www.icci.com.tr
20. ULUSLARARASI ENERJİ VE ÇEVRE FUARI VE KONFERANSI
20th INTERNATIONAL ENERGY AND ENVIRONMENT FAIR AND CONFERENCE
24 25 26 NİSAN / APRIL - 2014
9-10-11. Salonlar / Halls - Istanbul Expo Center
th
ENE
THE MRJİ VE ÇE
EETIN VRE S
G POI EKTÖ
NT OF
ENERGRÜNÜN B
Y AND ULUŞ
ENVIR MA NO
ONME KTA
NT SE SI
CTOR
BİLDİRİLER l PROCEEDINGS
Özel Sponsorlar / Special Sponsors
Altın Sponsor
Gold Sponsor
Ana Basın Sponsoru
Main Press Sponsor
www.icci.com.tr
th
ENE
THE MRJİ VE ÇE
EETIN VRE S
G POI EKTÖ
NT OF
ENERGRÜNÜN B
Y AND ULUŞ
ENVIR MA NO
ONME KTA
NT SE SI
CTOR
BİLDİRİLER l PROCEEDINGS
Destekleyenler
De
e ek e
/ Supporters
uupporte
o terss
İş Ortakları / Business Partners
Düzenleyen / Organized By
“BU FUAR 5174 SAYILI KANUN GEREĞİNCE TOBB (TÜRKİYE ODALAR VE BORSALAR BİRLİĞİ) İZNİ İLE DÜZENLENMEKTEDİR”
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
© Bu kitapta yayınlanan yazı ve grafiklerin her hakkı mahfuzdur. Sektörel Fuarcılık A.Ş.’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 A.Ş. The responsibility of all presentations and ads
belong to their authours and owners.
Sektörel Fuarcılık A.Ş.
Balmumcu Bahar Sok. No: 2/13
Beşiktaş/İstanbul
Tel
: (0212) 288 00 46
Faks
: (0212) 211 38 50
web sitesi : www.sektorelfuarcilik.com
Baskı ve Cilt / Şan Ofset
Ayazağa
Tel: 0212 289 24 24
III
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
İÇİNDEKİLER / INDEX
Nükleer Teknoloji Transferi ve Toplam Kalitenin Önemi
A.Beril TUĞRUL ...........................................................................................................................................1
Multilevel Inverter Optimisation for Grid Connected Photovoltaic Plants
Ammar MOUSSI, Greg ASHER, Wafa BOUCHRIT ....................................................................................5
Wide Range of Low Cost Fossil Fuels Suitable For CFB Main Fuel
Ari KOKKO ................................................................................................................................................10
Etkin Enerji Yönetim Sistemi
Bayram Çağdaş KARA, Gülay BOZDAĞ ...................................................................................................15
Rüzgâr Enerjisinin Potansiyelinin Belirlenmesi ve Türbin Seçimi
Bayram KÖSE, Mesut YAZICI, Ziyaddin RECEBLİ, Mehmet ÖZKAYMAK ...............................................21
Optimising Operation and Revenue from Large Combustion Plant
Cezmi BİLMEZ, Kadem Berker YAŞAR .....................................................................................................27
2030 EU Climate and Energy Goals
Dr. Christian F. HAELLMIGK......................................................................................................................32
Non-Spinning Power System Reserves Enabling An Efficient Integration Of Renewables
Christian HULTHOLM ................................................................................................................................37
Akarsu Santrallerinin Kurulu Gücünün Belirlenmesinde Akım Ölçümlerinin Olmadığı
Yerlerde Debi Süreklilik Eğrisinin Elde Edilmesi
Duygu KARAGÖL, Prof. Dr. Bihrat ÖNÖZ .................................................................................................42
Energy Potentials of The Wastes and Practices In The World
E.Işıl Arslan TOPAL, Murat TOPAL ...........................................................................................................48
Usage of Solid Wastes as Energy Sources
E.Işıl Arslan TOPAL, Murat TOPAL ...........................................................................................................52
Dünya Petrol Piyasasındaki Değişimlerin İncelenmesi ve Ülkemiz Açısından Değerlendirilmesi
Ediz ÇITAK, A. Beril TUĞRUL ...................................................................................................................57
Developments & Power Plant Configurations with MWM Gas Engines
Emel ESENDİR ..........................................................................................................................................61
Rüzgâr Enerjisi Romanının Türkçeye Tercümesi
Emrah ÇETİN, Ferhat DALDABAN ............................................................................................................64
Yenilenebilir Enerji Kaynağından Beslenen Elektrik Güç Sistemleri İçin Hibrit Enerji Depolama
Teknolojileri
Engin ÖZDEMİR, Adem ÇALIKER, İsmail Murat KOÇ ..............................................................................68
Environment and Performance of Solar Power Plants - How Evironmental Parameters
Can Affect Performances of Solar Power Plants And How To Measure The Critical Quantities
Federico PASQUINI ...................................................................................................................................73
IV
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Nükleer Teknoloji Transferi İçin Türkiye Değerlendirmesi
Garry D. LAXTON, Marian CONSTANTIN ................................................................................................77
Kılcal Borulu Sistem ile Isıtma ve Serinletme
Hadi ŞEN, Selçuk METE ............................................................................................................................81
Akdeniz Üzerinde Güneş Kulesinin Tasarımı ve Analizi
Hüseyin YAĞLI, Yrd. Doç. Dr. Yıldız KOÇ, Mehmet ÇEVİK, Sadullah DEMİR, M. Akif YILDIRIM,
M. Can SOUKSU, Eyyüp YILDIZ, Prof. Dr. Ali KOÇ ..................................................................................86
Teknoloji - Güneş Isıl Enerjisinde Fırsatlar ve Uygulamalar
İ.Hakkı TIĞLI ..............................................................................................................................................91
Organik Rankine Çevrimi (ORC) Tasarım Uygulaması
İbrahim GÜNAYDIN, Tacettin İLERİ, Ali ERİŞEN, Yahya DOĞU ..............................................................93
Rüzgâr Ölçüm Sürecinde Verilerin Güvenliği ve Transferi
İskender KÖKEY ........................................................................................................................................98
Emerging Issues for Future Power Supply Systems
Jacob KLIMSTRA .....................................................................................................................................102
Smart Utilities with ICT – The Networked Society at Play
Marco Li VIGNI .........................................................................................................................................105
Dry Cooling Technology in The Turkish Market: Future Perspectives for Highly Performing,
Energy Efficient Air Cooled Condensers
Marianna CAPUTO ..................................................................................................................................111
Proven CCPP Technology with The Siemens H-Class in Samsun And Bandırma II
Martin WILKENING ..................................................................................................................................114
Atık Gaz Sistemlerinde Enerji Tasarrufu
Muammer AKGÜN, Erkin ÇETİN .............................................................................................................118
[ArvidaTM] Arşimet Vidalı Türbin ve Generatörler
Muhammed Doğuşhan KARA ..................................................................................................................123
Sektör ve Yatırımcı İçin Doğru Proje Geliştirmenin Önemi
Murat DURAK ...........................................................................................................................................127
TRB1 Bölgesi Hidroelektrik Enerji Potansiyelinin Değerlendirilmesi
(Elazığ-Malatya-Bingöl-Tunceli)
Murat TOPAL, E.Işıl Arslan TOPAL .........................................................................................................130
Isı Köprüleri
Neşe ŞIK ..................................................................................................................................................134
Smart Power Generation Grid Stability and Reserve Operation in Turkey
Niklas WÄGAR .........................................................................................................................................137
V
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Bioconversion of Coal Fired Power Stations
Preben MESSERSCHMIDT, Thomas KROGH ........................................................................................141
The Value Proposition of Circulating Fluidized Bed Technology for The Utility Power Sector
Robert GIGLIO .........................................................................................................................................145
Pressure Safety for The Energy & Power Generation Industry
Roger BOURS ..........................................................................................................................................152
Elektrikli Ev Aletlerinde Enerji Tasarrufu ve Stand-By Prizi
Seçkin ÖZCAN .........................................................................................................................................156
Endüstriyel Tesislerde “Tracing” Olarak, Buhar Yerine Elektrik Kullanmanın Avantajları
Dr. Selahattin KÜÇÜK, Ali Utku ÇAN .......................................................................................................160
The Chemical Exergy of Petroleum Derived Fuels
Selçuk BILGEN, Ayça TAC, Fatih SAYLAN .............................................................................................166
A Correlation Depending On The Elemental Analysis For Estimating of The Chemical Exergy Value
of Bio-Oil Obtained From Fast Pyrolysis of Biomass
Selçuk BILGEN, Lokman Murat AYYILDIZ, Sedat KELEŞ ......................................................................170
Global Energy Consumption
Selçuk BILGEN ........................................................................................................................................174
Akıllı Şebekelerde Ağ Güvenliği
Seydi MİHMANLI, Gökhan BÖLÜK ..........................................................................................................178
Solar Energy at Market Price: The Production of Solar Process Heat – An Ecological and
Economical Addition for Industrial LNG-Users
Sibylle BERGJOHANN .............................................................................................................................182
A Modern Firing System and Retrofit of A T-Type Steam Generator
Dr. Silke JÄHRIG, Dr. Christian STORM, Dr. Bernhard PINKERT, Dr. Stefan HAMEL...........................186
Atıksu Arıtma Çamurlarının Türkiye’deki Durumu ve Enerji Üretiminde Değerlendirilme Olanakları
Tufan SALAN ...........................................................................................................................................190
Fast Pyrolysis of Sweet Tree
Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Tuncay ŞEKERCİ, Kamil KAYGUSUZ .......................................................196
Gasification Product Composition
Turgay KAR, Selçuk BİLGEN, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ ...........................................................200
Catalytic Upgrading of Bio-Oil
Turgay KAR, Sedat KELEŞ ......................................................................................................................204
Energy Turnaround and Consequences for Conventional Power Stations
Wolfgang A. BENESCH ...........................................................................................................................208
Advantages of Suplementary Firing System Usage in HRSGs
Yücel BOZBAŞ, Dr. Selahattin KÜÇÜK, Mustafa KARAMÜRSEL...........................................................212
VI
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
NÜKLEER TEKNOLOJİ TRANSFERİ VE
TOPLAM KALİTENİN ÖNEMİ
A. Beril TUĞRUL
İstanbul Teknik Üniversitesi, Enerji Enstitüsü
Bu bağlamda, nükleer fisyon reaksiyonunun kontrollü şekilde
meydana geldiği ve fisyon sonucu açığa çıkan enerjiyi
elektriğe dönüştüren tesisler olan nükleer santrallerde çevre
ile uyum ve de uygun işletim şartlarının sağlanmasına ilişkin
olarak nükleer güvenlik önde gelen konu olmaktadır. Bu
çalışmada, nükleer santrallerle ilişkili her üretim ve hizmet
için her aşamada kalitenin öne çıkarılması ve bu bağlamda
faaliyetlerin yürütülmesi ve değerlendirilmesi esas alınarak
nükleer santral elemanlarının kalite standartları üzerinde
durulmaktadır.
ÖZET
Nükleer güvenliğin sağlanması büyük ölçüde kalite
güvence ile ilgili olmaktadır. Bu konu, “kalite” ve “toplam
kalite” kavramını gündeme getirmektedir. Nükleer santraller
için durum değerlendirildiğinde, nükleer santralin kurulma
aşamasında tercih edilecek eleman, sistem ve santral tipi
için kalite halkası uygulamasının esas olması gerekmektedir.
Kalite halkasında yer alan faaliyetler kapsamında, kuruluş içi
kalite ve kuruluş dışı kalite yer almaktadır. Nükleer santraller
için her iki faaliyet de ayrı ayrı önem arz etmektedir. Kalite
yönetiminin gerçek sorumluluğu üst yönetime ait olmakla
beraber, kaliteye ulaşım; nükleer tesisin ve/veya nükleer
santrale ürün üreten veya hizmet veren tesislerin tüm
kademelerindeki yönetsel çalışanların, tesisin tasarımından
yapımına, işletiminden bakım onarımına kadar görev alan
tüm elemanlarının ve dolayısı ile hizmet ve ürün üretecek
tüm kuruluşların katılımıyla gerçekleşecek bir olgu
durumundadır.
2. KALİTE VE TOPLAM KALİTE KAVRAMI
Nükleer güvenliğin sağlanması büyük ölçüde kalite güvence
ile ilgili olmaktadır. Bu konu, “kalite” ve “toplam kalite”
kavramını gündeme getirmektedir. Kalite; “Bir ürün veya
hizmetin belirlenen veya olabilecek ihtiyaçları karşılama
kabiliyetine dayanan, özelliklerin toplamı” olmaktadır[1].
İleri teknolojilerde ve yüksek kalite istenen tesislerde,
dolayısıyla nükleer santraller için kalite standartlarında ileri
bir niteleme itibar görmektedir. Bu da “kalite güvence”dir[1].
Kalite güvence; “kalite temini” kadar “kalite kontrolü” de
kapsayan bir kavramdır. Bu bağlamda, kalite güvence
yadsınamaz bir olgu olmaktadır.
1. GİRİŞ
Günümüzde her tür faaliyet için, çevre ile uyum
çerçevesinde gelişim, insanoğlunun dünyadaki varlığı ve
refah düzeyini koruyup artırarak sürdürmek için bir ön şart
durumundadır. Kalkınmanın belki de en önemli girdisi olan
enerji, küreselleşmenin de etkisiyle alınan ve satılan bir
meta haline gelmiştir. Enerjiyi ucuza üretmek ve kullanmak
kadar çevre ve insan sağlığını gözeterek enerji üretimi
yapmak, sürdürülebilir kalkınma anlayışı için de kaçınılmaz
olmuştur.
Kalite güvence tanım olarak, ürün veya hizmetin kalite için
belirlenen istekleri karşılamak maksadıyla, yeterli güveni
sağlaması için gereken planlı ve sistematik faaliyetlerin
bütünüdür[2]. Nükleer teknolojide kalite güvencesi; belli
bir “kalite politikası” içinde bilinçli bir kalite yönetimi” ile
bir “kalite sistemi” oluşturulmasını gerektirmektedir. Bu
ise, “toplam kalite” kavramını gündeme getirmektedir. Bir
başka deyişle, nükleer santraller için her üretim ve hizmet
için, tüm aşamalarda kalitenin öne çıkarılması ve bu
bağlamda faaliyetlerin yürütülerek, değerlendirilmesi esas
olmaktadır[3-6].
Üretim ve özellikle de sanayinin talebi olan enerji üretimi,
büyük boyutlu tesis ve santrallerin kurulmasını gerekli
kılmaktadır. Bir kuruluşun performansında temel faktör ise,
ürün ve hizmetlerinin kalitesidir. Buradaki önemli sözcük
“kalite”dir.
Herhangi bir ürün, sistem veya hizmet kalitesini etkileyen,
ihtiyaçların belirlenmesinden, belirlenen ihtiyaçların yerine
getirilip getirilmediğinin araştırılmasına kadar aşamaları
kapsayan birbirine bağımlı faaliyetlerin kavramsal
modeli olmaktadır[1,2,7]. Öz olarak belirtilmek istenirse,
“kalite halkası”, bir modeldir ve toplam kaliteyi ifade
etmektedir(Şekil 1).
Günümüzde her sektörde bu ön şart geçerli olmakla beraber
nükleer teknoloji için ayrı bir önem taşımaktadır. Zira,
nükleer teknoloji bir ileri teknolojidir ve nükleer santraller
birim hacimden büyük enerji üretiminin sağlandığı tesisler
olmaktadır.
1
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Şekil 3. Nükleer santrallerde kalite faaliyetleri.
Burada, özellikle şu hususu belirtmek yerinde olacaktır
ki; belirlenen koşullar tam olarak karşılanamadığı sürece
kalite halkası tamamlanmış sayılmaz. Bu husus sadece
nükleer santral için değil, nükleer santralde kullanılacak
eleman ve sistemleri üretecek olan firma ve tesisler için
de aynen geçerli olmaktadır. Bu konu, “nuclear grade”, bir
başka deyişle nükleer teknoloji seviyesinde bir kalite ile
çalışılmasını ifade etmektedir. Dolayısıyla, “Kalite Halkası”
olgusu; teknoloji, gelişmişlik ve güvenilirlik açısından önem
arz etmektedir. Bu bağlamda, kalite halkası kavramı farklı
alan ve sistemlere, optimum ve uygun çözümlere ulaşmak
açısından uygulanması gerekli bir model oluşturmaktadır.
Kalite yönetiminin gerçek sorumluluğu üst yönetime ait
olmakla beraber, kaliteye ulaşım, nükleer tesisin ve/veya
nükleer santrale ürün üreten veya hizmet veren tesislerin
de tüm kademelerindeki yönetsel çalışanlarla, tesisisin
tasarımından yapımına, işletiminden bakım onarımına kadar
görev alan tüm elemanlarının katılımıyla gerçekleşecek bir
olgudur[5].
Şekil 1. Kalite halkası.
3. NÜKLEER SANTRALLERDE KALİTE VE KALİTE
HALKASI
Nükleer santraller için durumu değerlendirecek olursak,
kurulma aşamasında tercih edilecek eleman, sistem ve
santral tipi için kalite halkası uygulamasının esas olması
gerekmektedir. Bir başka deyişle, nükleer teknoloji
uygulamalarında kalite halkası modeli tarzında faaliyetler
manzumesinin oluşturulması bir zorunluluk olmaktadır.
Dolayısıyla, kullanılacak eleman ve sistemlerin seçimine ve
bunların montajından işletime alınmasına kadar ve işletimi
esnasında kalite halkası modelinin uygulanıyor olması
şarttır. Bu bağlamda, nükleer tesislerde kalite halkası her
sistem, her eleman ve nihayet tüm tesis için gereklidir.
Kalite halkasında yer alan faaliyetler;
• Kuruluş içi kalite
• Kuruluş dışı kalite
olarak ayrılabilir. Her iki kalite faaliyeti de nükleer tesisler
için büyük önem arz etmektedir ve çoğu kez birbirinden
ayrılamaz faaliyetleri içermektedir. Kalite halkası
bağlamında nükleer santrallerde kalite faaliyetleri Şekil 3’te
şematik olarak gösterilmektedir.
Bu durum, kalite halkasında yer alan ilgili aktivitelerin tümüyle
yöneticilere bağlı olmadığı olgusunu da beraberinde getirir.
Bu husus, özellikle yönetsel, teknik ve idari personelin kalite
konusunda bilinçli ve eğitimli olmaları zorunluluğunu ortaya
çıkarmaktadır.
Buraya kadar ekonomi üzerinde durulmamıştır. Ancak, enerji
santrali tipleri arasında ve enerji kaynakları arasında önemli
bir rekabet ve tercih nedenini ekonomi oluşturabilmektedir.
Burada asıl olan, hangi enerji santrali tipi için olursa olsun,
kalite kavramı ile hareket edilmesinin ve kalite halkasının
benimsenmiş olmasıdır.
Diğer santrallerden ileri olarak nükleer santrallerde
ekonomiden önce kesinlikle kalitenin gelmesi önem
arz etmektedir. Daha sonra, ulaşılan maliyet veya birim
maliyetler bazında rekabet söz konusu olmaktadır. Bir başka
deyişle, nükleer santrallerde rekabet; kaliteden fedakarlık
etmeden gerçekleştirilir. Bununla beraber sürdürülebilir
kalkınma kavramının gelişmesiyle diğer santraller için
de kalite kavramı öne çıkmaktadır. Bu şartlarda da artan
farklı santral kaynak maliyetleriyle birlikte nükleer santraller
rekabet edebilirliğini korumaktadır.
Şekil 2. Kalite halkası.
2
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
4. NÜKLEER TEKNOLOJİYE
KURULUŞLARDA KALİTE
HİZMET
Kalite yönetimi ile kalite halkası aktivitelerinin hayata
geçirilişi sırasında belki de başka hiçbir santral ve/veya tesis
için olmadığı kadar farklı mevzuata uygun olarak hayata
geçirmenin gerçekleştirilmesi gerekmektedir[9-10]. Bu
mevzuatlar, ulusal ve uluslararası bağlamda bulunmaktadır.
Şekli 6’da nükleer santraller ve ilgili faaliyetler için mevzuat
hiyerarşisi şematik olarak gösterilmektedir.
EDEN
Nükleer santrallere eleman, sistem veya hizmet üreten
kuruluşların ifade edildiği üzere kalite güvence ve kalite
halkası uygulaması ile üretim yapıyor olması gerekmektedir.
Bir başka deyişle, hammadde alımından pazarlamaya
kadar tüm tasarım, mühendislik ve imalattan, pazarlama
ve servise kadar her aşamada nitelikli ve mevzuata uygun
eylemlerin yapılıyor olması gerekmektedir. Şekil 4’te kuruluş
malikinin; hammadde, tedarik, tasarım, mühendislik, imalat
ve yerinde montaj çalışmalarında kalite temin ve kalite
kontrol işlemleriyle tümüyle kalite güvence şartlarıyla yerine
getirilmesi şematik olarak gösterilmektedir.
Şekil 6. Nükleer santrallere ilişkin kalite güvencede mevzuat
hiyerarşisi.
Nükleer reaktör siparişlerinin artmasıyla, uluslararası
tedarikçilerin kalite güvence konusunda yeni bir
organizasyona gittikleri görülmektedir. 2011 yılında kurulan
bu organizasyon (NQSA - Nuclear Quality Standard
Assosiation) ISO 9001 kalite kontrol sisteminden öte,
ana tedarikçilerden ayrı, alt tedarikçilerin de uymak
durumunda oldukları kalite sistemini ortaya koymakta
olup, tüm tederikçilerin tescillenmiş kuruluşlar tarafından
belgelenmesini sağlamaktadır. Şekil 7, NQSA’nın genel
çalışma felsefesinin ana hatlarını vermektedir[11].
Şekil 4. Nükleer santrale hizmet verecek kuruluşlarda maliklerin
sorumluluğu.
Söz konusu kuruluşların sürekli teknolojik gelişimi takip
etmesi de önem arz etmektedir. Fazla olarak müşteri ve
ilgili denetim kuruluşlarının kontrollerine da açık olmaları
gerekmektedir[8]. Nükleer santrallerle hizmet verecek
kuruluşların kalite güvence bağlamında yerine getirmeleri
beklenen eylemleri ve bunların birbiriyle etkileşimi Şekil
5’te şematik olarak gösterilmektedir.
Şekil 7. NQSA’nın genel çalışma felsefesi.
5. SONUÇ
Ülkemizin nükleer santral kurulması için tercih ettiği model
olan “yap-işlet” modeliyle bağdaşabilecek nükleer teknoloji
transferi içinde “kalite yönetimi” ve “kalite halkası” kavramı
önem arz etmektedir. Bu kapsamda, nükleer teknolojiye
girme konusunda yol alan ülkemiz ve bu konuda yer alacak
Şekil 5. Nükleer santrallerle hizmet verecek kuruluşların kalite
güvence bağlamında yerine getirmeleri beklenen eylemler.
3
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[11] NSQ 100, 2014, A New Nuclear Standard Dedicated
to Quality of The Supply Chain, Nuclear
Quality Standard Associations, http://www.nqsa.org/
publications.html .
sanayi kuruluşlarının yapmaları gerekenler hayli detaylı
şekilde ifade edilmektedir.
Akkuyu nükleer santrali için Rusya ile imzalanan anlaşmadan
sonra, Ocak 2014’te de Japon-Fransız konsorsiyumu
ile Sinop’ta nükleer santral kurulmasına yönelik önemli
bir aşama kaydedilmiş bulunmaktadır. Akkuyu için yerli
katkının olabildiğince sağlanmasına çalışılmaktadır. Ancak,
yerli katkının Sinop nükleer santrali için daha yüksek olacağı
beklenmektedir. Bu bağlamda, ülkemiz firmalarının konuyu
bilinçli bir yaklaşımla ele almaları ve değerlendirerek yerli
katkının olabildiğince yükseltilmesi için destek vermeleri
gerekmektedir.
SUMMARY
Nuclear industry as a whole has found that its traditional
perception of quality assurance (QA) was not contributing
to plant safety and reliability as meaningfully as it could
and should do. Quality assurance (QA) comprises all
planned and systematic actions for nuclear power plants
that are necessary to provide adequate confidence that a
structure, system, or component will perform satisfactorily
in service. Quality supply and quality control will also have
the highly importance phenomena in related activities
of nuclear industry. Attributes of a QA program include
procedures, recordkeeping, inspections, corrective actions,
and audits. Therefore, total quality management (TQM)is
essential for supplying nuclear safety. In here, quality ring
that means quality improvement or self-improvement study
group composed of a small number of employees and
their supervisor should be applied for all suppliers. All the
activities can be describe in two concepts, these are; internal
and external quality procedures which are both important
for nuclear industry. QA programs and their implementation
for nuclear steam system suppliers; architect-engineering
firms; suppliers of safety-related and commercial-grade
products and services; calibration and testing laboratories;
and holders of national authority for construction permits,
operating licenses, and combined licenses in qualityrelated areas. In conducting these inspections, the
authority’s objective is to determine whether licensees and
their contractors are meeting the agency’s requirements.
Consequently, quality is fundamental concept for all
stakeholders of nuclear industry.
Gerçekte, nükleer teknolojiye hizmet verecek kuruluşların
önemli kazanımları olacaktır. Zira, ileri bir teknoloji elemanını
yüksek kalite ile imal eden ulusal kuruluşlarda, genel imalat
kalitesi de yükselecektir. Bu ise, firmaların gelişmeleri,
dünya pazarlarına açılmalarında başarılı olmalarına yol
açacak ve markalaşmalarını sağlayacaktır. Dolayısıyla,
genel olarak ülke üretimi için bir kazanım sağlanacaktır.
KAYNAKLAR
[1] TSE, “Kalite Sözlüğü” Standardı, Türk Standartları
Enstitüsü Standardı, TS 9005, 1992.
[2] TSE, “Kalite Sistemleri - Üretim ve Tesiste Kalite
Güvencesi Modeli“, Türk Standartları
Enstitüsü Standardı, TS 9002, 1992.
[3] TUĞRUL, A.B., “Nükleer Santraller ve Kalite”, Nükleer
Enerji ve Çevre Sempozyumu, Bildiri
Kitabı, Edirne, 1996.
[4] TUĞRUL, A.B., “Nükleer Enerjide Nükleer Güvenlik
Felsefesi ve Kalite Güvence”, Enerji
Politikaları Sempozyumu, Bildiri Kitabı, s: 37-47.
Çanakkale, 2000.
[5] TUĞRUL, A.B., “Nükleer Teknolojinin Türk Sanayisine
Yapacağı Katkı ve Sağlayacağı Kalite
Güvencesi”, ÇNAEM, Bilgiler, Sayı: 24, s: 2-3, Eylül
1996.
[6] TUĞRUL, A.B., “Nükleer Teknoloji Transferi İçin
Türkiye Değerlendirmesi”, 19. Uluslararası Enerji
ve Çevre Konferansı ICCI-2013, İstanbul, 24-26
Nisan 2013, CD Bildiri Kitabı, s: 1-5.
[7] TSE 9000 “Kalite Yönetimi ve Kalite Güvencesi
Standartları- Seçim ve Kullanım Kılavuzu”,
Türk Standartları Enstitüsü Standardı, 1992.
[8] Westinghouse, Quality Management System - Revision
7, 2013.
[9] IAEA, Documentation Structure Of The Quality
Assurance Programme, Quality Assurance for
Safety in Nuclear Power Plants and Other Nuclear
Installations, Code and Safety Guides Q1-Q14,
Vienna, 1996.
[10] IAEA Safety Standards, “Regulatory control of nuclear
power plants Part A”, Textbook, Vienna,
2002.
4
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
MULTILEVEL INVERTER OPTIMISATION FOR GRID CONNECTED
PHOTOVOLTAIC PLANTS
Ammar MOUSSI
LARHYS Lab. University of Biskra
Greg ASHER
University of Nottingham
Wafa BOUCHRIT
LARHYS Lab. University of Biskra
Because of the low efficiency of the solar cell, which is not
higher than 20%, the high initial price of the PV installation
and the nonlinearity of the I-V, P-V characteristics, the
optimal use of such system is important to improve the
global conversion efficiency. This operation is known as
“Maximum Power Point Tracker” MPPT so after building
rather expensive renewable solar energy system, its
recommended to operate the conversion scheme at its
highest utilization efficiency. Nowadays, Photovoltaic
grid connected systems are widely applied especially in
industrialised countries as a complement to convectional
mains supply. Various power converters are investigated
from line commutated to the multicellular ones. The
multilevel shows high superiority especially for high power
application[1,2].
ABSTRACT
Nowadays, there is a growing interest for renewable energy
sources. Solar energy is indeed the most famous source
used as a complement to conventional power. In order
to inject PV power to the mains supply, different inverter
topologies are used. Commonly, multilevel inverters are
preferred for high voltage applications. Transformerless
inverters are preferred in respect to their higher efficiency.
PV systems lend themselves naturally suited for such
applications by dividing a PV array in appropriate subarrays.
This paper discusses a grid connected PV source tied to
the mains supply through a multilevel inverter controlled
by a FLPWM strategy. The main objective approves the
effectiveness of a low frequency PWM to generate a pure
sinusoidal wave which reduces switching losses especially
at large power conversion scale.
In PV applications, because of their high non linearity, Fuzzy
Systems have become popular because they are able to
solve difficult nonlinear control problems, exhibit robust
behavior, and present linguistic representations. Further it
has been reported that fuzzy controllers are more robust to
plant parameter changes than classical PID controllers and
have better noise rejection capabilities[3-5].
Fuzzy logic control systems may provide a better
performance than those conventional non-fuzzy. They have
some capabilities which are:
(1) on line adaptive search of maximum power
(2) robustness to solar intensity and temperature variation
and
(3) no need of external sensors for solar intensity and
temperature measurements.
1. INTRODUCTION
There is an ever increasing energy demand, due to
industrial development and population growth, motivating
research and technological investments related to
energy efficiency improvement and generation issues[1].
Photovoltaic conversion from sunlight to electricity has
become substantially less costly an more efficient in recent
years. This method of energy conversion presents some
advantages, such as simplicity, modular construction,
flexibility on utilization, high reliability and low maintenance.
Hence, Photovoltaic power generation is growing
significantly worldwide. In 2012 the annual market was
estimated at 77.5 billion dollars backing approximately
900,000 jobs. Cumulative global power is greater than 100
GW corresponding to an annual electricity production of
120 TWh. The market forecasts assumes a global annual
installation, ranging from 27 to 47 GW (50-70 billion euros
of investment) in 2015 and from 59 to 135 GW (79-129
billion euros investment) in 2020. In Europe, in 2012,
nearly 17 GW was connected to the grid from a cumulative
capacity of about 69 GW. PV produces more than 2.5% of
the electricity demand in Europe
The most problem in fuzzy systems is to define membership
functions and rules, to overcome this problem an automatic
method like the genetic algorithms is proposed.
In this paper, the genetic algorithm scheme is adopted to
extract fuzzy rules of an FLC for a power grid Multilevel
connected system.
2. MODELING OF PV – MULTILEVEL DC/AC
INVERTER SCHEME
The power conversion scheme used in the present work is
shown in Figure 1. Where the DC/AC power converter is a
5
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
five levels NPC type multimevel converter one as depicted
in Figure 2.
(4)
Figure 1. Schematic
diagram of the solar
power plant.
Rs =
Ns
R
N P S pqnel
(5)
Rsh =
Ns
R
N P Sh pqnel
(6)
The thermal voltage Vth and the reverse saturation current
Io are successively identified by:
I=
(V
+ I op ⋅ Rs − Voc )
op
⎛ I ⎞
log⎜⎜1 − op ⎟⎟
⎝ I sc ⎠
⎛ (V + I ⋅ R )⎞
I 0 = (I SC − I 0 )exp⎜⎜ − op op S ⎟⎟
Vth
⎝
⎠
Figure 2. Five level
NPC multilevel
inverter.
(7)
(8)
To adapt equation (1) for other levels of solar radiation and
temperature we can utilize the SANDSTROM model. This
model translates the reference point (Iref, Vref) to a new point
(I, V) via equations (9) to (13):
a) PV converter modeling
The photovoltaic array is connected to the electric utility
via a 5 level neutral point multilevel inverter. The PV array
converts the sun light energy directly into electrical energy.
The system is controlled by a FLC automatically designed by
means of a genetic algorithm (GA) in spite of disturbances
such as changes in the solar radiation level (caused by
clouds).The objective of the control system is to maintain
the maximum power at the output of the inverter and of
course ensure obey to power source constraints regarding
to frequency and voltage fluctuation and harmonic content.
The I-V characteristic of the PV array can be represented
by the following nonlinear equation[4]:
ΔT = T − Vref
(9)
(10)
⎡ ⎛ (V + I ⋅ RS )⎞ ⎤ (V + I ⋅ RS )
⎟⎟ − 1⎥ −
(1)
I = I SC − I 0 ⎢exp⎜⎜
Vth
Rsh
⎠ ⎦
⎣ ⎝
ΔV = − β ΔT − Rs ΔI
(11)
V = Vref + ΔV
(12)
I = I ref + ΔV
(13)
Figure 3 shows typical output Current-Voltage and PowerVoltage characteristics of the PV array as a function of solar
radiation.
Where:
I : PV array output current,
Rsh : PV array equivalent shunt resistance,
Isc : PV array short circuit current,
Io : PV array reverse saturation current,
Rs : PV array series resistance,
Vth : PV array thermal voltage.
The parameters of the PV array which identify equation (1)
are related to the parameters of the solar panel as follow:
I sc = N P I SC panel
(2)
I 0 = N P I 0 pqnel
(3)
Figure 3. PV panel characteristics:
a) current-voltage b) power-voltage
6
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
b) Multilevel inverter modeling
Recently, industry has begun to demand more and more
high-voltage high-power equipments, such as large AC
motor drives, UPFC, HVDC and STATCOM. For this
reason, multilevel inverters have become an effective
and practical solution for high-voltage and high-power
application field. As described in many literatures, using
multilevel technology, the voltage stress on switches
is reduced, the harmonic distortion of output voltage is
diminished and the rate of voltage and power is increased
too[1][2]. Among all multilevel topologies, three-phase fivelevel neutral- point-clamped (NPC) PWM inverter is the
most widely used and investigated topology at present.
Figures had shown below demonstrate the ability of such
configuration to afford a steady sinewave with low harmonic
distortions beside the low commutation frequency reducing
therefore power losses and increasing system efficiency.
Figure 6-7 show inverter phase voltage output for 2250 Hz
and 10 Khs currier frequency. One can see the quality of the
filtered output voltage. Figure 8. gives a clear comparison
between a three (3) and five (5) level inverter for both
frequencies for various amplitude index (ma) in matter of
THD.
100
80
2
60
1.5
40
Voltage Vao (v)
Vref,Vp
1
0.5
0
-0.5
20
0
-20
-40
-1
-60
-1.5
-2
-80
0
0.002 0.004
0.006 0.008
0.01 0.012 0.014
Time (s)
0.016 0.018
-100
0.02
Figure 4. Reference signal and four currier wave.
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
Time(s)
0.06
0.07
0.08
0.09
0.1
Figure 5. Output phase voltage before filtering.
80
60
Voltage (v)
40
20
0
-20
-40
-60
-80
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
time(s)
0.06
0.07
0.08
0.09
0.1
Figure 6. Output phase voltage and spectral analysis after filtering, ma=0.8 and fc= 2250Hz
80
Fundamental (50Hz) = 52.38 , THD= 1.24%
100
60
90
80
Amplitude (% du Fondamental)
Voltage (v)
40
20
0
-20
-40
70
60
50
40
30
20
10
-60
0
-80
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05 0.06
Time (s)
0.07
0.08
0.09
0
50
0.
Figure 7. Output phase voltage and spectral analysis after filtering, ma=0.8 and fc= 10KHz
7
100
150
200
250
order harmonique
300
350
400
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
25
20
THD%
3. SIMULATION RESULTS AND DISCUSSION
3N,f=2250HZ
3N,f=10KHZ
5N,f=2250HZ
5N,f=10KHZ
The next simulations results show the effectiveness of the
solutions adopted either for maximum power tracking or
ensuring a high quality power signal injected to the mains
supply. For the suggested FLC, for any solar radiation a
table of rule base case was taken.
15
10
The system efficiency can be evaluated by calculating the
power ratio λ between the output power and the reference
power which represents the maximum power that can be
generated under given conditions which is given as[3].
5
0
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Figure 8. Total Harmonic Distortion as a function of Modulation
Index and Currier Frequency.
(14)
Through theses waveforms, one can make the following
deductions:
- output voltage quality is highly improved be increasing
frequency and amplitude indexes (mf, ma).
- this improvement is mostly affected by mf. It is obvious
that THD is almost the same for 3 and 5 level inverter at
10 KHz.
- from spectral analysis, all harmonic are below 6% which
falls into the permitted range.
The power ratio is herein evaluated approximately at
λ=99.99%. Figure 10.
c) Genetic fuzzy system
An incremental fuzzy logic controller, is proposed to the
solar power plant. The complete control scheme is depicted
in Figure 9.
Figure 10. Power ratio.
For a step change in solar radiation (200 to 800 W/m2), the
controller track instantaneously the maximum power point
altering thus the DC bus voltage and adjusts the PWM reference voltage thereafter to maintain the output voltage
amplitude conform the mains supply imposed one Figure
11-15.
00
Figure 9. Proposed FLC schematics.
Time (s)900
800
The membership functions used in the present paper are
assigned using the following 7 basic fuzzy subsets. Where
N, Z, P, NB, NM, NS, ZE, PS, PM, PB are: Negative, Zero,
Positive, Negative Big, Negative Medium, Negative Small,
Zero, Positive Small, Positive Medium, Positive Big.
Voltage (V)
700
600
Vop
VGPV
500
400400
300300
The rules are coded by integer numbers that represent the
index of fuzzy sets (from 1 to 7) that appear in the consequent part of the rule. The chromosome that represents
this fuzzy rule set has a size of 21. The initial population
is randomly generated. In this work, one point crossover,
standard mutation and elitist selection were used[3-5].
200200
100100
00
0.520.2 0.540.3 0.560.4 0.580.5 0.60 .6
Time (s)
-4000.7 -3000.8 -2000.9
Figure 11. PV generator output and optimal voltage.
8
-1001
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
100
12
80
800w/m
200w/m
Optimal point
60
8
Current (A)
40
Voltage Vao (v)
10
6
20
0
-20
-40
-60
4
-80
2
0
-100
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
Time(s)
0.06
0.07
0.08
0.09
0.1
Figure 14. Output voltage for a step change in solar insolation.
0
100
200
300
400
500
600
Voltage(v)
700
800
900
1000
400
Figure 12. Optimal operating point on the IV characteristic.
300
3
200
100
Voltage VA
(v)
2
-100
1
Vref,Vp
0
-200
0
-300
-400
0.4
-1
0.42
0.44
0.46
0.48
0.5
0.52
Time (s)
0.54
0.56
0.58
0.6
Figure 15. Output voltage after filtering.
-2
-3
0.42
0.4
0.46
0.48
0.5
0.52
0.54
M..FRIEDHOFER “A Fuzzy logic based Photovoltaic
Peak Power tracking Controller” IEEE Renewable
Energy, pp. :.300-305, 1998.
[4] J.Y.Ke, K.S.TANG and K.F. MAN and P.C.K. LUK
“Hierarchical Genetic Fuzzy Controller for a Solar
Power Plant” IEEE, pp : 584-588, 1998.
[5] H. MASHALY and all “Fuzzy Logic Controller For
Photovoltaic-Utility
Interfacing
Scheme”
IEEE
Transactions on Energy, pp: 715-718, 1994.
0.56
Time (s)
Figure 13. Reference and currier. wave
IV. CONCLUSIONS
In this work, the main objectives were observed and fulfilled perfectly; the genetic algorithm used to optimize the
FL rules for different solar radiation has proven its effectiveness. Low harmonic content also shows the efficiency of
multilevel inverters. The next step is to use the multicellular
inverters matched to separate DC sources, in our case PV
generator sub-groups, in order to improve system power
capacity.
REFERENCES
[1] L.M. TOLBERT, F. Z. PENG, T.G. HABETLER,
“Multilevel converters for large electric drives”. IEEE
Trans. on Industry Electronics, 35(1), pp. 36-44, 1999.
[2] J. RODRIGUEZ, J. S. Lai, F. Z. PENG. “Multilevel
inverters: A survey of topologies, controls, and
applications”. IEEE Trans. on Industry Electronics,
49(4), pp. 724-738,2002.
[3] M.GODOY SIMOES, N.N.FRANCESCHETTI and
9
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
WIDE RANGE OF LOW COST FOSSIL FUELS SUITABLE
FOR CFB MAIN FUEL
Ari KOKKO
Valmet Power Oy
in Tampere, Finland provides excellent possibilities for
instance to test new fuels. There are three different sizes of
test reactors for fuel testing, and the main focus during the
last fifteen years has been in utilization of renewable fuels
and low cost fossil fuels.
ABSTRACT
CFB’s biggest benefit is the capability to burn many kind of
solid fuels with very different kind of characteristics. CFB
was originally used in energy production for coal firing mainly
and the other demanding fuels came later on. The biggest
difference compared to PC technology is CFB’s capability to
fire high ash content or high moisture content fuels without
any treatment. The only requirement is to crush the fuel in
size below than 10 mm. Low cost fossil fuels such as high
ash coal (mine mouth), washing reject from coal washing
plant or coal slurry (tailings). Also petroleum coke from oil
refineries belongs to that category. All these fuels are more
or less by-products from some other processes and low
cost means mainly transportation cost.
2. CFB’S FEATURES ENABLING LOW GRADE
FOSSIL FUEL COMBUSTION
CFB technology was originally developed for chemical
industry purposes for applications where a lot of solids
are handled and circulated in a reactor and cyclone
combination. Much later it was started to use in energy
production. Starting point in energy production was to
utilize low grade fuels such as high ash coals. Circulating
fluidized bed process is based on bed material circulation
internally in combustion chamber (furnace) and via cyclone
separator which returns bed material back to furnace (see
Figure 1). This means very long combustion time for fuel
particle. CFB technology provides also very good mixing
of bed material (ash & limestone), fuel and combustion
air. Solids circulation improves also the heat transfer from
bed material to furnace walls and that feature keeps the
combustion temperature reasonably low, 850-900°C.
Technical challenges of these fuels are the high ash
content, high moisture content or high sulphur content. Pet
coke’s sulphur can easily be 6 %, making sulphur removal
efficiency the key issue affecting the feasibility of the project.
Waste coal’s ash content can be more than 60% - in coal
washery reject 75% - which is making material handling a
main challenge in boiler design. Like said these fuels can
be fired in CFB as received.
Good performance of the cyclone is a key for efficient
combustion and limestone consumption. Limestone is used
for sulfur removal. Cyclone performance determines also
the split in between fly ash and bed ash. Long combustion
time and low combustion temperature mean that very
1. INTRODUCTION
One very efficient way to fire demanding fuels, like high ash
or high moisture fuels, is fluidized bed technology.
Fluidized bed technologies available are bubbling fluidized
bed (BFB) and circulating fluidized bed (CFB). Valmet has
been manufacturing fluidized bed boilers since the 1970s.
Initially it built bubbling fluidized bed (BFB) boilers for low
calorific biofuels. In the 1980s Valmet’s products offering
was added with circulating fluidized bed (CFB) boilers for
fossil fuel and biomass in any combination. To date, Valmet
has delivered over 260 fluidized bed boilers for different
kind of fuels and fuel mixture.
Valmet has its own fluidized bed technologies, BFB and
CFB, and is actively developing these technologies. Brand
names of Valmet’s fluidized boiler are CYMIC for CFB boiler
and HYBEX for BFB boiler. Valmet’s Research Center
Figure 1. CFB process and a sideview of typical CFB boiler.
10
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Since the ash content is high the ash systems must have
very special design. Ash must be taken out from bed,
cyclone loop seal and from bag house hoppers. There must
also be a lot of redundancy in design in case one device
is out of service. Bed ash must be cooled down from bed
temperature (850-900°C) in order to minimize heat losses.
In a integrated bed ash cooler ash can be cooled down to
200°C just by using combustion air as coolant.
different type of fuels can be burned in CFB boiler. For
instance coal qualities with very high ash content can be
burned efficiently in CFB where pulverized coal (PC) boiler
is not able to do that.
In today’s modern CFB boiler it is possible to fire several
fuels with different characteristic either at the same time or
separately. That feature makes it possible to use always
fuel combination which is the most economical. Naturally
there are some limitations for fuel properties. In Valmet’s
full-scale experience list the extremes are:
• calorific value from biomass 6.5 MJ/kg to pet coke 32
MJ/kg
• moisture content up to 60% in biomass
• ash content up to 65 % in waste coal
• sulfur content up to 6-8 % in pet coke
In process side proper flue gas velocities in the boiler is very
important when considering wear and boiler’s lifetime and in
addition to that there must be extended erosion protection
in critical locations. For instance furnace free-board velocity
must be lower compared to good quality coals. The same
concerns the cyclone inlet velocity in order not to wear target
area refractory inside the cyclone. Flue gas velocities in the
2nd pass, where the convective superheaters are located,
are good to be a bit lower than with good coals due to huge
amount of ash in the flue gas.
Those fuels can be burned as single fuel or as a mixture
in CFB boiler.
3. MOST COMMONLY USED LOW COST FOSSIL
FUELS IN CFB BOILERS
3.1.2. Boiler concept for high ash coal
Valmet delivered six (6) CFB boilers for high ash coal in
years 1988-1993. All these boilers are still in operation
and are providing a good experience base for a new boiler
design. Typical gob ash content is 45-50% and heating
value is about 14 MJ/kg and with culm the ash content is
60-68% and heating value around 7.5 MJ/kg. Despite very
unusual and demanding fuel in these boilers, the reliability
figures of all these boilers have been at high level, being
95-98% of requested operation time (8200-8500 h/a). Load
factor of these plants is usually very high, about 0.9.
Some low cost fossil fuels are presented in this chapter.
Common feature of these fuels is that CFB boiler is
practically the only boiler type which is capable to burn
all these fuels. These fuels are causing some technical
challenges, chemical or physical, which shall be considered
in boiler design.
3.1. High Ash Coal
CFB technology provides an efficient way to burn high ash
or high sulfur fuels without any additional investment in fuel
preparation or in flue gas cleaning. Mining waste, or waste
coal, was land-filled decades before someone figured it out
that it can be used as a fuel in a CFB boiler. Bituminous coal
based waste (gob, ash content 50%, calorific value 14 MJ/
kg) and anthracite based waste (culm, ash content 65%,
calorific value 7.8 MJ/kg) were practically free of charge
fuels and that created a boom in late 80’s and early 90’s
in Pennsylvania USA. Power plants were built close to the
fuel piles and ash was dumped back to empty mine. Most
of the technical challenges are related to material handling
and erosion in boiler. These boilers are located next to fuel
pile and they have to take the fuel as it comes in and quite
often there is no fuel crusher. This means fuel quality and
sizing can vary a lot.
3.2. Coal Washery Reject And Coal Slurry
There is a very similar business opportunity in India as
waste coal was twenty years ago in the USA. Typical
Indian lignite has ash content 45-47% and now Indian
legislation requires coal washing plants for high ash coal
having long transportation distance (>500 km) and now the
new regulation prohibits the land-filling of the reject coming
from the washing plant. It is beneficial to tune the washing
process so that the washed coal’s quality is as good as
practically possible. This means the heating value of the
washing reject is as low as 4.4 MJ/kg (LHV) and the ash
content is about 75% DS. Even this kind of fuel is suitable
for CFB boiler as a main fuel without any support fuel and
there is no need to blend it with better quality coal. Naturally
this sets some special requirements for boiler design. That
fuel has been tested and demonstrated in semi-commercial
scale in pilot boiler with very positive results.
3.1.1. Affect to boiler design based on operational
experience
Material handling is a key focus in high ash coal boilers.
Enough capacity and redundant systems is needed in fuel
feeding and ash handling systems. Also one lesson learned
in early references is to add a fuel crusher. Basically the
fuel size is proper (<10 mm) but there are also larger
ash (rocks) particles which are accumulating in bed ash
system.
Another coal washing process produces coal slurry as a
by-product. In coal slurry the fuel and ash particles are
very fine, ash content is around 50% and moisture content
is about 35 %. Moisture content is kept high to make it
possible to pump this fuel via pipeline into the boiler. Pump
type used for that purpose is twin-screw pump and the
fuel lance going into the furnace is equipped with air blow
11
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 2. Left: Wheelabrator Frackville Energy Inc, PA, USA CFB boiler. Fuel: culm, Start-up: 1988. Steam values: 51 kg/s, 90 bar 513°C.
Right: Clarion Power, Piney Creek, Clarion,PA, USA CFB boiler, Fuel: gob, Startup: 1992, steam values: 37 kg/s, 90 bar 513°C.
to determine unburned losses (unburned carbon content
in ash). Test week confirmed that washery reject with very
high ash content can be burned in CFB boiler. Combustion
process was very stable and no support fuel was needed
with any load level during the test. Despite extremely high
ash content in the fuel, the unburned loss was very low.
distributing the fuel better in bed area. Fuel particles are
very fine –d50 is 10 μm and d90 30 μm. Also this fuel was
tested in semi-commercial scale with success.
3.2.1. Coal washery reject and coal slurry tests at pilot
scale
When doing a pre-study of coal washery reject CFB
application the fuel was researched in details in lab-scale.
Elementary analysis together with boiler balance calculations
showed that this kind of fuel can be burned in CFB without
any support fuel. Lab tests indicated that the reject size
distribution for combustion shall be the same as with any
other coal in CFBs – 90% below 6 mm. That means washery
reject shall be crushed before feeding into the boiler.
Coal slurry was tested exactly in a same way and same
equipment in Valmet Power R&D Center pilot boiler. Test
week confirmed that fuel feeding by pumping is very
sensitive to fuel moisture content. Very fine fuel particle size
was one of the concerns. Test run showed that even this
fine material is forming good circulation material assuming
there is a high performance cyclone available. Also flue gas
emissions were at the level of any other coal based fuel.
The next step was to carry out pilot scale combustion testing
of washery reject at Valmet Power R&D Center in Tampere,
Finland (Figure 3). 4 MW CFB test facility was used for
the tests. The main targets of the test campaign were to
evaluate combustibility and possible need for support fuel,
determine the ash split in between bottom and fly ash and
As a conclusion of both fuel tests was that coal washery
reject and coal slurry can be a design fuel of a CFB boiler
without any support fuel. Typically these fuels are a part of
a fuel portfolio meaning that there might be several design
fuels as a mixture or separately.
Figure 3. Left: Metso Power R&D Center in Tampere, Finland. Right: pilot CFB boiler with auxiliary systems.
12
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
system due to the tendency of the material to stick. This
sticking of the material occurs whenever there is an impact
area and when the material is damp. The fuel system shall
be designed so that fuel chutes are as vertical as possible
in order not to impact fuel chute walls. Another important
design aspect is that cross-sections in loop seal and dipleg
are large enough and fluidization of circulation material is
sufficient in all locations. In case of insufficient fluidization
there is a huge potential for bed material agglomeration in
loop seal area due to fast sulfation of calcium-oxide and
sulphur-dioxide. Circulation material is mainly calciumbased
components because ash content of pet coke is very low.
By adding inert material to the system the agglomeration
tendency is decreased remarkably. Inert material can be
sand or coal ash when co-firing a small amount of coal with
pet coke.
3.2.2. Boiler concept for coal washery reject and coal
slurry
After research phase Valmet developed a commercial fullscale boiler concept based on washery reject and coal
slurry although there are no real cases for these low cost
fuels due to reasonably low coal price at the market right
now. The first concept developed for washery reject is 30
MWe (net) as a size. It is based on 86 bar and 515°C steam
cycle and feed water temperature is 200°C. 30 MWe size
was selected to match the capacity of coal washing plant.
All the information gained in pilot test was utilized in
commercial boiler concept development with both fuels.
Reasonable velocity in the combustor, high efficiency
cyclone and conservative flue gas velocities in the back-pass
combined with extensive erosion protection everywhere in
the boiler are the key elements in the concepts with these
very exceptional fuels. Considered boiler sizes to utilize
coal washery reject or coal slurry as a design fuel are quite
much depending on the case. Boiler design can be easily
scaled-up in the range of 30-125 MWe.
3.3.2. Operational experience and references
The Manitowoc Public Utilities plant is a 63 MWe CFB boiler
plant with steam values of 60 kg/s, 541°C and 103 bar. It
can burn either 100% bituminous coal or 100% pet coke or
any combination in between. The boiler is capable to fire
100% pet coke without any agglomeration risk when the bed
is supplemented with sand feed. Plant people have found
an economical optimum with 93% pet coke and 7% coal
without sand addition. The boiler has been in continuous
operation since fall 2006.
3.3. Petrolium Coke
Pet coke features are very low volatile content (5-10%),
low ash content (<1 %) and high sulfur content (5-8%). Pet
coke has traditionally been a low cost fuel and that has
made it very popular among CFB project developers. CFB
technology is practically the only boiler type, which can
utilize pet coke as a main fuel. Low cost is naturally the
main driver to use pet coke and the highest cost adder is
sulfur removal, i.e. limestone consumption.
Roquette Americas CFB boiler is a 75 MWe CFB boiler
plant with steam values of 80 kg/s, 82 bar and 510°C.
Also in Roquette the boiler is designed to fire from 100%
pet coke to 100% bituminous coal or having any mixture
in between. Roquette is not having any additional sand
feeding but blending coal and pet coke all the time. Coal
on pet coke are mixed before boiler day silos in both of
these plants and that helps in fuel feeding meaning less fuel
sticking in feeding system. Roquette CFB boiler has been in
continuous operation since 2008.
Pet coke’s sulfur content is very high making the sulfur
capture one of the key issues when calculating the plant
feasibility. Typically high sulfur content fuel can achieve
reasonably high sulfur capture figures with Ca/S ration
about 2. In practice that means about 95% SO2-reductions
with that molar ratio. Pet coke also has a very low volatile
content. Therefore NOx formation is much less compared to
bituminous coal. Fuel is mainly fixed carbon and therefore
circulating solids have high carbon content, which reduces
NOx emissions. Assuming combustor temperature is 900°C
or less, today’s NOx emission limit (for instance EU’s 200
mg/Nm3) can be achieved without ammonia injection.
When firing pure pet coke, the chemistry of circulating solids
is very challenging. The bed material is lime and calcium
sulfate– limestone is calcined immediately in the furnace
– and the circulating gas contains a high concentration of
SO2. Very fast sulfation and locally inadequate fluidization
may lead to bridges between particles and finally this forms
larger agglomerates. Fine limestone and low content of
inert material in circulating solids are the major contributors
to this phenomenon.
Figure 4. Left: Manitowoc pet coke fired CFB boiler; Right: Roquette
Americas pet coke fired CFB boiler.
4. CONCLUSIONS
The biggest benefit of CFB boilers is the capability to
burn a large variety of different kind of low grade solid
3.3.1. Affect to boiler design
Pet coke can be difficult to move through the fuel handling
13
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
fuels. CFB provides also multifuel capability meaning that
several fuel components can be burned simultaneously
in CFB boiler. Low grade fuels are quite often technically
challenging but on the other hand fuel price is very low.
Then a transportation cost of the fuel can be the same as
fuel price and the only feasible option is to build the boiler
close to the fuel source.
Different kind of waste coals and mining waste or even coal
washing reject can be burned in CFB boiler while the good
quality coal is burned in PC boilers. Also pet coke is one of
the fuels only CFB boiler can burn as well as many waste
base fuels can be burned in larger scale and more efficiently
only in CFB boiler. CFB technology provides high efficiency
and excellent flue gas emission performance. Using low
cost fossil fuels in CFB is very feasible alternative when
considering a new power plant project.
14
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ETKİN ENERJİ YÖNETİM SİSTEMİ
Bayram Çağdaş KARA
Gülay BOZDAĞ
Pikotek Mekanik ve Kontrol Sistemleri
Pikotek Mekanik ve Kontrol Sistemleri
ÖZET
takip edilmektedir. Söz konusu analizler senaryo haline
getirilerek işleyişle eşleştirilmekte, aykırı durumlar tespit
edilerek uyarı ve bilgilendirme mesajları üretilmektedir.
Etkin Enerji Yönetim Sistemi; işletmenin enerji tüketim
profilini analiz ederek, enerji tüketiminin etkin bir şekilde
yönetilmesini sağlamak için geliştirilmiş bir sistemdir.
Sistem; tesis süreçleriyle ve tesis verileriyle entegre, esnek
donanım ve yazılım mimarisine sahip, mevcut tüm donanım
tiplerini, iletişim altyapılarını ve protokolleri destekleyen,
gelecekteki uygulamalara kolay uyarlanabilir bir ürün
ailesini içermektedir.
Sistem aynı zamanda merkezi bir yapı üzerinden ulaştığı
tarifeler ile tüketim profilini karşılaştırarak en uygun tarifeyi
tespit etmektedir. Mevcut altyapının uygunluk durumuna
göre otomatik tarife talebi göndermekte ya da kullanıcının
talebi gerçeklemesi için gerekli yönlendirmeleri yapmaktadır.
Sistemin aynı zamanda “eylem planı oluşturma” yeteneği
mevcuttur. Söz konusu tarifelere uyulması için gerekli
eylem planları otomatik olarak oluşturulmakta; eylem planı
gereğince hatlar öncelik sıralarına göre aktif veya pasif
edilebilmektedir.
Sistem temel olarak Saha Veri Toplama Üniteleri (SVTÜ) ve
Ana Veri Toplama Ünitesi (AVTÜ) birimlerinden oluşmaktadır.
SVTÜ ve AVTÜ birimleri üzerinde etkin enerji yönetimini
sağlamak amacıyla “Makina Öğrenmesi” ve “Yapay Zeka”
algoritmaları içeren yazılım modülleri koşturulmaktadır. Söz
konusu algoritmalar sayesinde; sistem tarafından toplanan
veriler yorumlanmakta ve enerjinin etkin olarak yönetilmesini
sağlayacak çıkarımlar yapılmaktadır.
2. SİSTEM ÖZELLİKLERİ
Sistemin hedefleri; ilk adımda kullanıcı alışkanlıkları ve yük
dağılımlarını izleyerek tesisin enerji profilini oluşturmak,
otomatik raporlar ve tüketim örüntüleri üreterek enerji
tüketimi yönetmek, sistem/işletme seviyesinde enerji maliyet
tabloları oluşturmak ve CO2 salınımlarını azaltmaktır.
1. GİRİŞ
Sistem, modüler ve esnek bir yapıya sahiptir. Farklı
fiziksel arayüzleri, iletişim altyapılarını ve protokolleri
desteklemektedir. Mevcut SCADA, BMS ve ERP
uygulamalarına entegre edilebilir. Geleceğe yönelik olarak;
akıllı şehir arayüzü, bakanlık merkezi arayüzü ve şebeke
yönetim sistemi arayüzleri öngörülmüştür.
Enerji verimliliği amacıyla uygulanan “Enerji İzleme
Sistemleri” genellikle gerçek zamanlı veri toplayan ve
geçmiş veriler üzerinden raporlar üreten uygulamalardır.
Bu uygulamalar aracılığıyla anlık enerji tüketimleri detaylı
olarak izlenebilir ancak geleceğe yönelik öngörüler
çıkarmak ve iyileştirme amaçlı analizler oluşturmak
mümkün değildir. Bu tür gereksinimler bir danışman
desteğiyle ilgili veriler yorumlanarak giderilmektedir. Tarife
değişikliği gereksinimleri de sistem kullanıcıları tarafından
takip edilmektedir. Söz konusu izleme sistemlerinde tüketim
bazında limit aşımlarını izlemek için, limit değerlerin manuel
olarak girilmesi gerekmektedir.
Tesiste enerji tüketimine temel teşkil eden elektrik, su,
doğalgaz vb. tüm parametreler gerçek zamanlı olarak
örneklenmektedir. Örneklenen veriler filtreleme ve
doğrulama algoritmaları ile işlenerek; hem lokal, hem de
merkezi veritabanı üzerinde saklanmaktadır. Sözkonusu
verilerden faydalanılarak aşağıda listelenen yetenekler
gerçeklenmektedir:
PİKOTEK tarafından geliştirilen “Etkin Enerji Yönetim
Sistemi” kapsamında yukarıda belirtilen manuel işlemlerin
otomatik olarak yürütülmesini ve sistemin daha etkin
bir biçimde işletilmesini sağlayacak mekanizmalar
geliştirilmiştir. Bu amaçla “makina öğrenmesi” ve “yapay
zeka” teknikleri kullanılmıştır. Sistem tarafından toplanan
gerçek zamanlı veriler üzerinden geçmiş dönemlerin
analizleri yapılmakta, oluşan ve oluşabilecek değişiklikler
Tüketim ve enerji maliyetleri hesaplanmakta ve birim üretim bazında enerji tüketim profili oluşturulmaktadır. Toplam
enerji tüketimleri, aktif ve reaktif güç tüketimleri, alt bölgeler
veya alt sistemler bazında tüketimler saatlik, günlük, haftalık ve aylık bazda izlenebilmektedir.
15
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Etkin enerji yönetimi için eylem planları oluşturulmakta ve
işletilmektedir.
• Akıllı şehir uygulamaları ve şebeke yönetim sistemlerine
entegre edilebilmektedir.
• Web ve Mobil Uygulama arayüzü içermektedir.
• Bulut üzerinde çalıştırılabilmektedir.
Analiz ve raporlar oluşturulmaktadır. Çok sayıda parametreye göre anlık, geriye dönük ve ileriye yönelik kıyaslamalar
yapılarak, sapmalar hesaplanmaktadır. Olağandışı durumlar tespit edilmekte ve öngörüler oluşturulmaktadır. Etkin
enerji yönetimi için eylem planları hazırlanmaktadır. Onaylanan eylem planları aynı altyapı üzerinden işletilmektedir.
Eylem planı gereğince; belirli tarifelere uyabilmek adına
enerji tüketim hatları ve/veya birimleri otomatik olarak devreden çıkarılıp, durum değiştiğinde tekrar devreye alınabilmektedir.
3. YAPAY ZEKA VE MAKİNA ÖĞRENMESİ
ÇALIŞMALARI
Etkin Enerji Yönetim Sistemi kapsamında aşağıda listelenen
gereksinimleri karşılamak için yapay zeka ve makina
öğrenmesi teknikleri kullanılmıştır:
• Anlık veri işleme sırasında ayrıksı durum tespitleri,
• Kayıtlı veriler üzerinden; öngörüleme, çıkarsama, kıyaslama, sapma hesaplama ve bir sonraki aya ait fatura tahminleri oluşturma,
• Tarife öngörüleme,
• Analiz,
• İstatistik.
Söz konusu sistem ile işletmelerde %5-%25 aralığında
enerji verimliliği hedeflenmektedir. Ayrıca CO2 salınımları
azaltılacaktır.
3.1. SVTÜ Yapay Zeka ve Makina Öğrenmesi Çalışmaları
SVTÜ birimleri yukarıda tanıtıldığı gibi gerçek zamanlı veri
örnekleyen, örneklediği verileri filtreleme ve doğrulama
süreçlerinden geçirerek depolayan ve AVTÜ birimine
aktaran birimlerdir.
Şekil 1. Sistem topolojisi.
SVTÜ kapsamındaki anlık verilerin yapay zeka ve makina
öğrenmesi teknikleri ile yorumlanması için yapılan araştırma,
değerlendirme ve çalışmalar aşağıda verilmiştir:
Sistem; Saha Veri Toplama Ünitesi (SVTÜ) ve Ana Veri
Toplama Ünitesi (AVTÜ) birimlerinden oluşmaktadır. Saha
Veri Toplama Ünitesi; sahadaki enerji sayaçlarından enerji
tüketim verilerini ve algılayıcılardan tesise özel basınç, nem
vb. verileri toplamaktadır. Opsiyonel olarak üretim takibi
de yapılabilmektedir. SVTÜ birimi topladığı verileri AVTÜ
birimine iletmektedir.
Anlık verilerin işlenmesi için en uygun tekniğin “istatistiksel
yaklaşım” olduğu değerlendirilmiştir. İstatistiksel yaklaşımda; veri setindeki alt değer ve üst değer sabit olacağı için
uygunluğu sorgulanmıştır. Alt ve üst değerin sabit olarak
belirlenmiş olması, olası kapasite artışı durumlarında sürekli
ayrıksı durum oluşturacağı için adaptif bir sistem gerekliliği
belirlenmiştir.
Ana Veri Toplama Ünitesi’nin yetenekleri aşağıda
listelenmiştir:
• Saha Veri Toplama Üniteleri’nden gelen veriler toplanmaktadır. Toplam enerji tüketimleri, aktif ve reaktif güç
tüketimleri, alt bölgeler veya alt sistemler bazında tüketimler saatlik, günlük, haftalık ve aylık bazda izlenebilmektedir.
• Analiz ve raporlama yetenekleri mevcuttur. Web servisi
veya e-posta ile sunulan otomatik raporlar üretilmekte,
enerji ve maliyet raporları oluşturulmaktadır. Çok sayıda
parametreye göre kıyaslamalar yapılarak; sapmalar hesaplanmakta ve tutarsızlıklar çıkarılmaktadır.
• Birim üretim bazında enerji maliyetleri hesaplanarak,
enerji profili oluşturulmaktadır.
• Sabit ya da dinamik tarifelere göre optimizasyon sağlanmaktadır.
• Olağandışı durumlar tespit edilmekte ve öngörüler oluşturulmaktadır.
“Öğreticili” ve “Öğreticisiz” öğrenme yöntemleri ile “Pekiştirme
ile Öğrenme” yöntemlerinin anlık izleme için uygunluğu
araştırılmıştır. “Öğreticili Öğrenme” yönteminde verilen bir
veri seti için eldeki “doğru değerler” algoritmaya verilmekte
ve “doğru değerler” kullanılarak geliştirilen model üzerinden
yeni değerlerin tahminlemesi yapılmaktadır. “Öğreticisiz
Öğrenme” yönteminde ise; model elindeki veriyi işleyerek
kendi kendine çıkarsama yapmaktadır. Çıktı; yoğunluk
tahminlemesi şeklindedir. “Pekiştirme ile Öğrenme”;
sistemde bulunan bir düğümün ortam hakkında bilgiye
sahip olmadığı durumda, araştırma yaparak bilgi edinmesini
ve sonraki dönemde bu bilgiyi kullanmasını sağlayan bir
öğrenme algoritmasıdır. Bu modele göre düğüm, her birim
zamanda bir duruma sahiptir. Sahip olduğu durumda bağlı
olduğu “ilkeye” göre bir eylem gerçekleştirmektedir. İçinde
bulunduğu durum ve uyguladığı eyleme göre bir ödül
almakta ve durumunu güncellemektedir.
Öğreticili öğrenme yönteminde sınıflar dışarıdan etiketleme
16
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
yapılarak oluşturulduğu ve sisteme dışarıdan müdahale
olmadığı için, bu yöntemin sözkonusu uygulamaya
uygunluğu değerlendirilmiştir. Tesisteki kapasite artışı ve/
veya kapasite değişikliği durumlarında; “ayrıksı durumlar”ın
tespit edilmesinin sorun yaratacağı öngörülmüştür.
Adaptif yapılarda genel olarak “Pekiştirme ile Öğrenme”
yöntemi daha uygun görünmekle birlikte; her bir lokasyon
için farklı bir model yaratılması gerekmektedir ve model
yaratma süreçleri çok zaman almaktadır. Bu bağlamda
farklı yöntemlerin izlenmesi kararlaştırılmıştır. “Öğreticisiz
Öğrenme” metodunda; başlangıçta çıktı sınıfları için
dışarıdan etiketleme yapılmayacak, sistem gelen verilerin
kendi arasındaki bağlara göre “kümeler” oluşturacaktır.
Anlık veri işleme sistemlerinde gelen verilerdeki ayrıksı
durum sayıları ve zamanları belirlenemediği ve veri
değerleri belirli süreçlerde değişkenlik göstereceği için;
öğreticili öğrenme ve pekiştirme ile öğrenme modelleri
yerine öğreticisiz öğrenme modeli ile çözümleme yapmanın
daha doğru olacağı değerlendirilmiştir.
Şekil 3. K-Means kümelenme algoritması.
işlemidir. Gruplama, ilgili kümenin merkez (centroid)
değeri ile veri setindeki her objenin/nesnenin arasındaki
çeşitli uzaklık hesaplama yöntemlerine göre hesaplama
yapıp (farkın kareleri toplamının) minimumu alınarak
gerçekleştirilmektedir. Objelerin sınıflandırılması işlemi
gerçekleştikten sonra her bir sınıfa veya kümeye ilgili
etiketin verilmesi uzman bir kişi tarafından yapılmaktadır.
K-Means algoritmasının dezavantajları; küme sayısının
önceden biliniyor olmasının gerekmesi, sistem modeli
oluşturulurken kullanılacak verinin gürültü içeren (kirli,
ayrıksı durum) veriden temizlenmiş olması gerektiği, sistem
gerçek zamanlı çalışan bir sistem olduğu için algoritmanın
sürekli olarak kendisini yeni verilere adapte etmesi ve
yapının adaptif olması gerekliliğidir.
3.1.1. Modelleme çalışmaları
Makine Öğrenmesi Modelleme çalışmaları için aşağıdaki
senaryo oluşturulmuştur. Senaryo gereğince bir aylık
simülasyon verisi üretilerek veritabanına kayıt edilmiştir.
Kayıtlı veriler üzerinden ilk çalışmalar yürütülmüştür:
• Günde 3 vardiya şeklinde çalışan ve her vardiyanın enerji
tüketim aralığı birbirinden farklı bir endüstriyel tesis öngörülmüştür.
• Simülatör; belirli aralıklarla ayrıksı durumlar üretecek şekilde tasarlanmıştır.
• Değerlerin iki boyutlu grafik olarak gösterilmesi planlanmıştır.
• Grafiklerin “x” ekseni verilerin değerlerini, “y” ekseni de
verilerin sayılarını gösterecek şekilde çizdirilmiştir.
Bu sorunları çözmek için sistem içerisinde aşağıdaki çözüm
yöntemlerine başvurulmuştur:
Öncelikle “k” sayısı yani küme sayısının kaç adet olacağı
belirlenmiştir. “k” sayısı belirlenirken; vardiya sayısı
göz önünde bulundurulmuştur fakat her türlü ihtimale
karşı veriler grafiğe dökülerek tepe noktası sayıları
belirlenmiştir. Bu belirlemeden sonra küme sayısının tepe
noktası sayısı veya vardiya sayısı kadar olması gerektiği
anlaşılmıştır. Bahsi geçen vardiya kavramının; mutlaka
çalışma saatleri ile belirlenmiş bir vardiya olmayabileceği,
tesisin doğası gereği ortaya çıkmış bir vardiya yapısı
olabileceği değerlendirilmiştir. “k” sayısının vardiya sayısı
veya bir fazlası olarak da belirlenebileceği, ihtiyaç oluşursa
ayrıksı durumların bu fazlalık kümede toplanabileceği
öngörülmüştür. Sistem içerisinde zaten ayrıksı durumların
verileri temizlenmek istendiği için küme sayısı vardiya
sayısı olarak belirlenmiştir.
Şekil 2. Makina öğrenmesi simülasyonu.
Şekil 2’den yola çıkılarak; ayrıksı durumların tespiti için,
makine öğrenmesi yöntemlerinden “Öğreticisiz Öğrenme”
modelinin uygulanması ve bu amaçla “K-Means Kümeleme
Algoritması”nın kullanılmasına karar verilmiştir.
Ayrıksı durumların ayrı bir küme oluşturmasının tercih
edilmediği durumlarda, küme sayısı belirleme işleminin
ayrıksı durum verilerinin temizlenmesinden sonra yapılması
mantıklı olacaktır. Bu bağlamda; her vardiya verisi için ayrı
bir değerlendirme uygulanmıştır. Seçilen vardiyaya ait
veriler ayrıksı durumlardan temizlenmiştir. Temizlenmiş
veriler üzerinde “Normal Gaussian Distribution Yöntemi”
uygulanmıştır.
3.1.2. K-Means kümelenme algoritması
K-Mean Clustering, eldeki verileri özelliklerine göre
hiçbir sınıf bilgisi olmadan “K” sayıda kümeye gruplama
17
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
3.1.3. Normal Gaussian Distribution uygulaması
Veriler
üzerinde
model
çalıştırılmış,
“K-Means”
algoritmasından elde edilen “Outliers, Means, Centroids”
verileri kaydedilmiş ve yeni gelen verilerin hangi kümeye
dahil edildiği sorgulanmıştır. Her yeni veri için her küme
dahilinde “Outliers, Means, Centroids” değerlerine bakılarak
merkez uzaklıkları hesaplanmış ve bu uzaklıklara göre
herhangi bir kümeye dahil edilmiştir. Yeni veri hiçbir kümeye
dahil edilemiyorsa “ayrıksı bir durum” olarak yorumlanarak
alarm üretilmiştir.
Şekil 4. Gaussian formülü.
Bu uygulamada, öncelikle verilerin aritmetik ortalaması ve
standart sapmaları hesaplanmaktadır. Daha sonra her bir
veri için Şekil 4’te verilen formül uygulanmaktadır. Çıkan
sonuç belirli bir oranda hassasiyet verisi içermektedir.
Hesaplanan hassasiyet değeri önceden belirlenmiş olan
hassasiyet değerinin altında veya üzerindeyse kirli veri yani
ayrıksı durum olarak tespit edilmekte ve veri vardiya verileri
arasından çıkarılmaktadır (Şekil 6). Bu işlem tüm vardiyalar
için ayrı ayrı uygulanmaktadır. Sonuç olarak; tüm ayrıksı
durumları temizlenmiş vardiya verileri elde edilmektedir.
Adaptif bir yapı oluşturabilmek amacı ile öncelikle gelen
ayrıksı durum sayıları belirli bir zaman aralığında tutulmuştur.
Bu sayı belirli bir oranın üzerindeyse, örneğin normal durum
sayısından fazlaysa, sistem yeni baştan çalıştırılmaktadır.
Belirli bir sayıda geçmiş veri alınmakta, bu veriler üzerinden
“K” sayısı yeniden belirlenmekte, ayrıksı durum verileri
temizlenerek “K-Means” tekrar çalıştırılmaktadır. Böylece
yeni “Outliers, Means, Centroids” değerleri belirlenmektedir.
Sistem belirli aralıklarla kendi iç yapısnı güncelleyerek
değişen değer durumlarına adapte olmaktadır.
3.2. AVTÜ Yapay Zeka Çalışmaları
AVTÜ birimi yukarıda tanıtıldığı gibi sahadaki tüm SVTÜ
birimlerinden toplanan verilerin depolandığı ve yorumlandığı
birimdir. Analiz, raporlama, istatistik çıkarma, kıyaslamalar,
sapma hesaplamaları, tutarsızlıkların tespit edilmesi,
öngörüleme ve çıkarsama gibi yeteneklere sahiptir.
Şekil 5. Normal Gaussian
fonksiyonu.
AVTÜ kapsamındaki verilerin yapay zeka tekniği ile
yorumlanması için yapılan araştırma, değerlendirme ve
çalışmalar aşağıda verilmiştir:
3.2.1. Geçmişe dayalı verilerden gelecekle ilgili
çıkarımlar yapma
Bu kapsamda yapılan çalışmalarda; ayrıksı durum
tespitlerinden sonra eldeki veriler analiz edilerek tahminleme, kıyaslama, öngörüleme gibi çalışmalar yapılmıştır.
Şekil 6. Normal Gaussian
veri temizleme aralığı.
Farklı ve yapısal olarak birbirine benzer veya yakın
benzerlikte olan hatların karşılaştırılması yaparak tüketim
veya üretimler hakkında sıkıntılı durumların tespiti veya
verimlilik karşılaştırılması yapılabileceği değerlendirilmiştir.
Sistemin “öngörüleme” yapabilmesi için öncelikle bir
fonksiyon oluşturulması gerekmiştir. Bu fonksiyonun
“f(x)=a(x1)k + b(x2)m + …” gibi bir fonksiyon olması gerektiği
belirlenmiştir. Söz konusu fonksiyonla ilgili gereksinimler
aşağıda listelenmiştir:
• Geçmiş veriler önem arz ederek, geçmiş verilerden a,b…
katsayı değerleri çıkarılacaktır.
