed on water supply piping in order to maintain a flue gas temperature above the adiabatic saturation temperature. Table 2. Comparison of The Wet and Semi-Dry Method Properties Table 2. Flue gas flow Comparison of the wet and semi-dry method properties SO 2 removal efficiency 90-98% SO 3 removal efficiency Semi-dry method up to 1mln Nm 3 /h per one reactor 95% 99% clean flue gas duct and chimney don t require anti-corrosion protection HCl and HF removal efficiency more than 95% Wet method up to 3mln Nm 3 /h per one absorber well suited to handle large sized plants up to 99% efficiency increases with increase in sulfur content up to 50% - clean flue gas duct and chimney require anti-corrosion protection HCl and HF removal efficiency > 95% Dust removal efficiency 3 Fly ash reduction up to 5 mg/nm increase in dust inlet content 50 75% efficiency increases with Flexibility of flue gas flow Load range: 25% - 100% max. stream Load range: 0% - 100% max.stream Sorbent Process water consumption By-product Power consumption Time schedule General specification 2.4 BY-PRODUCT MANAGEMENT More expensive reagent CaO or Ca(OH) 2 than limestone based FGD systems (higher operational costs) Low water consumption due to the high process temperature By-product utilization is poorer compared to a wet FGD There is no liquid waste eliminating the need for any waste water treatment processes Overall power consumption is lower due to less components (pumps, fans, etc.) are used months depending on the size of FGD Plant Simple process and compact layout than the wet FGD system. This results on lower costs of overhauling and maintenance of the plant. For units larger than 400 MW,it s necessary to apply multiple modules (two lines or three lines). OPEX is higher than for wet FGD CaCO 3 (limestone or limestone powder) generally available (many potential suppliers), low unit price Low process temperature have an impact on the high water consumption Gypsum as by product which can be sold (reduction of the operating cost) Waste water produced needs to be treated Comparatively high power consumption due to more power consumers and the plant size months - depending on the size of FGD Plant Well proven and trusted technology (> 85% of all FGD plants in the world use wet limestone process). CAPEX is higher than for semi-dry method

58 2.3. PROS/CONS and Scope of Wet and Semi-Dry Technology Application Table 3 presents a general advantages and disadvantages of the application described FGD methods. Table 3. FGD Design Data Table 3. FGD Design data Parameter Unit CASE I CASE II CASE III A B C A B C A B C Flue gas flow Nm 3 /h wet O2 % 7,5 7,5 7,5 H2O % 9,0 9,0 9,0 SO2 mg/nm 3 (dry 6% O2) SO3 mg/nm 3 (dry 6% O2) HCl mg/nm 3 (dry 6% O2) HF mg/nm 3 (dry 6% O2) Temperature o C SO2 outlet mg/nm 3 (dry 6% O2) FGD efficiency % 86,7 92,0 94,3 86,7 92,0 94,3 86,7 92,0 94,3 Table 5 lists the main investments and operating costs with other data necessary to determine the DGC factor 2.4. By-Product Management Management of the FGD by-products varies by region as well as locale but generally it must follow the guidelines set out in Directive 2008/98/EC of the European Parliament and the Council of 19 November. In practice is not possible to reuse all the calcium-based reaction wastes in solid form coming from the desulphurisation of flue gases (except the commercial-grade FGD gypsum which demand is subject to significant fluctuations). As large amount of waste are produced alternatives for recovery must be found. There are several potential dispositions the FGD by-products such as: soil conditioner, landfill/mine reclamation, aggregate or block manufacture, additionally for commercial-grade gypsum: wallboard manufacturing, cement manufacturing. In the event that the mine is close, the alternative use for the landscape recovery of that area is the best choice for all types of waste, except for sludges of the general waste water treatment plant, unless they are subjected to a previous drying process. In this case, the landscape recovery operations will be carried out in accordance with the landscape and environment restoration plan of the mine and will be aimed at the orographic restoration of the area and at creating a suitable surface for the growth of vegetation cover consistent with the one existing in the surroundings or for the final land use determined in the Restoration Plan. Finally if none of the above alternatives is possible, a waste disposal facility for landfilling will be required in the thermal power station or close to it. This facility must comply with Directive 1999/31/EC of the Council of 26 April 1999 on the landfill of waste and in particular, the guidelines set out in this Directive for non-hazardous waste landfills using the European Waste Code: Calcium-based reaction wastes in solid form, coming from the FGD system , Sludges of the general waste water treatment plant [2][3]. 3. COMPARATIVE STUDY Selecting of the optimal FGD technology shall be preceded by a detailed analysis of various criteria, among which the most important are: flue gas flow and composition, required desulphurization efficiency, possibility of building the installations on the object, investment and operating costs, type of waste products and possibility of waste utilization. The aim of presented comparative study is choosing the most advantageous FGD method using dynamic generation cost indicator (DGC) as a method to evaluate the efficiency of the investments. The DGC factor allow to select an investment project with the lowest possible cost. It consists of investment costs at the stage of implementation, and operating costs, occurring throughout the period of the economic life of the project. implementation, and operating costs, occurring t = n t = n KI t + KE t EE t DGC = pee = / t ( ) t t = 0 1+ r t = 0 ( 1+ r ) where: where: KI - investments costs incurred in a certain ye KI t - investments costs incurred in a certain year KE t - operating costs incurred in a certain year EE t - environmental effect (removal of 1tonne of SO 2 ) r - discount rate t - year provided from 0 to n, where 0 is a year with the first costs incurred and - n is the last year from the reference period. The determining criterion for design of the variant system was to achieve the required desulphurisation efficiency at least 95% or SO 2 concentration in cleaned flue gas 200 mg / Nm 3 (dry, 6% O 2 ) for the load cases and flue gas parameters presented in the Table 4. Table 4. General Data Assumed for Comparative Study Table 4. General data assumed for comparative study Semi-dry FGD Limestone WFGD Sorbent (min. 95% purity) /ton Solid waste disposal cost /ton 5 5 FGD by-product sales cost /ton - 1 FGD waste water disposal cost /m 3-0,5 Process water /m 3 0,1 0,1 Electricity /MWh The annual average cost per employed person /year FGD lifetime years Discount rate % 5 5 Note: Figures mentioned are indicative Due to the high market variability of both purchase and transportation cost for the sorbent supply and by- Due to the high market variability of both purchase and transportation cost for the sorbent supply and byproduct disposal it is difficult to make a general cost analysis fit to a case-by-case basis. The process selection for any specific power plant should be made based upon a survey of actual suppliers in the area. 3.1 Calculation and Evaluation of The DGC Factor The calculations of DGC factors for the examined load cases are presented in below graphs. 4. CONCLUSIONS The following conclusions can be drawn on the basis of carried out study: - noticeable decrease in the unit cost of SO 2 removal (DGC) with increase in flue gas flow and inlet SO 2 58

59 3. Comparison of DGC factor for wet and se Graph 1. Comparison of DGC factor for wet and semidry FGD method with flue gas flow Nm 3 /h wet. FGD method with flue gas flow Nm /h we method with flue gas flow Nm /h wet Graph 2. Comparison of DGC factor for wet and semidry FGD method with flue gas flow Nm 3 /h wet. r for wet and semi-dry FGD method with flue - Graph 2 (CASE II) provides that the DGC factor is still more favorable for the semi-dry method. Disproportion of the DGC factor value decreases with increasing of SO 2 concentration. This case is due to an analogous relationship as in CASE I; - Graph 3 (CASE III) shows that the DGC factor is more advantageous for the wet FGD method with high flue gas flow and SO 2 concentration at the inlet. This dependence is caused in addition to the aforementioned rules (sorbent cost, by-product disposal) by necessity of using two parallel technological lines for semi-dry technology increasing the investment costs (restrictions resulting from the maximum flow rate through the bag filter). REFERENCES [1] TEPAV (2015), Turkey s Compliance with the Industrial Emissions Directive The Economic Policy Research Foundation of Turkey. [2] Alonso J.A., Vazquez J.A., Blance M.J., Project TR IB-EN-03, Mission no:2.1.4.a.3 BAT Guide for coal and lignite large combustion plants June 2012 [3] Sargent & Lundy: Flue gas desulfurization technology evaluation. Dry lime vs. Wet limestone FGD. Project number National lime association, March Graph 3. Comparison of DGC factor for wet and semi-dry FGD method with flue gas flow Nm 3 /h wet. concentration is observed. It is caused by a higher ecological effect obtained for more sulphated flue gas and a disproportionate increase in investment costs relative to the size of installation (eg installation for CASE II will not be twice as expensive as installation for CASE I); - the DGC factor for the both wet and semi-dry FGD technology decreases as the flue gas stream and sulphur content in the fuel increases; - Graph 1 (CASE I) shows that for a smaller investigated FGD Plants the DGC factor is more favorable for semidry method. Disproportion of the DGC factor value decreases with increasing of SO 2 concentration. This fact is primarily due to the significant difference in cost of the used sorbents and by-product management (sorbent and by-product disposal costs are higher for the semi-dry method). The greater amount of removed SO 2 from the exhaust gas, the less difference between both methods; 59

60 Dünyada ve Türkiye de Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Makine Mühendisliği Bölümü Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü ÖZET Dünyada ve ülkemizde teknolojinin gelişmesi ve buna paralel olarak sanayideki gelişmeler enerji ihtiyacını gün geçtikçe artırmaktadır. Türkiye enerji kullanımı bakımından dışa bağımlı bir ülke konumunda olduğundan enerji giderleri ülke bütçesinde oldukça fazla yer tutmaktadır. Bu giderleri minimize etmek 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 enerji analizi, üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken verimliliği de artırır. Bu çalışmada, 2016 yılı itibariyle 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 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 60

61 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 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 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 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]. Dünya daki güneş enerjisinin yoğunluğu, atmosferde metrekare başına 1,35 kw değerindedir. Güneş enerjisi yoğunluğu bakımından Dünya nın ayak izi alanının ölçüsü 178x106MW. Dünya nın 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 DÜNYADAKİ DURUMU Son yıllarda güneş enerjisi kullanımı oldukça artmıştır. Şekil 1 de dünyada yıllara göre güneş enerjisi kurulu güç artışı görülmektedir. Özellikle 2015 yılında 50 GW artış dikkat çekmektedir. Şekil 2 de 2015 yılı sonu itibari ile dünyada bölge bazında güneş enerjisi üretimi tesisi kurulu güçleri görülmektedir[13]. Şekil 1. Yıllara göre küresel güneş enerjisi kurulu güç artışı, [13]. Şekil 2. Dünya güneş enerjisi kurulu gücü ( )[13]. Şekil 3 te Avrupa da son 11 yılda güneş enerjisi kurulu gücü artışı görülmektedir. Teknolojideki gelişmelere bağlı olarak 2015 yılında devreye alınan güneş enerjisi kurulu gücü Avrupa da 8113 MW artmıştır. Şekil 4 te görüldüğü üzere 2015 yılı itibariyle Avrupa da MW güneş enerjisi kurulu gücüne ulaşılmıştır[13]. 61

62 Tablo 2 ve Şekil 5 te Türkiye coğrafi bölgelerinin enerji potansiyeli ve güneşlenme süresi değerleri görülmektedir. Şekil 3. Yıllara göre Avrupa da güneş enerjisi kurulu gücü artışı ( )[13]. Şekil 5. Türkiye nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli haritası[1]. Türkiye, coğrafi konumu itibariyle sahip olduğu güneş enerjisi potansiyeli açısından çoğu ülkeye göre oldukça iyi durumdadır. Türkiye nin en fazla güneş enerjisi alan bölgesi Güney Doğu Anadolu bölgesi ve Akdeniz bölgesi olup bunu Doğu Anadolu bölgesi takip etmektedir [1, 9]. Şekil 4. Avrupa da güneş enerjisi kurulu gücü ( )[13]. 4. GÜNEŞ ENERJİSİNİN TÜRKİYE DEKİ DURUMU Türkiye güneş enerji santralleri açısından dünyada çok gerilerdedir. Ancak son yıllarda bu alanda çalışmalar oldukça artmıştır. Tablo 1 de 2016 yılı itibariyle Türkiye de güneş enerjisi kurulu gücü görülmektedir[14]. Tablo 1. Türkiye de Güneş Enerjisi Kurulu Gücü (2016 Yılı İtibariyle)[14] Şekil 6. Türkiye global radyasyon değerleri (KWh/m²gün) [1]. Aktif Santral Sayısı 1078 Kurulu Güç 860,63 MWe Kurulu Güce Oranı % 0.88 Yıllık Elektrik Üretimi ~ GWh Üretimin Tüketime Oranı % 0.39 Tablo 2. Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli ve Güneşlenme Süresi Değerleri (Bölgelere göre)[1] Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli ve Güneşlenme Süresi Değerleri (Bölgelere Bölge Toplam Güneşs Enerjisi (kwh/m² - yıl) Güneşs lenme Süresi (saat/yıl) Güneydoğu Anadolu Akdeniz Doğu Anadolu İç Anadolu Ege Marmara Karadeniz Şekil 7. Türkiye güneşlenme süreleri (saat)[1]. 62

63 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 itibariyle Türkiye nin şebeke bağlantılı güneş enerjisi kurulu gücü 860,63 MWe kapasiteye ulaşmıştır. Güneş santrallerinin tüm santraller içerisindeki payı henüz yüzde 0,88 seviyesindedir. Mevcut güneş enerji santralleri ile yıllık yaklaşık 1022 gigavatsaat elektrik üretilebilmektedir. Bu üretim miktarı Türkiye nin toplam elektrik enerjisi ihtiyacının yüzde 0,39 sine karşılık gelmektedir. Sonuç olarak, Türkiye için kaynak bazında elektrik üretimi için güneş enerjisine yapılacak yatırımlar kaynak çeşitliliği bazında büyük önem taşımaktadır. KAYNAKLAR [1] (Erişim Tarihi : ) [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 , October [3] Özgöçmen, A.: Electricity Generation Using Solar Cells, Gazi University in Turkey, MSc Thesis, May [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 Preliminary Trends Information from the IEA PVPS Programme, [6] (Erişim Tarihi: ) [7] Global Renewable Energy Report, [8] 6094 sayılı YEK kanun ve bu kanun çerçevesinde yayımlanan sayı ve 11 Ağustos 2011 tarihli Bakanlık tebliği, Ankara, [9] Demircan N., Alakavuk Z., Fotovoltaik Prensibiyle Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimi, VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, Aralık 2008, İstanbul, UTES [10] Altuntop, N., Erdemir, D., Dünyada ve Türkiye de Güneş Enerjisi ile İlgili Gelişmeler, Mühendis ve Makina, cilt 54, sayı 639, s , [11] (Erişim tarihi: ) [12] (Erişim tarihi: ) [13 SolarPower Webinar: Market report and solar developments in Europe (Erişim tarihi: ) [14] (Erişim tarihi: ) 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 5, 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 63

64 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. 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 kwh/kwp. As of 2016, Turkey s grid-connected solar energy capacity has reached MWe. The share of solar power plants in all power plants is still at the level of 0.88 percent. With current solar power plants, about 1022 gigawatts of electricity can be generated annually. This amount of production corresponds to 0.39 percent of Turkey s total electricity energy needs. Keywords: Solar energy, Türkiye, Electric. 64