• “x” değişkenleri sistemin önem arz eden değişkenleri olacaktır.
• Kapasite artışları, fiyat veya tarife değişiklikleri, bu değişimlerin sayıları ve son birim fiyatları bu fonksiyon içerisinde önem arz edecektir.
• Cihaz bazında dur kalk sayılarının tüketime etkisi önemlidir.
• Hat bazında çalışma saatleri ve cihaz sayıları önemlidir.
Ayrıksı durumlar temizlendikten sonra Şekil 7’deki sonuca
ulaşılmıştır.
Şekil 7. Normal Gaussian ile temizlenmiş veri seti.
18
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Bir sonraki adımda belirli yaklaşımlarla fonksiyon değişken
listeleri çıkartılmıştır:
• Aylık çalışma gün sayısı
• Günlük çalışma saati
• Cihaz bazında duruş sayıları (arıza sayıları), duruş süreleri,
çalışma sürelerinin yüzdeleri
• Çalışan cihaz sayısı
• Tatiller ve bu tatillerde mesai yapılıp yapılmadığı vb.
• Mevsim
Bu veriler göz önünde bulundurularak fonksiyon çalışması
yapılmıştır ve aşağıdaki gibi bir sonuç elde edilmiştir:
Şekil 10. Düzensiz sistem akışı şeması.
Sistemde ters fonksiyon çalıştırılarak, enerji tüketim miktarını
düşürecek üretim sayısını belirleyecek bir yaklaşım da
sergilenmiştir. Bir başka deyişle; elde edilen çıktılar geri
işletilerek fonksiyon girdileri tekrar hesaplanabilmektedir.
Aynı mantıkla cihaz sayıları ve çalışma saatleri de
sorgulatılabilmektedir.
Şekil 8. Fonksiyon katsayıları belirleme matrisleri.
4. SONUÇ
Denklemdeki “a” değişkenleri sisteme etki eden girdi verileridir.
“x” değişkenleri formülü oluştururken bulunmaya çalışılan etki
katsayılarını temsil etmektedir. “b” değişkenleri de mevcut
harcama verilerini temsil etmektedir. Denklemin çözümü
üretildikten sonra katsayılar bulunarak sistem fonksiyonu
çıkarılmıştır.
Saha Veri Toplama Ünitesi (SVTÜ) kapsamında yapılan
çalışmada anlık ayrıksı durum tespitlerinde K-Means
algoritması ile sistem çalıştırılmış ve istenilen sonuçlar
alınmıştır. Hızlı, kendi kendine karar verebilen, yeni gelen
verilere adapte olabilen bir yapı oluşturulmuştur.
Not: Burada “a” değişkenlerinin bulunduğu matriste
birinci kolana “1” değerleri atanmıştır ve etkisi olmasına
rağmen sisteme ilave edilmeyen diğer etken veriler burada
toplanmıştır.
Ana Veri Toplama Ünitesi (AVTÜ) kapsamında yapılan
çalışmada veriler üzerinden fonksiyon oluşturulmuş, tesis
verileri fonksiyona girilerek tesisin çalışma şekli analiz
edilmiştir. Belirli ölçüde, gelecek periyotlara ilişkin enerji tüketim
öngörüleri oluşturulmuştur. Günlük, haftalık, aylık periyotlarda
tahminler çıkarılmıştır. Yıllık bazda fonksiyonlar oluşturabilmek
amacı ile birden çok yılın verisinin bulunması durumunda
daha tutarlı sonuçlar elde edileceği öngörülmektedir. Geçmişe
yönelik veri sayısı ne kadar çok olursa oluşturulacak modelin
başarım oranı o kadar yüksek olacaktır.
Her sistem için ayrı bir fonksiyon çıkarılamayabileceği ve
sistemin iki kademeli çalışabileceği tespit edilmiştir. Sistem
düzenli ise, yani sistemde enerji tüketimi veya üretimi belli bir
düzen içerisinde ilerliyorsa bir fonksiyon oluşturulabilecektir.
Sistem testleri kapsamındaki geçmiş veriler incelerek bir
sonraki periyodun senaryosu çıkartılmıştır. Bu senaryo
işletilerek gerçekleşen enerji tüketim miktarları kıyaslanmıştır.
Kıyaslamalara dayalı olarak uyarılar üretilmiş ve iyileştirmeler
yapılmıştır. Bu kıyaslamalar cihaz bazında, birim bazında,
departman bazında veya tüm tesis bazında yapılabilmektedir.
KAYNAKLAR
[1] CHANDHOK, C., CHATURVEDI, S. and KHURSHID, A.,
“An Approach to Image Segmentation using K-means”,
Department of Electronics and Communication
Engineering, Faculty of Engineering, Nagpur University,
August 2012.
[2] ALKAN, A. and AKBEN, S.B., “Use of K-means clustering
in migraine detection by using EEG records under flash
stimulation”, Department of Electrical and Electronics
Engineering, KSU and Bahce Vocational School of Higher
Education, February 2011.
Şekil 9. Düzenli sistem akış şeması.
Sistem düzensiz davranışlar sergiliyorsa, standart sapmalar
hesaplanacaktır, sistem takip edilerek değişen parametreler
doğrultusunda farklı standart sapma aralıkları için farklı
modeller üretilecektir (Smoothing bir yapı oluşturulmuştur).
19
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Targets of the system; in the first step to generate the
energy profile of the plant by following the user habits and
load distribution, to manage the energy consumption by
generating automatic reports and consumption patterns, to
create energy cost tables in the level of system/plant and to
reduce CO2 emission.
SUMMARY
Efficient Energy Management System; is a system
developed in order to manage the energy consumption
in an efficient way by analyzing the energy consumption
profile of the facility system; is including a product family
that is easy adaptable to future applications, integrated with
plant process and plant data, having flexible hardware and
sotfware architecture and supporting all types of existing
hardware, communication infrastructure and protocols.
System has a modular and flexible structure.Different
physical interfaces, communication infrastructures and
protocols are supported. It can be integrated to the current
SCADA, BMS and ERP applications. As for the future,
smart city interface, ministry center interface and network
management system interfaces were foreseen.
System is basically consist of Field Data Collection
Unit ( FDCU) and Master Data Collection Unit (MDCU)
components. The software modules including “Machine
Learning” and “Artificial Intelligence” algorithms are run to
provide an efficient energy management over the FDCU
and MDCU components. By means of the mentioned
algorithms; the data collected by the system is commented
and the conclusions providing to manage the energy
efficiently are made.
All the parameters such as electricity, water, natural gas
etc. that are the basis of energy consumption in the plant
are sampled in real time. The sampled data are saved in
both local and central database by being processed with
filtering and verification algorithms. The below listed skills
are implemented by means of mentioned data;
• The consumption and energy costs are calculated and
the unit production based energy consumption profile is
generated. Total energy consumption, active & reactive
power consumption, subregions or subsystems based
consumption can be monitored on hourly, daily,weekly
and monthly basis.
• Analysis and reports are generated. Due to many
parameters, the deviations are calculated by making
instant, bacward and forward comparisons.Extraordinary
situations are identified and projections are generated.
The action plans for the efficient energy management
are prepared. Approved action plans are operated over
the same infrastructure.In accordance with the action
plan; in order to comply with the certain tariffs the
energy consumption lines and/or units are automatically
deactivated and re-activated when the situation is
changed.
“Energy Monitoring Systems” applied for energy efficiency
are the applications collecting real-time data and reporting
on the historical data. The instant energy consumption
can be monitored in detail via these applications but it is
not possible to make predictions for the future and create
analysis aimed to improve. Such requirements are met
by commenting the relevant data with the support of a
consultant. The tariff change requirements are followed by
the system users. In stated monitoring systems the limit
values must be entered manually to follow the limits on the
basis of consumption.
Within “Efficient Energy Management System” developed by
PİKOTEK, the mechanisms providing the above mentioned
manual processes to be executed automatically and system
to be operated more efficiently were developed. With
this purpose “machine learning” and “artificial intelligent”
techniques were used. The analysis of the past periods are
made on the real-time data collected by the system and
the changes occuring and that may occur are followed. The
mentioned analysis was brought into scenario , warning
and informational messages are produced by detecting the
anomalous situations.
With the mentioned system in plants, the energy efficieny
within 5%-25% range is aimed. In addition, CO2 emission
will be reduced.
System determines the most appropriate tariff by
comparing the tariffs reached over a central structure
and the consumption profile at the same time. It sends
automatic tariff request depending on the availability of
the current infrastructure or make the necessary guidance
to implement user’s request. Sytem has the ability “make
action plan” at the same time. Necessary action plans are
generated automatically to comply with mentioned tariffs, in
accordance with the action plan the lines may be active or
passive according to their priority.
20
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
RÜZGÂR ENERJİSİNİN POTANSİYELİNİN BELİRLENMESİ VE TÜRBİN SEÇİMİ
Bayram KÖSE
Ziyaddin RECEBLİ
Karabük Üniversitesi, Enerji Sistemleri Müh.,
Teknoloji Fakültesi
Karabük Üniversitesi, Enerji Sistemleri Müh.,
Teknoloji Fakültesi
Mesut YAZICI
Mehmet ÖZKAYMAK
Karabük Üniversitesi, Enerji Sistemleri Müh.,
Teknoloji Fakültesi
Karabük Üniversitesi, Enerji Sistemleri Müh.,
Teknoloji Fakültesi
ÖZET
için enerji üretimine kaynaklık edebilecek yeni alternatiflere
başvurulmaktadır. Şüphesiz bunlardan biri yenilenebilir
enerji kaynaklarıdır. Yenilenebilir kaynaklar içerisinde en
çok teşebbüs edilen rüzgâr enerjisi santralleri olmuştur.
Gelişen ve büyüyen ülkemizin enerji ihtiyacı katlanarak
artmaktadır. Ülkemiz, enerji pazarında bağımlılıklardan
kurtulmak için yenilenebilir enerji payını artırmak
istemektedir. Bu alanda rüzgâr enerjisi ciddi potansiyele
sahiptir. Yatırım için rüzgâr ölçümlerinin alınması ve
rüzgâr türbinini etkileyecek faktörlerin tespit edilmesi
gerekmektedir.
Rüzgâr, dünyanın şeklinden, güneş ve kendi ekseni
etrafında dönmesi neticesinde güneşten gelen ışınlarla
yerkürenin eşit olarak ısınamamasıyla oluşan sıcaklık
farkları ve basınç değişimleriyle oluşan hava hareketleridir.
Yeryüzünün aldığı toplam güneş enerjisinin yaklaşık olarak
%2’sinin rüzgârın kinetik enerjisine dönüştüğü tahmin
edilmektedir. Bu miktarın toplam dünya enerji tüketiminin
100’lerce katı kadar olduğu düşünülecek olursa, rüzgâr
enerjisinin önemi daha iyi anlaşılmaktadır[3].
Bu çalışmada, Karabük iline bağlı Kâhyalar Köyü’nde, rüzgâr
ölçüm istasyonu tarafından 10’ar dakikalık periyotlarla elde
edilen verilerle, bölgenin rüzgâr enerjisi potansiyeli ve hakim
rüzgâr yönü belirlenmiştir. Rüzgâr hız ve güç yoğunluklarının
istatistiksel analizi yapılmıştır. Farklı firmalara ait 8 farklı
model türbin için kapasite faktörleri hesaplanmıştır. Yapılan
araştırma sonucunda bölgenin rüzgâr enerji potansiyelinin
elektrik enerjisi üretimi bakımından uygun olup olmadığı
değerlendirilmiştir.
Türkiye coğrafi pozisyonu gereği soğuk Avrupa rüzgârları
ve sıcak Asya ve Afrika sistemlerinin etkisinde olup aynı
zamanda çok geniş bir sıcaklık iklim farklılığına sahiptir[4].
Rüzgâr hızları açısından Türkiye’nin coğrafi bölgelerine
bakıldığında 10 m yükseklikte yapılan yıllık ortalama
rüzgâr hızları şu şekildedir: Marmara 3,3 m/s, Güney Doğu
Anadolu 2,7 m/s, Ege 2,6 m/s, Akdeniz 2,5 m/s, Karadeniz
2,4 m/s, İç Anadolu 2,5 m/s, Doğu Anadolu 2,1 m/s, Türkiye
ortalaması ise 2,5 m/s dir[5].
Anahtar Kelimeler: Rüzgâr Enerjisi Potansiyeli, Rüzgâr
Türbini, Weibull Dağılımı, Kapasite Faktörü
1. GİRİŞ
2. MATERYAL VE METOT
Enerji kaynakları bakımından kimi coğrafyalar daha zengin
kimi coğrafyalar daha fakirdir. Enerji kaynaklarına sahip
olmak da günümüzde yeterli olmamakta, bu kaynakları
kullanmak ve yönetmek ülkelerin kaderleri açısından önem
teşkil etmektedir. Enerji, uluslararası ilişkilerde siyasi, ticari
ve askeri alanlarda ya sebep ya da sonuç belirlemede
önemli yer tutmaktadır[1]. İçinde bulunduğumuz yüzyılda
artık ülkelerin etkinliğinin yanında devasa enerji şirketleri
de ülke geleceğine etki edebilmektedir. Enerjinin tüketimi
ülkelerin gelişmişlik düzeyini belirlemektedir. Ayrıca
tüketilen enerjinin sağlandığı kaynaklar ve üretim yöntemleri
ülkelerin bağımsızlık göstergesidir. Bu anlamda, ülke
yönetim vizyonu ve şirketlerin teşebbüsleri önemlidir.
Piyasada bulunan rüzgâr türbinleriyle, belirli bir rüzgâr hızı
aralığında enerji üretilmektedir. Bu nedenle, enerji üretim
sisteminin kurulacağı yörenin rüzgâr rejiminin bilinmesi
öncelikli ve önemli bir konudur. Rüzgârdan elde edilecek
enerjinin miktarı rüzgârın sürekliliğine, rüzgârın hızına,
rüzgâr esme süresine, rüzgâr esme yönüne ve rotor
göbek yüksekliğine bağlıdır. Enerji üretimini etkileyen en
önemli faktör rüzgârın hızıdır. Rüzgârın hızı her yerde
her yükseklikte aynı değildir. Yükseklik arttıkça rüzgârın
hızı da artış göstermektedir. Ölçüm yapılan yükseklikten
daha yüksek kule yükseklikleri için rüzgâr hızının
hesaplanmasında ise, pürüzlülük önemlidir. Ölçümler
sonucunda bölgenin pürüzlülük değeri de hesaplanmalıdır.
Uluslararası Enerji Ajansı (IEA)’nın tahminlerine göre
bilinen petrol rezervlerinin 40 yıl, doğalgaz rezervlerinin
62 yıl ve kömür rezervlerinin 216 yıl sonra tükeneceği
tahmin edilmektedir[2]. Enerji talebine cevap verebilmek
2.1. Rüzgâr Enerjisi Potansiyelinin Belirlenmesi
Rüzgârdan güç elde edilmesinde birçok parametre etkili
olmaktadır. Elde edilecek güç, rüzgârın hızının kübüyle
21
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
doğru orantılıdır. Rüzgârın hızı iki katına çıktığı taktirde
elde edilecek güç 8 katına çıkmaktadır. İkinci olarak rotorun
taradığı alan elde edilecek güçle doğru orantılıdır. Eğer
rotorun alanı iki kat artırılırsa elde edilecek enerji yaklaşık
dört kat artmaktadır. Türbinden elde edilecek enerjinin
miktarı havanın yoğunluğu arttıkça artmaktadır.
30, 50 ve 60 m yüksekliklerde hızölçerler, 30 ve 58 metrede
yön ölçerler yerleştirilmiştir. Ayrıca ölçüm direğinde sıcaklık
ve nemölçerlerle birlikte sistem enerji ihtiyacını karşılamak
için PV panel kullanılmıştır. Ölçüm direğinde 10’ar dakikalık
periyotla ölçümler logger cihazıyla kaydedilmekte ve her an
internet ortamından takip edilebilmektedir.
Rüzgârdan elde edilen gücü veren bağıntıda(1); P(v) watt
cinsinden, ρ havanın yoğunluğunu ifade edip ρ=1.145 (kg/m3)
olarak alınır, A ise rotorun taradığı alanı ifade etmektedir ve
(m2) alınır, V ise rüzgârın hızını ifade etmektedir (m/s) alınır.
2.3. Rüzgâr Hızı ve Yönü Ölçümleri
Rüzgâr hızı ölçümleri 2013 yılı 9. ayın 21. günü başlamış,
2014 yılı 1. ayın 18. gününe kadar devam etmiş, 10’ar
dakikalık veriler alınmıştır. Aylara göre saatlik ortalama
hızlar Şekil 1’de görülmektedir.
(1)
Denklem (1)’de görülen Cp değeri ise betz katsayısıdır
ve rotor verimi olarak kabul edilir. Betz yasası, bir rüzgâr
türbininden teorik olarak elde edilecek enerji veriminin
maksimum %59 olacağını göstermektedir ve gerçek değer
genelde bu değerden daha düşük gerçekleşmektedir.
Daha fazla rüzgâr hızı elde etmenin bir diğer yolu da türbinleri
daha yüksek kulelere monte etmektir. Yüzey pürüzlülük
katsayısı bilinen noktada ölçüm alınan yükseklikten daha
yüksek bir noktadaki rüzgâr hızı denklem (2) ile kolaylıkla
hesaplanabilir.
Şekil 1. Aylara göre saatlik rüzgar hız değerleri.
Elde edilen 2653 saatlik veri değerlendirilerek rüzgâr
hızlarında meydana gelen esme sayıları belirlenmiştir (Şekil
2). Bu 2653 saatlik sürede yönlere göre esme frekansları
hesaplanarak rüzgâr gülü grafiği oluşturulmuştur (Şekil 3).
Kuzey yönü sıfır (0) derece kabul edilerek yapılan
(2)
Denklemde Vri istenilen yükseklikteki hız; Vrö ölçüm yapılan
yükseklikteki referans hız değeridir; Hö ölçüm yapılan
referans yükseklik; Hi hızının bilinmesi istenilen yükseklik;
μ Helman pürüzlülük katsayısıdır.
2.2. Rüzgâr Ölçüm Yer Bilgileri
Rüzgâr ölçüm direği Karabük il merkezinin güneybatı
kesiminde Kâhyalar köyü mıntıkasında yer almaktadır.
• Konumu: (41°08'57,29" K 32°33'46,65" D)
• Rakımı: 610 metre (ölçüm seviyesi)
• Rakıma göre hava yoğunluğu, basınç ve sıcaklığın
tam olarak bilinmediği noktalarda denklem (3)’ten
anemometrelerin bulunduğu rakım (z) değerlendirilerek
ρ=1.145 (kg/m3) olarak bulunmuştur.
Şekil 2. Rüzgar hız-frekans değerleri.
(3)
Arazide ölçüm direği Filyos çayının açmış olduğu vadiye dik
olarak uzanan dağın yamacında bulunmaktadır. Ağaçların
yüksekliği kurulması düşünülen rüzgâr türbini göbek
yüksekliğinin 1/3 yüksekliğini geçmemektedir. Ölçüm alınan
bölgenin en önemli avantajı ise enerji nakil hatlarına çok
yakın olmasıdır.
Karabük için dikilen ölçüm direği 60 metre çelik kafes tipi
tercih edilmiştir. Ölçüm cihazlarının kalibrasyonu yapılarak
ölçüm direğine montajları yapılmıştır. Ölçüm direği üzerinde
Şekil 3. Hakim
rüzgar yönü.
22
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
için tahmin edilebilmesi gibi faktörlerdir. Weibull dağılımı,
boyutsuz şekil (k) ve rüzgâr hızı ile aynı birime sahip
ölçek (c) parametrelerinden oluşan iki parametreli bir
dağılımdır. İki parametreli Weibull dağılımı olasılık yoğunluk
fonksiyonunun denklemi (8)’de yer almaktadır.
değerlendirmede 60 derece kuzeydoğu hâkim rüzgâr yönü
olarak saptanmıştır.
Türbülans yoğunluğu rüzgâr hız ortalamasının, standart
sapmasına oranı olarak bilinmektedir. Hesaplamada
kullanılan VORT değeri denklem (4)’ten yararlanılarak
3,124043 m/s olarak bulunmuştur.
(8)
Weibull dağılımının ölçek parametresi olan (c), aynı
zamanda rüzgâr veriminde referans bir değere sahiptir.
Şekil parametresi k genellikle 1.5 ile 3 değeri arasında
olması beklenmektedir. Kullanılan şekil ve ölçek
parametreleri moment metodu kullanılarak denklem (8) ve
(9) bulunmuştur.
(4)
Standart sapma önemli bir kavram olup, rüzgâr hızlarındaki
dalgalanmaları tanımlamak için kullanılır[6]. Hesaplamada
kullanılacak olan rüzgâr hızlarının standart sapma değeri
denklem (5)’ten yararlanılarak 2,0057 olarak bulunmuştur.
Birikimli (kümülatif) Weibull dağılım fonksiyonu ise denklem
(9)’dan hesaplanmıştır.
(5)
Rüzgâr hız verilerinin standart sapması 0 ile 3 m/s, rüzgâr
yön verilerinin standart sapması ise 3° (derece) ile 75°
arasında olmalıdır[6]. Türbülans yoğunluğunun 0,25’ten
büyük olduğu alanlara rüzgâr enerji santrali kurmaktan
kaçınılmalıdır[6]. Türbülans yoğunluğu aşağıdaki denklem
(6) yardımıyla hesaplanır.
(7)
Kümülatif Weibull dağılımı fonksiyonu şekil parametresi k
denklem (8) yardımıyla bulunur.
(8)
(6)
Şekil parametresi k’nın bulunmasında σ rüzgâr hızlarının
standart sapması Vort ise rüzgâr hızlarının ortalama
değeridir.
Türbülans yoğunluğu her ay için ayrı ayrı hesaplanmış ve
Tablo 1’de verilmiştir. Aylık türbülans yoğunluğu değerleri
0,25’ten yukarı çıkmış yüksek türbülans yoğunluğu sınıfına
girmiştir. Türbülansın yüksek olması, türbine etkiyen
kuvvetlerin şiddetini artırıp malzeme yorulma ömrünü ve
tesisin ekonomik ömrünü düşürebilir, arızalanmalara sebep
olabilir.
Kümülatif Weibull dağılımı ölçek parametresi
bulunmasında denklem (9)’dan yararlanır.
Tablo 1. Aylara Göre Türbülans Yoğunluğu Değerleri
AYLAR
Vort (m/s)
Ʃ
I
9.AY
3,867237
2,050289
0,530169
10.AY
3,799362
2,386459
0,628121
11.AY
2,848967
1,731066
0,607612
12.AY
2,861211
1,838158
0,642441
1.AY
2,327189
1,6904
0,72637
Ortalama
3,140793
1,939274
0,626942
c’nin
(9)
Ölçek parametresi c’nin bulunmasında Vort ortalama hız, k
şekil parametresinin gamma fonksiyonundaki değeridir.
Weibull dağılımının k şekil parametresi 2 kabul edilerek
oluşan dağılım Rayleigh dağılımı olarak bilinir. Rayleigh
dağılımı tek parametreli olduğu için esnekliği az fakat
parametrelerin hesaplanması daha kolaydır[7]. Rayleigh
dağılımı hesaplanmasında kümülatif Rayleigh dağılımı
fonksiyonu (10) kullanılmıştır.
3. DEĞERLENDİRME
3.1. Rüzgâr Enerjisi Potansiyelinin Belirlenmesinde
İstatistiksel Analiz
Rüzgâr verilerinin değerlendirilmesinde istatistiksel
yaklaşım olarak Weibull dağılım fonksiyonu kullanılmıştır.
Rüzgâr enerjisi potansiyelinin hesaplanmasında Weibull
dağılımı yaygın olarak kullanılmaktadır. Sebebi ise Weibull
dağılımının; rüzgâr dağılımına çok iyi uyması, esnek bir
yapıya sahip olması, parametrelerinin belirlenmesindeki
kolaylık, parametre sayısının az olması, parametrelerin bir
yükseklik için belirlenmesinin ardından farklı yükseklikler
(10)
Bu denklemde v frekansı öğrenilmek istenilen hız değeri,
Vort ise ortalama hız değeridir. Bu denklemde istenilen hız
değerlerindeki esme sayısı bulunur. Birçok alanda yapılan
rüzgâr hızı ölçümleri, yıllık rüzgâr hızları esme sayısı
değerlerinin Rayleigh dağılımı fonksiyonuna büyük ölçüde
uyduğunu göstermiştir[8].
23
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Denklem (11)’de Pt istenen hız değeri için türbinin güç eğrisi
değeri, T ise esme sayısı (frekans)dır.
Ölçümlerden elde edilen rüzgâr hızlarındaki gerçek esme
sayıları ile Weibull dağılımı ve Rayleigh dağılımı yardımıyla
elde edilen rüzgâr hızlarındaki esme sayıları grafik üzerinde
gösterilmiştir (Şekil 4).
Ölçüm direğinden elde edilen verilerle belirlenen farklı
firmalara ait 8 farklı rüzgâr türbinleri için 9, 10, 11, 12 ve
1. aylarda toplam 2653 saat için üretebilecekleri toplam
enerji hesaplanmıştır. Türbinler içerisinde enerji üretimi en
yüksek 1 MW güç kapasiteli 139.690,6 kWh ile Türbin-E
ve 800 kW güç kapasitesinden 138.611 kWh ile türbin-G
olmuştur. Bu türbinlerin göbek yükseklikleri sırasıyla 65
m ve 60 m ile olup diğerlerine göre de maliyet açısından
avantaj sağlayacaktır.
Bu rüzgâr türbinleri için kapasite faktörleri denklem (12) ile
hesaplanmıştır.
(12)
Denklem (12)’de bulunan değerler Cf kapasite faktörü,
Er = 2653*Pt türbinin üretebileceği maksimum enerji, Pt
türbin çıkış gücü, Eout türbinin ürettiği gerçek enerji miktarını
göstermektedir. Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı,
kapasite faktörü değeri %25 ve altında olan bölgelere
rüzgâr santralinin kurulmasını önermemektedir[9].
Şekil 4. Hız frekans değerlerinin Weibull Ve Rayleigh değerleriyle
karşılaştırılması.
3.2. Türbin Seçimi
Proje uygulama sahasına uygun rüzgâr türbini seçimi
için çeşitli kıyaslamalar yapılmıştır. Değerlendirmede
60 metreden ölçüm değerler alındığı için, seçilen rüzgâr
türbinlerinin göbek yüksekliği 60 metre ve üzeri seçilmiştir.
Makalede reklam olmaması için rüzgâr türbinlerinin marka
ve modelleri harflerle kodlanmıştır.
Ölçülen değerlerle 8 farklı rüzgâr türbini için yapılan
hesaplamalarda (Tablo 2), kapasite faktörü değerleri
%25’in altında kalmıştır. Burada ölçümlerin ay olarak
yılın kış aylarında olması rüzgâr hızının düşürmektedir.
Kıyaslamalarda proje sahasında Türbin-E’nin kurulması
uygun görülmüştür. Türbin-E’nin göbek yüksekliğinin düşük
olması, maliyeti düşürecek olup kapasite faktörü de diğer
rüzgâr türbinlerine göre yüksektir.
Farklı firmaların değişik tipteki 8 rüzgâr türbini için
RETScreen verileri kullanılarak hız değerlerine karşılık, kW
cinsinden güç değerleri kullanılarak her hız değeri için enerji
çıkışları hesaplanmış, toplam üretilen enerji miktarları kWh
cinsinden bulunmuştur. Bu işlemde aşağıdaki enerji üretim
ifadesi olan denklem (11) kullanılmıştır.
Ölçümlere göre, bu aylarda rüzgâr hızı ortalamasının 4
m/s’nin altında olması; devreye girme hızı düşük rüzgâr
türbini seçimini gerektirmektedir. Ayrıca istatistiksel olarak
fikir vermesi açısından Weibull ve Rayleigh dağılımları
kullanılarak rüzgâr hızlarında üretebilecek enerji miktarları
Türbin-E güç eğrisi verileri kullanılarak karşılaştırılmıştır.
(11)
Tablo 2. Türbin Karakteristiklerinin Kıyaslanması
TÜRBİNLER
Güç
TÜRBİN A
TÜRBİN B
TÜRBİN C
TÜRBİN D
TÜRBİN E
TÜRBİN F
TÜRBİN G
TÜRBİN H
1 MW
1 MW
1 MW
1 MW
1 MW
800 KW
800 KW
850 KW
Toplam Üretilen Enerji (Kwh)
113654
136446,1
103393
122313,6
139690,6
94804
138611
114689,4
Kapasite Faktörü
0,04284
0,051431
0,038972
0,046104
0,052654
0,044668
0,065309
0,050859
Türbin Rotor Çapı (m)
54
56
54
54,2
60
50
52,9
52
Göbek Yüksekliği (m)
70
66
60
60
65
70
60
60
Devreye Girme Hızı (m/s)
4
4
4
4
3
4
2
4
Devreden Çıkma Hızı (m/s)
20
20
25
25
25
25
25
25
Maksimum
Güç Rüzgar
Hızı (m/s)
7
7
7
7
7
7
7
7
49,6
55,4
45,2
53
49,4
48,3
63,1
54
Birim Enerji
Yoğunluğu (Kwh/m2)
24
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
türbin fiyatlarında değişikliğe sebebiyet verebilmektedir.
Rüzgâr türbinlerinin yaklaşık 25 yıl gibi ekonomik ömürleri
vardır. Sökülen türbinlerin hurda değeri sökülme maliyetlerini
karşılamaktadır[10].
Tablo 3. Dağılımlara Göre Üretilen Enerji Kıyaslanması
Dağılımlar(2653 saat)
Üretilen Enerji (kWh)
Weibull
22545,55
Rayleigh
123934,8
Ölçüm
139690,6
4. SONUÇLAR
3.3. Maliyet Değerlendirmesi
Rüzgâr elektrik santralinin kurulmasında en önemli etken,
tesisin mali tablosu olup, girdi sağlayacak en önemli
parametre ve gelir kalemi elektrik üretimidir. Bununla birlikte
mali tablo ilk kuruluş maliyeti, işletim giderleri ve finansal
maliyetler olarak üç ana başlık altında toplanabilir (Tablo 4).
Karabük ili merkeze bağlı Kahyalar mevkiinde devam eden
ölçümlerden sağlanan 2653 saatlik veri değerlendirilerek,
ortalama rüzgâr hızı 3,124043 m/s ve alanın hâkim rüzgâr
yönü, kuzey sıfır (0) derece kabul edildiğinde 60 derece
kuzeydoğu olarak belirlenmiştir. Yapılan çalışmayla Weibull
ve Rayleigh dağılımlarının doğrulaması yapılmış ölçüm
verilerine yakın neticeler elde edilmiştir.
Tablo 4. RES Maliyet Kalemleri Yüzdesi
MALİYET KALEMİ
MALİYET ( %)
RT (Fabrika Teslim)
74-82
Temel İnşaatı
3-7
Elektrik Montaj
3-8
Şebeke Bağlantı
2-9
Proje Yönetimi
1-3
Arazi Kira
1-3
Finansal Maliyet
1-5
Yol Yapımı
1-5
Ölçüm alınan beş ay için ayrı ayrı türbülans yoğunlukları
hesaplanmış ancak değerlendirmeye katılan aylardaki
rüzgâr hız değerlerinin düşük olması sebebiyle türbülans
yoğunluğu, referans kabul edilen %25’ten büyük çıkmıştır.
Bununla birlikte kapasite faktörü de düşük bulunmuştur.
Ancak ilkbahar ve yaz aylarında alınacak ölçümlerden sonra
genel bir değerlendirme ile yatırım için karar verilebilir.
KAYNAKLAR
[1] PAMİR, N., “Enerji Arz Güvenliği ve Türkiye” Stratejik
Analiz, Mart, 2007.
[2] GÜNER, S., ALBOSTAN, A., “Türkiye’nin Enerji
Politikaları”, YEKSEM’07, Kasım 2007.
[3] LİPMAN, N.H. and MUSGROVE, P.J.; Wind Energy
for the Eighties, England, 1982.
[4] ERDOĞDU, E., “On The Wind Energy In Turkey”
Renewable Energy Rewiews, vol.13, pp 1361-1371,
2009.
[5] OĞULATA, R.T., “Energy Sector And Wind Energy
Potetial In Turkey”, Renewable And Sustainable
Energy Rewiews, vol.7, pp 469-484, 2003.
[6] AKKAŞ, A.A., “Rüzgâr Enerji Sistemlerinin Performans
Değerlendirilmesi”, Rüzgâr Enerjisi Sempozyumu, 5-7
Nisan 2001.
[7] KURBAN, M., KANTAR, Y.M. ve HOCAOĞLU, F.O.,
“Rüzgâr Enerjisi Potansiyelinin Araştırılmasında
Weibull ve Rayleigh Dağılımlarının Kullanılması”,
Sakarya Üniversitesi Fen Bilimleri Dergisi, cilt 10, sayı
1, pp. 14-21, 2006.
[8] ÖZDAMAR, A., “Rüzgâr Enerjisi ve Rüzgâr Türbinlerine
Genel Bakış”, Yenilenebilir Enerji Kaynakları
Sempozyumu İzmir, 18-20 Ocak 2001.
[9] “Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği”, T.C. Enerji
Piyasası Düzenleme Kurumu, 24836 Sayılı Resmi
Gazete, 04.08.2002.
[10] UYAR, T.S., “Türkiye Enerji Sektöründe Karar Verme
ve Rüzgâr Enerjisinin Entegrasyonu.
Şekil 5. Hız değerlerine enerji üretimi Weibull ve Rayleigh
dağılımı kıyaslaması.
İşletim giderleri içerisinde, rüzgâr türbini bakım giderleri,
olası arıza giderleri, iletim hattı bakım giderleri, yedek
parça ve işçilik giderleri, sigorta, mülkiyet vergisi ve muhtelif
giderler incelenir.
Tablo incelendiğinde en büyük pay rüzgâr türbinine aittir.
Tablodaki rakamlar birçok parametreye göre değişim
gösterir. Örneğin, şebeke bağlantısı için enerji nakil hattı
uzunluğu, proje sahasının yerine bağlı olarak nakliye
masrafları, ülkeye özel ortaya çıkabilecek diğer bazı
masraflar buna örnektir.
SUMMARY
Rüzgâr türbini fiyatları RES’lerin kule yüksekliğine, hız
kontrol sistemi ve devir yükseltme sistemlerindeki farklılıklar
By evaluating the data of 2653 hours from the calculations
25
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
still undergoing in Kahyalar located in Karabük, approximate
speed of wind, which is taken as 3,124043 m/s and when
the direction of the arbiter wind of the area is accepted as
the north 0 degrees, has been determined as 60 degrees
the north-east. By depending on these, the proofing of
distribution of Weibull and Rayleigh has been done and
similar results to calculation data have been obtained.
For the five months calculated, all the turbulence densities
considered one by one, but because of the fact that the rate
of the wind speed is low, the turbulence density has come
out more from 25% that is accepted as a reference. More
than that, the capacity factor has been found low, as well.
Only later the calculations done after summer months with
an overall review, a decision can be made regarding an
investment.
26
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
OPTIMISING OPERATION AND REVENUE FROM LARGE
COMBUSTION PLANT
Cezmi BİLMEZ
Parsons Brinckerhoff Mühendislik A.Ş.
Kadem Berker YAŞAR
Parsons Brinckerhoff Mühendislik A.Ş.
ABSTRACT
assets either from the public to the private sector or between
private owners. For the Turkish market, divestments tend
to be from the public to the private sector. Since 2003,
power plant privatisation has been an important issue
for the sector. Many privatisations, including three large
combustion plants (Hamitabat, Seyitömer and Kangal),
have now been completed and turned over to their new
owners; more will be finalised in the near future.
The power sector throughout Europe and Turkey is undergoing
a period of significant change, with the divestment of existing
assets either from the public to the private sector or between
private owners. Typically, these assets are either old plants
reaching the end of their residual life, or new plants in restricted
operation because of changes in market conditions.
These assets are typically old projects reaching the end
of their residual life. The new owners will face challenges
in managing their assets efficiently and maintaining the
integrity and operation of the asset to deliver a return on
their investments. Thermal efficiency values are higher in
new assets because of advances in technology. At some of
the old publicly owned plants, a review of the management
structure and manning levels could be required in view of
the efficiency challenges likely. In current market conditions,
where dark and spark spreads are at low levels, combustion
plants must be run at the most profitable operating point.
This demands a high degree of flexibility, high efficiency,
high availability and low emissions, making it difficult for old
assets to remain at the most profitable operating point.
The new plant owners will face challenges in managing
their new assets efficiently and maintaining the integrity and
operation of the asset to deliver a return on their investments.
Changes in environmental legislation have introduced further
restrictions on how a plant can operate, and a plant may no
longer be able to exploit its residual life, despite having the
capability to do so.
However, options do exist to optimise an asset, either by
implementing new state-of-the-art operational measures on an
existing plant, or replacing the plant with new, more efficient
technologies. The upcoming ISO55001 standard for Asset
Management seeks to optimise the delivery and performance
of physical assets by balancing cost, risk and performance to
ensure an available, efficient and reliable plant.
Changes in environmental legislation have introduced
further restrictions on how a plant can operate, and a
plant may no longer be able to exploit its residual life,
despite having the capability to do so. Since 2010 and
the introduction of the first Large Combustion Plant
Regulation for Turkey (Official Gazette No.27605 dated
June 8, 2010), the emission criteria for power plants, and
the scope of applications, have gradually become more
stringent. Legislation and limits have been instrumental
in improving levels of nitrogen dioxide (NO2), sulphur
dioxide (SO2) and dust, thereby mitigating the impact on
health and associated societal costs. Further regulations
such as IED (The Industrial Emission Directive), EU ETS
(European Emission Trade Scheme) and mandatory CCS
(Carbon Capture Storage) may also come to Turkey and
affect investors in the long term.
Existing power plant sites benefit from the infrastructure to
allow continued generation, ranging from fuel conversion
projects in existing boilers through to demolition and rebuild.
This paper discusses some of the options available to new
plant owners to make the most of their asset portfolios through
improved operations and plant replacement strategies,
highlighting issues relating to the reuse of the site or equipment.
It considers the commercial and financial implications of the
options and discusses future regulatory and commercial
risks to provide thought-provoking guidance for owners and
operators considering their investment options in the current
changing environment.
1. INTRODUCTION
Despite all these challenges, there is a real demand for new
generation to fill the looming energy gap. Existing power
plant sites are ideally suited for the development of new
The Turkish and European power sectors are experiencing
a period of significant change, with the divestment of existing
27
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
generation: they already have suitable cooling media and
existing connections to the grid. The history of generation
on the site implies public acceptance for new plant and the
employment afforded to the local community.
Table 1. Basis: Energy Efficiency in 2005 and
Average Age of Operational Capacity By The End
of 2005 (Weighted by Capacity)
2. OPERATIONAL EFFICIENCY EVALUATION
The efficiency of combustion power plants, in particular,
decreases with age. While good maintenance practices can
keep power plant efficiency at a high level in the early years
of operation, power plant performance and efficiency erode
as the plant ages; substantial work may be required to keep
the plant operating efficiently and economically up to and
beyond the design lifetime.
Coal-fired plants
Average age
Energy efficiency
Netherlands
21
43%
Denmark
23
43%
Finland
26
38%
Poland
29
37%
Slovenia
34
36%
Hungary
37
32%
The average age of coal-fired power plants is much higher
than for gas-fired power plants. While there is a relationship
between age and energy efficiency, many other factors
come into play, including advances in technology. Low
efficiency means a higher amount of fuel is used to produce
a specific amount of electrical energy in comparison with
high-efficiency plants. As fuel is one of the biggest costs,
a less-efficient plant is placed in a disadvantaged position
in the market. Given the high production cost of electricity,
the plant’s position in the merit order would also be low,
resulting in a low capacity factor and low production.
All power plants are subject to retirement when they reach
the end of their useful service life. As power plants age,
they are generally upgraded to enable them to continue
operating, but the least efficient plants may be retired.
Other plants may be shifted from baseload operations (in
which they essentially operate around the clock) to less
frequent intermediate or peaking schedules, which will not
provide the best return on investment or help maintain plant
lifetimes.
Another important issue for an old combustion plant is
the cost of operation and maintenance (O&M). The cost
of building a power plant is generally recovered over the
depreciable life of the asset, and O&M expenses become
the major component of an older power plant’s continuing
costs.
Figure 1 shows the energy efficiency for gas-fired power
generation in combination with the average age of the gasfired power plant fleet, based on IEA (2007) and Platts
(2008). The average age is weighted by capacity.
Despite these drawbacks, an asset close to its end of life
has an advantage in that its capital cost repayments have
generally been finalised. Efficiencies are lower and O&M
costs higher, but old plants still have a role to play in the
market as there is no capital to be repaid. This likelihood
very much depends on market conditions and must be
carefully assessed to see if a profitable return is possible
before any investment is made.
The above demonstrates that optimising an old plant
can significantly increase efficiency, reduce costs, and
raise revenue, potentially putting it in a superior position
in the market. Optimisation can maintain the integrity and
operation of the asset, enabling it to deliver a return on the
owner’s investment.
Figure 1. Basis: Average energy efficiency in 2005 and average
age of operational capacity by the end of 2005 (weighted by
capacity).
While the efficiency value for gas-fired plant can reach 58%,
it can also be as low as 30%.
This age-efficiency pattern can also be seen with coal-fired
plants. The table below shows the relationship between
the average age of a country’s coal-fired power plants and
energy efficiency.
3. ENVIRONMENTAL REGULATIONS
The most significant environmental problem for large
combustion plants is that of air emissions. Ongoing control
of the plant’s air emissions will be a key issue during
the optimisation. Optimisation should be carried out in
accordance with the following regulations.
As can be seen from the two illustrations, there is a
clear trend between the average age of the power plants
(weighted by capacity) and the average energy efficiency
of the country[1].
3.1. Large Combustion Plants Regulation (LCPR)
For large power plants, emission limits must be in
28
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
There is a special case relating to the privitisation of EUAS
(Electricity Generation Company) power plants, in favour of
new investors. The New Electricity Market Law No. 6446
published in the Official Gazette No. 28603 dated March
30, 2013 and the Provisional Article 8, states that: “all
environmental permits of privatised EUAS power plants
should be completed until 31/12/2018. This term can be
extended up to three years by Council of Ministers. For
this reason, during the extended term and previous periods,
power generation activities cannot be stopped and the
administrative fee will not be charged.” This Provisional
Article affords extra time to comply with the environmental
permit for those companies who take over the EUAS power
plants.
accordance with the Large Combustion Plants Regulation
(LCPR) (Official Gazette No.27605 dated June 8, 2010).
The purpose of this regulation is to control the emission
values of energy production facilities. It includes plants
which are above 50 MWt with solid, liquid and gas fuel.
LCPR should be assessed for existing plants, which have
until 2019 to comply. Until that time, the Regulation on
Controlling the Industry Based Air Pollution (RCIBAP)
(Official Gazette No.27277 dated July 3, 2009) will be the
regulatory framework for existing large combustion plants.
In addition, the Industrial Emissions Directive (IED) 2010/75/
EU (integrated pollution prevention and control) came into
force on 6 January 2011 and was incorporated into national
legislation by EU Member States. As yet there has been no
progress on IED in Turkish Environmental Legislation and
it is not included in Turkey's Programme for Alignment with
the EU Environmental Acquis (2007-2013).
4. PLANT REUSE OPTIONS
Due to inefficient operating conditions or environmental
regulations, an existing plant may be required to close
down before 2019. However, the plant could be upgraded
depending on its technical characteristics, rate of utilisation
and remaining life, nature and volume of polluting emissions,
and BAT (Best Available Techniques) as applied to the
category of plant.
Air emissions are the main issue, especially for coal-fired
power plants. The limits for solid fuel plants over 500 MWt
defined in RCIBAP, LCPR and IED are presented in the
table below. The limit values given are the daily average
values. The hourly average emission values should not
exceed 200% of the said limit values throughout the year.
4.1. Plant Refurbishment
The way in which a plant has been operated and maintained
over its lifetime will affect the decision to reuse/replace items.
An old plant is probably operating at a reduced capacity
factor; once refurbished, it should operate at baseload to
maximise financial return and environmental benefits. To
be feasible economically, a refurbished plant will need an
anticipated lifespan of 20-25 years.
Table 2. Comparison Table For Air Emissions
Parameter
(mg/Nm3)
Limit
Values
RCIBAP
(mg/Nm3)
Limit
Values
LCPR for
Existing
Plant
(mg/Nm3)
Annex 5
Limit
Values
LCPR for
New Plant
(mg/Nm3)
Annex 1
IED
Limit
Values
(mg/Nm3)
(Particulate
Matter)
100
50
30
10
SO2
1000
400*
200
150
NOx as NO2
800
200
200
150
CO
200
200
200
-
Such a plant would need to meet the requirements of the
LCPR, and at some point possibly the IED. Refurbishment
requirements would, therefore, include flue gas
desulphurisation (FGD) and significant NOx reduction. The
choice of FGD depends upon the location of the plant and
the raw materials available in country, and it is likely that
this will be required.
* For plants with a rated thermal output of 500 MW or more, a rate of
desulphurisation of at least 94% shall be achieved in cases where 400 mg/
Nm3 cannot be achieved despite the presence of a flue gas desulphurisation
system, due to the indigenous coal characteristics.
There are a variety of techniques available to enable
compliance with NOx limits. The obvious choice is the
installation of selective catalytic reduction (SCR). Other
abatement processes include selective non-catalytic
reduction (SNCR) to achieve a further 20-50% reduction. A
hybrid of SCR and SNCR, where the catalyst is coated onto
the air heater plates or tubing, could be used to achieve
compliance.
There are significant differences in emission values when
the RCIBAP and LCPR are compared, showing that some
plants need to undergo optimisation in order to meet the
regulation. The table also shows that the IED limit values
are stricter than those of the LCPR. Since 7 January 2013,
EU Member States have not been required to apply the
LCPR for new plants, but they are obliged to apply the IED
limits. Due to a lack of clarity in adapting the IED to Turkish
Environmental Legislation, compliance with this limitation
is not obligatory for plants in Turkey. However, as it seems
set to enter Turkish legislation in the future, investors need
to be aware of it.
The particulate limit of 30/50 mg/Nm3 would have to
be met using electrostatic precipitation or fabric filters, a
prerequisite in any event for adaption of FGD.
In addition to pollution abatement, it is likely that other
items of plant will require replacement. A plant condition
29
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
This option would result in a longer period out of operation.
Installing the boiler and HP/IP sections of the steam turbine
would take approximately 18 months. For the complete
replacement of the steam turbine, the period out of operation
would be extended to 2-3 years.
assessment would be required to establish the residual life
of individual plant items and requirements for refurbishment.
An overview of the likely requirements is as follows:
• Replacement of boiler sections;
• Significant work on steam turbine;
• Refurbishment of generator, transformers and switchgear;
and
• Refurbishment/replacement of balance-of-plant
equipment.
4.1.2. Supercritical fluidised bed plant
Two options exist for supercritical fluidised plant: circulating
fluidised bed (CFB) or pressurised circulating fluidised
bed (PCFB). In 2009, the first supercritical and the largest
hard coal fired 460 MWe CFB power generating unit was
successfully commissioned in Lagisza, Poland, and that
plant has achieved a net efficiency of 43%.
All of the technologies to be used for this option are
commercially proven. The commercial risk is likely to be
very low; additionally, the use of competitive tendering
would reduce the overall capital costs.
The refurbishment of the plant would require replacement
of the existing boiler and replacement or modification of the
steam turbine to allow for supercritical operation. Although
installation of the fluidised bed boiler could be facilitated in
the space left by the existing boiler, it would not be feasible
to use existing bunkers and steelwork.
In terms of programming, it is possible that some of the
plant can be built while a given plant is still operating. The
shutdown of the plant, and therefore the loss of income,
could be minimised[2].
4.1.1. Supercritical pulverised fuel plant
Supercritical pulverised fuel (PF) plant operates at a higher
pressure and temperature enabling higher efficiencies to
be achieved. Supercritical plant has been in use for many
years, with over 400 in operation.
Efficiencies of approximately 46% could be achieved for
CFB. By pressurising the CFB and installing a gas turbine
in the cycle, efficiencies of the order of 48-49% should be
achievable.
There would be a significant outage required in order to
install these options at an existing site. Although use of
some existing infrastructure may prove possible, the reality
is that a major demolition and reconstruction of the boiler
house would be required. Outages of 2-3 years would
therefore be realistic.
As the bunkers and steelwork of a 500 MW conventional
coal-fired plant can be reused for a similar size supercritical
plant, it is possible to retrofit the conventional plant with
new supercritical plant of higher efficiency.
Current commercially proven supercritical plant can give
an efficiency of about 46% depending on the cooling
system in use. It is possible that future designs could give
efficiencies of over 50% – ultra supercritical plants are
being developed.
4.2. Plant Conversion
4.2.1. Integrated gasification combined cycle plant
Integrated gasification combined cycle (IGCC) is a process
whereby coal is converted into a gas which is then used to
fuel a gas turbine in combined cycle (CCGT) mode. Due to
the nature of the gas produced, the exhaust gases from the
CCGT are mainly water vapour and carbon dioxide.
The refurbishment would be limited to the electrical sections
of the plant and the ‘balance of plant’ in combination with
the replacement of major plant items. An overview of the
likely requirements includes:
• Refurbishment of electrical sections of the plant;
• Refurbishment of cooling water systems;
• Refurbishment of the water treatment plant;
• Refurbishment of coal handling;
• Replacement of the boiler; and
• Replacement of high and intermediate pressure (HP/IP)
sections of steam turbine and associated piping.
Several IGCC plants are in operation achieving efficiencies
of the order of 42%. However, using larger gas turbines
could see efficiencies above 50%.
It is unlikely that, under current conditions, IGCC can
become financially viable. As carbon emission control
schemes may enter Turkish regulations and assuming gas
prices continue to rise, the resultant electricity price from
IGCC may become competitive.
Additional flue gas abatement plant may be required to
comply with the LCPR and possible IED standards including
FGD and SCR.
The installation of IGCC cannot realise the reuse of the
main coal plant. However, it is possible to use some of the
infrastructure in order to reduce capital costs. Infrastructure
which may be used includes:
• Fuel delivery systems;
• Coal handling plant;
Commercial risk and capital costs are likely to be low due
to proven technology and competitive tendering. As some
existing plant items will be reused, there is a cost advantage
over the installation of new supercritical plant.
30
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Ash disposal; and
• Cooling water.
4.2.2. Gas Turbine (GT) repowering
The repowering of a steam power plant generally refers to
the concept of using an external source of heat to replace
or supplement the thermal output of an existing boiler.
The external source of heat may be supplied by GTs. GT
repowering can improve the thermodynamic performance of
the existing coal-fired steam plant and displace some or all
of the original coal consumption with natural gas, resulting
in lower emissions.
Figure 2. Capital cost per kW for different types of plants.
There are many GT repowering configurations possible;
however, ‘boiler replacement’ repowering, where GTs are
installed to convert a coal-fired steam cycle unit to full
combined cycle, is considered to be the most effective.
This method requires the greatest capital investment and
would normally only be considered when the boiler is
approaching the end of its useful life. However, there are
correspondingly greater gains in efficiency and output.
5. CONCLUSION
There are a number of options available to meet
environmental regulations or prolong the life of an old
power generation site. Plant refurbishment is one option
to investigate. While a plant’s emissions can be decreased
by introducing FGD, SCR and electrostatic precipitation
or fabric filters, a plant’s efficiency can be increased by
replacing some parts and improving the technology.
Other repowering options are also available, including
feedwater heating repowering, hot windbox repowering and
supplementary HRSG (Heat Recovery Steam Generator)
repowering. These do not give similar improvements in
efficiency and output; however, they may be relevant for
some specific applications[3].
Another method of optimisation is plant conversion, either
using coal gas and turning the plant into IGCC, or changing
the fuel to natural gas or biomass. The best option for
a specific project relies heavily on a project’s specific
circumstances, including market conditions, geographic
location, plant design and site-specific risks.
4.2.3. Biomass conversion
Many coal-fired power plants in the UK and EU already
operate as co-fired units with a limited amount of biomass
firing in conjunction with the primary fuel. The main
modifications include the combustion system and the
fuel delivery systems to permit unloading of biomass and
delivery to the fuel firing system.
Optimising an existing plant can be more efficient than
building a new one on a greenfield site. The availability
of existing infrastructure, grid connections, cooling media
and generating licences, coupled with long-term public
acceptance of the facility, may offer certain advantages
over new greenfield developments. It is therefore likely that
an upgraded or refurbished power plant could be put into
operation much more quickly than a new build.
4.3. Potential Cost
A full financial analysis of the available options would be
extremely complex and the analysis for each option could
warrant a study in its own right. The costs associated with
any project are influenced by a large number of factors,
including geographic location, prevailing market conditions,
site-specific plant design and site-specific risks. The type
of fuel also has a major impact on the costs involved from
both a capital and lifetime cost perspective. Hence, looking
at capital costs for new-build plants would give an idea of
the potential cost.
REFERENCES
[1] MVV Consulting, Efficiency and Capture-Readiness of
New Fossil Power Plants In The EU, July 2008.
[2] Adams E., Future Prospects for Large Combustion
Plants, 2011.
[3] Loyd S. and Craigie G., Continued Operation of
‘Opted-Out’ Large Combustion Plants under the IED,
November 2011.
[4] Parsons Brinckerhoff, Powering the Nation, 2010.
A summary of capital costs for new-build applications is
shown in the figure below (Source: Powering the Nation by
Parsons Brinckerhoff) [4]. While the capital spend for the
options below will be reduced due to the reuse of existing
plant and equipment, the extent will vary among plants. The
extent of the reduction will also be limited by the additional
capital expenditure spend for upgrade of the existing
plants.
31
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
2030 EU CLIMATE AND ENERGY GOALS
Dr. Christian F. HAELLMIGK
CMS Hasche Sigle
Emissions per capita are, however, much higher at 16.4
tonnes in 2012. The significant fall in emissions is due
largely to the exploitation of domestic shale gas which has
displaced coal in the power generating sector.
1. CURRENT POLICY FRAMEWORK
The EU is committed to reducing greenhouse gas
emissions to 80-95% below 1990 levels by 2050 in order to
help keep the climate change below 2°C. The Climate and
Energy Package adopted in 2008 sets an EU-wide 20%
greenhouse gas emission reduction target for the Member
States by 2020, a 20% share of energy from renewable
sources in EU gross energy consumption by 2020 and a
20% decrease in primary energy use by 2020.
Emissions in India increased 6.8% in 2012, 53% from 2005
to 2012 and by 200% since 1990, although per capita
emissions are still much lower than in the EU at less than
2 tonnes. Japan's emissions remain unchanged over the
period 2005 to 2012 but have increased since 1990 and are
on an upward trend.
2. KEY ACHIEVEMENTS OF THE CURRENT
ENERGY AND CLIMATE POLICY FRAMEWORK
Recently Japan has significantly scaled back its plans
to reduce greenhouse gases by 2020 in the context of
an energy policy review following the Fukishima nuclear
accident. So have Australia and Canada.
By 2012 the EU-wide greenhouse gas emissions decreased
by 18% in comparison to emission levels in 1990, and they
are expected to decrease by a further 24% by 2020, and
32% by 2030 (on the basis of current policies). The share
of renewable energy has increased to 13% in 2012 as a
proportion of final energy consumed and is expected to
rise further to 21% in 2020 and 24% in 2030. The EU had
installed about 44% of the world's renewable electricity
(excluding hydro) at the end of 2012. The carbon intensity
of the EU economy fell by 28% between 1995 and 2010.
4. EU COMMISSIONS 2030 POLICY FRAMEWORK
FOR CLIMATE AND ENERGY
On 22 January 2014 the EU Commission presented its
2030 policy framework for climate and energy in the period
from 2020 to 2030 which shall ensure that the long term
aims for 2050 are met. The key elements of the 2030 policy
framework set out by the EU Commission are as follows:
3. INTERNATIONAL PROGRESS IN REDUCING
EMISSIONS OF GREENHOUSE GASES
a. A binding greenhouse gas reduction target:
The Commission proposes to set a greenhouse gas (GHG)
emission reduction target for domestic EU emissions of 40
% in 2030 relative to emissions in 1990, which would need
to be met by each Member State. It is important to note that
the policies and measures implemented and envisaged by
the Member States in relation to their current obligations
to reduce greenhouse gas emissions will continue to have
effect after 2020. If fully implemented and fully effective,
these measures are expected to deliver a 32% reduction
relative to emissions in 1990. This means that continued
effort will be required by the Member States to meet the
new target.
In comparison to the achievements in the EU the efforts
of the Union's international partners to reduce greenhouse
gas emissions are mixed.
In 2012, global emissions of carbon dioxide increased
by 1.1% albeit at a rate that was lower than the annual
average increase of 2.9% over the last decade. The largest
emitters of CO2 are now China (29% of global emissions),
the United States (16%), the EU (11 %), India (6%), the
Russian Federation (5%) and Japan (3.8%).
Since 1990, CO2 emissions in China have grown strongly
by around 290% and by about 70% since 2005. Emissions
per capita are now roughly on a par with those of the EU
at approximately 7 tonnes. In 2012, US emissions of CO2
decreased by 4% and have fallen by over 12% since 2005.
The EU level target must be shared between the ETS
(Emission Ttrading Scheme) and what the Member States
must achieve collectively in the sectors outside of the ETS.
The ETS sector would have to deliver a reduction of 43% in
32
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
renewables is supposed to be ensured by a new governance
framework based on national plans for competitive, secure
and sustainable energy prepared by the Member States
as described below. Some Member States have already
established ambitious objectives for renewables for 2030
and beyond that will deliver substantial progress towards
the EU target. Each Member State is supposed to make
clear its commitment towards renewable energy, indicating
how this would be delivered taking into account the need to
comply with competition and State aid rules to avoid market
distortions and ensure cost-effectiveness.
GHG in 2030 and the non-ETS sector a reduction of 30%,
both compared to 2005. In order to bring about the required
emissions reduction in the ETS sector, the annual factor by
which the cap on the maximum permitted emissions within
the ETS decreases will have to be increased from 1.74%
currently to 2.2% after 2020.
The collective effort for the non-ETS sector must also be
allocated among the individual Member States. Currently,
the allocation is made on the basis of relative wealth
using GDP per capita which results in a wide spread of
obligations ranging from a 20% reduction to a 20% increase
in emissions. The analysis underpinning the Commission's
Impact Assessment confirms that costs and investments
would be relatively higher in lower income Member States
whilst minimising costs for the Union as a whole. This
reflects their relatively higher carbon intensity, lower energy
efficiency as well as smaller capacity to invest. For example,
the analysis indicates that countries with a GDP below 90
% of the EU average would need to make investments in
the period 2021-2030 at levels estimated to be some € 3
bn per annum higher than the EU average increase in the
period 2021-2030.
This approach means that the Directive on renewable
energy sources will need to be substantially revised for the
period after 2020 to give the EU the means of ensuring that
the 2030 EU level target is met.
c. Energy efficiency:
The EU Commission is of the opinion that improved energy
efficiency will contribute to all objectives of EU energy
policy and no transition towards a competitive, secure and
sustainable energy system is possible without it. It has,
however, not proposed a binding energy efficiency target
so far. The role of energy efficiency in the 2030 framework
will be further considered in a review of the Energy
Efficiency Directive due to be concluded later in 2014. This
assessment will look at the progress made towards reaching
the 2020 target. Currently, a shortfall against the 20% target
is predicted. Once the review has been carried out, the
Commission wants to consider whether it is necessary to
propose amendments to the Energy Efficiency Directive.
b. An EU-wide binding renewable energy target:
According to the EU Commission, renewable energy must
continue to play a fundamental role in the transition towards
a more competitive, secure and sustainable energy system.
The EU Commission is of the opinion that this transition
will not be possible without significantly higher shares of
renewable energy, thus it suggests an EU-wide binding
target for renewable energy of at least 27% in 2030. The EU
Commission hopes that renewables generated within the
EU can reduce the EU's trade deficit in energy commodities,
its exposure to supply disruption and to volatile prices of
fossil fuels. It is also of the opinion that renewables have
the potential to drive growth in innovative technologies,
create jobs in emerging sectors and reduce air pollution. An
EU-level target for renewable energy is - according to the
EU Commission - necessary to drive continued investment
in the sector. However, unlike in the current framework, the
EU target would not be translated into national targets via
EU legislation, thus leaving greater flexibility for Member
States to meet their greenhouse gas reduction targets in the
most cost-effective manner in accordance with their specific
circumstances, energy mixes and capacities to produce
renewable energy. Attainment of the EU renewables target
is to be ensured through the new governance system based
on national energy plans (see below).
While this review will be necessary to establish the
exact ambition of future energy savings policy and the
measures necessary to deliver it, it will build on the analysis
underpinning this communication and the targets and
objectives for greenhouse gas reductions and renewable
energy. Energy savings should complement the deployment
of renewable energy by the Member States as part of their
plans to deliver greenhouse gas savings which should also
identify national measures to improve energy efficiency.
The Commission's analysis shows that a greenhouse
gas emissions reduction target of 40% would require an
increased level of energy savings of approximately 25% in
2030.
In some sectors, such as industry and passenger vehicles,
the improvements observed in recent years will have to
continue; while in sectors such as housing, other transport
modes, and electrical equipment there will be a need for
a significant acceleration of current efforts to tap the vast
unexploited potential. This will require large investments
in the building sector (that lead to lower running costs),
framework conditions and information that encourage
consumers to take up innovative products and services and
appropriate financial instruments to ensure that all energy
consumers benefit from the resulting changes.
Increased flexibility for Member States must, according
to the EU Commission, be combined with an increased
emphasis on the need to complete the internal market in
energy. Different national support schemes need to be
rationalised to become more coherent with the internal
market, more cost-effective and provide greater legal
certainty for investors. Attainment of the European target for
33
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
diversification, enhanced competition, development of
indigenous energy sources, as well as support to research,
development and innovation.
d. Reform of EU ETS:
In 2012, the Commission published a report on the
functioning of the carbon market along with several options
to address the accumulated surplus of allowances. This
surplus has arisen because of the downturn in economic
activity during the crisis, the ready access to international
credit and, to a lesser extent, the interaction with other
climate and energy policies. In 2012, the Commission
also presented a proposal to empower the Commission
to postpone auctioning of 900 million emission allowances
until 2019/2020. The European Parliament and the Council
agreed on this proposal in December 2013.
f. New governance system:
The 2030 framework proposes a new governance
framework based on national plans for competitive, secure
and sustainable energy. Based on upcoming guidance by
the Commission, these plans are supposed to be prepared
by the Member States under a common approach, and
aim to ensure stronger investor certainty and greater
transparency, and to enhance coherence, EU coordination
and surveillance. An iterative process between the
Commission and Member States is supposed to ensure the
plans are sufficiently ambitious, as well as their consistency
and compliance over time.
While this is a significant step forward, the structural surplus
will remain well into the trading period after 2020 (phase 4)
in the absence of further measures to reform the ETS, and
this is expected to continue to erode its role as a technology
neutral, cost-effective and EU-wide driver for low carbon
investment. In their responses to the Commission's Green
Paper, there was a broad consensus among stakeholders
that the ETS should remain the central instrument to bring
about the transition to a low carbon economy. The EU
Commission takes the view that for the ETS to be effective
in promoting low-carbon investments at the least cost for
society, an early decision is needed to restore the ETS as
a more robust instrument. The Commission is of the view
that the best way to achieve this is to establish a market
stability reserve at the start of phase 4 trading in 2021.
The market stability reserve is supposed to provide an
automatic adjustment of the supply of auctioned allowances
downwards or upwards based on a pre-defined set of rules
and is supposed to improve resilience to market shocks
and enhance market stability. There would be no element
of discretionary supply management. The reserve is also
supposed to provide a flexible tool to increase supply of
allowances in case of sudden, temporary increases in
demand thereby mitigating impacts on industry and sectors
at risk of carbon leakage.
The Commission has invited the Council and the European
Parliament to agree by the end of 2014 that the EU should
pledge the 40% GHG reduction in early 2015 as part of the
international negotiations on a new global climate agreement
due to be concluded in Paris at the end of 2015.
5. OPINION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT
The European Parliament is of the opinion that the EU
Commission's 2030 policy framework for climate and
energy is short-sighted and unambitious on a number of
levels, specifically as regards the lack of national targets
for renewable energy and of any meaningful new action to
incentivise energy efficiency.
The European Parliament calls on the Commission and
the Member States to set a binding EU 2030 target of
reducing domestic greenhouse gas emissions by at least
40 % compared with 1990 levels. It holds the view that the
level of ambition must be consistent with a cost-efficient
trajectory for meeting the 2° C objective, and emphasises
that such a target should be implemented by means of
individual national targets taking into account the individual
situation and potential of each Member State. The European
Parliament points out that all sectors of the economy will
need to contribute to reducing greenhouse gas emissions
if the EU is to deliver its fair share of global efforts and that
it believes that early agreement on the 2030 framework for
climate and energy policies is necessary in order for the
EU to prepare itself for international negotiations on a new,
legally binding international agreement and provide Member
States, industry and other sectors with a clear, legally
binding framework and targets for making the necessary
medium- and long-term investment in emissions reduction,
energy efficiency and renewable energy.
As the stability reserve would only start operating in 2021,
the EU Commission acknowledges that specific provisions
are necessary to tackle a potential supply peak that could
result in 2020 from the return of back-loaded allowances
late in the third trading period as well as other effects
related to the transition between trading periods.
e. Competitive, affordable and secure energy:
The Commission proposes a set of key indicators to
assess progress over time and to provide a factual base
for potential policy response. These indicators relate to,
for example, energy price differentials with major trading
partners, supply diversification and reliance on indigenous
energy sources, as well as the interconnection capacity
between Member States. Through these indicators, the
Commission expects policies to ensure a competitive
and secure energy system in a 2030 perspective that
will continue to build on market integration, supply
The European Parliament is also of the opinion that a
binding EU 2030 energy efficiency target of 40% should be
set and stresses that such a target should be implemented
by means of individual national targets taking into account
34
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
effort, calls on the Commission and the Member States,
therefore, to continue with an ambitious framework for nonETS sectors by 2030 while preserving the Member States'
flexibility to define their own ways of meeting their effortsharing targets, and acknowledges that targets for nonETS sectors should be based on a bottom-up assessment
of each sector's potential.
the individual situation and potential of each Member State.
It points out that research suggests that achieving the
EU's cost-effective energy saving potential of 40 % would
result in greenhouse gas emissions reductions of at least
50% by 2030 and increase the share of renewables in the
energy mix to 35%. It takes the view that the reduction
of energy use in buildings should be a central element of
the EU's long-term energy efficiency policy, given that the
renovation of existing buildings has enormous cost-effective
energy saving potential, and stresses that the current rate
and quality of building renovation needs to be scaled up
substantially in order to allow the EU to reduce the energy
consumption of the existing building stock by 80% by 2050,
compared to 2010 levels.
It emphasises that insufficient account has been taken of
the impact of methane (CH4) on global warming, considering
that its global warming potential (GWP) is 80 times higher
than that of CO2 over a 15-year period, and 49 times
higher over a 40-year period; it calls on the Commission to
analyse the impact of methane more fully in connection with
greenhouse gas emissions reduction policies, to evaluate
the possibilities and to propose a CH4 emissions reduction
plan adapted to the particular situations of certain sectors
and Member States.
Furthermore, the European Parliament takes the view that
a binding EU 2030 target of producing at least 30 % of total
final energy consumption from renewable energy sources
should be set and stresses that such a target should be
implemented by means of individual national targets taking
into account the individual situation and potential of each
Member State. It takes the view that subsidies for all energy
sources, including fossil fuels and nuclear energy, may have
significant repercussions on energy prices and notes that
some renewable energy sources, such as onshore wind
and solar photovoltaics, are close to being cost-competitive
with conventional energy sources. It takes the view that the
associated support schemes should therefore be adapted,
and subsidies phased out over time, so that the funding
can be reallocated to research and development programs
on energy technologies such as next-generation renewable
energy sources and storage technologies.
Finally, the European Parliament calls on the Commission
to come forward with a specific framework for transport, as
the transport sector accounts for around a quarter of EU
greenhouse gas emissions and energy consumption in the
EU, making it the second largest greenhouse gas emitting
sector, after energy production.
6. BACKGROUND AND REACTIONS
The (probable) end of binding national targets for renewable
energy production after 2020 is a result of intensive
lobbying, especially by Britain, which is of the opinion that
countries must be allowed to decarbonise in the cheapest
way possible. Other Member States follow this approach,
as they are concerned about the rising energy prices in
the EU, particularly in comparison to the United States
which have seen energy costs fall in part due to the shale
gas revolution. With renewables pushing up the price of
energy because of public subsidies, a movement to make
renewable targets binding was seen as anti-consumer and
anti-competitive for Europe. The straightened economic
climate has changed the terms of the debate on climate
change in Europe. While the 2020 proposal was conceived
in the days of the economic boom, the new proposal of the
EU Commission reflects the economic realities after the
Euro-zone crisis.
It emphasises that this should be announced well in
advance to avoid any harmful effects on the sector, and
that it requires reformed energy market design, streamlined
administrative and grid connection procedures and better
transparency in energy markets. The European Parliament
deplores the retroactive changes made by some Member
States to support schemes which have damaged investor
confidence and investment levels in renewable energy
sources, and asks the Commission to study how energyonly markets can be redesigned in such a way as to
guarantee returns on investments in variable renewables,
which have the effect of bringing wholesale prices down
while also having an impact on investment returns.
The reactions of environmental organisations are negative;
they fear that the new targets are not sufficient to contribute
to the global goal to keep climate change below 2°C.
The European Parliament also notes that the EU needs a
comprehensive policy framework for 2030 that encourages
investment in, and the long-term decarbonisation of,
non-ETS sectors, which are responsible for 60% of EU
greenhouse gas emissions. Furthermore, the European
Parliament underlines the significant unused energy
efficiency potential in specific sectors such as buildings
and transport (with an estimated energy efficiency potential
of 61% and 41%, respectively), it stresses that non-ETS
sectors can significantly ease the EU's carbon reduction
The reaction of the European Wind Energy Association is
also negative. It says that the renewable target was too weak
and would cost potential jobs as result. The 27% renewables
target may indeed be easily achieved by 2030, not least
because Germany, the world leader on renewable power
and the EU's biggest economy, is implementing a radical
energy shift away from nuclear and towards renewables.
35
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
The current German Renewable Energy Act (in German:
Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG) aims to increase the
share of renewable energy sources in electricity supply to
at least:
• 35 percent by no later than 2020;
• 50 percent by no later than 2030;
• 65 percent by no later than 2040; and
• 80 percent by no later than 2050.
The EEG is supposed to be amended in August 2014.
According to the latest proposals the aim for 2050 will
remain the same, while the other aims might be reduced.
The new aims might be:
• 40 to 45 percent by no later than 2025 and
• 55 to 60 percent by no later than 2035.
As the GHG reduction target is supposed to be met by
each Member State, whereas the new renewable energy
target is an EU-wide target, a shift from renewable energy
to nuclear power in the Member States is not unlikely. The
European Parliament already pointed out that investments
in sustainable technologies in Europe might decrease and
noted in this context that the EU's current share of the
global sustainable tech patents filed has fallen to a third
from almost a half in 1999. It also pointed out that in the
absence of an ambitious 2030 package, the EU risks losing
its market and technology leadership.
For the targets to take effect, the framework needs to be
agreed by European Council and Parliament. There has
been a push from the Commission for debates on the
framework to settle by the end of 2014.
36
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
NON-SPINNING POWER SYSTEM RESERVES ENABLING AN
EFFICIENT INTEGRATION OF RENEWABLES
Christian HULTHOLM
Wärtsilä Power Plants
ABSTRACT
Large-scale integration of intermittent renewables requires
an increasing share of power system reserves. Recent
electricity market studies have shown that there is a more
efficient way of providing a substantial part of these reserves
by utilising highly flexible power plants.
Non-spinning reserve capacity does not consume any
fuel, generate any emissions nor suffer from wear while in
standby-mode. Consequently, the inefficient part-loading of
the larger power plants can be reduced and their operation
profiles become more stable, reducing the maintenance
costs connected with frequent cyclic operation. This new
approach to system reserves enables the whole power
system efficiency to be increased.
Figure 1. Generation share (produced GWh) vs. capacity share
(installed GW) in Turkey 2013 [1].
the introduction of the nuclear power plants, i.e. very large
individual units, will have a big impact on the need for
reserves.
2. RESERVES IN POWER SYSTEMS
1. INTRODUCTION
All power systems require a certain reserve capacity, but
the requirements in terms of size and dispatch speed differ
considerably. The reserve requirements are defined in the grid
code prepared by the transmission system operator (TSO),
who is also responsible for maintaining system stability.
Power generation and installed base
Conventional thermal power plants still dominate the
electricity generation in Turkey. Gas-fired power plants
account for a little above 45 per cent of the generation,
followed by coal-fired generation with approximately 25 per
cent. Hydro power also plays a central role in the Turkish
generation fleet, accounting for some 23 per cent, whereas
the other renewables altogether only produce some 4,5
per cent of the total generation. The generation share as of
2013 is illustrated on the left in Figure 1.
Reserve capacity for normal balancing service in any power
system traditionally requires that the regulating power
plants operate at part-load. On part-load operation, the
plant efficiency is lower than at full output, and naturally
less power is produced as well. Hence, there is a cost in
providing such a service.
Since Turkey in 2001 started to gradually replace its statedominated power market, the power generation capacity
has quickly grown. In 2013 the Turkish generation capacity
was already more than 60 GW and is expected to exceed
100 GW by 2020. Approximately 8,5 GW of this longterm capacity expansion will in the form of nuclear power
plants. The 2013 overall capacity division by technology is
illustrated on the right in Figure 1.
Reserve capacity serves two main functions in a power
system and is typically defined as follows:
• To stabilise power grids by providing frequency control
when there is a deviation between demand and production.
The power plants that produce this continuous up and
down frequency regulation must be in operation, i.e.
“spinning”, and adjust their load to maintain the delicate
balance between demand and supply.
• To provide emergency reserve for maintaining system
stability after contingencies such as a trip or failure in the
existing power plant or transmission lines. Emergency
reserve can be divided into three subcategories – primary,
The quickly increasing electricity demand will likely impact
the power system reserve margins in Turkey. Another
factor contributing to an increased need of reserve capacity
is the quickly growing wind power capacity. Finally, also
37
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
period for which this reserve is procured, it should in most
markets under no circumstances participate in the energy
markets i.e. it is only to be used in case of a system fault
i.e. contingency. Again the necessary reserve capacity has
to do with the largest single contingency i.e. the largest
system unit, and with the replacement of the full secondary
reserve; the minimum provision is typically around 2-3 % of
total capacity on the grid.
secondary and tertiary. Response times for each are
categorised by a country’s grid codes.
Primary reserve
When an emergency situation occurs, e.g. a plant trips, the
inertia of the system maintains system stability during the
first few seconds. The primary reserve then automatically
responds to the frequency deviation in the system. As soon
as the frequency falls below a set limit, this reserve starts to
ramp up without any dispatcher involvement. The primary
reserve has to be spinning since the required response
time is typically 5-10 seconds and it has 30-60 seconds to
ramp up to its full output.
Although several different models and criteria for
determining the capacity of the tertiary reserve exist, it is
very common in Europe to match its size according to the
largest unit in the system. This e.g. applies for the power
systems of Spain (and additionally 2% of the expected load
during the considered period)[3], France[4], Austria[5] and
Kosovo[6]. In Turkey’s case, the above would mean that
the tertiary reserve would be the size of the capacity of the
Atatürk dam, i.e. 2400 MW.