65 Dünyada ve Türkiye de Rüzgar Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Makine Mühendisliği Bölümü Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü 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 altyapısını oluşturmaktadır. Ülkemizde ve dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır. Bu da 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, doğal gaz gibi fosil yakıtlardır. Ayrıca fosil tabanlı enerji kaynaklarının küresel ısınma, çevre ve hava kirliliği, asit yağmurları gibi olumsuz sonuçları canlı yaşamını tehdit etmektedir. Bu problemlerden dolayı artan hassasiyet bu zararları en aza indirgemeyi gerektirmektedir. Canlı sağlığını tehdit eden unsurların en aza indirilmesi için uygulanan teknolojilerin getirdiği maliyetler ve kullanılan kaynakların yenilenebilir olmayışı yenilenebilir enerjilerin önemini artırmıştır. Bunun sonucu olarak çevre dostu olan, yakıt maliyeti olmayan, kaynaklardan elektrik üretimi zorunlu hale gelmiştir. Bu kaynakların en önemlileri ve başta gelenleri rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi, hidrolik enerji, jeotermal enerji ve biyokütle enerjileridir. Türkiye nin konvansiyonel enerji kaynakları ile yenilenebilir enerji kaynaklarının potansiyelleri karşılaştırıldığında, özellikle rüzgâr enerjisi büyük bir önem arz etmektedir. Rüzgâr enerjisi, güneş enerjisinin dolaylı bir şeklidir. Rüzgâr kaynaklı elektrik enerjisi üretimi, yenilenebilir enerji kaynakları içinde en gelişmişidir. Dünyada olduğu gibi Türkiye de de rüzgâr enerjisinin hızlı bir şekilde gelişmesinin birçok nedeni vardır. Bunlar, rüzgârın atmosferde doğal olarak oluşması, yakıt maliyetinin sıfır olması, kurulum sürecinin kolay olması ve maliyetinin de gün geçtikçe azalıyor olmasıdır. Rüzgâr enerjisine temiz enerji denilmesinin en önemli nedeni rüzgâr enerjisinden elektrik üretim sürecinin karbon bağımsız olmasıdır. Neticesinde de çevre kirliliğine neden olmamaktadır[1]. Rüzgâr hızına bağlı olarak elde edilebilecek elektrik enerjisi miktarı iyi analiz edilmelidir. Rüzgâr hızı ve güç yoğunluğuna bağlı olan rüzgâr kaynak derece ve sınıfları Tablo 1 de görülmektedir[2]. Tablo 1. Rüzgâr Hız - Güç Sınıflandırması[2] 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 Düşs ük Orta İyi Çok iyi Mükemmel Olağanüstü 7 > 9.0 >

66 2. RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYADAKİ DURUMU 2015 GWEC raporuna göre dünyada toplam kurulu güç rüzgâr enerji santrali 432,4 GW değerine ulaşmıştır (Şekil 2). Şekil 1 de kıtalara göre ülkelerin rüzgâr enerjisi santrali sayısı görülmektedir[3]. 3. RÜZGÂR ENERJİSİNİN TÜRKİYE DEKİ 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 MW olarak belirlenmiştir. Yıllara göre Türkiye deki kurulu lisanssız rüzgâr enerji santrali sayısı ve üretim değerleri Şekil 3 te, lisanslı rüzgâr enerji santrali sayısı ve üretim değerleri Şekil 4 te görülmektedir[4]. Şekil 1. Dünyada rüzgar enerjisi kurulu tesis sayısı (2015 sonu)[13]. Şekil 3. Türkiye de lisanssız rüzgâr enerjisi gelişimi (MW) [4]. Şekil 2. Küresel rüzgar enerjisi kümülatif kapasite[13]. Tablo 2 Küresel Kurulu Rüzgâr Enerjisi (MW) Ülke Bazında Dağılım[13] Tablo 2. Küresel Kurulu Rüzgâr Enerjisi (MW) Ülke Bazında Dağılım[13] ÜLKELER Çin 2,599 5,912 12,210 25,104 44,733 62,733 75,564 91, , , ,690 - Avrupa 48,122 56,614 65,255 74,919 84,278 93, , , , , ,730 Birliği 2 Amerika 11,603 16,819 25,170 35,159 40,200 46,919 60,007 61,110 65,879 74,472 82,183 3 Almanya 20,622 22,247 23,903 25,777 27,214 29,060 31,332 34,250 39,165 44,947 50,019 4 Hindistan 6,270 7,850 9,587 10,925 13,064 16,084 18,421 20,150 22,465 27,151 28,665 5 İspanya 11,630 15,145 16,740 19,149 20,676 21,674 22,796 22,959 22,987 23,025 23,075 6 İngiltere 1,963 2,389 3,288 4,070 5,203 6,540 8,445 10,711 12,440 13,603 14,542 7 Fransa 1,589 2,477 3,426 4,410 5,660 6,800 7,196 8,243 9,285 10,358 12,065 8 Kanada 1,460 1,846 2,369 3,319 4,008 5,265 6,200 7,823 9,694 11,205 11,898 9 Brezilya ,509 2,508 3,466 5,939 8,715 10, İtalya 2,123 2,726 3,537 4,850 5,797 6,747 8,144 8,558 8,663 8,958 9, İsveç ,067 1,560 2,163 2,970 3,745 4,382 5,425 6,025 6, Türkiye ,329 1,799 2,312 2,958 3,763 4,718 6, Polonya ,107 1,616 2,497 3,390 3,834 5,100 5, Portekiz 1,716 2,130 2,862 3,535 3,702 4,083 4,525 4,730 4,914 5,079 5, Danimarka 3,140 3,129 3,164 3,465 3,752 3,871 4,162 4,807 4,845 5,063 5, Hollanda 1,571 1,759 2,237 2,223 2,237 2,328 2,391 2,671 2,805 3,431 4, Avustralya ,306 1,712 1,991 2,176 2,584 3,239 3,806 4,187 4, Meksika ,370 1,859 2,551 3,073 3, Japonya 1,309 1,528 1,880 2,056 2,304 2,501 2,614 2,669 2,789 3,038 3, Romanya ,905 2,599 2,953 2,976 3, İrlanda ,245 1,260 1,379 1,614 1,738 2,049 2,272 2,486 2, Avusturya ,011 1,084 1,378 1,684 2,095 2,412 2, Belçika ,078 1,375 1,651 1,959 2,229 2, Yunanistan ,087 1,208 1,629 1,749 1,866 1,980 2,152 2, Finlandiya ,005 1,539 Şekil 4. Türkiye de lisanslı rüzgâr enerjisi gelişimi (MW)[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 5 te görülmektedir[4]. 66

67 Şekil 5. İllere göre kurulu rüzgâr enerjisi (MW)[4]. Türkiye, ulusal hedefi 2023 yılında 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. 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] sonu itibariyle kurulu güç kapasitesi 6081 MW olarak görülmektedir[13]. 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 yılı itibariyle yaklaşık 6100 MW kurulu güç ile yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı açısından önemli bir değere ulaşmıştır. 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 , [2] (Erişim Tarihi: ). [3] (Erişim Tarihi: ). [4] (Erişim Tarihi: ). [5] T.C. Orman ve Su İşleri Bakanlığı Meteoroloji Genel Müdürlüğü, Meteorolojik Bilgi ( ). [6] (Erişim Tarihi: ). [7] Ilkılıc C., Aydin H., Behçet R. The Current Status of Wind Energy in Turkey and in the World, Energy Policy, 39(2), pp , [8] Köksal N. S. Manisa/Kırkağaç Rüzgar Enerjisi Potansiyelinin İncelenmesi, Kırkağaç Meslek Yüksekokulu Sempozyumu, [9] Ilkılıç C. Wind Energy and Assessment of Wind Energy Potential in Turkey, Renewable & Sustainable Energy Reviews, 16(2), pp , [10] Şahin B., Bilgili M. Wind Characteristics and Energy Potential in Belen-Hatay, Turkey, International Journal of Green Energy, 6, pp [11] Aktacir M. A., Yeşilata B., Işıker Y. Fotovoltaik- Rüzgâr Hibrid Güç Sistemi Uygulaması, Yeni Enerji. Yenilenebilir Enerji Teknolojileri, 3, 56-62,2008 [12] Brian D. V., Byron A. Neal Analysis of Off-Grid Hybrid Wind Turbine/Solar PV Water Pumping Systems, Solar Energy, 86, pp , [13] AWEA 2016 Fourth Quarter Market Report. AWEA. American Wind Energy Association. 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. At the end of 2016, the installed power capacity 67

68 is seen as 6081 MW. 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. 68

69 Malatya İlinde Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Makine Mühendisliği Bölümü Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü 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 bulunmakta, bu nedenle enerji giderleri ülke bütçesinde önemli bir yer tutmaktadır. Bu giderleri asgari seviyeye 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 yıllarında saatlik olarak ölçülen güneşli gün sıcaklık ve geliş açısı verilerine dayanarak Malatya ili Arapgir İlçesi ndeki güneş enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir. Anahtar kelimeler: Güneş enerjisi, Arapgir bölgesi, Elektrik. 1. GİRİŞ Dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır. Enerji kaynaklarının günümüz itibariyle büyük bir kısmını fosil tabanlı kaynaklar oluşturmaktadır. Fosil tabanlı enerji kaynaklarının rezervlerinin sınırlı olması ve çevreye verdiği zararlar bilim insanlarını farklı enerji kaynaklarını araştırmaya yönlendirmiştir. Böylelikle alternatif enerji kaynakları üzerinde çalışmalar gün geçtikçe hızlanmış ve çoğalmıştır. Bu kaynakların en önemli ve kullanılabilir olanları güneş, rüzgâr, su, jeotermal ve biyokütle enerjileridir. Aslında dünyanın ve Türkiye nin sahip olduğu enerji kaynaklarının potansiyelleri düşünüldüğünde rüzgâr enerjisi en başta gelmektedir. Konvansiyonel enerji kaynaklarına oranla yenilenebilir enerji kaynakları önemli bir potansiyele sahiptir. Son yıllarda rüzgâr enerjisi yenilenebilir enerji kaynakları içerisinde en önemli enerji kaynağı olmasına rağmen, güneş enerjisi ile ilgili çalışmalar da oldukça önem kazanmıştır. Güneş enerjisi, güneşin çekirdeğinde yer alan füzyon süreci ile (hidrojen gazının helyuma dönüşmesi) açığa çıkan ışıma enerjisidir. Dünya atmosferinin dışında güneş enerjisinin şiddeti, yaklaşık olarak 1370 W/m² değerindedir, ancak yeryüzüne ulaşan miktarı atmosferden dolayı W/ m² değerleri arasında değişim gösterir. Bu enerjinin dünyaya gelen küçük bir bölümü dahi, insanlığın mevcut enerji tüketiminden kat kat fazladır. Güneş enerjisinden yararlanma konusundaki çalışmalar özellikle 1970 lerden sonra hız kazanmış, güneş enerjisi sistemleri teknolojik olarak ilerleme ve maliyet bakımından düşme göstermiş, çevresel olarak temiz bir enerji kaynağı olarak kendini kabul ettirmiştir. Dünya ile Güneş arasındaki mesafe 150 milyon km dir. Dünyaya güneşten gelen enerji, dünyada bir yılda kullanılan enerjinin 20 bin katıdır. Güneş ışınımının tamamı yer yüzeyine ulaşamaz, %30 kadarı atmosfer tarafından geriye yansıtılır. Güneş ışınımının %50 si atmosferi geçerek dünya yüzeyine ulaşır. Bu enerji ile dünyanın sıcaklığı yükselir ve yeryüzünde yaşam mümkün olur. Rüzgâr hareketlerine ve okyanus dalgalanmalarına da bu ısınma neden olur. Güneşten gelen ışınımının %20 si atmosfer ve bulutlarda tutulur. Yer yüzeyine gelen güneş ışınımının %1 den azı bitkiler tarafından fotosentez olayında kullanılır. Bitkiler, fotosentez sırasında güneş ışığıyla birlikte karbondioksit ve su kullanarak, oksijen ve şeker üretirler. Fotosentez, yeryüzünde bitkisel yaşamın kaynağıdır. Güneş, nükleer enerji dışındaki bütün enerjilerin dolaylı veya direkt kaynağıdır[1]. 2. GÜNEŞ ENERJİSİNİN TARİHSEL GELİŞİMİ Güneş dünya için, tüm enerji kaynaklarının türediği önemli bir unsurdur. Enerji kaynaklarının başında gelen fosil yakıtlar da, yüzyıllar boyunca güneşten aldığı enerji 69

70 sayesinde değişime uğrayarak kullanılır hale gelmişlerdir. Fosil yakıtların 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 güneş enerjisi ile çalışan su pompası yapmıştır da Fransız bilim adamı Monuchok parabolik aynalar yardımı ile güneş ışınımını odaklayarak küçük bir buhar makinesi üzerinde çalışmış, güneş pompaları ve güneş ocakları üzerinde deney yapmıştır. Ancak bu çalışmaları, petrolün önem kazanması sekteye uğratmıştır. Ancak 1960 lı yıllardan sonra petrol krizinin ortaya çıkması bilim adamlarını alternatif enerji kaynakları konusunda çalışma yapmaya itmiştir. H. Buchberg ve J.R. Roulet adlı bilim adamları güneş kolektörü ve deposu ile komple bir sistem yaparak, maliyetleri azaltmak için çalışmalar yapmışlardır. Kurdukları sistemin fiziki olarak yeterliliklerini incelemişlerdir. Y. Jalurai ve S.K. Gupta adlı bilim adamları güneş enerjisi depolama teknikleri üzerinde çalışmalar yapmışlardır. Güneş enerjisi konusundaki ilk ulusal kongre 1975 yılında İzmir de gerçekleştirilmiştir. Yine ilk pasif güneş enerjisi uygulaması Orta Doğu Teknik Üniversitesi (ODTÜ) bünyesinde 1975 yılında tesis edilmiştir. Güneş enerjisi konusundaki çalışmalar ağırlıklı olarak ODTÜ, İTÜ, Yıldız ve Ege Üniversiteleri tarafından yaygın olarak yürütülmekle beraber, Türkiye deki tek Güneş Enerjisi Enstitüsü Ege Üniversitesi bünyesinde 1978 yılında kurulmuş ve o günden itibaren faaliyet göstermektedir 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 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 başına1,35 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) 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]. 3.TÜRKİYE DE VE DÜNYADAKİ GÜNEŞ ENERJİSİ KURULU GÜCÜ Şekil 1 de görüldüğü gibi, son yıllarda güneş enerjisi kullanımı oldukça artmıştır. Özellikle 2008 yılından itibaren güneş enerjisi faydalanılabilir bir enerji türü olmuştur. Son yıllarda güneş enerjisi kullanımı oldukça artmıştır. Şekil 1 de dünyada yıllara göre güneş enerjisi kurulu güç artışı görülmektedir. Özellikle 2015 yılında 50 GW artış dikkat çekmektedir. Şekil 2 de kümülatif olarak güç kapasitesi belirtilmiştir. Şekil 1 ve Şekil 2 de 2015 yılı sonu itibari ile dünyada bölge bazında güneş enerjisi üretimi tesisi kurulu güçleri görülmektedir[11]. Şekil 1. Küresel kurulu güç kapasitesi, (MW) [5][6]. Şekil 2. Küresel kümülatif kurulu güç kapasitesi, (MW) [5][6]. Tablo 1 de 2015 yılı sonu itibariyle tüm dünyadaki güneş enerji santralleri kapasiteleri görülmektedir. Özellikle Çin dünyada en fazla güneş enerjisi santraline sahip ülkedir. 70

71 Tablo 1. Dünyada Güneş Enerjisi Kurulu Gücü 2015 (MW)[7] ÜLKELER TOPLAM KAPASİTE EKLENEN KAPASİTE 1 Çin 43,530 15,150 2 Japonya 34,410 11,000 3 Amerika 25,620 7,300 - Avrupa Birliği 94,570 7,230 4 İngiltere 8,780 3,510 5 Hindistan 5,050 2,000 6 Almanya 39,700 1,450 7 Güney Kore 3,430 1,010 8 Avustralya 5, Fransa 6, Kanada 2, Pakistan 1, Hollanda 1, ŞS ili Tayvan 1, Honduras İtalya 18, İsviçre 1, Cezayir Türkiye Güney Afrika 1, İsrail Danimarka Avusturya Filipinler Tayland 1, Meksika Romanya 1, Belçika 3, Portekiz Malezya TOPLAM KAPASİTE 256,000 59,000 Türkiye güneş enerji santralleri açısından dünyada çok gerilerdedir. Ancak son yıllarda bu alanda çalışmalar oldukça artmıştır. Tablo 2 de 2016 yılı itibariyle Türkiye de güneş enerjisi kurulu gücü görülmektedir[12] Tablo 2. Türkiye de Güneş Enerjisi Kurulu Gücü (2016 yılı itibariyle)[12] Aktif Santral Sayısı: 1078 Kurulu Güç: 860,63 MWe Kurulu Güce Oranı: % 0.88 Yıllık Elektrik Üretimi: ~ GWh Üretimin Tüketime Oranı: % 0.39 Tablo 3 ve Şekil 3 te Türkiye coğrafi bölgelerinin enerji potansiyeli ve güneşlenme süresi değerleri görülmektedir. Tablo 3. Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli Ve Güneşlenme Süresi Değerleri (Bölgelere göre)[1] Bölge Toplam Güneşs Enerjisi (kwh/m² - yıl) Güneşs lenme Süresi (saat/yıl) Güneydoğu Anadolu Akdeniz Doğu Anadolu İç Anadolu Ege Marmara Karadeniz Şekil 3 Türkiye nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli haritası[1]. Türkiye güneş enerji santralleri açısından dünyada çok gerilerdedir. Ancak son yıllarda bu alanda çalışmalar oldukça artmıştır. Tablo 4 te 2015 yılı sonuna kadar Türkiye de illere göre kurulması kararlaştırılan güneş enerji santralleri görülmektedir. Tablo 4. Türkiye de Yüksek Güneş Enerjisi Üretim Kapasiteli 26 İldeki Üretim Miktarları 2015 ŞS ehir Adet Kapasite (MW) ŞS ehir Adet Kapasite (MW) Adana 9 11,397 Antep 20 12,16 Adıyaman 12 9,36 Isparta 20 28,231 Afyon 12 19,31 İstanbul 12 2,707 Aksaray 5 13,2 İzmir 34 13,074 Amasya 3 0,67 Maraşs 14 20,156 Ankara 35 31,171 Kayseri ,35 Antalya 34 33,39 Kilis 6 7,5 Aydın 10 9,58 Konya ,294 Balıkesir 5 1,924 Malatya 4 9,77 Burdur 14 30,15 Manisa 13 31,6076 Denizli 22 33,937 Mersin 12 29,883 Elazığ 5 12,21 Niğde 7 17,71 Yozgat 3 1,61 ŞS anlıurfa 4 20,2867 afi konumu itibariyle sahip olduğu güneş enerjisi potansiyeli açısından çoğu ülkeye göre ol 4. MALATYA İLİ ARAPGİR İLÇESİNİN GÜNEŞ ENERJİSİ POTANSİYELİ Doğu Anadolu bölgesinin güneş enerjisi potansiyeli incelendiğinde (Şekil 3) diğer bölgelere oranla oldukça iyi seviyede olduğu görülmektedir. Doğu Anadolu bölgesi, Akdeniz bölgesi ve Güneydoğu Anadolu bölgesinden sonra güneş enerjisi ile elektrik üretimi açısından en uygun bölgedir. Tablo 2 de görüldüğü gibi, Malatya iline kurulması kararlaştırılan güneş enerji santrallerinin gücü önemli bir değere sahiptir. Özellikle Arapgir ilçesi Şekil 4 te de görüldüğü gibi güneş enerjisi açısından önemli bir ilçedir. Şekil 4. Malatya ili Arapgir ilçesi ve çevre bölgeler güneş radyasyon haritası. 71

72 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. Ülkemizde 2016 yılı sonu itibariyle kurulu gücü 402 MW olan 34 adet güneş enerjisi santraline önlisans, kurulu gücü 12,9 MW olan 2 adet güneş enerjisi santraline lisans verilmiştir. Lisanssız elektrik üretim santrallerinin kurulmasıyla birlikte 2016 yılı sonu itibarıyla güneş enerjili santral sayısı olarak görülürken bu santrallerin kurulu gücü ise 819,6 MW olup 2 adet lisanslı güneş enerjisi santrali ile birlikte toplam kurulu gücümüz 832,5 MW a ulaşmıştır[13]. 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. Malatya ili Meteoroloji Müdürlüğü nden tarihinde alınan meteorolojik bilgilere göre Arapgir ilçesinin güneş enerjisi potansiyeli bu bölgeye yatırım için uygundur. Yine aynı verilere göre güneşlenme şiddeti ve günlük sıcaklık değeri güneş enerji santralleri kurulumu için ortalamanın üstündedir. Şekil 3 te görüldüğü gibi Malatya ilinin güneş enerjisi potansiyeli yıllık 1700 Kwh/m 2 dir. Bu değerin önemli bir kısmı Arapgir ilçesine aittir. KAYNAKLAR [1] (Erişim Tarihi: ) [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 , October [3] Özgöçmen, A.: Electricity Generation Using Solar Cells, Gazi University in Turkey, MSc Thesis, May [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 Preliminary Trends Information from the IEA PVPS Programme, [6] (Erişim Tarihi: ) [7] Global Renewable Energy Report, [8] 6094 sayılı YEK kanun ve bu kanun çerçevesinde yayımlanan sayı ve 11 Ağustos 2011 tarihli Bakanlık tebliği, Ankara, [9] Demircan N., Alakavuk Z., Fotovoltaik Prensibiyle Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimi, VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, Aralık 2008, İstanbul, UTES [10] Altuntop, N., Erdemir, D., Dünyada ve Türkiye de Güneş Enerjisi ile İlgili Gelişmeler, Mühendis ve Makina, cilt 54, sayı 639, s , [11] SolarPower Webinar: Market report and solar developments in Europe (Erişim tarihi: ) [12] (Erişim tarihi: ) [13] (Erişim tarihi: ) 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 Malatya province. Especially Arapgir district is an important district in terms of solar energy, as seen in Figure 4. Given that Turkey is a developing country day by day, it is inevitable that the energy needed to increase continuously. Especially in terms of solar energy, our country has a high solar energy potential 72

73 compared to other countries. However, developed European Union countries which have less potential of solar energy from Turkey, benefit from solar energy more than Turkey. According to the meteorological information received from Malatya Meteorological office when the date , solar energy potential of Arapgir district is suitable for investment in this area. Again according to the same data, solar radiation and daily temperature values are above average for the installation of solar power plants. As can be seen in figure 3, the solar energy potential of Malatya is 1700 kwh / m² per year. An important part of this value belongs to the Arapgir district. Keywords: Solar energy, Arapgir district, electric. 73

74 Malatya İlinde Rüzgar Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Makine Mühendisliği Bölümü Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü 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, yılları arasında saatlik olarak ölçülen rüzgâr hızı verilerine dayanarak Malatya ili Arapgir ilçesindeki rüzgâr enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir. Bu analiz sonuçlarına göre gerekli fizibilite hesaplamaları yapılmıştır. Anahtar kelimeler: Rüzgâr enerjisi, Arapgir bölgesi, Elektrik. 1. GİRİŞ İnsanoğlunu diğer canlılardan ayrılan en önemli özelliklerinden biri, doğal ortam ile etkileşiminde kendisine avantaj sağlayan enerji kaynaklarından yararlanabilmesidir. Enerjinin her alanda kullanılabilir olması önemli bilimsel ve teknolojik gelişmelerin altyapısını oluşturmaktadır. Ülkemizde ve dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır. Bu da insanoğlunu yeni enerji kaynakları bulmaya yönlendirmiştir. Özellikle yenilenebilir enerji kaynakları birçok avantajından dolayı bilim insanlarının ilgisini çekmiştir. Mevcut tükenebilir enerji kaynaklarındaki azalmalar ki bunlar; kömür, petrol, doğal gaz gibi fosil yakıtlardır. Ayrıca fosil tabanlı enerji kaynaklarının küresel ısınma, çevre ve hava kirliliği, asit yağmurları gibi olumsuz sonuçları canlı yaşamını tehdit etmektedir. Bu problemlerden dolayı artan hassasiyet bu zararları en aza indirgemeyi gerektirmektedir. Canlı sağlığını tehdit eden unsurların en aza indirilmesi için uygulanan teknolojilerin getirdiği maliyetler ve kullanılan kaynakların yenilenebilir olmayışı yenilenebilir enerjilerin önemini artırmıştır. Bunun sonucu olarak yakıt maliyeti olmayan çevre dostu 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 Düşs ük Orta İyi Çok iyi Mükemmel Olağanüstü 7 > 9.0 >

75 2. RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYA VE TÜRKİYE DEKİ DURUMU GWEC raporuna göre dünyada 25 ülkede rüzgâr enerji kurulu güç santrali Tablo 2 de görülmektedir[3]. Türkiye nin son 10 yıldaki gelişimi kayda değerdir. Tablodan da görüldüğü üzere, Çin bu alanda dünyada lider konumundadır. Tablo 2. Küresel Kurulu Rüzgâr Enerjisi (MW) Bölgesel Dağılım[3] ÜLKELER Çin 2,599 5,912 12,210 25,104 44,733 62,733 75,564 91, , , ,690 - Avrupa 48,122 56,614 65,255 74,919 84,278 93, , , , , ,730 Birliği 2 Amerika 11,603 16,819 25,170 35,159 40,200 46,919 60,007 61,110 65,879 74,472 82,183 3 Almanya 20,622 22,247 23,903 25,777 27,214 29,060 31,332 34,250 39,165 44,947 50,019 4 Hindistan 6,270 7,850 9,587 10,925 13,064 16,084 18,421 20,150 22,465 27,151 28,665 5 İspanya 11,630 15,145 16,740 19,149 20,676 21,674 22,796 22,959 22,987 23,025 23,075 6 İngiltere 1,963 2,389 3,288 4,070 5,203 6,540 8,445 10,711 12,440 13,603 14,542 7 Fransa 1,589 2,477 3,426 4,410 5,660 6,800 7,196 8,243 9,285 10,358 12,065 8 Kanada 1,460 1,846 2,369 3,319 4,008 5,265 6,200 7,823 9,694 11,205 11,898 9 Brezilya ,509 2,508 3,466 5,939 8,715 10, İtalya 2,123 2,726 3,537 4,850 5,797 6,747 8,144 8,558 8,663 8,958 9, İsveç ,067 1,560 2,163 2,970 3,745 4,382 5,425 6,025 6, Türkiye ,329 1,799 2,312 2,958 3,763 4,718 6, Polonya ,107 1,616 2,497 3,390 3,834 5,100 5, Portekiz 1,716 2,130 2,862 3,535 3,702 4,083 4,525 4,730 4,914 5,079 5, Danimarka 3,140 3,129 3,164 3,465 3,752 3,871 4,162 4,807 4,845 5,063 5, Hollanda 1,571 1,759 2,237 2,223 2,237 2,328 2,391 2,671 2,805 3,431 4, Avustralya ,306 1,712 1,991 2,176 2,584 3,239 3,806 4,187 4, Meksika ,370 1,859 2,551 3,073 3, Japonya 1,309 1,528 1,880 2,056 2,304 2,501 2,614 2,669 2,789 3,038 3, Romanya ,905 2,599 2,953 2,976 3, İrlanda ,245 1,260 1,379 1,614 1,738 2,049 2,272 2,486 2, Avusturya ,011 1,084 1,378 1,684 2,095 2,412 2, Belçika ,078 1,375 1,651 1,959 2,229 2, Yunanistan ,087 1,208 1,629 1,749 1,866 1,980 2,152 2, Finlandiya ,005 1,539 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 MW olarak belirlenmiştir. Yıllara göre Türkiye deki lisanslı kurulu rüzgâr enerji santrali üretim değerleri Şekil 1 de görülmektedir[4]. Türkiye, ulusal hedefi 2023 yılında 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. 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]. Şekil 1. Türkiye de lisanslı rüzgâr enerjisi gelişimi (MW)[4]. Türkiye Rüzgâr Enerjisi Potansiyel Atlası na göre; Balıkesir, İstanbul, Çanakkale, İzmir, Manisa, Hatay, Sinop, Samsun, Mardin, Malatya, Erzurum, Karaman ve Afyon illeri rüzgâr enerjisinden faydalanılabilir illerdir. Yer seviyesinden 50 metre yükseklikteki rüzgâr potansiyelleri incelendiğinde Ege, Marmara, Doğu Akdeniz ve Doğu Anadolu bölgelerinin yüksek potansiyele sahip olduğu görülmektedir. Türkiye de illere göre kurulu rüzgâr enerjisi gücü Şekil 2 de görülmektedir[4]. 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. Rüzgâr enerjisi santralleri dışa bağımlı olmadığından ekonomik özgürlük de sağlamaktadır. Rüzgâr enerjisi ile üretilen elektrik enerjisi, yenilenebilir enerji grubu içerisinde yer alarak Kyoto Protokolü uyarınca elektrik enerjisi ihracına ortam yaratmıştır[4]. 3. MALATYA İLİ ARAPGİR İLÇESİNİN RÜZGÂR ENERJİSİ POTANSİYELİ Türkiye de Doğu Anadolu bölgesinde rüzgâr enerjisi potansiyeli elektrik üretimi için uygundur. Özellikle Malatya, Sivas, Tunceli ve Elazığ a sınırı olan ve şehir merkezi rakımı yaklaşık 1300 metre olan Arapgir ilçesi rüzgâr enerjisi potansiyeli bakımından ilgi çeken bir ilçe konumundadır yılı itibari ile farklı üç noktada gerekli ölçümler yaklaşık 6 yıl boyunca yapılmış ve rüzgâr enerjisi santral kurulumu için oldukça uygun şartların mevcut olduğu görülmüştür. Özellikle Sivas sınırı bölgesinde yapılan ölçümlerde ortalama rüzgâr hızının 7 ~ 8 m/s olduğu tespit edilmiştir[5]. Bu değerler, rüzgâr enerjisi ile elektrik üretiminde ortalamanın üzerindeki değerlerdir. Tablo 1 e bakıldığında rüzgâr kaynak derecesinin Çok İyi, rüzgâr sınıfının da 5 olduğu görülmektedir[2]. Şekil 3 te Malatya ilinin 50 m yükseklikte ölçülen rüzgâr hızı değerleri görülmektedir. Şekilden de anlaşıldığı üzere rüzgâr hızın en yüksek değerleri Arapgir ilçesinde 75

76 ölçülmüştür. Bu da ilçenin rüzgâr enerji ile elektrik üretim potansiyelinin oldukça iyi olduğunu göstermektedir[6]. Şekil 5. Arapgir ilçesinde inşa halindeki rüzgâr enerjisi santralleri[4]. Şekil 3. Malatya ili rüzgâr hız dağılımı (50 m)[6] Şekil 3 te Malatya ilinin kapasite faktörü dağılımı görülmektedir. Şekilden de anlaşılacağı üzere kapasite faktör değeri Arapgir ilçesi için %40 ve üzerindedir. Ekonomik rüzgâr enerji santrali yatırımı için kapasite faktörünün %35 ve üzeri olduğu düşünüldüğünde Arapgir, rüzgâr enerji santrali için yatırım yapılabilecek bir bölgedir[6]. Şekil 4. Malatya ili kapasite faktörü dağılımı (50 m)[6]. Şekil 4 te Arapgir ilçesinde inşa halinde olan rüzgâr enerji santralleri görülmektedir. Özel şirketler tarafından ilçenin farklı bölgelerinde 2009 yılından itibaren gerekli ölçümler yapılmış ve yapılan ölçüm neticesinde elde edilen verilere dayanarak bölgenin rüzgâr enerji santrali kurulumuna çok uygun olduğu tespit edilmiştir yılı itibari farklı bölgelerde 10 MW ve 30 MW güç kapasiteli olmak üzere iki rüzgâr enerjisi santralinin inşasına başlanmıştır. Ayrıca 154 kv lık enerji nakil hattının Arapgir ilçesinden geçmesi önemli bir avantaj sağlamaktadır[4]. Tablo 3 te Malatya ilindeki değerlendirilen toplam kurulu güç kapasitesi 828,20 MW olarak görülmektedir. Arapgir ilçesinde planlanan kapasitenin 140 MW olduğu aynı tablodan görülebilmektedir. Tablo 3. Malatya İlinde Değerlendirmedeki Rüzgar Enerjisi Santralleri UÇ ŞS irket Adı Proje Adı İlçe Güç (MW) Age Enerji Yatırımları A.ŞS. Age Malatya Res Arapgir 30,00 Akmercan Tur. Taşs. İnşs. Güv. Sist. Tem. Gıda San. Dışs Tic. Ltd. ŞS ti. Malatya Darende Res Darende 21,00 Cgn Enerji Tekstil San. Ve Dışs Tic. Ltd. ŞS ti. Kuvata Res Hekimhan 40,00 Çalık Enerji San. Tic. A.ŞS. Darende Res Darende 80,00 Çiftehanlılar Enerji Ür. San. Tic. Ltd. ŞS ti. Eğnir Res Arapgir 30,00 Edares Rüzgar Enerji Ür. Hiz. A.ŞS. Hekimhan Res Hekimhan 40,00 Enerjisa Enerji Ür. A.ŞS. Melide Res Arapgir 80,00 Eti Res Rüzgar Enerji Ür. Hiz. A.ŞS. Hasançelebi Res Hekimhan 10,00 Frekans Res Enerji Yat. Ür. Tic. A.ŞS. Darende Res Darende 10,00 Geyres Elektrik Üretim Aşs. Hekimhan Res Hekimhan 80,00 Gülban En. El. Ür. A.ŞS. Malatya Res Kuluncak 79,20 Gün Res Enerji Yatırım Ür. Tic. A.ŞS. Gürün Res Darende 20,00 Kartalres Elektrik Ür. A.ŞS. Kartalres Res Darende 49,00 Kocatepe Arslanlar El. Ür. A.ŞS. Kocatepe Res Arguvan 12,00 Narma Elektrik En. Ür. San. Tic. A.ŞS. Ilısuluk Res Kuluncak 30,00 Ortanca Yenilenebilir En. El. Ür. A.ŞS. Ortanca Res Darende 49,50 Sandal Yenilenebilir En. El. Ür. A.ŞS. Sandal Res Kuluncak 80,00 Tunna Enerji Ür. San. Tic. A.ŞS. Gülümuşs ağı Res Merkez 30,00 Urartu Elektrik Ür. A.ŞS. Urartu Res Darende 57,50 TOPLAM 828,20 MW 4. SONUÇ Türkiye nin gelişmekte olan bir ülke olduğu düşünüldüğünde gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyacı artacaktır. Farklı türdeki enerji santralleri kurularak bu ihtiyacın giderilebileceği görülmektedir. Dışa bağımlılığı azaltmak için enerji üreten ülke konumuna geçmek gerekmektedir. Rüzgâr enerjisi, yenilenebilir enerji kaynağı olduğundan önemsenmelidir. Son yıllarda Türkiye de rüzgâr enerji santralleri sayısı giderek artmaktadır. Doğu Anadolu bölgesinde rüzgâr enerji değerleri açısından verimin düşük olduğu görülmektedir. Ancak Malatya, Doğu Anadolu bölgesinin rüzgâr enerji santrali kurulumu açısından potansiyeli en yüksek ilidir. Malatya ilinin ilçesi olan Arapgir bölgesi ise rüzgâr enerjisi değerleri açısından Doğu Anadolu bölgesinin en verimli yeridir. Ayrıca sadece bölgede değil ülke bazında rüzgâr enerji değerleri ortalamasının da üzerinde olduğu görülmektedir. Bunun 76