The minimum size of this reserve capacity is typically
equal to the biggest generating unit in the power system,
or sometimes the largest grid connection contingency, so
that if the largest unit trips, the spinning reserve kicks-in
before the system collapses. However, the primary reserve
requirement of the Turkish power system is actually smaller
and has further decreased from 770 MW to 300 MW, owing
to the ENTSO-E interconnection[2].
When there is a trip in the system, the primary reserve
is automatically activated first by the frequency dip. The
primary reserve is released when the secondary reserve is
activated and takes over the load from the primary reserve
and so on.
Secondary reserve
The purpose of the secondary reserve is to relief the primary
reserve back to its normal condition. It is controlled on-line by
the system operator and must be capable of responding in
30-60 seconds depending on the power system. It typically
has 5-10 minutes to ramp up to its full output, thereby fully
relieving the primary reserve.
3. TECHNOLOGICAL CHALLENGE
Most traditional thermal plants are based on steam cycles
and offer good efficiency by using high pressure superheated
steam in their processes. Starting and stopping power
plants with such cycles is always a major undertaking, a
slow process requiring modest heat-up rates. Starting these
power plants in less than 1 hour exposes the technology
to high thermal stresses and causes wear and tear. Startup times for coal-fired power plants are around 4 hours in
hot stand-by conditions, and 1-1.5 hours for gas turbine
combined cycles.
In Turkey the secondary reserve is currently provided in two
different ways[2]. Part of this reserve capacity is provided
with hydro power, which is a very fast form of regulating
power. However, the hydro power allocated for reserve
capacity cannot be used for power generation, meaning
that some additional thermal generation has to make up
for the corresponding amount of hydro reserve. Secondly,
gas-fired power plants are utilised for providing secondary
reserves. These are spinning thermal units, operating on
part-load, below their nominal efficiency.
It is obvious that such thermal plants cannot provide any
off-line services to the system stability requiring 5 seconds
to 15 minutes start-up times. As a consequence, both
primary and secondary reserves need to be online i.e.
“spinning”. However, running thermal power plants on partload considerably reduces their efficiency, hence increasing
the fuel consumption and emissions. In the case of Turkey,
considerable amounts of such ramp-up capacity is currently
kept continuously available.
Typically, the amount of secondary reserve has to cover the
full primary reserve and is typically ~ 2 % of total generation
capacity connected to the grid. In Turkey, the secondary
reserve requirement is currently considerably smaller at
770 MW[2].
Tertiary reserve
The tertiary reserve has the task of relieving the secondary
reserve for the next contingency. It is normally non-spinning
and the operation mode is manual i.e. phone calls are the
normal way of activating the reserve, and it typically needs
to respond in 10-15 minutes.
The question is: is there a more optimal way of operating
the power system assets, and still provide the necessary
stability services?
Smart Power Generation
Smart Power Generation (SPG), in the form of modern gas
combustion engines, offers three simultaneous features
that are valuable in this context:
• High efficiency – between 45 and 50 % plant net efficiency
The tertiary reserve is traditionally non-spinning capacity,
typically large simple cycle gas turbines. During the
38
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
increase their output rapidly, but at the cost of constantly
running below their nominal efficiency.
at site. In a typical multi-unit installation efficiency remains
the same over the wide load range of 3-100 %
• Operational flexibility – fast starting, stopping and
ramping, without impact to the maintenance schedule
• Fuel flexibility – natural gas, LNG, biogases, fuel oil
(HFO, LFO) and liquid biofuels can be used and switched
amongst each other
The amount of required secondary reserve in Turkey is 770
MW. Due to the required rapid response time, the gas-fired
share of this capacity is today spinning. The grid code also
clearly stipulates that this should be spinning.
Both secondary and tertiary reserve capacity could be
provided by Smart Power Generation, which would be nonspinning i.e. on stand-by, burning no fuel and generating no
emissions, waiting for a system operator’s activation signal
and then starting and synchronizing to the grid in just 30
seconds. The main change to the current situation is that the
secondary reserve would not need to be spinning anymore.
Furthermore, the primary reserve could be relieved 50%
faster than at the present requirement, in 5 minutes instead
of 10. This would naturally reduce the vulnerability of the
system.
Smart Power Generation offers a new way to stabilize power
systems. Capable of starting and synchronizing to the grid
in just a mere 30 seconds, and ramping up to full load in
less than 5 minutes, it can provide a secondary reserve
function from stand-still, with no fuel cost and emissions, nor
any wear. Moreover, after use this service is immediately
available again, with no minimum downtime. For instance,
some 200 MW range Smart Power Generation plants in the
USA start 3 to 10 times a day, balancing the wind power
there.
Smart Power Generation is a proven technology based
on modern computerised combustion engines. Plant sizes
range typically from 20 MW to 600 MW which is the optimum
size range for system optimization.
By using Smart Power Generation for secondary reserve,
some of the older, inefficient combined cycles, that provide
the service now, could be stopped, and the other ones could
be loaded to full or almost full load, providing additional
base load power or serving as primary reserve. This would
increase the electrical efficiency of all CCGT plants and
it would lower the electricity price as the most expensive
generators would be stopped.
Optimizing the Turkish power system with Smart Power
Generation
Making complete use out of the potential of the hydro power
assets in Turkey is at the top of the list in the strategic plan
of the Turkish Ministry of Energy and Natural Resources[7].
From a national perspective, in order to make the most
use of the hydro power in Turkey, this non-fuel-consuming
power could entirely be allocated for power generation, i.e.
for providing baseload electricity.
Providing tertiary reserves of the size of the capacity of the
largest unit, i.e. Atatürk dam 2400 MW, could naturally also
be done with SPG. Smart Power Generation could also
provide this service more efficiently, much better than the
old steam power plants that typically end their lifecycles in
this function.
Instead of hydro-based reserves, gas-fired power plants
could provide full system reserves. In this paper, the use
of Smart Power Generation (SPG) vs. the use of combined
cycle gas turbines (CCGT) will be assessed.
4. NATIONAL SAVINGS
Freeing up the CCGT-capacity that is currently kept for
emergency reserve, and stopping the older CCGTs through
the use of Smart Power Generation could deliver significant
system level savings for Turkey.
Table 1 presents a summary of the proposed optimisation
of the use of reserves in Turkey, in terms of allocating the
different plant types to power generation vs. reserve provision,
based on their fuel consumption. Next, these two scenarios
for providing the gas-fired reserves will be assessed.
How could the savings be evaluated?
In the first scenario, it is assumed that only CCGTs are
used as reserve providers. Let us do a safe assumption
that the reserve provision is distributed evenly within the
Turkish gas-fired fleet, represented by CCGTs. That means
that the CCGTs are running on part-load in order to provide
reserves. The total gas-fired capacity is about 22.6 GW
and if all the CCGTs participated in providing 3.17 GW of
secondary and tertiary reserves it would mean that all the
CCGT plants would need to run with 14% lower output to
provide reserves.
Table 1. Fuel Consumption For Power Generation And
Providing Reserves (Secondary & Tertiary).
The traditional way of providing secondary reserves with
thermal units, such as CCGT:s is to keep them spinning,
i.e. operating on part-load. This way, the units are able to
In the second scenario, those CCGTs would not need
to operate on part-load anymore and reserves could be
39
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
provided by non-spinning SPG-units, impacting the total
efficiency of the whole system. Increasing the CCGT
output by 14 % has an impact on CCGT’s efficiency which
is 2.8 % (i.e. 1.4 %-unit for typical CCGT which has 4855 % efficiency). The relation between output and relative
efficiency can be seen in Figure 2.
According to a recent forecast from the U.S. Energy
Information Administration the Henry Hub spot price for
natural gas will rise to $7,65/MMBtu in 2040, i.e. an increase
of almost 60 % from today’s $4,80/MMBtu [10]. Assuming
that a similar price development will take place in Turkey,
replacing 3.17 GW of CCGT reserves with flexible Smart
Power Generation will provide annual fuel cost savings
of €175 million (at 2013-2040 average gas price) and the
cost of the investment can be paid back in 10.8 years.
Correspondingly, replacing 770 MW of CCGT reserves with
SPG will yield savings of €43 million per, with the same
payback time. The detailed economical impact of replacing
the CCGT reserve capacity with Smart Power Generation
units is shown in Table 4.
1.Increase output by 14 %
2.Impact on efficiency 2.8 %
Table 4. Financial Calculation
Financial impact
(average gas price 2013-2040)
Figure 2. H-Class CCGTs (2-2-1 configuration) relative
efficiency1 [8].
Even only replacing the secondary reserves with Smart
Power Generation would yield considerable savings. With
the total secondary reserves at 770 MW, i.e. 3.4% of the
total CCGT capacity, Smart Power Generation would enable
an increase in the electrical efficiency of each CCGT plant
by 0.3 %-unit.
Replacing
770MW
reserves
Fuel price
(average 2013-2040) [11]
TL/GJ
30,16
30,16
Fuel cost, historical dispatch
€/MWh
30,96
30,96
Fuel cost, optimized dispatch
Mill €
6 253,7
6 253,7
Fuel cost savings
Mill €
6 078,2
6 211,1
SPG capacity needed
Mill €
175,5
42,6
Investment cost (EPC)
MW
3 170
770
€/MW
0,600 €
0,600 €
Total investment cost
The technical impact of introducing 3.17 GW or 770 MW of
flexible Smart Power Generation capacity is described in
detail in Table 3 below.
Replacing
3170MW
reserves
Mill €
1902
462
Savings per year
Mill €
175
43
Simplified payback time
years
10,8
10,8
5. CONCLUSIONS AND SUMMARY
Table 3. Technical Calculation
Technical impact
Replacing
3170MW
reserves
Replacing
770MW
reserves
Total CCGT capacity providing reserves
MW
22 598
22 598
Required reserves
MW
3 170
770
Reserves share of total
CCGT capacity (each CCGT
could increase its output this
amount if there would not be
any need to provide reserves)
%
14,0%
3,4%
Impact on each CCGT's
efficiency when increasing
output by above row %
%
2,8%
0,7%
Fuel consumed [9], [10]
(historical)
TWh
202,0
202,0
Fuel consumed (optimized)
TWh
196,3
200,6
Reduction in fuel
consumption
%
TWh
5,7
1,4
2,8%
0,7%
By introducing fast-starting, non-spinning, gas-fired power
system reserves, Turkey would be able to utilise its hydro
power resources to the fullest, instead of allocating them
for reserve provision. Moreover, with the increasing risk
of power shortages prior to the commissioning of the
new nuclear power plants, Turkey also needs to consider
installing reserve capacity that can be brought on stream
quickly. Smart Power Generation provides a highly viable
alternative with construction times of less than 1.5 years.
The addition of these flexible gas-fired power plants will
not only fill a potential power gap but will allow the entire
system to operate more efficiently and economically by
providing system reserve capacity with higher efficiency
and lower costs, even after new large base load capacity
comes online.
Summary of benefits of the Smart Power Generation
solution for Turkey:
1
Even though some of the CCGT fleet capacity is currently not in use, the starting point for this calculation does not affect the results, since the relation
between output and relative efficiency is almost linear.
40
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• A quick remedy for the capacity deficit – delivery of 3 GW
within 1.5 years
• Annual savings of €175 million during all years to come.
These annual savings remains the same in the future if
spinning CCGT-units are used for reserves.
• Reduced import of gas – up to 2.8 % per year
• Lower wholesale electricity price
• Reduced CO2 emissions
• Improved system stability due to faster replacement of
primary reserves – 5 minutes instead of 10 minutes
• Improved reserve readiness for the quickly growing wind
power capacity
• Improved reserve readiness for the adding large individual
nuclear power plants
REFERENCES
[1]
[2]
GlobalData, 2014.
TEIAS, “Grid Access and Integration of Renewable
Energy Resources (RES)”, 2011.
[3] Resolución de 13-7-2006, BOE 21/07/06.
[4] REBOURS, Y. and KIRSCHEN, D., “A Survey of
Definitions and Specifications of Reserve Services”,
The University of Manchester, 2005.
[5] Energie-Control Austria, “Balancing Energy”, 2009.
[6] Kosovo Electricity Transmission, System and Market
Operator (KOSTT), “Generation Adequacy Plan
2011−2020”, sin anno.
[7] YARBAY, R. Z., GÜLER A.Ş and YAMAN E.,
“Renewable Energy Sources and Policies in Turkey”,
6th International Advanced Technologies Symposium
(IATS’11), 16-18 May 2011, Elazığ, Turkey.
[8] Thermoflow GT PRO (software), 2012.
[9] U.S Energy Information Administration (EIA), “Turkey
– Country Analysis Brief Overview”.
[10] International Energy Agency (IEA), “Oil & Gas Security
– Emergency Response of IEA Countries”, 2013.
[11] U.S. Energy Information Administration (EIA),
“AEO2014 Early Release Overview”, 2014.
41
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
AKARSU SANTRALLERİNİN KURULU GÜCÜNÜN BELİRLENMESİNDE
AKIM ÖLÇÜMLERİNİN OLMADIĞI YERLERDE
DEBİ SÜREKLİLİK EĞRİSİNİN ELDE EDİLMESİ
Duygu KARAGÖL
Prof. Dr. Bihrat ÖNÖZ
İstanbul Teknik Üniversitesi, Enerji Enstitüsü
İstanbul Teknik Üniversitesi, İnşaat Fakültesi
ÖZET
Ülkemizde akım ölçümleri yeterli olmayıp hidroelektrik
santrallerin inşa edilecekleri yerlerde genellikle Akım
Gözlem İstasyonu (AGİ) bulunmamaktadır. Bu eksiklik,
santral kurulumu için gerekli olan en önemli parametre ve
girdi sayılan debinin belirlenmesinde, dolayısıyla türbin
seçimi ve santral fizibilitesinin yapılmasında önemli hatalara
sebep olmaktadır. Buradan yola çıkarak, ölçüm olmayan
nehirlerde literatürde önerilen yeni yöntemler yardımıyla
debi süreklilik eğrilerinin tahmin edilmesi amaçlanmıştır.
Şekil 1. 2002-2021 Türkiye puant ve enerji talebi[3].
zamanında ve güvenilir bir şekilde karşılanması büyük
önem arz etmektedir[1]. Enerji Piyasası Denetleme Kurumu
(EPDK)nun tespitlerine göre enerjide hızlı bir talep artışı
söz konusudur[2].
Çalışmada pilot bölge olarak Orta Fırat Havzası’ndaki 5 AGİ
günlük akımları ile çalışılmış ve sırasıyla her bir istasyonun
ölçümü olmadığı farzedilerek 17 aşılma olasılığında debisüreklilik eğrisi tahminleri yapılmıştır. Tahmin sonuçları
mevcut gerçek verilerle karşılaştırılarak sonuçların
doğruluğu kontrol edilmiş ve hata oranları hesaplanarak
yöntemin başarısı belirlenmiştir.
1.2. Türkiye’de Hidroelektrik
Hidroelektrik, Türkiye’de en önemli ve yaygın yenilenebilir
enerji kaynağı konumundadır ve domestik kullanımda
kömürden sonra en geniş paya sahiptir[4]. Potansiyelini
Tablo 1 üzerinden görebiliriz:
1. GİRİŞ
Tablo 1. Hidroelektrik Potansiyeli[5]
Günümüz dünyasında sürekli artış gösteren endüstriyel
faaliyetler, artan nüfus, yükselen hayat standartları ve
gereksinimler elektriğe duyulan ihtiyacı da artırmıştır.
Bununla birlikte doğal dengelerin sarsılması, çevresel
etkenler, emisyonların artması sonucu gündeme gelen
çevreye duyarlılık konuları ve imzalanan uluslararası
protokoller, enerji temininde alternatif çözümleri zorunlu
hale getirmiştir. Bu bağlamda, hidroelektrik enerji diğer
yenilenebilir enerji kaynakları ile birlikte temiz, düşük işletim
maliyetli, kısa devreye girme süresi olması avantajları
sayesinde yaygın bir kullanım yerine sahip olmuştur.
Brüt
Potansiyel
Teknik
Potansiyel
Ekonomik
Potansiyel
Dünya
40,150,000
14,060,000
8,905,000
Avrupa
3,150,000
1,225,000
1,000,000
Türkiye
433,000
216,000
140,000
Gerek enerji talep artışı gerekse enerjinin sürdürülebilirliğini
sağlamak için ülkemizin büyük yatırımlara ihtiyacı
bulunmaktadır. Bu nedenle büyük bir oranda sahip olduğu
hidroelektrik potansiyelini iyi değerlendirmelidir[6]. Buna
yönelik ilerleyen yıllarda artması beklenen hidroelektrik
kurulu gücü ve üretimi çeşitli senaryolara göre Tablo 2'de
gösterilmiştir.
Çağımızda toplumların sosyo-ekonomik gelişmişlik düzeyleri
de enerji tüketimleri ile paralel değerlendirilmektedir.
1.1. Türkiye’de Enerji Durumu
“Türkiye’de kişi başına yıllık elektrik tüketimi 3.200 kWh
düzeylerinde olup, bu miktar kalkınmış ve kalkınmakta olan
ülkeler ortalamasının çok altındadır. Ülkemizin ekonomik
ve sosyal bakımdan kalkınmasının sağlanması için
sanayileşme bir hedef olduğuna göre enerjinin, yerinde,
2. METODOLOJİ
Çalışmada, debi süreklilik eğrisi (DSE) metoduyla akım
gözlem istasyonu olmayan nehirlerde eğrilerin tahmini
amaçlanmıştır. İlk aşamada, belirlenen ve ölçümü mevcut
istasyonların tek tek DSE’leri çizilmektedir. İkinci aşamada
42
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Tablo 2. Türkiye’de HES Projeksiyonları [4]
Senaryo 1
(1)
Senaryo 2
Yıl
Kurulu
Güç
(MW)
Elektrik
Üretimi
(GWh)
Kurulu
Güç
(MW)
Elektrik
Üretimi
(GWh)
2014
24.291
79.651
23.085
76.555
2015
28.003
90.522
25.883
84.380
2016
31.606
104.443
29.143
96.511
2017
33.394
112.708
31.706
106.626
2018
33.815
115.779
33.815
113.652
2019
33.815
116.558
33.815
116.558
2020
33.815
116.558
33.815
116.558
2021
33.815
116.558
33.815
116.558
2022
33.815
116.558
33.815
116.558
2023
33.815
116.558
33.815
116.558
2.3. Regresyon Bazlı Logaritmik Enterpolasyon ile
Ölçüm Olmayan İstasyonlarda Bölgesel DSE Tahmini
Çalışmada, ölçüm olmayan istasyonlarda DSE’nin elde
edilmesi için regresyona dayalı logaritmik enterpolasyon
(RDLE) metodu uygulanmıştır. İlk aşamada ölçüm olan
ve ölçüm olmayan istasyonların DSE’lerindeki aşılma
olasılıkları belirlenmiştir. Çalışmamızda 17 sabit aşılma
olasılığı seçilmiştir (%0.01, %0.1, %0.5, %1, %5, %10,
%20, %30, %40, %50, %60, %70, %80, %90, %95, %99
ve %99.99). Ölçüm olan istasyonlar için bu yüzdelik zaman
dilimlerinde debiler direkt olarak akım kayıtlarından elde
edilebilmektedir. Tahminlerin direkt yapılabilmesi için uç
noktalar sayılan %0.01 ve %99.99 dilimleri, en az 27 yıllık
kayıt gerektirmektedir. 27 yıllık kayıttan daha az ölçümün
olduğu durumlarda %0.01’lik zaman dilimindeki değeri ve
en düşük debinin denk geldiği %99.97 ve üzerindeki zaman
dilimindeki değerleri tahmin etmek için ya da seçtiğimiz
sabit 17 yüzdelik zaman noktasından hariç bir ara noktadaki
debiyi belirlemek için denklem (2)’de görülen logaritmik
extrapolasyon kullanılmalıdır:
ise sırasıyla her bir istasyonun debi ölçümlerinin olmadığı
farzedilerek bölgesel bir regresyon yöntemi yardımıyla
eğriler tahmin edilmektedir.
2.1. DSE Tanımı ve Önemi
Günlük debi tahmini tarımsal-endüstriyel aktivitelerin
planlaması, kentsel su temini, taşkın kontrolü için önemlidir.
Ancak akım ölçümleri ve tarihsel kayıtlar, debi bilgisinin
gerekli olduğu istasyonlarda her zaman ulaşılabilir değildir.
Ölçümü olmayan istasyonlarda günlük akım tahmini için
kullanılan, son derece iyi sonuçlar veren ve yaygın olarak
kullanılan teknik DSE’nin kullanımı ile ilişkilidir. DSE
herhangi bir akım değeri ve bu akım değerinin eşit olduğu
ya da aşıldığı yüzde cinsinden zaman dilimi arasındaki ilişki
olarak yorumlanır[7]. Başka bir ifadeyle, debinin belli bir
değere eşit veya ondan büyük olduğu zaman yüzdesi düşey
eksende, zaman yüzdeleri yatay eksende gösterilerek
çizilen eğriye denir.
(2)
Burada y, zamanın x yüzdelik kısmında bulunmak istenen
debidir. Buradaki debinin belirlenmesi için x’in en yakınındaki
seçtiğimiz 17 sabit yüzdelik noktalar ile işleme sokulur. xi-1
ve xi noktaları x’e en yakın sabit yüzde noktaları, yi-1 ve yi ise
bu noktalara denk gelen debi değerleridir.
Ölçüm olmayan istasyonda tahmin yürütmek için tahminde
en etkili olan fizyografik değişkenleri belirlemek amacıyla
adımsal regresyon tekniği kullanılmaktadır. Seçilen değişkenler aşağıdaki denklem kullanılarak tüm çalışma bölgesi
için bölgesel regresyon denklemi kurmak için kullanılır.
Burada bahsedilen “zaman yüzdesi” 0-100 arasında bir
aralıktır. Böylelikle, akarsu debi aralığının tamamı göz
önünde bulundurulmaktadır.
(3)
Debi süreklilik eğrisi analizi belirli bir periyodun üzerindeki
tarihsel debi datasının kümülatif frekansını değerlendirir.
Taşkın debisi daha seyrek gözlenirken düşük debiler
zamanın çoğunluğunda gözlenir[8].
V1, V2, V3,… seçilen istasyonun p tahmininde kullanılan
fizyografik ya da iklimsel karakteristiğidir; p seçilen yüzdelik
17 aşılma olasılığı değerinden biridir; b, c, d… model
parametreleridir ve a çarpımsal bir hata terimi yani modelin
çarpımsal parametresidir. Denklem (3) logaritmik olarak
lineer bir denkleme dönüştürülür:
2.2. Ölçüm Olan İstasyonlarda DSE Eldesi
Ölçüm olan istasyonlarda DSE’ni çizmek için her bir
istasyonda gözlemlenen akarsu debisi olan qi’nin azalan bir
sırayla sıralanması gerekmektedir. qi, i=1,2, . . . . ,N ; N
kayıt altındaki veri sayısıdır. i durum sırası yani sıralanmış
debilerin sıra numarası, q1 ve qn sırasıyla en büyük ve en
küçük akarsu debileridir. Daha sonra grafikteki konum olan
pi’nin i’nci durum için aşağıdaki formül ile hesaplanması
gerekmektedir. n tekrar sayısı, N ise toplam gözlem
sayısıdır.
(4)
Böylece, standart çok değişkenli lineer regresyon tekniği
uygulanabilir. Eşitlikteki parametrelerin ölçüm olan
istasyonlardaki bilgilere göre tanımlanmasının ardından,
denklem (4)’teki bağımsız değişkenlerin yerine konmasıyla
43
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
birinci sırada gelen Fırat Havzası’nın Orta Fırat bölgesinde
uygulanmıştır. Uygulamada Batı’dan Doğu’ya sırasıyla,
2102, 2164, 2158, 2157 ve 2122 istasyonlarının günlük
akım verileri ile çalışılmıştır. İstasyonların yerleşimleri Şekil
2’de görülmektedir. Çalışılan 5 istasyonun akım verileri için
özellikle dikkate alınan noktalar;
• Süregelen akarsu akım kayıtlarının minimum 10 yıllık
periyodu içermesi ve
• Seçilen her istasyonun doğal akım rejimine sahip
olmasıdır.
birlikte ölçüm olmayan havzalardaki debi tahminine
geçilmektedir.
2.4. Yöntemin Performans Değerlendirmesi
Günlük akarsu akım tahmin yaklaşımlarının performansları
bir jacknife prosedürü kullanılarak değerlendirilmiştir.
Jackknife prosedürde çalışma alanındaki bir havzanın akım
kayıtları veritabanının dışında tutulur, bu şekilde havza
“ölçümü olmayan” istasyon olarak addedilir. Ardından
bu ayrı tutulan istasyonun DSE ve akarsu debileri, kalan
istasyonların dataları kullanılarak tahmin edilir. Bu
proses çalışma bölgesindeki tüm istasyonların modelleri
kullanılarak bölgesel DSE ve akarsu debisi tahminleri elde
edilene kadar devam eder.
Üzerinde durulan ve hesaba katılan istasyonların
değerlendirilen akım gözlem yıl aralığı ve karakteristikleri
Tablo 3'te gösterilmiştir.
Tablo 3. Seçilen İstasyonların Karakteristikleri
DSE’ne dayalı metodun değerlendirmesinde üç farklı indis
kullanılmıştır. Bu indisler Nash etkinlik kıstası (NASH), root
mean square error (RMSE) ve bias (BIAS)’tir. İndisler verilen
istasyon için aşağıdaki denklemler kullanılarak hesaplanır:
∑
∑
(5)
(6)
İstasyon
Yağış Alanı (km2)
Rakım (m)
Gözlem Yılı
2102
25.515,6
859
1969-2010
2164
2.232,0
998
1970-2010
2158
1.577,6
1310
1970-2010
2157
2.098,4
1250
1969-2007
2122
5.882,4
1552
1969-2009
Bu çalışmada yapılan analizler 3 tip bilgi üzerine
kuruludur. Bunlardan biri fizyografik bilgiler (alan, kot),
diğeri meteorolojik datalar (yağış, sıcaklık) ve sonuncusu
ise hidrolojik (debi) verilerdir. DSE’leri çizilirken kullanılan
hidrolojik akım kayıtları Devlet Su İşleri (DSİ)’den ve Elektrik
İşleri Etüd İdaresi (EİE)’den edinilmiştir. Yine fizyografik
bilgiler DSİ ve EİE’den alınmıştır. Meteorolojik datalar ise
Devlet Meteoroloji İşleri (DMİ)’den alınmıştır.
(7)
n tahmin edilen günlük debi değerinin toplam sayısıdır, qi ve
sırasıyla i’nci ölçülen ve tahmin edilen günlük debidir ve
i
qm günlük debi ölçümlerinin ortalamasıdır.
3. ÖRNEK ÇALIŞMA
3.1. Ölçüm Olmayan İstasyonlarda DSE Tahmini
Yukarıda 2.2. başlığı altında anlatılan yöntem kullanılarak
5 istasyonun DSE’leri günlük ortalama debiler yardımıyla
çizilmiştir. Çizimlerde 17 sabit aşılma olasılığı gözetilmiştir.
Metodoloji başlığı altında bahsi geçen çeşitli yöntemler ve
yaklaşımlar Türkiye’de gerek brüt (84,122 GWh) gerekse
ekonomik (39,375 GWh)[4] hidrolik potansiyel bakımından
Şekil 2. Çalışma alanı ve istasyon yerleşimleri.
44
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Ölçümlerden yola çıkılarak elde edilen bu eğriler daha
sonra tahminlerden elde edilen eğrilerle karşılaştırmak için
kullanılacaktır. Daha sonra 2.3. başlığı altında anlatılan
regresyon metodu yardımıyla her bir istasyonun ölçümünün
olmadığı farzedilerek kalan 4 istasyon ölçümleri vasıtasıyla
DSE’si tahmin edilmiştir. Bu tahminler için regresyon 4 farklı
şekilde uygulanmıştır ve (4) no’lu denklemdeki denklem
parametreleri olarak;
i. Alan
ii. Alan-kot
iii. Alan-yağış
iv. Alan-sıcaklık
ele alınmıştır. (4) no’lu denklemde her aşılma olasılığındaki
debi değerleri ve karakteristik alan, kot, yağış, sıcaklık gibi
bilgiler denklemde yerine konularak bölgesel regresyon
yardımıyla modelin çarpımsal parametreleri olan ln a, b, c,
d, … bulunmuştur. Ardından bu değerler yeni kurduğumuz
(4) no’lu denklemde yerine konarak ölçümü olmayan
istasyonun debi değerine ulaşılmıştır. Bölgesel regresyon
sonucunda elde edilen DSE’leri ile gerçek DSE’lerinin
karşılaştırması Şekil 3, Şekil 4, Şekil 5, Şekil 6 ve Şekil
7’de görülmektedir:
Şekil 5. 2158 istasyonu regresyon sonuçları.
Şekil 6. 2157 istasyonu regresyon sonuçları.
Şekil 3. 2102 istasyonu regresyon sonuçları.
Şekil 7. 2122 istasyonu regresyon sonuçları.
Şekil 4. 2164 istasyonu regresyon sonuçları.
45
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
alan sıcaklık regresyonlarının gerçeğe daha yakın sonuçlar
verdiği görülmüştür. Şekil 3, Şekil 5, Şekil 6, Şekil 7 üzerinden görüldüğü gibi 2102, 2158, 2157 ve 2122 istasyonlarında zamanın %100’üne yakın diliminde alan-yağış ve
alan-sıcaklık regresyonundan elde edilen tahminlerin gerçek
eğrilerin üzerine fit oturduğu görülmektedir. 2164 istasyonu
için ise alan-yağış, alan sıcaklık, alan kot tahminlerinin
gerçek eğriye yakın bir sonuç sağladığı gözlenmektedir.
2164 istasyonunda taşkın debisinden ziyade daha küçük
debi bölgesinde daha güvenilir sonuçlar sağlamıştır. Aynı
yorum Tablo 4 üzerinden de yapılabilmektedir.
KAYNAKLAR
[1] Faaliyet Raporu, 2013, T.C. Orman ve Su İşleri
Bakanlığı Devlet Su İşleri Müdürlüğü, sf 70.
[2] Türkiye’nin Enerji Görünümü, 2012, TMMOB Makine
Mühendisleri Odası Oda Raporu, sf. 4.
[3] Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite
Projeksiyonu, TEİAŞ, 2012, sf. 4.
[4] MELİKOĞLU, M., “Hydropower in Turkey: Analysis in
the view of Vision 2023”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, 25(2013) 503-510.
[5] ERDOĞDU, E., “An Analyses of Turkish Hydropower
Policy”, MPRA Munich Personal RePEc Archive, Ocak
2011, sf. 4.
[6] CANKA, Kılıç F., “Recent Renewable Energy
Developments, Studies, Incentives in Turkey”, Energy
Science and Research, 2011 Vol. 28: 37-54.
[7] OUARDA, T.M.B.J, CHARRON, C., MARTEL, B.,
“User Guide for the Software for Daily Streamflow
Estimation”, 2010, sf. 1.
[8] An Approach for Using Load Duration Curves in the
Development of TMDLs, USA Enviromental Protection
Agency, EPA 841-B-07-006, 2007 bölüm 1, sf. 1.
Şekil 8. Gerçek ve tahminsel debilerin karşılaştırması.
3.2. Örnek Çalışmanın Performansı
Elde edilen tahmin eğrilerinin mevcutta bulunan gerçek
akım verileri ile kıyaslanması ve yöntemin performansının
ortaya konması amacıyla 2.4. başlığında verilen formüller
yardımıyla hata payları bulunmuştur. Tablo 4’te de detayları
görüleceği üzere, 3 farklı değerlendirme metodunda, 5
istasyonun, 4 farklı bölgesel regresyon uygulaması için
hataları hesaplanmıştır.
SUMMARY
Energy is not only a measurement for economical and social
improvement but also a fundamental human necessity.
Hence the technological developlments, economical and
social development plans of the countries, increasing world
population, the importance of energy, which is the main
input for all sectors, is rapidly increasing day by day. All
countries are trying to find a way to solve energy problems
such as environmental pollution, global warming, increasing
4. SONUÇLAR
Elde edilen DSE’leri gerçek debilerden oluşturulan DSE’leri
ile karşılaştırıldığında istasyonların çoğu için alan-yağış ve
Tablo 4. Yöntemin BIAS, NASH ve RMSE ile Performansları
BIAS
NASH
RMSE
2122
2157
2158
2164
2102
2122
2157
2158
2164
2102
2122
2157
2158
2164
2102
Alan
-60.4
4.6
-13.4
35.5
303.6
0.830
0.989
0.935
0.889
0.785
105.8
16.1
26.7
68.0
508.2
Alan-Kot
30.0
4.8
-11.3
15.1
-456.2
0.915
0.989
0.952
0.967
0.215
74.7
16.3
22.9
36.9
970.9
Alan-Yağ.
3.8
-12.1
0.6
15.6
-40.9
0.992
0.968
0.999
0.965
0.977
22.7
27.3
2.9
38.1
168.0
Alan-Sıc.
5.1
86.9
0.4
11.6
-45.2
0.990
-0.099
0.999
0.973
0.972
25.8
160.5
3.0
33.8
184.2
46
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
cost of energy, and energy inefficiency. Energy consumption
per capita as a reflection of social development and energy
use in the industry is continuing to increase and also
concerning the population; the governments gives vast
amount of incentives for renewable energy for the solutions
to these kind of problems. Hydroelectric power plants, older
than the other renewable sources in the world, have been
the most popular solutions to meet the energy need. In this
paper current status of hydropower in our country and in
the World and also existing potantials are demonstrated.
Besides, various methods to determine the streamflows
leading to construct a runof river station, at the ungauged
basins are investigated. In our country we generally face
lack of streamflow measurement. Streamflow measurement
stations are not existing in the area of hydropower plants
are constructing. Streamflow is the most important
parameter for constructing the plant. Thus, this lack causes
lots of errors on designating stream flow, therefore on
turbine selection and plant feasibility. From this point forth,
it is aimed to predict flow duration curves(FDC) at the
ungauged sites by new methods proposed in literature.
In the study 5 gauge stations in Euphrates basin, which
is the biggest water potential and selected as pilot region,
are considered. The streamflow record of one catchment is
held out from database and considered as ungauged site.
Then the FDCs at 17 quantiles are constructed for selected
5 sites respectively. For the estimation an improved
regression based logarithmic interpolation method is used.
The streamflow records are taken from State Hydraulic
Works (SHW), meterogical datas are taken from State
Meteororological Services (SMS). In regression equations
parameters such as catchment area, annual mean total
precipitation, average temprature are used. Obtained
solutions and estimations are compared with the existing
gauges by calculating 3 error criterias.
47
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ENERGY POTENTIALS OF THE WASTES AND
PRACTICES IN THE WORLD
E.Işıl Arslan TOPAL
Murat TOPAL
Fırat University, Eng. Fac., Env.Eng. Dept.
Fırat University, Eng. Fac., Env.Eng. Dept.
ABSTRACT
sources to supplement and replace conventional sources
of energy with alternative non-depletable resources[3]. In
addition to these considerations, countries such as Turkey
that are lacking fossil fuel resources and thus import energy
need to look at this situation from a viewpoint of both
national security and energy-independence[4, 5].
Today high energy consumption means high development
of the countries. Most of the world’s energy consumption
is provided by fossil fuels those are limited and have high
cost. Every solid waste that comes from different activities
is a potential alternative energy source to the other energy
sources. There is a globally increasing interest in alternative
energy sources in recent years. In this paper, the energy
potentials of the wastes and current practices of waste to
energy in the different countries were discussed.
Nowadays, the utilization and development of renewable
energy has become an important measure to safeguard
energy security, strengthen environmental protection, and
tackle climate change all over the World[6].
Different types of biomass such as wood, crops, fastgrowing trees and grasses, residue from agriculture or
forestry, and the organic components found in municipal
and industrial wastes can be used to provide heat, fuel, and
electricity. This form of energy is called bioenergy[5]. Bio
mass provides almost 10% of the global primary energy
supplies and is the 4th largest source of energy. In 2011,
electricity generation from biomass increased by 9% and
the total installed global capacity is 72 GW[1].
Keywords: Waste, Energy Potential, Practice, World,
Biogas, Biodisel
1. INTRODUCTION
Energy is the soul of modern machine age. Human race
has progressed to implausible heights during this period.
Machines have automated human life but they require
continuous and reliable energy supplies to maintain the
progress of development. A short brownout shows the
significance of reliable electricity supplies in each and every
walk of life, especially in urban areas. Higher the energy
consumption in a country, higher is the development
and overall progress. That is why the per capita energy
consumption of a country is taken as a measure of its
socioeconomic development[1].
2. WASTE TO ENERGY
The concept of waste to energy has developed since a while
now. The developed countries have started implementing it
successfully as measure of waste management as well as
energy security. Increasing development leads to a change
in lifestyles and status, leading to a burgeoning amount of
waste generation. Thus, many countries have taken a step
forward and started recovering energy from garbage[7].
British Petroleum’s Statistical Review of World Energy in
2009 stated that the world’s primary energy consumption
in 2007 was equivalent to 11,104 million tons; 88% of
which was provided by fossil fuels[2]. It is known that coal,
petroleum and natural gas-based fuels have an inevitable
place in humanity. Natural processes from vegetation over
millions of years are the main source for forming these fuels.
Consumption of these fuel sources, which are believed
to be limited or finite in quantity, continues to increase,
making it possible to presume that these resources will run
out in following years. Additionally, it is necessary to find
replacement fuels as the environment has been damaged
by using fossil fuels excessively. Therefore, countries have
been forced to research and develop alternative energy
2.1. Energy Potentials Of Different Wastes
The highest biogas energy potential of animal and vegetal
waste generated by households was determined for
Germany and ranges from minimum 2.8 to maximum 53.7 PJ
a−1. Concerning the separate collection of German vegetal
waste and biowaste the total biogas energy potential was
calculated in a range of minimum 3.0 and maximum 51.9
PJ a−1. High biogas energy potentials of vegetal waste and
biowaste were determined for large territorial states such as
Bavaria, North-Rhine-Westphalia, and Baden-Wurttemberg
reaching up to 11.4 PJ a−1. For Germany, a “best-practiceassumption”, based on 30,501,523 tonnes of biowaste
48
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
around 400 MW, whereas for biogas based generation it is
200–250 MW[13, 16].
and vegetal waste per year, resulted in an annual biogas
energy potential range from 8.66 to 171.81 PJ [8]. For Italy
an annual energy potential of animal and vegetable waste
generated by households from 1.4 to 19.5 PJ (33,522–
466,141 toe) was calculated. By using a German “bestpractice-calculation” for separate collection of biowaste and
vegetal waste, a biogas energy potential range from 6.4 to
127.4 PJ (152,861–3,042,897 toe) was determined. For
Italy the gross inland consumption of primary energy was
7348.81 PJ in 2010. This primary energy demand could
be covered up to 1.73% by maximum technical biogas
energy potential of “best-practice” collected organic waste.
The estimated potential for Lithuania biological waste was
published by annually 0.3–0.5 million tonnes with a biogas
energy potential of 100 GW h (only about 22,000 tonnes of
animal and vegetal waste generated by households were
taken into account). An annual biogas energy potential from
0.003 to 0.111 PJ (0.83–30.83 GW h) was calculated. By
using a “best-practice-scenario”, about 1.2 million tonnes
separately collected biowaste and vegetal waste per year
were determined, which results in an annual biogas energy
potential range from 0.34–6.82 PJ (8121–162,893 toe)
and in a possible covering of primary energy demand up
to 2.37% [7]. In the study of[8], an annual energy potential
of biowaste ranging from 0.01 to 0.36 PJ (2.77–99.72 GW
h) was determined for Luxembourg. By using a “bestpractice-scenario” for separate collection of biowaste and
vegetal waste of total 373.1 kg per person per year, a
potential of about 191.000 tonnes with a maximum biogas
energy potential of 1.08 PJ (25,795 toe) was calculated.
For Luxembourg, the gross inland consumption of primary
energy was 195.03 PJ in 2010. This primary energy demand
could be covered up to 0.55% by maximum technical biogas
energy potential of “best-practice” collected organic waste.
Methane emissions from Malaysian landfills for 2010 were
equivalent to 2.20×109 kWh of electricity and were expected
to generate USD 219.5 million. The estimates for 2015
and 2020 are USD 243.63 million and USD 262.79 million
respectively[7].
The calculated maximum biogas energy potentials of the
total brewery waste streams were 3.5 PJ a−1 for Spain,
3.7 PJ a−1 for Poland, 4.7 PJ a−1 for United Kingdom, and
9.9 PJ a−1 for Germany. For the EU-27 countries with
beer production lower than 1 million hectoliters per year,
had maximum potentials of only 10.7 TJ a−1 for Malta,
33.6 TJ a−1 for Luxembourg, and 36.8 TJ a−1 for Cyprus
were determined. The total EU-27 biogas energy potential
calculated from brewery waste ranged from minimum 12.6
to maximum 39.7 PJ a−1[8].
The maximum biogas energy potentials of the total paper
industry waste streams were determined as; 19.5 PJ a−1
for Sweden, 17.9 PJ a−1 for Finland, and 13.5 PJ a−1 for
Germany. For the EU-27 countries with paper production
lower than 100,000 tonnes per year a maximum potential of
only 10.33 TJ a−1 for Luxembourg, 17.13 TJ a−1 for Ireland,
23.01 TJ a−1 for Latvia, and 31.69 TJ a−1 for Estonia was
calculated. The total EU-27 biogas energy potential from
paper and pulp industry waste was determined in range
from minimum 2.0 to maximum 85 PJ a−1[8].
Pakistan has an agrarian economy and biomass has around
36% share in the basic energy mix of the country. Unluckily
a huge amount of crops residue is being burned aimlessly
instead of generating energy. However, recently sugar mills
announced to produce 3000 MW from bagasse. Pakistan has
a potential of 400,000 t of bio diesel which is environmental
friendly and can be produced from non-edible oils. Castor
bean is one of the heavily oil enriched seed which is self
growing and found in arid areas of Pakistan. Processing of
castor oil to convert into bio diesel is very easy compared to
other methods of producing bio diesel. Dissolving castor oil
into alcohol will convert it into bio diesel[1].
Malaysia has been very active as far as waste to energy
techniques are concerned[7]. In Malaysia, the largest source
of biomass is oil palm. At present, Malaysia is the second
largest producer of palm oil, in the world, after Indonesia
[9]. Of the total land area (32.9 million ha) of Malaysia,
14.9% is used for agriculture activities, in which oil palm
has got a share of 34.16% [10]. In 1920, there were 400 ha
of oil palm plantation, which rose to 4.06 million ha in 2009,
it is estimated to expand to 5.2 million ha in 2020[11]. 1
ha of oil palm plantation produces 50–70 tonnes of waste.
The annual energy potential of this waste is estimated to
be around 800 GWh [12], whereas the capacity potential
is 1300 MW[13]. This potential can further be enhanced
by including other agricultural refuse like bagasse, ricehusk and forest residue. The estimated power generation
potential of biomass can reach, 29,000 MW by enhancing
the potential with the other agricultural refuse like bagasse,
rice-husk and forest residue [14]. The two main sources for
biogas generation in Malaysia are: palm oil mill effluent,
and manure from livestock. As a rapidly developing country,
solid waste production in Malaysia is 17,000–28,500 tonnes
per day[15]. The total potential of municipal solid waste is
2.2. Current Practices
In German biogas plants, the substrate input streams
consist predominantly of a manure and energy crops (mainly
corn silage) mixture, which can contribute in some cases
more than 90% of the total biomass digested in anaerobic
digestion plants. In contrast, the use of organic and food
waste as well as industrial waste is still of minor importance.
Biowaste is used as primary fermentation substrate in about
120 of the current 7500 German biogas plants[8].
Poland uses agricultural biomass to generate electricity. At
the end of 2012, there were 29 agricultural biogas plants
in Poland with an average installed capacity of 1 MW. Italy
49
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
day in 2011[20, 21]. Ten countries in the world, including
Malaysia, Indonesia, Argentina, USA, Brazil, Netherland,
Germany, Philippines, Belgium, and Spain, collectively
account for more than 80% of the total biodiesel production
potential[22]. The main feedstocks for biodiesel production
in these countries are animal fats (20%), soybean oil (28%),
palm oil (22%), etc. [21]. In 2008, all over the world, about 1
million t of biodiesel were produced from rendering products,
which was nearly 10% of the total biodiesel production
during the same year[23, 21]. In the USA, approximately
8–10% of available rendered fats are currently used for
biofuels, and it can be obtained 4.5×105 m3 of biodiesel. In
2008, almost 20% of biodiesel was produced from animal
fats and greases, which is nearly double the production in
2007. In Canada, almost 90% of produced biodiesel was
derived from animal fats and greases[23, 21]. The Energy
Information Administration (EIA), however, assumed that
competing uses would limit biodiesel production from yellow
grease to 3.8×105 m3 per year (1 m3 per day)[20][21].
has witnessed installation of many anaerobic co-digestion
plants ranging between 50 kW and 1 MW. Agricultural
biomass has been used as feedstock in many African
countries including Ghana to produce decentralized rural
energy. The total output they obtain is 12.5 kW electric
power using two generators rated 5 kVA and 7.5 kVA. The
produced electricity is supplied to the community using a
local grid of 230 V for 12 h per day. Singapore has been
long focusing on the energy recovery option from food
waste produced and thus has formulated many policies
to promote the same. Canada has also put its foot on the
pedal and accelerated the system to convert food waste to
energy and has designed various system designs to meet
the required standards. Its system design produces 134.6
MWh per year of surplus energy[7].
In Spain there were 2 biogas plants in the year 2006, in
Luxembourg 14 biogas plants in 2007, in France 3 biogas
plants in 2010 (total number of installations in 2011: 498),
and in Slovenia 2 biogas plants in 2010 registered to
practice anaerobic digestion of non-agricultural organic
material. In Finland there were 3 biogas plants operated
with waste fermentation in the year 2007. Moreover, there
were established 4 mechanical–biological treatment plants
(MBP) in France in 2010, 1 MBP with a fermentation stage
and 1 combination plant with anaerobic digestion and postrotting in Portugal in 2009 and 13 MBP with fermentation
stages in Spain in 2006. About 11,800 biogas plants were
installed in EU-27 countries in 2011[8].
3. CONCLUSIONS
Energy demand and consumption are increasing by the
development of the countries.
Wastes are alternative energy sources.
Energy potentials of the different wastes should be
evaluated by the countries developing and having limited
energy sources.
Currently waste to energy practices are used by different
countries.
Waste to energy practices are important to find solution to
the energy deficiency.
Like many other developing countries, China has a
renewable energy program for its citizens living in rural
areas, which are often very remote. Within the framework
of this program, many renewable energy technologies have
been, and are being developed to reduce rural energy
shortages[17]. One of the most important renewable energy
technology used in rural areas of China is biogas digesters.
Biogas production is an important aspect of China's energy
strategy[18]. In Gansu province, Northwest China, the rural
energy construction program was initiated in the 1970s,
having thus experienced a relatively long history. In 2000
the national government strengthened the program and
Gansu's rural renewable energy construction profited of
this development opportunity. Therefore, the construction
of renewable energy systems, especially rural biogas
digesters, had reached its peak–about 78% of the digesters
built by the government are still in operation. At the end
of 2007, rural biogas digesters could be found in 308,000
households, covering 60% of rural areas[19].
REFERENCES
[1] MAHMOOD, A., JAVAID, N., ZAFA, A., RIAZ, R.A.,
AHMED, S., RAZZAQ, S., Pakistan's overall energy
potential assessment, comparison of LNG, TAPI and
IPI gas projects Renewable and Sustainable Energy
Reviews, Volume 31, pp. 182-193, 2014
[2] BP, British Petroleum. BP statistical review of world
energy; 2009. London: BP Plc; 2009.
[3] YUKSEK, O., Komurcu M.I., Yuksel I, Kaygusuz K.,
The role of hydropower in meeting Turkey’s electric
energy demand, Energy Policy, 34 (2006), pp. 3093–
3103.
[4] KOTÇIOĞLU, İ., Clean and sustainable energy policies
in Turkey, Renew Sustain Energy Rev, 15 (2011), pp.
5111–5119.
[5] KABAK, M., DAĞDEVİREN, M., Prioritization of
renewable energy sources for Turkey by using a
hybrid MCDM methodology, Energy Conversion and
Management, Volume 79, pp. 25-33, March 2014.
[6] MING, Z., XIMEI, L., YULONG, L., LILIN, P., Review
of renewable energy investment and financing in
China: Status, mode, issues and countermeasures
Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume
Thessaloniki city of Greece has been following the
integrated solid waste management and energy production
since a while now using innovations like the use of biocells
to better utilize the biogas produced[7].
In the last decade, biodiesel production in the world has
increased rapidly, reaching a level of 2.54×106 m3 per
50
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
31, pp. 23-37, March 2014.
[7] KALYANI, K.A., PANDEY, K.K., 2014, Waste to energy
status in India: A short review
Renewable and Sustainable Energy Reviews, 31,
113-120.
[8] LORENZ, H., FISCHER, P., SCHUMACHER, B.,
ADLER P., 2013, Current EU-27 technical potential
of organic waste streams for biogas and energy
production, Waste Management, 33, 11, 2434-2448.
[9] SULAIMAN, F. ABDULLAH, N., GERHAUSER, H.,
SHARIFF A., An outlook of Malaysian energy, oil
palm industry and its utilization of wastes as useful
resources, Biomass Bioenerg, 35 (2011), pp. 3775–
3786.
[10] ONG H.C., MAHLIA T.M.I., MASJUKI H.H., A review on
energy scenario and sustainable energy in Malaysia,
Renew Sust Energ Rev, 15 (2011), pp. 639–647.
[11] SHAFIE, S.M., MAHLIA, T.M.I., MASJUKI, H.H.,
ANDRIYANA, A., Current energy usage and
sustainable energy in Malaysia: A review, Renew Sust
Energ Rev, 15 (2011), pp. 4370–4377.
[12] Bazmi, A.A., Zahedi, G., Hashim, H., Progress and
challenges in utilization of palm oil biomass as fuel
for decentralized electricity generation, Renew Sust
Energ Rev, 15 (2011), pp. 574–583.
[13] OH, T.H., PANG, S.Y., CHUA, S.C., Energy policy and
alternative energy in Malaysia: Issues and challenges
for sustainable growth, Renew Sust Energ Rev, 14
(2010), pp. 1241–1252.
[14] LIDULA,
N.W.A.,
MITHULANANTHAN,
N.,
ONGSAKUL, W., Widjaya C., Henson R., ASEAN
towards clean and sustainable energy: potentials,
utilization and barriers, Renew Energ, 32 (2007), pp.
1441–1452.
[15] FAUZIAH, S.H., SIMON, C., AGAMUTHU, P.,
Municipal solid waste management in Malaysia –
possibility of improvement?, Malays J Sci, 23 (2004),
pp. 61–70.
[16] AHMAD, S., TAHAR, R.M., Selection of renewable
energy sources for sustainable development of
electricity generation system using analytic hierarchy
process: A case of Malaysia , Renewable Energy,
Volume 63, pp. 458-466, March 2014.
[17] VALMIKI, M.M., LI, P.W., HEYER, J., MORGAN, M.,
ALBINALI, A., ALHAMID, K., et al., A novel application
of a Fresnel lens for a solar stove and solar heating,
Renew Energy, 36 (2011), pp. 1614–1620.
[18] CHEN, L., ZHAO, L.X., REN, C.S., WANG, F., The
progress and prospects of rural biogas production in
China, Energy Policy, 51 (2012), pp. 58–63.
[19] NIU, H., HE, Y., DESIDERI, U., ZHANG, P, QIN, H.,
WANG, S., Rural household energy consumption and
its implications for eco-environments in NW China: A
case study, Renewable Energy, Volume 65, pp. 137145, 2014
[20] ISA, Independent Statistics and Analysis, US energy
information administrator, international energy
[21]
[22]
[23]
[24]
51
statistics, 〈www.eia.gov.oiaf/analysispaper/biodiesel〉
[accessed July 2013].
BANKOVIĆ-ILIĆ,
I.B.,
STOJKOVIĆ,
I.J.,
STAMENKOVIĆ, O.S., VELJKOVIC, V.B., HUNG,
Y.-T., 2014, Waste animal fats as feedstocks for
biodiesel production, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, 32, 238-254.
BALAT, M., BALAT H., 2010, Progress in biodiesel
processing, Apply Energy, 87, 1815–1835.
WR, Biofuel production from animal fats-the World
renderers 〈http://www.worldrenderers.org〉 [accessed
July 2013].
ISA, Independent Statistics and Analysis, US
energy information administration, monthly biodiesel
production
report,
〈http://www.eia.gov/biofuels/
biodiesel/production/?src=renewable-b1〉 [accessed
July 2013].
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
USAGE OF SOLID WASTES AS ENERGY SOURCES
E.Işıl Arslan TOPAL
Murat TOPAL
Fırat Üniversitesi, Mühendislik Fak. Çevre Müh. Böl.
DSİ 9. Bölge Müdürlüğü
ABSTRACT
Energy estimates, there exists a potential of about 1460
MW of energy from municipal solid waste[8, 2].
There is an interest in conversion of wastes to energy
regarding the potential to generate alternative energy. Solid
wastes are low-cost sources of energy production. Hence,
solid wastes are seen as alternative energy source with its
large potential. In this regard, conversion of solid waste to
energy has been discussed in this paper as a viable solution
to the deficiency and high cost of energy sources, and to the
negative effects of the solid wastes to the environment.
2. ENERGY FROM SOLID WASTES
2.1. Thermal Conversion
Incineration, pyrolysis and gasification techniques are
included in thermal conversions of waste. They result in the
production of various byproducts which can be subjected
to various energy and resource recovery techniques for
treatment[2].
Keywords: Energy, Solid Waste, Conversion Technology
Incineration is a waste treatment technique and it has
ability to reduce waste mass by 70% and volume by up
to 90%. In the process, it aids in energy recovery from the
waste to generate electricity[9][10]. Incineration is a direct
combustion technology in which the feedstock is directly
transformed into energy[11][12]. The process is carried
out in three steps, namely, incineration, energy recovery
and air pollution control[13]. Emissions from the process
contain air pollutants like SOx, COx, and NOx, which may
result in air pollution and health hazards. Thus, it is of prime
importance to equip the incinerator with emission control
accessories. The process is carried out in a temperature
range of 750–1000 °C and can be coupled with steam and
electricity generation processes. The process produces an
effectively sterile ash residue[9, 2].
1. INTRODUCTION
Solid wastes comprise all the wastes arising from human
and animal activities that are normally solid and that are
discarded as useless or unwanted. The term solid waste
is all-inclusive, encompassing the heterogeneous mass
of throwaways from the urban community as well as the
more homogeneous accumulation of agricultural, industrial,
and mineral wastes[1]. With increasing population, a major
challenge that all the developing nations face is that of
municipal solid waste management of its waste generated.
With increasing development the waste generated has
made its management unsustainable[2].
Pyrolysis is a thermal waste treatment method carried out
in an oxygen free environment. Three types of pyrolysis
processes exist depending upon their operational
parameters, namely, conventional pyrolysis, fast pyrolysis
and flash pyrolysis. With the treatment of municipal solid
waste using the pyrolysis processes, we get pyrolysis gas
as the product[2].
The population growth and technological advancement
exhibited in the last two decades along with the desire
for higher life standards and comfort levels have led to
an unprecedented increase in the energy consumption
worldwide. Asia and Oceania has the largest share in the
energy consumed in 2010 with about 37.9% followed by
North America with 23.1% and Europe with 16.4% [3][4].
Gasification is the process of converting organic
compounds, under controlled oxygen flow, into a mixture
of gaseous species that is dominated by carbon dioxide
(CO2), carbon monoxide (CO), hydrogen (H2), and methane
(CH4) [14, 12]. Various heterogeneous reactions convert
the feedstock to gas in the presence of a gasification agent
[15-17]. If the gasification process does not proceed using
oxidizing agent, an external energy source is needed. This
With the inevitable depletion of the world’s energy supply,
there has been an increasing worldwide interest in
alternative sources of energy[5][6]. The chemical energy
stored in biological resources can be converted into useful
energy services such as heat, power, and transportation
fuels[7]. The waste holds tremendous potential to generate
energy. According to Ministry of New and Renewable
52
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
renewable energy, which ranks among the top choices
of renewable energy sources at this time and is an ideal
substitute for gasoline[24]. Lignocellulosic materials are
more attractive feedstocks for bioethanol production than
starchy materials or sugars, as these latter can be used
as food of feed. However, lignocellulosic materials are
difficult to process because of their heterogeneous and
rigid nature[25]. In the group of alternate and ecologically
acceptable substitutes for the conventional fuels, biodiesel
has attracted an increased attention worldwide. Biodiesel,
an alternate and ecologically acceptable substitute for the
conventional fuel, is usually produced from a wide range of
edible vegetable oils, which are normally used for human
consumption and whose prices are expected to increase
in the future[26]. Beside many advantages of biodiesel
over diesel fuel, such as: renewability, ready availability,
portability, lower sulfur and aromatic content, higher
efficiency, higher cetane number, better emission profile
and safer handling[27], the high cost of biodiesel production
is the main reason for its limited commercial application.
The price of raw material consists of the 70–95% of the
total biodiesel cost[28-31]. Since biodiesel from food-grade
oils is not economically competitivae with petroleum-based
diesel fuel, it is necessary to use novel and lower-cost
oily feedstocks for its production. The use of cheap waste
cooking oils, waste-oily by-products from edible-oil refinery,
non-edible oils and waste animal fats can improve the
production economy of that sustainable and ecologically
acceptable product. Before it can be accepted as biodiesel,
this final product must meet stringent quality requirements
(the European standard EN14214 or the USA standard
ASTM D6751) [26].
gasification process using an external agent is known as
indirect gasification process[18, 19, 2]. The most commonly
used indirect gasification agent is steam owing to its ease
of production and its ability to increase the hydrogen
content of the combustible gas produced[18]. A gasification
system comprises three main components: (i) the gasifier,
which produces the combustible gas; (ii) the clean-up
system, which removes the hazardous components of the
combustible gas; and (iii) the energy recovery system[20,
2]. As for gasification, overall electricity production efficiency
using a gas turbine is around 40%, and that represents the
maximum efficiency obtainable from electricity production
through gasification. This is because gas turbines do not
require a pretreatment of the products of gasification[21,
12]. Gasification remains an attractive option in the sense
that it converts waste to fuel and not directly to energy and
is applicable to many waste streams[12].
2.2. Chemical Conversion
Chemical transformation processes (Table 1) include a
number of hydrolysis processes, which are used to recover
compounds such as glucose and furfural, and a variety
of other chemical conversion processes used to recover
compounds such as synthetic oil, gas, and cellulose
acetate. Methanol, an alternative liquid fuel, can also be
produced[1].
Table 1. Chemical Processes For The Recovery Of
Conversion Products From Solid Wastes [1]
Process
Conversion product
Preprocessing
Acid hydrolysis
Organic acids
Seperation of
organic fraction,
particle size
reduction
Alkaline hydrolysis
Organic acids
Seperation of
organic fraction,
particle size
reduction
Various chemical
conversion processes
Oil, gas, cellulose
acetate
Seperation of
organic fraction,
particle size
reduction
2.3. Biochemical Conversion
Biochemical conversion of waste to energy is much more ecofriendly as compared to the other techniques. Biochemical
conversion primarily consists of converting the waste into
energy by the action of enzymes of microorganisms[2].
Biological processes for the recovery of conversion products
(which are valuable for energy production) from the organic
fraction of municipal solid wastes are given in Table 2[1].
Chemical processes (acid hydrolysis, alkaline hydrolysis
and various chemical conversion processes) are not used
routinely for the transformation of the organic fraction of
municipal solid wastes, because these compounds can also
be manufactured from other cellulose-containing wastes,
such as wheat straw, sugar cane bagasse, and corncobs.
The economic viability of these processes is closely
linked to the cost of alternative feedstocks. For example,
agricultural wastes are currently cheaper to produce than
either source-seperated or machine processed municipal
solid wastes[1].
In general, the operation of anaerobic processes is more
complex than that of aerobic processes. However, anaerobic
processes offer the benefit of energy recovery in the form
of methane gas and thus are net energy producers[1]. In
general, the advantages of anaerobic treatment are the
lower sludge production, the lower chemical consumption,
a reduction of required space (use of smaller reactors),
and the energy production[32-33]. Energy production
from biomass in replacement of fossil fuels is gaining
importance. Through the anaerobic biological treatment
of organic waste, biogas can be provided as a renewable
energy source[34, 33]. In relation to sustainable waste
management, the biogas energy potential of residual and
waste materials is the focus of interest[33].
Bioenergy technology focuses heavily on converting
biomass feedstock to bioethanol and/or biodiesel at this
moment [22, 23, 6]. Bioethanol produced from various
renewable feedstocks is considered as a clean and
53
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Table 2. Biological Processes For The Recovery Of Conversion Products Which Are Valuable For Energy Production
Process
Conversion product
Preprocessing
Anaerobic digestion (in landfill)
Methane and carbon dioxide
None, other than placement in
containment cells
Anaerobic digestion (anaerobic
composting) (low-solids, 4 to 8
percent solids)
Methane and carbon dioxide,
digested solids
Seperation of organic fraction,
particle size reduction
Anaerobic digestion (anaerobic composting)
(high-solids, 22 to 35 percent solids)
Methane and carbon dioxide,
digested solids
Seperation of organic fraction,
particle size reduction
Enzymatic hydrolysis
Glucose from cellulose
Seperation of cellulose-containing
materials
Fermentation (following acid or
enzymatic hydrolysis)
Ethanol, single-cell protein
Seperation of organic fraction, particle size
reduction, acid or enzymatic hydrolysis to
produce glucose
The fermentative production of ethanol from lignocellulosic
materials can be carried out by consecutive stages of
hydrolysis and fermentation, or in single stage of simultaneous saccharification and fermentation. In this latter,
enzymes and fermenting microorganisms are present in the
same medium. The major simultaneous saccharification
and fermentation advantages are as follows[48, 28]: (i) the
glucose that is being generated from cellulose by enzymecatalyzed hydrolysis is simultaneously being converted
into ethanol by the microorganisms, reducing the substrate
inhibition of enzymes; (ii) the enzyme loadings are reduced
respect two-step operation; and (iii) higher product yields
can be achieved[25].
Anaerobic digestion of organic waste generated by
households, businesses, agriculture, and industry is
an important approach as method of waste treatment
– especially with regard to its potential as an alternative
energy source and its cost-effectiveness[33]. In anaerobic
digestion, organic waste is fed to the process as feedstock,
which is acted upon by microorganisms in absence of
oxygen[35-39]. This reduces the amount of waste and
produces biogas which can be utilized for combined heat
and power or as a transport fuel. The remaining inorganic
and the inert waste are either incinerated or gasified.
During the process, the temperature may rise as high as
65°C, but starts to fall within a couple of months[9]. It has
been estimated that by controlled anaerobic digestion,
1 t of municipal solid waste produces 2–4 times as much
methane in 3 weeks in comparison to what 1 t of waste in
landfill will produce in 6–7 years[40, 41, 2]. For anaerobic
digestion, electrical efficiencies as high as 39% have been
reported[42, 12].
3. CONCLUSIONS
Energy is a key indicator of development of the countries
in every respect. Energy demand increases with the
development of the countries.
Composting has the benefit of reducing waste volume,
weight, and water content, while inactivating pathogenic
organisms; furthermore, a saleable end-product is
produced[43, 44]. Anaerobic composting (with high solids)
has advantage of high gas production per unit volume of
reactor size[1].
The energy potential of the solid wastes can play an
important role to ensure sustainable development for the
countries.
Solid wastes are alternative energy sources to the expensive
fossil fuel energy sources which are imported.
Solid waste usage for energy production will reduce solid
waste disposal problems and prevent the adverse effects
of these wastes to the environment.
The success of the conversion of solid wastes to energy
could be obtained by good planning (financial, social and
logistical) with a strong policy.
Cellulosic biomass can be converted into biofuels through
biochemical pathway. Before biochemical conversion,
cellulosic biomass has to go through a size reduction step to
make it easier to handle and to make the biofuel production
process more efficient[45]. Cellulosic biomass biochemical
conversion consists of two major processes. First, biomass
particles produced by size reduction are depolymerized to
fermentable sugars through pretreatment and enzymatic
hydrolysis. Second, the fermentable sugars are converted
into biofuel (ethanol) through fermentation[46,47]. Anaerobic fermentation produces a significant amount of
alcohols (such as ethanol). Ethanol can be supplemented
for gasoline as a fuel for transportation and also can be
used as a substrate for biodiesel production[6].
REFERENCES
[1] TCHOBANOGLOUS, G., THEISEN, H., VIGIL, S.A.,
Integrated Solid Waste Management, McGraw-Hill
Internatioanl Editions, 978 p., 1993.
[2] KALYANI, K.A., PANDEY, K. K., Waste to energy
status in India: A short review, Renewable and
Sustainable Energy Reviews, 31, 113-120, 2014.
[3] EIA, Energy Information Administration, Total World
54
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Primary Energy Consumption; Available from:
[http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.
cfm?tid=44&pid=44&aid=2], 2011.
[4] JRADI, M., RIFFAT, S., Tri-generation systems:
Energy policies, prime movers, cooling technologies,
configurations and operation strategies, Renewable
and Sustainable Energy Reviews, 32, pp. 396-415,
2014.
[5] MANISH, S., BANERJEE, R., Comparison of
biohydrogen production processes, Int J Hydrogen
Energy, 33, pp. 279–286, 2008.
[6] HAN, W., CHEN, H., JIAO, A., WANG, Z., LI, Y., REN,
N., Biological fermentative hydrogen and ethanol
production using continuous stirred tank reactor
International Journal of Hydrogen Energy, 37, 1, pp.
843-847, 2012.
[7] PAZ, A.M., Biological Resources for Energy, Reference
Module in Earth Systems and Environmental
Sciences,2013
[8] EAI. (Ministry of New and Renewable Energy)
Retrieved April 4, 2013; from [http://www.eai.in/ref/ae/
wte/concepts.html]
[9] SINGH, R.P., TYAGI, V.V., ALLEN, T., IBRAHIM,
M.H., KOTHARI, R., An overview for exploring the
possibilities of energy generation from municipal solid
waste (MSW) in Indian scenario, Renew SustainEnergy
Rev, 15, 9, pp. 4797–4808, 2011.
[10] ANNEPU, R.K., Sustainable Solid Waste Management
in India, Columbia University in the city of New York,
Department of Earth and Environmental Engineering,
New York, 2012.
[11] JOHNKE, B., Emissions from Waste Incineration,
Good Practice Guidance and Uncertainty Management
in National Greenhouse Gas Inventories, IPCC http://
www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/gp/bgp/5_3_Waste_
Incineration.pdf December 13, 2012, pp. 455–468,
2012.
[12] ARAFAT, H.A., JIJAKLI, K., AHSAN, A., Environmental
performance and energy recovery potential of five
processes for municipal solid waste treatment, Journal
of Cleaner Production, in press.
[13] LEE, V., K. KWOK, K. CHEUNG, W. MCKAY, G.,
Operation of a municipal solid waste co-combustion
pilot plant, Asia-Pacific J Chem Eng, 2, pp. 631–639,
2007.
[14] HIGMAN, C., van der BURGT, M., Gasification(second
ed.)Gulf Professional Publishing, Oxford, UK, 2008.
[15] DIBLASI, C., Dynamic behaviour of stratified downdraft
gasifier, Chem Eng Sci, 55, pp. 2931–2944, 2000.
[16] BARDUCCI, G., The RDF gasifier of florentine area
(Greve in Chianti Italy). The first Italian–Brazilian
symposium on sanitary and environmental engineering,
1992.
[17] BAYKARA, S., BILGEN, E., A feasibility study on solar
gasification of albertan coal, Altern Energy Resour IV,
6, 1981.
[18] HAUSERMAN, W., GIORDANO, N., LAGANA, M..
[19]
[20]
[21]
[22]
[23]
[24]
[25]
[26]
[27]
[28]
[29]
[30]
[31]
[32]
[33]
55
RECUPERO, V., Biomass gasifiers for fuel cells
systems, La Chimica L’Industria, 2, pp. 199–206,
1997.
STANIEWSKI, E. Gasification- the benefits of
thermochemical
conversion
over
combustion.
Hazardous Materials Management, 1995.
Juniper, Pyrolysis & gasification of waste, Worldwide
technology & business review, Juniper Consultancy
Services Ltd.; 2000
BELGIORNO, V., DE FEO, G., DELLA ROCCA, C.,
NAPOLI, R., Energy from gasification of solid wastes,
Waste Manage., 23, 1–15, 2003.
RITTMANN, B.E., Opportunities for renewable
bioenergy using microorganisms, Biotechnol Bioeng,
100, pp. 203–212, 2008.
REN, N.Q., WANG, D.Y., YANG, C.P., WANG, L.,
XU, J.L., LI, Y.F., Selection and isolation of hydrogenproducing fermentative bacteria with high yield and
rate and its bioaugmentation process, Int J Hydrogen
Energy, 35, pp. 2877–2882, 2010.
WU, F.-C., WU, J.-Y., LIAO, Y.-J., WANG, M.-Y., SHIH,
I.-L., Sequential acid and enzymatic hydrolysis in situ
and bioethanol production from Gracilaria biomass,
Bioresource Technology, Volume 156, pp. 123-131,
2014.
BURUIANA, C.-T., VIZIREANU, C., GARROTE, G.,
PARAJÓ, J. C., Optimization of corn stover biorefinery
for coproduction of oligomers and second generation
bioethanol using non-isothermal autohydrolysis,
Industrial Crops and Products, Volume 54, pp. 32-39,
2014.
BANKOVIĆ-ILIĆ,
I.B.,
STOJKOVIĆ,
I.J.,
STAMENKOVIĆ, O.S., VELJKOVIC, V.B., HUNG,
Y.-T., Waste animal fats as feedstocks for biodiesel
production, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 32, pp. 238-254, 2014.
BALAT, M., BALAT, H., Progress in biodiesel
processing, Appl Energy, 87, pp. 1815–1835, 2010.
BALAT, M., Potential alternatives to edible oils for
biodiesel production – a review, Energy Convers
Manag, 52, 1479–1492, 2011.
FAN, X., BURTON, R., Recent development of
biodiesel feedstocks and the applications of glycerol:
a review, Open Fuels Energy Sci J, 2, pp. 100–109,
2009.
GUI, M.M., LEE, K.T., BHATIA, S., Feasibility of edible
oil vs. non-edible oil vs. waste edible oil as biodiesel
feedstock, Energy, 33, 1646–1653, 2008.
LEUNG, D.Y.C., WU, X., LEUNG, M.K.H., A review on
biodiesel production using catalyzed transesterification,
Appl Energy, 87, pp. 1083–1095, 2010.
THOMPSON, G., SWAIN, J., KAY, M., FORSTER,
C.F., The treament of pulp and paper mill effluent: a
review, Bioresour. Technol., 77, pp. 275–286, 2001.
LORENZ, H., FISCHER, P., SCHUMACHER, B.,
ADLER, P., Current EU-27 technical potential
of organic waste streams for biogas and energy
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[34]
[35]
[36]
[37]
[38]
[39]
[40]
[41]
[42]
[43]
[44]
[45]
[46]
[47]
[48]
production, Waste Management, 33, 11, pp. 24342448, 2013.
WALLMANN, R., FRITZ, T., FRICKE, K., Energie aus
Abfall: Potenziale und Nutzungsmöglichkeiten, Müll
und Abfall, 5 pp. 250–258, 2009.
IGONI, A., AYOTAMUNO, M., EZE, C., OGAJI, S.,
PROBERT, S., Designs of anaerobic digesters for
producing biogas from municipal solid-waste, Appl
Energy, 85, pp. 430–438, 2008.
BRABER, K., Anaerobic digestion of municipal solid
waste: a modern waste disposal option on the verge
of breakthrough, Biomass Bioenergy, 9, pp. 365–376,
1995.
IGLESIAS, J., CASTRILLOA, L., PELAEZ, N., MARANA,
E., MAISON, O., ANDRES, H., Biomethanization of
municipal solid waste in a pilot plant, Water Res, 34,
pp. 447–454, 2000.
AMBULKAR, A., SHEKDAR, A., Prospects of
biomethanation technology in the Indian context: a
pragmatic approach, Resour Conserv Recycl, 40 pp.
111–128, 2004.
ELANGO, D., PULIKESI, M., BAKARALINGAM, P.,
RAMAMURTHI, V., SIVANESAN, S., Production
of biogas from municipal solid waste with domestic
sewage, J Hazard Mat, 141, pp. 301–304, 2007.
SAXENA, R. ADHIKARI, D. GOYAL, H., Biomass
based energy fuel through biochemical routes: a review,
Renew Sustain Energy Rev, 13, pp. 167–178, 2009.
AHSAN, N., Solid waste management plan for Indian
megacities, Indian J Env Prot, 19, 2, pp. 90–95, 1999.
BRAUN, R. LAABER, M., Efficiency of Energy Crop
Digestion: Evaluation of 41 Full Scale Biogas Plants
in Austria, Institute for Environmental Biotechnology,
Vienna, 2007.
ROSE, J., Highlights: I. Pollution of Aquifers; II.
Composting and Waste Disposal; III. Population
Growth and a Sustainable World, Environ. Manage.
Health, 3, 3– 5, 1992.
ARSLAN, E.I., ÜNLÜ, A., TOPAL, M., Determination
of the Effect of Aeration Rate on Composting of
Vegetable–Fruit Wastes, Clean-Soil, Air, Water, 39,
11, pp. 1014-1021, 2011.
DE, Department of Energy, The production of ethanol
from cellulosic biomass, http://cta.ornl.gov/bedb/
biofuels/ethanol/The_Production_of_Ethanol_from_
Cellulosic_Biomass-Figure.xls, 2012.
DRAPCHO, C.M., NHUAN, N.P., WALKER, T.H.,
Biofuels engineering process technology, McGraw-Hill
Companies, Inc., USA, 2008.
ZHANG, M., SONG, X., DEINES, T.W., PEI, Z.J.,
WANG, D., A consistency mapping for the effects
on enzymatic hydrolysis sugar yield using two sugar
yield definitions in cellulosic biofuel manufacturing,
Renewable Energy, Volume 62, pp. 243-248, 2014.
SUN, Y., CHENG, J., Hydrolysis of lignocellulosic
materials for ethanol production: a review, Bioresour.
Technol., 83, pp. 1–11, 2002.
56
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
DÜNYA PETROL PİYASASINDAKİ DEĞİŞİMLERİN İNCELENMESİ
VE ÜLKEMİZ AÇISINDAN DEĞERLENDİRİLMESİ
Ediz ÇITAK
İstanbul Teknik Üniversitesi, Enerji Enstitüsü
A. Beril TUĞRUL
İstanbul Teknik Üniversitesi, Enerji Enstitüsü
ÖZET
Günümüzde, fosil yakıtlı santraller ile nükleer santraller,
esas itibariyle emre amade enerji kaynakları olarak
değerlendirilmektedirler. Bu bağlamda fosil kaynaklar, enerji
politikalarında ayrı ve önemli bir yere sahip olmaktadır.
Konvansiyonel enerji kaynakları içinde yadsınamaz bir yeri
bulunan fosil kaynaklar, bu bağlamda hemen her ülke için
vazgeçilemezlik ifade etmektedir.
Fosil kaynaklar, enerji politikalarında ayrı ve önemli bir
yere sahiptir. Konvansiyonel fosil enerji kaynakları içinde
yadsınamaz bir yeri bulunan petrol, bu bağlamda hemen
her ülke için vazgeçilemezlik ifade etmektedir. Günümüzde
tüketilen petrolün büyük bir kısmı, kaynak bölgesinden
başka bir yere taşındıktan sonra tüketilmektedir. Bu da,
petrolü uluslararası ticarette önemli emtia, petrol sektörünü
de uluslararası alanda büyük ve yaygın sektör haline
getirmektedir. Petrol üretim verileri incelenecek olursa
genel olarak artış trendli, ancak krizler içeren bir gelişim
gösterdiği görülmektedir. Bu verilerden hareketle ağırlıklı
dağılım ile petrol temin edilen ülkeler için güvenilirlik
faktörleri belirlenmiştir. Ulaşılan sonuçlar, dünya ve
Türkiye için değerlendirilmiştir. Yapılan incelemeyle petrol
piyasalarındaki değişimlerin, istikrarla yakın ilişkili olduğu
görülmüştür.