77 neticesinde ilçede 2016 yılı itibari ile toplam 10 MW gücünde bir santral bitirilmiş olup 140 MW gücünde üç santral için çalışmalar devam etmektedir. Yapılan tüm ölçümler ve analizler sonucunda Arapgir ilçesinin yaklaşık toplam 800 MW gücünde enerji santrallerinin kurulumuna uygun olduğu görülmüştür. KAYNAKLAR [1] Topçu, S., Menteş Ş. S., Yurdanur, S. Ü., Aslan Z., Rüzgâr Enerjisi Potansiyelinin belirlenmesinde Yer Seçiminin Önemi: Sinop Örneği, MMO, II. Çevre ve Enerji Kongresi, İstanbul, pp , [2] (Erişim Tarihi: ). [3] (Erişim Tarihi: ). [4] (Erişim Tarihi: ). [5] T.C. Orman ve Su İşleri Bakanlığı Meteoroloji Genel Müdürlüğü, Meteorolojik Bilgi ( ). [6] (Erişim Tarihi: ). [7] Ilkılıc C., Aydin H., Behçet R. The Current Status of Wind Energy in Turkey and in the World, Energy Policy,39(2), pp , [8] Köksal N. S. Manisa/Kırkağaç Rüzgar Enerjisi Potansiyelinin İncelenmesi, Kırkağaç Meslek Yüksekokulu Sempozyumu, [9] Ilkılıç C. Wind Energy and Assessment of Wind Energy Potential in Turkey, Renewable & Sustainable Energy Reviews, 16(2), pp , [10] Şahin B., Bilgili M. Wind Characteristics and Energy Potential in Belen-Hatay, Turkey, International Journal of Green Energy, 6, pp [11] Aktacir M. A., Yeşilata B., Işıker Y. Fotovoltaik- Rüzgâr Hibrid Güç Sistemi Uygulaması, Yeni Enerji. Yenilenebilir Enerji Teknolojileri, 3, 56-62,2008 [12] Brian D. V., Byron A. Neal Analysis of Off-Grid Hybrid Wind Turbine/Solar PV Water Pumping Systems, Solar Energy, 86, pp , by establishing different types of power plants. To reduce dependence on foreign it must pass the condition as energyproducing country. Wind energy must be taken seriously cause of a renewable energy source. In recent years, the number of wind power plants has been increasing in Turkey. In the Eastern Anatolia region seems to be lower than the yield in terms of wind energy values. However, Malatya, potential for wind power plant installation of the eastern Anatolia region is the highest province. Wind energy potential of Eastern Anatolia in Turkey is suitable for product electricity. Especially, Arapgir district which has border of Malatya, Sivas, Tunceli and Elazığ and city center has altitude of about 1300 meters, is a district of interest in terms of wind energy potential. Necessary measurements were made at three different points since 2009 and has been seen to be quite favorable conditions for wind energy power plant installation. Especially the measurements made in Sivas border, have been identified that the average wind speed in 7 ~ 8 m/s. These values are over the average values for generation of electricity by wind power. In this study, wind energy potential of Arapgir district of Malatya province were analyzed based on data from the wind speed and power measured on an hourly basis between the years Necessary feasibility calculations were made according to the results of this analysis. As of 2016, it has been finished the construction of one wind power plant which have 10 MW capasity. Working is maintain for three power plants at 140 MW power. Also, the 154 kv power transmission line go through in Arapgir district, is an important advantage. Keywords: Wind energy, Arapgir district, 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. Considered to be Turkey is a developing country, day by day need for energy will be increased. This need can be met 77

78 Yüzde 100 Yerlilik Oranı İle MW Güçte Rüzgar Türbini Üretimi Tolga YAVUZ Northel Elektromekanik A.Ş. Cem YALÇIN Northel Elektromekanik A.Ş. ÖZET Türkiye, bilgi birikimi, deneyim, beşeri kaynak ve teknoloji tedarikçileri dikkate alındığında yerli malı tebliğine göre %100 yerlilik oranı ile MW güçlerde rüzgar türbini üretecek ve belgelendirebilecek kaynaklara sahiptir. Northel Elektromekanik, %100 yerli tasarım ve %85 yerli parça kullanımı ile rüzgar türbini çalışmalarını 10 yıldan uzun bir süredir devam ettirmektedir. %25 lik parça kullanımı da yine iç piyasadan fakat yabancı markalı ürünlerden karşılanmaktadır. Türbinlerin ticarileştirilmesi aşamasında belgelendirilme çalışmaları ise Türk Loydu ve TSE tarafından yürütülmektedir. Enerjide dışa bağımlı olmaktan bahsederken, ülkemizde olmayan ya da kısıtlı miktarda olan birincil enerji kaynaklarının ithal edilmesini dikkate alırız. Halbuki yenilenebilir enerji kaynaklarında bu durum tamamen tersine işlemektedir. Yani, kaynağın (rüzgarın) ülkemizde olması, üretilen enerjinin de tamamen yerli olması anlamına gelmemektedir. Rüzgar türbinlerinin makine ve teçhizatını yurt içinde imal etmediğimiz sürece her ne kadar enerji kaynağı yerli olsa da üretilen enerji için yurt dışına yapılan ödemeler birincil enerji kaynağı ithalatından farklı olmayacaktır. Türkiye de 2030 yılına kadar enerji sektöründe 225 ile 280 milyar dolarlık yatırım yapılması öngörülmektedir. Bu tutarın yaklaşık %60 ının makina ve ekipman yatırımı olacağı noktasından hareketle, yerli üretim gücü ile ülkemizde 135 ile 168 milyar dolar tutarında bir ekonominin oluşma potansiyeli bulunmaktadır. Sınırsız ve yerli bir kaynak olan rüzgardan enerji üretecek yerli teknoloji (tasarım, yazılım, üretim) ile MW başına yaratılacak ekonomik değer yaklaşık USD iken Türkiye nin rüzgar potansiyeli (6,5 m/s ve üzerindeki rüzgar hızlarını dikkate aldığımızda enerji potansiyeli MW dır[1] ) dikkate alındığında ve bu potansiyelin %25 inin yerli türbin teknolojisi ile ortaya konması durumunda yaratılacak ekonomik değer 23 milyar USD a ulaşabilecektir. Grafik 1. Yerli türbin üretimi ile iç pazarda yaratılacak 23 milyar USD lık katma değerin ekonomik ve sosyal çıktılarının yanında yaklaşık 195 milyar kwh lık bir enerji de üretilmiş olacaktır. Bu ekonomik katma değerin yanında yaratılacak istihdam ise EWEA 2015-Wind energy scenarios for 2030 araştırmasına göre MW başına 1 kişi olacaktır. Bu değerleri baz aldığımızda oluşacak istihdam yaklaşık olarak kişi civarındadır. Yerli türbin üretimi için gerekli olan teknik alt yapı kadar bu türbinleri kullanarak yatırım yapacak yatırımcılar için de ulusal kredilendirme yapısının geliştirilmesi gerekmektedir. Bu bağlamda; enerji yatırımları için ödemesiz dönemli, uzun vadeli ve düşük faiz oranlı kredi olanaklarını ortaya koyabilecek finansal enstrümanların oluşturulması önemlidir. Yerli teknolojinin rekabetçi bir yapıda ortaya konması ile orta dönemde Türkiye, teknoloji ithal eden bir ülke olma noktasına da gelebilecektir. Anahtar Kelimeler: MW Yerli Rüzgar Türbini, %100 Yerlilik Oranı, Yerli Sanayi, Ekonomik Katma Değer, Sosyal Katma Değer, Yerli Teknoloji Tedarikçileri, İstihdam, Teknoloji İthal Eden Ülke. 78

79 1. RÜZGAR PAZARINDA REGÜLASYONLAR Yenilenebilir enerji sistemlerinin uygulanması ile ilgili olarak temelde yürürlükte olan iki temel kanun bulunmaktadır. Bunlardan biri, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun ve diğer ise 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu dur. Bu kanunlar çerçevesinde yayınlanmış 5 ana başlıkta yönetmelik bulunmaktadır. Bu yönetmelikler, Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Yerli Aksamın Desteklenmesi Hakkında Yönetmelik, Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik, Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliği, Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelikte Değişiklik Yapılmasına Dair Yönetmelik ve Yerli Malı Tebliği dir. Türkiye de rüzgar türbini teknolojileri ile ilgili çalışmalar 2000 li yıllar itibariyle başlamıştır. Pazarın, öncelikle lisans yönetmeliği adı altında tanımlanması ve regüle edilmesinin ardından dağıtık üretim ilk defa 2008 yılında ilgili kanunun 2 nci maddesinin ikinci ve üçüncü fıkralarında düzenlenmiştir. Bu kapsamda, Yalnızca kendi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla, Bakanlık tarafından yürürlüğe konulacak yönetmelikte tanımlanan değerin üzerinde verimi olan kojenerasyon tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaf tutulacaklardır. denilmiştir. Aynı yönetmelikte, Bu tüzel kişilerin ihtiyaçlarının üzerinde ürettikleri elektrik enerjisinin sisteme verilmesi halinde uygulanacak teknik ve mali usul ve esaslar Kurum tarafından çıkartılacak bir yönetmelikle belirlenir. şeklinde ifade edilmiştir. Bu düzenlemenin ardından, 5784 ve 6094 sayılı Kanunlarla yapılan düzenlemelerle kapsamı genişletilen lisanssız üretim, 21 Temmuz 2001 tarihinde yayımlanan yönetmelikle uygulanma imkanına sahip kılınmıştır[2]. Bir diğer anlamda lisanssız rüzgar pazarı, yerli türbin teknolojisi için bir kuluçka alanıdır. 2. EKONOMİK VE SOSYAL KAZANIMLAR Yenilenebilir enerji sektörü katma değeri çok yüksek olan bir alandır. Bu katma değerleri sıralayacak olursak, enerji üretimi ve dolayısıyla enerji ithalatının azalması, yerli ekipman üretimi ve haliyle imalat sektörünün sofistike üretimde gelişmesi ve istihdamı artırması, teknoloji ithal eden ülke olmak ve dolayısı ile ülkenin imajının artması olarak sıralayabiliriz. Global pazarda devletlerin yenilenebilir enerji santralleri için vermekte oldukları destekler zaman içinde azalma gösterecektir. Desteklerin aşağıya çekilebilmesi için üretim maliyetlerini aşağıya çekmek gerekecektir. Bunu sağlayacak en önemli unsur ise yerli ekipman üretimidir. Tüm dünyada yenilenebilir enerji konusunda sağlanan desteklerin arkasında devletlerin COP21[3] sorumluluğu haricinde bu katma değerleri de görebilmemiz gerekmektedir. Zaman içerisinde oluşacak bu ekonomi, kendini tamamen sürdürülebilir bir hale getirebilecektir. Dış ticaret açığını oluşturan en büyük kalemlerden biri olan enerji ithalatını düşürmek için ekipman ve teknoloji ithalatını azaltmamız gerekmektedir. Cari işlemler açığı tarafından bakıldığında, enerji kaynaklarının ithalatı kadar bu kaynaklardan enerji üretilmesinde kullanılacak ekipman ve teknolojinin ithalatı da dikkatle ele alınması gereken bir bileşendir. Dış ticaret açığı tartışmalarının yalnızca enerji kaynakları etrafında şekillenmesi, enerjideki ithalat sorununu bir bütün olarak yansıtmamaktadır[4]. Ana fasıllara göre ithalat verilerine baktığımızda 2015 yılında en çok ithalatı yapılan ürünlerin içerisinde ikinci sırada makineler yer almaktadır ithalat rakamı 17,6 milyar USD dir. Takip eden yıllarda hem lisanslı hem de lisanssız pazarı regüle edecek birçok revize yönetmelik yayınlanmıştır. Lisanssız pazarın tanımlanmasının amacı, dağıtık enerjiyi desteklemek, mümkün olduğu kadar enerji iletim alt yapı maliyetlerini düşürmek için kullanıcıların kendi enerji ihtiyaçlarını karşılamalarını sağlamaktır. Bununla birlikte bu pazarın bir diğer stratejik katkısı da türbin teknolojisi üreten firmalara teknoloji uygulama kolaylığı sağlamasıdır. Rüzgar türbini teknolojisinin gelişim süreci uygulama, test ve deneyimler neticesinde elde edilen bilgi birikimi (know-how) ile ortaya konabilmektedir. Grafik 2. TİM Ekonomi ve Dış Ticaret Raporu 2016 / En çok ithalatı yapılan ilk 20 fasıl 2015). Dış ticaret ürün sınıflamasına göre toplamda 5033 ürün 79

80 arasından 68 ürün, yenilenebilir enerji (güneş, rüzgâr ve okyanus enerjileri) ekipmanı olarak listelenmiştir. Bu ürünler diğer sektörlerde de kullanılmalarına rağmen, yenilenebilir enerji ekipmanlarında genel görünüme ilişkin bir fikir verebilecektir. Buna göre, Türkiye nin yenilenebilir enerji ekipmanlarındaki rekabet gücünü ölçmek için ihracat verileri temel alındığında 68 ürünün 40 ında Türkiye nin rekabetçi üretim gücüne sahip olmadığı görülmektedir. Dış ticaret rakamları, Türkiye nin rekabetçi olamadığı bu 40 ürünün, dünyada 500 milyar dolarlık ticaret hacmine sahip olduğunu göstermektedir. Türkiye, bu ürünlerde, 5,95 milyar dolarlık ithalat ve 1,70 milyar dolarlık ihracat ile net ithalatçı (4,25 milyar dolar) konumundadır[5]. Bu veriler bize göstermektedir ki, dünya ticaret hacminden pay alabilecek potansiyelimizi bir an önce görünür kılmalıyız. Grafik 3. Not: dönüştürme maliyeti = malzeme hariç üretim maliyeti; 1. Yatırımlar dahil, geleneksel verimlilik artışlarına ek olarak, üretim sanayi in ek net ekti 2. Mekanik mühendisliğe rüzgar enerjisi santrallerinin inşası dahildir (teknik parçalar, kule ve motor kaportası dahil); Kaynak: Almanya Federal İstatistik Ofisi, Uzmanlarla görüşmeler, BCG nin analizi. Yalnızca enerji kaynaklarını çeşitlendirerek ithalat bağımlılığının azaltması açısından değil, imalat sanayiinde sağlayacağı diğer fırsatlar bakımından da Türkiye nin yenilenebilir enerji potansiyelini kullanması kritik önem taşımaktadır[5]. Yerli imalatın yaratacağı ekonomik katma değerin yanında sosyal katma değer olarak istihdamdan söz edebiliriz. Sektörde oluşacak istihdam imalat alanı dışında, proje geliştiriciler, servis teknikerleri, analiz sağlayıcılar, elektrik, makine, bilgisayar ve inşaat mühendisleri için de istihdam alanı yaratacaktır. BCG nin 2015 senesinde yaptığı detaylı bir araştırma sonucuna göre, Sanayi 4.0 ın yaygın olarak uygulanmasının önümüzdeki sene içerisinde Alman ekonomisi üzerinde çok önemli etkiler yaratması beklenmektedir. Bu etkiyi rakamsallaştırdığımızda üretime ilişkin dönüşüm maliyetlerinin %15-25 ine denk gelen bir sanayi verimliliği artışı sonucu milyar Euro ya ulaşan bir maliyet azaltıcı etkiden bahsetmek mümkündür. Ayrıca Sanayi 4.0 süreci verimlilik artışının ötesinde, daha yüksek katma değerli, kendi ekonomisini yaratan, yerleşmiş değer zincirlerini temelden değiştiren ve en önemlisi nitelikli insan gücü ihtiyacında çok daha önemli bir noktaya gelinen bir yolculuk olarak karşımıza çıkmaktadır[6]. Grafik 3 te de görüldüğü gibi rüzgar sektörünün Almanya sanayisi içerisindeki %1 lik payına rağmen verimlilik dönüştürme maliyeti %25-30 aralığındadır. 3. YERLİ TÜRBİN TEKNOLOJİSİ VE NORTHEL DENEYİMİ Türbin teknolojisi, imalat kabiliyetinin yanında tasarım ve yazılım için de önemli geliştirme çalışmalarının yapılmasını gerekli kılan çok stratejik bir konudur. Global pazar oyuncularının tarihsel gelişim süreçleri incelendiğinde, 80 çalışmalarına başladıkları ilk 10 yıllık süre zarfının sonunda 600 kw güçlere ulaşılabildikleri görülmektedir. Bu süre zarfında oluşan bilgi ve deneyim ile takip eden her yıl 630 kw lık güç artırımı yapabilmişlerdir. 10 yıllık süreci takip eden birkaç yıllık dönemde ise MW ve üstü güçlere ulaşılabilmiştir. Rüzgar türbini teknolojisinin olgunlaştığı ilk 10 yıllık süre zarfındaki uygulamalar çok büyük önem taşımaktadır. Bu süre zarfında yapılan her bir uygulama, teknolojinin bir adım ileri gitmesine katkı sağlamaktadır. Ülkemizde lisanssız olarak tanımlanan alan da bir anlamda türbin teknolojilerinin ilerlemesi için kuluçka özelliği taşımaktadır. Yani öncelikle ufak ve orta güçlerde yapılması gereken türbin uygulamaları için çok önemli bir alandır. Lisanssız pazarın çok geç olgunlaşması ve dolayısı ile yetersiz ve ticarileştirilememiş uygulamaların varlığı pazardaki yerli üretici sayısının azlığına sebep olmuştur. Bununla birlikte lisanssız pazardaki yerli üretim katkılarının (11 USD cent/kwh) 2016 yılı itibariyle kaldırılmış olması bu negatif etkiyi artırmaktadır. Northel Elektromekanik, 2001 yılında başlamış olduğu rüzgar türbini teknolojileri geliştirilmesi çalışmalarını tüm zorluklara rağmen aralıksız olarak devam ettirmiş, 2016 yılında yeni nesil 300 kw türbinlerini üretmiştir yılında ise 1,2 MW güçteki türbin çalışmalarını tamamlamıştır yılında 2,6 MW güçteki türbinlerini %100 yerlilik oranı ile pazar sunmayı hedeflemektedir. Bu çalışmalar sadece türbinin üretim faaliyetleri ile ilgili değil, projenin en başından itibaren tasarım çalışmaları ile başlamış ve üretimi ile birlikte yazılım geliştirilme süreçlerini de kapsamıştır.

81 Ortaya konacak olan türbinin uluslararası standartlarda olması için belgesine sahip olması gerekmektedir. Northel, 2016 yılı itibariyle Türk Loydu ve TSE ile bu belgelendirme süreçlerini de sürdürmektedir. Türkiye, MW güçlerde türbin yapabilecek teknolojik tedarikçi ağına sahiptir. Northel Elektromekanik firmasının yeni nesil 300 kw türbini bu çerçevede imal edilmiştir. Poyra 300 Planet Dişli kutulu olmasına rağmen, güç elektroniğinde son nesil eviriciler kullanılarak imal edilmiştir. Bu şekilde dişlisiz, doğrudan sürüşlü ORSA 1,2 MW türbin projesinin ön çalışması niteliğini taşımıştır. Bu da güç elektroniği firmalarına yeni nesil MW eviricileri geliştirme imkanı sağlamıştır. Grafik 3. Rüzgar türbini teknoloji tedarikçilerden bazıları. Başarılı bir proje, ticarileştirilebilen bir projedir. Rüzgar türbini teknolojisi ortaya koyarken de olmazsa olmaz olan Ar-Ge ve akademik çalışmalar, hiçbir zaman tek başına yeterli olmayacaktır. Bu çalışmaları doğru şekillendirecek ticari bakış açısı olmazsa yapılan çalışmalar sadece literatürlerde kalabilir. YEKA kapsamında yapılacak olan bu çalışmalar Türkiye nin pek çok anlamda kabiliyetini artıracaktır. Bu rekabet gücünü artıracak bir diğer en önemli etken, Türkiye nin kendi teknolojisini ve markasını oluşturmasında yatmaktadır. Buradan hareketle YEKA projesi dahilinde yerli rüzgar türbini teknolojileri üreten firmaların ilerleme kabiliyetini artırmak için uygulama fırsatı yaratacak daha küçük ölçekte YEKA projelerinin ortaya konması büyük önem arz etmektedir. Bu sayede Türkiye kendi teknoloji markalarını yaratabilir ve global ölçekte rekabet edebilecek bir pozisyona gelebilir. KAYNAKLAR [1] Çalışkan, Mustafa, Makine Yüksek Mühendisi, EİE - Yenilenebilir Enerji Kaynakları Şube Müdür V. ( MUSTAFA-CALISKAN.pdf) [2] Tiryaki, Dr. Refik Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimi ( fe da2c7_ek.pdf) [3] Paris İklim Zirvesi [4] Türkiye Ekonomi Politikaları Araştırma Vakfı-2017 Şubat Değerlendirme Çalışması [5] Türkiye Ekonomi Politikaları Araştırma Vakfı-2017 Şubat Değerlendirme Çalışması [6] BCG Türkiye nin Küresel Rekabetçiliği İçin Bir Gereklilik Olarak Sanayi 4.0 [7] Endüstri 4.0 Temel Olarak Bilişim Teknolojileri İle Endüstriyi Bir Araya Gelmesidir 6. SONUÇ Global enerji ihtiyacını karşılayan kaynakların içerisinde yer alan birincil enerji kaynaklarının uzun dönemde tükeneceği çok açıktır. Aynı zamanda yine global ölçekte oluşan çevre hassasiyetleri de ülkeleri yenilenebilir enerji kaynaklarını kullanmaya itmektedir. Kaynak kullanımı haricinde, rüzgar endüstrisinin yaratacağı ekonomik ve sosyal etkiler ülke ekonomileri için göz ardı edilemeyecek büyüklüktedir. Ülkelerin bu ekonomik ve sosyal potansiyelden faydalanabilmeleri için kendi teknolojilerini ortaya koymaları büyük bir önem taşımaktadır. Bu yaklaşım kapsamında ülkemizde de rüzgar endüstrisinin gelişmesi için ortaya konan YEKA projesi, bir yandan ülkemizin yenilenebilir enerji kaynaklarını maksimum oranda kullanma fırsatı yaratırken bir diğer yandan da yerli imalat sanayii ve beşeri sermayeyi, Sanayi 4.0[7] kriterlerine de hazırlayacaktır. 81

82 Türkiye ve Dünyadaki Enerji Kaynaklarının Genel Görünümü Turgay KAR Karadeniz Teknik Üniversitesi Kimya Bölümü Sedat KELEŞ Karadeniz Teknik Üniversitesi Kimya Bölümü Kamil KAYGUSUZ Karadeniz Teknik Üniversitesi Kimya Bölümü ÖZET Enerji, toplumsal ve ekonomik kalkınmanın temel kaynaklarından birisidir. Günümüzde ülkelerin kişi başına düşen enerji kaynağı miktarı gelişmişliklerinin bir ölçüsü olarak kabul edilmektedir. İnsanlık tarihinde dünya genelinde enerji ihtiyacının büyük bir kısmı, birincil enerji kaynakları olarak bilinen petrol, kömür ve doğal gaz ile karşılanmaktadır. Bu birincil enerji kaynakları halen dünya ihtiyacının %77 sini karşılamaktadır. Dünya enerji konseyi bu oranın 2020 yılında %74 olacağını öngörmektedir. Dünya fosil enerji kaynakları arasında %75-80 lik pay ile kömür en önemli yeri tutmaktadır. Petrol %10-15, doğal gaz ise %8-13 oranında bulunmaktadır. Ülkemizdeki enerji kaynakları üretim-tüketimi incelendiğinde, üretimin tüketimi karşılamadığı görülmektedir. Her ne kadar ülkemizde fosil ve yenilenebilir enerji kaynaklarımız olsa da, bu kaynaklar nitelik ve miktar olarak yeterli bulunmamaktadır. Ülkemizde en fazla tüketilen yakıt petroldür. Enerji ihtiyacının büyük bir kısmını petrolden karşılayan ülkemizde petrol açığı günden güne artmakta ve alternatif enerji kaynaklarının daha etkin hale getirilmesi gerekmektedir. Yerli kaynak aramaları ile üretimin artırılmaması durumunda enerji yönünden daha çok dışa bağımlılığın artması kaçınılmaz olacaktır. Türkiye de enerji tüketimi ve ithalatı, ekonomisinde de olduğu gibi hızlı bir büyüme içerisindedir. Yeni enerji üretim tesisleri, büyük yatırımları ve parasal kaynakları gerektirmektedir. Çağın gerisinde kalan tesisler ülkenin güç talebi üzerinde olumsuz etkiler yaratmaktadır. Türkiye de linyit, taşkömürü, asfaltit, bitümlü şist, ham petrol, doğal gaz, uranyum ve toryum gibi kaynaklar ile hidrolik enerji, jeotermal enerji, güneş enerjisi, rüzgar enerjisi ve biyokütle enerjisi gibi yenilenebilir kaynak potansiyelleri bulunmaktadır. 1. GİRİŞ Günlük yaşamda her aşamada kullanılan enerji; kimyasal, nükleer, mekanik, termal, jeotermal, hidrolik, güneş, rüzgar, elektrik enerjisi gibi değişik formlarda bulunabilmekte ve bazı yöntemlerle birbirine dönüştürülebilmektedir. Ekonomik anlamda değişik yöntemlerle enerji elde edilen kaynaklar, enerji kaynakları olarak isimlendirilmekte ve değişik şekillerde sınıflandırılmaktadır. Kullanışlarına göre enerji kaynakları yenilenebilir ve yenilenemez olarak ikiye ayrılırken; birbirine dönüşmesine göre enerji kaynakları birincil ve ikincil enerji kaynakları şeklinde sınıflandırılabilmektedir. Yenilenemez enerji kaynakları, yakın gelecekte tükenebileceği düşünülen enerji kaynakları olup, fosil kaynaklılar ve çekirdek kaynaklılar olmak üzere iki farklı şekilde sınıflandırılmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynakları ise; oldukça uzun sayılabilecek bir gelecekte tükenmeden kalabilecek, kendisini yenileyebilen kaynakları ifade etmektedir[1]. 2. KÜRESEL BİRİNCİL ENERJİ KAYNAKLARININ GENEL GÖRÜNÜMÜ Bugün dünyada tüketilen enerji, çeşitli enerji kaynaklarından elde edilirken; petrol, doğal gaz ve kömür gibi fosil kaynaklar, bu kaynakların %87 sini oluşturmaktadır (Şekil 1). Petrol, temel enerji kaynağı olarak, dünya birincil enerji tüketimi içinde en büyük paya sahiptir. Petrolü takip eden kömür ve doğal gaz ise büyük ölçüde elektrik üretiminde kullanılmaktadır yılı ilk verileri itibariyle petrol, dünya enerji talebinin %32,6 sını, doğal gaz ise %23,7 sini karşılamıştır. Bugüne kadar, çeşitli uluslararası kurum ve kuruluşlar tarafından (Uluslararası Enerji Ajansı, ABD Enerji İdaresi, BP, ExxonMobil vb.) yapılan çeşitli projeksiyonlara göre, petrol ve doğal gazın birincil enerji tüketimi içindeki paylarını uzun dönemde de koruyacakları 82

83 öngörülmektedir[2]. Ancak, enerji talebindeki bu artış her ülkede aynı seviyede beklenmemektedir[3] lı yıllardan sonra özellikle gelişmiş ülkelerin enerji talebinde bir yavaşlama gözlemlenirken, gelişmekte olan ülkelerin talepleri her geçen gün büyümeye devam etmiştir. Şekil yılı küresel birincil enerji tüketim oranları[2]. Uzun dönemli enerji projeksiyonları değerlendirildiğinde, büyük ölçüde OECD dışı ülkelerin tüketimlerindeki artış dikkati çekerken, enerji arzı da yükselmektedir. Oransal değerlendirmede, enerji talebi 2035 yılına kadar 1,9 katına çıkan Afrika dikkat çekerken, miktarsal değerlendirmede enerji talebi 1,5 katına çıkan Asya Pasifik bölgesi öne çıkmaktadır. OECD dışı ekonomilerde ise Çin ve Hindistan ın ekonomik performansları dikkat çekmektedir. Bu kapsamda, Hindistan ın enerji talebinin yıllık %8,7, Çin in enerji talebinin ise %7 civarında artması beklenmektedir[2] yılında, toplam birincil enerji talebinin %42 si elektrik üretimi için kullanılmıştır yılında bu rakamın %45,5 e çıkması beklenmektedir. Elektrik üretimi için her türlü birincil enerji kaynakları kullanılmaktadır. Elektrik üretiminde petrolün payının ise giderek azalması beklenmektedir[4]. Petrol, daha çok taşıma sektörü tarafından talep edilmektedir yılında, diğer enerji türlerine kıyasla, petrolün, taşıma sektöründe kullanımı %94 oranındadır yılında kadar, bu oranın %89 a düşmesi beklenmektedir. Bu durum üzerinde özellikle doğal gazın taşımacılık sektöründe kullanımının artması etkili olacaktır[4] yılında, dünya petrol rezervi, 1,7 trilyon varil olarak açıklanmıştır. Orta Doğu bölgesi, dünya petrol rezervlerinin %47,7 lik bölümüne sahiptir. Orta Doğu yu, %19,4 lük rezerv miktarı ile Orta ve Güney Amerika, %13,7 lik rezerv ile Kuzey Amerika takip etmektedir. Daha sonra sırası ile Avrasya %8,4, Afrika %7,6, Asya ve Okyanusya %2,5 ve Avrupa %0,7 lik paya sahiptir (Tablo 1). Tablo Yılı Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi Dağılımı[2] BÖLGELER Rezerv (Milyar varil) Yüzde(%) Orta Doğu 810,7 47,7 Asya Pasifik 46 2,5 Avrasya 143,5 8,4 Avrupa 11,3 0,7 Kuzey Amerika 232,5 13,7 Orta ve Güney Amerika 330,2 19,4 Afrika 129,2 7,6 Uluslararası Enerji Ajansı (UEA), Şubat 2016 da hazırladığı Orta Vade Petrol Piyasaları Raporu nda (IEA MTOMR ), önümüzdeki dönem trendlerini değerlendirmiştir. Rapora göre, petrol arzında, önümüzdeki 5 yıllık dönemde, 3,3 milyon v/g lük üretim artışı beklenmektedir. Örgüt, daha önce gerçekleştirdiği projeksiyonlardaki üretim artış rakamlarını, aşağı yönlü revize etmiştir. Bu durumun nedeni ise, petrol fiyatlarının 30 $/v seviyelerini görmesidir. Raporda, düşük fiyatların hâkim olduğu 2015 yılında, OPEC dışı ülkelerin esneklik gösterdiği ve üretim artışında önemli pay sahibi olduğu belirtilmektedir yılında da, %3,3 lük üretim artışının 2 milyon v/g e yakın bölümünün OPEC dışı ülkelerden gelmesi öngörülmektedir. OPEC ülkelerine ilişkin olarak ise, yeni sermaye yoğun projelerde çok fazla gelişme yaşanmayacağı; ancak İran, Irak ve Birleşik Arap Emirlikleri nin, üretim kapasitesine esas katkı sağlayan ülkeler olacağı değerlendirilmektedir yılında, ABD nin ardından en fazla üretim artışı kaydeden ülke olan Irak ın üretim artışını sürdürmesi, yaptırımların kalkması ile birlikte İran ın da, üretimini bu yıl içinde artırması UEA nın beklentileri arasında yer almaktadır [4]. Petrol rezervlerinin ömrüne bakıldığında şu an için 56,8 yıllık bir rezerv ömrü gözükmektedir fakat bu veriler günümüzdeki teknolojilerle üretilebilen ispatlanmış rezervlerin, mevcut üretime bölünmesiyle elde edilmiş değerlerdir. Dünya petrol rezervi teknolojik gelişmeler, yeni kuyuların açılması ile sürekli değişmektedir. Nitekim BP verilerine göre dünya ham petrol rezervi 1,7 trilyon varil olarak belirlenirken, 2013 yılında 53,3 yıl olan rezerv ömrü 2014 yılında 56,8 yıla yükselmiştir fakat bu yükselme dahi fosil yakıtların tükenebilir yakıtlar olduğu gerçeğini çok fazla etkilemektedir. Söz konusu petrol rezervlerinin bölgelere göre dağılımı incelendiğinde Orta Doğu birinci, Orta ve Güney Amerika ikinci, Kuzey Amerika ise üçüncü sırada yer almaktadır. Bölgelerin rezervi (milyar varil) ve rezerv ömürlerine bakıldığında Orta Doğu 811 milyar varil rezervle 78 yıl, Orta ve Güney Amerika 330 milyar varil rezervle 119 yıl, Kuzey Amerika 232 milyar varil rezervle 34 yıl, Avrupa ve Avrasya 155 milyar varil rezervle 25 yıl, Afrika 129 milyar varil rezervle 43 yıl, ve Asya Pasifik Bölgesi 43 milyar varille 14 yıllık petrol geleceğine sahiptir. Petrol yenilenebilir bir kaynak olmadığı için tüketildikçe yerine yeni rezervlerin bulunup eklenmesi gereken bir enerji kaynağıdır. Fakat üretime geçirilmesi planlanan 200 milyon varilden büyük petrol sahalarının birçoğu 83