2. PETROLÜN ENERJİ KAYNAKLARI İÇİNDEKİ
YERİ
Petrol, yüksek enerji yoğunluğu ve doğal kaynak olarak
bol miktarda bulunmasının yanı sıra, standart ısı ve basınç
altında kolay taşınabilir olması sebebiyle dünyamızda
bulunan en önemli küresel enerji kaynaklarından biridir.
Şekil 1’de görülen 2010 yılı toplam birincil enerji arzının
%32,4’ünü ve toplam son tüketimin %41,2’sini petrol
karşılamaktadır.
1. GİRİŞ
Enerji; yaşamın her anında ve insana yönelik tüm faaliyetlerin
gerçekleşmesinde, temel ihtiyaçların karşılanmasında, insanın yaşam süresinin uzatılması ve hayat standartlarının
yükseltilmesinde birinci derecede önemli gereksinim olarak
kabul edilmektedir. Enerji sorunu, ülkelerin karşısına
ekonomik, siyasi ve ekolojik olarak, bir başka deyişle üç
boyutlu bir sorun olarak çıkmaktadır. Bu nedenle de, ülke
yönetimlerini üstlenenler; enerjiyi kesintisiz, güvenilir,
temiz, ucuz ve çeşitlendirilmiş kaynaklardan bulmak,
arzını sağlamak ve enerjinin verimli kullanımını kanunlarla
güvence altına almak durumunda olmaktadırlar.
Enerji üretiminin devamlı olmasının gerekliliği; emre
amadelik kriterini karar vermede önemli bir parametre haline
getirmektedir[1-3].Bu sebeple, ülkeler, emre amade enerji
kaynaklarına ulaşmak ve enerji taleplerini bu kaynaklardan
karşılamak istemektedirler. Dolayısı ile, ülkeler öncelikle
kendi öz kaynakları arasında yer alan emre amade enerji
kaynaklarına yönelmeyi, öz kaynakların yetersiz veya
yok olması durumunda ise, emre amade enerji kaynağı
sahibi olan bölge ve/veya ülkelerden kaynak temin etmeyi
yeğlemektedirler.
Şekil 1. 2010 yılı birincil enerji arzı ve enerji tüketim verileri[4].
57
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
makine gücü, motor yağı, tekstil, plastik ve hatta kozmetik
gibi elemanlar kapsamında uygulama alanı bulmuş
durumdadır.
Küresel çapta üretilen petrolün neredeyse %70’i ulaşımda
ve petrokimya sanayinde kullanılmaktadır. Yine IEA’nın
verilerine göre 2011 yılında günde 89 milyon varil petrol
tüketilmiştir[5]. Şekil 2’de dünya petrol rezervlerinin
bölgelere göre dağılımına bakıldığında, Orta Doğu 795
milyar varil ile dünya petrol rezervinin % 48,1’ine sahiptir.
Petrol üretim verileri incelenecek olursa, petrol sektörü
1913 - 1948 yılları arasında yıllık ortalama %6,5 oranında
büyüyerek dünyadaki petrol üretimi her 12 yılda bir kendini
katlanmıştır. 1948’den sonraki 25 yılda ise petrol üretimi,
yıllık ortalama %7,5 büyümeyle 6 kat artmış bulunmaktadır.
2. Dünya Savaşı sonrasında yaşanan bu dönemde,
petrol ticaretinin üretimden fazla büyümesi sonucu
uluslararası petrol ticaretinin 10 kat büyümüştür. Sürekli
büyüme trendinin son bulduğu 1973 ve 1979 petrol krizleri
dönemindeki üretimi incelenecek olursa, 1979 yılındaki
üretimin 1973 yılına göre sadece %12, 1976 yılına göre ise
sadece %3 büyüyebilmiştir.
Petrol sektörü bu dönemde meydana gelen krizlerin
sonucunda 1985 yılında 1979 yılına göre %12 gerilerken,
uluslararası petrol ticaretinin ise neredeyse üçte bir oranında
küçüldüğü gözlenmektedir. 1986 ve 1988 yıllarında petrol
fiyatlarını düşmesi sonucunda sırasıyla talep, üretim ve
sonrasında ticaret artmaya başlamıştır. 1992 yılında
gelindiğinde talep ve üretim seviyesi 1979 yılı seviyesine
ulaşırken ticaret hacminin aynı noktaya gelmesi 1995 yılına
kadar sürmüş bulunmaktadır. 1995 yılından 2012 yılında
kadar geçen sürede petrol sektörü incelenecek olursa,
yıllık bileşik büyüme oranının %1,4 olduğu görülmektedir.
Ancak bu durum petrolün reel tüketiminin azaldığı anlamına
gelmemektedir[8].
Şekil 2. 2011 yılı sonunda dünya kanıtlanmış petrol rezervinin
bölgelere dağılımı[6].
Günümüzde tüketilen petrolün büyük bir kısmı, kaynak
bölgesinden başka bir yere taşındıktan sonra tüketilmektedir.
Bu durumun başlıca sebepleri; petrol kaynaklarının
bulunduğu bölgelerle bu kaynaklara talebin yüksek olduğu
bölgelerin farklı olması ve ham petrolün kullanım alanına
göre rafinerilere veya petrokimya tesislerine taşınma
zorunluluğudur. Bu da, petrolü uluslararası ticarette önemli
emtia, petrol sektörünü de uluslararası alanda büyük ve
yaygın sektör haline getirmektedir[7]. Şekil 3’te petrol
taşınımı görülmektedir.
100000
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
Şekil 4. 1980–2012 yılları arasında dünya günlük petrol
üretiminin değişimi[9].
Şekil 3. 2011 yılında dünya çapında gerçekleşen başlıca petrol
ticaret akımları (Mt)[6].
Petrol fiyatları, günümüzde küresel ekonomik sistemin önemli
değişkenlerinden biridir. Günümüzde, petrol fiyatlarının
belirlenmesinde arz talep dengesi, ileriye dönük vadeli işlem
sözleşmeleri ve petrol piyasaları etkili olmaktadır. Özellikle,
petrolün fiziksel olarak el değiştirmeden yoğun bir şekilde
alınıp satıldığı vadeli işlem piyasaları, petrol fiyatlarının
belirlenmesinde önemli rol oynamaktadırlar. Burada, petrol,
vadeli işlem sözleşmeleri aracılığıyla varil bazında ilerideki
bir tarihte önceden tanımlanmış ve anlaşılmış fiyatlar
üzerinden alım satım işlemi görmektedir. Vadeli işlemler;
3. DÜNYA EKONOMİSİ İÇİNDE PETROLÜN YERİ
Petrol, önceleri de bilinmekle beraber, 19. yüzyılın ikinci
yarısında ve özellikle de 20. yüzyılda enerji kaynağı olarak
öne çıkmış ve yadsınamaz derecede büyük önem kazanmış
bulunmaktadır. Petrol, artan gereksinim ve gelişen
teknolojilerle sadece enerji ve ulaşım sektöründe değil,
petro-kimya sektörünün de hammaddesini oluşturmuştur.
Artık, 21. yüzyıl başı itibariyle, ısınma, aydınlatma, ulaşım,
58
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Çalışmamız çerçevesinde sadece petrol
ile ilgilenildiğinden tek bir parametre olarak
göz önüne alınmış olup, dolayısıyla ağırlıklı
dağılım fonksiyonunun tek bir parametreye
bağlı olduğu varsayılmıştır. Ayrıca, ağırlık
fonksiyonunun sabit olduğu ve gözlemlenen
kayıt fonksiyonunda geçmiş değerler
çerçevesinde nümerik değerlerle ifade edilmiştir. Bu bağlamda, normalizasyon faktörünün 1 alınabileceği göz önüne alındığında,
ağırlıklı değerlendirme yönteminin matematiksel ifadesi;
(2)
Şekil 5. 1861 – 2012 yılları arasında ABD doları cinsinden petrol varil fiyatları[6].
olarak yazılabilir [11-13].
genellikle, petrolün fiyatının artması riskine karşı vadeli işlem
piyasasında güvence sağlama işlemi yapan uluslararası
ticari firmalar veya petrol alım satımından gelir sağlamak
isteyen spekülatif yatırımcılar tarafından yapılmaktadır.
Ancak, genellikle işlem hacminin büyük kısmını spekülatif
yatırımlar oluşturmaktadır.
5. ÜLKEMİZ AÇISINDAN GÜVENİLİRLİK
FAKTÖRLERİNİN DEĞERLENDİRİLMESİ
Ülkelere ilişkin olarak ağırlıklı dağılım yöntemi ile
değerlendirme yapılmış ve “Güvenilirlik Faktörleri” belirlenmiştir. Elde edilen sonuçlar Şekil 6’da grafik olarak
verilmektedir. Şekil 7’de ise, ülkelerin rezervleri ve
ağırlıklı dağılım yöntemi ile ulaşılan sonuçlar birlikte
verilmektedir[12]. Ayrıca, Şekil 7’de de OPEC ve Diğer
MENA (Middle East & North Africa) ülkeleri ortalaması ve
genel ülkeler ortalamasına ilişkin “Güvenilirlik Faktörleri”nin
yıllara göre değişimi verilmektedir.
Petrol fiyatları ve belirleniş şekilleri, geçmişten günümüze
incelenecek olursa (Şekil 5); 4 farklı dönemden söz etmek
mümkündür. Bu dönemler, sırasıyla; 1928 – 1947, 1947
– 1971, 1971 – 1986 ve 1986’dan günümüze kadar olan
dönemler olmaktadır. İlk 3 dönem boyunca oligopolcü piyasa
yapısının farklı şekilleri görülmektedir. 1986’da yaşanan ani
fiyat düşüşünün ardından serbest piyasa koşulları ile etkin
olmuştur.
Şekil 5’teki önemli değişimlerin olduğu yerlerde çeşitli
enerji-politik olayların olduğu görülmektedir. Bu husus,
şartların ve/veya ülkelerin bölgelerin taşıdığı risklerle ilgili
olmaktadır. Bu bağlamda, petrolün ticaretine ilişkin ülke
riskleri önem kazanmaktadır.
4. AĞIRLIKLI DAĞILIM İLE DEĞERLENDİRME
Petrole ilişkin ekonomik riskin değerlendirilmesi için, burada
“Ağırlıklı” değerlendirme yöntemi kullanılarak değerlendirme
yapılmıştır, Ağırlıklı değerlendirme yöntemi, bir karar verme
ve çoktan seçme yöntemi olan “Ağırlıklı Dağılım Kuramı”nın
bir parçasıdır[9]. Bu kuram ile eldeki verilerin daha iyi
yorumlanabilmesi için ağırlıklı değerlendirme yöntemiyle
elde edilen katsayılarla değerlendirme yapılabilmektedir.
Ağırlıklı dağılım fonksiyonu çerçevesinde;
Şekil 6. Ülkelerin güvenilirlik faktörleri ve ortalama güvenilirlik faktörleri.
5,00%
4,00%
0,65%
-0,17%
3,00%
2,00%
1,00%
(1)
0,00%
yazılabilmektedir (Patil, 2002). Burada;
yazılabilmek
ağırlıklı
ğır
dağılım fonksiyonunu,
ilgilenilen
parametreyi,
paramet
göz önünde
e bulu
bulundurulan kriterleri
ağırlıkk fonksiyonunu,
gözlemlenen kayıt
fonksiyonunu normalizasyon faktörünü ifade etmektedir.
3,00%
2,23%
0,23%
-0,55%
-1,31%-1,37%
-2,52%
1,42%
0,69% 0,90%
2,00%
1,00%
0,00%
-0,68%
-0,71%
-1,23%
-1,00%
-2,53%
-2,61% -2,00%
-3,95%
0,70% 0,80% 0,50% 0,30% 0,20% 9,40% 9,00% 6,10% 2,90% 2,20% 0,30% 1,40% 15,90% 0,10% 5,90% 17,80% 0,20%
Şekil 7. Ülkelerin rezervleri ile yıllık ortalama risk değişiminin
değerlendirmesi.
59
-3,00%
-4,00%
-5,00%
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
0,610
0,590
0,570
[6]
[7]
0,550
0,530
0,510
[8]
0,490
0,470
[9]
0,450
1996
1998
2000
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
[10]
Şekil 8. OPEC ve diğer MENA ortalaması ve ülkeler ortalaması
ile güvenilirlik faktörü değerlendirmesi.
[11]
6. SONUÇ
Güvenilirlik incelemesi bağlamında ülkemiz açısından
değerlendirme yapmak istersek; Şekil 6’nın incelenmesinden, petrol temini açısından en güvenilir ülkeler arasında
Birleşik Arap Emirlikleri, Kuveyt, Katar, Suudi Arabistan
ve Umman olduğu görülmektedir. Güvenilirlik faktörü
düşük olan ülkeler olarak ise Irak, Nijerya, Venezüella
olduğu görülmektedir. İran’ın son gelişmeler çerçevesinde
ortalama güvenilirlik faktörünü yakaladığı gözlenmektedir.
Buna karşın, rezervi yüksek olan ülkelerden Türkiye’nin
komşusu olan İran ve Irak’ın durumunun ülkemiz açısından
değerlendirilmesi gerektiği söylenebilir. Bir başka
deyişle, bu ülkelerdeki değişimler doğrudan Türkiye’yi de
etkileyecektir denebilir. Şekil 8 incelendiğinde ise, MENA
ülkelerinin güvenilirlik faktörünün son yıllarda düşmüş
olduğu görülmektedir.
[12]
[13]
Press, Cambridge UK and New York US and the
International Institute for Applied Systems Analysis,
Laxenburg –Austria.
BP (2012) Statistical Review of World Energy.
PARRA, F. (2010) Oil Politics: A Modern History of
Petroleum, New York: I.B. Tauris
Energy Charter Secretariat ( 2007), “Putting a Price on
Energy – International Pricing
Mechanisms for Oil and Gas”, Brussels
EIA, (2013), U.S. Energy Information Administration
International Energy Statistics
PATIL, G. P.,(2002). “Weighted Distributions”,
Encyclopaedia of Environmetrics, Volume 4, pp
2369–2377, John Wiley & Sons, Ltd, Chichester.
ILDIRIM, A.,(2010), “Türkiye’nin Petrol Arz Güvenliği”
Yüksek Lisans Tezi, İTÜ Enerji
Enstitüsü.
ENGİN, B., 2014, Türkiye Doğal Gaz Arz Güvenliği ve
Gelecek Projeksiyonu ile İncelenmesi,
ÇITAK, E., Dünya Petrol Piyasası Değişimlerinin
İncelenmesi ve Risk Analizi ile değerlendirmesi,
Yüksek Lisans Tezi, İTÜ Enerji Enstitüsü, (Teslim
aşamasında).
SUMMARY
Fossil fuels have a substantial importance in energy policy.
Oil, having an incontrovertible position among conventional
fossil resources, represents indispensability for countries
in this regard. Currently, most of the oil being consumed
worldwide is transported from source region to the country of
consumption. As a consequence, oil becomes a significant
commodity of international trade and petroleum industry
becomes internationally extensive and vast. Although oil
production data analysis gives us a increasing trend, the
growth is evidently turbulent. When the oil effect on global
economy is analyzed we see that petrodollar funds are
larger than private equities, hedge funds and Asian Central
Banks in volume and they are growing relatively faster in
international markets. Oil revenues are flowing abroad
mainly through central banks, so verein wealth funds,
governmental investment agreements, state institutions and
private companies. Reliabilities of oil producing countries
are identified through statistical analysis considering these
facts. The results obtained are evaluated considering the
globe and Turkey. It is concluded that the changes in oil
markets are related with the state stability of oil producing
countries.
Çalışmamız sonucunda, güvenilirlik faktörleri yüksek olan
ülkelerin esas itibariyle stabil ülkeler olduğu görülmektedir.
Bir başka deyişle, petrol rezerv bölge ülkelerinde görülen
çalkantılı durumlar güvenilirlik faktörünü doğrudan
etkilemiş görünmektedir. Öz olarak söylemek istenirse,
petrol piyasalarındaki değişimler, istikrarla yakın ilişkilidir
ve dünyayı ve de ülkemizi yakından ilgilendirmektedir
denebilir.
KAYNAKLAR
[1] TUĞRUL, A. B., (2011) “Nuclear Energy in the Energy
Expansion of Turkey”, “Journal of Energy
And Power Engineering, Vol. 5, No 10, pp. 905-910.
[2] TUĞRUL, A. B., ÇIMEN S. (2013) “Energy Initiatives
for Turkey”, “International Conference on Economics
and Econometrics - ICEE 2013”, 2-3 Aralık 2013,
Dubai-BAE, Proc. pp. 40-44.
[3] TUĞRUL, A. B., (2009), “Türkiye’nin Enerji Açılımları”,
“15. Uluslararası Enerji ve Çevre
Konferansı ICCI-2009” İstanbul, Bildiri Kitabı s: 15-17.
[4] IEA (2012) Key World Energy Statistics.
[5] GEA (2012): Global Energy Assessment – Toward a
Sustainable Future, Cambridge University
60
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
DEVELOPMENTS & POWER PLANT CONFIGURATIONS
WITH MWM GAS ENGINES
Emel ESENDİR
İltekno
Series Status
400 - 800 kWe
42,2 % / 42,5 %
45,0 % / 42,3 %
TPS 44 /TPS 48
ABSTRACT
From power plant basic engineering to complete turn-key
solutions by additional services like maintenance, spare
parts for scheduled maintenance, recommended on-site
tools, on-site stock of recommended spare parts, training
programs and feasibility studies with technical analysis and
economic feasibility study during the project phase.
Serial
Epsilon 12 / 15
Series status
Standard timing
Chamber spark plug
Series status
1. PRODUCTS & PRODUCT DEVELOPMENTS
1.1. Product Program of MWM
Upgrading
Constant
+ 1,2 - 1,5 % (Atkinson)
+0,5 - 0,7 %
TPS 44 /TPS 48 + exhaust waste gate
A100+ exhaust waste gate for special app.
Stronger crank case
Epsilon adjusted to new timing
Optimized version
Atkinson timing
Optimized chamber spark plug
Upgrade oil pump
Upgrade oil cooler (extended oil life)
1.2. Upgrade of TCG 2016
-Stronger cylinder unit
Exhaust waste gate
Piston
Optimized oil cooling system
Atkinson camshaft
Stronger crank case
1.3. Upgrade of TCG 2020
Power V08 – V16
Efficiency el. NG/BG
Efficiency th. NG/BG
Turbo charging
Crank case
Piston NG/BG
Cylinder unit
Camshaft
Spark plugs
Lube oil system
Efficiency improvements for biogas gensets
Optimization of biogas gensets
• Increased compression ratio for biogas engines as well as
optimized piston bowl
61
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Approx. 1.9% better electrical efficiency
• Results into ~44.0% electrical efficiency
• Field test started
• Modification of the geometry of the MWM pre-chamber
spark plugs
• Multivariable controller which simultaneously managing
actuators on the gas engine, such as the throttle valve, gas
mixer and wastegate
Optimization of natural gas gensets
• Increase of efficiency also for the natural gas versions of
TCG 2020
• Use of the optimized piston bowl as well as other
improvements
• Results into > 44.0% electrical efficiency
• Start of field test planned for 2014
Turbocharger of the new TCG
2032 gas engine.
Serial Piston
Optimized One
Operation at high altitudes for TCG 2020
Wastegate of the new TCG 2032
gas engine.
1.4.3. TEM controllerrRole
• Introduction of a new controller which combines the
individual controllers
• Combining all the control functions in a multivariable
controller
• Increasing the individual load levels: only nine load levels
needed up to full load
New turbocharger and inlet piping.
1.4.4. Affection of the measures in operating costs
• Reduced fuel costs
• Reduced service costs
• Short downtimes during service work & high availabilities
• Regularly scheduled maintenance in 4.000 hours (no
more than twice a year)
• Increased major overhaul time to 80.000 hours
1.4. New Version of The TCG 2032 in The Product Line
1.4.1. Main product features
• Efficiency (electrical efficiency of the genset high as 44,1%
which permits an output of 3.333 to 4.300 kWel.)
• Ability to operate in island mode
• Maintenance intervals (increased service interval for major
overhauls from 64.000 to 80.000 operating hours)
2. POWER PLANT CONCEPT
1.4.2. Achieving the goal
Three main measures:
• Modification of the turbocharger
2.1. Concept
• A power module represents a power plant building block
• It is a pre-engineered unit built around a single genset
62
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
2.2. Power Module
• Genset
• Machine hall segment
• Auxiliaries like pumps, three-way-valves, gas regulating
unit, etc.
• Machine room ventilation
• Exhaust system
• Cooling system
• Piping and cabling of auxiliaries
• TEM control panel
• Electrical panels for auxiliaries and synchronization
• Optional plant components
Total required plant output can be obtained simply by combining
power modules.
Design example of a TCG 2032 V16 power module with heat
recovery.
From power plant basic engineering to complete turn-key
solutions.
Future developments compact buildings TCG 2032.
63
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
RÜZGÂR ENERJİSİ ROMANININ TÜRKÇEYE TERCÜMESİ
Emrah ÇETİN
Erciyes Üniversitesi, Elektrik-Elektronik Müh. Böl.
Ferhat DALDABAN
Erciyes Üniversitesi, Elektrik-Elektronik Müh. Böl.
ÖZET
Türkiye’ye ise rüzgâr enerjisinin ünü birkaç yıl sonra
gelmiştir. Ama aynı yabancı dilde yazılmış bir roman gibi,
anlaşılmasında güçlükler yaşanmıştır. Bu romanı Türkçeye
çevirmek için ise daha uzun bir süre beklemek gerekmiştir ki
halen çeviri işlemi devam etmektedir. Bir yandan ithal rüzgâr
türbinleri için sıra beklenirken, diğer yandan da yerli üretim
için çalışmalar yapılmakta, rüzgâr türbinleri millileştirilmeye
çalışılmaktadır. Millileştirmeye yönelik devlet teşvikleri verilmektedir. Çıkarılan yenilenebilir enerji kanunu ile yerli
üretim teşvik edilmekle beraber, ithal ürünlerin de önü
açılmıştır. Halen emekleme aşamasında olan millileştirme
çabaları devam ederken bugünlerde rüzgâr enerjisi kurulu
gücü 3.000 MW düzeyine ulaşmıştır. Bu düzey Avrupa
ülkeleri içerisinde onuncu sırayı göstermektedir.
Rüzgâr enerjisi, türbinlerin gelişiminden sonra yenilenebilir
enerjiyi dünya gündemine taşımayı başarmıştır. Bu başarı
adeta bir anda fenomen haline gelen romanlar gibi, türbin
firmalarına yıllar sonrası için sipariş fırsatı vermiştir. Aynı
zamanda da ülkelere temiz ve yenilenebilir enerji kaynağı
kullanarak sürdürülebilirlik imkânı sunmuştur. Öyle ki, daha
2000’li yılların başlarında yok denecek kadar az olan üretim
kapasitesi, bugünlerde dünya genelinde 318.000 MW düzeyine ulaşmıştır. Ayrıca tek türbin için kurulu güç seviyesi
de birkaç yüz kilowatt seviyesinden 10 MW seviyesine
ulaşmıştır. Bu çalışmada, rüzgâr enerjisinin dünyada ve
özellikle Türkiye’de geldiği düzey, millileştirilme serüveni
konu edilmekte, değişik istatistiki bilgilerin analizleri
yapılmaktadır.
2. DÜNYADAKİ DURUM
Dünyada rüzgâr enerjisi alanında en çok kurulu güce sahip
ülke Çin’dir. Rüzgâr enerjisinin ilk popüler olduğu yer olan
Avrupa ülkelerinin bile 121.000 MW kurulu gücü varken,
Çin bu alanda yaptığı agresif yatırımlarla tek başına 91.000
MW seviyesine ulaşmıştır. Çok değil 6 yıl önce rüzgâr enerji
santralleri kurulu gücü toplamının dünya genelinde 93.000
1. GİRİŞ
Edebiyatta roman gibi öyle ürünler vardır ki, bir anda
fenomen haline gelir. Büyük bir okuyucu kitlesine ulaşır.
Romanlar o kadar etkileyici ve daha önce yapılmayan bir iş
çıkarmıştır ki, bütün dünyada liste başı olur. Eğer bu eser
bir seri ise, serinin yeni romanı dört gözle beklenir, günlerce
kitap mağazaları önünde kuyruk oluşturulur. “Harry Potter”,
“Alacakaranlık” seri romanları gibi. Aslında edebiyat
dünyasındaki bu durum, çoğu zaman ve özellikle son
zamanlarda enerji sektöründe de vukuu bulmaktadır. Bu
konu, sektör çalışanlarının yahut enerji firması sahiplerinin
çok yakından bildiği rüzgâr enerjisidir. Daha 2000’li yıllara
girerken adından bile söz edilmeyen rüzgâr enerjisi, adeta
ardına bir kasırga alarak bütün dünyada enerji sektöründe
gündemin bir numarasına yerleşmiştir. Öyle ki gerek
çevreci olması, gerek yakıt maliyetinin olmaması, gerekse
karizması nedenleri ile ne işletim zorlukları ne de yatırım
maliyetleri bu kasırga önünde set olabilmiştir. Sayılan
bu artılar sebebi ile hızla devlet teşvikleri verilmiş ve
teknolojisi son yıllarda çok ileri bir düzeye gelmiştir. Bütün
dünyada rüzgâr enerjisi sektörün gözdesi haline gelmiş ve
üretim kapasitesi bugünlerde dünya genelinde 318.000
MW düzeyine ulaşmıştır. Ayrıca tek türbin için kurulu
güç seviyesi de birkaç yüz kilowatt seviyesinden 10 MW
seviyesine yaklaşmıştır.
Grafik 1. Dünya geneli rüzgâr santrallerinde en çok kurulu güce
sahip ülkeler[1].
64
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
MW olduğu düşünülürse, Çin’deki gelişmenin boyutu
gerçekten anlaşılabilir. Gerek yeşil bir enerji olması, gerekse
yenilenebilir kaynağa sahip olması nedenleri ile son 6-7 yıl
içerisinde gelinen düzey oldukça kayda değerdir. Burada
Danimarka gibi küçük bir ülkenin de ilk on içerisinde yer
alması, bu ülkenin daha 2000’li yılların en başından itibaren
rüzgâr enerjisine gönül vermiş olmasındandır.
3. AVRUPA’DAKİ SON DURUM
Rüzgâr enerjisinde 2013 yılında 28 Avrupa Birliği üyesi
ülkede 2012 yılına kıyasla %8 düşüşle 11,159 MW'lık bir
kurulu güç eklenmiştir. Böylelikle toplamda 117.300 MW
kurulu güce ulaşılmıştır. AB içerisinde enerji santrallerine
yapılan yeni yatırımların %32’sini rüzgâr türbinleri, %31’ini de
güneş santralleri oluşturmaktadır. Bu oranlara bakıldığında
AB’nin yenilenebilir enerjiye verdiği önem anlaşılmaktadır.
Resim 3 ve 4’te 2000 ve 2013 yılında Avrupa enerji
santralleri portföyündeki dağılım görülmektedir.
Tablo 1. Dünya Geneli Rüzgâr Santrallerinde En Çok
Kurulu Güce Sahip Ülkeler
Ülke
Kapasite (MW)
Oran (%)
Çin
91,424
28.7
ABD
61,091
19.2
Almanya
34,250
10.8
İspanya
22,959
7.2
Hindistan
20,150
6.3
İngiltere
10,531
3.3
İtalya
8,552
2.7
Fransa
8,254
2.6
Kanada
7,803
2.5
Danimarka
4,772
1.5
Diğerleri
48,352
15.2
Dünya Toplam
318,137
Rüzgâr türbinleri teknolojisindeki gelişmeler öyle bir düzeye
gelmiştir ki, artık düşük güçlü ve verimsiz türbinlerin sökülüp
yerlerine yeni ve son teknoloji türbinlerin yerleştirilmesi
devri başlamıştır. Yapılan fizibilite çalışmaları neticesinde
rüzgâr potansiyeli yüksek bölgelerdeki 1-2 MW’lık türbinler
artık sökülerek yerlerine daha yüksek güçlerde türbinler
konulmaktadır. Ömrü henüz dolmamış olan eski türbinler
ise rüzgâr enerjisine henüz kapılarını yeni açan ülkelere
satılmaktadır. Ömrünün 20 yılı aşkın olmasına rağmen
ülkesine göre 3-5-7 yılda yatırım bedelini sıfırlayan
türbinlerin sökülmesi, yeni kurulacak türbinlerin fizibl
olması yeni teknoloji türbinlerdeki gelişmeyi oransal olarak
göstermesi açısından önemlidir.
Grafik 3. 2000 yılında AB geneli enerji portföyü[2].
2013 yılı sonlarında dünya genelindeki nükleer güç
santrallerinin toplam kurulu gücünün 400.000 MW olduğu
düşünülürse, 318.000 MW’a ulaşan rüzgâr türbinlerinin
oldukça iyi bir seviyede olduğu anlaşılmaktadır.
Grafik 4. 2013 yılında AB geneli enerji portföyü[2].
Grafik 2. Rüzgâr enerji santrallerinin kurulu güç bakımından yıllara göre değişimi[1].
65
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Daha 2000 yılında rüzgâr enerjisinin payı %2 civarında
iken, 2013 yılına gelindiğinde bu oran %13’e, kurulu güç
ise 10 kata ulaşmıştır. Portföydeki değişime dikkat edilirse,
yenilenebilir enerjideki payın ne kadar gelişim gösterdiği
görülmektedir. Bu gelişim, ortaya devasa bir sektör çıkarmış
ve rüzgâr enerjisi teknolojisindeki gelişmelerin önü hızlı bir
şekilde açılmıştır. Sadece Almanya, Danimarka ve İspanya
beraberce Avrupa rüzgâr enerjisi pastasının %85’ini
oluşturmaktadır. Burada verilen devlet teşvikleri ve ülke
politikalarının önemi ortaya çıkmaktadır.
4. TÜRKİYE’DEKİ DURUM
Grafik 5. Türkiye’de rüzgâr enerji santrallerinin yıllara göre
değişimi[3].
Türkiye yenilenebilir enerji sektörünün önünü açma
konusunda birkaç yıl geride kalsa da, 2007 yılında yapılan
ilk başvuru kabulü ile birlikte rüzgâr enerjisi sektörü ile
tanışmıştır. O yıl içerisinde alınan lisans başvuruları da
göstermiştir ki, rüzgâr enerjisine olan talep oldukça yüksektir.
Fenomen bir enerji türü olan rüzgâr enerjisi başvuruları,
ülkenin de ihtiyaçları göz önüne alındığında potansiyel olarak
çok yüksektir ve bu alanın önünün açılması gerekmektedir.
Ancak ülkenin konjonktürel yapısı dikkate alındığında,
hem yerli rüzgâr türbini teknolojisinin gelişmesi, hem de bu
fırsatın kaçmaması gerekiyordu. Yapılan uzun çalışmalar ve
değerlendirmeler neticesinde bir yandan yeni yatırımların
yapılması, bir yandan da yerli teknolojinin desteklenmesi
adına yenilenebilir enerji kanunu ile rüzgâr türbinleri
desteklenmiş oldu. O günden bu güne geldiğimizde 2006
yılında 51 MW olan rüzgâr santrali kurulu gücü, 2960 MW’a
kadar gelmiştir. Türkiye toplam kurulu gücünün 60000 MW’ı
aştığı bugünlerde oransal olarak %5’e tekabül etmektedir.
2023 yılı hedeflerinde bu oranın %20 olması bulunduğuna
göre, yatırımcılar açısından önemli fırsatlar vardır.
geliştirme ve test altyapısının kurulumuna yönelik desteklere
büyük ihtiyaç duyulduğu da görülmektedir. Rüzgâr enerjisi
teknolojisinin ülkemizde gelişmesi, büyük oranda paranın
yurt dışına çıkmasının önlenmesinin yanında; ciddi oranda
istihdam oluşturulması ve yurt dışı pazarlara hızlı açılım
sağlanması nedeniyle de büyük önem arz etmektedir.”
denilmiştir[4].
5. SONUÇ VE DEĞERLENDİRME
Rüzgâr enerjisi, bugün itibariyle günümüz enerji
piyasasında gözde bir konumdadır. Bu konuma da çok
kısa bir sürede gelmiştir. Elbette bunda birçok önemli etken
vardır. Bunların başında da yatırımın geri ödeme süresi
gelmektedir. Hidroelektrik santraller de dahil olmak üzere
yenilenebilir enerji kaynakları içerisinde en erken kendini
amorti eden yatırım rüzgâr santralleridir. Aynı zamanda
diğere yenilenebilir enerji kaynakları ile kıyaslandığında
maliyet ve uygulama avantajları bulunmaktadır. Çevreye
sağladığı estetik güzellik ve karizmatik durumu nedeniyle
de yenilenebilir enerji politikalarında vitrin görevi
üstlenmektedir. Bu gibi nedenlerle tam bir fenomen haline
gelmiştir. Birçok yatırımcı, üretici firmalarda yıllar sonrası
için sıra beklemektedir.
Hâlihazırda da 980 MW inşa halinde rüzgâr santrali
bulunmaktadır. Ayrıca yatırım aşamasında olan ve lisans
alınan rüzgâr santrali kurulu güç miktarı da 5776 MW’tır.
Ancak şu anki kurulu gücün tamamına yakını ithal türbinlerden
oluşmaktadır. Mevcut lisansların yanı sıra, Türkiye kurulu güç
potansiyelinin 48.000 MW olduğu düşünülürse yerli türbin
çalışmalarının önemi anlaşılmaktadır. Lisanssız elektrik
üretiminin tüzel kişilik başına 1 MW’a kadar çıkarılması
bu alanda yeni gelişmelerin önünü açmıştır. Özellikle
bazı firmaların lisanssız üretim için onlarca şirket kurması
da bunun habercisidir. 2013 yılı BTYK (Bilim Teknoloji
Yüksek Kurulu) kararına göre rüzgâr enerjisi teknolojisinin
geliştirilmesi yönünde önemli kararlar alınmıştır. Bu kararla
ilgili bakanlıklara ve kurumlara rüzgâr enerjisi teknolojisine
destek verilmesi konusunda görevler verilmiştir. Buna göre
500 kW ve 2,5 MW’lık türbinlerin geliştirilmesi için bir an önce
Ar-Ge ve yatırım destekleri verilecektir. Karar gerekçesinde
“Yapılan çalışmalar, yerli üretim girişiminin başlatılması
için yerli pazarın belli bir büyüklükte olmasının yanı sıra;
rüzgâr türbinleri için yeterli büyüklükte, kararlı yıllık talebin
mevcudiyetinin önemli faktörler olduğunu göstermektedir.
Ülkemizde mevcut rüzgâr potansiyeli değerlendirildiğinde
yerli rüzgâr teknolojisinin gelişimi için özellikle ürün
Birkaç yıl içerisinde nükleer santrallerin kurulu gücünü
geçecek potansiyeli olan ve hâlihazırda 320.000 MW’ı aşan
kurulu güce ulaşan rüzgâr enerjisinde Türkiye potansiyel
olarak İngiltere ve İrlanda’dan sonra Avrupa’da üçüncü
sıradadır. Dünyada da ilk sıralarda yer almaktadır. Ancak
mevcut durumda bu potansiyeli değerlendirecek teknolojiye henüz sahip değildir. Ülkemizde kurulan santrallerin
hepsi dışa bağımlılığımızı artıran ve ithal edilen teknoloji ve
sistemlerdir. 1 MW başına 1 milyon Euro olduğu düşünülürse
bunun büyüklüğü anlaşılmaktadır. Yerli li-sanslı parça ve
türbin üretimi başlamış olsa da, dünyada ve Avrupa’da hızla
gelişen teknolojiye paralel olarak üretim ve teknoloji gelişimi
görülmemektedir. Avrupa’da artık sökülmeye başlanan
rüzgâr türbinleri değerinde üretim yerine büyük güçteki
santraller için yatırım ve Ar-Ge destekleri sağlanmalıdır.
2023 hedefleri dikkate alındığında teknolojik olarak seviye
atlanılması isteniyorsa bu kaçınılmaz olacaktır.
66
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
KAYNAKLAR
[1] GWEC, 2013 Global Wind Statics, Şubat 2014.
[2] EWEA, Wind in power; 2013 European Statistics,
Şubat 2014.
[3] TUREB, Türkiye Rüzgâr Enerjisi İstatistik Raporu, Ocak
2014.
[4] BTYK 26. Toplantısı Rüzgâr Enerjisi Santrali
Teknolojilerinin Geliştirilmesi (MİLRES) [2013/203]
kararı.
SUMMARY
Wind energy, achieved to become itself most popular energy
source after the development of wind türbine technology.
This achievement gived an opportunity to wind türbine
manufacturers that taking orders for next years, like a novel
that becomes phenomenon suddenly.Also, wind energy
allows countries sustainability as a renewable and clean
energy source. There were nearly no wind energy production
in early 2000’s, but nowadays it’s reached to 318.000 MW’s.
In addition, installed power level per a türbine increased
from a few hunderd kw’s closing to 10 MW’s. In this paper,
its analyzed the information of statistics in global, european
an turkish wind energy sector. Also its discussed what’s
happening in the national industry of Turkey about wind
energy technology.
67
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAĞINDAN BESLENEN ELEKTRİK GÜÇ
SİSTEMLERİ İÇİN HİBRİT ENERJİ DEPOLAMA TEKNOLOJİLERİ*
Engin ÖZDEMİR
Adem ÇALIKER
İsmail Murat KOÇ
Kocaeli Üniversitesi,
Teknoloji Fakültesi
Enerji Sistemleri Müh. Böl.
Kocaeli Üniversitesi,
Teknoloji Fakültesi
Enerji Sistemleri Müh. Böl.
Kocaeli Üniversitesi,
Teknoloji Fakültesi
Enerji Sistemleri Müh. Böl.
kirliliğini önleme ve dışa bağımlılığı azaltma gibi önemli
iki avantaja sahip olan yenilenebilir enerji kaynaklarından
sürdürülebilir ve ekonomik bir şekilde karşılanması
bulunmaktadır. Bu sebeple, her geçen gün daha fazla
yenilenebilir enerji kaynağı dağıtılmış üretim birimleri olarak
kullanılmaktadır. Bununla birlikte, kullanılan teknolojinin yeni
ve gelişmekte olması nedeniyle birim enerji maliyetlerinin
fazla ve birçoğunun meteorolojik şartlara bağlı olması
nedeniyle emre amadelik sürelerinin az olması gibi
dezavantajları vardır. Yenilenebilir enerji kaynaklarından
elde edilen enerjinin güç kalitesi standartlarını sağlanması
ve sürdürülebilir olması açısından belirtilen dezavantajların
bertaraf edilmesi gerekmektedir. Bu noktada enerji depolama
uygulamaları, güç sisteminin (izole/şebekeye bağlı/
yenilenebilir kaynakların yaygın şekilde kullanıldığı şebeke)
bütüncül olarak kararlılığı ve güvenilirliğinin geliştirilmesinde
hayati rol oynayabilir. Şebekenin ulaşamadığı alanlarda
sürdürebilir enerjinin sağlanması ve arbitraj uygulamaları
yenilenebilir enerji kaynaklarının değerini artıran diğer
önemli enerji depolama uygulamalarıdır. Günümüzde
çok farklı depolama teknolojilerine ulaşmak mümkün
olmakla birlikte bu teknolojilerin fiyat-performans ve sistem
kararlılığına katkısı açısından sınanması gerekmektedir.
ÖZET
Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik güç sistemindeki
yaygınlığı ve aldığı pay son yıllarda giderek artmaktadır.
Bu nedenle, elektrik güç sisteminin güvenilir ve tatminkâr
bir şekilde işletilmesi konusunda kaygılar meydana
gelmiştir. Elektrik enerjisi güç sistemlerinin güvenilirliğini
ve performansını geliştirmeyi amaçlayan çözümlerden
birisi de elektrik güç sistemine enerji depolama cihazları
entegre etmektir. Bu çalışmada, batarya enerji depolama
teknolojisinin şimdiki durumu ve ekonomik uygulanabilirliği
değerlendirme, uygulama metotları ve elektrik güç sistemi
şebeke işletmesine katkıları ve etkileri incelemektedir. Ayrıca,
batarya ve ultra kapasitörden oluşan hibrit enerji depolama
sistemleri (HEDS) açıklanırken HEDS’nin yenilenebilir enerji
destekli güç sistemi uygulamaları bağlamında geleceğine
yönelik yeni bakış açısı getirilmektedir.
1. GİRİŞ
Enerji depolama cihazları ve güç sistemine sağlayacağı
faydalar uzun süredir tartışılmaktadır[1-5]. Güç sistemine
farklı depolama teknolojilerinin uygulanması konusunda
çok fazla sayıda çalışma ve araştırma olmasına rağmen,
bunların uygulamaya geçenleri çok az sayıdadır. Bunun
temel sebeplerinden bazıları şunlardır:
a) Geleneksel güç sisteminde arz-talep dengesini
karşılamak amacıyla kullanılan üretim kaynaklarının
fazlasıyla bulunması ve bu sistemin enterkonnekte bir
yapıda olması nedeniyle kullanımda olan depolama
teknolojilerinin ekonomik kazançlarını belirlemek/
doğrulamak çok zordur.
b) Pratik deneyim eksikliği, fiyat optimizasyonu, planlama
aşamasında (piyasa modelleri oluşturulurken, karar
verilirken) depolama teknolojisinin faydalarının tespit
edilmesi/ değerinin belirlenmesi konularında kullanılan
araçların yetersizliği diğer önemli nedenler olarak
sıralanabilir.
2. BATARYA ENERJİ DEPOLAMA TEKNOLOJİSİ
Batarya enerji depolama sistemi (BEDS) temel olarak
bataryalar, kontrol ve güç koşullandırma sistemi ve tesisin
kalanını kapsar. Tesisin geri kalan kısımları bataryalar için iyi
bir koruma sağlamak üzere tasarlanmıştır[6][7]. Bataryalar
kimyasal enerjinin elektrik enerjisine dönüştürüldüğü veya
tam tersinin de geçerli olduğu istiflenmiş hücrelerden
yapılırlar.
İstenen batarya gerilimi ve aynı şekilde akım seviyeleri,
bu hücrelerin seri veya paralel elektriksel bağlantıları
ile elde edilir. Bataryalar enerji ve güç kapasitelerine
göre sınıflandırılırlar. Çoğu batarya tipi için güç ve enerji
kapasitesi bağımsız değildir; üretim aşamasında belirlenir
ve sabittir. Bataryalar için verimlilikleri, şarj-deşarj çevrim
sayısı, işletme sıcaklığı, deşarj derinliği, kendinden deşarj
oranı ve enerji yoğunluğu kavramları başlıca önemli
Günümüzde yapılan çalışmaların merkezinde, artan enerji
ihtiyacının mümkün olduğunca büyük bir kısmını, çevre
*Bu çalışma, “Fotovoltaik kaynaktan beslenen 3-fazlı 4-telli akıllı mikro şebeke yapısının batarya ve ultrakapasitörden oluşan hibrit enerji depolama sistemi ile
geliştirilmesi” isimli ve 113E143 no’lu TÜBİTAK projesi tarafından desteklenmektedir.
68
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
maddelerin; bir membran ile ayrılmış, bir anot, bir katot
içeren elektrokimyasal bir hücre boyunca çevrildiği (pompa
yardımı ile) iki elektrolit hazne içerirler. Elektrokimyasal
hücrede, elektrolitlerin akışı gerçekleştiğinde kimyasal
enerji elektrik enerjisine dönüştürülür. Elektrolitlerin ikisi
de ayrılmış olarak elektrokimyasal işlemin gerçekleştiği
hücrenin dışında depolama tanklarında depolanırlar.
Tankların boyutları ve elektrolitlerin miktarı bataryanın
enerji yoğunluğunu belirleyen faktörlerdir. Bununla
beraber, akışlı bataryalarda güç yoğunluğu; anot ve
katot arasında meydana gelen elektrot reaksiyon
değerlerine bağlıdır. Akışlı bataryalar sıklıkla sistemdeki
iki elektrot arasındaki redox reaksiyonundan (indirgemeoksidasyon) esinlenerek Redox (reduction-oxidation)
akışlı bataryalar olarak isimlendirilirler.
parametrelerdir. Günümüzde batarya teknolojilerinde büyük
gelişmeler olmaktadır. Bazı çalışmalar hali hazırda ticari
ürüne dönüşmüşken bazıları hala deneysel aşamada olan
çok farklı tip batarya çalışmaları bilim dünyasında yerini
almaktadır. Aşağıda bu batarya türleri açıkça incelenmiştir:
(1) Kurşun-asit batarya: Bir kurşun asit bataryanın her
iki hücresi de, kurşun dioksit bir pozitif elektrot ve bir
negatif elektrot içerir. Bunlar birbirinden mikro geçirgen
malzeme ile ayrılmış ve plastik kasa içerisindeki sülfürik
asit elektrolite batırılmıştır.
(a) Taşkın tip batarya: Bu batarya tipinde sulu sülfürik
asit çözeltisi kullanılmaktadır. Deşarj süresince, pozitif elektrot üzerindeki kurşun dioksit, sülfürik asitle
tepkimeye girerek kurşun sülfat oluşturan, kurşun oksite
indirgenir ve negatif elektrot üzerindeki sünger/emici
kurşun, kurşun iyonlarını oksitler. Bu da sülfürik asitle
tepkimeyle kurşun sülfat oluşturur. Bu şekilde elektrik
üretilir veya tam tersi döngü ile şarj işlemi gerçekleşir.
b) VRLA- Valf ayarlı kurşun asit batarya: VRLA bataryalar,
ıslak/taşkın kurşun asit bataryalar ile aynı temel
elektrokimyasal teknolojiyi kullanırlar; bunun dışında
farklı olarak bu bataryalar basınç ayarlı bir valf ile
kapatılmış, böylece mühürlenmişlerdir, aynı zamanda
asit elektrot sabitlenmiştir.
Tüm bu bataryalar arasında kurşun asit bataryalar güç
sistemi uygulamalarında kullanılan en eski ve olgun
teknolojidirler. Li-ion, NaS, NiCd bataryalar yüksek
güç yoğunluğu gerektiren uygulamalarda yoğun olarak
kullanılmaktadır. Bu duruma istinaden Li-ion gelecekteki
gelişim ve optimizasyonu bakımından büyük potansiyele
sahiptir. Küçük boyutları ve düşük ağırlıklarına bağlı
olarak Li-ion bataryalar %100’e yakın depolama verimi ve
en yüksek enerji yoğunluğunu sunarlar; bu özellikleri ile
taşınabilir uygulamalar için en ideal çözüm durumundadırlar.
Bununla birlikte karmaşık üretim süreci, bataryayı korumaya
yönelik özel devre gereksinimine bağlı olarak yüksek
maliyet ve derin deşarjın batarya ömrüne olumsuz etkisi
gibi dezavantajları vardır.
(2) Sodyum-Sülfür (NaS): NaS batarya, bir solid beta
alimina seramik elektrolit ile birbirinden ayrılmış, pozitif
elektrotunda erimiş sülfür ve negatif elektrotunda erimiş
sodyum bulundurur. Elektrolit yalnız pozitif sodyum
iyonlarının geçmesine izin verir ve sülfürle birleşerek
sodyum polisülfat oluşturulur. Deşarj süresince pozitif
sodyum iyonları elektrolit üzerinden akar ve elektronlar
2V civarı batarya dışında üretilmiş harici bir devre
üzerinden akarlar. Bataryanın bu işleme izin vermesi
için 300°C civarında bir sıcaklıkta tutulması gerekir.
NiCd ve kurşun asit bataryalar ani güç sağlama bakımından
çok başarılı olmalarına karşın büyük yapılıdırlar, zehirli
ağır metaller içerirler ve ciddi oranda kendinden deşarj
problemi mevcuttur. NaS batarya, NiCd bataryalara
oranla daha küçük ve hafif yapılı olmakla beraber 300°C
işletme sıcaklığında çalışmaktadır ve elektrolitlerin erimiş
durumlarının korunması için sabit düzenli ısı ihtiyacı vardır.
Metal-hava tipi bataryalar düşük maliyet ve yüksek enerji
yoğunluğuna sahip olmalarına karşın tekrar şarj olmaları
çok zordur.
(3) Lityum-İyon: Bu bataryalarda katot; çökmüş/bastırılmış bir metal oksit ve anot ise grafit bir karbon ile
tabakalı/ katmanlı bir yapıda yapılmıştır. Elektrolit ise
organik karbonat içinde çözünmüş lityum tuzlarından
yapılmıştır. Batarya şarj olmaya başlayınca, katottaki
lityum atomları iyon haline gelir ve karbon anota doğru
elektrolit üzerinden geçerler bu arada harici elektronlarla
birleşerek karbon katmanları arasında lityum atomları
olarak çökelirler.
Akışlı bataryalar da kendinden deşarj olmama özellikleriyle
uzun süreli depolama uygulamaları için umut vaat
etmektedir. Akışlı bataryaların en önemli dezavantajı,
yüksek sabit maliyet ve pompa sistemlerini gerektiren
kimyasal tesisin işletilmesi ve harici bir depolama ile akış
kontrolü gibi işlemlerle ilişkili olarak yükselen işletme
maliyetleridir. Akışlı bataryalar için gelecekteki gelişimler
açısından en önemli zorluk güç yoğunluğunun artırılması
konusudur.
(4) Metal-Hava: Bu bataryalarda anotlar; okside olduğunda
elektronları serbest bırakan, yüksek enerji yoğunluğu
için uygun alüminyum veya çinko gibi metallerdendir.
Katotlar veya hava elektrotlar sıklıkla gözenekli bir
karbon malzemeden veya metalden ağ ile kaplanmış
uygun katalizörlerle yapılırlar. Elektrolitler sıklıkla iyi bir
hidroksit (OH-) olan potasyum hidroksit gibi (KOH) iyon
iletkendir. Elektrolit belki sıvı formda olabilir veya KOH
ile doyurulmuş katı polimer membran olabilir.
Bir bataryanın işletme çevrim ömrü; işletme sıcaklığı
ve deşarj derinliği gibi değişkenlere bağlıdır. Genellikle
bataryanın tamamen deşarjı (%100 deşarj derinliği) veya
normal işletme sıcaklığından daha yüksek sıcaklıklarda
işletme batarya ömründe olumsuz etkiler yapar. Derin
(5) Akışlı bataryalar: Bu bataryalar, akışkan elektrolit
69
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Tablo 1. Şarj Edilebilir Bataryaların Performans
Karşılaştırması
Parametre
Hücre
gerilimi (V)
KurşunAsit
Ni-Cd
Ni-M-H
Li-ion
(Sıvı)
Li-ion
(Polimer)
2
1,2
1,2
3,6
3,6
AğırlıkEnerji
yoğunluğu
(Wh/Kg)
35
50
80
125
170
Hacim-Enerji yoğunluğu
(Wh/l)
80
150
200
320
400
İç direnç
(mΩ)
200-300
100200
200300
150300
25-50
Hızlı şarj
süresi
8-16h
1h
2-4h
1,5-3h
1h
Yük akımı
0,2C
1C
0,5C
1C
10C
İşletim
sıcaklığı
-20-60
-40-60
-20-60
-20-60
-20-60
Bakım
ihtiyacı
3-6 Ay
30-60
Gün
60-90
Gün
Gerekmiyor
Gerekmiyor
Çevrim
ömrü
300
500
500
800
1000
Kendi
kendine
deşarj(%/
Ay)
0
25-30
30-35
6-9
2-5
Elektrolit
durumu
Sıvı
Sıvı
Sıvı
Sıvı
Polimer
jel
Bellek etkisi
Hayır
Evet
Hayır
Hayır
Hayır
Çevre kirliliği
etkisi
Evet
Evet
Hayır
Hayır
Hayır
En
düşük
Düşük
Orta
Yüksek
Orta
Üretim
maliyeti
Şekil 1.
Ultrakapasitör
hücresi.
oluşmaktadırlar. Ayırıcı yüzey elektrotlar arasında
teması fiziksel olarak engellemekte, fakat iyon geçişine
izin vermektedir. Ultrakapasitörün yapısındaki yüzeysel
elektrotlar nano boyutlarda olup yüzey alanını ve buna
bağlı olarak kapasite değerini çok yüksek değerlere
çıkartmaktadır[8][9].
Şekil 1’de genel yapısı verilen ultrakapasitör ile oluşturulan
enerji depolama sistemi, enerji tamponu görevi dışında
aynı zamanda şebekenin güç kalitesinin iyileştirilmesini
de sağlamaktadır. Güç ve enerji yoğunluğu açısından
batarya ve geleneksel alüminyum elektrolitik kondansatör
arasındaki boşluğu dolduran yeni nesil bir enerji depolama
elemanı olan ultrakapasitörler literatürde, çift katmanlı
elektriksel kondansatör veya süper-kapasitör olarak da
adlandırılmaktadır. Ultrakapasitörlerin kapasiteleri birkaç
Farat’tan başlayarak binlerce Farat’a kadar geniş olmakla
birlikte, güç yoğunlukları da bataryalardan 10 kat daha
fazladır[10]. Her geçen gün daha yaygın bir şekilde kullanılan
ultrakapasitörler aşağıda belirtilen avantaj ve dezavantajlara
sahiptirler.
3. ULTRAKAPASİTÖRLER
Ultrakapasitörlerin Avantajları
• Uzun işletme ömrü,
• Yüzlerce veya binlerce çevrime rağmen düşük performans
kaybına sahip olması,
• Elektrokimyasal bataryalarda görülen yaşlanma etkilerinin
görülmemesi,
• Düşük empedansa sahip olmaları,
• Bataryalarla paralel kullanımda maksimum akım
taleplerine cevap verebilme yeteneği,
• Hızlı şarj ve deşarj yeteneği,
• Kolay şarj yöntemleri,
• Şarj denetim düzenlerine ihtiyaç duymaması, aşırı şarj
probleminin olmaması,
• Maliyet/ performans açısından uygun olması,
• Geniş işletme sıcaklığı aralığına sahip olması,
• Birlikte kullanıldığında bataryaların düşük sıcaklıkta
işletilebilmesine imkân sağlaması,
• İşletme sırasında düşük ısınma değerlerine sahip
olması,
• Çevresel şartlara uygun (gaz salımı yok) olması.
Ultrakapasitör temel olarak, elektrik enerjisinin depolandığı
elektro-kimyasal çift katmanlı bir yapı üzerinde çok
sayıdaki yüzeysel elektrotlardan ve bir ayırıcı yüzeyden
Ultrakapasitörlerin Dezavantajları
• Düşük enerji yoğunluğu,
• Düşük gerilim,
deşarjın veya yüksek sıcaklıkta işletmenin batarya ömrüne
etki oranı batarya tipine bağlı değişir. Örneğin, sıcaklıktaki
her 10-15°F artış 70°C’nin üzeri, kurşun asit batarya
ömrünü yarıya düşürür. Tablo 1’de şarj edilebilir batarya
teknolojilerine ait performans karşılaştırması ile ilgili bilgi
verilmektedir.
Batarya depolama teknolojisi, önemli miktarda yenilenebilir
enerji içeren akıllı elektrik şebekesinin güvenilir ve ekonomik
bir şekilde işletilmesinde önemli bir rol oynayacaktır. Batarya
teknolojisi ile ilgili olarak, gelecekte batarya maliyetinin
azaltılması ve güvenilirliklerinin artırılması konularında
önemli gelişme olacaktır. Elektrik şebekesinde kullanılmak
üzere tasarlanmış büyük ölçekli bataryaların geleceği de
dikkate değerdir. Büyük ölçekli bataryalar, bazı rüzgâr
çiftlikleri gelişimine entegre edilmektedir.
70
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Yüksek gerilim için seri bağlantı gerekliliği ve buna bağlı
gerilim dengeleme zorluğu,
• Doğrusal deşarjın tüm enerjinin kullanımını sınırlaması,
• Bataryalara göre yüksek kendinden deşarj durumu.
4. BATARYA VE ULTRAKAPASİTÖRDEN OLUŞAN
HEDS
Önerilen fotovoltaik destekli hibrit enerji depolama
sistemi (HEDS) genel topolojisi Şekil 1’de görülmektedir.
Şekil 3. Önerilen fotovoltaik destekli HEDS tek hat gösterimi.
dağıtımı sağlamak ve çıkış gerilimini regüle etmek için,
dahili bir akım kontrol döngüsü ve harici gerilim kontrol
döngüsü birleşimini içeren kademeli bir kontrol döngüsü
içermektedir. Çift yönlü dönüştürücü temel özellikleri, sabit
güç taleplerini ve geçici rejim anlık güç taleplerini batarya
ve ultrakapasitör arasında ayrı ayrı ve dinamik biçimde
paylaştırabilmesi, farklı batarya grupları arasında esnek
güç akışının mümkün olması, ultrakapasitör şarj-deşarj
süreçlerinin normal işletmeyi bozmadan gerçekleştirilmesi
ve böylece HEDS’in güç ve enerji değerlerinde artışlar için
esneklik sağlanmasıdır.
Şekil 2. Çift yönlü DA-DA dönüştürücü.
3-fazlı 4-telli elektrik şebekesine 4-kollu evirici üzerinden
bağlanan fotovoltaik elektrik üretim sisteminin DA
barasında ultrakapasitör grubu doğrudan batarya grubu
ise çift yönlü çalışabilen bir DA-DA dönüştürücü üzerinden
bağlanmaktadır. Enerji depolama için yalnızca bataryalar
kullanılırsa; tepe yük taleplerini karşılayabilmesi için büyük
güç değerlerine ulaşmak üzere büyük boyutlu depolama
elemanı gerekir. Aynı şekilde sadece ultrakapasitör
kullanılırsa, YEK’lerin ve yüklerin kesintili yapısıyla baş
edebilmek üzere yüksek değerde enerji sağlayabilmesi için
yine büyük boyutlu (fazla büyük) olması gerekmektedir.
Mikro şebeke yapısı düşünüldüğünde enerji depolama
uygulamaları için batarya ve ultrakapasitör gibi depolama
elemanlarının bir arada kullanımı daha uygun olmaktadır.
Batarya ve ultrakapasitörlerin bir arada kullanıldığı HEDS
oldukça umut vaat eden başarılı sistemler olmaktadır.
Şekil 3’te tek hat gösterimi verilen HEDS hem yüksek enerji
yoğunluğu hem de yüksek güç yoğunluğu sağlamaktadır.
Batarya, yüksek enerji yoğunluklu deposu olarak seçilerek,
YEK’lerin kesintili yapısı gereği uzun süreli enerji
sağlayabilmektedir. Batarya kapasitesi yüksek olmak
zorunda olduğundan çok sayıda bataryanın seri bağlanması
ise hacimsel verimi düşürmektedir. Önerilen enerji yönetim
sisteminin amacı sürekli güç talebini bataryalara ve geçici
ve ani güç talebini ultrakapasitöre ayırmak ve bu şekilde
yönlendirmektir.
5. SONUÇ VE ÖNERİLER
Bu çalışma kapsamında fotovoltaik enerji üretimi ve şebeke
entegrasyonu, batarya ve ultrakapasitör bileşenlerinden
oluşan HEDS kullanılarak YEK’lerin dalgalı/değişken
karakterlerinin depolama üniteleri ile düzenlenmesi, evsel
düzeyde bir akıllı mikro şebeke yapısı ile enterkonnekte
ve ada modu çalışma durumları ve geçişler sırasında
optimizasyonun sağlanması gibi konular bir arada ele
alınmaktadır. Ayrıca enerji dağıtım sistemlerinin gelecekte
akıllı şebeke yapısına doğru gideceği düşünüldüğünde,
önerilen proje çalışmasının ülkemizde bu alanda yapılacak
çalışmalar için de temel oluşturan yerli bir uygulama olması
bakımından önemli olduğu açıktır. Dağıtılmış enerji üretim
birimlerinin yaygınlaşması ile tüketicilerin mikro şebeke
yapıları ile bölgesel kaynaklardan veya kendi üretim
birimlerinden beslenmesinin sağlanabilmesi, hem iletim
hatlarında yüklenmelerin azaltılmasına katkı sağlamakta ve
kayıplar azaltılmaktadır, hem de bakım-arıza durumlarında
enerji sürekliliğini sağlamaktadır.
Şekil 2’de bağlantı şeması verilen çift yönlü (bidirectional)
DA-DA dönüştürücü; ultrakapasitör ve bataryadan DA baraya
yük akışının kontrolü için gereklidir. Proje kapsamında
önerilen sistemdeki, çift yönlü DA-DA dönüştürücü ile temel
yük akımının ultrakapasitör ve batarya arasında aktif şekilde
paylaştırılması ve benzer biçimde fotovoltaik panellerden
sağlanan gücün geçici olarak HEDS’de depolanması da
sağlanmaktadır. Böylece güç talebinin yüksek frekans
ve alçak frekans bileşenlere ayrı olarak kontrol edilebilir.
Çift yönlü dönüştürücü akım referansları, düşük frekans
bileşenleri bataryadan karşılanacak şekilde ve yüksek
frekans bileşenleri de ultra-kapasitörden karşılanacak
şekilde ayarlanmaktadır.
Batarya ve ultrakapasitörü DA baraya bağlayan çift yönlü
DA-DA dönüştürücü yapısı, modüller arasında esnek güç
71
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Akıllı enerji yönetim sistemlerinin yaygınlaşması ile
tüketiciler için ekonomik fayda sağlanabileceği gibi ulusal
ekonomiye de fayda sağlanacaktır. Elektrikli araçların
yaygınlaşması enerji depolama konusundaki araştırmaların
yoğunlaşmasına sebep olmakla birlikte bu çalışmada
geliştirilecek enerji depolama ve yönetim sistemlerinin
araştırılması akıllı mikro şebeke yapısı ile elektrikli araçlarda
uygulanabilecek enerji depolama ve yönetim sistemlerine
yönelik bir altyapı da oluşturulacaktır.
SUMMARY
In today’s world, there is a consistent global need for
more sustainable energy which, at the same time, has to
be cleaner than the energy produced from the traditional
generation technologies. This necessity has facilitated the
increasing penetration of distributed generation (DG) and
renewable energy sources (RES). However, the biggest
challenge with incorporating renewable energy into the
current power system is the fact that the energy they
produce is inconsistent. Solar energy is only available for
use when the sun is out and the sky is clear. Wind energy
is only there when there is a breeze, and usually this
breeze needs to exceed a certain speed in order to drive
generator. In another words, the power output of these
energy sources is not as reliable and as easy to adjust to
changing demand cycles as the output from the traditional
power sources. Other disadvantage of renewable energy
sources (such as solar and wind etc.) are that they are
much expensive. The intermittency is one of the reasons
they are so costly compared to traditional energy sources.
These disadvantages can only be effectively surmounted
by the storing of the excess power produced by DG or
RES. Therefore, energy storage is a crucial factor for these
new sources to become completely reliable as primary
sources of energy. Functioning as energy buffer or backup
to counteract power imbalance between the supply and the
demand sides, energy storage systems (ESS) can eliminate
these problems. With developments in power electronic,
usage of ESS become easier and more efficient. Moreover,
hybrid ESS (HESS) which has more complicated control
strategy has been taken into consideration. For example,
when batteries and ultracapacitors are combined together
to supply load demand, ultracapacitors can provide peak
power with a faster response than the battery, but it lasts
shorter than the battery. Hence, the batteries discharge
or charge slowly, but meet the steady demand, while the
ultracapacitors can supply excess transient and peak
power to limit the current of the batteries. In that case, two
individual loops are needed for control of both the batteries
and the ultracapacitors.
KAYNAKLAR
[1] ANDERSON, M., CARR D., “Battery energy storage
Technologies”, Proceedings of the IEEE 81 (3) pp
475–479, 1993.
[2] LACHS, W., SUTANTO, D., “Application of battery
energy storage in power systems”, Proceedings of
the International Conference on Power Electronics
and Drive Systems, 2, pp. 700–705, February 21–24
1995.
[3] MILLER, N., ZREBIEC, R., DELMERICO, R., HUNT
G., “Battery energy storage systems for electric
utility, industrial and commercial applications”,
in: Proceedings of the Eleventh Annual Battery
Conference on Applications and Advances, pp. 235–
240, January 9–12 1996.
[4] GYUK, I., KULKARNI, P., SAYER, J.H., BOYES, J.D.,
COREY, G.P., PEEK, G.H., “The united states of
storage”, IEEE Power and Energy Magazine 3 (2), pp
31–39, 2005.
[5] JOSEPH, A., SHAHIDEHPOUR M., “Battery energy
storage systems in electric power systems”, IEEE 1–8,
2006.
[6] TSAI, M.-T., LIN, C.-E., TSAI, W.-I., HUANG C.-L.,
“Design and implementation of a demand-side
multifunction battery energy storage system”, IEEE
Transactions on Industrial Electronics 42, 642–652,
1995.
[7] ZHAN, C., BARNES, M., Ramachandaramurthy
V., Jenkins N., “Dynamic voltage restorer with
battery energy storage for voltage dip mitigation”, in:
Proceedings of the Eighth International Conference
on Power Electronics and Variable Speed Drives, pp.
360–365, September 18–19 2000.
[8] ERDİNÇ, O., UZUNOĞLU, M., VURAL B., “Hibrit
Alternatif Enerji Sistemlerinde
Kullanılan Enerji
Depolama Üniteleri”, Elektrik-Elektronik ve Bilgisayar
Sempozyumu, 116-121, 2011.
[9] KÖTZ, R. and CARLEN, M., “Principles and applications
of electrochemical capacitors”, Electrochimica Acta,
45(15-16):2483-2498, 2000.
[10] ÖZDEMİR, E., UÇAR M., KESLER, M., ÖZDEMİR
Ş., “3fazlı 4 Telli Sistemlerde Güç Kalitesinin
Düzeltimi İçin Aktif Filtre Tasarımı, Denetimi ve
Gerçekleştirilmesi”108E083 nolu TÜBİTAK Proje
Raporu Kasım 2010.
In this paper, an HESS made from ultracapacitor and Lion
battery source connected to the 3-phase 4-wire electrical
power grid is proposed. The paper will investigate with a
capacity sizing estimation of the energy storage system
supported by renewable energy source.
72
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ENVIRONMENT AND PERFORMANCE OF SOLAR POWER PLANTS
How Evironmental Parameters Can Affect Performances Of Solar Power
Plants And How To Measure The Critical Quantities
Federico PASQUINI
LSI Lastem Srl
Where:
Yf is the final plant yeld expressed as ratio between the
electrical power measured over the given period of time as
and the plant nominal power (Pnom).
Yr is the reference yeld expressed as:
ABSTRACT
For solar plant managers and investors, precise monitoring
of system performance parameters is an absolute priority,
both at brief and long term. In the brief term, to monitor
conversion efficiency or possible faults and malfuctionings.
In the long term, to guarantee investments and its return.
Yr (Δt)= HS(Δt)×K × ηpv × ηnv [ kWh / kWp ]
Where:
• K is coefficient (0<K<1) expressing shading, reflective and
polluting effects over modules surface (typical values are
0.90…0.98 when there is no significant shading effect)
• ηpv is the PV generator efficiency (downstream of the
single modules conversion effect) due to optical and
resistive losses, diode performances, spectral mismatch
and temperature effects when junction temperature
exceeds 25°C (typical values with temperature lower
than 40°C are in the 0.85…0.90 range).
• ηinv is the inverter efficiency, normally higher than 0.9
For an operating plant, the main exogenous limitation to
optimal performance is represented by the environmental
conditions. Both solar radiation, the basic feedstock of
the system, temperatures, influencing performances of its
main components, and less-heralded factors such as wind
speed and direction concur to generate the environmental
conditions affecting, all other parameters being the same,
actual plant performances.
1. INTRODUCTION
HS(∆t) is the solar radiation index over the modules
surface, expressed as the ratio between the total solar
irradiance H(∆t) measured in the plane of the arrays over
the given period of time and solar irradiance in Standard
Test Conditions GSTC (1 kW/m2):
A photovoltaic system (or PV system) is a system which
uses one or more solar panels to convert sunlight into
electricity. It consists of multiple components, including
the photovoltaic modules, mechanical and electrical
connections and mountings and means of regulating or
modifying the electrical output.
Basically any system is designed in order to ensure the
highest energy yield for a given investment – but how can we
measure it? Actual system performance depend of course
on actual available energy, hence the basic need to measure
solar radiation. But other environmental parameters can
influence system performance. The typical index of plant
efficiency (or lack thereof) is called Performance Ratio
(PR), defined as the relationship between the actual returns
and theoretically potential energy returns of a Photovoltaic
system. This index is the single most important figure when
it comes to PV systems.
As per EN 61724[1], Performance Ratio (PR) over a
determined period of time ∆t (such as an hour, day, month
or year) is espressed as:
When junction temperature Tcel (measured on the lower
face of the modules) exceeds 25°C, thermal losses ∏term
can be determined for more accurate determination of PR.
This becomes strictly necessary when Tcel exceeds 40°C.
and
Or, if ambient temperature Tamb is available:
Where:
73
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• γ is the temperature coefficient supplied by the PV module
manufacturer (typical values are 0,4…0,5%/°C).
• NOCT is the Nominal Operating Cell Temperature
supplied by the PV module manufacturer (typical values
are 40…50°C)
• Gp is the solar irradiance measured in the plane of the
arrays.
issue. Like PV reference cells, modern pyranometers used
in the solar industry are traceable to normal incidence solar
radiation. Their calibration uncertainty is < 1.2 % (k = 2) [3].
Older calibration practices involved calibration over a full
day, which resulted in larger uncertainties. Combined with
the modern practice to use a total of 5 hours centred around
solar noon for system stability and efficiency assessment
(according to ASTM2848), the measurement uncertainty
using pyranometers now is comparable to or better than
when using PV reference cells.
2. SOLAR RADIATION
When it come to solar irradiance measurement in PV plants,
often referred as GHI (Global Horizontal Irradiance), the
great debate is always: pyranometers vs. reference cells.
What the World Meteorological Organization (WMO) [2]
would say about solar irradiance measurement:
[…] The uncertainty of the measured value, therefore,
depends on the following factors, all of which should be
known for a well-characterized instrument:
(a) Resolution, namely, the smallest change in the radiation
quantity which can be detected by the instrument;
(b) Long-term drifts of sensitivity (the ratio of electrical output
signal to the irradiance applied), namely, the maximum
possible changeover, for example, one year;
(c) Changes in sensitivity owing to changes of environmental
variables, such as temperature, humidity, pressure and
wind;
(d) Non-linearity of response, namely, changes in sensitivity
associated with variations in irradiance;
(e) Deviation of the spectral response from that postulated,
namely the blackness of the receiving surface, the effect
of the aperture window, and so on;
(f) Deviation of the directional response from that postulated,
namely cosine response and azimuth response;
(g) Time-constant of the instrument or the measuring
system;
(h) Uncertainties in the auxiliary equipment.[…]
B. PV Reference Cells
PV reference cells were originally developed for indoor
comparisons to identical PV cells (typically during
production) under lamp-based solar simulators. They
were later used in short-term outdoor experiments under
“perfect” sunny conditions on solar trackers (IEC 60904-1).
PV reference cells are calibrated at normal incidence, for
a certain standard spectrum, a certain irradiance level and
temperature, specified as Standard Test Conditions for PV
cells (STC). Under outdoor conditions the spectrum as well
as the angle of incidence may differ from STC, and a PV
reference cell measures the maximum possible yield of a
PV cell with an identical PV cell type with exactly the same
window, mounted in the same plane of array. This is also
called “usable fuel” for that particular PV cell type.
In case the spectral composition of the radiation and
spectral response and panel temperatures of the PV cells
are available, it is possible to trace outdoor conditions
to STC. When using PV reference cells outdoors, postprocessing using spectral corrections to STC is part of the
standard procedure.
Using uncorrected measurements is not an option: spectral
distribution of GHI changes over the day with air mass and
aerosol concentration. Errors in uncorrected irradiance
measurements can be up to 5% at high zenith angles[4].
A. Pyranometers
A pyranometer measures the solar radiation in available
Watts per square meter. The measurement represents the
maximum possible yield for any type of PV cell mounted
in the same plane. The measurement with a pyranometer
mounted in a horizontal position also is the reference for
traditional meteorological observations of global horizontal
irradiance (GHI), which is used as input for solar atlases
and irradiance maps. GHI observations or estimates are the
reference for financial ratings, which makes a pyranometer
the proper reference for assessments relative to ratings.
Pyranometers have a flat spectral response so that they can
be calibrated without spectral corrections. The uncertainty
due to the directional response of modern pyranometers is so
low that it does not play a significant role in the measurement
uncertainty except at very low angles of incidence.
Due to their directional response PV reference cells are
fundamentally unsuitable for efficiency assessment,
assessment of meteorological conditions and site-to-site
comparisons. Reflecting at low angles (an inherent property
of the plastic and glass covers of PV cells), the total radiant
exposure in J/m2 over a day is always underestimated,
and the PV system efficiency is always overestimated. The
deviation from the ideal directional response is > 5% above
55 degrees angle of incidence[5]. In POA the error in
daily radiant exposure is more than 2%. Depending on the
latitude and season, when mounted in a horizontal position
for GHI measurement this error becomes at least 2 times
larger at mid latitudes. This is why PV reference cells have
a low “achievable accuracy” for GHI measurements, even
when measuring irradiance in plane of array (POA).
Traditionally the calibration uncertainty of pyranometers was
larger than that of PV reference cells. This is no longer an
C. Temperature Dependency
The temperature dependency of pyranometers can be as
74
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
low as 1 % over a 70 °C temperature range (depending
on ISO9060 classification). PV panels and reference cells
efficiency, as we saw in PR calculation, decreases for values
higher than 25°C (temperature coefficient: 0,4…0,5%/°C).
E. Spectral Mismatch
In addition to their directional error, a second drawback
of reference cells is their spectral selectivity. Reference
cells are calibrated using an ideal solar spectrum. The
compensation of reference cell for deviations of the solar
spectrum from the ideal spectrum is extremely complicated.
Outdoor conditions are never ideal. Procedures are given
in IEC 60904-7: 2008 (PV devices – part 7: computation of
the spectral mismatch correction for measurements of PV
devices) and IEC 60891 (Procedures for temperature and
irradiance corrections to measured IV characteristics of
crystalline silicon PV devices). Corrections involve spectral
data on a real-time basis. It is not realistic to assume that
these data are available. Correction using real-time weather
data is another option, but this is highly subjective, and
therefore not desirable when estimating system efficiencies.
D. Directional Error
The flat cover of the cell/panel window reflects the radiation
incident with angles lower than 55° (Brewster angle). The
hemispheric domes of pyranometers grants a field of view
of 2π.
When comparing uncorrected reference cells, spectral
mismatch between different cell types has reportedly led to
an error band of 10%. This illustrates the order of magnitude
of the problem.[6]
Directional response error for reference cells is caused mainly by
reflection of the glass surface; In general these reflections follow
Fresnel equation for transmission.
The most fundamental drawback of PV reference cells
is their very large directional error, which always leads
to significant (>5%) underestimation of the available
irradiance in W/m2 at angles of incidence (θ) higher than
55 degrees. This leads to efficiency estimates that are
several percentage-points too high. Pyranometers on the
other hand are constructed with a glass dome, resulting in
superior transmission of irradiance, also at larger angles of
incidence.
Spectral response of reference cells, triple junction cell and
pyranometer.
3. TEMPERATURES
Often an overlooked parameter in PV plants, temperature
can make or break actual plant efficiency. As PV conversion
efficiency decreases with cell temperature, keeping an
accurate picture of module overheating is mandatory for
accurate performance monitoring. In fact, the Performance
Ratio formula according to EN 61724 accounts for thermal
losses when junction temperature (measured on the lower
face of the modules) exceeds 25°C. Between 25°C and
40°C thermal losses can reduce to 85-90% the nominal PV
output. When junction temperature exceeds 40°C, easily
the case during the summer, losses become even greater
and by any means they cannot be neglected. According to
EN 61724, thermal losses can also be calculated from the
ambient temperature value.