84 kar marjı düşük olduğu için üretime geçirilememektedir. Düşük seyreden ham petrol varil fiyatları müteşebbis için cazip gözükmemektedir. Örneğin, 8 milyar varil üretilebilir rezervi ile son yılların en büyük keşfi olan Brezilya daki Libra sahasının yatırımcısına kar ettirebilmesi için, petrol fiyatının yaklaşık 70 $/v olması gerekmektedir. Fiyatların $/v seviyesine çıkmaması durumunda, bu rezervlerin üretime alınması için yatırımcı bulmak imkansız hale gelecektir. Bu durumda da, tüketilen rezervlerin yerine önümüzdeki dönemde yeni rezervlerin eklenememesi ve piyasada arz problemi yaşanması ihtimal dahilindedir[4]. Petrol üretimi için bir başka olumsuz durum da dünyada azalan petrol keşif sahaları ile birlikte artık petrol keşfi yapılan sahalar zorlu ve maliyetli sahalar haline gelmiştir. Güncel ham petrol fiyatları yatırımcının bu zorlu sahalardan petrol çıkarıp piyasaya sürmesini daha da sıkıntılı bir duruma getirmektedir. Küresel petrol tüketimine bakıldığında 2013 yılından itibaren artış görülmekte ve bu artışın aralığında 7,2 milyon varil/gün artacağı öngörülmektedir. Küresel doğal gaz rezervlerine bakıldığında 2013 yılında, 186,5 trilyon m 3 olan dünya doğal gaz rezervleri, 2014 yılında %0,3 artarak 187,1 trilyon m 3 olarak kaydedilmiştir. Dünya doğal gaz rezervlerinin %42,7 si Orta Doğu da, %29,3 ü Avrasya da, %8,2 si Asya Pasifik te, %7,6 sı Afrika da, %6,5 i Kuzey Amerika da, %1,7 si ise Avrupa da bulunmaktadır (Tablo 2). OECD ülkelerinin doğal gaz rezervi ise 18,6 trilyon m 3 olup, toplam rezervin %10,4 ünü oluşturmaktadır. Tablo Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezerv Dağılımı[5] BÖLGELER Trilyon m 3 Yüzde(%) Orta Doğu 79,8 42,7 Asya Pasifik 15,3 8,2 Avrasya 54,9 29,3 Avrupa 3,1 1,7 Kuzey Amerika 12,1 6,5 Orta ve Güney Amerika 7,7 4,1 Afrika 14,2 7, yılında en fazla doğal gaz rezervi bulunan ülkeler sıralamasında 34 trilyon m 3 ile İran birinci sırada yer alırken hemen ardından 33 trilyon m 3 ile Rusya ikinci ve 25 trilyon m 3 ile Katar üçüncü sırada yer almaktadır yılında, 3,30 trilyon m 3 olarak gerçekleşen küresel doğal gaz üretimi, 2014 yılında, %1,6 artışla 3,46 trilyon m 3 olarak kaydedilmiştir yılının ilk verileri itibariyle ise, doğal gaz üretimi %2,4 artarak 3,54 milyar m 3 olarak gerçekleşmiştir[5] yılında, küresel doğal gaz üretim artışı büyük ölçüde ABD (%5 artış) kaynaklı olmuştur. Avrupa ve Avrasya da gaz üretimi görece artış gösterirken, bu artış, Rusya ve Norveç kaynaklı olmuştur. UEA, 2020 yılına kadar olan dönemde, ABD nin doğal gaz üretiminde belirleyici olacağını ve ülkede üretimin 847 milyar m 3 e ulaşacağını öngörmektedir. Ayrıca Orta Doğu (39 milyar m 3 ) ve Latin Amerika (21 milyar m 3 ) önemli artışların görüleceği bölgeler olarak değerlendirilmektedir[6]. Doğal gaz rezerv ömrüne bakacak olursak 2014 yılı için, mevcut rezerv miktarı, (187,1 trilyon m 3 ) mevcut üretime (3,46 trilyon m 3 ) bölündüğünde, küresel rezerv ömrünün 54,1 yıl olduğu hesaplanmaktadır yılında, söz konusu rezervlerin bölgelere göre dağılımı incelendiğinde, Orta Doğu birinci, Avrupa ve Avrasya ikinci, diğer Asya Pasifik ülkeleri üçüncü sırada yer almaktadır (Tablo 3). Tablo Yılı Bölgelere Göre Doğal Gaz Rezervi ve Rezerv Ömrü [6] BÖLGELER Rezerv(Trilyon m 3 ) Rezerv Ömrü(Yıl) Orta Doğu Asya Pasifik Avrasya ve Avrupa Kuzey Amerika Latin Amerika 8 44 Afrika yılında küresel doğal gaz talebi, bir önceki yıla göre %0,4 artarak, 3,4 trilyon m 3 olarak gerçekleşmişti yılının ilk verileri itibariyle, doğal gaz tüketimi 2014 e göre %3,1 artarak 3,5 trilyon m 3 olarak gerçekleşmiştir. Talep artışı, son dönemde özellikle Orta Doğu da (%7,1) ve Kuzey Amerika da (%3,4) görülmektedir. Orta ve Güney Amerika (%1,2) ile Avrupa ve Avrasya da (%1,8) ise talep artışları sınırlı olmuştur. Dünya kömür rezervlerine bakarsak; dünya genelinde kömür rezervlerinin 310,5 milyar tonu (%34,8) Avrupa Avrasya ülkelerinde, 288,3 milyar tonu (%32,3) Asya- Pasifik ülkelerinde, 245 milyar tonu (%27,5) Kuzey Amerika ülkelerinde, 33 milyar ton (%3,7) Afrika-Doğu Akdeniz ülkelerinde ve 14,6 milyar ton (%1,6) Orta ve Güney Amerika ülkelerinde bulunmaktadır. Dünya Enerji Konseyi tarafından 75 civarında ülkede bulunduğu raporlanan dünya kömür rezervlerinin en büyük kısmı (237,3 milyar ton) ABD de yer almaktadır. ABD yi 157 milyar ton ile Rusya Federasyonu ve 114,5 milyar ton ile Çin izlemektedir. Diğer kömür zengini ülkeler arasında; Avustralya (76,4 milyar ton), Hindistan (60,6 milyar ton), Almanya (40,7 milyar ton), Ukrayna (33,9 milyar ton), Kazakistan (33,6 milyar ton) ve Güney Afrika Cumhuriyeti (30,2 milyar ton) bulunmaktadır. Dolayısıyla, dünya kömür rezervlerinin %90 dan fazlası bu dokuz ülkenin sınırları içinde yer almaktadır. 2. TÜRKİYE DE ENERJİ KAYNAKLARININ GENEL GÖRÜNÜMÜ Enerji bir ülkenin ekonomik ve sosyal kalkınmasının en önemli girdilerinden biridir. Nüfus artışı, sanayileşme, şehirleşme ile birlikte küreselleşme sonucu artan ticaret ve üretim olanaklarına bağlı olarak doğal kaynaklara ve enerjiye olan talep her gecen gün artmaktadır[7]. Türkiye enerji talebi her geçen gün artan ülkeler arasındadır. Türkiye 84

85 ayrıca enerji kaynaklarının arz ve talep edilen bölgeleri arasında stratejik öneme sahip bir köprü konumundadır. Enerji arzında kesintiye uğramaması gereken ülkemizde, enerji büyük çoğunlukla ithal edilir durumdadır. Petrol fiyatlarının düşüşü ile birlikte, büyük ölçüde petrolden enerji sağlayan ülkemizde, enerji maliyeti düşmüş fakat petrol fiyatlarında meydana gelebilecek ani yükselmeler ülkemizi ekonomik açıdan zor durumlara düşürecektir. Türkiye gelişen ekonomisi ile dünyanın önemli enerji tüketicileri arasında yer almaktadır yılında, Türkiye nin 123,9 milyon ton petrol eşdeğeri (Mtep) (867,3 milyon varil) olan birincil enerji talebinde doğal gaz %32,5 ile birinci sırada yer alırken, kömür %29,2, petrol %28,5 ile doğal gazı takip etmiştir[8]. Tablo Yılı Türkiye Birincil Enerji Talebi[8] Enerji Kaynağı Yüzde(%) Petrol Kömür Doğal gaz Hidro 2.80 Diğer Yenilenebilir 6.70 Diğer 0.30 Türkiye enerji talebinin sektörel dağılımı incelendiğinde; tüketimin % 30 u elektrik üretiminde, %24 ü konut ve hizmet sektöründe, %23 ü sanayide ve %19 u ulaştırma sektöründe kullanılmaktadır. Şekil yılı Türkiye enerji tüketiminin sektörel dağılımı[8]. Türkiye nin yerli üretimle enerjisini karşılama oranı son yıllarda yaklaşık %25 civarında olup, mevcut konuda dışa bağımlılık son on yılın en yüksek seviyelerine ulaşmıştır. Dışa bağımlılığın en büyük iki sebebi petrol ve 1990 lardan beri artış gösteren doğalgaz tüketimidir yılı hariç yılları arasında Türkiye nin birincil enerji tüketimi sürekli artış göstermiştir. Petrol ve doğal gazın birincil enerji tüketimi içindeki payı %60 lar civarında seyretmiştir yılında, Türkiye de günlük yaklaşık 51 bin v/g ham petrol üretimi yapılmış; buna karşılık 796 bin v/g ham petrol tüketilmiş; 503 bin v/g düzeyinde ham petrol ithalatı, 242 bin v/g düzeyinde ise işlenmiş ürün ithalatı gerçekleştirilmiştir[4]. Türkiye nin 2015 yılında yerli doğal gaz üretiminin, tüketime oranı ise son on yılın en düşüğü olup, %0,8 olarak gerçekleşmiştir yılında 1 milyar m 3 e kadar çıkan doğal gaz üretimi, 2015 yılında, 398,7 milyon m 3 e düşmüştür. Diğer bir ifadeyle, petrolde ithalata bağımlılık oranı %93,6 olan Türkiye nin, doğal gazda ithalata bağımlılık oranı %99,2 dir. 3. TÜRKİYE DE YENİLENEBİLİR ENERJİ Türkiye de enerji ithalatı bağımlılığı oldukça yüksektir bu sebeple Türkiye nin yenilenebilir enerji üretimini arttırması, yenilenebilir enerjinin desteklenmesi ve teşvik edilmesi gerekmektedir. Nitekim yılları arasında uygulanacak olan Onuncu Kalkınma Planında bu konuya önemle yer verilmiştir. Bu doğrultuda amaç 2018 yılı itibari ile Türkiye nin yenilenebilir kaynaklarının enerji üretimindeki payının %29 a yükseltilmesi hedeflenmektedir. Türkiye nin enerji üretimi, yüksek oranda doğalgaz ithaline dayalı ve dışa bağımlı bir durumdadır. Petrol ve kömür rezervleri kısıtlı, doğalgaz rezervi ise bulunmayan bir ülke olan Türkiye bu enerji üretim yöntemini değiştirmek zorundadır. Dışa bağımlılık, herhangi bir siyasi kriz ya da olası bir savaş durumunda Türkiye nin ciddi enerji sıkıntıları ve kesintilerine maruz kalmasına neden olabilecektir. Hidroelektrik üretimi bu verilerde umut vaat edici olsa da Türkiye yenilenebilir enerjinin payını yükseltmek zorundadır. Yenilenebilir enerjiden üretilen enerjinin payını artırmak, sağlayacağı karbon emisyonlarının azaltılması ve çevresel kirlenmenin azalması gibi olumlu etkilerinin yanında belki de en önemlisi Türkiye nin enerji üretiminde dışa bağımlı olan yapısını azaltabilecektir. Türkiye de yenilenebilir enerjinin payı bir yükseliş eğiliminde olsa da halen enerji pastasında yeterli bir yüzdeye ulaşamamıştır[9]. Türkiye, yıl boyu günde ortalama 7,2 saat güneşli hava koşullarına sahip olması nedeniyle güneş enerjisinde ciddi bir potansiyel ve avantaja sahiptir[10]. Bu da metrekareden ortalama 1100 kwh lık güneş enerjisi üretebilme potansiyeli anlamına gelmektedir. Güneş enerjisine ilişkin teknolojilerin sürekli gelişim içerisinde olduğu hatırlanırsa bu potansiyelden üretilen enerjinin verimliliğin artması olasılığı da her zaman bulunmaktadır. Türkiye açısından daha ayrıntılı bir analiz yapılacak olursa ortalama güneşlenme süresi açısından en büyük potansiyele Güneydoğu Anadolu ve Akdeniz Bölgeleri, en az potansiyele de Karadeniz ve Marmara Bölgeleri sahiptir[11]. Türkiye tarım atığı kaynaklı biyogaz açısından Konya, Sivas Ankara, Şanlıurfa, Yozgat, Kayseri, Çorum, Eskişehir, Erzurum illeri, tarımsal artıklardan gelen teknik biyogaz potansiyeli açısından Konya, Sivas, Ankara, Yozgat, Balıkesir, Bolu, Kayseri, Çorum, Sakarya ve Şanlıurfa illeri ön plana çıkmaktadır. Hayvan atıklarından gelen 85

86 en yüksek teknik biyogaz potansiyeline sahip iller: Bolu, Balıkesir, Sakarya, İzmir, Manisa, Konya ve Afyon dur. Tahıl sapı biyogaz potansiyeline sahip iller de Konya, Şanlıurfa, Ankara ve Adana olarak görülmektedir[12]. Biyokütlenin mevcut durumunun yanında bir başka avantajı daha bulunmaktadır. Türkiye nin linyit rezervlerinin yüksek kükürt ve kükürt dioksit emisyonu içermesi sebebiyle kullanımının kısıtlı olduğu ancak KOBİ lerde biyokütle ile karıştırıldığında emisyonun limitler dahilinde kalabileceği ve bunun da KOBİ ler açısından önemli bir avantaj olduğu ifade edilmektedir[13]. Jeotermal kaynaklar açısından Türkiye, dünyanın en zengin yedinci ülkesidir. Özellikle kıyı Ege, jeotermal kaynaklar açısından son derece zengindir. Sağlıklı bir çevre ve toplum için jeotermal kaynaklardan sadece seracılık ve belli sektörlerde değil çok boyutlu bir yararlanmaya dönük planlamaların yapılması gerektiği ifade edilmektedir[14]. Türkiye de yenilenebilir enerji potansiyelinin kullanımı konusunda bazı engeller mevcuttur. Bunlar devletin yetersiz alım teminatları, elektrik şebekesindeki kriterler, jeotermal arama çalışmalarının maliyetleri, yenilenebilir enerji ve doğa koruma hedeflerinin çelişmesi, araştırma geliştirme fonlarının yetersizliği ve tüketicinin enerji kaynağını seçmedeki güçlükler ön plana çıkmaktadır[15]. Üzerine Bir Araştırma (bildiri), UGHEK 2006: I. Ulusal Güneş ve Hidrojen Enerisi Kongresi, Haziran 2006, (ss ), Eskişehir: Eskişehir Osmangazi Üniversitesi. [12] TÜRK-ALMAN BİYOGAZ PROJESİ. (2011), Türkiye de Hayvansal Atıkların Biyogaz Yoluyla Kaynak Verimliliği Esasında ve İklim Dostu Kullanımı Projesi, Ankara. [13] KÜLEKÇİ, Özlem Candan. (2009), Yenilenebilir Enerji Kaynakları Arasında Jeotermal Enerjinin Yeri ve Türkiye Açısından Önemi, Ankara Üniversitesi Çevrebilimleri Dergisi, cilt.1, S.2, ss [14] TÜBİTAK Proje No MİSAG-195. (2005), Türkiye de Biyokütleden Temiz Enerji Eldesinin Araştırılması [15] WORLD WILDLIFE FUND. (2011), Yenilenebilir Enerji Geleceği ve Türkiye, (erişim adresi: awsassets.wwftr.panda.org/downloads/wwftr_ yenilenebilirenerjigelecegiveturkiye.pdf), (erişim tarihi: 10 Kasım 2015). KAYNAKLAR [1] Şenel, M. C Rüzgar Türbinlerinde Güç İletim Mekanizmalarının Tasarım Esasları-Dinamik Davranış, Yüksek Lisans Tezi, Ondokuz Mayıs Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, Samsun. [2] BP Energy Outlook 2035, Ocak [3] IEA Key World Energy Statıstıcs 2012, www. iea.org/publications/.../kwes.pdf (erişim tarihi: ) [4] TP Ham petrol ve doğal gaz sektör raporu. Mayıs [5] BP Statistical Review, [6] IEA WEO, [7] Narin, M Türkiye nin Enerji Yapısı ve İzleyeceği Öncelikli Politikalar, Asodosya Ankara Sanayi Odası Dergisi, 50-68,Ağustos-Eylul, Ankara. [8] Enerji Tabii Kaynaklar Bakanlığı, [9] Özer, Yunus Emre (2016), Türkiye nin Yenilenebilir ve Temiz Enerji Konusunda ABD, Çin ve Avrupa Birliği ile Karşılaştırmalı, Hitit Üniversitesi Sosyal Bilimler Enstitüsü Dergisi, Yıl 9, Sayı 1, Haziran 2016, ss [10] PAO, Hsiao-Tien., LI, Yi-Ying. ve Fu, Hsin-Chia. (2014), Clean Energy, Non-Clean Energy, and Economic Growth in the MIST Countries, Energy Policy, cilt.67, ss [11] VARINCA, Kamil B. ve GÖNÜLLÜ, M. Talha. (2006). Türkiye de Güneş Enerjisi Potansiyeli ve Bu Potansiyelin Kullanım Derecesi, Yöntemi ve Yaygınlığı 86

87 Fosil Yakıt Kullanımının Etkileri ve Fosil Yakıtlara Alternatif Yenilenebilir Enerji Kaynakları Turgay KAR Karadeniz Teknik Üniversitesi Kimya Bölümü Sedat KELEŞ Karadeniz Teknik Üniversitesi Kimya Bölümü Kamil KAYGUSUZ Karadeniz Teknik Üniversitesi Kimya Bölümü ÖZET Dünyada fosil yakıtların aşırı tüketimi çevre kirliliğine özellikle de hava kirliliğine yol açmaktadır. Fosil yakıtların çevre ve insan sağlığı açısından yarattığı olumsuzluklar her geçen gün artmaktadır. Fosil yakıtlar yakıldığında CO 2, CO, metan (CH 4 ), SO 2, partikül maddeler, azot oksitler kurum ve kül açığa çıkmaktadır. Dünyadaki kaynakların tüketimi, atmosferdeki CO 2 konsantrasyonunu son 150 yılda % 116 oranında artmıştır. Yarattığı hava kirliliği yanında CO 2 gibi sera gazları küresel ısınmaya ve iklim değişikliklerine neden olmaktadır. Atmosferdeki bu gazlar ( CO 2, CH 4, N 2 O) gelen güneş ışınımına karşı geçirgen, buna karşılık geri salınan uzun dalgalı yer ışınımına karşı çok daha az geçirgendir. Bu etki de yeryüzünün beklenenden daha fazla ısınmasına neden olan doğal bir süreçtir ve sera etkisi olarak adlandırılmaktadır. Bu olumsuz sonuçları neticesinde dünya ısınmakta, iklimler değişmeye başlamaktadır. Bazı tahminlere göre sera gazı salınımlarındaki artışa paralel olarak 21. yüzyıl sonunda 1,4 ile 5,8 ºC arasında bir sıcaklık artışı olacağı öngörülmektedir. Bu artışlara bağlı olarak, gelecek yüzyıllar içerisinde deniz seviyesinde yükselme, okyanus akıntılarında farklılaşma, aşırı hava olaylarının şiddeti ve sıcaklığında artış, şiddetli kuraklıklar gibi dünya iklim sisteminde çeşitli etkilenmeler beklenmektedir. Dünyadaki birincil enerji kaynaklarının rezervlerinin gelecekte biteceğinin gerçeği ve birincil enerji kaynaklarının kullanımının sınırlandırılması, insanlıkta çevre bilincinin günden güne artması araştırmacıları yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarını değerlendirmeye yöneltmiştir. Fosil yakıtların yerini alabilecek, çevre dostu, yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları; güneş enerjisi, rüzgar enerjisi, hidrolik enerji, hidrojen enerji, deniz enerjisi ve biyokütledir. 1. GİRİŞ Enerji, günlük yaşamın en önemli gereksinimlerinden biridir. Özellikle gelişmiş ülkelerdeki yaşam tarzını tanımlayan ve onu geleneksel yaşam biçimlerinden farklılaştıran ve üstünlük sağlayan özellik, enerji bolluğudur[1]. Kalkınmış veya kalkınmakta olan ülkelerin yeterli düzeyde enerjiyi temin ederken, çevresel değerleri tehdit etmeden bunu başarabilmeleri toplumların en büyük problemlerinden biri haline gelmiştir. Sanayileşmiş ülkelerde enerjinin neredeyse tamamı fosil yakıtlardan elde edilmektedir. Dünyadaki enerji tüketim hızı, fosil yakıtların oluşum hızının 300 bin katı kadardır. Bir başka ifade ile, yaklaşık olarak bir günde bin yıllık bir fosil yakıt oluşumu tüketilmektedir[2]. Sonuç olarak fosil yakıt rezervlerinin tükenmesi ve sürekli artan enerji talebini karşılayamaması kaçınılmaz olacaktır. Yeni dünya düzeni politikalarında ülkeler için iki konu önem kazanmıştır: İlki teknoloji, diğeri ise enerjidir. Teknolojik yönden geri kalmış ülkeler, bol ve ucuz enerji kaynaklarına sahip olmak zorundadırlar[3]. 20. yy başlarında artan sanayileşme, ülkelerin hızlı kalkınma hamleleri ve buna paralel olarak artan enerji talebi, çevre kirliliği gibi faktörler ucuz ve bol enerjiye dayanan ekonomiden, pahalı, çevresel, teknolojik sorunları beraberinde getiren yeni bir enerji dönemine geçişi zorunlu kılmıştır. Petrol ve kömür egemenliğine dayanan enerji çağı, 1973 yılında ortaya çıkan petrol krizi sonucunda bir güvensizlik ortamı oluşturmuştur. Bu güvensizlik ortamı neticesinde tüm dünyada yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarına karşı yoğun bir ilgi ortaya çıkmıştır. Böylece petrol krizi sonrasında enerji güvenliği ve enerji çeşitlendirilmesi kavramları enerji politikalarının belirleyici unsuru olmuştur[4]. Atmosferdeki sera gazlarının %99,5 i fosil yakıt kaynaklıdır[5]. Dünyadaki 87

88 petrol, kömür ve doğal gaz kullanımı sonucunda çevreye NOx, COx ve SOx gibi gazlar salınmakta ve bu gazlar küresel ısınma, sel baskınları, deniz seviyesinin yükselmesi, asit yağmurları ve ozon tabakasının koruyucu etkilerinin ortadan kalkması gibi olumsuz sonuçlar doğurmaktadır. Bu olumsuz etmenler yeryüzünü ciddi derecede çevre kirliliği ile karşı karşıya bırakmaktadır ila 1970 li yıllara kadar petrol fiyatları sabit seyrederken, 1980 lerde petrol fiyatının ani yükselişi, dünyada petrolün politik bir baskı unsuru olmasına neden olurken, enerji kaynakları olan veya enerji kaynağı temin edebilen ülkeler avantajlı konuma geçip, petrol kaynakları az olan ve zengin olmayan ülkeler enerji bakımından büyük darboğazlara girmişlerdir. Bu ülkelerin petrole ödediği döviz miktarı artarken sanayi ürünlerini de o nispette pahalıya satın almaktadırlar. Bu durum kalkınmaya çalışan ülkelerin kalkınma hızında gerilemeye neden olmaktadır. Enerji piyasasına hakim olan küresel güçler dünya üzerinde egemen sermaye gurupları oluşturmakta ve bu sömürü düzeni küreselleşme adı altında işleyişine devam etmektedir. 2. ALTERNATİF YENİLENEBİLİR ENERJİ Yenilenebilir ve temiz enerji, fosil yakıt kaynakları gibi tükenir nitelikte olmayan güneş, jeotermal, biyokütle, okyanus, rüzgâr, hidroelektrik gibi sürekli ve sürdürülebilir enerji kaynaklarından elde edilen enerji türüdür. Temiz enerji ile sürdürülebilirlik için enerji güvenliği, çevre, maliyet etkinliği gibi konularda daha iyi bir noktaya ulaşılması hedeflenmektedir[5]. Temiz enerjiye yapılan yatırımların yabancı enerji kaynaklarına olan bağımlılığı azaltmak, sera gazı ve konvansiyonel kirleticileri azaltmak ve yeni iş alanları oluşturmak gibi avantajları bulunmaktadır[6]. Yenilenebilir enerjinin, küresel ısınmadan kaynaklanan etkileri azaltabilmesi sebebiyle sürdürülebilir kalkınmanın amaçlarına hizmet ederek yoksulluğun azaltılmasına katkıda bulunabileceği iddia edilmektedir. Bunun yanında tükenir enerji kaynaklarının oluşturduğu gerilim ve ihtilafların da azaltılabilmesine etki edeceği görüşü bulunmaktadır[7]. Bahsedilen olumlu yönlerin yanında temiz enerji kullanımıyla ilgili bazı engeller de bulunmaktadır. İç politikaya ilişkin engeller, iç pazar engelleri, genel finansal engeller, yenilenebilir enerjiye özgü engeller ve fiziksel engeller arasındadır[8]. Örneğin, temiz enerjinin üretim maliyetinin yüksek olması sebebiyle devlet desteği olmadan yenilenebilir enerjiye olan talep artmayabilir ve yatırımcı için piyasaya giriş cazip olmayabilir. Buna ilaveten yeni yatırımcıların piyasaya girmeden temiz enerjiye yönelik innovasyon yatırımları yetersiz kalabilmektedir. Mevcut yatırımcıların da enerji üretimine ilişkin büyük ölçekli yatırımlarına önem vererek, yenilenebilir teknolojilere yatırım yapma tercihinde bulunmayabilmektedirler. Fakat yenilenebilir enerji için yapılacak yenilik ve yatırımlar, bugünkü ve gelecek nesillerin yaşam kalitesini sürdürebilmeleri ve geliştirebilmeleri için son derece önemlidir[9]. Ayrıca yenilenebilir enerji türlerinin genel olarak elde edilmesindeki maliyetin yüksekliği, bunların pek çoğundan aralıklı/kesikli olarak elde edilen enerjinin depolanmasındaki güçlük ve yenilenebilir enerji alt yapısının sınırlı olması, yenilenebilir enerjinin dünyada yaygın kullanımını engellemektedir. Ancak, küresel ısınma ve çevre konularında giderek artan bilinçlenme, enerji üretim ve iletim teknolojilerindeki gelişmelere bağlı olarak, gelecek yıllarda yenilenebilir enerji kaynaklarına olan talebin daha da çoğalması beklenmektedir. 3. YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARI Tablo 1 deki gibi enerjinin ana kaynağına göre, güneş kaynaklı, dünya kaynaklı ve ay kaynaklı olarak üç grupta incelenmektedir[10]. Fosil yakıtların yerini alabilecek, çevre dostu, yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarından bazıları; güneş enerjisi, rüzgar enerjisi, jeotermal enerji ve biyokütledir. Tablo 1. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Sınıflandırılması[10] YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARI Ana Kaynak Güneşs Dünya Ay Birincil Enerji Kaynakları Doğal Enerji Dönüşs ümü Teknik Enerji Dönüşs ümü Kullanım Enerji Su Buharlaşs ma, Yağışs Su güç tesisleri Elektrik Enerjisi Atmosferdeki Rüzgar Enerjisi Elektrik ve mekanik Hava Hareketi Tesisleri Enerji Rüzgar Dalga Enerjisi Dalga Hareketi Tesisleri Elektrik ve mekanik Enerji Yerve Atmosferin Isı pompaları Isı enerjisi Güneşs ışs ınları Isınması Biyokütle Yer merkezi ısısı Ay Çekimi Gücü Güneşs Işs ınları Biyokütle Üretimi Jeotermal Enerji Gel- git olayı Toplayıcılar Solar Hücreler Isı güç tesisleri Dönüşs üm Tesisleri Jeotermal güç Tesisleri Gel-git güç santralleri Isı enerjisi Elektrik Enerjisi Isı ve elektrik enerjisi Yakıt enerjisi Isı ve elektrik Enerjisi Elektrik enerjisi 3.1. Güneş Enerjisi Güneş enerjisi en eski enerji kaynaklarındandır. Güneş enerjisi, sınırsız bir potansiyele sahip olması, tükenmez niteliği, çevre kirliliğine yol açmaması gibi nedenlerle büyük önem kazanmıştır[11]. Bütün enerji kaynaklarının bir şekilde kaynağının güneş olduğu söylenebilir. Güneş enerjisi aralıklı ve mevsimlere göre değişkenlik gösteren bir enerji türüdür. Atmosferin yapısı ve koşulları güneşin ışık miktarını ve dünyaya ulaşan kalitesini etkiler. Güneş enerjisi uygulamaları bilhassa bu enerjinin depolanmasını gerekli kılmaktadır. Güneş enerjisini mekanik ve fotovoltaik enerjiye çevirmek mümkündür. Fotosentez ve güneş ışığı 88