Directional error vs. angle of incidence for PV reference cells and
pyranometers.
Because of the directional
error, a reasonably accurate
irradiance measurement
by PV reference cell is only
possible in a surprisingly
short time frame.
An unwanted side-effect of the encapsulation of solar cells
into a PV module is that the encapsulation alters the heat
flow into and out of the PV module, thereby increasing the
operating temperature of the PV module. These increases
75
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
The equations for solar radiation and temperature difference
between the module and air show that both conduction and
convective losses are linear with incident solar insolation for
a given wind speed, provided that the thermal resistance
and heat transfer coefficient do not vary strongly with
temperature.
in temperature have a major impact on the PV module by
reducing its voltage, thereby lowering the output power. In
addition, increases in temperature are implicated in several
failure or degradation modes of PV modules, as elevated
temperatures increase stresses associated with thermal
expansion and also increase degradation rates by a factor
of about two for each 10°C increase in temperature.
Both conductive and convective heat transfer are significantly
affected by the mounting conditions of the PV module. A
rear surface which cannot exchange heat with the ambient
(i.e., a covered rear surface such as that directly mounted
on a roof with no air gap), will effectively have an infinite
rear thermal resistance. Similarly, convection in these
conditions is limited to the convection from the front of
the module. Roof integrated mounting thus causes higher
operating temperature, often increasing the temperature of
the modules by 10°C.
The operating temperature of a module is determined by the
equilibrium between the heat produced by the PV module,
the heat lost to the environment and the ambient operating
temperature. The heat produced by the module depends on
the operating point of the module, the optical properties of
the module and solar cells, and the packing density of the
solar cells in the PV module. The heat lost to the environment
can proceed via one of three mechanisms; conduction,
convection and radiation. These loss mechanisms depend on
the thermal resistance of the module materials, the emissive
properties of the PV module, and the ambient conditions
(particularly wind speed) in which the module is mounted.
REFERENCES
[1] EN 61724 - Photovoltaic system performance monitoring
– Guidelines for measurement, data exchange and
analysis.
[2] WMO GUIDE TO METEOROLOGICAL INSTRUMENTS
AND METHODS OF OBSERVATION WMO-No. 8
(Seventh edition) (6 August 2008) - PART I – CHAPTER
7 - Measurement of radiation.
[3] Daryl Myers, (2011), Quantitative analysis of spectral
impacts on silicon photodiode radiometers, NREL/CP5500-50936, published on internet, accessed 03-nov2013.
[4] Manajit Sengupta et al., (2012), Performance Testing
Using Silicon Devices – Analysis of Accuracy, presented
at the 2012 IEEE Photovoltaic Specialists Conference
Austin, Texas, Conference paper, NREL/CP-550054251 , published on internet, accessed 01-dec-2013.
[5] Hukseflux Thermal Sensors, (2013), PV performance
pyranometers vs reference cells v1211, published on
internet, accessed 03-nov-2013.
[6] Mike Zehner et al., “One year round robin testing of
irradiation sensors measurement results and analyses”,
University of Applied Sciences Munich, Department of
Electrical Engineering, Fraunhofer IWES, 2009, 24th
European Photovoltaic Solar Energy Conference, 2125 September 2009, Hamburg.
4. WIND
As we learned in the previous pages, temperature can have
a major impact on actual plant performances. Wind can have
an important cooling effect – and in fact the NOCT (Nominal
Operating Cell Temperature, see next section) conditions,
often referred to for PR evaluation, consider a 1 m/s wind
velocity parallel to the panels.
The operating temperature of a PV module is an equilibrium
between the heat generated by the PV module and the
heat loss to the surrounding environment. There are three
main mechanisms of heat loss: conduction, convection and
radiation. Convective heat transfer arises from the transport
of heat away from a surface as the result of one material
moving across the surface of another. In PV modules,
convective heat transfer is due to wind blowing across the
surface of the module.
5. NOCT (NOMINAL OPERATING CELL
TEMPERATURE)
A PV module will be typically rated at 25 °C under 1 kW/m2.
However, when operating in the field, they typically operate
at higher temperatures and at somewhat lower insolation
conditions. In order to determine the power output of the
solar cell, it is important to determine the expected operating
temperature of the PV module. The Nominal Operating Cell
Temperature (NOCT) is defined as the temperature reached
by open circuited cells in a module under the conditions as
listed below:
• Irradiance on cell surface = 800 W/m2
• Air Temperature = 20°C
• Wind Velocity = 1 m/s
• Mounting = open back side
76
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
NÜKLEER TEKNOLOJİ TRANSFERİ İÇİN
TÜRKİYE DEĞERLENDİRMESİ
Garry D. LAXTON
Marian CONSTANTIN
DuPont Water Technologies
DuPont Water Technologies
ABSTRACT
problems in seawater based once-through cooling water
systems. These are:
• Loss of heat transfer – biofilm is the most insulating
surface contaminant found in cooling water systems,
much more so than mineral scales. A few millimeters can
cause loss of 20+% of heat exchange[1].
• Loss of water flow due to obstruction from macro fouling
(mollusks, barnacles, etc.),
• Increased under deposit corrosion due to differential
cell corrosion and pitting/gouging corrosion due to acid
producing bacteria (APB’s).
Chlorine dioxide is a unique oxidizing chemistry that
addresses many issues associated with industrial cooling
water systems. Its characteristics are quite different from
other oxidizers such as chlorine gas, sodium hypochlorite
and bromine compounds. Among these are:
• It is a less powerful oxidizer which does not react with
most organic compounds,
• It does not form chlorinated organic compounds, thus
eliminating a major environmental concern,
• It is much more effective at removal of bacterial biofilms,
• It is effective at preventing settlement of mollusks at very
low dosages with intermittent applications.
For the sake of brevity, we will focus on once-through
cooling systems.
CHARACTERISTICS OF CHLORINE DIOXIDE
Chlorine dioxide is a dissolved gas that is uniquely suited for
use as a biocide for once-through industrial cooling water.
It is an oxidizing biocide that is effective against all macro
organisms, microorganisms and algae. As an oxidizing
biocide, organisms cannot develop immunity to it. There
are several major performance advantages associated with
the use of chlorine dioxide (ClO2):
• Much more effective against biofilms than any other
biocide,
• Effective against micro and macro organisms,
• Performance is unaffected by pH in the range of 5.0 to
10.0,
• Does not form chlorinated organic compounds (THM’s),
• Requires much lower dosages than other oxidizing
biocides,
• Is effective when fed intermittently, rather than
continuously,
• Significantly reduces microbially induced corrosion [MIC]
potential,
• It is a “green” biocide.
In the case of macro fouling species such as mollusks and
barnacles, chlorine dioxide has been proven to be extremely
effective in preventing settlement of motile organisms and
killing the sessile organisms when already established.
Much work has already been done in this area, and may be
summarized as below.
Killing Macro Fouling Species
Dosages / residuals and application time required to kill
macro fouling species is temperature dependent. Warmer
temperatures require lower dosage and shorter application
time, as the organism is more active[2].
• A ClO2 residual of 0.15 ppm for 7 days at 15 degC
• A ClO2 residual ranging from 0.25 ppm to 5.0 ppm ClO2
for 3 to 9 days at 14 degC
• A ClO2 residual of 0.15 to 5.0 ppm ClO2 for 2 to 4 days at
25.8 degC
ELIMINATION OF BIOFOULING
Settling Prevention of Macro Fouling Species
The veliger stage of these species can be prevented from
Biofouling (both macro and micro) causes three major
77
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
settling in a system by a very low dosage intermittent
treatment program. The recommended treatment is 0.15
to 0.35 ppm applied dosage for 15 minutes, 3 to 4 times per
day[2][3][4][5].
ENVIRONMENTAL
As a less powerful oxidizing compound, ClO2 will not form
chlorinated organics in the presence of the organic compounds
typically found in seawater (as will chlorine, bleach and
bromine). This means no objectionable organic compounds
will be formed (THM’s such as chloroform – a carcinogen).
Thus there will be no potential environmental concerns or
discharge water permit violations due to halogenated organic
species associated with the microbiological control program.
Removal of Biofilm
Chlorine dioxide is also much more effective for removal of
biofilm than alternative microbiocides as illustrated in the
graphics below. Once eliminated, the biofilms take up to
several days to reestablish themselves. Thus, a system
treated with ClO2 will typically exhibit lower corrosion rates and
improved heat transfer rates.
The ultimate decay product of ClO2 is chloride ion, which forms
benign salts. All of these factors combine to make chlorine
dioxide a “green” biocide.
GENERATION METHODS
Chlorine dioxide must be produced at the point of use.
Physical characteristics prevent its being produced offsite
and transported. There are three potential methods to safely
produce ClO2 for industrial scale applications. The basic
precursor required for all of them is sodium chlorite.
Chlorite + Hydrochloric Acid
Biofilms have a negative surface charge. Chlorine and bromine hydrolyze to
negatively charged hypochlorous acid or hypobromous acid in water, which
are then repelled by the biofilm surface. ClO2 is non-ionic and will diffuse into
biofilm (biomass) while negatively charges ionic compounds are repelled by
the negative surface charge.
5NaClO2 + 4HCl 4ClO2 + 5NaCl + 2H2O
Chlorite + Chlorine Gas
2NaClO2 + Cl2 2ClO2 + 2NaCl
Chlorite + Sodium Hypochlorite + Hydrochloric Acid
2NaClO2 + NaOCl + 2HCl 2ClO2 + 3NaCl + H2O
The choice of generation process is dictated by the factors at
each location. As an example,
• The chlorite/chlorine gas method is the most economical,
but safety and regulatory issues may not allow the handling
and storage of Cl2 gas.
• The chlorite/acid method is the most expensive, but may be
indicated if hypochlorite is not readily available, or logistics
issues make it difficult to handle and store three precursor
chemicals.
A percentage of the ClO2 reacts to form chlorite ion, which provides a residual
biocidal effect in the biofilm complex.
ClO2 APPLICATION
As a gas in aqueous solution, the preferred injection location
is into the water entering the suction of the circulating water
pumps in the cooling system. Cooling water systems treated
with chlorine dioxide will require the following steps be taken to
transition from other microbiological control programs.
• Establish Baseline Performance. Monitor the existing
program for a minimum of 30 days to establish microbiological
growth rates, heat transfer rates, etc.
• An initial Cleanup Phase
- Usually 2 to 7 days in duration.
Anaerobic bacteria will grow under the biofilm. Anaerobic acid producing
bacteria (APB’s) produce acid as a metabolic byproduct. When the chlorite ion
contacts an acid, it produces ClO2 by the chlorite/acid reaction described in the
Generation Methods section of this paper.
78
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
summer was 0.5 ppm for two hours per day. Chlorine dioxide
was applied at night (just after sundown) in order to prevent
decomposition of the chlorine dioxide by UV from sunlight.
- Dose to maintain approximately 0.5 to 0.75 ppm residual
at the circulating pump discharge for 12 hours per day.
- Maintain until residuals in discharge water reach 70% to
80% of that at the circulating pump discharge. See typical
response curve below.
• An Optimization Phase
- Dosages and feed duration are adjusted based on
microbiological testing and heat transfer rates to obtain
minimum chemical consumption.
• Intermittent Maintenance dosage applications.
Overall operating costs and capital costs favored the use of
chlorine dioxide versus the other alternatives.
CASE HISTORIES
Middle East Central Water Utility
This application involved a large central utility that supplies
once-through seawater for process cooling in many large
petrochemical industries in the area. The water is distributed
through a canal system which is several kilometers long with
several branches.t. See drawing below.
Before ClO2
During ClO2 Cleanup
The existing treatment program consisted of electrolytic
generation of sodium hypochlorite (bleach) from seawater,
and application at the head of the canal system. Unfortunately,
due to expansion of the system, there was heavy algae growth
in the canal due to the inability to maintain sufficient chlorine
residual throughout the entire distribution system.
With ClO2
The customer evaluated several options to solve their
problem:
Middle East Electric Utility Once-Through Cooling
System
The facility is a conventional gas fired steam/electric generation
station located on the Mediterranean Sea. It has two units that
each circulates 98,000 metric tons/hr of seawater. Seawater
temperature varies from 16 degC (winter) to 31 degC
(summer). Under full load, the water temperature experiences
a 9 degC temperature rise during the process.
• Installing an additional electrolytic hypochlorite generation
system mid-way down the canal.
• Purchasing commercial sodium hypochlorite (bleach) and
feeding a several locations along the canal system.
• The use of chlorine dioxide to control algae and other
associated biological fouling.
The decision was made to evaluate chlorine dioxide, and a
DuPont MGIII generator was installed at a junction in the canal
system approximately 5 km from the head of the canal system.
This secondary canal was approximately 1.5 km in length and
had heavy algae growth.
When new, the facility was designed to use gaseous chlorine
for biological control. However, no work was done by the
design engineering company to validate biological control at
dosages that would not violate environmental discharge limits.
Consequently, studies done by the plant owner (see chart
below) showed chlorine was ineffective at dosages that would
meet environmental limits, but chlorine dioxide performed very
well.
The evaluation began in October and continued through the
following summer, with excellent results. Complete algae kill
was obtained during winter months with an applied dosage of
0.25 ppm for 2 hours per day. The total applied dosage in the
79
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
In addition to the question of biocidal performance, no
consideration was given to the safety issues of handling 40
one-ton chlorine cylinders on site, or transportation on the
nation’s highways. When both issues were considered, the
decision was made to evaluate chlorine dioxide.
[6] PETRUCCI, G. and ROSELLI, M., “Chlorine Dioxide in
Seawater for Fouling and Post-Disinfection in Potable
Waterworks”, Desalination 182, pgs 283-291, 2005.
Treatment was initiated in November, and a coupon for
monitoring micro and macro biological growth was installed
in the pump suction basin. After one month of continuous
exposure, it was clean, as shown below.
In addition, the condenser was opened and photographed
after six months of operation. As the photos below indicate,
they were completely clean of both macro and micro biological
growth[6].
REFERENCES
[1] CHARACKLIS, W.G. and MARSHAL K.C. (Eds.)
“Biofilms”, pgs 585-633, Wiley Interscience, New York,
1990.
[2] SIMPSON, G., “Practical Chlorine Dioxide, Vol. II Applications”, pgs 168-169, USA, 2006.
[3] STEVENSON, B., “Controlling Zebra Mussels at Water
Treatment Plant Intakes – Part II”, pgs 1-2, Continuation
of AwwaRF Report 90612, 1999.
[4] MASULLO, A., MALPHURS J., BERKSTRESSER L.,
and ELTOMI S., “Chlorine Dioxide as a Biocide in OnceThrough Cooling Water and Auxiliary Cooling Water
Systems at Florida Power and Light’s Cape Canaveral
Plant”, Proceedings of the American Power Conference,
59, 2, 968-976, 1997.
[5] KEMP, P., OKIMOTO, N., “The Use of Subtoxic Levels of
Chlorine Dioxide to Prevent Surface Condenser Fouling
in Once-Through Seawater Cooling Exchangers”; 43rd
Annual International Water Conference, Pittsburgh, PA,
USA; Oct. 25, 1982.
80
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
KILCAL BORULU SİSTEM İLE ISITMA VE SERİNLETME
Hadi ŞEN
Arya Mühendislik
Selçuk METE
Arya Mühendislik
ÖZET
zamanda tüketim tarafındaki enerji verimliliğini artırmak
çok önemlidir. Enerji verimliliğindeki artışlar, Türkiye’nin
rekabetçiliği ve uzun vadeli sürdürülebilir ekonomik
büyümesi için hayati öneme sahiptir. Verimsiz enerji
kullanımı, ulusal bütçeden enerji harcamaları için daha
fazla pay aktarılması anlamına gelir.
Binalarda ısıtma ve soğutma enerjisi tüketimin yaklaşık
%75’ini oluşturmaktadır. Enerji tasarruf potansiyelinin
önemli kısmı ısıtma ve soğutma sistemlerindeki
kayıpları önlemeye yönelik iklimlendirme sistemlerinin
yaygınlaştırılması ile sağlanabilmektedir. Bu çalışmada,
enerji maliyetlerinin önemli ölçüde azaltılması ve ısıl
konforun artırılması ile tavandan, duvardan ve yerden
ısıtma ve soğutma yapan kılcal borulu iklimlendirme
sistemlerine odaklanılmıştır.
2. ENERJİ TÜKETİMİ VE ENERJİ VERİMLİLİĞİ
Avrupa’da yaklaşık 30 sene önce uygulanmaya başlanan
ve son 15 yıldır yaygınlaşan kılcal borulu ısıtma ve
serinletme sistemi hem yüksek konfor hem de enerjinin
verimli kullanılmasını sağlamaktadır. Kılcal borulu
iklimlendirme sisteminin Avrupa’da yaklaşık 450.000 m2/
yıl uygulaması yapılmaktadır. Birçok ülkede kılcal borulu
iklimlendirme sistemleri konutlarda, hastane, otel, ofis,
endüstriyel bina, spor salonu, yüzme havuzu, ibadethane
gibi yüksek binaların ısıtılmasında ve serinletilmesinde
geniş bir şekilde kullanılmaktadır. Ülkemizde enerji
fiyatlarının artması ve enerji kullanımı ve enerji verimliliği ile
ilgili mevzuatların artırılması ile kılcal borulu iklimlendirme
sistemleri yaygınlaşacaktır.
Grafik 1. Türkiye’de binalarda enerji fiyatı değişimi[2].
Ülkemizin cari açığının en önemli problemi enerji ithalatıdır.
Türkiye İstatistik Kurumu (TÜİK) verilerinden yapılan
derlemeye göre, Türkiye'nin 2013 yılındaki 251,6 milyar
USD tutarındaki ithalatının 55,9 milyar USD’lik kısmı enerji
ithalatına aittir[3]. Bununla birlikte ülkemiz OECD ülkeleri
içinde 0,27 seviyelerindeki enerji yoğunluğu ile enerjiyi en
fazla harcayan ülke konumundadır[4].
1. GİRİŞ
Enerji ihtiyacının önemli kısmını oluşturan fosil yakıtların
azalması, nükleer enerji tesislerinin sorgulanması,
alternatif enerji kaynaklarının mevcut teknolojiler ile
taleplerin tamamını karşılayamaması ve iklim değişikliği
enerji verimliliğinin önemini artırmaktadır. Enerji
verimliliği, tüketilen enerji miktarının konfor şartlarını,
üretim/hizmet kalitesini, işletme karlılığını azaltmadan ve
ekonomik kalkınmayı engellemeden optimum seviyede
kullanılmasıdır. Gelişmiş ülkelerde enerji verimliliği; petrol,
kömür, doğalgaz, nükleer enerji ve yenilenebilir enerji ile
birlikte 6. enerji kaynağı olarak tanımlanmaktadır[1].
Ülkemizdeki enerji fiyatlarının 2005-2013 yıllarındaki
değişimi Grafik 1’de görülmektedir[2]. Ülkemizde 20052013 yıllarında doğalgaz fiyatında Türk Lirası bazında
yaklaşık %135 mertebelerinde artış sağlanmıştır. Son
kullanıcıya ucuz doğalgaz verilmesi politikası olmasaydı
bu artış oranı kuşkusuz daha yüksek olacaktı. Yine
aynı dönemde elektrik fiyatı artışı da %200 seviyelerine
yaklaşmıştır. Artan enerji maliyetlerinin yanında enerji
tüketiminden dolayı oluşan sera gazlarının ciddi boyutlara
ulaşması ülkemizin de enerjiyi verimli ve çevreci olarak
kullanmasını zorunlu kılmaktadır. Enerji bakanlığı
verilerine göre Türkiye enerji üretimi tüketiminin sadece
%25 seviyelerinde karşılayabilmektedir. Bu nedenle enerji
arz güvenliğinin sağlanabilmesi için de ülkemizde enerjinin
verimli kullanılması gerekmektedir.
Türkiye enerji tüketimi son 10 yılda yıllık yaklaşık %7
oranında artmıştır ve bu hızla artması beklenmektedir. Bu
yüzden Türkiye için sadece enerji arz tarafını değil, aynı
81
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Hem gelişmiş ülkelerde hem de ülkemizde, termal konforun
önemi ve insan sağlığına ve ülke ekonomilerine verdiği
zararlar hakkında bilimsel çalışmalar ve açıklamalar da
yapılmaktadır. Bu anlamda geçtiğimiz sene yaz aylarında
yazılı basınımızda da klimaların kullanıldıkları ortamlarda
özellikle üst solunum yollarına zararlarının bilimsel ifadeleri
artık medyada yer bulmaya başladı. İstanbul Üniversitesi
Cerrahpaşa Tıp Fakültesi Fiziksel Tıp ve Rehabilitasyon
Anabilim Dalı Öğretim Üyesi Prof. Dr. Halil Koyuncu yazılı
basında Ağustos 2012 tarihlerinde verdiği demecinde,
klimaların iş yeri hastalıklarını tetiklediğini belirterek,
“Genel çalışma alanlarının ortam sıcaklık dereceleri ile
vücut sıcaklığı arasındaki ısı farkı 10 dereceyi aşmamalıdır.
Cihazların ayarı buna göre yapılmalıdır”. diyerek özellikle
termal konforun önemine değinmiştir. Kılcal borulu
iklimlendirme sistemi ile yapılan serinletmede ortam
sıcaklığı ile vücut sıcaklığı arasındaki denge kurularak hem
sağlık hem de ısıl konfor sağlanmaktadır.
Bilindiği üzere Avrupa Birliği ülkeleri 2007 yılında yapılan
zirvede AB’de enerji güvenliği, çevre kirlenmesinin önlenmesi
ve rekabet edilebilirliğin sağlanması maksadıyla ortak politik
kararlar almıştır. Zirve sonunda AB, 2020 yılına kadar toplam
enerji tüketiminde 1990 yılına göre %20 enerji tasarrufu
sağlamayı, güneş enerjisi, ısı pompası gibi yenilenebilir
enerji kaynaklarının toplam enerji tüketimindeki oranını %20
’ye çıkarmayı ve 2020 yılına kadar sera gazı emisyonlarını
1990 yılı seviyesine göre %20 oranında azaltmayı
hedeflemektedir.
Dünyada enerji verimliliği kapsamında mevzuatlar
hazırlanmış ve başarılı çalışmalar yapılmıştır. Enerji
verimliliği hususunda ABD, AB ve diğer gelişmiş ülkelerde
hedefler konulmaktadır.
Örneğin Türkiye’nin dahil olmayı hedeflediği AB’de 2018’e
kadar kamu binalarında Sıfır Enerjili Bina Modeline geçişi
sağlayacak uygulamaların yapılması, 2020’ye kadar yeni
binalarda, sıfır Enerjili Bina Modeline geçişin sağlanması,
500 m2 üzerindeki kamu binalarında 2015 yılından itibaren
Enerji Kimlik Belgesi gösterilmesi enerji verimliliği hususunda
konulan hedeflerden bir kısmıdır. Yine ABD Başkanı Barack
Obama yönetime geldiğinde, 2025 yılında net sıfır enerjili
binalar, 2020 yılında ise net sıfır enerjili evler hedefini
koymuştur.
Avrupa’da yaklaşık 30 sene önce uygulanmaya başlanan ve
son 15 yıldır yaygınlaşan kılcal borulu ısıtma ve serinletme
sistemi de hem yüksek konfor hem de enerjinin verimli
kullanılmasını sağlamaktadır. Kılcal borulu iklimlendirme
sisteminin yaklaşık Avrupa’da 450.000 m2 / yıl uygulaması
yapılmaktadır. Birçok ülkede kılcal borulu iklimlendirme
sistemleri konutlarda, hastane, otel, ofis, endüstriyel
bina, spor salonu, yüzme havuzu, ibadethane gibi yüksek
binaların ısıtılmasında ve serinletilmesinde geniş bir şekilde
kullanılmaktadır. Avrupa’da yeni yapılan ve modernize edilen
yapıların çoğunda kılcal borulu sistem tercih edilmektedir.
Kılcal borulu sistemlerin hem ısıtma hem de serinletme
amacı ile; Brüksel’deki Dexia Tower, Almanya Meclisinde
vekil odaları, Allianz sigorta Berlin ofisi, Pekin olimpiyat
köyü, Tegel Havalimanı, Amsterdam British Telecom, İtalya
Raiffeisinbank, İspanya Hospital dela Santa Crue, Atina
EFG Eurobank, Kopenhag Polis Merkezi, Köln havacılık
okulu, Kempinski Grand Otel-Dresden, Frankfurt Union
West binası, Bayern Münih futbol takımı yönetim binası,
Pekin Parkview, Berlin Çin Kültür Merkezi, Berklin Kore
Büyükelçiliği, C&A Düsseldorf mağazası, Budapeşte Hotel
President, Viyana Twin Towers, İspanya, Portekiz, Fransa,
Almanya, Hollanda vb. ülkelerde villa ve bina uygulamaları
kullanıldığı alanlardan bazılarıdır.
Kaynak verimliliğinin en fazla uygulanabileceği bina ve yapı
sektörü, ana sektör olarak ekonomik ve sosyal faydalar
sağlamasının yanı sıra özellikle çevre üzerinde olumsuz etkileri
de beraberinde getiriyor. Alan kullanımından malzemelerin
çıkarılmasına kadar doğal kaynakların kullanımında en
büyük paya sahiptir. Ülkemizde bina sektörü toplam enerji
tüketiminin %30’unu oluşturmaktadır. YEGM (Yenilenebilir
Enerji Genel Müdürlüğü) tarafından yapılan analizlere göre,
binalarda %35 oranında enerji tasarrufu potansiyeli olduğu
tahmin edilmektedir[5]. Binalarda ısıtma ve serinletme
enerjisi tüketimin yaklaşık %75’ini oluşturmaktadır. Enerji
tasarruf potansiyelinin önemli kısmı ısıtma ve serinletme
sistemlerindeki kayıpları önlemeye yönelik iklimlendirme
sistemlerinin yaygınlaştırılması ile sağlanabilmektedir.
3. INOVATİF KILCAL BORULU ISITMA VE
SERİNLETME SİSTEMLERİ
Kılcal borulu iklimlendirme sistemlerinin sağladığı
avantajlar:
• İki sistem bir arada ısıtma ve serinletme (sistem maliyeti
azaltma avantajı),
• Hızlı reaksiyona girme (ortamı ısıtma/serinletme süresi),
• Toz partikülleri yok. Klima vb. tekniklerde oluşan hava
akımı yok,
• Gürültü yok,
• Doğa ısısından daha fazla faydalanma (ısı pompası vb.
uygulamalar),
• Güneş enerjisinden daha fazla faydalanma (termal ve FV
teknolojilerde),
• Basit ve hızlı birleştirme tekniği,
Türkiye’de enerjinin önemli kısmı bilinçsizce tüketilmektedir.
AB ve diğer gelişmiş ülkelere göre büyük miktarda enerji
tüketmemize rağmen mahal içerisindeki ısıl konfor şartlarımız
bu ülkelerin gerisinde kalmaktadır. Gelişmiş ülkelerdeki
iklimlendirme sektöründe yapılan araştırmalarda esas
amaç, insan sağlığına en yüksek konforun sunulmasında
en az enerji harcanmasıdır. Konforun önemi özellikle ofis,
hastane gibi çoklu yaşamların olduğu ve müstakil yaşamın
olduğu konutlarda her geçen gün artmaktadır. Klima ile
iklimlendirmenin yapıldığı mahalde özellikle hastane, ofis vb.
gibi insanların yoğun olduğu alanlarda termal rahatsızlıklar
ortaya çıkmaktadır.
82
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
azaltılmasına kayda değer katkıda bulunulmaktadır. Kılcal
borulu radyant sistem ile hissedilen sıcaklık radyatör ile
ısıtmaya göre 2°C - 3°C daha fazla olmaktadır. Radyant
ısıtma ile sağlanan 21°C’lik hissedilen sıcaklık radyatör
ısıtması ile sağlanacak 23°C’ye denk gelmektedir. 20°C
seviyelerinde her 1°C artış yaklaşık %6 enerji tasarrufu
sağladığından, radyant ısıtma ile yaklaşık %12-18 aralığında
enerji tasarrufu sağlanır. Ayrıca kılcal borulu iklimlendirme
sistemi ile tavandan/duvardan/yerden yapılan ısıtma ve
serinletme ile iklimlendirme sistemlerinde radyasyonla
ısı geçişi olduğundan termal olarak daha homojen bir
ortam sağlanmaktadır. Kılcal borulu iklimlendirme sistemi
ile serinletme durumunda taşınım esasına göre çalışan
sistemlere göre enerji tasarrufu %15 - %50 aralığında
olmaktadır. Kılcal borulu iklimlendirme sistemi ile yaklaşık
17°C gidiş suyu sıcaklığı ile soğutma yapılabilmektedir. Bu
değer klima sisteminde yaklaşık 6°C’dir. Eğer serinletme
enerjisi bir toprak kaynaklı ısı pompası (yatay serme veya
spiral kollektör) ile sağlanırsa, serinletme maliyeti hemen
hemen sıfır olmaktadır (14°C’nin altındaki enerji kaynağında
sıfır olmaktadır). Bu durumda sadece çevrim pompasının
elektrik enerjisi maliyeti olmaktadır(%3-5).
• Bakım masrafı yok,
• 50 yıla kadar uzun ömürlü Polypropilen hammaddesi,
• Güvenli.
Konvansiyonel sistemle karşılaştırıldığında, inovatif olan
bu çözüm, ısıtma ve serinletmeyi bir sistem içinde birleştirmekte ve aynı sistem akışkan sıcaklığı değiştirilerek
iklimlendirme için bütün yıl boyunca çalışmaktadır. Kılcal
borulu iklimlendirme sistemi mahal içinde herhangi bir
radyatör, fancoil vb. görüntüsüne neden olmadığından
daha estetik olmakla birlikte daha fazla yaşam alanı
sağlanmaktadır. Kılcal borulu sistem, iki sistemi birlikte
sunması ile gayrimenkulü tasarlayan, inşa eden/uygulayan
ve satışını yapan ve işletmesini yapanlar için daha fazla
satılabilir alan ve daha fazla yaşanabilir alanları sunarak
avantaj sağlamaktadır.
Kılcal borulu iklimlendirme sistemi hem ısıtma hem de
serinletme uygulamalarında diğer konvansiyonel sistemlere
göre çok daha kısa sürede mahalli iklimlendirme özelliğine
sahiptir. Kılcal borulu iklimlendirme sistemi ısıtma ve
serinletme talepleri için çok hızlı reaksiyona girme süresine
sahiptir. 40 mm’lik şap içinde 150 mm boru aralıkları ile
yerleştirilmiş konvansiyonel yerden ısıtma sisteminin mahali
ısıtma süresi yaklaşık 4 saat ve yine 300 mm boru aralıkları
ile yerleştirilmiş konvansiyonel yerden ısıtma sisteminin
mahali ısıtma süresi yaklaşık 7 saat olmasına karşılık yine
40 mm’lik şap içine yerleştirilmiş kılcal borulu iklimlendirme
sisteminde mahalin ısıtılması 1 saatte olmaktadır. Kılcal
borulu iklimlendirme sistemi, yaklaşık 10 dk. içinde mahalli
yaklaşık 5°C yüksek/düşük ısıtır ve serinletir.
Resim 2. Radyatörlü ısıtma sistemi (dağıtım formu: taşınım), Kılcal
borulu ısıtma sistemi (dağıtım formu: ışınım).
Kılcal borulu iklimlendirme sisteminde mahallin tavandan
ısıtılması için yaklaşık 30°C gidiş suyu sıcaklığı yeterli
olmaktadır. Konvansiyonel yerden ısıtma sisteminde
döşeme aralıkları ve yüzeyine bağlı olmak üzere yaklaşık
40°C ve üzerinde gidiş suyu sıcaklığı gerekmektedir.
Kılcal borulu sistem ile tavandan ısıtma yapılması ile
konvansiyonel yerden ısıtma sistemine göre gidiş suyu
sıcaklığındaki bu fark enerji tasarrufu sağlamaktadır.
Kılcal borulu iklimlendirme sistemi, ısıtma ve serinletme için
düşük sıcaklık farkı ile çalıştığından, Avrupa ve gelişmiş
ülkelerde uygulamaları her geçen gün yaygınlaşan alternatif
enerji sistemlerinde yüksek verim elde edilmesine destek
Resim 1. Kılcal borulu iklimlendirme reaksiyon süresi[6].
İklimlendirilen alanın tavan/duvar/zemin yüzeyleri, ısı
transfer yüzeyi olarak kullanıldığından, alan için gerekli
olan ısı yükleri radyatörlü ve konvansiyonel yerden
ısıtmaya ve diğer serinletme sistemlerine göre çok daha
büyük alanlarda gerçekleştirildiği için düşük sıcaklık farkları
ile gerekli ısıtma veya serinletme sağlanabilmektedir. Kılcal
borulu ısıtma ve serinletme sistemleri, konvansiyonel
sistemlere nazaran serinletmeyi daha yüksek sıcaklıktaki ve
ısıtmayı da daha düşük sıcaklıktaki akışkanla yapmaktadır.
Kılcal borulu iklimlendirme sistemlerinde mahal sıcaklığına
yakın sıcaklıktaki akışkan sıcaklığı gereksinimi ile ısıtıcı
ya da serinletici verimleri önemli oranda arttığından enerji
tüketimi ve işletme maliyetleri düşmekte ve emisyonların
Resim 3. Kılcal borulu ısıtma sistemi (tavandan) ve konvansiyonel
yerden ısıtma sistemi.
83
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
olmaktadır. Isı pompası ve yoğuşmalı ısıtma sistemleri
düşük gidiş suyu sıcaklıklarında daha yüksek verim
sağladıklarından, konvansiyonel yerden ısıtma sistemlerine
göre kılcal borulu sistemlerin sağladığı verim artışı daha
yüksek olmaktadır. Yine verimli termal güneş enerjisi
sistemlerinin özellikle ısıtma ihtiyacının arttığı zamanlarda
sağladığı gidiş suyu sıcaklığı düşmektedir. Kılcal borulu
iklimlendirme sistemlerinde termal güneş enerjisi
sistemlerinin ısıtmaya sağlayacağı katkı daha yüksek
olmaktadır. Resim 4’te görüldüğü gibi 35°C gidiş suyu
sıcaklığında çalışan yerden ısıtma ve ısı pompası kullanılan
sistemde COP 4,4 seviyelerinde iken 28°C gidiş suyu
sıcaklığında çalışan kılcal borulu iklimlendirme ile ısıtma
ve ısı pompası kullanılan sistemde COP 5 seviyelerinde
olmaktadır. Kılcal borulu sistem ve hava su kaynaklı ısı
pompası ile tavandan yapılan serinletmenin merkezi klima
sisteminin konvansiyonel sistemlerle kullanılmasına karşı
sağladığı avantajlar Tablo 1’de özetlenmiştir.
4. KILCAL BORULU SİSTEMİN İŞLETME MALİYETİ
KAZANÇLARI
Üstteki başlıklarda teknik olarak sistemin sağladığı
faydalar, özellikleri ve mevzuatlar ile sistemin gereklilikleri
açıklanmıştı. Bu başlık altında, kılcal borulu sistem ile
yapılmış ve işletme durumunda olan uygulamaların
sağladığı faydalar ekonomik yönden açıklanacaktır.
4.600 m2 kullanım alanına sahip 15 doktor, 1 eczane,
1 diyaliz merkezi odası bulunan bir sağlık merkezinde
uygulanan kılcal borulu iklimlendirme sistemi, 2008/2009
döneminde devreye alındı. İklimlendirme sisteminin öncesi
ve sonrası ile kılcal borulu iklimlendirme ile sağlanan
tasarruflar Tablo 2’de özetlenmiştir.
Tablo 2. İşletme Maliyeti Karşılaştırılması
Uygulama Öncesi
Gaz Yakıtlı Isıtma+Radyatör+Klima Sistemi
Isıtma Enerjisi
: 538.000 kWh Gaz (0,07 €/kWh)
Serinletme Enerjisi : 75.000 kWh Elektrik (0,21 €/kWh)
Bakım Masrafı
: 8.000-10.000 €
Toplam İşletme Maliyeti : 62.410 €/yıl
Uygulama Sonrası
Bölgesel Isıtma+tavandan Isıtma ve
Serinletme+Toprak kaynaklı Serinletme
Isıtma Enerjisi
: 343.000 kWh Gaz (0,072€/kWh)
Serinletme Enerjisi : 75.000 kWh SerinletmeElektrik (0,1 €/kWh)
Bakım Masrafı
: 3.200 €
Toplam İşletme Maliyeti : 35.396 €/yıl
Yine Tablo 3’te, aynı firma tarafından aynı şartlarda inşa
edilmiş ve her ikisi de bölgesel ısıtma ile ısıtılan iki sağlık
kurumunun bir yıl boyunca ısıtma için ödedikleri fatura
tutarları karşılaştırılmıştır. Tablonun 3. sütunu radyatörlü
sistem ile ısıtılan binaya ait, 4. sütunu ise kılcal borulu sistem
ile tavandan ısıtma yapılan binaya ait verileri göstermektedir.
2008 ile 2010 yılları fatura tutarlarının iki sistemin ısıtma
tarafı işletme maliyeti farkı karşılaştırıldığında, kıcal borulu
sistemin %62,20 daha az enerji tükettiği görülmektedir.
Resim 4. Gidiş suyu sıcaklığına bağlı olarak COP değişimi.
Tablo 1. Merkezi Klima Sistemi ile Tavandan Serinletme
Sistemi Karşılaştırılması
5. SONUÇ
Isıtma sistemi için kılcal boru sisteminde yaklaşık 2833 °C sıcaklığında sıcak su borulardan geçerek ısıtma
yapmaktadır. Mahalde maksimum izin verilen 29°C yüzey
Tablo 3. Enerji Faturası ile İşletme Maliyeti Karşılaştırılması
Tablodan görüldüğü üzere kılcal borulu sistemde
konansiyonel sisteme göre yaklaşık %59,5 daha az
tüketim gerçekleşmektedir. Yine kılcal borulu iklimlendirme
sisteminin 45 mm alan kapladığı uygulama için fancoil
sistemi tavandan yaklaşık 300-800 mm alan kaplamaktadır.
Fancoil sisteminin ısı pompası sistemi ile kullanımı mümkün
değilken kılcal borulu iklimlendirme sistemi hem 30°C ısıtma
hem de 16°C serinletme yapabilmektedir.
84
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
sıcaklığında 90 W/m² aktarılabilir. Kılcal borulu sistem
yaz mevsiminde duvar ve tavandan uygulama öncelikli
olmak üzere serinletme amacıyla da kullanılabilmektedir.
Serinletme esnasında 16°C soğutma suyu sıcaklığı ile
tavan yüzey sıcaklığı 17-19°C olmaktadır. Uygulama
şartlarına bağlı olmak üzere 85 W/m² kadar kapasiteye
erişilebilmektedir. Kılcal borulu iklimlendirme sistemi kalın
kıvrımlı borulara göre daha fazla verime sahiptir. Ve bu daha
düşük gidiş suyu sıcaklığı ile sağlanmaktadır. Büyük bir
transfer yüzeyine sahiptir. Isıtma tarafındaki karşılaştırma
aşağıdaki gibidir:
Isıtma
Yükseklik
/ Çap
Aralık
Gidiş
suyu
sıcaklığı
Kapasite
W/m²
Kalın kıvrımlı
boru *
16 – 20
mm
yakl. 150
mm
35 °C –
40°C
40 - 50
W/m²
Kılcal boru *
3.6 – 4.5
mm
10 – 30
mm
28°C –
30 °C
80 - 100
W/m²
Hochschule, Zwickau, http://www.bine.info/fileadmin/
content/Publikationen/Projekt-Infos/Zusatzinfos/200306_Abschlussbericht.pdf)
SUMMARY
It is very important for Turkey not only to increase energy
supply, also to enhance energy efficiency at the demand
side. Energy efficiency increases are crucial for Turkey’s
competitiveness and long-run sustainable economic growth.
Inefficient energy use means also taking a bigger bitte out
of the national budget. In 2013 energy imports totaled over
US$ 55,9 billion.
The buildings sector accounts for about 30 percent of
total final consumpiton. In various analysis of General
Directorate of Renewable Energy(GDRE) has estimated
saving energy efficiency potential in buildings at about 35%
percent. Heating and cooling account at about 75 percent
of total energy consumption in buildings. Most energy
saving potential is reached with increased use of heating
and cooling systems to avoid heat loss.
*Veriler yerden ısıtmaya göredir. Bina ve yüzey yapısına göre değişkenlik gösterir.
Basit uygulama biçimi, işletme maliyetlerinin azaltılması
ve ısıl konforun artırılması gibi önemli avantajlarıyla kılcal
borulu iklimlendirme sistemi ülkemizde de yaygınlaşacaktır.
Bu çalışma, kılcal borulu sistemin sektör temsilcilerine
tanıtılması ve uygulamacılara tasarım aşamasında
destek olmak amacıyla hazırlanmıştır. Çalışmada kılcal
borulu sistemin mevzuat ve enerji verimliliği açısından
gerekliliği, faydaları ve teknik özelliklerinin kısa bir tanıtımı
yapıldıktan sonra işletme maliyetinde sağladığı gerçek
maliyet avantajlarına değinilmiştir. Sistemin ülkemiz
enerji verimliliğine ve güvenliğine sağlayacağı katkılar
kuşkusuzdur.
In this study, focuses on capillary tube system to significantly
reduce energy consumption with increasing comfort for
ceilings, walls or floors heating and cooling. Capillary tube
system don’t used yet in our country. However, capillary tube
system increased with rising energy costs and the relevant
legislation for energy use and energy efficiency in Turkey.
For heating the capillary tube system is flowed through by
hot water at a temperature of approx. 28 – 33°C for heating
purposes. In compliance with the maximally permissible
surface temperature of 29°C in living area, up to 90 W/m²
can be transferred.
KAYNAKLAR
To also use the capillary tube system in the summer for
cooling too, it is preferably installed in wall and ceiling
surfaces. During cooling, the surface temperature of the
ceiling is about 17 – 19°C with a flow temperature of 16°C.
Depending on the installation condition, up to 85 W cooling
output per square metre of mat surface can thereby be
achieved.
[1] ÇENGEL, Y., ABD’de Enerji Verimliliğinin Dünü Bugünü
Yarını, III.Enerji Verimliliği Kongresi Programı, 31 Mart02 Nisan 2011.
[2] http://www.tesisat.com.tr/yayin/yakit-fiyatlari/
[3] Ekonomi Bakanlığı Sektörel Ekonomik Bülten, Sayı
72.
http://www.ekonomi.gov.tr/files/ekonomik_
bultenler/ekonomik_sektorel/ESB_
bulten_07.02.2014_07.02.2014_72.pdf
[4] ÇALIKOĞLU, E., Energy Efficiency Policies and
Programs in Turkey, (Mülga Elektrik İşleri Etüt İdaresi
Genel Müdürlüğü, 2010
http://siteresources.worldbank.org/EXTENERGY2/
Resources/4114199-1276110591210/Turkey.pdf.
[5] ÇALIKOĞLU, E.,Elektrik Dergisi, Sayı 446, Ocak 2013,
Elektrik Mühendisleri Odası,
http://www.emo.org.tr/ekler/fc7395731f18c50_
ek.pdf?dergi=910)
[6] GLUCK, B., Entwicklung von Produkten mit
Kunststoff-Kapillarrohrmatten zur umweltschonenden
Raumheizung und –kühlung, 2003,Westsächsische
Capillary tube system can produce more capacity than
thick tube meanders. And, this is done using low flow
temperatures. It also has a greater exchanger surface. All
of which is explained using the following specifications:
Heating
Height of
Assembly/
Diameter
Tube
Spacing
Flow
temperature
Capacity
W/m²
Thick tube
meander *
16 – 20 mm
approx..
150 mm
35 °C – 40°C
40 - 50
W/m²
Capillary
Tube Mat*
3.6 – 4.5
mm
10 – 30 mm
28°C – 30 °C
80 - 100
W/m²
*Example underfloor heating. Values differ from type of building and flooring.
85
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
AKDENİZ ÜZERİNDE GÜNEŞ KULESİNİN TASARIMI VE ANALİZİ
Hüseyin YAĞLI
Yrd. Doç. Dr. Yıldız KOÇ Mehmet ÇEVİK
Sadullah DEMİR
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
M. Akif YILDIRIM
M. Can SOUKSU
Eyyüp YILDIZ
Prof. Dr. Ali KOÇ
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
Mustafa Kemal Üniversitesi,
Mühendislik Fak. Makine
Mühendisliği Böl.
Bu çalışmada, Türkiye’nin güneş enerji potansiyeli
bakımından zengin bölgelerden bir tanesi olan Akdeniz
Bölgesi Hatay ili sınırları içerisinde 36°-36° koordinatlarında
deniz üzerine güneş kulesi elektrik üretim sistemi
tasarlanmıştır. Söz konusu kulenin kurulduğu alan büyüklüğü, çevresel etkiler ve deniz kıyısında olduğu göz
önünde bulundurulduğunda; sistemin soğutma suyu taşınım
maliyetlerini de düşüreceği öngörüldüğünden dolayı,
kurulum alanı olarak deniz üzeri bölge tercih edilmiştir.
Sistemin verilen koordinat için tasarım kriterleri ve kabuller
belirlenip, kurulacak sistem Steag GmBH tarafından
geliştirilen EBSILON® Professional (EBSILON) programı
ile simüle edilmiştir. Sistemin bu bölgede yıllık ortalama
üretilebilecek güç üretim kapasitesi meteorolojiden alınan
sıcaklık, rüzgâr ve nem verileri yardımıyla belirlenmiştir.
Ayrıca program tarafından hesaplanabilen enerji değerleri
ve enerji veriminin yanı sıra okunan özgül ekserji değerleri
de kullanılarak sistem çevrim elemanlarının ekserji analizi
yapılmıştır.
ÖZET
Bu çalışmada, Türkiye’nin güneş açısından verimli bölgelerinden olan Akdeniz bölgesindeki İskenderun, Hatay
civarında kurulabilecek güneş kulesinin tasarımı yapılmış
ve üretilebilecek güç kapasitesi hesaplanmıştır. Deniz
üzerinde kurulacak şekilde tasarladığımız sistem üzerinde
yapmış olduğumuz çalışmalar sonucunda sistemin %44
verim ile yaklaşık 46521 kW güç üretiminin mümkün olduğu
görülmüştür.
Anahtar Kelimeler: Güneş Enerjisi, Güneş Kulesi,
EBSILON
1. GİRİŞ
Enerjide dışa bağımlı olan Türkiye’nin enerji konusunda
dışa bağımlılığını azaltmak için yerli ve yenilenebilir enerji
kaynaklarının kullanılması zorunlu hale gelmektedir.
Yenilebilir enerji kaynakları bakımından oldukça zengin
olan Türkiye için en önemli kaynaklardan birisi güneştir.
Dünyada güneş ısından faydalanarak sıcak su ve benzeri
termal enerji üretiminde Çin’den sonra 2. sırada yer alan
Türkiye’nin gerekli yatırım ve çalışmalar yapıldığında
güneş enerjisinden elektrik üretimi açısından da
dünyada ilk sıralardaki ülkelerden biri olması kaçınılmaz
görülmektedir[1]. Güneş enerjisi; özellikle bol güneş olan
Türkiye açısından, erişebilirliği, çevre duyarlılığı, kullanım
kolaylığı, kolay temizlenebilirliği gibi nedenlerle diğer
yenilebilir enerji kaynaklarından daha yüksek potansiyel ve
avantaja sahiptir. Fakat diğer yenilebilir enerji kaynaklarına
göre daha düşük verim, daha yüksek yatırım maliyeti,
geniş kullanım alanı ihtiyacı gibi ekonomik ve teknolojik
eksikliklerden dolayı hak ettiği yere ulaşamamıştır[2].
Güneş enerjisini öne çıkaran diğer bir özellik ise, fosil
yakıtların (petrol, kömür… vb.) çevreye zararları ve zamanla
tükeneceği öngörüsüdür. Türkiye 36°-42° kuzey enlemleri
ile 26°-45° doğu boylamları arasında yer aldığından dolayı,
dünyaya gelen toplam güneş enerjisinin %0,6’sı Türkiye
toprakları üzerine gelmektedir. Bu yüzde değerinin karşılığı
TEP (Ton Eşdeğer Petrol) cinsinden yaklaşık olarak 36,2
milyon TEP’e denk gelmektedir ve bu Türkiye’nin güneş
enerji potansiyelinin oldukça yüksek olduğunu gösterir[3].
2. ÖNCEKİ ÇALIŞMALAR
Şenol ve arkadaşları (2011) 10 MW’lık SDU güneş güç
kulesi tesis tasarımı üzerine çalışmalar yapmıştır. Bu
çalışmada yenilebilir enerji kaynaklarından güneş enerjisi
ile elektrik üretim metodu olan güç kulesi sistemi ele
alınmıştır. Yapılan analizler sonunda 10 MW’lık bir sistem
için 380 m2 alan yarıçapı, 120 m kule yüksekliği 10x9.5 m
heliostat boyutu 852 adet heliostat ile toplam 80.940 m2 bir
yansıtma alanı elde edilmiştir[4]. Altuntop ve Erdemir (2013)
yapmış oldukları çalışmada, dünyada ve Türkiye’deki
güneş enerjisi hakkındaki gelişmeleri incelemişlerdir. Bu
çalışmada Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı 2013 yılı
sonuna kadar 600 MW güneş elektriği üretim sisteminin
kurulmasını hedeflediğini belirtmiştir. Fotovoltaik santral
üretimi konusunda yerli iki firma ile anlaşmaya varıldığından
ve üretime başlandığından bahsedilmiştir. Mevcut durumda
2013 yılı sonuna kadar hedeflenmiş olan 600 MW’lık
kapasitenin tamamlanmasından sonra, nelerin olabileceği
konusunda, belirsizlik mevcut olduğundan bahsetmiştir. Bu
konuda sektörün önünü görmesini sağlayarak adımların
atılması gerektiği kanısına varmıştır[5]. Türkiye’nin ilk resmi
güneş enerjisi santrali olan MEDAŞ tarafından Konya’da,
Selçuklu ilçesindeki 3.500 metrekare alana kurulan 200
86
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
noktasal yoğunlaştırıcılar kendi aralarında alt gruplara
ayrılmaktadır.
KW gücündeki santral 350 bin Euro’ya mal oldu. Büyük
çoğunluğu Türk firmaları tarafından gerçekleştirilen
santral, iki ay gibi kısa bir sürede kuruldu. Üretilen temiz
enerjinin Meram Elektrik Dağıtım AŞ (MEDAŞ) tarafından
Konya’nın yanı sıra, Aksaray, Karaman, Niğde, Nevşehir
ve Kırşehir illerine de dağıtılması bekleniyor[6] (2013).
Sivas-Ankara karayolu üzerinde Sivas Aktif Enerji ve Elsa
Enerjisi iş ortağı ile 250.000 m2 alanda güneş enerjisi
santrali kurmuştur. Anadolu’nun en büyük besi çiftlikleri
arasında gösterilen marka grup besin çiftliğindeki 500
kWp’lık kapasitede güneş enerjisi santrali uygulanmasını
ve resmi kabullerini tamamlayarak devreye girmiştir[7].
2011 yılında Forbes’in “Amerika’nın En Hızlı Büyüyen
25 Şirketi” sıralamasında birinci olan First Solar firması,
dünyada güneş enerjisi sektörünün lideri konumunda. Bu
şirket, üretim maliyetini 0,74 $/W’a kadar düşürebilmiştir.
Bu firmanın ayrıca dünya üzerinde 3,8 GW’lık çatı ve yer
tüpü güneş panelleri uygulamaları kullanılıyor. Dünyanın ilk
dikey yerleşimli güneş paneli üreticilerinden biri olan Yingli
Green firması dünya üzerinde 2 GW’ın üzerinde kuruluma
sahiptir. Bunun yanında üretimini Çin’de gerçekleştiren
Canadian Solar firması, 2010 yılında 803 MW’lık panel
üretimi gerçekleştirdi ve şu an Kanada’da yıllık 200 MW
kapasiteli bir güneş santrali projesi üzerinde çalışmalar
yapıyor[8]. İlk endüstriyel tip enerji üretimi 1984 yılında
Los Angeles’ta Luz Co. tarafından gerçekleştirilmiştir.
Kurulan parabolik aynalı sistem ile 354 MW bir güç üretimi
sağlanmıştır. 1990’lı yıllarda Kaliforniya’da 10 MW’lık ve
Ürdün’de 30 MW’lık olmak üzere iki adet güneş kulesi
sistemi kurulmuştur. Daha sonra, 2000’li yılların hemen
başında güneş enerjisi konusundaki çalışmalar ve yatırımlar
artarak devam etmiştir. Özellikle fotovoltaik sanayi üretimi
büyük bir gelişme göstermiş ve 2006 yılına gelindiğinde
dünya fotovoltaik üretimi, toplam 2.520 MWp modül
kapasitesine ulaşmıştır. Bu 12 milyar Euro’lük bir pazar
hacmine karşılık gelmektedir. Yapılan tahminler bu pazarın
büyüklüğünün 2010 yılında 40 milyar Euro’ya ulaşacağı
doğrultusundadır[9].
Yoğunlaştırıcı Çeşitleri [10-12]:
Doğrusal Yoğunlaştırıcı
Parabolik oluk kolektörler
Fresnel aynalar
Nokatasal Yoğunlaştırıcı
Parabolik çanak kolektörler
Merkezi alıcı sistemler
Güneş kulesi sistemleri (merkezi alıcı sistemler) noktasal
yoğunlaştırıcı sistemler olup güneş ışınlarının kuleye
odaklanması ile güç üretimi yapılmaktadır. Işınların güneş
kulesine odaklanmasında heliostat adı verilen aynalar
kullanılmaktadır. Heliostat aynalar güneşi iki eksenli olarak
takip etmektedir. Sistemde kullanılmakta olan her bir
heliostat ayna, birbirinden bağımsız olarak ayrı ayrı hareket
edebilme kabiliyetine sahiptir. Bu aynaların kullanıldığı
sistemler için arazi maliyetleri düşük olmakla birlikte
aynaların üretim maliyetlerinin de fotovoltaik kolektörlerle
kıyaslandığında oldukça düşük olduğu görülmektedir[13].
4. GÜNEŞ KULELERİ
3. KOLEKTÖR SEÇİMİ
Şekil 1. Güneş kulesi sistemi.
Güneş enerjisinden elektrik üretimi için kullanılmakta olan iki
yöntem bulunmaktadır. Bunlardan birincisi, güneş enerjisinin
direkt olarak kullanıldığı fotovoltaik (PV) sistemlerdir. Bir
diğer yöntem ise yoğunlaştırıcı sistemlerdir. Bu sistemlerde
güneş ışınları belirli bölgelerde yoğunlaştırılarak doğrudan
ya da dolaylı olarak güç üretimi sağlanmaktadır. Mevcut
durumda yoğunlaştırıcı sistem kolektör tipleri iki ana
başlık altında toplanmaktadır. Bunlar doğrusal ve noktasal
yoğunlaştırıcılar olarak adlandırılmaktadır. Doğrusal
yoğunlaştırıcılar da güneş ışınları kolektör odağında boydan
boya uzanan, içerisinde akışkan geçen siyah absorban
boruya yoğunlaştırılmaktadır[11]. Noktasal yoğunlaştırıcılar
güneşi iki eksenli olarak sürekli takip ederek, güneş
ışınlarını belirli bir noktada yoğunlaştırmaktadır. Noktasal
yoğunlaştırıcılarda diğer sistemlere kıyasla daha yüksek
sıcaklıklara ulaşmak mümkündür. Ayrıca doğrusal ve
Merkezi kule olarak da bilinen güneş kuleleri güneş
ışınlarının toplanarak kuleye odaklanması ile elektrik üretimi
yapan sistemlerdir. Güneş kulelerinde çevrim akışkanı direkt
olarak ısıtıldığı gibi aracı akışkan kullanılarak da ısıtılması
mümkündür. Aracı akışkan olarak yaygın olarak sodyum
tercih edilmektedir. Sodyumun yüksek enerji saklayabilme
potansiyelinden dolayı, kullanıldığı çevrimler de geceleri
de güç üretilebilmektedir. Bunun yanı sıra kuleye çevrim
akışkanı direkt olarak verilebilmektedir. Sistem tasarımında
çevrim akışkanı güneş kulesine direkt olarak verilmektedir.
Güneş kulesinin genel çalışma sistemine göre, güneşten (I)
gelen ışınlar aynalar (II) yardımı ile yoğunlaştırılarak direkt
olarak güneş kulesine gönderilmektedir (IV) Güneş kulesine
gelen ışınların (III) odaklandığı kule odak merkezine (V)
gelmekte olan sıvı çevrim akışkanı (VI) ısıtılarak kızgın
87
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
(27) pompaya girerek sıkıştırılarak çıkar (28) (27-28). B
türbininden gelen buhar (5) 1 numaralı ısı değiştiriciden
gelen buhar ile 2 numaralı ısı değiştiricide birleşip ısılarını
aktarıp 16.5bar ve 202°C sıcaklıkta çıkar (26) (5-25-26).
Pompadan çıkan su (28) ısı değiştiriciye girip ısı çekerek
sıcaklığını yükselterek 125 bar ve 197°C sıcaklıkta çıkar
(29) (28-29). A türbininden gelen buhar (3) 1 numaralı ısı
değiştiriciye girip ısısını aktarıp 16.5bar ve 202°C sıcaklıkta
çıkar (25) (3-25). 1 numaralı ısı değiştiriciden çıkan buhar(5)
kondense valfe girerek 16.5bar ve 202°C sıcaklıkta çıkar
(25y) (25-25y). 2 numaralı ısı değiştiriciden çıkan buhar
1 numaralı ısı değiştiriciye girerek ısı çeker ve sıcaklığını
yükseltir 125bar ve 245°C sıcaklıkta çıkar (30) (29-30).
buhar haline getirilmekte ve çevrime gönderilmektedir
(VII). Çevrime giren akışkan türbin ve ısı değiştiricilerden
geçirilerek genleştirilmekte ve güç üretimi sağlanmaktadır.
5. GÜNEŞ KULESİ VE GÜÇ ÇEVRİMİ
Şekil 2 de görülen; aynalardan gelen yoğunlaştırılmış
güneş ışığı (1) kuleye giren 245°C 115 bar basınçtaki
akışkanı (30) 1500°C sıcaklık ve 100 bar basınçtaki kızgın
buhar (2) haline getirir (1-2-30) Kuleden gelen kızgın buhar
(2) A türbinine girerek genişler. Genişlemeden sonra aynı
1271 °C sıcaklık ve 40 bar basınçta 1. ısı değiştiriciye (3)
ve B türbinine (4) girer (2-3-4). A türbininden gelen buhar
(4) B türbininde genişleyerek 16,5 bar ve 1072°C sıcaklıkta
2. ısı değiştiriciye (5) ve C türbinine (6) girer (4-5-6). B
türbininden gelen buhar (6) C türbininde genişleyerek 6
bar ve 866°C sıcaklıkta çıkarak karışım odasına (7) ve D
türbinine (8) girer (6-7-8). C türbininden gelen buhar(8)
D türbininde genişleyerek 2.5bar ve 706°C sıcaklıkta
çıkar 5 numaralı ısı değiştiriciye (9) ve E türbinine (10)
girer (8-9-10). D türbininden gelen buhar(10) E türbininde
genişleyerek 1.2 bar ve 585°C sıcaklıkta çıkar 4 numaralı
ısı değiştiriciye(11) ve F türbinine (12) girer (10-11-12). E
türbininden gelen buhar(12) F türbininde genişleyerek 0,6
bar ve 480°C sıcaklıkta çıkar 3. ısı değiştiriciye (13) ve G
türbinine (14) girer (12-13-14). F türbininden gelen buhar
(14) G türbininde genişleyerek 0,12 bar ve 278°C sıcaklıkta
çıkar yoğuştucuya (15) gider (14-15). G türbininden çıkar
buhar(15) yoğuşturucuda yoğunlaşarak 0.12 bar ve 50°C
sıcaklıkta (16) çıkar (15-16). Yoğuşturucudan çıkan su (16)
3 numaralı ısı değiştiriciden gelen ısısı aktarılmış su (18) ile
birleşip pompaya girer (17) (16-17-18). Pompaya giren su
(17) pompadan 6.5 bar ve 52°C sıcaklıkta çıkar (19) (17-19).
F türbininden gelen buhar (13) 4 numaralı ısı değiştiriciden
çıkan (21) su ile 3 numaralı ısı değiştiricide birleşip ısısını
aktararak pompaya gider (18) (13-21y-18). 4 numaralı ısı
değiştiriciden çıkan 104°C sıcaklıktaki 1,2 bar basınçtaki
su kondense valfe girip (21) 0,6 bar ve 85°C sıcaklıkta
çıkar (21y) (21-21y). Pompadan çıkan su (19) 4 numaralı
ısı değiştiriciye girer orada ısı çekip sıcaklığını artırıp çıkar
(20) (19-20). E türbininden gelen buhar (11) 5 numaralı ısı
değiştiriciden çıkan (23) su ile 4 numaralı ısı değiştiricide
birleşip ısısını aktarıp 3 numaralı ısı değiştiriciye gider (21)
(11-23y-21). 5 numaralı ısı değiştiriciden çıkan 2.5bar ve
127°C sıcaklıktaki buhar kondense valfe girip (23) 1.2bar
ve 105°C sıcaklıkta çıkar (21y) (23-23y). 3 numaralı ısı
değişicide ısı çekip sıcaklığını artırmış su 4 numaralı ısı
değiştiriciye girer (20) orada ısı çekip sıcaklığını artırarak
6bar ve 100°C sıcaklıkta çıkar (22) (20-22). D türbininden
gelen buhar (9) 5 numaralı ısı değiştiriciye girip orada
ısısını aktarıp çıkar (23) (9-23). 4 numaralı ısı değiştiriciden
çıkan su 5 numaralı ısı değiştiriciye girip oradan ısı çekerek
sıcaklığını yükseltip 6bar ve122°C sıcaklıkta çıkar (24) (2224). 5 numaralı ısı değiştiriciden çıkan buhar (24),C numaralı
türbinden çıkan buhar (7) ve kondense valften çıkan buhar
(26v) karışım odasında karışıp 6 bar ve 158°C sıcaklıkta
çıkar (27) (24-7-26y-27). Karışım odasından çıkan buhar
Şekil 2. Güneş kulesi güç santrali şematik görünüm.
6. SONUÇ VE TARTIŞMA
İncelenen sistemin analizi yapılarak üretilen güç, pompa güç
tüketimi, çevrim akışkanın kütlesel debisi ve enerji değerleri
gibi sistem için önemli veriler elde edilmiştir. Türkiye
güney bölgesinde 36°-36° koordinatlarında deniz üzerinde
tasarlanmış olan sistem için sıcaklık ve rüzgâr hızının
aylara göre değişimi T.C Meteoroloji Genel Müdürlüğünden
alınmış olan veriler ile incelenmiş olup bir yıl içerisinde aylık
ortalama sıcaklık ve rüzgâr değerleri grafikte gösterilmiştir
(Şekil 3).
Şekil 3. Sıcaklık ve rüzgâr hızının aylara göre değişimi.
88
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Üretilen toplam güç ve pompa güç tüketiminin güneş kulesi çıkış
sıcaklığına göre değişimi incelenmiş olup üretilen toplam gücün
birimi MW, pompa güç tüketimi ise kW olarak hesaplanmış
ve grafiksel olarak verilmiştir (Şekil 4). Yapılan incelemede,
maksimum bürüt güç üretiminin 1500oC sıcaklığında elde
edildiği görülmekte olup pompa güç tüketiminin ise 1000oC’den
1800oC’ye kadar azaldığı görülmektedir.
EBSILON programı ile simüle edilmiş olan güneş kulesi
ile elektrik üretimi yapmakta olan güneş enerji sistemi
için yapılmış olan analizlerde koordinatlar 360-360, rüzgâr
hızı 2.20 m/s, ortalama atmosfer 29,4°C ve güneş kulesi
çıkış sıcaklığı: 1500°C olarak alınmıştır. Sistemin sıcaklık
ve entropi değişim grafiği EBSILON programı tarafından
çizdirilmiştir (Şekil 7).
Şekil 6. Net güç ve debinin aylara göre değişimi.
Şekil 4. Üretilen toplam güç ve pompa gücünün güneş kulesi
çıkış sıcaklığına göre değişimi.
Ayrıca net güç ve toplam pompa güç tüketiminin aylara
göre değişimi incelenmiş olup her bir ay için net güç
üretimi ve toplam pompa güç tüketimi kW olarak Şekil 5’te
verilmektedir. Net güç, üretilen toplam güçten pompa güç
tüketiminin çıkarılması ile elde edilmiştir.
Yapılan analizler sonucunda (Şekil 4) elde edilmiş olan
maksimum güç üretiminin olduğu 1500°C güneş kulesi
çıkış sıcaklığı dikkate alınarak sistemin tasarımı yapılmış
ve incelenmiş olup, sistem çevrimi olarak yoğunlaştırılmış
güneş ışınlarının kullanılmakta olduğu güneş kulesi güç
çevrimi tasarlanmıştır. Pratikte, mevcut teknoloji ile, güneş
kulesi güç çevrimlerinde bu sıcaklıklara ulaşmanın mümkün
olmadığı bilinmekle birlikte, teorik bir çalışma olarak bu
sıcaklıklara ulaşılabilindiğinde üretilebilecek olan maksimum
güç hesaplanmıştır. Net güç ve kütlesel debinin rüzgâr ve
sıcaklık değerleri bilinmekte olan aylara göre değişimi Şekil
6’da görülmekte olup yapılmış olan hesaplamalarda güneş
kulesi çıkış sıcaklığı 1500°C olarak alınmıştır.
Şekil 7. Sistemin Sıcaklık – Entropi Diyagramı.
Sıcaklık entropi grafiğinden de görüldüğü gibi (Şekil 7)
güneş kulesi tepe odak noktasına girmekte olan çevrim
akışkanı, kızgın buhar olarak kule odak noktasından
çıkarak, 7 adet türbinden (Türbin A, Türbin B, Türbin C, …)
geçerek genleşmektedir. Akışkan türbinden her çıkışında bir
diğer türbine girmeden ön ısıtıcılar ile tekrar ısıtılmaktadır.
Söz konusu çalışmanın sonucunda 360-360 koordinatlarına
kurulabilecek bir güneş kulesi sistemi ile yaklaşık 46.521
kW güç üretimin mümkün olduğu hesaplanmış olup
sistemde bu şartlarda yaklaşık olarak 18,44 kg/s kütlesel
debide çevrim akışkanı (su) kullanılması gerektiği
görülmüştür. Söz konusu sistemin EBSILON programı ile
yapılmış olan analizleri incelendiğinde %88 türbin verimi
ve %80 pompa verimine sahip sistemimizin enerji veriminin
yaklaşık %44 olduğu hesaplanmıştır. Ayrıca Türkiye’de
güneş potansiyeli yüksek bölgelerdeki arazilerin verimliliği
Şekil 5. Net güç ve toplam pompa güç tüketiminin aylara göre
değişimi.
89
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
locates south part of Turkey. This system constructed on
the Mediterranean. Because of decreasing fertile soils day
to day due to irregular construction.
ve güneş kulesi sistemleri için geniş alanların gerekliliği göz
önünde bulundurularak, sistemimizin kurulumu için deniz
trafiği olmayan ve insanların yoğun kullanmakta olduğu
sahil bölgelerine ve yerleşim bölgelerine uzak olan deniz
üzerinde bir bölge seçilmiştir.
Offshore solar tower system was designed with EBSILON
software and analyzed the efficiency and power production
rate of the system. Needing values like wind speed and mean
temperature of İskenderun supplied from T.C. Meteorological
Service. Wind speed and mean temperature values shown
on Figure 3 for years 2012 and 2013. System analyzed for
the wind speed and mean temperature of August that has
maximum mean temperature. For different solar tower exit
temperature energy production amount is found and shown
on Figure 4. Maximum power output was at 1500 C. Net
power production and total energy consumed by pump
shown on Figure 5. Net power production, mass flow rate
amounts versus each month in year shown on Figure 6. A
temperature versus entropy graph of the system for 1500 C
tower exit temperature and mean temperature for August
shown in Figure 7. As a result of this study averall system
efficiency was calculated as 44% and power production
amount as 46521 kW.
KAYNAKLAR
[1] KÖZ, B., SÖNMEZOĞLU, S., TOZLU, C., Karaman İli
Enerji İhtisas Endüstri Bölgesi İlanına Yönelik Fizibilite
Etüt Raporu-Karamanoğlu Mehmetbey Üniversitesi.
[2] ATEŞ, M. B., DEMİR, H., ÜRESİN, E., TUNÇ, Ş.,
ERDİ, H., “Dünyada ve Türkiye’de Güneş Enerjisi”,
Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi.
[3] CEZİM, C., “Fotovoltaik Sistem ve Uygulamaları”,
TMMOB Elektrik Mühendisleri Eğitim ve Semineri,
2013.
[4] ŞENOL, R., “Güneş Kulelerinden Elektrik Enerjisi
Üretimini Araştırılması ve Optimizasyonu”, Süleyman
Demirel Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü Doktora
Tezi, 2009.
[5] ALTUNTOP, N., ERDEMİR, D., “Dünyada ve Türkiye’de
Güneş Enerjisi ile İlgili Gelişmeler”, Mühendis ve
Makine, Cilt 54, Sayı 659, s 69 77, 2013.
[6] http://www.makina.selcuk.edu.tr/icerik/turkiyenin_ilk_
gunes_tarlasi_konyada__kuruldu/467
[7] http://enerjienstitusu.com/2013/09/30/sivasin-ilkgunes-enerji-santrali-devreye-alindi/
[8] http://elektrikmedya.com/dunyanin-en-iyi-10-gunesenerjisi-firmasi/
[9] Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi, Dünyada ve
Türkiye’de Güneş Enerjisi Raporu, Haziran 2009.
[10] LİVATYALI, H., Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi
Teknolojileri, TÜBİTAK Marmara Arş. Mer. Enerji
Enstitüsü Sunumu, Nisan 2011.
[11] http://www.eie.gov.tr/eie-web/turkce/YEK/gunes/
yogunlastiricilar.html
[12] http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx
[13] http://www.yildiz.edu.tr/~okincay/gunkul.pdf
SUMMARY
Energy Policy of the governments becomes more important
in last years. Especially for the countries that haven’t
energy sources and dependent on other countries like
Turkey. Because of these cases governments focuses on
renewable energy sources. Turkey has enough renewable
energy sources to produce energy. Wide part of Turkey
gets enough wind and sun lights to produce energy also
Turkey has a big capacity on geothermal powers. In this
cases scientist in Turkey works on the energy production
amount with renewable energy sources.
In this study we analyzed the energy production capacity
in İskenderun, Hatay. İskenderun is a coastal city and
90
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
TEKNOLOJİ
GÜNEŞ ISIL ENERJİSİNDE FIRSATLAR VE UYGULAMALAR
İ.Hakkı TIĞLI
Mitas Doğal Enerji A.Ş.
European Solar Thermal Technology Panel
gereken üretim teknolojilerinde aşırı dışa bağımlılığımızı
azaltacak teşvikler yoğunlaştırılmalıdır. Yenilenebilir enerji
üretim sistemlerinin uluslararası dağıtıcısı olmak yerine
üreticisi olmamız, yerli sanayi, istihdam ve AR-GE getirilerini
öne çıkarmamız gerekmektedir.
1. GİRİŞ
Türkiye ile AB enerji arzı ve tüketimi rakamları, enerji
kaynaklarının orta/uzun dönemli gelişimi açısından
değerlendirilmiştir. Toplam enerji talebinde ortalama %45
ısıl enerji, %30 ulaşım ve %25 elektrik enerji üretimi yer
almaktadır[1][2]. Gelişmişlik düzeyi, kaynak sahipliği, politik
ve coğrafi nedenlerle talep sıralaması ülkelere göre farklılık
göstermektedir. Yukarıdaki sıralama genel bir bakış açısı
vermek için yapılmıştır.
Üretilen elektriğin şebekeye iletimi, mahsup sistemi ve kamu
maliyesine getirdiği yükler açısından öncü pazarlardan
Almanya ve İspanya örnekleri, güneşten elektrik üretimi
yatırımcıları için dersler içermektedir.
Isıl enerji ve elektrik üretimi %70 oranında, ulaşım ise %97
oranında geleneksel fosil yakıtlarla yapılmaktadır. Arz
tarafında yenilenebilir enerjilerin kullanımıyla ilgili yoğun
çalışmalar yapılmaktadır.
Isıl enerji tüketimi, elektrik ve ulaşım tüketimine göre daha
fazla yerli kaynak kullanımını sağlayacak unsurlara sahip
olması nedeniyle yatırımcıların makro ekonomik dengelerin
uzun vadeli çıkarları açısından ön plana çıkarılmalıdır.
AB hedefi, 2020 yılı için arz içindeki yenilenebilir payını
%20 seviyesine getirmektir[2]. Talep tarafında ise
yenilenebilir enerjilerin teşvik edilmesini gerektirecek
ayrıntılar bulunmaktadır. AB verilerine göre toplam enerji
tüketiminin %47’si ısıtma ve soğutma sektörü tarafından
yapılmaktadır[2]. Isıtma ve soğutma sektörünün ihtiyaç
duyduğu sıcaklık düzeyi <150oC ve altında gerçekleşmekte
ve toplam ısıl talebin %70’ini oluşturmaktadır[2].
1.1. GIE Türkiye Pazarı
GIE kurulu kapasite ve kolektör alanı açısından AB
boyutunda Türkiye ilk sırayı Almanya ile paylaşmaktadır.
Türkiye, yeni eklenen GIE kurulu kapasitesi açısından son
yıllarda Çin’den sonra en hızlı büyüyen pazardır. Türkiye,
toplam kurulu kapasite açısından, 9300 MW (2010 yılı) ile
dünya dördüncüsüdür[4].
Kurulu kapasitenin sağladığı enerji tasarrufunun 1.165.688
tep/yıl (2011) olduğu düşünüldüğünde, sağlanan tasarruf,
toplam enerji arzının %1 düzeyinde kalmaktadır[4][1]. Bu
sonuç olumsuz gözükse de, %20 teorik potansiyel için
oldukça büyük yatırım fırsatı sunmaktadır.
Düşük (<90) ve orta (<150) sıcaklık için gereken GIE (Güneş
Isıl Enerji) sistemleri için altyapı, teknolojik birikim, deneyime
sahip yerli sanayimiz, doğru teşvik politikalarıyla toplam
enerji talebimizi teorik olarak %20 oranında karşılayabilir.
Mevcut yenilenebilir enerji üretim sistemlerine yönelik
teşvikler ağırlıklı olarak elektrik üretimine yoğunlaşmıştır.
Türkiye ve AB rakamları toplam enerji tüketiminde elektrik
talebinin, ısıl enerji talebinin gerisinde olduğunu ortaya
koymaktadır. Elektrik üretiminde dünya, Türkiye ve AB
verileri yakın ve orta vadede kullanılan enerji kaynakları
ağırlıklı olarak fosil kökenli olacağını göstermektedir.
Üçüncü önemli tüketim kalemi olan ulaştırma sektöründe
ise fosil yakıtlara bağımlılığın orta vadede %90’ın altında
olmayacağı beklenmektedir.
Türkiye pazarında, GIE üretimi düz yüzeyli kolektörlerle,
düşük sıcaklıklı, bireysel konut kullanımına yönelik iken,
Almanya orta ve yüksek sıcaklık üretebilen, merkezi
ısıtma ve sanayi ısıl tüketimine yönelik pazarda etkinliğini
artırmaktadır. Yerli sanayinin orta sıcaklıkta üretim
yapabilen ürünlerle, GIE’den soğutma teknolojilerini de
içeren bir hedef içerisinde şekillenmesi gerekmektedir.