89 gerektiren kimyasal tepkimelerin olabilmesi için güneş ışığı gereklidir. Güneş enerjisi günümüzde evlerde sıcak suyun sağlanması, ısıtma, soğutma, endüstride proses ısısının üretiminde, tarımda sulamada, kurutma ve pişirmede kullanılan temiz enerji kaynaklarından biridir. Güneşten dünyaya gelen enerjinin yoğunluğu, atmosferin üzerinde m 2 başına 1,35 KW kadardır. Bu yoğunlukta dünya çapının kapladığı alana gelen güneş gücü görkemli bir boyuttadır. Bir başka anlatımla, bir yılda gelen güneş enerjisinin miktarı, bilinen kömür rezervinin 50 katı ve bilinen petrol rezervinin 800 katıdır. Güneş enerjisinin uygulamalarında doğrudan elektrik üretimi, güneş pillerinin fotovoltaik çevrim yolu ile olur. Dolaylı elektrik üretimi ise güneş enerjisinin çeşitli teknolojiler yoğunlaştırılması ve oluşan termal enerjinin konveksiyonel yöntemler ile elektrik enerjisine dönüştürülmesini içermektedir. Güneş enerjisi kullanımı için geliştirilen en eski sistemlerde biri pasif güneş sistemleridir. Bu sistemler yapıların ısıtılması, yazın ısınmayı önleyecek koşulların sağlanmasında, seraların ısıtılması ve zirai ürünlerin kurutulmasında kullanılmaktadır. Aktif sistemler ise elektrik üretimi, soğutma gibi amaçlarla kullanılmaktadır. Termal sabit sistemlerde güneş enerjisi toplanır, ısıya dönüştürülür ve bir akışkana transfer edilir. Bu sistemlerde düz plakalı kollektörler, yüksek kapasiteli kollektörler ve güneş havuzları tipinde toplayıcılar kullanılmaktadır. Fotovoltaik sistemlerde sistemin temelini, yüzeyine gelen güneş ışığını doğrudan elektrik enerjisine çevirme özelliği olan güneş pili adı verilen yarı iletken maddeler oluşturur. Fotovoltaik piller, farklı türde yarı iletken madde kullanılarak yapılırlar. Silisyum, güneş pillerinin çoğunun üretiminde kullanılan yarı iletken maddedir. Günümüzde ticari ortamda bulunabilen belli başlı türler monokristal, polikristal, ince film ve amorf silisyum pillerdir. Mono ve polikristal pillerin verimleri % 14, ince film amorf silisyum pillerin ise % 7 civarındadır. Yapay uyduların elektrik enerjisi fotovoltaik toplayıcılardan sağlanmaktadır. Fotovoltaik toplayıcılar, maliyetlerinin yüksekliği ve %10 civarında düşük verimlerde çalışmaları nedeniyle yaygın kullanım alanına sahip değildir Rüzgar Enerjisi Rüzgâr türbinleri tarihçesiyle ilgili değişik dokümanlara rastlanmakla birlikte, en eski rüzgâr kuvvet makinesi olan yel değirmeninin, bundan 3000 yıl önce İskenderiye yakınlarında yapıldığı tahmin edilmektedir. Mısır, İran ve Uzak Doğu da görülen yel değirmenleri, Orta Doğu uygarlıklarından, Haçlı seferleri sırasındaki etkileşim ile Avrupa ya geçmiştir[12]. Rüzgâr enerjisi; çevre üzerine olumsuz etkisi yok denecek kadar az olan yenilenebilir ve çevre dostu bir enerji kaynağıdır. Fosil yakıtlarla elektrik enerjisi üretmenin neden olduğu çevresel hiçbir sorun, rüzgâr enerjisinde yoktur. Yapılan araştırmalarda, 500 kw lık bir rüzgâr türbininin ağacın yaptığı CO 2 temizleme işine eşdeğer bir iş yaptığı belirlenmiştir. Ayrıca, dünya genelindeki elektrik enerjisi ihtiyacının sadece %10 luk kısmının 2025 yılına kadar rüzgâr enerjisinden sağlanması durumunda atmosfere salınan CO 2 emisyonunun yılda 1.41 Gton azalacağı öngörülmektedir[13]. Meteoroloji Genel Müdürlüğü tarafından yapılan rüzgâr hız ölçümlerine göre 6.5 m/s nin üzerindeki rüzgâr hızları değerlendirildiğinde, Türkiye kara rüzgâr potansiyeli MW; rüzgâr hızının m/s olduğu yerlerdeki rüzgâr potansiyeli ihmal edilip rüzgâr hızının 7.0 m/s nin üzerinde olduğu bölgeler dikkate alındığında, Türkiye kara rüzgâr potansiyeli MW olarak belirlenmiştir. Ayrıca rüzgâr hızının 6.5 m/s nin üzerinde olduğu alanlarda Türkiye deniz rüzgâr potansiyeli MW olarak tespit edilmiştir[14] Jeotermal Enerji Jeotermal enerji, yer kabuğunun derinliklerinden kaynaklanan yenilenebilir ve temiz bir ısı enerji kaynağıdır. Jeotermal enerji günümüzde, ekonomik olarak, enerji dönüşüm teknolojileri ile elektrik üretiminde veya doğrudan ısıtmacılıkta, kağıt dokuma, kerestecilik ve ağaç kaplama endüstrilerinde kullanılır. Türkiye zengin jeotermal kaynaklara sahip olup, potansiyel olarak dünyanın 7. ülkesi konumundadır. Ülkemizde jeotermal enerji araştırma çalışmaları 1962 yılından beri MTA Genel Müdürlüğü tarafından yürütülmekte olup, bugüne kadar sıcaklıkları C nin üzerinde olan 170 jeotermal sahanın varlığı ortaya konulmuştur. Bu sahaların büyük bir bölümü Batı Anadolu da bulunup yüksek sıcaklıklara sahiptir. Dünyadaki jeotermal sistemler, levhaların çarpışması sonucu aktif kıta kenarlarında, okyanus ortası sırtlarda, aktif kıta yarıklarında (riftlerde) ve volkanik adalar üzerinde bulunurlar. Zayıflık zonlarına bağlı olarak oluşan tektonik ve aktif volkanik kuşaklar boyunca kuzey ve güney Amerika kıtasının batı kıyılarında (Amerika, Meksika, El Salvador, Nikaragua, Kostarika, Arjantin) Akdeniz ülkelerinde (Türkiye, Yunanistan, İtalya) doğu ve güneydoğu Asya ülkelerinde (Çin, Tayland, Filipinler, Endonezya), Yeni Zelanda, Japonya, Portekiz in Azor adalarında, Afrika kıtasında (Kenya, Etopya) ve İzlanda da jeotermal kaynaklar bulunmaktadır Biyokütle Enerjisi Biyokütle enerjisi, yeşil bitkilerin güneş enerjisini fotosentez yoluyla kimyasal enerjiye dönüştürerek depolaması sonucu oluşan biyolojik kütle ve buna bağlı organik madde kaynaklarını içerir. Bunlar bitkisel kaynaklar, orman ürünleri, tarımsal ürünler, hayvansal atıklar, belediye atıkları ve enerji bitkileri şeklinde özetlenebilir. Dünya üzerine gelen enerjinin yaklaşık % 1 lik bir kısmı biyokütleye dönüştürülerek karbonhidrat şeklinde depolanmaktadır. Fotosentez sırasında üretilen organik maddelerin yakılmasıyla açığa çıkan CO2, daha önce bu maddelerin oluşumunda kullanıldığından biyokütleden 89

90 enerji edilmesinde çevre, sera etkisi açısından korunmuş olacaktır. Biyokütle enerjisi teorik bir potansiyele sahip olsa da, pratikte ne kadar başarılı sonuçlar vereceği belirsizdir. Bazı uzmanlar dünya üzerindeki tarımsal ve ormansal kaynaklar sayesinde biyokütlenin 21.yy enerji ekonomisinin temelini oluşturacağını ileri sürmektedir. Birleşmiş Milletler tarafından bir çalışmada, özellikle enerji üretimine dönük bir şekilde yetiştirilen bitkiler sayesinde 2050 yılı civarında bugünkü dünya enerji gereksiniminin %55 ini karşılanabileceği ortaya konmuştur. Biyokütlenin yenilenebilir olması, her yerde yetiştirilmesi, kolaylıkla depolanabilmesi gibi avantajları vardır. Ayrıca biyokütlenin kırsal alanlarda yetiştirilmesi, bu yörelerin ekonomik olarak gelişmesine yardımcı olacaktır. Günümüzde biyokütle özellikle endüstride çok yaygın olarak kullanılabilmektedir. Bu amaçla biyokütleden elektrik, kimyasal hammaddeler ve sıvı yakıtlar elde edilebilmektedir. [9] Nesta, Lionel., Vona, Francesco. ve Nicolli, Francesco. (2014), Environmental Policies, Competition and Innovation in Renewable Energy, Journal of Environmental Economics and Management, cilt. 67, s.3, ss [10] Özdamar, A., 2001, Rüzgar enerjisi ve rüzgar türbinlerine genel bakıs, Yenilenebilir Enerji Kaynakları Sempozyumu, Izmir, [11] Kırk-Othmer, Encyclopedia of Chemical Technology, John Wiley and Sons Inc., New York, 11, 995, (1980). [12] Özgener, Ö Türkiye de ve Dünya da Rüzgâr Enerjisi Kullanımı, Dokuz Eylül Üniversitesi Mühendislik Fakültesi Fen ve Mühendislik Dergisi, cilt 4, sayı3, s ]. [13] Aydın, İ Balıkesir de Rüzgâr Enerjisi, Eastern Geographical Review, cilt 18, sayı 29, s [14] KAYNAKLAR [1] Prug, Thomas & Christopher, Flavin & Janet L., Savin. (2005). Petrol Ekonomisini Değiştirmek, Dünyanın Durumu 2005 Küresel Güvenliği Yeniden Tanımlamak, TEMA Vakfı Yayınları, İstanbul, ss [2] Yılmaz, İlker & Mustafa İlbaş & Şükrü Su. (2003). Türkiye Rüzgar Enerjisi Potansiyelinin Değerlendirilmesi, Yeni ve Yenilenebilir Enerji Kaynakları Sempozyumu, TMMOB, 3-4 Ekim 2003, Kayseri, ss [3] Önder, İzzettin. (2001). Yeni Dünya Düzeni ve Enerji Politikaları, Türkiye Üçüncü Enerji Sempozyumu, TMMOB, Ankara, ss.8-18 [4] Büyükmıhcı, M. Kemal. (2003). Yenilenebilir Enerji Kaynakları Avrupa Birliği Ülkelerindeki Uygulamalar ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Tarafından Hazırlanmakta Olan Kanun Tasarısı Taslağı Çerçevesinde Planlanan Önlemler, Yeni ve Yenilenebilir Enerji Kaynakları Sempozyumu, TMMOB, 3-4 Ekim Kayseri, ss [5] Dıncer, Ibrahim. ve ACAR, Canan. (2015), A Review on Clean Energy Solutions for Better Sustainability, Internatıonal Journal Of Energy Research, cilt.39, S. 5, ss [6] Kırkpatrıck A. Justin ve BENNEAR, Lori S. (2014), Promoting Clean Energy Investment: An Empirical Analysis of Property Assessed Clean Energy, Journal of Environmental Economics and Management, cilt.68, S.2, ss [7] Doğan, Seyhun. ve TÜZER, Mutlu. (2011), Küresel İklim Değişikliği ve Potansiyel Etkileri, Cumhuriyet Üniversitesi İktisadi ve İdari Bilimler Dergisi, cilt.12, S.1, ss [8] Jones, Aled W. (2015), Perceived Barriers And Policy Solutions in Clean Energy Infrastructure Investment, Journal of Cleaner Production, cilt.104, ss

91 Provence 4 - Challenges With The Rehabilitation and Conversion of A 250MW Coal Fired Unit To A Biomass Plant Ulrich BALKE Uniper Technologies GmbH Uwe Schwandt Uniper Technologies GmbH ABSTRACT In April 2013 Uniper launched an ambitious project in the south of France, involving the conversion of the Provence 4 coal-fired 250MWel unit (the Plant ) into a predominantly biomass-fired 170MWel unit and plant life extension of an additional 20 years. The work was procured in two lots based on a competitive FEED Study: Lot 1 Fuel Handling Equipment and Lot 2 Conversion and Life Extension. The presentation showcases how technical solutions were developed, mitigation measures were initiated and the project executed. In addition to describing the project execution, specific problems typically encountered in revamping and conversion projects will be discussed. Consideration will be given to different tasks and the points of view of the Contractor, Plant Operator and Owner s Engineer. UNIPER The energy landscape has shifted. Changing customer behavior, new technology, and increasingly global markets are creating two distinct energy worlds. The classic energy world has the indispensable task of ensuring security of supply. Alongside this, a new world of distributed energy solutions is emerging. Uniper is an international energy company with 13,000 employees, combining a portfolio of technologically advanced large-scale assets with outstanding technical and commercial expertise. These assets and capabilities enable us to deliver flexible, bespoke, competitively-priced energy products and services with agility, precision and speed. Uniper Technologies (UTG) is Uniper s focal point for high value and strategic engineering services along the asset life cycle, across technologies and regions. As Uniper s project management hub, UTG is responsible for full scope major asset project delivery, both from a technical and a commercial perspective. UTG executes these projects based on proven competence and experience in project governance, project management, engineering, procurement, site and commissioning management. Due to its long track record in developing and running plant, UTG has a deep knowledge and understanding of specific operational requirements, which can be built into project designs from the outset. Comprehensive specialist engineering resources and capabilities enable UTG to deliver large projects using EPC or multi-lot (>50 major lots) procurement approaches, whichever offers the most cost effective customer solution. THE PROVENCE 4 CONVERSION PROJECT The Provence Power Station is located in the Provence- Alpes-Côte d Azur (PACA) region of South-Eastern France. It was established over 50 years ago in order to generate electricity using locallymined coal. The three original 55MW units were decommissioned. Unit 4, a 250 MW unit, is in service since Unit 5, a 600MW unit, was commissioned in In 1995 Unit 4 underwent a major renovation, with the original steam turbine being repowered by a new Circulating Fluidized Bed (CFB) boiler capable of meeting tightened emission standards whilst continuing to use the local high-sulphur coal. To maintain the plant s economic performance, both units were later switched to South African coal, supplemented by the use of petcoke. Figure 1. Provence Generation site. 91

92 In 2011/12, as part of Uniper s biomass strategy initiative, a feasibility study on the conversion of the coal-fired unit into a biomass-fired one was conducted. The study showed that the CFB unit is wellsuited technically for conversion from a coal into a biomass unit and a design was developed to enable the switch from a fuel mix of 50% coal / 50% pet coke, to 85% wood (clean and waste) and 15% coal (high ash residues from coal washing). The boiler modifications are relatively minor compared to the majority of the conversion work. The project implementation works, commenced in April 2013, focused on life extension, reliability and performance improvement, the installation of biomass storage and handling, and additional flue gas cleaning to also allow the combustion of waste wood. Procurement for the projects was performed in two lots based on a competitive FEED Study: Lot 1 Fuel Handling Equipment: The scope commences with the truck unloading and delivery facilities, and extends to the end of the biomass conveyors at the inlet flanges of the buffer silos located at the boiler house. It includes new fuel storage buildings; an area for round wood reception and with chipper; fuel screening and the conveyors to the boiler house. Lot 2 Conversion and Life Extension: The scope comprises the conversion, life extension of the boiler (from the buffer silos to the emission control equipment) and life extension plus performance improvement of the water steam cycle and steam turbine. Figure 2. P4B new wood storage, buffer silos structure and new fabric filter. The conversion and lifetime extension of the CFB boiler, originally built in 1995, comprises: truck unloading bays for wood chips, new wood storage and transport equipment for the biomass designed for total biomass consumption of 900,000 t/a, max. 1000m³/h; the exchange of the super-heater and re-heater surfaces in the external beds of the CFB; renewal and extension of the majority of the refractory of the CFB boiler; modified/new bed and fly ash handling (ash to be used in building industry); new flue gas cleaning equipment: SNCR, shift of desulfurization from CFB to an additional, new fabric filter with upstream dosing of activated carbon and CaOH2 suitable for meeting challenging local emission limits for waste wood combustion; status assessment of boiler drum, evaporator and main steam pipe work, new HP-Bypass station; and new boiler protection logic. Life extension and performance improvements of the water steam cycle, in operation since 1967, include: new supply of high efficiency steam turbine internals (rotors, blades, internal casings, glands) for HP, IP, LP turbines and feed water pump turbine; replacement of 3 out of 7 feed water heaters, new condenser tubing; new feed water sampling and additive dosing; status assessment and revamping of steam turbine valves and outer casings, cooling tower, heaters, low temperature pipe work and all other auxiliary services; exchange of the hydrogen-cooled generator with an aircooled generator; and new turbine control and protection system. In addition, a cost-efficient exchange of the overall DCS, maintaining existing actuators and sensors wherever possible, was executed in order to meet current state-ofthe-art automation and safety standards. Furthermore, the capability for future steam extraction (up to 12% of cold reheat steam) for local industry was implemented. The various conversion and life extension works were executed after the completion of detailed plant inspections, which involved taking the plant out of service and partially dismantling it. As expected, some of these detailed inspections revealed various major and minor defects that required rapid assessment and decisionmaking to be made (e.g. contract variation on existing lots, or new scope extension, repair replacement now/later or not at all despite Contractor s opinion). Some examples, which posed a high risk to the project, include: longitudinal cracks in horizontal evaporation tubes in the nozzle floor of the combustor; hundreds of minor and some significant cracks in outer turbine casings; and cracks in downcomers at the boiler steam drum. The presentation will provide additional examples of project execution issues as well as the development of solutions and counter-measures taken in order to reduce the impact on project budget and schedule. Also included in the presentation are recommendations with respect to: 92