Coğrafi konumumuz GIE teknolojilerinin geliştirilmesi için
pazar büyüklüğü, ekonomik ölçek fırsatı vermektedir. GIE
teknolojilerinin merkezi ısıtma/soğutma sistemleri, enerji
üretim santralleri, seracılık ve sanayi enerji ihtiyaçları için
fosil yakıtların yerini alması kısa vadede mümkündür.
Yenilenebilir ve yerli kaynaklara yönelik teşvik hangi sektör
için olursa olsun desteklenmelidir ancak yerli ve yenilenebilir
kaynaklarımızı kullanırken, bu kaynakların kullanımı için
91
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
GIE ile soğutma ve enerji santrallerinin yedeklenmesinde
örneklere sahip olmamız, yerli üretim sanayisinin gelişmesi
açısından başlangıçtır.
GIE üretimi için sağlanabilecek teşviklerin unsurları;
cihazlarının yerli üretimi, cihaz alımı, enerjinin ortak/
merkezi kullanımı, AR-GE ve ölçek ekonomisinde uygulama
destekleridir.
Sanayi bölgeleri, fabrikalar, elektrik üretim santralleri, toplu
konutlar, merkezi şehir ısıtma sistemleri önde gelen GIE
uygulama alanlarıdır.
1.1.1. GIE AR-GE ve uygulama önerileri
Sürekli ısıl enerji ihtiyacı olan orta sıcaklıkta çalışan
sanayinin yanı sıra seracılık bir diğer uygulama ve AR-GE
alanıdır. Seracılığın yoğun ısıl enerji ihtiyacı dönemlerinde,
güneş enerjisinin şiddeti ve süresi diğer aylara göre %50
oranında düşük olmasına rağmen ısı enerjisinin yüksek
sıcaklıklarda depolanabilmesi olanağı kullanılmalıdır.
Günlük depolama ile ısıtma ve nem tahliyesi için 11., 3. ve
4. aylarda yüksek oranda, 12.,1.,2. aylarda düşük oranda
mevcut geleneksel sistemlere bağlanabilir[3]. Isı depo
kapasiteleri, tarife dışı kullanım, ısı depolama ürünleri,
mevsim sıcaklık ortalamaları oranları belirleyen temel
unsurlardır.
Isıtma dönemi dışında elde edilen GIE ise, termal tahrikli
soğutma sistemleri ile serinletme amaçlı kullanılabilir. Aynı
dönemlerde yaşanan nem tahliye sorunları açısından
uygulama ve AR-GE fırsatları, ayrıca biyokütle, ısı pompaları
benzeri yenilenebilir kaynak ve araçlarla entegre edildiğinde
emre amadelik süresi teorik olarak tüm yıla yayılabilir.
2. SONUÇLAR
Dünya enerji piyasasında, kurulu kapasite ve pazar
büyüklüğü açısından en güçlü olduğumuz alan GIE
üretimidir. GIE, makro ekonomik getirisi, yerlilik oranı,
sürdürülebilirlik, geri dönüşüm oranı, enerji arzında
tasarruf potansiyeli, teknolojik altyapı, ölçek ekonomisi vb.
alanlarda sahip olduğu üstünlük ile dikkat çekmektedir.
GIE, konutlarda düşük ısıl değerde kullanımının yanında
merkezi ısıtma, sanayi, tarım, iklimlendirme ve enerji üretimi
vb. uygulama alanlarında büyük gelişim potansiyeline
sahiptir. GIE üretimi, üretim cihazlarının yerli üretilmesi,
uygulama çalışmaları, AR-GE çalışmaları en üst düzeyde
desteklenmelidir.
KAYNAKLAR
[1] TC Enerji ve Tabii kaynaklar Bakanlığı, İstatistikler,
2011.
[2] RHC, İstatistikler, 2011.
[3] Mitas Doğal Enerji A.Ş. ARGE raporları.
[4] SHC-IEE Solar Heat Worldwide 2012.
92
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ORGANİK RANKİNE ÇEVRİMİ (ORC) TASARIM UYGULAMASI
İbrahim GÜNAYDIN
Tacettin İLERİ
Ali ERİŞEN
Yahya DOĞU
Technovision Ltd. Şti
Makim A. Ş.
Kırıkkale Üniversitesi,
Makina Mühendisliği Böl.
Kırıkkale Üniversitesi
Makina Mühendisliği Böl.
ORC sisteminde kullanılan akışkanların nispeten düşük
basınç ve sıcaklıklarda buharlaşması düşük sıcaklıktaki ısı
kaynaklarından elektrik üretimini mümkün kılar. Bu sebeple
yenilenebilir enerji kaynaklarından olan güneş, biokütle ve
jeotermal enerjileri ORC teknolojisi ile elektrik üretmeye çok
uygundur. Ayrıca; baca gazları, proses atık ısıları, motor
atık ısıları, vb. gibi birçok endüstriyel uygulamada bulunan
ve faydalı enerjiye dönüştürülemeden çevreye atılan ısıların
sıcaklık seviyeleri düşük olduğundan ORC sistemlerinde ısı
kaynağı olarak kullanılabilirler. ORC sistemlerinde özellikle
düşük sıcaklıklı atık ısıların faydalı enerjiye yani elektrik
enerjisine dönüştürülmesi, bu teknolojiye dikkatleri yöneltmiş
ve giderek artan Araştırma-Geliştirme (Ar-Ge) çalışmaları
ile birlikte bu teknoloji yaygınlaşmaya başlamıştır.
ÖZET
Organik Rankine Çevrimi (ORC), özellikle düşük sıcaklıktaki
ısı kaynaklarını kullanarak elektrik üretmeyi sağlayan bir
termodinamik çevrimdir. Sistemde kullanılan akışkanlar,
çevrime ismini veren çeşitli organik akışkanlardır. Son
yıllardaki yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelim ile
birlikte, bu çevrim ile çalışan sistemlerin tasarımları
ve imalatları üzerine yapılan çalışmalar birçok ülkede
artarak devam etmektedir. Türkiye’de hazır ORC sistem
kurulumunun yanında tasarım ve imalat çalışmaları
yapılmaktadır. Bu çalışmada, ORC sistem tasarımının
parametrik irdelemesinin ardından örnek bir sistem tasarım
uygulaması gerçekleştirildi. Farklı ısı kaynağı sıcaklıkları
için sistem performansı belirlendi.
ORC’lerde en önemli konu olan ısı kaynağının sıcaklığına
göre akışkan seçim yöntemleri ve uygun akışkanlarla
ilgili literatürde çok miktarda çalışma bulunmaktadır[1-4].
Bu çalışmalardan birinde Wang ve ark. [1] düşük sıcaklık
olarak kabul edilebilecek sıcaklıklar olan 100oC ve 220oC
aralığındaki atık ısı kaynağı kullanan ORC sistemleri için
en uygun akışkanın belirlenmesini gerçekleştirmiştir.
Ayrıca, ORC sistemlerinde yaygın olarak kullanılan R245fa
akışkanı için uygun ısı kaynağı sıcaklığını belirlemek için
de birçok çalışma yapılmıştır[5][6]. Bunların yanı sıra, ORC
sisteminin verimini belirleyen en önemli eleman olan türbin
hakkında da çalışmalar mevcuttur[7][8]. Bu doğrultudaki
yayınlar; türbin devir sayısı, genişleme oranı ve izentropik
veriminin ORC sistemine etkisini ortaya koyar niteliktedir[8].
ORC teknolojisinin bir yönü de, çevre kirliliği oluşturan
yakıtlar kullanılmadığı için çevreye zararı olmayan bir enerji
üretim sistemi olmasıdır. ORC’de kullanılan akışkanların
da çevresel yönden zararsız akışkanlar olması istenir.
Organik akışkanların çevresel yönden değerlendirilmesi iki
parametreye göre yapılır. Bunlar; küresel ısınma potansiyeli
(GWP-Global Warming Potential) ve ozon delme potansiyeli
(ODP-Ozone Depletion Potential)’dir. ORC’lerde GWP ve
ODP değerleri yüksek olan akışkanların kullanılması uygun
olmaz. Bu sebeple çevresel etkiler yönünden zararsız olan
akışkanların ORC sistemlerindeki performanslarının ortaya
konulması önemlidir[9].
1. GİRİŞ
Günümüzde dünyanın ortak sorunlarından biri, sürekli artan
elektrik ihtiyacıdır. 20. yüzyılda artan elektrik ihtiyacının
karşılanması için Rankine Çevrimi (RC) teknolojisini
kullanan birçok elektrik üretim santrali kurulmuştur. Fakat
bu santrallerin enerji kaynağı olarak fosil yakıtlar kullanması
sonucu bu enerji kaynaklarının tükenmesi gündeme
gelmiştir. Ayrıca, fosil yakıt atıklarının çevresel zararlarından
dolayı küresel ısınmanın önüne geçilememiştir. Bu
olumsuzlukların önlenmesi için son 50 yıllık dönemde,
enerji kaynaklarının verimli bir şekilde kullanılması ve
enerji kaynağı olarak yenilenebilir kaynaklar kullanan
elektrik üretim sistemlerinin geliştirilmesi için giderek artan
birçok çalışma başlatılmıştır. Son yıllardaki bu çalışmalar;
güneş, rüzgâr, hidrolik, jeotermal ve biokütle enerjileri gibi
yenilenebilir enerji kaynakları kullanılarak elektrik üretimi
üzerine yoğunlaşmıştır. Sıcaklık seviyesi düşük olan
yenilenebilir enerji kaynakları yanında birçok endüstriyel
uygulamada ortaya çıkan atık enerjiyi de kullanarak elektrik
üretebilme yeteneğine sahip olan Organik Rankine Çevrimi
(ORC) teknolojisi, enerji ihtiyacının karışlanmasında önemli
bir teknoloji olarak yaygınlaşmaktadır. Bu çalışmada, bir
ORC sisteminin temel tasarım parametreleri ortaya konuldu
ve örnek bir sistem tasarım uygulaması farklı ısı kaynağı
sıcaklıkları için gerçekleştirildi ve sistem performansı
belirlendi.
Bu çalışmada, ORC tasarım adımları incelendikten sonra
10kW’lık bir ORC sisteminin R245fa organik akışkanı
93
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
kullanılarak üç farklı ısı kaynağı sıcaklığı (90oC, 110oC
ve 135oC) için termodinamik çevrim hesapları ile analizi
yapıldı.
•
•
•
•
Çevrim akışkanı,
Türbin genişleme oranı,
Ekipman verimleri,
Sistem gücü.
2. ORC TASARIMI
Sistem bu temel tasarım parametrelerine göre tasarlanır.
Bu parametreler aşağıda kısaca irdelendi.
Bir ORC sisteminin tasarımın yapılması için takip edilecek
temel adımlar aşağıda kısaca belirtildi.
2.2.1. Isı kaynağı sıcaklığı
ORC sistemi tasarlanırken ilk belirlenecek tasarım
parametresi ısı kaynağı sıcaklığıdır. Bu değer, tasarımın
diğer adımlarında özellikle kullanılacak akışkan cinsine
göre buharlaşma basıncını ve kızgın buhar sıcaklığını
belirleyicidir. Bu çalışmada, örnek uygulama olarak 90oC,
110oC ve 135oC olmak üzere üç farklı ısı kaynağı sıcaklığına
göre analizler yapıldı. Bu sıcaklık değerleri, tipik olarak
birçok atık ısı için ve yenilenebilir enerji ısı kaynakları için
geçerli değerlerdir.
2.1. Sistem Bileşenleri
ORC sistemi temelde, buharlı güç çevrimi olan RC sistemi
ile aynı prensipte çalışmaktadır. Bu iki çevrim arasındaki
fark ise sistemde kullanılan akışkandır. RC sisteminde
çevrim akışkanı olarak su, ORC’de ise çeşitli organik
akışkanlar (R134-a, R245fa, R600a, R152a, vb.) kullanılır.
Bu organik akışkanlar suya göre daha düşük sıcaklıklarda
ve basınçlarda buharlaşırlar. Böylece düşük sıcaklıktaki ısı
kaynaklarının elektrik üretiminde kullanılması sağlanmış
olur. Bir ORC sistemini oluşturan elemanlar; ısı değiştiriciler,
pompa ve türbindir. Isı değiştiriciler sistemde buharlaştırıcı,
yoğuşturucu ve reküparatör olmak üzere üç farklı görevde
yer alır. ORC sisteminin şeması ve Sıcaklık-Entropi
(T-s) diyagramı Şekil 1’de gösterildi[10]. Sistem çevrimi
aşağıdaki gibi gerçekleşir:
1-2: pompa: Yoğuşturucudan gelen sıvı akışkanın
pompada basınçlandırılması.
2-3: reküperatör: Pompadan çıkan basınçlı sıvının
türbinden çıkan buhar fazındaki akışkandan ısı alması.
3-4: buharlaştırıcı: Buharlaştırıcıda sabit basınçta ısı
geçişi ve buharlaşma.
4-5: türbin: Basınçlı gaz fazındaki akışkanın türbinde
genişlemesi ve iş elde edilişi.
5-6: reküperatör: Türbinden çıkan buhar fazındaki
akışkanın pompadan çıkan sıvı fazdaki akışkana
ısı vermesi.
2.2.2. Soğuk kuyu sıcaklığı
ORC çalışırken buharlaştırıcıda ısı kaynağından alınan
ısının bir bölümü türbinde mil işine çevrilir. Türbinden
çıkan gaz fazındaki akışkan, yoğuşturucuda ısısı alınarak
sıvı fazına dönüştürülür. Yoğuşturucuda ısı atma işlemi
çoğunlukla ortam havasına yapılır. Bu sebeple tipik olarak
hava soğutmalı yoğuşturucu için soğuk kuyu sıcaklığı 25oC
olarak alınabilir.
2.2.3. Çevrim akışkanı
ORC’de kullanılan akışkanlar düşük sıcaklıklarda ve basınçlarda buharlaşan akışkanlardır. Akışkanların bu özelliği sayesinde düşük sıcaklıklı ısı kaynakları kullanılarak
elektrik üretimi mümkün olmaktadır. ORC sistemlerinde
kullanılabilecek çok sayıda organik akışkan bulunmaktadır.
Kullanılacak çevrim akışkanının seçiminde; kritik sıcaklık,
kritik basınç, molar kütle, ısı iletim katsayısı gibi termofiziksel
özellikler de dikkate alınır. Ayrıca, kaçınılmaz öneme sahip
bir konu olarak da akışkanın çevresel etkilerinin de göz
önünde bulundurulması gerekir. Günümüz dünyasının ortak
sorunu olan küresel ısınma probleminin önüne geçmek
için uluslararası platformlarda bazı önlemler alınmaktadır.
2.2. Tasarım Parametreleri
Bir ORC sistem tasarımında kullanılacak temel tasarım
parametreleri aşağıda verilmiştir:
• Isı kaynağı sıcaklığı,
• Soğuk kuyu sıcaklığı,
Şekil 1. ORC sistemi şeması ve T-s diyagramı.
94
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
olması gösterilebilir[12]. ORC sistemlerinde kullanılan
bir scroll kompresör şeması ve görüntüsü[13][14] Şekil
2’de gösterildi. Yapılan örnek tasarım uygulamasında,
sistemdeki türbin scroll tipinde kabul edildi ve bu çeşit
türbin uygulamalarına özgün olan genişleme oranı değeri
5 olarak alındı[15].
Kyoto protokolü küresel ısınma ve ozon tabakasının
incelmesine karşı imzalanan ve birçok ülkenin kabul ettiği
bir anlaşmadır. Akışkan seçilirken Kyoto protokolü gibi
anlaşmalara uygun seçilmesi bir gereklilik olmaktadır. Bu
açıdan akışkan seçiminde kullanılacak iki çevresel etki
parametresi tanımlanmıştır. Bunlardan birincisi, küresel
ısınma potansiyeli (GWP-Global Warming Potential)
olarak isimlendirilen ve akışkanların küresel ısınmaya
yaptığı etkiyi belirleyen bir parametredir. İkincisi ise, ozon
delme potansiyelidir (ODP-Ozone Depletion Potential) ve
akışkanların ozon tabakasını inceltme potansiyelini ifade
eden parametredir. Kullanılacak akışkanın ODP değerinin
0 olması istenir. Ozon tabakasına zarar veren akışkanların
(R11, R22, R32 gibi) kullanımı Kyoto protokolüne göre
yasaklanmıştır. Ayrıca kullanılacak akışkanın GWP değerinin olabildiğince düşük olması gerekmektedir. ORC’de
kullanılabilecek akışkanlardan bazılarının termofiziksel
özellikleri ve çevresel etkileri Tablo 1’de verilmiştir. Bu
çalışmada termofiziksel özellikleri ve çevresel etkilerinin
uygunluğundan dolayı R245fa sistemde kullanılacak
akışkan olarak seçildi[11].
Şekil 2. Bir scroll kompresörün çalışma şeması ve görüntüsü.
2.2.5. Ekipman verimleri
Sistemde kullanılacak tüm ekipmanların (ısı değiştiriciler,
pompa ve türbin) verimlerinin bilinmesi sistemin genel
veriminin doğru hesaplanması açısından önemlidir.
Özellikle, kullanılacak türbinin izentropik verimi ORC
genel verimini önemli oranda etkiler. Daha önce yapılan
çalışmalarda görülmüştür ki, scroll tip türbinlerin izentropik
verimleri %70 değerinde olabilmektedir[14]. Bu sebeple
hesaplamalar yapılırken türbin izentropik verim değeri
%70 alındı. Bunun yanında, pompa işi sistem genelinde
oldukça düşük olduğundan, pompada sıkıştırma işleminin
izentropik gerçekleştiği kabul edilerek pompa kayıpları
dikkate alınmadı. Isı değiştiricilerin ise, yalıtıldığı ve ideal
şartlarda çalıştığı kabul edildi.
Tablo 1. Bazı Organik Akışkanların Termofiziksel Özellikleri
ve Çevresel Etkileri
2.2.6. Sistem gücü
Sistemin kurulu gücünde, sıcak kaynaktan çekilecek toplam
ısı miktarı belirleyicidir. Bu örnek tasarım uygulamasında,
sistemin kurulu güç değeri, seçilerek sistemin seçilen güç
değerini üretmesi için gereken ısı değiştiricileri ısı akıları
hesaplandı. Sistemin analizi yapılırken sistemin kurulu güç
değeri 10 kW olarak seçildi.
2.4. Sistemin Termodinamik Analizi
Sistemin termodinamik analizi, Cycle-Tempo programı
kullanılarak yapıldı. Cycle-Tempo programında, organik
akışkanların termofiziksel özelliklerinin belirlenmesi için
birçok akışkan özelliklerinin kütüphanesinde bulunduran
Refprop programının veri tabanı kullanıldı. Analizi yapılan
ORC sisteminin Cycle-Tempo ile hazırlanmış şeması Şekil
3’te gösterildi. Önceden bahsedildiği gibi ORC sisteminin üç
farklı ısı kaynağı sıcaklığında (90oC, 110oC, 135oC) analizleri
yapıldı. Isı kaynağının sıcaklığı dışındaki tüm parametreler,
üç analizin hepsinde aynı değerler olarak alındı.
2.2.4. Türbin genişleme oranı
Türbin, ORC sisteminin en önemli bileşenidir. Türbin
yüksek basınç ve sıcaklıktaki kızgın buharın enerjisini
mekanik enerjiye çevirir ve jeneratör ile de elektrik
enerjisine dönüştürülür. Sistemde kullanılacak türbinin
yeterli genişleme oranına sahip olması ve kızgın buharı
yoğuşturucu basıncına genişletmesi gerekir. Son yıllarda,
düşük sıcaklık ve küçük kapasiteli ORC sistemlerinde
scroll kompresörlerin modifiye edilerek türbin görevinde
kullanımı yaygınlaşmıştır. Bunun sebebi, 1-10kW
kapasiteli sistemlerde türbin olarak kullanılan scroll
kompresörlerin verimli çalışması, maliyetinin düşük olması,
düşük hızlarda çalışabilmesi, hafif ve kurulumunun kolay
2.5. Genel Verim Hesabı
Bir ORC çevriminde genel verimin hesaplanabilmesi
için türbinde üretilen işin, pompada tüketilen işin ve
95
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Şekil 3. ORC sisteminin Cycle-Tempo programı kullanılarak
hazırlanmış şeması.
buharlaştırıcıda sisteme verilen ısı miktarının hesaplanması
gerekir. ORC sisteminin verimi aşağıdaki eşitlik yardımı ile
hesaplandı.
=
=
ü
(1)
Üç farklı ısı kaynağı sıcaklık değeri için ORC sisteminin
çevrim hesapları yapıldı ve sistem performans değerleri
hesaplandı. Yapılan analiz hesaplarının nihai sonuçları
Tablo 2’de gösterildi.
Şekil 4. ORC performansının ısı kaynağının sıcaklığına göre
değişimi ve ısı kaynağının sıcaklığının yüzdesel değişimi ile ORC
verim değerinin yüzdesel değişimi.
Tablo 2. ORC Sistem Performansının Isı Kaynağı
Sıcaklığına Göre Değişimi
Isı Kaynağı
Sıcaklığı
[0C]
Qevoparatör
[kW]
Wtürbin
[kW]
Wpompa
[kW]
Wnet
[kW]
Sembol Listesi
ηORC
ηORC
[%]
90
112,7
10
0,25
9,75
8,7
110
89,65
10
0,32
9,68
10,8
135
71,64
10
0,48
9,52
13,3
Wtürbin
Wpompa
Wnet
Qbuharlaştırıcı
Qyoğuşturucu
ORC sistem verimi
Türbinde üretilen güç
Pompada harcanan güç
Elde edilen net güç
Buharlaştırıcıda akışkanın aldığı ısı
Yoğuşturucuda akışkanın attığı ısı
3. SONUÇ
KAYNAKLAR
Bu çalışmada, ORC tasarım adımları incelendikten sonra
10kW’lık bir ORC sisteminin R245fa organik akışkanı
kullanılarak üç farklı ısı kaynağı sıcaklığı (90oC, 110oC
ve 135oC) için termodinamik çevrim hesapları ile analizi
yapıldı. Elde edilen bulgular aşağıda maddeler halinde
değerlendirildi.
• Sistem akışkan seçiminde çevresel etkileşimlere dikkat
edilmesi gerekir. R245fa ve R245ca akışkanları uygun
akışkanlar olarak gözükmektedir.
• Sistem ekipmanlarından en önemlisi türbindir. Türbin
izentropik verimi sistem verimi üzerinde etkendir.
• Bir ORC sisteminin çalışma şartlarını belirleyen en
önemli unsur ısı kaynağı sıcaklığıdır. Yapılan analizler
sonucunda, ısı kaynağı sıcaklık değerinin artması ile
verim değerinin de arttığı görüldü (Şekil 4). Sıcaklığın
%23 artması verimde %24, %50 artması ise verimde
%53 oranında artış oluşturdu.
[1] WANG, Z.Q., ZHOU, N.J., GUO, J., WANG, X.Y., “Fluid
Selection and Parametric Optimization of Organic
Rankine Cycle Using Low Temperature Waste Heat”,
Energy, Vol. 40, pp. 107 -115, 2012.
[2] SALEH, B., et al., “Working Fluids for Low-Temperature
Organic Rankine Cycles”, Energy, Vol. 32, pp. 12101221, 2007.
[3] JUNJIANG, B., ZHAO, L., “A Review of Working Fluid
and Expander Selections for Organic Rankine Cycle”,
Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 24,
pp. 325-342, 2013.
[4] MIKIEKEWICZ, D., MIKIEKEWICZ, J., “On the Efficient
Use of a Low Temperature Heat Source by the Organic
Rankine Cycle” Archives of Thermodynamics, Vol. 34,
no. 3, pp. 61-73, 2013.
[5] WANG, X.D., et al., “Performance Evaluation of a LowTemperature Solar Rankine Cycle System Utilizing
R245fa”, Solar Energy, Vol. 84, pp. 353-64, 2010.
[6] SEOK Hun, K., “Design and Experimental Study of
ORC (Organic Rankine Cycle) and Radial Turbine
Çalışmaya Destek Veren Kurumlar
Bu çalışma, TÜBİTAK tarafından TEYDEB 3130269 nolu
proje kapsamında desteklenmektedir.
96
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
evaluation of the organic fluids: ODP (Ozone Depletion
Potential), and GWP (Global Warming Potential) [9].
Using R245fa Working Fluid”, Energy, v. 41, pp. 514524, 2012.
QUOILIN, S., LEMORT, V., LEBRUN, J., “Experimental
Study and Modeling of an Organic Rankine Cycle
Using Scroll Expander”, Applied Energy, Vol. 87, pp.
1260-8, 2010.
SÉBASTIEN, D., QUOILIN, S., LUDOVIC, G.,
VINCENT, L., “Experimental Study on an Open-Drive
Scroll Expander Integrated into an ORC (Organic
Rankine Cycle) System with R245fa as Working Fluid”,
Energy, Vol. 55, pp. 173-183, 2013.
SAMUEL, M. S., “ORC for Low Temperature Power
Generation with Low GWP Refrigerants”, International
Journal of Ambient Energy, Vol. 33, no. 1, pp. 2-8,
2012.
ÇENGEL, Y. A., BOLES, M. A., “Termodinamik –
Mühendislik Yaklaşımıyla”, Güven Yayınevi, İzmir,
2011.
SAMI, S., “ORC for Low Temperature Power
Generation with Low GWP Refrigerants”, International
Journal of Ambient Energy, Vol. 33, no. 1, pp. 2-8,
2012.
BAO, J., ZHAO, L., “A Review of Working Fluid and
Expander Selections for Organic Rankine Cycle”,
Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 24,
pp. 325-342, 2013.
http://www.aircompeq.com/sos.html
http://www.xtremesystems.org/forums/showthread.
php?131049-FAQ-s-on-Scroll-Compressor-s
LEMORT, V., DECLAYE, S., QUOILIN, S.,
“Experimental Characterization of a Hermetic Scroll
Expander for Use in a Micro-Scale Rankine Cycle”,
Journal of Power and Energy, Vol. 226, pp. 126-136,
2011.
A typical ORC system consist of an evaporator, a
condenser, a pump for pressurizing the organic fluid, a
turbine for expansion and a recuperator for heat recovery.
The main design parameters of the ORC are listed
below:
• Heat source temperature
• Heat sink temperature
• Working fluid
• Turbine expansion ratio
• Efficiency of equipment
• System power
After defining all parameters the thermodynamic analyses
were performed. In this work, Cycle-Tempo, a software for
analyzing thermal systems, was used to analyze the ORC
system. In the Cycle-Tempo, for determining the thermo
physical properties of the organic fluids, another software
called Refprop were used. Refprop has a wide data base
containing many organic fluids.
The most critical design parameter in the ORC system is the
temperature of heat source. The heat source temperature
was taken as 90oC, 110oC, and 135oC for a constant 10
kW of power output. As the organic fluids, R245fa was
chosen due to its moderate suitability and common usage
in the ORC systems. In the condenser heat rejection
process is done mostly to the ambient air. For this reason,
the heat sink temperature is taken as 25oC for a typical air
cooled condenser. Overall efficiencies of the system was
calculated for three heat source temperatures. As a result
of analyses, it has been observed that the efficiency of the
ORC system increases with increase of the heat source
temperature. To quantify the efficiency increase with of
the heat source temperature, they are plotted in Fig. 4.
The temperature increase of 23% results in 24% efficiency
increase yield. When the temperature is increased 50%,
the efficiency increases 53%.
SUMMARY
The Organic Rankine Cycle (ORC) is a thermodynamic
cycle generating electricity especially by using low
temperature heat sources. Various organic fluids are
used as working fluids giving the cycle name. With recent
demand on renewable energy sources, there have been
increasing studies on system design and manufacturing
in many countries. In Turkey, besides the installation of
many the ORC systems, there are continuous works on
the ORC design and manufacturing. In this study, after
determining the ORC main design parameters, a sample
parametric design application was carried out for an
exemplary system. The system performance for different
heat source temperature was determined. In addition to
renewable energy sources, the use of low-temperature
waste heat in the ORC systems has turned attention onto
the ORC systems.
On the selection of working fluid, the environmental
effects of fluids is a significant parameter to be taken into
consideration. There are two parameters for environmental
97
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
RÜZGÂR ÖLÇÜM SÜRECİNDE VERİLERİN GÜVENLİĞİ VE
TRANSFERİ
İskender KÖKEY
Kintech Mühendislik Ölçüm ve Eğitim Hizmetleri Tic. Ltd. Şti.
ÖZET
2. HAM DATA KAYDININ ÖNEMİ
Bu çalışmada, rüzgâr ve güneş enerji santrallerinin
geliştirilmesi sürecinde kritik önem taşıyan, yerinde ölçüm
sırasında kaydedilen verilere ilişkin güvenilirliğin sağlanması
ve istenmeyen 3. kişi/kurumlara ulaşmadan transferinin
sağlanmasının önemi üzerinde durulmuştur. Ölçümler
sırasında kaydedilen verilerde manipülasyon olmaması ve
yalnızca yatırımcı-ölçüm istasyonu arasında veri transferinin
sağlanması, yüksek ticari değer taşıyan verilerin güvenle
kullanılabilmesi için oldukça önemlidir. Çalışma içeriğinde
bu güvenliğin sağlanabilmesi ve kontrollerinin yapılabilmesi
için gerekli noktalar vurgulanmış, örnek bir veri kaydedici
üzerinden tavsiyelerde bulunulmuştur.
Veri kaydedici cihaz, belirli bir örnekleme frekansı ile
(modern veri kaydediciler için 1Hz) sensörlerden alınan
verileri bir bellek üzerinde saklar. Rüzgâr ve güneş ölçüm
sistemlerinde kullanılan sensörlerin çıkış sinyalleri genel
olarak pulse, voltaj ve amper formunda olduğu bilinmektedir.
Bu çıktıların anlamlandırılarak, rüzgâr hızı (m/s), ortam
sıcaklığı (oC) vb. gibi birimlere çevrilebilmesi için söz
konusu sensörün karakteristiği ve kalibrasyon değerlerine
istinaden bir katsayı ile çarpılması (slope) ve belirli oranda
ötelenmesi (offset) gerekir. Bu matematiksel operasyonun
doğrudan kayıt sırasında, veri kaydedici üzerinde yapılması
ve bellekte verilerin son haliyle saklanması, ilerleyen süreçte
fark edilecek hataların geçmişe dönük düzeltilebilmesini
imkansız kılar. Verilerin geçmişe yönelik hatalardan
kolaylıkla arındırılabilmesi ve programlama hatalarına
karşı güvenli kılınabilmesi için ham data kaydı (raw data)
modern ölçüm teknolojilerinde kaçınılmaz bir unsur olarak
ortaya çıkmaktadır. Kullanılan veri kaydedicinin hafızasında
sadece ham kayıt datalarının saklanması, istenildiğinde bu
ham verilerin düzeltilmiş slope – offset değerleri ile tekrar
anlamlandırılmasına olanak tanır.
Anahtar Kelimeler: Veri Güvenliği, Veri Kaydı,
Manipülasyon, Veri Transferi, Data Logger, Eş Zamanlı
Bağlantı
1. GİRİŞ
Her geçen gün artan sektörel rekabet ve işletmedeki
santral kapasitelerinin artışı ile birlikte rüzgâr ve güneş
enerji santrali geliştirme sürecinde, uygun sahanın
tespiti daha da önemli hale gelmektedir. Potansiyel
saha üzerinde uluslararası standartlara uygun, düşük
belirsizlikle bir ölçüm yapmak ve bu ölçüm sonuçlarına
istinaden sahanın enerji potansiyelini saptamak, yatırım
öncesinde kritik önem arz etmektedir. Yatırımcılar ve
bağımsız danışmanlar için sahaya ait verilerin manipüle
edilmemiş olduğundan ve bu verilerin bir başka kişi ya da
kuruma, teknik olarak iletilmesinin mümkün olmadığından
emin olmak oldukça önemlidir. Bu nedenle geliştirilmiş
birçok güvenlik tedbiri bulunmaktadır. En temelde ise
veri transferinin doğrudan veri kaydedici (data logger)
ile veri takibi yapan yönetici PC arasında olması, 3. bir
server (mail server, FTP server, web server vs.) olmadan
gerçekleştirilmesi gerekmektedir. Bunun yanı sıra söz
konusu transfer dijital olarak kriptolanmış dosyalar ile
yapılmalı, veri transferi çok katmanlı şifrelerle koruma
altına alınmalıdır. Bu çalışma içerisinde söz konusu
güvenlik tedbirleriyle donatılmış bir data logger’dan veri
transferi örnekleriyle birlikte açıklanacaktır.
3. KRİPTOLANMIŞ VERİ KAYDI VE
TRANSFERİNİN ÖNEMİ
Veri kaydedici üzerinde saklanan ham dataların 3. kişilere
ulaşması durumunda kesinlikle okunamaz olduğundan emin
olunması gerekmektedir. Bu da veri kaydı sırasında yüksek
kalitede bir dijital kriptolamayı gerekli kılar. Veri kaydedici
üzerinde dijital imza ile kaydedilen ham data dosyası
ancak ve ancak istasyonun sahibi olan yazılım tarafından
okunabilir ve anlamlandırılabilir olmalıdır. Çalışmaya konu
EOL Zenith model veri kaydediciye ilişkin kriptolanmış veri
dosyası *.log ve *.elog uzantılı olarak oluşturulur ve herhangi
bir editör ile okunması mümkün değildir (Resim 1).
Resim 1. EOL Zenith veri kaydediciye ait kriptolanmış ham veri
dosyasının Notepad metin editörü ile okunmaya çalışılması.
98
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
firmasının sonrasında ise bu web sitesine erişebilen
herkesin kullanımına açılma riski taşımaktadır.
Bu veri dosyası ancak, söz konusu kriptoyu açabilmeye
yetkili bir kullanıcıya ulaşması durumunda, yazılım
tarafından okunabilir hale dönüştürülebilmelidir. Bu süreç
yazılımlar tarafından otomatik olarak yürütülmeli ancak
herhangi bir ihtiyaç halinde kullanıcı geçmişe yönelik ham
datalar da manuel olarak da okunabilir kılabilmelidir. Bu
süreç her marka ve model veri kaydedicide farklı isimler ile
yapılabilmekte, EOL Zenith veri kaydediciye ilişkin yazılım
olan EOL Manager içerisinde ise bu süreci “Decoding Tool”
ile yürütebilmek mümkündür.
Veri kaydedici ile uzaktan erişim sağlanamayan durumlarda
(GSM şebekesinin yetersiz olması ve uydu modem
kullanılmaması durumunda) fiziksel olarak data logger
üzerinde bulunan SD hafıza kartından verilerin alınması
güvenli bir veri transfer metotu olarak gözükebilir. Ancak
bu durumda 3 kişilerin fiziksel olarak verilere erişmesi
engellenmelidir. Veriler ancak özel yazılımlar aracılığı ile
görülebilir olmalı, 3 kişilerin SD karta erişmesi durumunda
okunabilirliği olmaması gerekir. EOL Zenith data logger bu
tip bir güvenlik tedbiriyle donatılmış olup, SD kartın içeriği
herhangi bir işletim sistemi aracılığı ile görüntülenmek
istendiğinde herhangi bir veriye erişmek mümkün
olmamaktadır. Verilere ancak ve ancak o istasyonun
yöneticisi tarafından oluşturulmuş bilgilere sahip EOL
Manager yazılımı ile erişilebilmektedir.
Bu araçlar sayesinde verilerin istenmeyen kişilere ulaşması
durumunda kesinlikle okunamadığından emin olunur.
4. VERİ TRANSFER YÖNTEMLERİ
Mobil veri transfer teknolojilerinin hızla ilerlemesi ile birlikte,
en yakın yerleşim yerinden kilometrelerce uzaklıktaki bir
sahada ölçüm yapan veri kaydediciler ile iletişim kurmak
çok daha kolaylaşmıştır. Modern veri kaydediciler,
yapılarına entegre 3G hızda veri transferine izin veren
modemler ile birlikte kullanılmaktadır. Bu sayede herhangi
bir dial-up bağlantıya gerek olmaksızın, sürekli ONLINE
olarak bekleyen veri kaydedicilere uzaktan erişmek, veri
transferi sağlamak, konfigürasyon değişikliğine gitmek
gibi operasyonlar kolaylıkla yapılabilmektedir. Geçmişten
günümüze bakıldığında birçok teknik ile veri transferi
yapılabildiği görülmektedir. Bunların başlıcaları;
• Dial up çağrı ile veri transferi,
• Mail server’ı üzerinden veri transferi,
• Web server üzerinden veri transferi,
• ONLINE bağlantı ile doğrudan veri transferi,
• Fiziksel olarak veri kaydediciye erişmek sureti ile veri
transferi.
Veri transferinde en güvenilir metot doğrudan veri kaydedici
ile yönetici PC arasında uzaktan erişim ile (EDGE, 3G ya
da 4G ile) veri transferini sağlamaktır. Bu yöntemde veriler
herhangi bir 3. kişi erişimine kapalı olarak, sadece veri
kaydedici ile PC arasında transfer edilir. Bu sayede hiç
bir harici server üzerinden geçmeyen datalar, erişime,
kopyalanmaya ve saldırıya karşı korunmuş olurlar. Bu
noktada veri kaydedicinin hangi erişimlere izin vereceği
ve iznin nasıl sağlanacağını tanımlamak önemlidir. EOL
Zenith data logger 2 katmanlı güvenlik şifrelemesine izin
vermektedir (Resim 2).
Resim 2. İki katmanlı güvenlik şifrelemesi; full access password,
real time data password.
Önceki yıllarda mobil teknolojilerin yoksunluğu ve GSM
şebekelerinin geniş bant veri iletişimine izin vermemesi
nedeniyle dial up bağlantı sıkça tercih edilen bir yöntem
olmasına rağmen günümüzde artık kullanılmamaktadır.
Real time data password sisteme sadece eş zamanlı veri
takibi için erişime izin veren bir güvenlik katmanı olup, servis
ya da bakım gibi operasyonların yönetilmesi sonucunda
sistemdeki değişikliklerin servis firması tarafından
kontrolüne izin verirken, herhangi bir veri transferine ya da
ayar değişikliğine izin vermemektedir.
Mail server’ı kullanılarak gerçekleştirilen veri transferinde,
veri kaydedici ile verilerin ulaşacağı adres arasında 3. parti
bir server bulunmakta, veri kaydedici içerisine yüklenmiş
ayarlar aracılığı ile veriler bu server üzerinden tanımlı
adreslere iletilmektedir. Söz konusu server tamamen
erişime açık halde olduğu için verilerin güvenliği açısından,
bu metot risk teşkil etmektedir. Çokça tercih edilen verilerin
mail ile iletilmesi, birçok güvenlik riskini de beraberinde
getirmektedir.
5. ONLINE VERİ TAKİBİ VE ÖNEMİ
Veri kaydedici cihaza uzaktan erişimin istenilen an
yapılabilmesi, sistemin güvenliği ve ölçüm kalitesinin
kontrolü adına oldukça faydalıdır. Veri kaydedici cihazın her
an bağlantıya hazır şekilde ONLINE olarak beklemesi, buna
rağmen düşük güç tüketime sahip olması beklenmektedir.
Bu sayede servis bakım gibi veri kalitesine ve güvenliğine
etki edecek operasyonların saha dışında bir merkezden
kontrol edilmesi sağlanabilir (Resim 3). Bu bağlantı
esnasında, sadece sensör verilerine ilişkin ölçüm değerlerin
değil, güç sistemine ilişkin parametreler, GSM hattına
ilişkin parametreler, GPS sinyali, saha koordinatı, kayıt
yapılan SD kart, veri kaydedicinin elektroniklerine ilişkin
Verilerin herhangi bir web tabanlı ortamdan paylaşılması,
söz konusu servis sağlayıcı firma ile bilgilerin paylaşılması
akabinde de web erişimine açık tüm saldırılara maruz
kalınması riskini doğurmaktadır. Günümüz bileşim
teknolojilerinde, web ortamına erişimi açılmış bir bilginin
rahatlıkla erişilebilir olduğu bilinmektedir. Bu nedenle ticari
gizliliğe sahip verilerin öncelikle ilgili web sitesinin yayımcı
99
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
durum gibi ölçümün güvenliğine doğrudan etkileyecek yan
parametrelerin de takip edilebilir olması gereklidir.
edildiği, sonrasında ise hangi slope ve offset değerleri
kullanılarak işlendiğini bilmek hem olası hataların saptanması
açısından hem de verilerin güvenli şekilde aktarıldığından
emin olmak adına önemlidir. Bu gibi parametrelerin mutlaka
rapor halinde veri dosyaları ile birlikte görülmesi gereklidir.
Verilerin sadece içeriği ile ilgilenmek, nasıl ve kim tarafından
elde edildiğini kontrol etmemek sıkça karşılaşılan yanlış bir
uygulama olarak karşımıza çıkmaktadır.
Proje geliştiricilerin inceledikleri verilerin, hangi teknik
işleme maruz kaldığını bilebilir olması gerekmektedir. Bu
nedenle yukarıda bahsi geçen parametrelere ilişkin kayıtlar,
her bir veri dosyasının yanında vazgeçilmez bir ek dosya
olarak saklanmalıdır. EOL Zenith veri kaydedici tarafından
kaydı gerçekleşmiş, sonrasında ise yönetici PC tarafından
transferi sağlanmış bir istasyona ilişkin veri kayıt rapor
örneği Resim 5’te verilmiştir.
Resim 3. EOL Zenith data logger’a eş zamanlı bağlantı görüntüsü.
6. VERİ MANİPÜLASYONU VE TESPİTİ
Yerinde veri kaydı tamamlanmış ya da devam eden
projelerin geliştirilmesi sürecinde sahadan alınan
dataların hiç bir şekilde manipüle edilmemiş olduğundan
emin olabilmek önemlidir. Ham datalara slope ve offset
değerlerinin işlenmesiyle elde edilmiş nihai veri dosyaları
genellikle tüm metin editörleri ve excel gibi veri işleme
programlarında okunabilir formatta olmaktadırlar. Buna
rağmen veriler üzerinde gerçekleşecek en küçük değişiklik
bile saptanabilir olmalıdır.
Özellikle, geliştirilmiş projelerin bir başka yatırımcıya devri
sırasında söz konusu projeye ilişkin ölçüm verilerinin
doğruluğu satın alan taraf için kritik önem arz etmektedir.
Bu nedenle, ham datanın kaydından itibaren nihai veri
dosyasının oluşturulmasına kadar geçen süreçteki tüm bilişsel
operasyonlar data logger ve lisanslı yazılımlar tarafından
dijital imza ile kayıt altına alınabilmeli ve olası müdahalelerde
kullanıcıyı uyaran güvenlik mekanizmaları bulunmalıdır. EOL
Zenith data loggerda oluşturulan ve daha sonra manipüle
edilmiş bir dosyanın içeriği EOL Charting programı ile
görüntülenmeye çalışıldığında, söz konusu manipülasyon
saptanarak kullanıcı uyarılmaktadır (Resim 4).
Resim 5. EOL Zenith veri kayıt raporu.
Bunun yanı veri kaydediciye fiziksel olarak erişim
sağlanması, uzaktan erişim sağlanması, veri indirilmesi,
ayarlarının değiştirilmesi gibi bilgilerin mutlak suretle
kaydediliyor olması gerekmektedir. En az 1 yıl süre ile
sahada veri kaydı yapan bir sistemde gerçekleşecek olası
müdahalelerin tamamının bilinmesi, gerçekleşecek ayar
değişikliklerinin hangi tarih ve saatte yapıldığının tespiti ve
önceki ayarların hafızada saklanması ölçüm sürecindeki
belirsizliklerin düşürülmesi adına önemlidir. Özellikle
bağımsız danışmanların analizleri sırasında beliren soru
işaretlerinin yanıtlanabilmesi adına tüm müdahale ve
iletişimlerin kayıt altında tutulması oldukça önemlidir.
7. SONUÇ
Resim 4. Manipüle edilmiş bir veri kaydının EOL Charting
tarafından tespit edilmesi.
Ham dataların hangi yöntem kullanılarak, kim tarafından,
tam olarak hangi tarih ve saatte veri kaydediciden transfer
Rüzgâr ve güneş enerji santrallerinin tüm ticari ömrüne
ışık tutacak ölçüm sürecinin yönetilmesi oldukça
önemlidir. Yapılan ölçümlerin standartlara uygun olarak
yapılmasının yanı sıra toplanan verilerin gizliliğinin ve
güvenilirliğinin sağlanması ayrı bir uzmanlık konusu
olarak ortaya çıkmaktadır. Bu noktada, gerekli güvenliği
sağlayarak verilerin istenmeyen kişi ve kurumların eline
geçmesini engellemek için kullanılacak veri kaydedici
cihazın doğru seçilmesi, seçilen veri kaydedici üzerinde
100
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
bahsi geçen güvenlik tertibatlarının bulunduğundan emin
olunması gerekmektedir. Bu gerek ticari değeri yüksek
verilerin iletiminde gerekse yatırım yapılacak verilerin
güvenilirliğinden emin olunmada kritik önemlidir.
KAYNAKLAR
[1] http://www.kintech-engineering.com/media/pdf/
productcatalogue-en.pdf
[2] ICE – 61400-12 International Standart.
[3] PATEL, M., 2006. Wind and Solar Power System,
Taylor&Francis Group, FL, ABD.
SUMMARY
In this paper, security of the measured data, which is
logged during the wind measurement period of a project
devolopment, is investigated to highlight the importance
of data transfer methods. Another important subject of this
study is identifying the manipulations. It is clear that wind
measurement period is one of the most important step for
project development. Investors and consultants need to
be sure that all measured data are protected from the 3th
parties and can not be modified. Some specific procedures
are described to have proper data transfer system to avoid
data manipulation and 3th party access.
101
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
EMERGING ISSUES FOR FUTURE POWER SUPPLY SYSTEMS
Jacob KLIMSTRA
Jacob Klimstra Consultancy
ABSTRACT
Most elements in electricity supply systems are capitalintensive investments with a technical life sometimes
exceeding fifty years. Pay-back times for the equipment
investments shorter than a decade are therefore not
realistic. This means that planners and investors have to
take into account emerging changes in the structure of
electricity supply.
Political drive towards reducing fossil fuel use and lowering
greenhouse gas emissions next to decreasing prices for
e.g. solar panels make that more renewable generation will
inevitably be implemented in the system. As a consequence,
the supply system will see reduced system inertia, higher
forecasting errors, difficulty to supply reactive power, higher
power ramping rates and lower utilisation factors of power
plants. This paper will show how this can be addressed
properly by investing in technologies that offer solutions for
the issues mentioned.
Figure 1. A typical day in Turkey, where the lignite (brown), coal
(black) and gas fired (green) power plants dominate the base load
of power supply while hydropower (blue) provides the bulk of the
required flexibility (data from TEİAS [1])
gases, Turkey intends to add a considerable amount of
generators based on direct solar radiation and on wind
turbines. The sunny climate makes that especially solarbased electricity generation can have a great future, even
more so in the case the costs of photovoltaic panels further
decrease.
INTRODUCTION
Currently, the power output of the power plant portfolio in
Turkey has a pattern typical for a conventional electricity
supply system with a limited contribution from wind and
solar based generators. The hydropower plants provide
most of the required flexibility in power supply, depending
on demand. In 2012, the combined installed generating
capacity was almost 60 GW. Figure 1 illustrates that the
variation in demand is relatively modest throughout the
day. Most transmission system operators of other countries
would welcome such a power demand pattern. Especially
the availability of flexibility from the hydropower plants is a
positive asset.
However, Turkey differs from many countries, in for example
the EU, by showing a close to steady growth in electricity
demand of approximately 7% per year, witness Figure 2.
This is caused by sustained economic growth. As a result
of this increase in demand, more generating capacity has
to be installed. Because of policies to decrease the imports
of primary energy and to lower the emission of greenhouse
Figure 2. Close to steady growth in electricity demand in Turkey
(data TEİAS).
The utilisation factor of the power plants in Turkey is
already quite high, at a level sometimes exceeding 50%.
In the EU, the utilisation factor of the combined power plant
portfolio is only about 38%. This lower value in the EU is
partly caused by the presence of a number of outdated and
depreciated power plants. However, a utilisation factor of
55% is close to the limit where a supply system can be
kept stable and reliable. Occasional high peak loads have
to be covered and electricity generators regularly need
102
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
GW from the 60 GW that would have been needed without
solar energy. Yet, around 7 pm some 60 GW is required
again from the power plants because the sun has set. Many
generators had to stop their output after 9 am, but a fast
ramping up of their output is needed between 3 pm and 7 pm.
The output dynamics of the power plants will further increase
in the case of much wind-based generators in the system.
Figure 3. Increase in installed generating capacity in Turkey, with
a high utilisation factor of around 50%.
maintenance A utilisation factor of 45% is often considered
to be the optimum value. A utilisation factor lower than 45%
inevitable increases the capital costs per kWh produced.
There are high expectations that the positive trend in
electricity use as shown in Figure 2 will continue. Most
probably, the per person electricity use will ultimately
increase from some 3 MWh per year currently to a level
around 5 MWh. That means that a total annual electricity
production of some 400 TWh is needed in the medium
term. Ref [2] gives an estimate of the potential amount of
electricity to be derived from renewable energy sources.
Table 1 summarises the results. The potential for renewable
electricity is so high that electric energy might replace a
large fraction of fuels for heating, industry and transport.
Nevertheless, there will be times without sunshine and wind,
and occasional droughts might reduce electricity production
from hydropower. Inevitably, back-up power is needed and
agile, flexible, natural gas fuelled generators are technically
and economically the best solution for that [3][4]. These
power plants can also offer the required additional ancillary
services since wind and solar based energy sources are
intermittent by nature.
Table 1. Potential for Renewable Electricity in Turkey[2]
Energy source
Annual electricity
production
Factor increase
compared with 2012
TWh/year
Hydro
135
2.3
Wind
130
19
Geothermal
5
25
Biomass
230
?
Solar
380
?
Total
880
Figure 4. The effect of solar-based electricity on the dynamics of
the output of the power plants.
Faster primary reserves required
When only 10 GW of power plants based on directly
coupled rotating equipment is connected to the grid in a
situation with 60 GW load, the rotating inertia in the system
is relatively low. In the case that the 10 GW is supplied only
by a few large power plants, the grid frequency will drop
very fast in case of tripping of one of those power plants.
The solution in this case is to apply smaller power plants,
and to choose rapidly responding units as primary reserves.
Power plants consisting of multiple units in parallel are
very suitable for this because of their high flexibility. In the
Continental Europe Synchronous System, conventional
primary reserves are required to provide the full extra output
within 30 seconds after a contingency. In contrast, power
plants driven by reciprocating engines can offer the extra
output already within 4 seconds. In addition, such engines
are very suitable to act as non-spinning secondary reserves
and non-spinning reserves for forecasting errors, thereby
saving fuel and reducing wear compared with the situation
where power plants have to run at a reduced output to
provide secondary reserves.
Power plant utilisation factors will decrease
The load pattern shown in Figure 4 for the power plants for
THE CHALLENGES OF A HIGH FRACTION OF
INTERMITTENT RENEWABLES FOR POWER
SUPPLY
A high fraction of indirectly coupled intermittent renewable
energy sources in the electricity supply system makes that
base load for fuel-based power plants will be drastically
lowered. In the example of a high solar penetration as
shown in Figure 4, solar based electricity covers 23% of
daily electricity demand. In this case, at 1 pm, the solar
panels push the output from the power plants down to 10
Figure 5. Comparison of best in class response to a higher output
demand of generators[5].
103
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
a high penetration of renewables indicates that many power
plants have to be gradually stopped in a cascading sequence
after 9 am. Around noon, demand from power plants is only
a quarter of that at 8 am. From 2 pm until 6 pm, the output
from power plants has to increase by 12 GW per hour to meet
demand. Such dynamics are currently already experienced in
Germany as the result of the policy to stimulate investing in
photovoltaic panels. The contribution from renewable energy
sources to electricity demand certainly helps to reduce fuel
consumption and to decrease the connected emissions.
However, the installed generating capacity of power plants
has still to be able to meet peak demand, since there are
times without sunshine and at the same time little wind.
Consequently, fuel-based power plants will have a lower
utilisation factor than in the past and more often run on part
load. A lower utilisation factor increases the capital costs per
kWh produced and also the maintenance and fuel costs per
kWh. The best option is therefore to install flexible power
plants with relatively low investment costs. Figure 6 gives an
example of the investment costs of a number of generating
techniques. The actual costs naturally depend to some extent
on the local boundary conditions. Hydro power and naturalgas-based solutions ultimately have the lowest capital costs.
Figure 6. Comparison of capital costs per kWh, depending on the
utilisation factor. The discount rate used is 7% [3].
Reactive power supply can disturb the local voltage
In the case that a large fraction of electricity demand is covered
by local renewable resources that are indirectly coupled to the
electricity grid, issues with reactive power supply can emerge.
Especially in the case when only a few large power plants are
on line, their contribution to local reactive and active power
demand might be transported over long distances. Long
transmission lines lose their voltage transmission capability in
the case of a low power factor. A local collapse of voltage can
occur resulting in a black out. Consequently, reactive power
has to be provided locally. Local power plants of a limited size
are therefore again a better option than relying on only a few
distant large power plants. Another issue is that long highvoltage transmission lines can increase the voltage at the end
of the line in the case of low active and reactive load. The
increased voltage will make that any generators spinning at
the end of the line will experience a capacitive load and run
at a low power factor and a high load angle. This gives rise to
additional energy loss and lower generator stability[3].
Figure 7. Loss of voltage transmission capability of a 200 km 100
kV transmission line in case of a high fraction of reactive power
transport and consequently a low power factor cos φ[3].
DISCUSSION AND CONCLUSIONS
• A substantial capacity of indirectly coupled intermittent renewable electricity sources in the supply system is beneficial
for reducing fuel consumption and decreasing emissions.
• The relatively low capacity factor and intermittency of wind
and solar based electricity makes that back-up capacity has
to be able to cover peak electricity demand.
• Indirectly coupled electricity generators lower the rotating
inertia of the system and as a consequence, faster primary
reserves are required.
• Special reciprocating-engine-based power plants, the socalled Smart Power Generation plants, can provide the power required for primary reserves up to a factor 7 faster than
required in conventional systems.
• Smart Power Generation plants can offer secondary reserves in a non-spinning mode.
• Smart Power Generation plants have the flexibility to cover
high ramping rates in power output and can endure multiple
starts and stops without requiring more maintenance.
• Low utilisation factor of fuel-based power plants in powersupply systems requires low investments per kW in order to
keep the capital costs per kWh acceptable.
• Reactive power supply has to be covered locally, since
high-voltage transmission lines lose their voltage transfer
capability in case of low power factors.
REFERENCES
[1] www.teias.gov.tr.
[2] Engin Türe, ‘Solar Energy Market In Turkey’, INTPOW
Solar Day, Oslo, 7th February 2012.
[3] Jacob Klimstra, ‘Power Supply Challenges’, to be
published by Wärtsilä, 2014.
[4] Jacob Klimstra and Markus Hotakainen, ‘Smart Power
Generation – The Future Of Electricity Production´,
ISBN 978/951/692/846/6, Avain Publishers, 2011.
[5] Jacob P. Aho, Andrew D. Buckspan, Fiona M. Dunne
and Lucy Y. Pao, ‘Controlling Wind Energy For
Utility Grid Reliability’, ASME Magazine Mechanıcal
Engineering, September 2013.
104
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
SMART UTILITIES WITH ICT – THE NETWORKED
SOCIETY AT PLAY
Marco Li VIGNI
MBA – Ericsson AB
ABSTRACT
Utilities are going through a dramatic change which
is reshaping the industry in a way never seen before.
Environmental and security of supply concerns combined
with search of more efficiency and changes in customer
behaviors are challenges which Utilities can only face
through a more extensive use of information and
communication technologies.
In a world where everything that could benefit from being
connected will be connected, Ericsson is working with
major utilities in the world to connect energy resources,
grid, machines and customers, supporting and allowing the
creation of new business models.
In this paper we describe how ICT in a smart city
environment can support Utilities in making best use of their
assets for providing energy efficiency, mobility and other
public relevant services to the community.
1. TRANSFORMATION IN UTILITIES AND
NETWORKED SOCIETY
Utilities will have to transform to become consumer service
companies rather than point-of-load administrators. At the
same time, consumers will increasingly become active
market participants as micro-generators, but also in
adding value to the electricity system stability by shifting
consumption. This requires the deployment of ICT platforms
enabling enhanced consumer services and participation of
consumers in electricity markets.
In liberalized markets, vertically integrated utilities companies
(former monopolies) are unbundled, and new players will
emerge (e.g. new service providers, aggregators etc.). This
requires solutions to coordinate an increasing number of
players, standardization and unbundling of existing ICT
systems.
Electricity grid operations will evolve from static to highly
dynamic & automated operations based field sensors &
actuators, M2M platforms and operational data analysis.
As a consequence “intelligence” for managing electricity
grids will be pushed from operations centers to edge of the
grid (in the distribution network) enabling e.g. distribution
network automation and “self-healing” networks.
ICT as an enabling technology and related standardization
will enable interoperability & innovation but also create
major competence gaps for utilities.
Smart Grids are the technology concept introduced to enable
the market transformation to happen. This transformation
is extremely consistent with Ericsson Networked Society
vision. Over the last few years, Ericsson has been talking
about our prediction of 50 billion connected devices in 2020,
and how everything that can benefit from a connection will
have one. This vision will enable new opportunities for
people to create, learn, sustain and innovate for positive
impact to our world. We call this new emerging society, of
which we have only seen the beginning, the “Networked
Society”.
In the Networked Society people, knowledge, relations
and information are networked for the progress of people,
business and society. In the Networked Society, new
approaches will be leveraged for higher efficiency and with
new experiences. Characteristic of the Networked Society
is a continuous transformation driven by collaboration and
creativity.
As a matter of fact the Networked Society is the spirit at
play in smart grids when applied to a live context as the
urban life, and Ericsson has been working with Utilities and
Communities for designing and deploying so called smart
energy cities. In the following pages, we will describe Ericsson
approach to help Utilities transform urban environments
starting from an integrated ICT infrastructure.
2. SMART ENERGY CITY ICT INFRASTRUCTURE
As mentioned before, most of the drivers that are affecting
the industry transformation and transition to the smart grid
world, advocate for broader, deeper and more integrated
use of communications technologies. As a matter of fact,
Utilities, and specifically Distribution System Operators
105
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
(DSO), face many different options and choices, driven by
strategy and operations decisions but also constrained (or
something enabled) by technology aspects. Regarding the
first category of choice, when designing a new communication
infrastructure, a DSO obviously depends on its long term
smart grid strategy and thus on the services it needs to
implement over time. Secondly a relevant discussion is
around designing a network that expresses the desired
combination of capex and opex, which very much depends
on local regulation and optimization of financial structure.
Not less relevant are requirements related to security and
control, and also more technology relevant issues, such
as time to market and sustainability of new technologies,
availability of standards and convergence of technologies
for managing different services/application.
As a matter of fact, Utilities have made different choices
in terms of communications infrastructure and technologies
over time. Such diversity and inconsistency (but obviously
supported by very good reasons and sometime by technology
constraints) can be an obstacle when applied in a smart
city –like environment (or in a green field environment),
where there’s the need not only to cope with the specific
requirements of a Utility but where integration among
different urban services and support to urban development
in the long run are key.
As a matter of fact the typical set up for a smart energy
city requires not only to be able to integrate the increasing
share of distributed energy resources but also achieve
a high level of energy/resources efficiency in the urban
context (i.e. buildings, public lighting, etc.) and promote
also efficient and sustainable mobility (i.e. electric vehicles
in all forms: bikes, cars, public busses). In this environment,
we still see the same smart grid pattern - i.e. integration
of current Utilities grids (water, electricity and gas) with
sensors, automation and ICT solutions – but the supporting
communication infrastructure may follow different (or more
cogent) drivers than the ones that a single service Utility
may face normally.
In our discussions with regulators and Utilities, Ericsson has
identified a common set of requirements for a sustainable
and efficient communication infrastructure in a multiservice/
smart city environment, which we can summarize in the
following way:
• Capability to sustain and enable continuous innovation:
o Long term technology sustainability
o Open or easy access technologies and protocols
• Capability to exploit synergies and achieve an high level
of efficiency:
o Use of existing infrastructure (no redundant
investments)
o Independency from Telco Operator, avoiding any lockin effect thus fostering competition and achieving cost
efficiency on the long run;
o Economies of scale, and consequently capability
to achieve cost efficiency with increasing number of
connected devices;
• Capability to support evolution of city needs:
o Volumes, services (water, electricity, waste, street
lights, etc), geography scalability
o Capable to enable smart city development, which
means also the potential to sustain local business
development in the form of services provided by local
SME.
As a matter of fact, there are different models when we
refer to smart energy cities:
• Models where synergies and efficiencies are done
through existing communications infrastructures owned
and already operated by one Utility: it would be the
case for instance for exploitation of PLC network by the
electric utility, using the smart meters as a gateway for
other services and thus adopting additional protocols for
local/home area network, in a hub-spoke architecture
where the hub would be a data concentrator hosted in
secondary substation and then connected using cellular
technology (or fiber, if already deployed by the Utility to
connect its substations);
• Models which implies deployment of a new private
communication infrastructure based on free-spectrum
wireless technologies: such as zigbee (for electricity)
or 169mhz or 888mhz (for gas and/or water) networks
coupled with data concentrators accessing public cellular
networks;
• Models using existing public communications networks:
basically we assume the use of 2G/3G/4G public cellular
networks, combined with multiprotocol gateways for localhome are network, and the most famous implementation
of that model is the DCC in UK, originally designed for
serving the electric smart metering deployment.
If we look at the first type of models, those are often favored
wherever an electric smart metering mass deployment has
already happened in order to maximize the investment done
and reduce the marginal cost to integrate other services
and commodities. Norway and to some extent Germany are
countries where this model is taken into consideration, and
we understand that in term of cost effectiveness is definitely
an option not easy to beat. On the other hand, there are
clear limitations and disadvantages:
• Evolution of the communication infrastructure is linked
to investment strategy and priorities coming from the
electric utilities, since the quality of the PLC network
depends at the end on the quality and investment done
on the electric grid;
• Quality and coverage, while general perception is that
PLC is ubiquitous and has high communication quality
106
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
(being wired), actual experience is that in some very
dense and historical urban areas PLC may not be able to
reach effectively buildings and customers;
• Scalability and long term evolution is limited by a
technology (PLC) which may have limitation in terms of
latency and bandwidth, the latter especially relevant for
value added services to be provided to final customers;
• Lack of independency (being owned by one Utilities),
which may not be appreciated by other Utilities and
additionally, since it would not be the core activity for that
specific Utility, it may pose limitations to innovation and
long term evolution.
The second category of models for the most part overcome
the above mentioned disadvantages but they imply the
deployment of a brand new communication and private
infrastructure which from one hand it represents a significant
burden and investment and on the other hand it may not be
able to cope with technology evolution over time (i.e. level
of research and investments on private based networks for
innovation could not be compared to the ones done on public
communications networks such as cellular networks).
The third type of models (based on public cellular
infrastructure) addresses all the above mentioned issues
(i.e. evolution, quality and coverage, scalability, duplication
of investments, etc.) but it presents two problems that
receive high attention from both Utilities and Regulators: the
first order of problems relates with operational costs, since
those models imply large use of point-to-point connections
which bear high fixed and traffic costs. The second, which
also affect the first order of problems, is the lock-in effect
that can be generated, since it would be highly costly to
replace UICC (Universal Integrated Circuit Card)/SIM
(Subscriber Identity Module) Cards in devices in case there
would be the need to switch to a different telecom operator.
As a matter of fact the lock-in effect could be removed once
embedded UICC (which can be “reprogrammed” remotely
and so associated to a different operator without physically
replacing the module) will be adopted, but first there’s still
uncertainty on when this technology will become generally
available and second there are still limitations on the real
transparency of the process, since so far it would be limited
to M2M platforms sharing same technology.
Ericsson has so far worked with major stakeholders and
has formulated a proposition which can be a viable and
sustainable model for multiservice smart energy cities. Main
characteristics of the model (which is depicted in the Figure
1- Smart City Multi Service Communication Infrastructure),
are:
• Technology agnostic gateways and extended
Local/Home/Near Area Network (LAN/HAN/NAN).
There’s not a single communication protocol that can
fit all specific needs, not mentioning issues related with
standards and technology availability, and we believe
that a building gateway which can host different protocols
would guarantee flexibility and long term sustainability.
The building gateway /communication hub will collect
information from meters and other devices and could
also extend its reach through RF Mesh based repeater
in order to include Near Area Network and thus access
other relevant sensors/devices (such as smart street
lighting poles with extended sensors and capabilities).
Figure 1. Smart City Multi Service Communication Infrastructure – Conceptual Model.
107
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Access to public cellular communication infrastructure. The key characteristic of the model is that it
relies on public cellular communication infrastructure
for connecting the building communication hub with
the Wide Area Network and then to data centers. We
believe that in the long term and definitive technology will
be LTE (Long Term Evolution – 4G) for its low latency
capability (i.e. Ericsson has experimented LTE networks
for distribution automation in Utilities with latency much
below 100ms in Australia and Sweden) and mostly for its
Quality of Service management (i.e. capability to manage
different services with different level of priorities, which
may solve typical problems of 2G/3G smart metering
where the Utility service receive same treatment as other
less relevant services on the network). Access to public
cellular infrastructure brings several advantages, the
main ones being the avoidance of duplicated investment
on communication by Utilities and the continuous
investment on technology and innovation which the
telecom operator are mandated to pursue because of
their business mission.
• Compatibility with existing investments in smart
metering. A multiprotocol building communication hub is
per se the assurance for preserving investment already
done by Utilities in smart metering since it may support
connection with existing smart meters.
• Optimized capex-opex structure, increased security
and reliability. One of Ericsson innovation in such a
model is the concept of PVNO (Private Virtual Network
Operator). A mobile virtual network operator (MVNO) is
a mobile phone operator that provides services directly
to their own customers but does not own key network
assets such as a licensed frequency allocation of radio
spectrum and the cell tower infrastructure. Instead these
assets are leased from a mobile network operator in the
region where the MVNO operates.
A new model, which we call Private Virtual Network
Operator (PVNO), allows companies to use data
connectivity for internal (private) purposes, by using
the existing operators’ licensed frequency allocation of
radio spectrum and the cell tower infrastructure, and still
retaining control over some of the key nodes such as
the HLR (Home Location Register), SIM cards, and core
network. In practical terms, with a full PVNO model, a
Utility or a Service Provider on behalf of group of Utilities,
owns his UICC/SIMs cards and have access to Mobile
Networks after negotiation with MNO on wholesale base
(i.e. access to wholesale prices). The sum of this features
allows Utilities to switch MNO at will (without need
to change UCC/SIM cards), to reduce opex costs on
connectivity, to increase coverage and service availability
(i.e. opting for the best MNO in each area and having
simultaneous access to multiple MNO in roaming mode)
and to enhance control and security (i.e. managing the
HLR and the SIMs implies control over network nodes
and on authentication and encryption, even at meters
level).
The above described model allows for value added
services, some of which energy related, but the key point
is the capability to sustain an integrated ecosystem where
also innovative small and medium enterprise can thrive,
allowing for economic and social development of the urban
areas. In terms of specific solutions and proposition, in
addition to communication infrastructure design & build and
the PVNO based solution, Ericsson can sustain that model
through one common enabling infrastructure and 5 vertical
categories of application (see Figure 2 - Ericsson Smart
City Architecture).
The common enabling infrastructure is composed by three
main components:
1. Connectivity and resource management. In this layer we found all solutions and tools which allow real
time monitoring and management of all connectivity
services and resources associated. This is the realm
of so called Operation Support Systems (OSS), where
Ericsson is established leader in the telecom industry.
Main components of this layer are: network inventory
management; configuration and commissioning,
fault and incident management; performance and
traffic management; data integrity; network device
management.
2. M2M Service Enablement. The M2M Service Enablement
layer guarantees a transparent access to devices,
regardless of the connectivity technology, a uniform
naming of such devices (usually through a URI), the
exposure of a uniform API to developers, access
control and secure access to devices, quality of service
assurance and so on. In other words the M2M Service
Enablement layer allows great flexibility (in terms of
reduced time to market and costs of development) in
creating new services and business models leveraging a
diverse set of assets.
3. Integrated operations management. This layer
assess the impacts of communications network on utility
operations, systems and security using monitoring of
performance and SLA compliance for grid operations and
applications; it’s the Ericsson view on the much debated
topic on IT & OT (Operational Technology) convergence,
allowing Utilities and service providers to model services
they deliver and identify all critical components, in
order to monitor in near real time status of the end to
end service (including IT, OT and communications
components, i.e. grid outage management which implies
sensors, connectivity and network components, SCADA
and DMS systems, etc.) and most important allows to
correlate information so to anticipate identification of
potential faults or SLA degradation.
The above described infrastructure serves as an enabler
for all services provided to Utilities, Municipality and final
108
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 2. Ericsson Smart City
Architecture.
users, and allows many benefits which mostly are related
with flexibility (in terms of volumes and service scalability),
user experience and service assurance (in terms of
providing a user friendly and effective service experience),
and efficiency (in terms of reduced TCO and exploitation
and reuse of assets and objects).
service, other type of services can be delivered to final
customer, such as security (i.e. using low cost cameras
and other sensors), remote health (for instance, remote
diagnostic) and facilities management (for instance smart
maintenance of appliances, such as boiler, HVAC and
solar panels) services.
In each of the other five application areas Ericsson has
defined a unique set of propositions which are a combination
of cross fertilization knowledge coming from the telecom
industry and specific innovation and research activities on
Utilities:
• Energy Efficiency and other value added service.
Using as base infrastructure the M2M service Enablement
platform, Ericsson has brought energy efficiency
applications in two separate type of environments: one
more DSO oriented, and the other one more suited for
Energy Retailers.
Regarding the first, in the Stockholm Royal Seaport
smart city we have developed an energy management
solution based in the cloud where users can optimize
consumption from their intelligent appliances based on
information and signals provided by the DSO. Specifically
DSO provides both prices from the wholesale/spot market
(the NordPool in that case) and expected level of CO2
for each period of time. Given that the two dimensions
are adversely correlated (in Nordic market level of CO2
tends to be higher when prices are low, since fossil
based power plants runs during off-peak hours, while
clean hydropower plants are used during peak hours),
the user can express his preference (price over CO2) and
the system optimize consumption picking up points on a
pareto efficient frontier.
The second application has been developed for
competitive energy markets, where Utilities struggle to
find new value added services for reducing churn and
increase margins. The same M2M Service Enablement
Platform has been used for developing automation and
consumption monitoring services for both residential
customer and I&C customer, where an extensive set of
devices and sensors are used for acquiring information
and managing appliances. From energy management
• Smart metering and Smart Street Lighting. The
Ericsson MMP (metering management platform) concept
leverages on the M2M Service Enablement platform,
especially on its device management module, and on
the Connectivity and Resource Management layer, for
delivering full and extended headend functionalities,
especially if the network could migrate to a full IP
configuration, for electric, gas and water smart meters.
Ericsson is currently managing more than 40 millions
of smart meters in 3 different continents, on different
platform and in different delivery mode.
Ericsson has applied the same concept to street lighting
but we have extended it for delivering additional services
and implementing innovative business model lowering
investment costs needed to upgrade the lighting
infrastructure. In Sweden Ericsson has partnered with
Utilities, Municipalities, manufacturer of lamps and
Telecom operator in a model where Operators are
given the right to install LTE picocells in lighting poles
in exchange for funding and provision of connectivity
services. Connectivity services are used for connecting
not only meters and devices for managing the led lamps
but also other sensors and devices for acquiring other
useful information (i.e. traffic, pollution, etc.).
• Electric Mobility. Ericsson Smart Energy City ICT
Infrastructure can effectively support the electric charging
infrastructure needed for battery electric vehicle. Ericsson
has also tested a complementary model, which use the
existing electricity network (without the need for dedicated
charging stations) and public mobile networks. This
would eliminate the dependence on networks of charge
stations. This model has been developed in a cross
industry project in Gothenburg, Sweden, by Ericsson,
Volvo Cars, Göteborg Energi and the Viktoria Institute.
109
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
The characteristics of this model are: car can connect
and can identify to any electric outlet; the car exchanges
information over the cellular network with a cloud based
Electric Vehicle Charge System (EVCS) which provide
an optimized schedule (received by the DSO and based
on forecastaed demand and loads in the area); part of the
charging logic and a virtual meter are on the car; having
the “meter” in the car makes it possible to bill separately
for each charging session, by taking the appropriate kWh
reading from the metered outlet bill, and adding it to the
specific bill for a particular vehicle; with all utilities using
a common clearing house, it becomes simple for vehicle
owners to “roam” from region to region, and potentially
from country to country, charging their cars as they
go[1].
• Real Time Charging & Billing. Smart services advocate
for a different class of charging and billing systems. As
a matter of fact, smart meters and energy efficiency
programs call for time based price schemes, from simple
Time of Use to real time pricing linked to wholesale /
spot market prices. In addition electric mobility and also
prepay form of contracts (which may originate from
advanced meter infrastructure and would be beneficial
both for Utilities and for certain segments of customers,
especially in large cities) are per se example of real time
based transaction. Last but not least, the combination of
all above mentioned services (including multi commodity
offering in one bill) may call for managing customer
wallet in an integrated way, applying bundles, cross
discounts and offers for maximizing access and better
use of community services. Ericsson charging and billing
portfolio of solutions for Utilities have been designed to
meet the smart grid era requirements leveraging on our
leading products in the telecom industry (where more
than 1BN subscribers are billed with Ericsson products).
and help monetize real-time information generated by
devices and other real-time data sources in both IoT and
M2M networks. This technology can be seen as a key
enabler of the total M2M value chain and the Networked
Society vision, so that any kind of service provider can
have a simple and integrated access to real-time data
generated in the IoT ecosystem that enhances their
services.
REFERENCES
[1] ISAKSSON, O. and FAGERHOLT, A., “Smart Charging
for Electric Vehicle”, Ericsson Business Review, Vol. 3,
pag. 32-36, 2012
© Ericsson AB 2014
All rights reserved. The information in this document is
the property of Ericsson. Except as specifically authorized
in writing by Ericsson, the receiver of this document shall
keep the information contained herein confidential and
shall protect the same in whole or in part from disclosure
and dissemination to third parties. Disclosure and
disseminations to the receiver’s employees shall only be
made on a strict need to know basis. The information in
this document is subject to change without notice and
Ericsson assumes no liability for any error or damage of
any kind resulting from use of the information.
Views expressed in this document belong only to the
author and not necessarily represent Ericsson view or
position.
• Data based services. Smart Energy Cities, very much as
all smart grids, are prone to generate a huge amount of
real time information. Although there is a growing effort in
creating standards for protocols, sensors, networks, etc.,
big challenges remain at organizational and business
levels: there are still big silos of information isolated
from the rest of the world, and only consumed within the
borders of a company or even a department or a single
application. If we made a parallelism with the Internet,
that situation would be similar to an Internet of Intranets
without communication among them, and in that kind
of scenario strong inefficiencies on one hand, and lack
of business incentives on the other, endanger growth.
The need for enabling cross-domain aggregation and
exchange of M2M/IoT (Internet of Things) data, focusing
especially in real-time data, is thus compelling. In line with
the motivations exposed above, Ericsson has elaborated
a concept called Device Data eXchange (DDX) which will
enable the data capture, aggregation and exposition role.
DDX provides a flexible solution to organize, distribute
110
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
DRY COOLING TECHNOLOGY IN THE TURKISH MARKET:
FUTURE PERSPECTIVES FOR HIGHLY PERFORMING,
ENERGY EFFICIENT AIR COOLED CONDENSERS
Marianna CAPUTO
SPIG S.p.A.
ABSTRACT
This paper describes the main issues and challenges
related to dry cooling technology in Turkey, through our
extensive experience considering a sensitive subject such
as environmental respect.
As water preservation is becoming over and over a priority,
the need to deliver the thermal cooling requirements with
the use of air as a medium, is gaining over and over market
acceptance. The expected increasing worldwide energy
demand will boost Dry Cooling Systems Technology
deployment, mainly in those regions suffering from water
shortage and Turkey will not be an exception.
With this in mind it is doubtless that the effective Dry Cooling
Systems are the smart choice to cope with environmental
and last but not least, performance requirements. As
a matter of fact, they are properly designed to meet the
stringent requirements in term of Thermal Duty, Noise
Emissions, Plant Layout and Seismic restrictions.
The Single Row aluminium brazed tube bundle design is
today the recognised state of the art technology replacing
previous multi row design technology because of its
characteristics such as higher reliability, beter thermal
performance and lower power consuption.
The proposed paper analyses and considers all the above
mentioned aspects through our global wide experience
focusing on the Turkish project references and the future
market perspectives.
AIR COOLED CONDENSER DESIGNED FOR
BINARY GEOTHERMAL PLANT
In recent years several energy plans in Turkey, have been
developed to prioritize the local production of energy from
wind, hydropower and geothermal sources. As far as
geothermal power is concerned, SPIG has a significant
experience and proved capabilities available to satisfy any
specific requirement. According to this perspective SPIG
Air Cooled Condensers design is customized to cope with
any project to be delivered worldwide and in the Turkish
market, as well.
In this context SPIG technology has been widely deployed
for flagship geothermal plants in the Aydın Province of
Turkey, like the commissioned 2X22.5 MW geothermal
ORC application using dry cooling system. SPIG’s Air
Cooled Condenser horizontal arrangement, is composed
Geothermal Binary Plant
Project, Turkey.
111
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
by tube bundles obtained from carbon steel round tube
diameter 1 inch with aluminum fins mechanical bond of fins
with core tube can be achieved by embedded technology
Gfin type, tube sheet and header, welded type, in carbon
steel material, tube to tube sheet welded joint type.
The tube bundles are complete of side frame and bracing
supports in carbon steel material hot dip galvanized surface
protection.
The fresh air is forced through the bundles by axial fans
induced draft type installed upon the plenum chamber, the
fans group are composed by 20ft axial fans, axial shaft,
V-belt transmission and e-motor.
SPIG can provide direct ACC systems both multi row tube
bundles and single-row aluminium fin tube bundles. Multi
row tube technology design features can be described as
good resistance against corrosion, good heat transfer rate,
fin spacing of 2.5/4.0 mm, hot-dip galvanized steel fins
protection and a well established and reliable technology.
Single-row aluminum fin tube is the state of the art technology
in vacuum steam condensers, which characteristic can be
summarized in higher and more effective heat transfer
efficiency, flat core tube reducing the air-side pressure
drop, lower power consumption.
Steel structure support, walkway and access ladders
in carbon steel material hot dip galvanized surface
protection.
Customers deploying Air Cooled Condensers may benefit
from water saving, environment preservation thanks to
these emission free systems, no hot water discharge into
the sea or rivers, affecting the ecosystem. Furthermore, dry
cooling systems require very low maintenance, allowing
maximazitation of the overall costs.
AIR COOLED CONDENSER DESIGNED FOR
COMBINED CYCLE POWER
SPIG EXPERIENCE AND CASE STUDIES IN
TURKEY
At SPIG, different tailor made design Air Cooled Condensers
are readily available to satisfy different industries
requirements.
With many successfully executed and operating projects
worldwide, SPIG is a trusted partner with renowned
reliability, engineering excellence and a top quality provider.
Additionally, the SPIG Group has an outstanding track record
in Turkey where is actively operating by providing highly
performing and environmentally sound Cooling Technology
to the energy, oil&gas industries etc. SPIG clientele is
supported locally by SPIG Soğutma Sistemleri Tic. Ltd. Şti.
for a prompt assistance with both new projects and service
requirements. SPIG Soğutma has been instrumental in the
award of several cooling systems contracts when either
Cooling Towers or Air Cooled Condensers are needed.
The typical SPIG high efficiency, environmentally friendly
design Air Cooled Condensers are flexible and customized
A-frame or V-frame configuration, low fan power consuption,
resistant to corrosion and freezing conditions, requiring
very low maintenance and guaranteeing long life operation
and cost effective solutions. An Air Cooled Condenser
comprises the following components: exhaust steam ducts,
distribution ducts, tube bundles, fans, motors, gear boxes,
air extraction, drain and condensation systems and is
supported by a steel structure.
The finned tube bundles constitute the heart of an Air
Cooled Condenser.
Among the most noteworthy dry cooling projects the
company has been involved in, the 850 MW Combined Cycle
gas turbine Power Plant equipped with state of the art single
row tube technology using 42 cells, in Turkey. A 2X22.5
MW geothermal ORC application using dry technology in a
Air Cooled Condenser serving 865 MW Combined Cycle Power
Plant, Turkey.
Spig Air Cooled Condenser for geothermal application, Turkey.
112
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
56 cell installation and a 13.2 MW Geothermal Power Plant
using a 40 cells Air Cooled Condenser were completed the
last year, in Turkey. Early this year, SPIG was awarded with
a further Air Cooled Condensers order for 80MW geothermal
plant to be developed and executed in the near future.
SUMMARY
SPIG has more than a half century of global experience
and technical know-how in providing outstanding Cooling
solutions, suitable for any kind of industry and any stringent
project requirement.
Over the years it has demonstrated a proven competence in
delivering turn-key Cooling Systems as testified by several
recognitions received from world class customers. Its
capabilities cover both wet and dry cooling technology, to
offer its clientele a vast array of responses to their needs.
As far as dry cooling is concerned several SPIG Air
Cooled Condensers are successfully operating worldwide
and Turkey is not an exception. According to project
specifications the engineering department is able to study
and design any configuration such as flat, A or V frame, with
multi-row or single-row tube bundles, presenting several
benefits in terms of optimal performance, long life operation,
low maintenance, energy efficiency, water conservation
and more specifically respect of the environment.
SPIG delivers high quality and reliable technology for
optimal performance.
113
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
PROVEN CCPP TECHNOLOGY WITH THE SIEMENS H-CLASS IN
SAMSUN AND BANDIRMA II
Martin WILKENING
Siemens AG, GT Power Plant Solutions
ABSTRACT
2. SIEMENS H-CLASS
This paper will provide a detailed update on the H-class
power plant product portfolio as well as the current fleet
experience, starting with the first unit in Irsching, Germany.
A specific focus is given to the Turkish energy market,
which is developing dynamically and is rapidly establishing
a competitive market structure. The current Cengiz Samsun
600 MW CCPP and the Enerjisa Bandirma II projects will be
the benchmarks for the Turkish power sector going online
in early 2015 and 2016, matching the current challenges of
the energy market – high efficiency and operating flexibility
- in the best way.
2.1. H-class Portfolio and Core Engine Design
Following the merger of Westinghouse Power Generation
with Siemens in 1998, the decision was made to develop
a Next Generation Family of Gas Turbines and therewith
widen the existing product portfolio based on the H-class
frames for 50Hz and 60Hz markets. The Siemens gas
turbine range spans now from 5 MW for industrial plants
to 375 MW for utility size CCPPs. The SGT-8000H series
addresses the major market requirements in terms of
efficiency, environmental protection, operational flexibility
and economical value. The SGT-8000H gas turbine series
combines the best design features and technologies of
the established product lines combining high gas turbine
efficiency with maximum operating flexibility (Figure 1).
1. INTRODUCTION
During the last two decades, the Turkish electricity market
has been rapidly growing, with an average annual growth
rate of more than 6%. According to IEA forecasts, it is
expected that electricity consumption will double by 2020.
Unless major changes in electricity imports take place,
this will require at least doubling the installed generation
capacity within a decade, which constitutes a tremendous
challenge. Since the Turkish electricity market faces strong
liberalization and privatization, most of the additions will
be provided by independent power producers (IPPs)
which face a fully competitive electricity market with all
its uncertainties regarding fuel and electricity prices. The
dynamic power plant market in Turkey calls for flexible
and eco-friendly power generation facilities that are costefficient at the same time, so that they are right at the top
in the merit order.
To meet these challenging requirements new gas fired
power plants need to be highly efficient and flexible at the
same time. Therefore Siemens is offering its state-of-theart H-class technology in the Turkish market and placed the
first 50 Hz H-class plant outside Germany first with Cengiz
Enerji with a new 600 MW CCPP in Samsun at the Black
Sea coast. This success has been followed by the second
order of an H-class plant in Turkey with Enerjisa’s Bandirma
II project, which received notice to proceed in December
2013.
Figure 1. Main efficiency and flexibility related features of SGT8000H gas turbine series.
2.2. SCC-8000H Combined Cycle Power Plant Solutions
Siemens Energy offers different combined cycle power
plant configurations based on single-and multi-shaft
arrangements. Additionally Siemens is unique in offering a
flexible scope of supply varying between entire power plant
(turnkey scope) over power block /power island and up to
an extended power train. This enables Siemens to support
– depending on the project specific setup – the regional
114
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
partners and local knowledge. The portfolio flexibility with
regards to different arrangements and scope of supply
allows a wide range of technical and commercial (risk and
cost) optimizations (Figure 2).
The power plant SCC-8000H series was developed based
on the SGT-8000H as prime mover, the Irsching test plant
and the large F-class experience. The design principle
comprising the gas turbine, the generator, the coupling and
the steam turbine on a single-shaft remained the same,
as this continues to offer the customer greatest economy
and at the same time supreme operational flexibility. The
SCC-8000H series is also characterized by its high degree
of harmonization, modularization and compact design
towards footprint and space requirements. Recently a multishaft arrangement has been developed to provide flexible
solutions e.g. for small power plant sites. Both solutions
for 50Hz and 60Hz markets are based on the same design
principles.
Figure 2. H-class power plant solutions enable different
arrangements.
The H-class power plant solutions portfolio is using a triple
pressure reheat water-steam cycle as standard design with
live steam parameters up to 600°C / 170bar and Benson®
boiler technology. Application of lower steam parameters
and drum type Heat Recovery Steam Generators (HRSG)
is also possible. The project specific selection of major
design parameters and components is always a result of
an overall life cycle cost optimization, which comprises
invest, efficiency and operational flexibility aspects allowing
maximization of customer’s value add and investment
security. Siemens is offering a wide and flexible Hclass
combined cycle power plant portfolio based on pre-designed
and pre-optimized solutions, which provide an answer to
the leading market requirements.
3. FLEET EXPERIENCE
3.1. References of The SCC-8000H Series
With the successful conclusion of “Ulrich Hartmann” plant
in Irsching (unit #4) and the related validation and testing
phases, Siemens Energy is the first OEM to handover a gas
turbine engine and a combined cycle plant with efficiency
far beyond 60%. Siemens impressively demonstrated that
world-record technology is now world wide commercially
available to customers.
The next commercial success was achieved in Florida, USA,
where 9 units of the SGT6-8000H were placed. All Florida
Power & Light sites in Cape Canaveral (all three engines
are already in commercial operation), Riviera Beach, and
Port Everglades are equipped with the SGT6-8000H gas
turbines in a multi-shaft configuration (3 on 1) and provide
approximately 1200 MW electrical energy each (Figure 3).
Prior to shipment to first customer’s site (Cape Caneveral)
the full scale 60Hz engine was thoroughly tested in the
Berlin test facility. At the same time period the next order
from South Korea for the supply of a complete combined
cycle power plant equipped with the SGT6-8000H in a
single shaft configuration was placed by the independent
power producer GS Electric Power & Services, Ltd. As a
consortium leader, Siemens installed the 400MW class
power plant Dangjin 3 as a turnkey project. In 2012 and
2013 further seven units were successfully sold in South
Korea, with Ansan as a multi-shaft configuration, Andong,
Posco Power 2 as a single shaft arrangement and Daegu
City as a single shaft with a CHP application.
Following the success in Asia Siemens Energy has received
an order for turnkey erection of the Lausward combined
cycle power plant with district heat extraction in Düsseldorf,
Germany. Further contract awards were recently achieved
in the US in Pennsylvania with Moxie Liberty as a double
unit single shaft SCC6-8000H 1S, in Turkey a 50Hz single
shaft unit and in Malaysia also with a double single shaft unit
in Prai. Currently several projects are in final negoceation
steps, confirming the world wide acceptance of the SCC8000H power plants and customer’s trust in this proven
technology.
End of 2012 Siemens received the notice to proceed for
the Cengiz Samsun 600 MW CCPP which reflects another
important milestone for the success of the Siemens H-class
technology. With the SCC5-8000H CCPP and its core
component SGT5-8000H, Cengiz Enerji will feature the
most efficient fossil fired power plant in Turkey with an
efficiency of almost 61%. The power plant is configured as
a single-shaft configuration and will meet all requirements
for a flexible power plant with short startup times and fast
load capability and will be the stabile complement for the
Turkish grid supply. This plant is capable of producing full
load in as little as 30 minutes after eight hours shutdown.
Furthermore, it reacts very quickly to grid fluctuations and
can adapt its output by more than 35 MW within one minute
to meet the changing power requirements.
In December 2013 Siemens has received the order for the
turnkey construction of the Bandirma II CCPP in Turkey.
115
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
The purchaser is Enerjisa, a joint venture of Sabanci
Holding and E.ON. Following the Samsun project, which
is currently under construction, Bandirma II will be the
second power plant in Turkey to be powered by an SGT58000H gas turbine, marking the sale of 28 of this model
of gas turbine by Siemens worldwide. These gas turbines,
which have proven themselves in commercial operation
since 2011, have now clocked up approximately 50,000
equivalent operating hours at an availability of more than 97
percent. Upon completion in the spring of 2016, this plant
will have an installed capacity of around 600 MW and an
efficiency of over 60 percent.
(EOH) outage in May 2012. The engine conditions and the
hot gas path components were found to be in excellent
condition. Further opportunistic inspections were done, the
latest in August 2013. The results are more than satisfying,
as the engine and the overall plant components are in
an excellent shape, confirming accordingly the expected
lifetime prediction (Figure 4). The intensive monitoring of
“Ulrich Hartmann” shows also outstanding plant availability
and starting reliability, which is necessary for a daily cycling
operating regime.
In 2013 the first four 60Hz achieved commercial operation
successfully and ahead of schedule. The units are running
at base load and provide the fleet with very positive
feedback in terms of performance and of course reliability
and availability. The overall SCC- 8000H fleet has today by
far exceeded 30.000 EOH and in 2015 the 250.000 EOH
mark will be surpassed.
Figure 3. H-class world wide references.
The natural-gas-fired CCPP Bandirma II will be built on
the southern coast of the Sea of Marmara, near the city
of Bandirma in the Balikesir province. Siemens’ scope
comprises not only the turnkey construction of the plant, but
also the supply of the following main components: an SGT58000H gas turbine, a model SST5-5000 steam turbine and
an SGen5- 3000W water-cooled generator, along with the
entire electrical system, a 400 kV highvoltage switchgear
installation and the SPPA-T3000 instrumentation and
control system. The scope also includes a Benson-type
heat recovery steam generator manufactured by NEM and
the auxiliary and ancillary systems. A long-term service
contract was also concluded for the major components, the
gas turbine and generator.
3.2. Operational Experience
Since “Ulrich Hartmann” handover in July 2011, SCC58000H has achieved in the Irsching 4 power plant in sum
more than 16,000 equivalent operating hours and more than
450 starts. Depending on the grid dispatch requirements
the unit is running in a daily start / stop and load following
mode according to the dispatch requirements.
Several planned short time outages were performed and
allowed a visual inspection of the hot gas path and confirmed
the anticipated excellent engine conditions. The combustor
inspection took place at 12,000 equivalent operating hours
Figure 4. Ulrich Hartmann (Irsching unit #4) inspection summary.
REFERENCES
[1] FISCHER, W., ABENS, S., “SGT5-8000H Design and
Product Validation at Irsching 4 Test
Center”, VGP Power Tec 09/2009.
[2] FISCHER, W., “SGT5-8000H / IRSCHING 4: On The
Way To 60% World Record Efficiency
And Path To 60 Hz SGT6-8000H”, 18th Conference of
the Electric Power Supply Industry
(CEPSI), Taipei, Taiwan, Oct. 2010.
[3] BALLING, L., TOMSCHI, Dr. U., PICKARD, A.,
MEINECKE, G., “Fast Cycling and Grid Support
Capability of Combined Cycle Power Plants to
Optimize the Integration of Renewable
Generation into the European Grid: Live examples
from projects in NL, F, UK, D”, PowerGen Europe,
Amsterdam, June. 2010.
[4] SFAR, Dr. K., HAGEDORN, T., “Siemens H-Class
CCPP Technology: Implementation of the
first 50Hz unit and update on latest 60Hz plant design
116
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
standard”, PowerGen Asia, Kuala
Lumpur, Sept. 2011.
[5] KESSLER, A., HAGEDORN, T., “Bugok 3: Bringing
the H-Class Gas Turbine to Korea”, Modern Power
Systems, Sept. 2011.
[6] FISCHER, W., STÄDTLER, A., “SGT5/6-8000H &
SCC5/6-8000H Product Line: Advanced
Generation of High Performance Gas Turbine and
Combined Cycle System”, 6th IDGTE GT Conference,
Milton Keynes, November 2011.
[7] STÄDTLER, A., “SGT5-8000H/SCC5-8000H 1S First
experience of Commercial Operation at Irsching 4”,
Russia Power, Moscow, March 2012.
[8] BULLINGER, P., “Enhanced water/steam-cycle for
advanced combined cycle technology”, Power-Gen
Asia, Bangkok, October 2012.
[9] SFAR, Dr. K., STAEDTLER, A., “Update on Siemens
8000H CCPP Technology and Operational experience
”, Power-Gen Asia, Bangkok, October 2012.
[10] WILKENING, M., “Efficiency and Flexibility in Gas to
Power Generation - Roles of CCPPs
in the energy market”, Gas to Power Turkey Forum,
Ankara, November 2013.
and on the SEC’s website, www.sec.gov. Should one or
more of these risks or uncertainties materialize, or should
underlying assumptions prove incorrect, actual results may
vary materially from those described in the relevant forwardlooking statement as anticipated, believed, estimated,
expected, intended, planned or projected. Siemens does
not intend or assume any obligation to update or revise
these forward-looking statements in light of developments
which differ from those anticipated. Trademarks mentioned
in this document are the property of Siemens AG, its
affiliates or their respective owners.
Copyright
The content of this paper is copyrighted by Siemens AG
Energy Sector and is licensed only to Sektörel Fuarcılık
A.Ş. for publication and distribution. Any inquiries regarding
permission to use the content of this paper, in whole or in
part, for any purpose must be addressed to Siemens AG
Energy Sector directly.
Disclaimer
This document contains forward-looking statements and
information – that is, statements related to future, not
past, events. These statements may be identified either
orally or in writing by words as “expects”, “anticipates”,
“intends”, “plans”, “believes”, “seeks”, “estimates”, “will”
or words of similar meaning. Such statements are based
on our current expectations and certain assumptions, and
are, therefore, subject to certain risks and uncertainties.
A variety of factors, many of which are beyond Siemens’
control, affect its operations, performance, business
strategy and results and could cause the actual results,
performance or achievements of Siemens worldwide to be
materially different from any future results, performance or
achievements that may be expressed or implied by such
forward-looking statements. For us, particular uncertainties
arise, among others, from changes in general economic
and business conditions, changes in currency exchange
rates and interest rates, introduction of competing products
or technologies by other companies, lack of acceptance of
new products or services by customers targeted by Siemens
worldwide, changes in business strategy and various other
factors. More detailed information about certain of these
factors is contained in Siemens’ filings with the SEC, which
are available on the Siemens website, www.siemens.com
117
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ATIK GAZ SİSTEMLERİNDE ENERJİ TASARRUFU
Muammer AKGÜN
Erkin ÇETİN
BACADER – Baca İmalatçıları ve Uygulayıcıları Derneği
BACADER – Baca İmalatçıları ve Uygulayıcıları Derneği
ÖZET
Böylelikle cihazın hazır konumu esnasında soğumasını
engellemektedirler. Birden fazla bağlı olan cihazlar da atık
gaz klapenin kullanım sayesinde devre dışı kalan cihazlara
soğuk havanın girmesini engeller ve atık gazın atılmasını
iyileştirir. Ayrıca kazan dairesinden akış istikametine doğru
oluşabilecek ses ve titreşimin düşürülmesine de ciddi
katkıda bulunur.
Dış ortam sıcaklığının iç ortam sıcaklığından düşük olduğu
durumlarda atık gaz sistemi, yakıcı cihaz içerisinden ortam
havasını cihaz çalışsa da çalışmasa da çekmektedir. Doğal
çekiş ile ısı yüklü cihazın iç yüzeylerinden geçen ortam
havası, cihazın sıcak su tesisatından ve eşanjörü üzerinden
ısı çekmektedir. Ortam ve eşanjör sıcaklığı ne kadar yüksek
ise kayıp olan ısı miktarı artmaktadır. Dış ortam sıcaklığı ne
kadar düşük ise oluşan yoğunluk farkından dolayı atık gaz
sisteminin çekişi o denli artmaktadır.
Bu kayıplar atık gaz sistemlerinin doğru tasarlanmasının
yanında, kullanılan yakıta göre tasarımların yapılması ile
mümkün olabilmektedir.
Bu makalede, atık gaz sistemlerinde enerji tasarrufu
sağlanabilmesi için uygulanabilir yöntemler değerlendirilecektir.
Uygulama yerleri:
• Fan ile çalışan sıvı veya gaz yakıtlı çalışan cihazlar,
• Fansız çalışan gaz yakıtlı çalışan cihazlar,
• Odun veya gaz yakıtlı açık şömine.
Atık gaz klapeler hava akışını sınırlaması ancak oluşan
yoğuşmanın, cihazın kapalı olduğunda, kurumasını
sağlayacak kadar olmalıdır.
Bacaların veya dikey atık gaz sistemlerin ısıl geçirgenlik
direnci en az 0,65 m2K/W ve neme dayanıklı olmalıdır. Aynı
zamanda atık gaz klapesinin kapalı durumunda sekonder
hava klapesi sayesinde yeterli hava temini sağlanmalıdır.
1. ATIK GAZ DÜZENLEYİCİ VE KURUM TUTUCU
Atık gaz düzenleyici, atık gaz yolundaki akış direncini
artırmak için kazandaki atık gaz çıkışına veya yatay
bağlantı kısmına bağlanmaktadır. Atık gaz düzenleyici,
baca çapını %100 kapamamalıdır. Bacanın iç çapına
göre en az alanının %3 kadar veya en az 20 cm2 açıklıkta
olması gerekmektedir. Düzenleyici bulunduğu yerdeki ayar
mekanizması sayesinde görünür olmalıdır.
Gaz yakıtlı cihazlar için iki çeşit atık gaz klapeler
bulunmaktadır:
• Termik klape
• Motorlu klape
Fanlı çalışan doğalgazlı cihazlarda atık gaz düzenleyici
ancak güvenilir bir kullanım kanıtlandığında (tip deneyi
veya bilirkişi raporu) uygulanabilir.
Kurum tutucu, bacanın yatay veya dikey kısmına bağlanır ve
baca da temizlik için tam sızdırmazlığı sağlar. Kurum tutucu,
katı ve sıvı yakıtlı fansız çalışan cihazlarda kullanılır.
2. ATIK GAZ KLAPELERİ
Atık gaz klapeleri, bacanın yatay bağlantı kısmına veya
kazan çıkışlarına, cihazın devre dışı olduğu zamanlarda
atık gaz yolunun kapanması için bağlanmaktadır.
118
Şekil 1. Cihaza entegreli
termik klape.
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
2.1. Termik Klape
Termik klapeler, DIN 3388-4 göre fansız çalışan cihazlara
uyumlu olarak kullanılmaktadır. Bu klapeler akış emniyetine
göre monte edilebilir. Çalışması bimetal ile sağlanmaktadır.
Bimetalin etrafında bulunan atık gazın ısınması veya
ortamın soğuması sayesinde atık gaz klape harekete
geçirilmektedir. Brülör devreye girmesi ile birlikte yaklaşık
50oC’de klape açılmaktadır ve 80–100oC civarında tam
açılma meydana gelmektedir.
Bu klapelerde yıllık bakım yapılmadığı takdirde ve
malzemenin yorulması ile birlikte tehlike oluşturabilir.
2.2. Motorlu Klape
Motorlu klapeler, gaz ve fuel oil yakıtlı ısıtma sistemlerinde
kazanın baca çıkışına monte edilmektedir. Motor ile
kumanda edilen kapak, ısı sistemi dinlenmeye geçtiğinde
atık gaz yolunu kapatır. Böylece ısı kaynağında üretilen
enerji hapsedilerek depolanmış, baca çekişiyle atmosfere
atık gaz kaybı ve aynı şekilde soğuk havanın girmesi
engellenerek gereksiz soğumalar önlenmiş olur. Bu sistem
hem enerji tasarrufu sağlayarak yıllık yakıt giderlerini
azalmakta (sisteme göre %5-12), hem de ısı sistemin
ömrünü uzatarak tesisatta arızaların ortaya çıkmasını en
aza indirgemektedir.
mekanizmaları sayesinde hava temin eden ekipmanlardır.
Ek havanın baca içerisine girmesiyle baca gazının hızını
artırarak -yoğuşma-çiğ kurutma için kullanılır. Bağımsız
çalışan sekonder hava klapeleri-çekiş düzenleyici olarak
da adlandırılmaktadır. Çekiş düzenleyicisi ayrıca yanmanın
hava çekişindeki değişimlerden etkilenmeden düzenli
olmasını sağlar.
Ayrıca kazan dairesi ile baca arasında oluşabilecek basınç
farkı nedeniyle bir hava akışı sağlanmalı ki bacaya ek hava
girmesi sağlansın.
DIN 4795 göre negatif basınçlı tasarlanış bacalar için belli
şartların yerine getirmesi durumunda uygulanabilir:
• Atık gaz yolun tam olarak açık olması,
• Bacada tıkanma veya sızıntı olma durumunda tehlike arz
etmez ise,
• Atık gaz tesisatın bakım ve temizliği engellenmemesi,
• Kullanıma uygun olarak korozyona dayanıklı ve
yoğuşmanın sızmasını engelleyici şekilde tasarlanır ise.
Şekil 2. Motorlu klape
(DIN 3388-2).
Motorlu klapeler ek bir enerji ile devreye girmektedir. Brülör
devreye girmeden önce klape elektrik sayesinde kısa sürede
(5-7 san.) tekrar devreye girmektedir. Şalter sayesinde
kontrol mekanizması sağlanmaktadır. Motorlu klapeler
bacaya bağlanmaktadır ve fansız çalışan cihazlarda atık
gaz sensörün arkasına veya önüne takılmaktadır. Önüne
takılması durumunda tamamen cihazın; içyapısı, kurulum
ve kullanıma bağlıdır.
Klapelerin emniyet ve güvenlik açısından, deneyler ile ilgili
geçerli olan DIN 3388-2’dir. Bu standart üç farklı kuruluma
göre ayırt etmektedir:
• Ventil ile asgari açıklık (serbest kalan çap),
• Sızdırmaz ventil (metal ile dayanma),
• Sekonder hava klapeli sızdırmaz ventil, mecburi ayar
sistemi veya termik klapeyle.
Tam bir sızdırmaz klape ancak brülörlü cihazlarda
kullanılmalıdır.
2.3. Sekonder Hava Klapesi
Sekonder hava klapeler bacalara kendi üzerinde bulunan
Şekil 3. Hava klapesi
çalışma prensibi.
Sekonder hava klapeler kazan dairelerinde veya yanında
bulunan veya bacanın yatay bağlantısı geçen yan odada
hava akışı olan bölümde uygulanabilir. Birden fazla
bağlantısı olan atık gaz tesisatında, tüm cihazlar aynı kazan
dairesinde olmalıdır.
Sekonder hava klapeleri üç çeşit yapı türüne ayrılmaktadır:
• Bağımsız çalışan sekonder hava klapesi,
• Ayarlı mekanik çalışan sekonder hava klapesi,
• Kombineli sekonder hava klapesi.
Çekiş sınırlayıcıda ayar konumunda atık gaz tesisatının
yukarıya doğru basıncı tarafından belirlenen ayar
ağırlıklarının açılma gücü ve kapama gücü arasında bir
denge meydana gelir. Atık gaz tesisatının sıcak atık gazları
bu sayede artan akım direnci kadar soğuk hava ile otomatik
olarak karıştırılır. İçeri akan hava sayesinde yoğunlaşma
noktası düşürülür ve terleme oluşum eğilimi azalmış olur.
Çekiş düzenleyici ayar değeri üzerinde gerçekleşen bir
yukarıya doğru basınca ilave olarak yanma biriminin ara
verdiği durumlarda kazan dairesindeki oda havası ile atık
119
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
gaz tesisatının havalandırması sağlanır. Fakat bu kurutma
etkisi düşen yukarıya doğru basınçla azalır ve eğer çekiş
sınırlayıcıdaki ayar değerine ulaşılamazsa tamamen
ortadan kalkar.
Ayarlı çalışan sekonder hava klapelerde cihaz devre dışı
kaldığında ikaz akımı ile çalışan motoru sayesinde hava
klapesi uygun miktarlarda açılmaktadır.
yüksek bir atık gaz kaybı oluşur ve fanlı brülörün optimal
olarak ayarlanmasında zorluklar meydana gelir. Çekiş
düzenleyici sabit bir yukarıya doğru basınç ve böylece de
yanma birimi için kalmaya devam eden optimal çalışma
koşullarını sağlar.
2.3.1. Seçme ve boyutlandırma
Sekonder hava klapelerin boyutlandırılması imalatın
belirlemiş olduğu kullanım kılavuzu ve talimatına göre
yüksekliğin, çapın, bacanın yapı türüne ve gerekirse cihazın
kapasitesine göre yapılmalıdır. Kullanım kılavuzundaki
tablolar yetersiz kaldığında çekiş düzenleyici için gerekli
hava miktarı uygun formül ile bulunabilir.
İlave hava miktarı m3/h = A x H x Qbaca (kW)
Şekil 4. Bağımsız çalışan
sekonder hava klapesi.
Motorlu kumandalı kapama klapesi kullanımında
uygulamalarda montajı ya atık gaz tesisatın yanağında ya
da bağlantı parçasında kol olarak gerçekleştirilebilir. Daha
büyük atık gaz tesisatlar için motorlu mecburi kumandalı
fazla basınç klapeli bir ilave hava tertibatı gerekir.
Kombineli sistemler ilk iki halin kombine olarak çalışması
ile brülörün devre dışı kaldığında baca içinde tam bir
havalandırma sağlanmaktadır. Motor kumandasının
seçimine göre bacanın havalandırma süresi 10 dakikayla
sınırlandırılabilir. Isıtıcının devreye girmesi gerekiyorsa
eğer, ilk önce motor kumandası akım alır ve tespit pimi ayar
diskini serbest bırakır, böylece bu, atık gaz tesisatındaki
yukarıya doğru basınca yuğun olarak ayarlanabilir. Ancak
motor kumandası son pozisyonuna ulaştığında durdurma
şalteri aracılığıyla ateşleme serbest bırakılır.
A: Baca enine kesiti (m2)
H: yükseklik (m)
Qbaca: Baca ısıl kapasitesi (kW)
Bacaya bağlandığın da zeminden en az 40 cm yukarıda
olmalıdır ve bacanın yangın emniyetini tehlikeye atmamalıdır.
Zeminden 2,5 m üstte bağlanan sekonder hava klapeleri
yanıcı malzemelerden 40 cm mesafede olmalıdır. Atık gaz
tesisatın bakım ve temizliğini de engellememelidir.
Sekonder
hava
klapesi
ihtiyaca
göre
farklı
konumlandırılmalıdır. DIN 4795 göre dikkat edilmesi
gereken hususlar:
Mecburi kumandalı ve kombine edilmiş ilave hava tertibatları
yanma birimleri için katı yakıtlar uygun değildir. Ayrıca DIN
4795’e göre ilave hava tertibatları esas olarak sadece DIN
4705 hükümlerine uygun olarak alt basınçla çalıştırılan atık
gaz tesisatlarında kullanılmalıdır. Sekonder klape sayesinde
cihaz ile tertibat arasında atık gaz sıcaklığı düşmektedir.
Yoğuşma sıcaklığı da düşmektedir ve atık gazın hızı
artmaktadır. Bu da bacanın kuruması sağlanmaktadır.
Çekiş düzenleyici bir atık gaz tesisatın uygun olmayan bir
çalıştırma durumuna göre tasarlanmış olduğunda, fazla
Şekil 6. Çekiş düzenleyici
montaj çeşitleri
(İlave hava tertibatının
montaj olanakları).
Pozisyon 1: Çok iyi ayarlama; çok uzun yatay bağlantılarda
veya yatay çap Q1, baca Q2 çapa orantılı olarak çok küçük
ise kurutma etkisi kısıtlı.
Pozisyon 2:+3: Çok iyi kurutma, iyi ayarlama, pozisyon 3 de
ek montaj sırf örülmüş bacalarda.
Pozisyon 4: Ayarlama ve kurutma sınırlı. Katı yakıtlı
kazanlarda ve tek cidarlı bacalarda önerilir
3. BÜYÜK TESİSATLAR İÇİN KLAPELER
Şekil 5. Ayarlı mekanik çalışan atık gaz klape ile sekonder hava
klapesi.
Büyük tesisatlarda brülörün çalıştırılmasında basınç
klapeli bir çekiş sınırlayıcı ve yaklaşık 20 m üzeri baca
yüksekliklerinde ayar diski için ayrıca hidrolik amortisör
120
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
donanımı kullanılmalıdır (Şekil 7). Yüksek atık gaz
tesisatlarında optimal ölçülendirmede yanma biriminin
çalıştırılması esnasında önemli atık gaz hızları meydana
gelebilir. Ateşleme durdurulduğu takdirde atık gaz maddesi
akışı durur ve atık gaz tesisatındaki alt basınç geçici olarak
güçlü bir şekilde yükselir.
Bunun sonucu olarak iletişim esnasında tam olarak
açılmamış sıradan imalata sahip çekiş sınırlayıcı darbeli
bir şekilde açılır, ki bu durumda zedelenmeler meydana
gelir. Burada sınırlı bir şekilde de olsa çekiş sınırlayıcının
en düşük atık gaz hızına sahip bir yerde yardımcı olabilir.
Çekiş sınırlayıcının yüksek bir ayarlaması da, burada
ayarlama diskinin sonradan açıldığında ve böylece büyük
bir rezervin kullanıma girebildiğinden dolayı kendi pozitif
olarak belli eder.
KAYNAKLAR
[1] POSTRENRIEDER, E. and SCHLEE, G., Abgasanlagen,
Gentner Verlag, Stuttgart. 1992.
[2] SCHAFER,
W.,
Schornsteinfragen
in
der
heizungstechnik, Kramer Verlag, Düseldorf. 1994.
[3] MILTON Keynes., Mechanical venting of flues and
chimneys, Exhausto Ltd., 2000.
[4] Schiedel GmbH & Co., Schornsteintechnik, München.
2001.
[5] DIN-Taschenbuch 146., Schornsteine planung
berechnung ausführung, Beuth. 1993.
[6] Kutzner Weber GmbH & Co., Abgastechnische
produkte geratebau, Maisach. 2000.
SUMMARY
In this essay, the methods which are appropriate for energy
conservation in the chimney and waste gas systems,
the advantages and the disadvantages of utilising these
equipments will be evaluated.
Şekil 7. Büyük tesisatlar için
çekiş sınırlayıcı
(Hidrolik Amortisörlü).
3.1. Tesisatın İşletmesi İçin Bilgi
Yaz aylarında ve de geçiş dönemlerinde normalde
yukarıya doğru basınç düşüktür ve ayarlama diski de
böylece kapalıdır. Ancak yanma biriminin uzun süreli
çalıştırılmasında çekiş sınırlayıcıdaki ayarlama değerine
ulaşır, bu şekilde ayarlama diski açılır. Serbest bırakılmış
enine kesit bu arada giderek yükselen yukarıya doğru
basınçla büyür.
4. SONUÇ
Atık gaz sistemlerinde kullanılan ekipmanlar baca
gazından kayıpları geri kazanmak ve bacada oluşabilecek
deformasyonları engellemek için kullanılmaktadır. Bu
sistemlerinin seçimi ve uygun çözümlerde kullanılması
önemlidir. Yatırımın geri dönüş süresi değerlendirildiğinde
termik klapeler en fazla iki ısıtma sezonunda kendini amorti
etmektedir. Motorlu klapeler uygulanan sisteme göre
%5-12 yıllık yakıt tasarrufu sağlarlar. Çekiş düzenleyiciler
ise baca çekiş basıncına göre yıllık yakıt tasarruf
miktarları değişim göstermektedir. Bununla birlikte çekiş
düzenleyiciler özellikle büyük çaplı ve yüksek basınçta
çekişe sahip bacalarda, merkezi sistem ısıtma kazanlarda
bulunan brülörlerin ani kapanması durumunda bacalarda
oluşabilecek deformasyonu engellemesi açısından çok
önemlidir.
Diamayer dampers, thermal
Conventional flue systems operate with a negative pressure
and so generate a suction effect. When the appliance is idle,
heat is drawn from it. More energy is lost when warm room
air escapes through the draft baffle and unwanted drafts
can occur in the room. Where several gas appliances are
connected to a common flue system, the leak air entering
through the draft baffle adversely affects the operation of
the system. Where several appliances are in operation,
hazardous flue gas may escape into occupied areas
through appliances that are idle.
The requirements and tests governing thermally controlled
flue gas dampers are very stringent. They are laid down in
DIN 3388 Part 4, which requires the dampers to be tested
and approved together with the gas appliance or assembly
for which they are intended. As a result, the configuration,
the housing form, the thermal rating of the control elements,
the flow resistance and the operating times are all perfectly
matched to the function of one or more gas appliances,
making for optimal operating conditions.
Installing a thermally controlled flue gas damper saves
energy and improves the reliability of the system as a
whole. The investment pays for itself within one to two
heating periods.
Diermayer dampers, motorised
Unlike the thermal flue gas damper however, the motorised
damper can be used with all oil and gas fired appliances
with or without a fan, and with solid fuels and biomass
systems. In the absence of any additional control system,
the suction effect created by the negative pressure in the
flue gas system draws energy away from the boiler and the
installation room.
121
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
If there is no controlled separation, flue gases from other
appliances which are in operation (e.g. cascade systems)
can enter living spaces and this should be avoided. The
simultaneous or subsequent installation of a motorised
Diermayer damper can prevent the heated room air from
escaping and the appliance from cooling down. Unlike the
thermal flue gas damper, the motorised damper provides
power-assisted control of the aperture of the flue gas tract.
Motorised fluegas dampers made according to the
requirements of DIN 3388 Part 2.
Draft regulators and draft restrictors
Flue gas systems are subject to the effects of the weather
and to the operation of the heat generator, so updraft
conditions (a chimney's 'pull') are changing all the time.
Draft regulators match the flue system within given limits to
the heat generator and its operating mode, and improve the
dewpoint response of the flue system.
Draft regulators ensure:
• A constant updraft inside the flue
• Improved starting response for blower burners
• That existing flue systems are matched to the performance
and operating mode of a new boiler
• That the flue system is ventilated to prevent the formation
of moisture during breaks in boiler operation, with a
positively controlled or combined draft regulator being
particularly effective.
Draft regulators made according to DIN 4795. Draft
restrictors work on the "weighing scale" principle. At the
regulator damper of the draft restrictor there is equilibrium
between the opening forces exerted by the chimney updraft
and the closing forces from the balancing and setting
weights.
• The flue gas temperature and the thermal updraft
decrease
• The flue gas volume and flow resistances increase
• The dewpoint of the flue gas volume falls, more or less
offsetting the lower mixture temperature
• The flow velocity rises, thus reducing the dwell time in the
flue system (reduced cooling down)
122
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[ArvidaTM ] ARŞİMET VİDALI TÜRBİN VE GENERATÖRLER
Muhammed Doğuşhan KARA
Hidrotürbin Teknoloji Enerji Sanayi ve Ticaret Ltd. Şti.
ÖZET
Ülkemiz hidroelektrik potansiyelinin verimli kullanılması
için mikro, mini ve küçük HES modelleri ve bunlara ait yeni
teknolojilerin geliştirilmesi; bu alanda yapılan çalışmaların
desteklenerek, ülke enerji üretim paydaşlarından biri haline
dönüştürülmesi gerekmektedir. Bu hususta ciddi önem arz
eden mikro ve mini HES sistemleri büyük potansiyeller
ile beraber değerlendirilmeli ve çevresel etkiler de göz
önüne alınarak çalışmalar yürütülmeli; gelişen dünya ve
teknolojiye ayak uyduran sistemlerin de planlamalara dâhil
edilmesi gerekmektedir. ArvidaTM Arşimet Vidalı Türbin ve
Generatör sistemleri vb. suyu rejiminden ayırmayan ve
çalışma prensibi nedeniyle tamamen çevre dostu sistemlerin
sürdürülebilir kalkınma ve yenilenebilir enerji kullanımında,
ülkemiz gelecek hedefleri için dikkate alınması gereken
sistemlerdir. ArvidaTM ve benzeri mikro sistemler ülke
potansiyelinin verimli kullanılması için önem arz etmekte,
enerji verimliliği sağlayarak daha önce potansiyel olarak
değerlendirilmeyen düşük kot ve debideki temiz/kirli
akışkanlarda dahi kullanılabilen mekanizmaların enerji
politikaları ve gelecek hedeflerimizde hesaba katılması
gerekmektedir.
1. TÜRKİYE HİDROELEKTRİK POTANSİYELİ
Türkiye teknik hidroelektrik potansiyeli bakımından
217 TWh ile Avrupa’da lider konumundadır. Aşağıdaki
Şekil 1, Avrupa ülkelerinin hidroelektrik potansiyellerini
ekonomik olarak mümkün ve hâlihazırdaki kurulu santralleri
bakımından kıyaslamaktadır.
Türkiye 2005 verilerine göre 39,6 TWh olan kurulu gücünü
2013 EPDK verilerine göre 60TWh üstüne çıkarmıştır.
130TWh/yıl ekonomik potansiyeli olan Türkiye, ne yazık
ki hala bu potansiyelin ancak yarısını kullanabilmektedir.
2013 yılı verilerindeki kurulu güç artışının temel nedeni
ise, 2008 yılındaki düzenleme ile yenilenen 5784 sayılı
“Elektrik Piyasası Kanunu ve Bazı Kanunlarda Değişiklik
Yapılmasına Dair Kanun” ile özel yatırımcıya elektrik üretme
izni veren yapı kapsamında kurulan küçük HES’lerdir.
2. MİKRO, MİNİ (<1MW) VE KÜÇÜK (<10MW)
HES’LERİN PAYI
Konvansiyonel büyük HES’lerin içindeki mikro/mini
ve küçük HES’lerin payı, Avrupa genelinde sürekli bir
artış göstermektedir. 2015 projeksiyonlarında Avrupa
ortalamasına bakıldığında bu payın %10’ları aşacağı
öngörülmektedir. Ülkemizde ise bu oranın Avrupa’nın
çok daha üzerinde %20’lere varacağı şeklinde
değerlendirilmektedir.
3. LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİMİNDE HES’LER
6446 Sayılı “Elektrik Piyasası Kanunu” kapsamında
yayınlanan “Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik
Üretimine İlişkin Yönetmelik” ile kurulu gücü 1 MW’a
kadar olan elektrik üretim santrallerinde lisans alma
zorunluluğu ortadan kaldırılmıştır. Ancak rüzgâr ve güneş
santrallerinden farklı olarak hidrolik santraller için DSİ ile
ayrıca “Su Kullanım Anlaşması” yapılarak su kullanım hakkı
alınması gerekmektedir.
Yüksek potansiyel düşünüldüğünde 10.000 civarında
başvuru beklenen lisanssız hidroelektrik santralleri için
farklı düzenlemeler gerekmektedir. Yapılacak başvurular
ortak bir havuzda toplanarak, ülke potansiyelinin en iyi
şekilde değerlendirilmesi sağlanmalı, başvuru sahiplerinin
de bu potansiyeli olumsuz etkileyecek girişim/başvurularda
bulunmasının önüne geçilmesi için bilgiler ilgililerin
erişebileceği şekilde düzenlenmelidir.
Şekil 1.
Lisanssız
hidroelektrik
üretiminde
girişimcilerin
sınıflandırılması/özel girişimcilere izin verilmeyerek belediye
vb. kamu kurum kuruluşlarına verilecek izinlerden ziyade,
123
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
teknik altyapısı bulunan, potansiyeli en olumlu şekilde
değerlendiren, çevreye ve doğaya zarar vermeyen yeni
teknolojilerin uygulanması yönünde teşvikler ve izinler ile
başvuru sahiplerinden ziyade sistemlerin değerlendirilmesi
ve belli sistemlere izin verilmesi daha olumlu sonuçlar
doğuracaktır.
Ülkemiz yakın geçmişinde yenilenebilir enerji kaynağı
olmasına rağmen HES’lere karşı gelişen olumsuz kamuoyu
izlenimini değiştirecek, çevreci kurum ve kuruluşlar
nezdinde de devrim niteliği taşıyacak, ses getirecek ve
desteklenecek bir sistem olacağına inanılan Arşimet Vidalı
Türbin ve Generatörler - ARVİDATM ve benzeri sistemler ile
ülke olarak enerjide dışa bağımlılığı bitirme hedeflerimizde
de önemli bir adım atılmış olacaktır.
mühendislik tasarım değerleri ortaya konulan ArvidaTM; terzi
usulü üretilmekte ve her potansiyel için spesifik tasarım
gerektirmektedir.
ArvidaTM'nin başlıca teknik özellikleri (*tek ünite için);
• 0,1 m3/s ile 10 m3/s arası debi değerlerinde çalışabilme,
• 1m ile 10m arası düşülerde çalışabilme,
• 500 kW'ye kadar güç üretebilme,
• Kurulu gücüne göre %80 - %90 arası türbin verimi ile
çalışabilme,
• Tasarım debisinin %30’una kadar verimini koruyabilme.
• olarak sıralanabilir.
Ülke potansiyelinin değerlendirilmesi aşamasında; uzun
uğraşlar ve disiplinler arası çalışmaların ürünü sonuçlar
alınırken, alanlarında uzman kamu kurum ve kuruluşlarının
da hem teknik gelişme ve yenilikler, hem de sosyal normları
göz önünde bulundurarak kamu yararını gözeten kararları
alması en büyük temennidir.
4. ARŞİMET VİDALI TÜRBİN VE GENERATÖRLER
[ARVİDATM]
Nehir tipi HES’ler, enerji üretmek üzere gereken yüksek
düşüyü elde edebilmek için, nehri kısmi de olsa yatağından
ayırmak durumunda kalarak yüksek maliyetli iletim yapıları
ile suyu taşıma ve istenen düşü elde edilen yerde basınçlı
borular yardımı ile türbinlere gönderme prensibi ile çalışır.
Yüksek maliyetli, akışın doğal rejiminden ayrılması
gerekebilen ve çevreye olumsuz etkiler doğurabilen, teknik
olarak mevcut su potansiyelinin hepsinin değerlendirilmesinin
mümkün olmadığı bu yönteme alternatif bir çözüm üretme
gerekliliği ortadadır.
Arşimet vidası, milattan önce 200’lü yıllarda suyu yüksek
kotlara taşımak amacıyla kullanılmış hidromekanik bir
pompadır. Günümüzde bu amaçla halen pompa yerine
kullanılmakla birlikte, katı maddeleri taşıma amaçlı konveyör
bant yerine de kullanılmaktadır.
Şekil 2. Pompa olarak
tasarlanan vida
örneği.
4.1. Sistem Nasıl Çalışır
ArvidaTM, pompa olarak kullanılan bu teknolojinin, ters yönde
bir türbin gibi çalıştırılarak şaft gücü elde edilmesi, bu güçle
de generatör kullanılarak elektrik üretilmesi düşüncesiyle
ortaya çıkmıştır. Ar-Ge çalışmaları sonucunda nihai
Şekil 3. Su türbini olarak
tasarlanmış vida örneği.
4.2. Avantajları
ArvidaTM, aşağıdaki avantajlarıyla mikro HES’lere farklı bir
bakış açısıyla olumlu alternatif sunar.
• Açık kanal sistemi ile çalıştığı için uygulama kolaylığı,
• İletim yapısı, yükleme havuzu, santral binası, cebri boru
gibi yapılara ihtiyaç duymadığı için inşaat maliyetinden
çok büyük oranda tasarruf,
• Düşük devirle çalışan türbin sayesinde çökeltim havuzu
ihtiyacının olmaması,
• Suyun nehir yatağından ayrılmadığı doğa dostu tasarım,
• Dere kesit alanı dışında herhangi bir alana ihtiyaç
duymadığı için imar ve izin kolaylığı,
• Balık geçişine uygun türbin yapısı,
• En az sayıda ve en uygun mekanik parçalardan
oluşturularak optimum tasarıma sahip olduğu için bakım
gerektirmeyen uzun ömürlü türbin,
• Basınçlı çalışan herhangi bir parçaya sahip olmadığı
için; işletme aşamasında yüksek güvenlik,
• Türbin veriminin debi değişimlerine karşı neredeyse sabit
kalması dolayısıyla yıllık ortalama 8000 saat işletme
olanağı. Mevcut enerji üretim alternatiflerine oranla en
yüksek kapasite kullanımı,
• Şebekeye bağlı ya da şebekeden bağımsız çalışabilme,
• Yerli ürün kullanım avantajı ile elektrik satışında devlet
teşvikinden yararlanabilme.
4.3. Kullanım Yerleri
ArvidaTM, aşağıdaki yerlerde rahatlıkla kullanılabilir:
• Klasik HES’lerin teknik veya ekonomik açıdan uygun
olmadığı akarsu potansiyellerinin değerlendirilmesinde,
• Suyun
herhangi
bir
yöntemle
taşınamayacağı
bölgelerde,
• Suyun nehir yatağından ayırılmasının mümkün olmadığı
124
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
bölgelerde,
Klasik HES’lerin kuyruksularında,
Kullanılmayan su değirmenlerinin yerine,
Mevcut tüm dolu-taşma savak ve bentlere,
Köprülerin altında,
Arıtma tesislerinin çıkışlarında,
Soğutma ya da temizleme, yıkama amacıyla yüksek
miktarda su kullanan fabrika veya tesislerde (termik
santraller, şeker fabrikaları, demir-çelik fabrikaları vs.),
Sulama ya da başka amaçla yapılmış olan kanalların
içinde,
Elektrik hattı getirmenin maliyetli olduğu uzak dağ
köylerinde, fidanlıklarda, orman bölgelerinde,
Nispeten küçük kapasiteli santrallerin ekonomik ömrünü
tamamlamış türbinlerinin yerine,
Kendi elektriğini üretmek isteyenlerin göstereceği tüm
akışkanlarda.
ArvidaTM, tek ünite olarak kullanıldığı gibi, kapasite artırmak
amacıyla proje akışkan potansiyeli elverdiği takdirde seri
ya da paralel olarak da kullanılabilir. Böylelikle uygulanan
yerdeki tüm hidrolik potansiyel değerlendirilir.
Şekil 4. Paralel konfigürasyon.
4.4. Ekoloji
ArvidaTM açık kanal sistemiyle çalışmakta olduğu için,
suyun doğal akış güzergâhından alınıp basınçlı borulara
yönlendirilme ihtiyacı taşımamaktadır. Bu sayede nehir
yatağına bir müdahale söz konusu olmamakta, doğal
havza yapısı tamamen korunmaktadır. Suyun doğal düşü
kazandığı bölgelerde değerlendirilmesi halinde, dere
yatağının içine herhangi bir müdahale yapılmadan, türbin
yerleştirilebilmektedir. Ayrıca jeneratör, panolar ve diğer
aksam için oldukça küçük bir kulübenin yeterli olması,
ArvidaTM’yı uygulandığı yerde doğal yaşamın bir parçası
haline getirmektedir.
üretip ürünleştirebilen yerli girişimlerin desteklenmesi,
bu gibi girişimleri teşvik edecek yeni unsurlar bulunarak
sürdürülebilir kalkınma hedeflerinin önemli araçlarından
biri olan yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı için
tüm paydaşların devreye sokulması, lisanssız kapsamında
değerlendirilen projelerin başvuru sahiplerinden ziyade
sistemlerinin kıyaslanması ve teknik farklılıkların/yeniliklerin
bilinciyle hareket edilmesi gerekmektedir.
TEŞEKKÜR
Teknik bilgi ve yardımlarını esirgemeyen İnşaat Mühendisi
Sayın Barış Ketizmen’e, Elektrik/Elektronik Mühendisi Sayın
İlhan Seven’e, Makine Mühendisi Sayın Javid Khalilov’a,
sistemle ilgili deneylerin yürütülmesindeki katkılarından
dolayı ODTÜ İnşaat Mühendisliği Bölüm Başkanı Sayın
Prof.Dr. Ahmet C. Yalçıner’e, bu bildirinin hazırlanmasında
emeği geçen tüm hocalarıma ve çalışma arkadaşlarıma
teşekkürlerimi sunarım.
KAYNAKLAR
[1] KOSGEB Ar-Ge ve İnovasyon Programı kapsamında
desteklenen Hidrotürbin Tek. En. Ltd.’nin yürüttüğü
“Yenilenebilir / Alternatif Enerji Üretiminde Hidrodinamik
Burgu Türbini” Projesi çıktıları.
[2] KUMP, L.R. “The Earth System (3rd Edition)”.
[3] “Design Of Small Dams” – ABD, Bureu of
Reclamation.
[4] USUL, N. – “Applied Surface Hydrology”.
[5] YANMAZ, A.M. – “Applied Water Resources
Engineering”.
[6] ERDOĞDU, E., Ocak 2011 - “An analysis of Turkish
hydropower policy”.
[7] KUCUKALI, S., BARIS K., Şubat 2009 “Assessment of
small hydropower (SHP) development in Turkey: Laws,
regulations and EU policy perspective”.
[8] “Hydropower & Dams World Atlas”, 2006. Aqua-Media
International, UK.
SUMMARY
Micro/mini and small Hydro Power Plants need to become a
significant production part of the HEPPs with new small HEPP
models, by improving new technologies and supporting R&D
studies. With great importance at this issue micro/mini and
small hydro power plants should be considered together
with the big hydro potentials, studies should be conducted
with considering environmental impacts, keeping up with the
evolving world, technologies and energy systems.
5. SONUÇ
Ülkemiz hidrolik potansiyeli ve teknik uygulanabilirliği
değerlendirilirken; büyük çaplı projelerin yanı sıra mikro ve
mini projelerin de hesaba katılması, ArvidaTM ve benzeri
teknolojiler üzerinde bilimsel araştırmalar ile sanayi
çalışmalarını bir arada yürüterek yeni bilimsel çıktılar
ArvidaTM Archimedean Screw Turbine and Generators and
etc. systems need to be considered especially as they
don’t separate water from its natural regime and totally
eco-friendly systems with the nature of their operation
principles for Turkey’s future goals with use of sustainable
development and renewable energy.
125
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
How does ArvidaTM work?
HİDROTÜRBİN, developed this technology which is used
as a pump, to a kind of hydro turbine working in opposite
direction to derive shaft power that employs generators to
get electrical energy; and created ArvidaTM, which is a
trade mark and licensed product.
ArvidaTM can achieve following specifications at single unit;
• From 0.1 m3/s to 10 m3/s design discharge range.
• From 1 m to 10 m design head range.
• From 1 kW to 500 kW installed capacity.
• Up to 80% - 90% turbine efficiency. (Varies by installed
capacity)
• Preserve turbine efficiency until 30% of design
discharge.
Advantages
• ArvidaTM is a perfect alternative to micro hydro by the
following advantages;
• Ease of application due to being an open channel
system.
• No water conveying, no forebay, no separate power
house, no penstock. Enormous amounts of savings from
civil works.
• Thanks to low RPM turbine, no stilling basins also.
• No separation from river bed so environmental
friendliness.
• No need of extra construction areas other than the cross
section of the river where it is going to be applied, so
ease of public works. Subject to much less regulation.
• Allowance of biological passage through the turbine.
• Minimum and most efficient mechanical parts that requires
minimum maintenance and maximum economical life.
• No pressured pipes so high operational security during
commissioning.
• Stable turbine efficiency against fluctuations of discharge
therefore average 8000 hours of operation time annually.
Highest use of capacity compared to other renewable
energy generation technologies.
• Most of the parts of the product are manufactured
domestically so able to benefit from government
incitements.
structures.
• Under the bridges.
• Exit of the treatment plants.
• Any facility that uses high amount of water for cooling,
cleaning or washing. (Thermal Power Plants, Sugar
Factories, Iron-Steel Factories, etc.)
• In any water channels that is built for irrigation or for any
other purpose.
• At remote areas like mountain villages, forests which do
not have access to the grid.
• Replacement for relatively low capacity HEPP’s turbine
that require reconditioning.
• Any place where the application of the system is
technically possible
Ecology
ArvidaTM is an open channel system. There is no separation
of water from its course. Hereby, there will be no intervention
to the river bed, so natural basin formation is protected.
Also in most cases, necessary head is provided by river
itself where there will be no civil works other than screw
itself which is placed by the river.
Field of Application
ArvidaTM , is applicable in vast variety of fields. Some of
them are;
• Utilizing potential of rivers where conventional HEPP’s
are not feasible. Even minimal potentials like 1kW can
be utilized.
• Any part of river where there is no possibility of conveying
water by any means.
• Any part of river where separating water from its course
is restricted.
• To the tailwaters of conventional HEPP’s, especially
one’s with pelton turbines.
• Replacement for unused or old water-wheels.
• To all spillways, embankments and similar water
126
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
SEKTÖR VE YATIRIMCI İÇİN DOĞRU PROJE GELİŞTİRMENİN ÖNEMİ
Murat DURAK
Enermet Enerji Meteoroloji Müşavirlik ve
Mümessillik Ltd. Şti.
ÖZET
1. PROJE KRİTERLERİ
Ülkemizdeki enerji ihtiyacı günden güne artmaktadır.
Bu durum yeni enerji projelerini gündeme getirmektedir.
Geçtiğimiz yıl enerji üretimi konusunda pek çok çalışma
yapılmıştır. Bu çalışmaların sonucunda ise yeni kanun ve
yönetmelikler düzenlenmiştir. Bu düzenlemeyle birlikte yeni
projelerin başvurularının açıklandığı bir süreç de başlamış
bulunmaktadır.
1.1. Teknik Kriterler
Bir proje geliştirilirken dikkat edilecek ilk kriter, o projenin
enerji üretim potansiyelidir. Enerji üretimi için uygun
bölgenin belirlenmesi projenin en önemli kısmıdır.
İyi araştırılmış, pek çok kriterden geçmiş, uygunluğu; idari,
finansal ve teknik anlamda iyi analiz edilmiş proje doğru
projedir. Konusunda uzmanlaşmış, müfredata hakim,
teknik bilgisi kuvvetli kişiler tarafından projenin farklı
kısımları detaylı bir şekilde incelenmeli ve geliştirilmelidir.
Doğru proje hem sektör hem yatırımcı hem de ülkemiz için
çok önemlidir. Milli enerji kaynaklarımızı doğru kullanmak
gelecek nesiller için yapılan en anlamlı yatırımlardan biri
olacaktır.
SEKTÖR VE YATIRIMCI İÇİN DOĞRU PROJE
GELİŞTİRMENİN ÖNEMİ
Ülkemizdeki enerji ihtiyacı artmakta ve bu durum da yeni
enerji projelerini gündeme getirmektedir. Geçtiğimiz yıl
enerji üretimi konusunda pek çok çalışma yapılmıştır ve bu
çalışmaların sonucunda ise yeni kanun ve yönetmelikler
düzenlenmiştir. 2013 Mart ayında yayımlanan 6446
sayılı kanun, bu kanun kapsamında Kasım ayında çıkan
Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği, tebliğler ve EPDK
kurul kararlarıyla birlikte yeni projelerin başvurularının
açıklandığı bir süreç de başlamış bulunmaktadır.
Şekil 1. Rüzgâr enerjisi potansiyel atlası, hız ve güç yoğunluğu
haritası[1].
Bir projenin potansiyelini belirlemek için gereken en önemli
girdi, veridir. Proje meteoroloji verileri çok farklı şekillerde
elde edilebilir. Proje içerisinde veya çevresinde ölçülmüş
olan veriler, uydu verileri, online ücretli veya ücretsiz
indirilebilir veriler, Meteoroloji Genel Müdürlüğü’nden alınan
meteorolojik veriler gibi.
Zaman, emek ve maddi yatırımların ülkeye ve
yatırımcıya geri dönüşü için doğru projeleri hayata
geçirmek gerekmektedir. Doğru proje için de pek çok
kıstas bulunmaktadır. Bu kıstaslara uygun projeler
geliştirildiğinde; hem ülkenin enerji ihtiyacı karşılanacak,
hem yatırımcı mağdur olmayacak hem de çevreye saygılı
bir şekilde elektrik üretimi gerçekleşerek öz kaynakların
verimli kullanılması sağlanacaktır.
Bir proje oluşturulurken pek çok kriter kontrol edilmelidir.
Şekil 2. Meteorolojik kriterlerden bazıları[2].
127
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Meteorolojik veriler proje potansiyelinin doğru bir şekilde
belirlenmesi için gerekli girdilerdir. Özelikle rüzgâr enerjisi
potansiyelini gerçeğe en uygun şekilde belirleyebilmek için
saha içerisinde en az bir yıllık ölçümü bulunan, kullanılacak
rüzgâr türbinlerinin 2/3’ten kısa olmayacak ölçüm
istasyonlarına ihtiyaç vardır.
1.3. İdari Kriterler
Bölgede proje geliştirilirken idari kriterler oldukça önem
taşımaktadır. Proje bölgesinde lisanslı veya uygun bulunma
aşamasında olan başka projeler bulunmakta mıdır,
bölge için planlanan imar durumu nedir, tarım veya mera
alanında kalıyorsa ıslah planı var mıdır, hangi sınıf tarım
ve mera alanındadır, proje koruma alanında mıdır, radar
ve sinyalizasyonu etkilemekte midir gibi oldukça fazla kriter
mevcuttur. Projenin fiziki olarak hayata geçirilebilmesi için
tüm kriterler sağlanmış olmalıdır.
Şekil 3. Bir RES projesine ait örnek rüzgar ölçümü değerlendirmesi.
Bir RES projesine ait rüzgâr ölçümü değerlendirilmesi
yapıldığında, üretim hesaplanması için en önemli adım
atılmış demektir. Bundan sonraki adım, rüzgâr enerjisini en
verimli şekilde elektrik enerjisine dönüştürecek türbinlerin
konumlarının belirlenmesidir.
Şekil 6. İdari kriterlerlerden bazıları[3][4][5].
Şekil 7. RES’ler için izin listesi[6].
Şekil 4. Bir RES projesine ait örnek üretim hesaplanması.
1.2. Finansal Kriterler
Bir projenin hayata geçirilmesi için finansal anlamda
da sürdürülebilir olması gerekmektedir. Projenin üretim
bilgilerinden sonra, bu üretime uygun krediler belirlenmeli,
geri ödeme koşulları gözden geçirilmelidir. Bir rüzgâr projesi
için en büyük gider kalemi rüzgâr türbinlerinin kendileridir.
Rüzgâr türbini satış sözleşmeleri imzalanırken bakım,
servis hizmetleri ve süreleri, garanti kapsamı ve süreleri,
taşıma ve montaj hususları gibi pek çok kıstas dikkatlice
değerlendirilmelidir.
Doğru proje geliştirebilmek için pek çok farklı uzmanlık
alanından yetkin kişlerle çalışmak gerekmektedir. Proje
geliştirmede kriterler o kadar çeşitlidir ki disiplinler arası
çalışma yapmak gerekir. Bu kolektif çalışma sonucunda
milli kaynakların en verimli şekilde kullanıldığı, çevreye
saygılı, sektör ve yatırımcı için sürdürülebilir projeler
geliştirmek mümkün olabilmektedir. Doğru proje ile zaman,
emek ve maddi yatırım optimum derecede kullanılarak
ülkenin ihtiyacı olan enerjinin karşılanmasında katkıda
bulunulabilir.
SONUÇ
Şekil 5. Örnek mali tablo.
Ülkemizdeki enerji ihtiyacı günden güne artmaktadır.
Bu durum yeni enerji projelerini gündeme getirmektedir.
Geçtiğimiz yıl enerji üretimi konusunda pek çok çalışma
yapılmıştır ve bu çalışmaların sonucunda ise yeni kanun
ve yönetmelikler düzenlenmiştir. 2013 yılı Mart ayında
yayımlanan 6446 sayılı kanun, bu kanun kapsamında
Kasım ayında çıkan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği,
tebliğler ve EPDK kurul kararlarıyla birlikte yeni projelerin
başvurularının açıklandığı bir süreç de başlamış
bulunmaktadır.
128
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
1 Kasım 2007 RES başvurularında oldukça yüksek
kapasitede 78.000 MW kurulu gücünde proje başvurusu
gerçekleşmiştir. Başvurusu kabul edilen projeler, yarışma
sonucunda elenerek lisans almaya uygun olanların
kapasitesi 7000 MW’lara kadar düşmüştür. Yarışmayı
kazanan bu projelerin bir kısmı geçtiğimiz günlerde daha
önce sözü edilen 6446 sayılı kanunun getirdiği hakla iade
edilmiştir. İadelerin pek çoğunun nedeninin projelerdeki
idari, mali ve teknik sorunlar olduğu görülmektedir. Verilen
emek, zaman ve maddi yatırımların boşa gitmemesi için
proje geliştirilirken çok özenli ve dikkatli hareket edilmesi
gerekmektedir. Böyle olumsuz durumlardan kaçınmak
için projelerin kalitesine önem verilmeli, doğru projeler
üretilmelidir.
İyi araştırılmış, pek çok kriterden geçmiş, uygunluğu; idari,
finansal ve teknik anlamda iyi analiz edilmiş proje doğru
projedir. Konusunda uzmanlaşmış, müfredata hakim,
teknik bilgisi kuvvetli kişiler tarafından projenin farklı
kısımları detaylı bir şekilde incelenmeli ve geliştirilmelidir.
Doğru proje hem sektör hem yatırımcı hem de ülkemiz için
çok önemlidir. Milli enerji kaynaklarımızı doğru kullanmak
gelecek nesiller için yapılan en anlamlı yatırımlardan biri
olacaktır.
of these project applications have been returned. These
returns were mostly caused by governmental, financial and
technical problems. For not wasting the time, efford and
financial investment, the project developers shoul behave
carefully. To avoid this kind of adverse situations, attention
should be given to the project quality and only the projects
that are accurate should be developed.
The accurate project, is a project, that has passed
through many criterias and governmentally, financially and
technically analyzed. Experts, with know how on technical
and legal issues should analyze and improve the related
parts of the project. Accurate projects are important for both
the sector, investor, and our country. Correct usage of our
national energy sources is the most significant investment
for the next generations.
KAYNAKLAR
[1] ÇALIŞKAN, M., Rets Semineri 2010, http://www.mgm.
gov.tr/FILES/haberler/2010/rets-seminer/2_Mustafa_
CALISKAN_RITM.pdf.
[2] Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğü web sitesi; http://
www.mgm.gov.tr/veridegerlendirme/sicaklik-analizi.
aspx?s=m
[3] Maden Tetkit Arama web sitesi; www.mta.gov.tr
[4] ERDOĞAN, A., “Rüzgar Enerji Santralleri Ekositem
Değerlendirme ve Ornitolojik İzleme Çalışmaları ve
Raporlama Süreci”, TÜREK – Türkiye Rüzgar Enerjisi
Kongresi, Kasım 2013.
[5] T.C. Başbakanlık Afet ve Acil Durum Yönetim Başkanlığı
web sitesi, www.deprem.gov.tr
[6] MALKOÇ, Y., “RES’lerde İzin Süreçleri”, TÜREK –
Türkiye Rüzgar Enerjisi Kongresi, Kasım 2013.
SUMMARY
Last year several energy production studies have been
made. In consequence of these studies, new legislations
and regulations were constitued. Law no. 6446 was
published in 2013 March. Under this law and Electricity
Market License Regulation, notifcations and EMRA assize,
new projects application period has been started.
Project applications with 78000 MW installed capacity, has
been fulfilled in 2007, November 1. through the competitions
most of these project applications were eleminated and the
ones, which were accepted has only 7000MW capacity.
According to the rights brought by Law No. 6446, some
129
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
TRB1 BÖLGESİ HİDROELEKTRİK ENERJİ POTANSİYELİNİN
DEĞERLENDİRİLMESİ
(ELAZIĞ-MALATYA-BİNGÖL-TUNCELİ)
Murat TOPAL
E.Işıl Arslan TOPAL
DSİ 9. Bölge Müdürlüğü
Fırat Ünivesitesi, Mühendislik Fakültesi,
Çevre Mühendisliği Bölümü
ÖZET
kullanılması konusu oldukça önemlidir. Hidroelektrik
santrallerini cazip kılan başlıca nedenler; düşük potansiyel
risk taşımaları, yenilenebilir, yüksek verimli, yakıt gideri
olmayan, enerji fiyatlarında sigorta rolü üstlenen, uzun
ömürlü, işletme gideri çok düşük ve dışa bağımlı olmayan
yerli birer enerji üretim biçimi olmalarıdır[3].
Bu bildiride, Elazığ, Malatya, Bingöl ve Tunceli illerindeki
hidroelektrik santrallerinin potansiyelleri değerlendirilmiştir.
Elazığ, Malatya, Bingöl ve Tunceli illerinin hidroelektrik
enerji toplamları sırasıyla 8979,49GWh/yıl, 998,52GWh/yıl,
4508,37GWh/yıl ve 1721,35GWh/yıl olarak belirlenmiştir.
Şehirlerin enerji üretimi şu sırayı izlemektedir:
Elazığ>Bingöl>Tunceli>Malatya. Sonuç olarak, TRB1
bölgesinde hidroelektrik santrallerden elde edilen/edilecek
olan enerjilerin ülke ekonomisine olumlu yönde katkı
sağladığı görülmüştür.
Anahtar Kelimeler: Enerji, Hidroelektrik, Elazığ, Malatya,
Bingöl, Tunceli, Türkiye
1. GİRİŞ
Ülkemizde sanayileşme ve hızlı nüfus artışına paralel
olarak artan enerji tüketimi günden güne artmaktadır. Enerji
tüketimini karşılamak amacıyla enerji kaynaklarımızı iyi
bir şekilde kullanmamız gerekmektedir. Bu nedenle, yerli
kaynakların kullanılması önemlidir. Yerli kaynaklarımız
arasında fosil yakıtlar oldukça fazladır. Ancak, bu tür
yakıtlar çevresel etkileri nedeniyle tercih edilmemektedir.
Bu nedenle, fosil yakıtların yerine yenilenebilir enerji
kaynakları tercih edilmektedir. Yenilenebilir enerji
kaynakları, rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi, biyokütle
enerjisi, jeotermal enerji ve hidrolik enerji şeklinde
sıralanabilir.
Yenilenebilir elektrik enerjisi üretimi için suyun kullanımının
birçok yararlarının olmasıyla birlikte çevreyle de bir
takım etkileşimleri olmaktadır. Bu etkileşimler genellikle
hidroelektrik santrallerinin nehir ekosistem ve habitatına
olan etkilerini kapsamaktadır[1].
Hidroelektrik enerji, suyun potansiyel enerjisinin kinetik
enerjiye dönüştürülmesiyle sağlanan bir enerji türüdür.
Suyun üst seviyelerden alt seviyelere düşmesi sonucu
açığa çıkan enerji, türbinlerin dönmesini sağlamakta
ve elektrik enerjisi elde edilmektedir[2]. Bu nedenle,
hidroelektrik santrallerden elde edilen enerjinin
Günümüz itibariyle Türkiye’de 172 adet hidroelektrik
santral işletmede bulunmaktadır. Bu santraller 13.700 MW
bir kurulu güce ve ekonomik potansiyelin %35’ine karşılık
gelen 48.000 GWh yıllık ortalama üretim kapasitesine
sahiptir. 8.600 MW bir kurulu güç ve toplam potansiyeli
%14 olan 20.000 GWh yıllık üretim kapasitesine sahip
148 HES halen inşa halinde bulunmaktadır. Geriye
kalan 72.540 GWh/yıl’lık potansiyeli kullanabilmek için
ileride Türkiye’de 1.418 HES yapılacak ve ilave 22.700
MW kurulu güçle hidroelektrik santrallerin toplam
sayısı 1.738’e çıkacaktır. Gelecekte yapılacak HES ile
Türkiye’nin toplam ekonomik kurulu gücü olan 45.000
MW, 1.738 HES ile ülkenin nehirlerindeki tüm ekonomik
hidroelektrik enerji potansiyelden faydalanılması söz
konusudur[4][5].
Bu bildiride de, Elazığ, Malatya, Bingöl ve Tunceli
illerinde bulunan hidroelektrik santrallerin potansiyelleri
değerlendirilmiştir. Bu amaç için kullanılan veriler, DSİ 9.
Bölge Müdürlüğü takdim raporundan alınmıştır[6].
2. TRB1 BÖLGESİ HİDROELEKTRİK ENERJİ
POTANSİYELLERİ
Elazığ, Malatya, Bingöl ve Tunceli illerinde etüt
programında yer alan veya ileriki yıllarda ele alınacak olan
HES projelerine ait enerji miktarları Şekil 1’de verilmiştir.
Şekil 1’e göre Elazığ ilinde etüt programında yer alan Palu
HES projesi kapsamında 20 MW’lık bir enerji üretimi söz
konusu olacaktır. Bu enerji Elazığ ilinin toplam hidroelektrik
enerjisinin %0,9’unu oluşturmaktadır. Yıllık hidrolik enerji
toplamı ise 84 GWh/yıldır. Malatya ilinde ise Yazıköy
Regülatörü ve HES bulunmaktadır. Buradaki HES’ten
yaklaşık olarak 3,33 MW enerji üretimi gerçekleştirilecektir.
Yazıköy Regülatörü ve HES, Malatya ilinin hidroelektrik
enerji toplamının %1.3’ünü oluşturmaktadır. Malatya ilinin
130
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Şekil 1. Etüt programında yer alan veya ileriki yıllarda ele alınacak
olan HES projelerine ait enerji miktarları.
yıllık hidrolik enerji toplamı 17.46 GWh/yıl’dır. Bingöl
ve Tunceli illerinde ise herhangi bir etüt programında
olan HES projesi bulunmamaktadır. TRB1 bölgesinde
planlama ve kesin projesi tamamlanan HES projelerine
ait enerji miktarları Şekil 2’de verilmiştir.
Tunceli ilinde inşa halinde olan HES projesi
bulunmamaktadır. Elazığ ilinde ise inşa halinde olan 4
adet HES projesi bulunmaktadır. Bunlar, Pembelik, Tatar,
Beyhan I ve Gökçeköy Regülatörü ve HES projeleridir.
Bu projelerden elde edilecek enerji miktarı toplamı
667,61 MW’dır (Şekil 3). Bu enerji miktarı, Elazığ ilinde
HES’lerden üretilecek olan enerjinin yaklaşık olarak
%28,7’sini kapsamaktadır. Malatya ilinde ise inşa halinde
olan 2 adet HES bulunmaktadır. Bunlar Suçatı ve Güdül II
Regülatörü ve HES’tir. Bu HES’lerden elde edilecek enerji
miktarı 7,80 MW’tır. Bingöl ilinde inşa halinde olan 3 adet
HES bulunmaktadır. Bunlar, Bingöl I, Kiğı ve Bilaloğlu
Regülatörü ve HES’tir. Bu HES’lerden toplam 159,18
MW enerji üretilmesi planlanmaktadır. TRB1 bölgesinde
işletmede olan HES projelerine ait enerji miktarları Şekil
4’te verilmiştir.
Şekil 4. TRB1 bölgesinde işletmede olan HES projelerine ait enerji
miktarları.
Şekil 2. TRB1 bölgesinde planlama ve kesin projesi tamamlanan
HES projelerine ait enerji miktarları.
Şekil 2’ye göre Elazığ, Bingöl ve Tunceli illerinde
planlama ve kesin projesi tamamlanan HES projesi
bulunmamaktadır. Malatya ilinde ise 3 adet HES projesi
tamamlanmıştır. Bu HES’ler Çatalbahçe (25,25 MW),
Kuşkonmaz (5,32 MW) ve Sadıklı Regülatörü ve HES
(6,98 MW)’dir. Malatya ilinde HES projelerinden üretilen
toplam enerjinin %15,4’ü bu projelerden sağlanmaktadır.
TRB1 bölgesinde inşa halinde olan HES projelerine ait
enerji miktarları Şekil 3’te verilmiştir.
Şekil 3. TRB1 bölgesinde inşa halinde olan HES projelerine ait
enerji miktarları.
Şekil 4’e göre, Elazığ ilinde işletmede olan 4 adet HES
bulunmaktadır. Bunlar, Seyrantepe, Keban, Hazar-I,
Hazar II ve Keban deresi HES projeleridir. Bu HES’lerden
toplam 1423,58 MW enerji üretilmektedir. Malatya ilinde
işletmede olan HES 7 adettir. Bunlar, Kernek, Derme,
Tohma, Hacılar, Keklicek, Güdül ı ve Sancar HES’tir. Bu
HES’lerden toplam 43.38 MW enerji üretilmektedir. Bingöl
ilinde ise işletmede olan 2 adet HES bulunmaktadır. Bunlar
Özlüce HES ve Yedisu HES’tir. Bu projelerden elde edilen
toplam enerji miktarı 185 MW’tır. Tunceli ilinde işletmede
olan 3 adet HES projesi bulunmaktadır. Bunlar, Mercan,
Uzunçayır ve Dinar HES’tir. Bu HES’lerden üretilecek
enerji miktarları sırasıyla, 19,2 MW, 84 MW ve 4,44
MW’dır. TRB1 bölgesinde su kullanım anlaşması yapılan
HES projelerine ait enerji miktarları Şekil 5’te verilmiştir.
TRB1 bölgesinde su kullanım anlaşması yapılan projeler
incelendiğinde projelerden elde edilen en yüksek enerji
miktarının Bingöl ilinde gerçekleştiği görülmektedir (Şekil
5). Bingöl ilinde su kullanma anlaşması yapılan 14 adet
HES bulunmaktadır. Elazığ ilinde su kullanım anlaşması
yapılan 5 adet HES projesi yer almaktadır. Bunlar; Çardaklı
(15,48 MW), Demir (4 MW), Hisar (5,01 MW), Ziyaret (3,84
MW) ve Beyhan II (180 MW) HES’tir. Malatya ilinde ise
12 adet HES projesi bulunmaktadır. Bunlar, Çukurkaya,
Kaynarca, Sofular, Gemköprü, Merkez, Karanlıkdere,
131
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Şekil 5. TRB1 bölgesinde su kullanma anlaşması yapılan HES
projelerine ait enerji miktarları.
Şekil 7. TRB1 bölgesinde ön raporları hazırlanmış HES projelerine
ait enerji miktarları.
Kayabaşı, Kozluk, Kartaltaşı, Tepehan, Aksu ve Kayalı
Regülatörü ve HES’tir. Bu HES’lerden üretilen toplam
enerji miktarı 121,06 MW’tır. Tunceli ilinde ise 6 adet
HES bulunmaktadır. Bunlar, Konaktepe, Pülümür, Tagar,
Hakis, Çobanyurdu ve İnköy HES’tir. TRB1 bölgesinde
fizibilite raporları hazırlanmış HES projelerine ait enerji
miktarları Şekil 6’da verilmiştir.
ilinde ön raporu hazırlanmış 1 adet HES bulunmaktadır.
Söz konusu HES’ten 2 MW gücünde enerji üretimi
planlanmaktadır. Malatya ilinde ise ön raporu hazırlanmış
2 adet HES bulunmaktadır. Bunlar, Oba ve Koru
Regülatörü ve HES’tir. Oba Regülatörü ve HES’ten 4,30
MW, Koru Regülatörü ve HES’ten 7,0 MW gücünde enerji
üretilmesi öngörülmektedir.
3. SONUÇ
Şekil 6. TRB1 bölgesinde fizibilite raporları hazırlanmış HES
projelerine ait enerji miktarları.
TRB1 bölgesinde fizibilite raporları hazırlanmış HES
projeleri incelendiğinde en fazla enerji üretimi Bingöl
ilinde gerçekleştirilmiştir. Bingöl ilinde fizibilite raporları
hazırlanmış 7 adet HES bulunmaktadır. Bunlar, Bayram,
Vahkin, Solhan, Kaynarca, Çapakçur, Doğu ve Ankira
Barajı ve HES’tir. Söz konusu HES’lerden toplam 36,36
MW enerji üretilmesi planlanmaktadır. Elazığ ilinde fizibilite
raporu hazırlanmış 1 adet proje bulunmaktadır. Bu projeden
elde edilecek enerji miktarı 5,98 MW’tır. Malatya ilinde ise
6 adet HES projesi bulunmaktadır. Bunlar, Kayısı, Yoncalı,
Mengel, Kınık, Kırım ve İlmer Regülatörü ve HES’tir. Malatya
ilinde fizibilite raporları hazırlanmış HES projelerinden elde
edilecek enerji miktarı 35,32 MW’tır. Tunceli ilinde de 1
adet HES projesi bulunmaktadır. Bu projeden elde edilecek
enerji miktarının 13,79 MW olması beklenmektedir (Şekil 6).
TRB1 bölgesinde ön raporları hazırlanmış HES projelerine
ait enerji miktarları Şekil 7’de verilmiştir.
Şekil 7’ye göre, Bingöl ve Tunceli illerinde ön raporu
hazırlanmış HES projesi bulunmamaktadır. Elazığ
TRB1 Bölgesi olarak ifade edilen Elazığ, Malatya, Bingöl ve
Tunceli illerinde HES enerji miktarları değerlendirilmiştir.
Elazığ ilinin hidroelektrik enerji toplamı 8979,49 GWh/yıl,
Malatya ilinin hidroelektrik enerji toplamı 998,52 GWh/
yıl, Bingöl ilinin hidroelektrik enerji toplamı 4508,37 GWh/
yıl ve Tunceli ilinin hidroelektrik enerji toplamı 1721,35
GWh/yıl olarak belirlenmiştir. Enerji üretimi açısından iller
arasında büyükten küçüğe doğru bir sıralama yapılırsa;
Elazığ>Bingöl>Tunceli>Malatya şeklinde sıralanabilir.
Sonuç olarak, TRB1 bölgesinde hidroelektrik santrallerden
elde edilen/edilecek olan enerjilerin ülke ekonomisine
olumlu yönde katkı sağladığı görülmektedir.
KAYNAKLAR
[1] AKSUNGUR, M., Ak, O., ÖZDEMİR, A. (2011), Nehir
Tipi Hidroelektrik Santrallerinin Sucul Ekosisteme
Etkisi: Trabzon Örneği, Journal of FisheriesScience.
com, 5(1):79-92.
[2] GÖKDEMİR, M., KÖMÜRCÜ, M.İ., EVCİMEN, T.U.
(2012), Türkiye’de Hidroelektrik Enerji ve HES
Uygulamalarına Genel Bakış, TMH - 471 - 2012/1.
[3] BAŞKAYA, Ş. (2010). Hidroelektrik Santralleri (HES)
ve Rüzgâr Enerji Santralleri (RES)’nde Çevresel
Etki Değerlendirmesi (ÇED), III. Ulusal Karadeniz
Ormancılık Kongresi, 20-22 Mayıs 2010 Cilt: II Sayfa:
668-676
[4] Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü, Hidroelektrik
Enerji Raporu, “http://www.dsi.gov.tr/hizmet/enerji.
htm” (Erişim tarihi, 18.11.2010).
[5] ÜRKER, O., ÇOBANOĞLU, N. (2012). Türkiye’de
Hidroelektrik Santrallerinin Durumu (HES’ler) ve
132
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Çevre Politikaları Bağlamında Değerlendirilmesi,
Ankara Üniversitesi Sosyal Bilimler Enstitüsü Dergisi,
2012, 3(2) DOI: 10.1501/sbeder_0000000046
[6] TR (Takdim Raporu), (2012), T.C. Orman ve Su işleri
Bakanlığı Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü, DSİ. 9.
Bölge Müdürlüğü, 2013 Yılı Program-Bütçe Toplantısı
Takdim Raporu. Elazığ, s376.
SUMMARY
In this paper, potentials of hydroelecric power stations in
Elazığ, Malatya, Bingöl and Tunceli cities were evaluated.
Totals of hydroelecric energy of Elazığ, Malatya, Bingöl
and Tunceli cities were determined as 8979,49 Gwh/year,
998,52Gwh/year, 4508,37 Gwh/year and 1721,35 Gwh/
year, respectively. Energy production of the cities follows
that order: Elazığ>Bingöl>Tunceli>Malatya. As a result, it
is seen that energies obtained/will be obtained from the
hydroelecric power stations in TRB1 zone contributes
positively to the national economy.
Keywords: Energy, Hydroelectric, Elazığ, Malatya,
Bingöl, Tunceli, Turkey
133
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ISI KÖPRÜLERİ
Neşe ŞIK
Proaktif Yalıtım Sistemleri Mühendislik
Yapı San. ve Dış Tic. A.Ş.
Isı dalgaları akıllıdır ve dolayısıyla sıcağın soğuğa aktığı
düşünüldüğünde, ısı dalgaları yapıdaki yalıtımın en zayıf
olduğu noktalara yönelerek ısı transferini gerçekleştirirler.
Bu ısı enerjisi transferinin meydana geldiği noktalara genel
tabirle “Isı Köprüsü” adı verilmektedir[1].
Isı köprüleri farklı nedenlerden ötürü ortaya çıkabilirler.
Yanlış veya eksik yalıtım uygulamalarının yanında, yeterli
önlem alınmaması halinde yapının bir parçası olan pencere,
denizlik ve panjur kutuları da başlıcı ısı köprülerinden
sayılabilmektedir. Kullanılan yapı elemanlarının ısı
iletkenlik performansı değiştiğinden, malzemeden kaynaklı
ısı köprülerinden de söz edilebilmektedir. Aynı şekilde bazı
yapı elemanlarının yüzey geometrisi de ısı transferinin
meydana gelmesine sebep olarak aynı sorunu ortaya
çıkarabilmektedir[2].
b) Geometriksel Isı Köprüleri
Yapının iç kısmındaki sıcak yüzeyin, dış cephenin soğuk
yüzeyinden küçük olması (örn.; yapının tavanında veya
duvar birleşme noktaları olan üçgen kenarlar) neticesinde de
ısı köprüleri meydana gelebilmektedir. Örneğin yapılardaki
köşeler, geometrik ısı köprülerine sebep olabilmektedir ve
dolayısıyla dikkat edilmesi gereken alanlardır.
Şekil 2. Dış köşede küf oluşumu.
İç mekanlarda bir ısı köprüsünden söz ediyorsak, ısının
homojen bir dağılım gösterdiğini söylemek mümkün
değildir. Isı köprülerinin meydana getirdiği ısı transferi
nedeniyle yapının içindeki bazı yüzeyler, ortalama ısının çok
altında (kış mevsiminde) veya üstünde (yaz mevsimnde)
seyredebilmektedirler. Bu sebepten ötürü söz konusu
noktalarda yoğuşmayla beraber rutubet ve küf oluşumu da
başlayarak, yapının ve daha da önemlisi insan sağlığını
tehdit edecek bir oluşumla karşılaşılır[3].
c) Tasarım Kaynaklı Isı Köprüleri
Tasarım kaynaklı ısı köprülerinin esasında malzeme
kaynaklı ısı köprülerinden pek farkı yoktur. Yalnızca
sebepleri öncelikle yapı proje planlaması aşamasında
aranmalıdır. Yapı kaynaklı ısı köprülerine örnek olarak,
yalıtım sisteminin içerisindeki yağmur boruları ve panjurların
eksik ya da yanlış yalıtılmış olması gösterilebilir[5][6].
Isı köprüleri genellikle farklı yapı elemanlarının birleştiği
noktalarda meydana gelmektedir. Bu durumu “Malzemeden
Kaynaklı Isı Köprüleri”, “Geometriksel Isı Köprüleri” ve “Tasarım
Kaynaklı Isı Köprüleri” olmak üzere üçe ayırabiliriz[4].
Isı köprülerini belirlemek ve önlemek için çeşitli yöntemler
bulunmaktadır. Bu kapsamda Psi ve chi değerleri enerjik
ısı kaybıyla ilgili bilgi vermektedir. Isı faktörü ve minimal
yüzey ısısı ile küf/ mantar ve yoğuşma suyu etkileri ölçülür
ve değerlendirilir. Isı köprülerinin belirlenmesiyle ilgili bu
parametreler Sonlu Elemanlar Metodu (Finite- ElemntMethod- FEM) ile hesaplanmaktadır. Bu şekilde, yapıda
kullanılan yapı malzemelerinin iletkenlikleri ile birlikte
yapının geometrik yapısı hesaplanarak ısı köprüsünün
yapısı bilgisayar ortamına aktarılmaktadır. DIN EN 10211
normlarınca, bu hesalamada uygulanacak sınır koşullar
belirlenmiştir[7].
a) Malzeme Kaynaklı Isı Köprüleri
Yanyana duran yapı elemanlarının ısı iletkenlik özelliklerinin
farklı olması.
Şekil 1.
ISI KÖPRÜLERİNİN TERMAL ÖZELLİKLERİ
Sayısal değerlerin yanı sıra, FEM Metodu yapının
içerisindeki ısı dağılımına yönelik ve ısı akım hatlarına
ilişkin de bilgi verir. Aşağıda sunulan görsel, yapıda ısı
kaybı yaşanan alanları, termal yapısal zayıf noktaları, yani
134
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ısı köprülerinin olduğu noktaları göstermektedir. İzotermler,
yapıda sıcaklığın eşit olduğu noktları gösteren eğrilerdir
ve ısı akım hatları ve izotermler dikey olarak birbirinin
üzerindedir (bkz. Şekil 3 ve Şekil 4)[8].
Şekil 3. Isı akımının termal
görüntüsü.
Şekil 4. İzoterm termal
görüntüsü.
YALITIM: YAPILARDAKİ ZAYIF NOKTALAR
Yapının bazı alanlarında zayıf noktaların oluşması, ısı
yalıtımının yanlış uygulanmasından kaynaklanmaktadır.
Bir diğer problem ise, mevcut yalıtımın yine yanlış
uygulamalar sonucu neme maruz kalmasıdır. Bu anlamda,
poliüretandan imal edilen yalıtım malzemeleri, yapıştırılabilir
özelliği sayesinde dübel ile duvara tutturulması gereken
malzemelere nazaran daha kullanışlıdır ve önerilmektedir.
Dübelli katmanlar ısı yalıtımda boşluk oluşturabileceği ve
ısı köprüsü oluşturabileceği için tercih edilmemelidir. En
dikkat çeken sorunlu bölgeler aynı zamanda toprak zemin
bağlantılı bölgelerdir. Çatıların yenilenmesinde özellikle
çatılarda kirişler arası yalıtım bir diğer hassas konudur.
Çatılarda ısı köprülerinin oluşabileceği problemli bölge,
kirişlerin arasıdır. Ahşap kirişler yüksek ısı iletkenliğine sahip
olduğu için, ısı kaybına sebep olmaktadırlar. Daha etkili bir
yöntem ise, tüm çatıyı kirişlerin üzerinden kaplayan yalıtım
şeklidir. Isı yalıtımında gözden kaçan veya uygulamada
gereken önem verilmeyen pencere kenarları ve panjur
muhafazaları da yapılarda ısı yalıtımında dikkat edilmesi
gereken zayıf noktalardır.
ISI KÖPRÜLERİNİN ZARARLARI
Isı köprüsünün oluştuğu alanlarda iç mekandaki ısıtma
veya soğutma enerjisi transfer edilmektedir. Örneğin kış
mevsiminde içerideki sıcak hava ile ısı köprüsü nedeniyle
yapının soğumuş bölümü temas ettiğinde, bir yoğuşma
meydana gelmekte ve bu da rutuet ve küfün oluşmasına
neden olmaktadır.
Binalarda yalıtımın kesintisiz olarak tüm kolon, kiriş, mermer
vb. yerleri kaplaması gerekmektedir. Aksi halde bu alanlarda
ısıtma/soğutma enerjisi kayıpları meydana gelmektedir. Isı
köprülerinin olduğu bölgelerde ısı geçişinin çok yüksek
olması sebebiyle, iç ortam sıcaklığının belli bir seviyede
tutulabilmesi için çok yüksek enerji sarfiyatı söz konusudur.
Toplam enerji tüketiminin yaklaşık 1/3 kısmından ısı
köprüleri sebebiyle etkin şekile fayda sağlanması mümkün
değildir. Isı köprüleri, yapının içerisinde istenilen ortam
ısısına ulaşılması için en az üç kat daha fazla enerji tüketimi
yapılması gerektiği anlamına gelmektedir[8].
Enerji kaynaklarının giderek azalarak fiyatların yükselmesine
engel olabilmek için Avrupa Birliği sert yaptırımlar
uygulamaya başlamıştır. AB tarafından, 2020 yılına
kadar Avrupa’daki bütün enerji kaynaklarının tüketileceği
öngörülmektedir ve yeni yapılara ruhsat verilirken yalıtım
değerlerinin önemli bir kriter olacağı açıklanmıştır. Isı
köprüleri, yapılara kısa ve uzun vadede birçok zararlar
verir; oda ısısının düşmesi sebebiyle oluşan rahatsız edici
ve soğuk ortam koşulları bunların başında gelmektedir.
Yüksek ısı kaybından dolayı yüksek enerji sarfiyatı söz
konusu olmakta ve oluşan nemden dolayı küf oluşumu
kaçınılmaz hale gelmektedir.
Isı köprülerinin olası etkileri özet olarak aşağıdaki gibidir:
• Yapıya zarar verir.
• İnsan sağlığına zararlıdır.
• Enerji masraflarını yükseltir.
• Yaşam konforunu düşürür.
ISI KÖPRÜLERİNİN TESPİT EDİLMESİ
Bina termografisinde, binaların ısıtma ve soğutma
sistemlerindeki enerji kayıplarının hızlı ve etkin analizi
için infrared teknolojisi çok idealdir. Yüksek sıcaklık
çözünürlüğü sayesinde, termal kameralar yalıtım
hatalarını, ısı köprülerini, bina hatalarını ve hasarlarını
detaylı biçimde gösterir. Dış duvarlardaki ve kapılardaki,
panjur muhafazalarındaki, radyatör bağlantılarındaki, çatı
yapılarındaki ve tüm bina cephesindeki enerji kayıplarını
kaydetmek ve belgelemek için idealdir. Termal kameralar,
yapıda soğuk alanları mavi olarak görüntüler, artan
sıcaklıkla birlikte yeşilden sarı tonlarına ve kırmızı tonlarına
kadar renk değişi olabilmektedir. Binanın dışardan termal
kamerayla görüntülenmesinde kırmızı bölgeler ısı köprüleri
anlamına gelmektedir, içerden görüntülemede ise yeşil
veya mavi bölgeler, ısı kaybının (yani soğuk) olduğunu
gösterir[9][10].
Isı köprüleri için bazı örnekler şunlardır:
• Bina temel yalıtımı,
• İçerden yalıtım durumunda iç duvarlar ve tavan
bağlantılarının dış duvara yapılması,
• Çatılarda kirişler arası yalıtım,
• Pencereler, pencere çerçeveleri, panjur muhafazaları,
• Balkon ve teras bağlantıları veya garaj gibi termal olarak
ana binadan ayrılmamış yan binalar.
ISI KÖPRÜLERİ NASIL ÖNLENİR?
Öncelikle elbette yapının komple ısı izolasyonunun yapılması gerekmektedir; fakat detayların da çok önemli olması
dolayısıyla ısı köprülerini önlemek için en etkin yöntem,
konsolu termal olarak ana yapıdan ayırmaktır. Bunun için
en çok tercih edilen yöntem, ortasında yalıtım malzemesi
135
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
bulunan taşıyıcı balkon bağlantı modülleri ile konsolu ana
yapıdan ayırmaktır. Bu sayede balkon ayrı çalıştığından
ve ana yapıya doğrudan temas etmediğinden ısı köprüsü
oluşmaz ve binanın izolasyonu kesintiye uğramaz.
Bir diğer yöntemde ise, konsolu ana yapıdan ayırmak için
bir taşıyıcı konstrüksyon tasarlanır ve balkonlar bu ikincil
yapının üzerine oturtulur[11][12].
KAYNAKLAR
[1] HAUSER, G., und STIEGEL, H.: Wärmebrücken-Atlas
für den Mauerwerksbau. Bauverlag Wiesbaden, 1990,
2. durchgesehene Auflage 1993.
[2] HAUSER, G. und STIEGEL, H.: Wärmebrücken-Atlas
für den Holzbau. Bauverlag Wiesbaden, 1992.
[3] ROUVEL, L. und WENZEL, B.: Kenngrößen zur
Beurteilung der Energiebilanz von Fenstern während
der Heizperiode. HLH 30 (1979), Nr. 8, S. 285-291.
[4] HAUSER, G.: Passive Sonnenenergienutzung
durch Fenster, Außenwände und temporäre
Wärmeschutzmaßnahmen – Eine einfache Methode
zur Quantifizierung durch keg – Werte. HLH34 (1983),
H. 3, S. 111-112, H. 4, S.144-153, H. 5, S.200-204, H. 6,
S. 259-265.
[5] HAUSER, G. und STİEGEL, H.: Wärmebrücken im
Holzbau. Entwicklungsgemeinschaft in der Deutschen
Gesellschaft für Holzbau, Okt. 1992.
[6] HAUSER, G. und HAUSLADEN, G.: Energiepaß
–
Energiekennzahl
zur
Beschreibung
des
Heizenergiebedarfs von Wohngebäuden. Gesellschaft
für Rationelle Energieverwendung, Berlin März 1994.
[7] Verordnung
über
einen
energiesparenden
Wärmeschutz bei Gebäuden (Wärmeschutzverordnung
– WärmeschutzV) vom 16. August 1994.
Bundesgesetzblatt Teil 1, Bonn 24. August 1994, S.
2121-2132.
[8] HAUSER, G. und STIEGEL, H.: Dokumentation der
Wärmebrückenwirkung bei Häusern in Holztafelbauart
gegenüber Koventionell errichteten Gebäuden
und Festlegung pauschaler Korrekturfaktoren.
Entwicklungsgemeinschaft
in
der
Deutschen
Gesellschaft für Holzforschung e. V., März 1994.
[9] MAINKA, G.-W., PASCHEN, H.: Wärmevrückenkatalog.
B. G. Teubner, Stuttgart 1986.
[10] ERHORN, H., TAMMES, E.: Eine einfache MEthode
zum Abschätzen belkenförmiger Wärmebrücken in
Bauteilen mit Planparallelen Oberflächen. Bauphysik
7 (1985), H. 1, S. 7 -11.
[11] BERBER, J.: Außenwikel als Wärmebrücken.
Bauphysik 6 (1984), H. 4, S. 142- 144.
[12] HEINDL, W., KREC, K., PANZHAUSER, E., SIGMUND,
A.: Wärmebrücken. Springer- Verlag, Wien-New York,
1987.
136
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
SMART POWER GENERATION GRID STABILITY AND RESERVE
OPERATION IN TURKEY
Niklas WÄGAR
Electrical & Automation
Power Plant Technology, Power Plants,
Wärtsilä Finland
ABSTRACT
Fast reserves are needed in order to cover for transients
and grid stability challenges. With the increasing number
of variable renewable generation, the need for even faster
and more flexible generation is evident. Modern gas
engines with rapid controls is one of the most appropriate
solutions for ensuring that generation meet demand at
all times.
TEIAS, the Transmission System Operator in Turkey,
has requested testing to ensure compliance with reserve
operation already for many years and have also been
able to see the benefits of fast responding primary and
secondary reserves for grid stability operation.
3) Tertiary control: after secondary control reserves are
used, Tertiary control will free up secondary control
reserves, in order for the system to be able to respond
to the next contingency.
4) Time control: the integral of the frequency is monitored
at system level. If this integral starts to deviate too
much from the nominal frequency, the frequency setpoint will be adjusted to compensate: Balancing.
So, to simplify in one sentence; the main role of the primary
reserve is to stop the frequency dip during a transient,
the secondary control should bring the frequency back
to nominal and free-up the primary reserves while the
tertiary reserves can be seen as a backup to the earlier.
This paper will show cases of excellent reserve operation
with Smart Power Generation based on internal
combustion gas engines in Turkey.
1. INTRODUCTION, RESERVE BASICS
All power systems require a certain reserve capacity, but
the requirements in terms of size and dispatch speed
differ considerably. The reserve requirements are defined
in the grid code prepared by the transmission system
operator (TSO), who is also responsible for maintaining
system stability.
In the European power system, there are four reserve
control loops in place to arrest and restore the power
balance and therewith the frequency deviation in the
system:
1) Primary control: generators must act on the frequency
deviation observed locally to cause the frequency to
be arrested at a certain stable level.
2) Secondary control: for each control area in the
European grid (usually a country), the TSO has a
control algorithm that calculates how the power setpoint of the control area should be changed to restore
power balance and free up primary control.
Figure 1. European power system, the four reserve control loops
and typical times[1].
2. RESERVE OPERATION IN TURKEY
In 2013 the Turkish generation capacity was more than
60 GW and is expected to exceed 100 GW by 2020. This
increase is expected to be in the form of nuclear power
plants of fairly high unit size, posing an evident need for
fast reserves.
Primary Reserve
The minimum size of the primary reserve capacity is
typically equal to the biggest generating unit in the
power system, or sometimes the largest grid connection
contingency. If the largest unit trips, the inertia in the
system will slow down the frequency dip until the spinning
reserve is automatically activated. The primary reserve
requirement of the Turkish power system is actually
smaller than the largest unit and has further decreased
from 770 MW to 300 MW, owing to the ENTSO-E
interconnection from 2012 onwards[2].
137
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
In Turkey, the TSO TEIAS define that the power generation
units should meet the primary reserve regulation setpoint
within 30 seconds, typically tested with a 10% step test. An
initial reaction of the generating unit should be seen within
2 seconds. Since the ENTSO-E interconnection, the typical
plant primary reserve is 1%.
Wärtsilä commissioned in February 2011 a 52,4 MW gas
power plant for Harput Tekstil to the city of Gediz, fairly close
to Izmir in Turkey. The HG Enerji power plant consists of 6
generating sets based on the 20 cylinder reciprocating gas
engines of the type W20V34SG. In Figure 2 results from the
Primary Frequency Control testing with 10% reserve (0,873
MW of the generating set output of 8,73 MWe) can be seen.
The initial reaction of 2 seconds is met as well as reaching
the new setpoint well in advance of the required maximum 30
seconds. The generating set operation is very stable as can
be seen, even though the sample rate for the measurements
is 100 ms.
TEIAS requires testing of Primary Frequency Control
support on both under- and over-frequency operation and
the clear results of rapid action and very stable operation of
the generating set can be seen in Figure 3.
Secondary Reserve
In Turkey the secondary reserve is currently provided in two
different ways[2]. Part of this reserve capacity is provided
with hydro power, which is a fast form of regulating power.
However, the hydro power allocated for reserve capacity
cannot be used for power generation, meaning that some
additional thermal generation has to make up for the
corresponding amount of hydro reserve. Secondly, gas-fired
power plants are utilised for providing secondary reserves.
Typically, the amount of secondary reserve has to cover the
full primary reserve and is typically ~ 2 % of total generation
capacity connected to the grid. In Turkey, the secondary
reserve requirement is currently considerably smaller at 770
MW[2].
Figure 2. Primary Frequency Control 10% validation at HG Enerji Power Plant in Turkey.
Figure 3. Generating Unit active power control response test to simulated system frequency steps (-200 mHz - 0 - +200 mHz) at HG Enerji
Power Plant in Turkey.
138
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Gas engines with very rapid response and fast control
provides a perfect match for grid stability and secondary
reserve operation. Figure 4 shows a real case from a 150
MW, 8x18V50SG Power Plant in Turkey. In this Power
Plant SCADA screenshot (WOIS, Wärtsilä Operator’s
Interface System), the plant setpoint signal provided to
the power plant over a RTU (Remote Terminal Unit) from
the TEIAS Grid Control centre is showed with black trend
pen colour. The Power Plant total active power output is
showed with red trend pen colour. As can be seen the
power plant is following the Grid setpoint immediately
and exactly. This, even to the point that it is difficult to
distinguish the difference between the control signal from
the grid and the plant output following. The two trend
pens are more or less on top of each other.
As highlighted in Figure 4, a reserve balancing need
from 21 to 127 MW is provided within 37 minutes with
some up/down balancing in between. This Power Plant
can provide up/down regulation of a remarkable 48 MW
/ minute.
As a matter of a fact, of the total secondary reserve
requirement of 770 MW in Turkey, today more than half
of that reserve is provided by fast responding Wärtsilä
gas engines. The TSO TEIAS have clearly recognised
that this technology can provide a controllable response,
the update rate of control setpoint sent to the plant for
the reserve is 1 second and the gas engine driven power
plants respond immediately.
Figure 4. Secondary Reserve, Grid Balancing operation with a
150 MW, 8x18V50SG Power Plant in Turkey. The black pen is the
Grid control setpoint, the red pen is the Power Plant output with
immediate and exact following.
3. SMART POWER GENERATION
Smart Power Generation (SPG), in the form of modern
gas combustion engines, offers three simultaneous
features that are valuable in this context:
• High efficiency – between 45 and 50% simple cycle
plant net efficiency at site and up to 53% in combinedcycle mode. In a typical multi-unit installation efficiency
remains the same over the wide load range of 3-100%
• Operational flexibility – fast starting, stopping and
ramping, without impact to the maintenance schedule
• Fuel flexibility – natural gas, LNG, biogases, fuel
oil (HFO, LFO) and liquid biofuels can be used and
switched amongst each other
Smart Power Generation offers a new way to stabilize
power systems. With astonishing performance of starting
from stand-by to grid synchronized in 30 seconds, and
ramping up to full load in less than 5 minutes, it can
provide a secondary reserve function from stand-still,
with no fuel cost and emissions. This concept allows low
load operation to be no load operation since the units can
be started immediately.
Smart Power Generation is a proven technology based
on modern computerised combustion engines. Plant
sizes range typically from 20 MW to 600 MW which is the
optimum size range for system optimization.
With the Turkish perspective, the operational flexibility
features with fast ramping, is one of the key performances
that have been appreciated by the TSO and thus also by
the customers, a case of this will be presented in the next
chapter.
4. 20% PRIMARY FREQUENCY CONTROL
OPERATION
As discussed earlier, the typical plant primary reserve
in Turkey is 1%, but the performance is tested with a
10% step test. At a 7x18V50SG, 130 MW Power Plant
in Turkey, successful operation of secondary frequency
operation has been conducted since 2012, similar
to the case presented in Figure 4. In addition to the
secondary frequency control operation, the plant started
to operate with the full 10% of primary frequency control
in the autumn of 2013. In December 2013, the customer
approached Wärtsilä to evaluate the possibilities to start
to operate with 20% primary frequency control, requesting
for a faster ramp rate allowing to reach 3,7 MW within 30
seconds on a unit level.
The Wärtsilä 18V50SG is the world’s largest gas-powered
internal combustion engine based generating unit and has
outstanding reserve load ramping performance. A unit
operating at its nominal operating temperatures can ramp
up from 10% to 100% in just 42 seconds, thus providing
an excellent base for answering the Turkish customer
request for 20% primary frequency control operation.
Updated ramp rates were provided to the customer
and the official 20% primary frequency control tests
were conducted in January 2014. From February 2014
onwards the customer has been able to operate with
the 20% primary frequency control in addition to the
secondary control which in a way can be seen more as a
balancing operation. This case is a perfect example of full
utilisation of one of the three corners of the Smart Power
139
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
The new potential of non-spinning secondary reserve
is the next interesting value enhancement from a total
power system perspective. When considering renewable
integration ensuring fast and efficient load following,
Smart Power Generation based on gas engines is the
obvious choice.
Figure 5. Superior reserve operation of the W18V50SG gas engine
loading rate; 42 seconds from 10 to 100% load[4].
Generation, the Operational Flexibility, which have been
further enhanced for this customer and their operation.
Considering that the plant was primarily intended to
operate in base load operation, thanks to very fast reserve
operation, the customer could extend its ancillary services
with first the 10% and then 20% primary frequency control
with minor control system parameter changes. The timeto-market timeline was also very short in this excellent
case.
5. NON-SPINNING SECONDARY RESERVE
One of the most interesting features with Smart Power
Generation based on Wärtsilä gas engines is the 30
seconds to reach synchronization from a stand-by
operation, stopped mode. This enables a non-spinning
secondary reserve operation where a vast majority of
reserves can be in stand-by and both fuel and water usage
and emissions minimized. According to several studies
(examples from UK and California, USA), substantial
system level savings can be made, since other existing
conventional generation reserves can be minimized and
thus the total system efficiency will be higher[5][6][7].
6. CONCLUSION
Smart Power Generation based on gas engines provides
numerous and unique combinations of valuable features
with multiple operation modes and fuel flexibility allowing
clear benefits for power system operators and power
producers.
Figure 6. Key values and features with Smart Power Generation,
multiple gas engines.
REFERENCES
[1] European Network of Transmission System Operators
for Electricity, http://www.entsoe.eu
[2] TEIAS, “Grid Access and Integration of Renewable
Energy Resources (RES)”, 2011.
[3] YARBAY, R. Z., Güler A.Ş and Yaman E., “Renewable
Energy Sources and Policies in Turkey”, 6th
International Advanced Technologies Symposium
(IATS’11), 16-18 May 2011, Elazığ, Turkey.
[4] WÄGAR, N., Östman M, Wideskog M, Teir R, “Flexible
Power with Reciprocating Gas Engines” POWERGEN
Europe 2011.
[5] DNV
Kema
California
study,
http://www.
smartpowergeneration.com/spg/downloads
[6] Redpoint UK study, http://www.smartpowergeneration.
com/spg/downloads
[7] HULTHOLM, C., Non-Spinning Power System
Reserves Enabling an Efficient Integration of
Renewables, ICCI 2014.
In Turkey, both the customers and the total power system
have found clear value in modern combustion engines
being very suitable for grid stability support. Reserve
operation is excellent, fast and efficient both in primary
and secondary frequency control mode. The latest case
of 20% primary frequency control, officially approved by
TEIAS, is yet another development where the operational
flexibility is further developed and applied according to
customer requests and system needs.
140
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
BIOCONVERSION OF COAL FIRED POWER STATIONS
Preben MESSERSCHMIDT
Thomas KROGH
Ramboll Energy Power
Ramboll Energy Power
ABSTRACT
The paper deals with conversion of larger coal fired power
stations of pulverised fuel type to wood pellet firing.
The paper will explain the technical adaptations, challenges
and benefits associated with the conversion of coal fired
power stations to biomass firing.
This paper presents two case studies from Denmark for
bioconversion: Unit 2 on Avedore power station and unit
3 on Studstrup power station. The two projects involve the
conversion of the existing coal firing plants to biomass firing.
The systems to be explained will include fuel transport, fuel
storage, fuel treatment, combustion systems, boiler, primary
air system, building installations, electrical and control
systems. The challenges arising from storing, handling and
combustion of wood pellets will be addressed.
WHY 100% BIOMASS CONVERSION
From a quick study of the current bulk fuel prices the
whole idea of engaging in a bioconversion scheme is not
encouraging and is faced with challenges in achieving a
positive business case in the present economic circumstances
(in particular considering carbon pricing) – at least without
subsidies, please refer to Figure 1 showing the fuel price of
wood pellets to be 3 times higher than coal.
RAMBOLL
Ramboll A/S has its headquarter in Copenhagen and
with around 10,000 employees it is among the 10 largest
engi¬neer¬ing advisory companies in Europe. Rambøll
covers areas like Civil engineering, Transportation, Oil and
gas, and Energy (Power generation plants, District Heating,
Waste to Energy and Wind Turbines). In 2011 Rambøll
acquired the 110 staff strong Thermal Power engineering
division of DONG Energy, and with it all the expertise in
designing and operational support of coal fired and biomass
fired thermal power plants. The staff have been involved
in the design, planning, construction, commissioning and
operation of all major Danish power plants
INTRODUCTION
Several power utilities in Europe have converted coal fired
power station to co-firing (typically 5-10 % of energy input)
with biomass. The majority of conversions have been
performed in Holland, the UK and Denmark but only a few
larger coal fired plants have actually been converted to 100
% biomass firing.
This paper will address the political and economic rationale
behind the 100 % conversions and the main technical
issues and bottlenecks for such full conversions.
Figure 1. Comparison fuel price, Source Platts and APX ENDEX,
February 2014.
Countries where 100 % conversion of coal fired power
station takes place typically have special subsidies to
electricity produced on biomass.
In the UK the present biomass subsidy regime includes a
variety of mechanisms that support only the 100% conversion
of coal fired units[1], which drives the investments in large
conversion projects like the conversion of 3 out of 6 units at
the 3,960 MW Drax Power Station[2].
In Denmark the full conversion of large coal fired units to
wood pellets is driven by another subsidy mechanism as all
the power stations involved are Combined Heat and Power
(CHP) plants. The Danish fiscal regime includes high taxes
on fossil fuels such as coal, gas and oil used for heat
production, while biomass is free of fuel tax. This provides
an incentive to operate the power stations on biomass while
producing heat.
141
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
From above two examples it can be seen that the actual
rational for full biomass conversion will depend upon
country specific subsidy schemes.
The investment cost for conversion of a coal fired power
station to biomass firing is much lower compared to a new
biomass fuelled plant. The investment cost for conversion
of a coal fired unit to co-firing wood pellets is according
IEA study [3] 335 USD/kWe. Ramboll’s experience from
recent projects indicate the specific cost for full wood
pellet conversion of coal fired units is approximately 50 –
100 % higher than for co-firing only, but the actual cost of
bioconversion is very sensitive to plant configuration and
site infrastructure. The estimated investment cost of 500700 USD/kWe can be compared to a cost of 3,000-6,000
USD/kWe for new biomass fired plants in the size 50 MW
[3].
SCOPE OF BIOMASS CONVERSION
A biomass conversion project typical includes new parts
and modifications to the following parts of the power plant
as illustrated in Figure 2.
• Fuel Supply:
- Wood pellet unloading and conveying
- Wood pellet storage
- Conveying to day bunkers
• Fuel preparation plant:
- Feeder system
- Mills
- Primary air system
• Combustion:
- Burners and furnace
• Flue Gas treatment:
- ESP
- FGD
• Ash handling:
- Bottom and fly ash systems
• Balance of plant:
- Control system upgrades
- Fire detection, protection and extinguishing
- Ventilation system
CASE – AVEDORE POWER STATION UNIT 2
DONG Energy is one of the leading energy groups in
Northern Europe. DONG Energy operates a portfolio of
coal fired combined heat and power stations in Denmark.
DONG Energy’s 575 MW Avedore Power unit 2 (AVV2)
was commissioned in 2001 as a state-of-the-art multi-fuel
power station plant and it now uses a broad variety of fuels
(heavy fuel oil, natural gas, wood pellets and straw). The
plant output is 575 MW electricity / 575 MJ/s district heating
and the electrical efficiency is above 49 % among other
due to the Ultra-Super-Critical steam parameters of 300
bar and 585 C / 600 C. The plant steam cycle integrates
both a conventional steam boiler, a separate straw fired
boiler as well as two gas turbines for feed water heating.
The conventional steam boiler was originally designed for
coal, oil and natural gas firing. An overall description of the
plant can be found in [4] and [5].
AVV2 was the first utility sized boiler re-designed and
converted for wood pellet firing and significant development
works were performed to have the fuel supply and boiler to
perform on wood pellets. AVV2 was equipped with three
mills for wood pellets in 2002 in order to obtain up to 80
% load on wood pellet combustion. The fourth burner level
was kept on oil and gas firing due to concerns of whether
the pulverised wood pellet dust would have sufficient
residence time in the combustion zone before entering the
super heater part of the boiler.
Figure 3. Avedore Unit 2 – multi-fuel concept.
Figure 2. Scope of biomass conversion.
After more than 10 years of operation the experience with
wood pellet firing can be summarised as:
• The unburned carbon content in fly ash is limited. The
concern for residence time turned out to be a lesser
serious issue.
• Slagging, corrosion in general and deactivating of the
catalyst in the SCR DeNOx plant is a serious issue due
to the alkaline content (Na&K) in the biomass fuel.
• Vertical spindle mills developed for coal firing can be
modified for wood pellet pulverising.
• The primary air temperature to the mills must be reduced
substantially to prevent self-ignition of the wood dust
142
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 6. Studstrup
Power Station.
Figure 4. Consumption of wood pellets at Avedore Power Station.
compared to coal firing.
• Dust generation from wood pellet handling is a huge
challenge. A tight design of the conveyor belts and
the transfer point are required, in order to avoid dust
propagation to the surroundings. As dust from wood
pellets is explo¬sive counter measures to avoid
explosions in the transport system must be taken, e.g.
explosion suppression systems or explosion relief panels
must be established.
• Pulverised wood pellet material is very abrasive. The
pulverised fuel pipes have been reinforced to reduce
abrasion, refer to Figure 5.
In 2013 DONG Energy decided to install an additional
4th mill in order to achieve full load of the plant also firing
wood pellets. This project is pending and scheduled for
commissioning during the summer 2014.
Figure 5. Reinforced pipe
bend in pipes for wood
The 100% conversion project for AVV2 is basically an
increase of the capacity of the existing wood pellet combustion
system. The scope for this project is:
• Establishing a fourth mill including feeder and silo
• Modification of the burners in the top level to combined
wood pellets, oil and gas firing
• Extending the conveyor system above the silos
CASE – STUDSTRUP POWER STATION UNIT 3
DONG Energy’s Studstrup Power Station Unit 3 (SSV3)
was taken into operation in 1985. It is a pulverised coal plant
with a capacity of 350 MW electricity and 500 MJ/s district
heating. The plant is a combined heat and power plant
supplying district heating to Aarhus, the second largest city
in Denmark as well as electricity to the grid. The plant has
operated as a base load unit for decades and the unit had in
2012 approximately 200,000 operation hours and was close
to its design lifetime of 30 years. DONG Energy initiated a
life extension program of the plant to extend SSV3’s life with
additionally 15 years of operation. The life extension will be
completed in 2014. In combination with the life extension a
conversion project to full wood pellet firing was initiated.
The economic rationale for wood pellet firing in SSV3 is
driven by the subsidy scheme in Denmark as explained
in the introduction, and it is only feasible to run the plant
with wood pellets when the plant is operating in combined
heat and power mode. When the plant is producing power
in condensing mode the fuel will be shifted to coal - the
cheapest fuel.
The design requirement for the plant to be able to shift fast
between operation on wood pellet to coal is a significant
challenge compared to a conversion project where fuel is
changed ones and for all from coal to wood pellets. The
shifting of fuel involves significant safety concerns, due to the
different characteristics of wood pellet compared to coal.
The conversion project is based on the strong experience
base DONG Energy has from more than 10 years of wood
pellet firing at the AVV2 plant. This experience has been
important for the possibility to define a conversion project
with use of proven components and extended reuse of
existing equipment. The biomass conversion project for
the SSV3 is the most comprehensive of DONG Energy’s
biomass conversion projects.
The site layout makes it inconvenient to reuse existing coal
conveyor belts for wood pellet transportation. Consequently
a dedicated conveying and storage system for wood pellets
will be established.
Furthermore, the existing coal silos are not suitable for
modification to wood pellet storage. Thus, the scope of the
project is:
• New conveyor belts from harbour front to wood pellet
storage
• New 65,000 tonnes wood pellet storage
• New conveyor belts from wood pellet storage to silos
• New silos dedicated for wood pellets
• New conveyor belts from silos to mills
• Modification of existing coal mills and burners
143
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 7. Visualization of
the Studstrup plant after
conversion.
• Establishing water cannons for soot blowing of the
furnace walls
• Establishing a Primary Air Cooler and upgrading the
Primary Air system including new fans
The project is developed in the following phases:
• Feasibility study
• Preparation of tender specification
• Procurement of modifications for test
• Procurement of equipment packages
• Installation and commissioning
With regard to procurement process for bioconversion
projects, these can be undertaken as an EPC project or a
split package approach can be applied.
Ramboll’s experience is that especially for larger
modification projects for power stations such as life
extensions or biomass conversion projects there are
advantages using the split package approach as this
typically will lower investment costs. Furthermore, if EPC
Contracting is used it is generally difficult to achieve useful
EPC guarantees for such revamping projects and an added
cost of EPC procurement is not justified as the warranties
provided by EPC Contractors typically are based on
several assumptions which are not known at the time of
starting the project (mill capability etc.). Generally the EPC
Contractor tends to prefer to use new parts instead of reuseing existing equipment to mitigate his risk, which also
will increase cost of the conversion.
DONG Energy decided for the split package approach
using Ramboll’s engineering capabilities to optimise the
procurement packages. The packages shown in Ffigure 8
have been used for procurement as a total of:
- 8 mechanical lots
- 4 electrical lots
- 5 civil lots
The SSV3 conversion project is at a state where the
detailed testing of the modified vertical spindle mills and
the combustion process have nearly been completed and
subsequently procurement of packages have been initiated.
The project is scheduled for commercial operation in 2015.
LESSON LEARNED
The experience is that a pulverised coal plant is suitable
for conversion to 100 % wood pellet combustion. This is
Figure 8. Procurement model for conversion project.
based on the operational experience from more than 10
years of operation on Avedore Power Station unit 2. This
experience is utilized for the capacity increase on Avedore
Power Station unit 2 and for the conversion of additional
coal fired units, such as Studstrup Power Station unit 3 to
wood pellet firing. However, the experience also highlighted
some challenges that need special focus during the project
development:
• The presence of alkaline from the biomass fuels has to
be taken into consideration in order to avoid slagging,
corrosion in general and deactivation of the catalyst in
the SCR DeNOx plant. There are several means to cope
with the challenges.
• It is a challenge to design the conveyor belts and
the transfer point dust tight in order to keep the dust
propagation to the surroundings to a minimum.
• Fire detection, prevention and protection are extremely
important issues during storage and handling of wood
pellets.
• A 100 % conversion is an inexpensive way to significantly
introduce biomass as a fuel source in the power generation
business.
• A split package procurement model will reduce investment
cost compared to an EPC model approach.
REFERENCES
[1] The Renewable Obligation (RO) Scheme is now
being replaced by Feed in Tariffs with Contracts for
Difference (CfD) – see p11: https://www.ofgem.gov.uk/
ofgem-publications/58131/ro-guidance-generators.pdf.
[2] www.drax.com
[3] IEA ETSAP - Technology Brief E05 - May 2010 - www.
etsap.org
[4] Avedore 2 sets new benchmarks for efficiency, flexibility
and environmental impact. Modern Power Systems,
January 2000.
[5] HANSEN, S., SØRENSEN, H.D., "Process design
and optimization of the Avedore 2 multi-fuel power
plant". In: Houbak, N., Elmegaard, B., Qvale, B.,
Moran, M., editors. ECOS 2003: Proceedings of the
16th International Conference on Efficiency, Cost,
Optimization, Simulation, and Environmental Impact of
Energy Systems; 2003 June 30- July 2; Copenhagen,
Denmark: pp. 1389-1397.
144
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
THE VALUE PROPOSITION OF CIRCULATING FLUIDIZED BED
TECHNOLOGY FOR THE UTILITY POWER SECTOR
Robert GIGLIO
Foster Wheeler’s Global Power Group
fluidized bed (CFB) technology. It is now celebrating its
fourth year of successful commercial operation.
ABSTRACT
CFB combustion technology has been around for over 40
years, but over the last 4 years it has been commercially
demonstrated at the 500 MWe scale at the Lagisza plant
located in Bedzin, Poland. The CFB at the Lagisza plant
has unique first-of-a-kind design features, like vertical-tube
supercritical steam technology and a low temperature flue
gas heat extraction allowing the plant to achieve a very high
plant efficiency of over 43% (net LHV). Another unusual
feature for a coal power plant is that this plant meets all its
air emission permit levels without any post combustion DeNOx or De-SOx equipment like SCR or FGD.
Besides being the most advanced operating CFB steam
generator in the world, the CFB at the Lagisza plant has
unique first-of-a-kind design features, like vertical-tube
supercritical steam technology and low temperature flue
gas heat recovery system allowing the plant to achieve a
very high net plant efficiency of 43.3% (based on the fuel’s
lower heating value). The Lagisza CFB has many innovative
design features, but the most profound feature is that this
plant meets all its air emission permit levels without any
post combustion De-NOx or De-SOx equipment like SCR
or FGD.
CFB clean coal power technology is coming into the utility
power sector just in time to help deal with declining coal
quality in internationally traded coals and to allow the
large-scale use of very economical, low -quality domestic
fuels. Due to their very attractive price discounts, growing
supplies of low quality Indonesian coals are outpacing the
supply of high quality Australian, Russian, and US coals. In
Germany and Turkey, the use of their domestic lignites for
power production provides a secure and very economical
energy solution while creating domestic jobs.
Conventional PC boilers will have trouble accepting these
off-spec coals due to their narrow fuel specs typically calling
for heating values above 5500 kcal/kg. But, this is not an
issue for CFB technology due to its capability of burning
both the worst and best coals with heating values ranging
from 3900 to 8000 Kcal/Kg.
This paper will provide an outlook for future coal supply,
quality and price as well as a review of the technical and
economic benefits of CFB technology firing low quality fuels
for utility power generation.
ADVANCED CFBS FOR UTILITY POWER
GENERATION
When the Lagisza power plant, located in the Katowice area
of southern Poland, began commercial operation in June
2009, it marked a new era in the evolution of circulating
Figure 1. Lagisza CFB Power Plant located in Bedzin, Poland.
Like the Lagisza plant owners (PKE), Korean Southern
Power Company (KOSPO) also saw the value of CFB
technology when they chose it for their 2200 MWe Green
Power Plant project in Samcheok, Korea. The Samcheok
plant which is now under construction will utilize four
larger 550 MWe CFBs featuring ultra-supercritical steam
conditions (257 barg, 603/603°C). These CFBs will then be
the most advanced units in the world when this plant comes
on line as expected in 2015.
Both PKE and KOSPO first considered conventional
pulverized coal (PC) technology for their projects, but after
studying the additional technical and economic benefits
that the CFB brought to their projects, they ultimately chose
CFB technology. There were many benefits from the CFB
to sway their decision but two benefits that played a strong
role in their decision were:
145
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• The CFB’s ability to reliably burn both low rank and high
quality coals as well as biomass and waste coal slurries
(Lagisza only) dramatically improved the potential for large
fuel cost savings and high fuel procurement security.
• The CFB’s ability to achieve air emission goals without
FGD or SCR technology saved large amounts of capital,
operating cost and water.
temperature variations allowing the furnace walls to be
constructed with cost effective and easy to maintain smooth
vertical tubes.
For additional protection, Foster Wheeler’s (FW)’s oncethrough CFBs utilize a patented low-steam-mass-flux
design providing a natural self-cooling charactersitic which
uses bouyancy forces to increase a tube’s water/steam
flow proportionally with the amount of heat it recieves.
This further minimizes tube-to-tube temperature variations
and ensures low mecahnical stresses across the furnace
extending furnace life.
To cope with the very uneven temperature and heat
absorbtion in the furnace, most conventional PC and oil/
gas once-through boilers incline and wrap the furnace wall
tubes around the lower section of the furnace to even out
tube-to-tube heat absorption and temperatures.
Figure 2. 2200 MWe Green Power CFB Plant located in Samcheok,
Korea.
CFB’S BENEFITS ARE ROOTED IN ITS UNIQUE
COMBUSTION PROCESS
The CFB’s advantages of high reliability, low maintenance,
wide fuel range, smaller and less costly boilers are rooted in
its unique flameless, low-temperature combustion process.
As shown in Figure 3, unlike conventional pulverized coal
(PC) or oil/gas boilers, the fuel’s ash does not melt or soften
in a CFB which allows the CFB to avoid many of the fouling
and corrosion problems encountered in conventional boilers
with an open flame.
While this solves the heat imbalance problem, the spiral
design has several disadvantages compared to FW’s CFB
vertical tube design. The spiral design requires a heavier
more complicated boiler and boiler support system while
making furnace tube repairs more difficult. Further, it has a
high steam pressure loss due to its longer steam path and
provides a natural location for slag build-up on the ledge
formed at the spiral to vertical tube header interface.
Figure 4. Comparison of spiral vs. vertical tube once-through
furnace design.
FURNACE SIZE VS. FUEL QUALITY
Figure 3. Comparison of Conventional vs. CFB Boiler technology.
SUPERCRITICAL BOILER DESIGN
CONSIDERATIONS
For once-through supercritical boiler designs, the low,
even combustion temperature and heat flux throughout the
CFB’s furnace minimizes the risk of uneven tube-to-tube
Since the fuel’s ash doesn’t soften or melt in a CFB, the size
of the furnace doesn’t grow as much as conventional boilers
when firing lower quality fuels. As can be seen in Figure
5, in order to control fouling, slagging and corrosion, the
furnace height of a PC doubles and its footprint increases
by over 60% when firing a low quality fuel like high sodium
lignite, whereas, the CFB boiler height increases by only
8% and its footprint increases by only 20%. This results in
a smaller and lower cost CFB boiler as compared to the
PC boiler.
146
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 5. Impact on furnace size as fuel quality degrades – PC
vs. CFB.
Further, unlike a PC, a CFB doesn’t need soot blowers to
control the build-up of deposits and slag in the furnace since
the ash doesn’t soften and the circulating solids themselves
remove deposits and minimize their build-up on the furnace
walls, panels and coils.
SUPERHEATER AND REHEATER DESIGN
CONSIDERATIONS
Figure 6. Boiler design feature comparison: PC vs. CFB boiler.
finely ground and pneumatically transported and distributed
to many burners. For low quality, high ash fuels, like brown
coals and lignite, the maintenance and power consumption
of the fuel pulverizers increase dramatically while the
reliability of the entire fuel delivery system declines. For a
CFB, pulverizers are not needed, the fuel is only coarsly
crushed and fed to the CFB directly from the fuel silos via a
simple gravity feed system.
OVERALL PLANT RELIABILITY
Another very important feature of the CFB involves the final
superheat and reheat steam coils. These coils operate at
the highest metal temperatures in the boiler making them
the most vulnerable to corrosion and fouling attack. This
vulnerability increases significantly for supercritical boilers
with high steam temperatures.
As shown in Figure 6, in a conventional PC or oil/gas boiler
these coils are hung from the furnace ceiling and are directly
exposed to the slagging ash and corrosive gases (sodium
and potassium chlorides) in the hot furnace flue gas. To
cope with this undesirable situation, boiler designers use
expensive alloys and recommend a high level of cleaning
and maintenance for these coils.
As shown in Figure 6, this design weakness is avoided
in FW’s CFBs by submerging these coils in hot solids
fluidized by clean air in heat exchangers called INTREX®es
protecting them from the corrosive flue gas. The bubbling
solids efficiently conduct their heat to the steam contained
in the coils and since the solids never melt or soften, fouling
and corrosion of these coils are minimal. Further, due to
the high heat transfer rate of the solids (via conduction heat
transfer), the coil size is many times smaller than those in a
conventional boilers.
FUEL DELIEVERY SYSTEM
One last important design issue involves the fuel delivery
system to the boiler. A PC boiler requires the fuel to be
Based on these process and design differences, plants
with FW CFBs have demonstrated plant availabilities well
above conventional PC boilers. Figure 7 shows the results
from a recent study comparing PC plant availability to
Foster Wheeler CFBs. The availability shown in the chart
represents the total time (as a % of total 8760 hours in a
year) that the plant is operationally available accounting for
both planned and unplanned downtime.
Figure 7. Results from Reliability study of PC vs. CFB Power Plants.
*Availability means total time plant is available to run accounting
for both planned and unplanned downtime. The FW CFB plant
availability values were based on client supplied data reported over
the 2000-2008 period for CFB plants mainly located in Europe. The
PC values are based on client supplied data over 2002-2011 period
for PC units that are mainly located in Europe and reported in VGB’s
PowerTech Report, TW103Ve, published in 2012.
147
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
As shown by Figure 7, the plants with FW CFBs had about
a 5% higher availability than the PC plants and that this
higher availability difference was maintained for even brown
coals and lignites. For a 1000 MWe coal power plant, this
5% difference in plant availability can translate into a $160
million increase in power plant net income on a 10 year net
present value basis as shown in Figure 8.
Figure 9. Global coal exports. Source: Historical data and FW
projections.
Figure 8. Impact of plant utilization factor on annual plant net
income for a 1000 MWe supercritical steam power plants operating
at a utilization factor of 90%, receiving a 100$/MWe electricity tariff
based on buying coal at 100 $/tonne.
Over the last 3 years, the quality of Indonesia’s export coal
has been declining, and this trend is expected to continue
well into the future. Today about 60% of Indonesia’s coal
mines hold low rank subbituminous coals with the remaining
40% holding bituminous coals estimated to have heating
values under 5200 kcal/kg. Figure 10 shows the historic
trend and forecast of a steady decline in the heating value
of Indonesia’s export coals reflecting the impact of mining
this lower quality coal.
ENVIRONMENTAL PERFORMANCE AND
EQUIPMENT NEED: PC VS. CFB
From an environmental aspect, the low temperature CFB
combustion process (850°C for CFB vs.1500°C for PC/Oil/
Gas) minimizes NOx formation and allows limestone to be
fed directly into the furnace to capture SOx as the fuel burns.
In most cases an SCR or a FGD is not needed, dramatically
reducing the plant installed and operating cost, as well as,
water consumption while improving plant reliability and
efficiency. For a 1000 MWe power plant, the saving alone
for the SCR and FGD capital cost would be in the range of
250-300 M$.
Figure 10. Average Gross Heating Value of Indonesian coal
exports. Source: Marketing, Sales and Logistics Analyst, Banpu
PCL.
Since 2005, Indonesian coal exports have grown faster
than all other countries combined, nearly quadrupling
to 400 million metric tons in 2013 (see Figure 9). Future
projections show Indonesia reaching nearly 500 million
metric tons of annual exports by 2030, which is expected to
be about twice that of Australia, the world’s second largest
coal exporter.
The primary driver for the ballooning share of Indonesian
coal in the international coal market is simple economics.
Figure 11 shows the current and forecasted price discount
between Indonesia’s sub-bituminous 4200 kcal/kg Ecocoal
and a 6000 kcal/kg Australian thermal coal, both on a net
as received basis (NAR), which shows a 48% or 55 $/metric
ton average discount for the lower quality Indonesia coal
over the 2012 to 2020 period. Accounting for the difference
in heating value which amounts to 30%, on an comparative
energy basis, this translates to a very attractive net 18%
discount for the Ecocoal, which goes right to the bottom line
of a power plant’s balance sheet.
Today about 50% of Indonesian coal exports are low quality
high moisture sub-bituminous coal with gross-as-received
(GAR) higher heating values ranging between 3900-4200
kcal/kg, well below the 6000 kcal/kg benchmark used in the
international coal market for the last 50 years.
Since fuel cost makes up about 85%-90% of the total
operating cost of a large power plant, the economic benefits
of using low quality fuels are tough to ignore. We can see
this in several domestic markets, where low quality coals and
lignites play a major role in power production. For example,
A PERMANENT CHANGE TO THE GLOBAL COAL
MARKET
148
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
On the other hand, this would be good news for power
generators utilizing CFB technology. Due to the CFB’s
fuel flexibility, plant owners could access the full range of
discount coals (even for ultra-supercritical designs), buying
fuels for maximum economic benefit while avoiding the
high priced premium coals. Further, the risk of declining
coal quality on plant output, reliability, and maintenance
is minimized with the CFB, and the risk of future carbon
regulation is lessened due to the CFB’s ability to utilize
biomass and other carbon neutral fuels.
For new power plants, this trend clearly increases the value
of fuel flexible coal plants like CFB technology and will
likely accelerate the adoption of CFB technology in large
coal fired utility plants. The timing seems right, since as
discussed above, CFB technology has just proven its ability
to serve the utility power sector.
Figure 11. Price comparison between Indonesian Ecocoal and
Australian thermal coal delivered to the coast of South Korea.
Prices shown are Nominal. Source: FW forecast.
77% of Germany’s solid fuel power is produced from lignite
with only 23% produced from hard coal. In the US, 54% of
its solid fuel power comes from low quality sub-bituminous
coals. Use of low rank coals and lignites for power production
are growing in Turkey, India, China, Indonesia, Australia,
South Africa, and Mozambique driven by the very low cost
of these fuels relative to premium coals.
Until recently, low quality coals and lignites have been
confined to domestic markets and have not been part of the
international coal market. This is because their economic
benefit quickly erodes by their higher transportation cost due
to their lower energy content. But today, we are seeing more
low quality coals and even lignites coming into the global
coal market driven by steep price discounts against a tight
market for premium coals. For example, from 2001 to 2010
Korean imports of Indonesia coals (mostly sub-bituminous)
increased 7 fold by 38 million tonnes vs. Korea’s Australian
coal imports which grew only 13 million tonnes.
This trend is not expected to change anytime soon. Instead
it looks to be a permanent shift toward a more flexible coal
price vs. quality market, where buyers and sellers will trade
price for coal quality, very similar to many other commodity
and finished good markets.
THE IMPACT OF A CHANGING COAL MARKET
ON COAL BOILER TECHNOLOGY
This price vs. quality shift in the global coal market will likely
be viewed as good news to some and bad news to others
depending on their power plant technology position.
PC power plants with tight coal specifications (think
supercritical) will have a limited ability to use the discounted
coals. These plants will have a choice to stay within the
tightening premium coal market or venture into the broader
coal market and trade lower plant output, reduced reliability
and higher maintenance cost for fuel cost discounts.
This is not to say that new PC boiler power plants can’t be
designed to burn these low rank fuels, because they can.
The point for consideration is that once a PC is designed
for a specific low rank fuel, it is difficult to burn other fuels
without negatively impacting plant performance, reliability
and maintenance.
THE ECONOMIC BENEFIT OF CFB TECHNOLOGY
AT THE UTILITY SCALE
To quantify the benefits of CFB technology at a large utility
plant scale, FW conducted a study comparing both the
technical and economic performance of two supercritical
1100 MWe (gross) power plants: one using conventional
PC technology and the other using CFB technology.
The study involved the development of full power plant
financial models, heat and material balances, as well as
conceptual plant designs for plant layout, sizing and cost
estimate purposes. For comparison purposes, a broad
range of performance metrics including: plant capital and
operating cost, plant height and foot print, reliability, air
emissions, solid and liquid input and waste stream were
evaluated.
The PC plant was configured with a single 1100 MWe ultrasupercritical boiler providing its steam to a single 1100
MWe steam turbine generator. The plant fires an Australian
bituminous thermal coal with a NAR heating value of 5500
kcal/kg and a 0.35% sulfur content priced at $95 per metric
ton. An SCR was installed in the boiler to control stack
NOx emissions to 50 ppmv (6% O2 dry) and a wet limestone
FGD was installed behind the boiler to control stack SOx to
50 ppmv (6% O2 dry).
The CFB plant was configured with two 550 MWe ultrasupercritical boilers providing their steam to a single 1100
MWe steam turbine generator. The CFB plant fires an
Indonesian sub-bituminous thermal coal (Ecocoal) with
149
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
a NAR heating value of 4200 kcal/kg and a 0.27% sulfur
content priced at $55 per metric ton. An SCR was installed
in the boiler to control NOx emissions to 50 ppmv (6% O2
dry), but no separate FGD was installed behind the CFB
boiler since the boiler itself uses limestone to control stack
SOx to 50 ppmv (6% O2 dry).
Finally, Table 4 show the comparison for other plant
parameters and performance metrics, highlighting that
both the CFB and PC plants meet the same stack emission
limits, but since the CFB plant does not have a separate wet
FGD for SOx control, it saves about 2 million cubic meter of
water annually as compared to the PC plant.
Table 2. Operating Cost Comparison Between 1100 MWe
Supercritical PC and CFB Power Plant Showing $424 Million
NPV for CFB Plant
Comparing capital cost, Table 1 show the comparison of
the boiler and pollution control equipment capital cost on a
design and supply basis (excluding erection). The results
showed that even though the two CFB boilers burning a
low rank coal were about 11% higher in cost than a single
large PC boiler burning a high quality coal, the larger 37%
savings for meeting emissions without needing an FGD for
the CFBs resulted in a net $93 million savings in capital for
the CFB plant configuration.
Table 1. Capital Cost Comparison Between 1100 MWe
Supercritical PC and CFB Power Plant Showing A $93 Million
Capital Saving For The CFB Plant
*Source: FW Study.
*Source: FW Study.
Comparing operating cost, Table 2 shows that by using
the discounted Indonesian coal, the CFB plant saves
$66 million annually in fuel cost and when adding in the
differences in other operating cost like limestone, ash
disposal, gypsum sales, maintenance, etc., the $66 million
grows to $69 million in total plant operating cost savings for
the CFB plant, which works out to be worth $424 million in
net present value over a 10 year period.
Figure 12. Levelized electricity production cost comparison
between 1100 MWe supercritical PC and CFB power plant showing
10 $/MWh cost benefit for CFB plant. Source: FW study.
Table 3. Annual and NPV Electricity Production Cost
Comparison Between 1100 MWe Supercritical PC and CFB
Power Plant Showing About $82 Million Per Year ($503 Million
NPV) Saving In Electricity Production Cost For CFB Plant
A full financial proforma model for both the PC and CFB
plant configurations was developed to calculate the levelized
electricity production cost for each plant configuration. In
addition to the plant total capital and operating cost, the
proforma analysis takes into account plant utilization,
financing conditions and terms.
Figure 12 shows the comparative results from the proforma
analysis and the components that make up the electricity
production cost. As shown, the smaller capital and fuel
cost components for the CFB plant results in a net savings
of $10 per megawatt hour of electricity produced. This
translates into $82 million dollars annually based on 90%
plant utilization and is worth $503 million in net present
value over a 10 year period as shown in Table 3.
*Source: FW Study.
150
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
supplies of very economical low quality coal and lignites.
It is also expected that CFB will be utilized more in these
markets as well.
Table 4. Emissions, Plant Efficiency, Fuel, Limestone,
Ash and FGD Water Flow Comparison Between 1100 MWe
Supercritical PC and CFB Power Plant
A technical and economic study conducted by FW showed
that a large utility CFB power plant has a compelling
economic advantage over a traditional PC power plant due
mainly to the fact that the CFB plant did not require post
combustion FGD equipment and could utilize a low quality
Indonesian coal. The results showed that a 1100 MWe CFB
power plant would cost $93 million less to build and would
produce a net saving in electricity production cost of about
$82 million annually, worth $503 million on a 10 year net
present value basis. In today’s price sensitive global utility
market these are serious numbers for consideration.
*Source: FW Study.
CONCLUSIONS AND OBSERVATIONS
Four years of successful operation of the large supercritical
once-through CFB boiler at the Lagisza power plant
in Poland has proven CFB technology for utility power
generation. KOSPO has reinforced this conclusion by
selecting FW CFB technology for their 2200 MWe Green
Power Project in Samcheok Korea.
Because of its unique flameless, low temperature
combustion process, CFB technology offer many benefits
to utility power generation. Its fuel flexibility, reliability
and ability to meet strict environmental performance with
minimal post combustion pollution control equipment are
high value benefits for utilities.
Additionally, the CFB’s load following flexibility (CFB has
same load ramp rates as a PC with better turndown) is
another important value for today’s grids containing a high
level of intermittent renewable power. As an example, the
Lagisza unit cycles daily from 40% - 100% MCR to meet the
requirements of the Polish National Grid.
The CFB benefits become more compelling when
considering low quality fuels. The technology is able to
provide smaller, less costly boilers as fuel quality declines
while achieving plant availabilities well beyond conventional
PC boiler technology.
The global coal market is moving away from its traditionally
rigid single specification coal market toward a more flexible
price-for-coal-quality market. The convergence of the
coal market shift with the CFB’s entry into utility power
application, is expected to accelerate the adoption of CFB
technology in the large utility power sector.
Due to the large economic benefit, the use of domestic
brown coal and lignite for utility power generation is growing
in Germany, Turkey, and Indonesia which have abundant
151
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
PRESSURE SAFETY FOR THE ENERGY &
POWER GENERATION INDUSTRY
Roger BOURS
Fike Europe
ABSTRACT
Establised in 1945, Fike is an internationally recognized
innovative developer of safety devices and solutions that
protects lives and critical assets against the dangers of
process over-pressurization, industrial explosions & fires.
With manufacturing facilities and offices around the world,
Fike’s strong local presence helps better resolve the customer
needs in offering the most appropriate safety solution.
The continuity of power production and energy distribution is
critical for the sustained economical growth of any industrial
region. The consideration of protecting critical assets
such as power generators, steam circuits, transformers,
switchgear, heat exchangers, etc. against unacceptably
high internal pressures or explosions is necessary and well
introduced into today’s risk reduction methodology.
The power generating industry, whether fossil-fuel based,
renewable-energy based or geothermal, will typically relay
on a Rankin-cycle based process where energy is created/
transformed as required. Due to the high-investment costs
and long delivery times of the related process equipment,
combined with the induced risks related to the presence
of concentrated energies, the incidental occurrence of
unacceptably high overpressures must be avoided.
Where carbon-based fuels are handled (coal, biomass,
peat) the storage, handling and transportation of such
combustible dust/air mixtures must be protected against
the effects of dust explosions through the use of ATEXcompliant, industry accepted protection measures.
Suitable protection techniques with proven reliability and
performances are available; they include (explosion)
pressure relief through the use of rupture discs or
explosion venting devices, explosion suppression and
isolation measures for coal or biomass milling (when used
in co-firing), storage facilities (silos) and bulk handling
(transportation and drying).
Emission reduction and maintenance-cost reductions can
be achieved by isolating safety relief valves or pressure
relief valves effectively from the process by using rupture
or bursting discs. This will reduce the need for frequent
calibration and cleaning of the safety relief valves and will
allow for in-situ testing with improved availability of the
process plant. In geothermal power generation stations
the use of rupture disc technology allows for substantial
cost reduction in the selection of lower-grade materials of
construction for safety relief valves with large impact on
cost of ownership of the installation.
An overview will be provided of available, proven methods
to achieve industrial safety against over pressures with
various examples to applied and acceptable solutions in the
power generating and relevant industries.
The continuity of power production and energy distribution is
critical for the sustained economical growth of any industrial
region. The consideration of protecting critical assets
such as power generators, steam circuits, transformers,
switchgear, heat exchangers, etc. against unacceptably
high internal pressures or explosions is necessary and well
introduced into today’s risk reduction methodology.
The power generating industry, whether fossil-fuel based,
renewable-energy based or geothermal, will typically relay
on a Rankin-cycle based process where energy is created/
transformed as required. Due to the high-investment costs
and long delivery times of the related process equipment,
combined with the induced risks related to the presence
of concentrated energies, the incidental occurrence of
unacceptably high overpressures must be avoided. Such
overpressure situation would put the continuity of energy
supply at risk and would create unsafe situations for the
employees working in the energy industries.
1. CONTROLLING THE ENERGY, REDUCING THE
RISK
The infrastructures which deliver energy services can fail,
sometimes causing much damage and related risks to
personnel. Sources indicate 279 major energy accidents
have occurred from 1907 to 2007, causing 182,156 deaths
with $41 billion in property damages, with these figures not
including casualties from smaller accidents.
152
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Steam-driven energy cycles are inherently linked with
pressure risks in the (high-pressure) steam circuit
equipment such as steam condensers, heat exchangers
and boilers. Due to the high levels of stored/produced
energy the damages resulting from such overpressure
incidents may be devastating, with injuries or fatality risks
being very high and loss of production capability for long
repair or replacement periods being eminent.
Where carbon-based fuels are handled (coal, biomass,
peat) the storage, handling and transportation of such
combustible dust/air mixtures must be protected against
the effects of dust explosions through the use of ATEXcompliant, industry accepted protection measures.
Suitable protection techniques with proven reliability and
performances are available; they include (explosion)
pressure relief through the use of rupture discs or
explosion venting devices, explosion suppression and
isolation measures for coal or biomass milling (when used
in co-firing), storage facilities (silos) and bulk handling
(transportation and drying).
2. EFFECTIVE PROTECTION MEASURES HELP
TO SAFEGUARD PEOPLE AND PROCESSES
Pressure Control Versus Pressure Relief
Since the earliest days of the industrial revolution industrial
processes working under other then atmospheric pressures
(both overpressure and vacuum) typically will require
(mandatory) measures to assure a safe operation. National
and transnational legislations are developed and in place to
assure that the required safety levels are not breached and
the environment and investments are safe.
As a first line of defence, pressure control systems
are typically used. These systems monitor the pressure
developments in the process equipment and will interact
timely with the process control system to limit the pressure to
acceptable levels. These systems depend on input received
from instrumentation devices and require extensive and
validated reliability analysis, based on probability of failure
on demand (PFD) or safety integrity level (SIL) assessment.
In most cases pressure control systems may not assure the
required level of reliability in all service conditions.
As the last-line of defence, pressure relief systems
are often required. In cases where the pressure control
systems would fail to achieve the required pressure safety
levels, these dedicated protection devices will safeguard the
installation when the critical pressure threshold is reached.
Figure 1 illustrates the correlation between pressure control
& monitoring systems and pressure relief systems.
It is essential to not only consider the pressure relieving
device but include the complete pressure relief system so
as not to reduce the relieving capacity or adversely affect
Figure 1. Relationship between control & monitoring and
safety systems.
the proper operation of the pressure relieving devices.
Operating problems – where observed - in pressure relief
systems do frequently result from incorrect selection of the
appropriate device or because a correctly selected device
was adversely affected by improper handling, incorrect
installation or lack of maintenance.
To attain the required safety against pressure risks the
industry has been using pressure relief devices. Such
pressure relief devices are categorized in reclosing and nonreclosing types, both offering unique characteristics making
the selection process for the design engineer possible.
3. RELIEF DEVICE OPTIONS
The industry has been working traditionally with (reclosing)
relief valves or (non-reclosing) rupture (or bursting) disc
devices to achieve pressure relief action. Both types
(reclosing and non-reclosing) are accepted for use
as independent primary relief devices, protecting the
installations against unallowable pressures. Reclosing
pressure relief devices, commonly referred to as safety relief
valves (SRV), pressure relief valves (PRV) or relief valves
(RV), are designed to provide opening for pressure relief
at the selected set pressure, allow for the overpressure to
evacuate and will reclose when the pressure has dropped
below an acceptable level. Safety or pressure relief valves
come as spring-operated or as pilot-operated units.
To protect installations against unacceptable vacuum
pressures the use of reclosing vacuum relief valves (VRV) or
breather valves may be considered. Again these devices will
open and allow for atmospheric pressure to be re-established
when the set-to-open vacuum pressure is reached.
To protect installations against unacceptable vacuum
pressures the use of reclosing vacuum relief valves (VRV) or
breather valves may be considered. Again these devices will
open and allow for atmospheric pressure to be re-established
when the set-to-open vacuum pressure is reached.
153
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Rupture or bursting disc devices are often preferred to
achieve instant and unrestricted pressure relief (both
overpressure and vacuum pressure). They consist of
a calibrated (metallic or graphite) membrane which will
rupture when the set pressure is achieved. After activation
the membrane will remain open resulting in a complete
discharge of the pressure in the installation.
The main properties of these fundamental protection
devices are mentioned below
Parallel Use
In-Series Use
Figure 2. Typical rupture disc & relief valve combinations.
Comparison Table: Rupture Disc versus Relief Valve:
Properties
Complexity of device
Rupture Disc
Low
High
Replace
Reset
Complexity of device
Yes
Yes
Protection against Vacuum
Pressure
Yes
No
Mounting Position Restrictions
None
Vertical only
After activation
overpressure situation, relieve the pressure until an
acceptable, reduced pressure is achieved and allow for the
process to continue. Where the overpressure cannot be
effectively reduced by the relief valve (due to malfunction,
blockage or in case of excessive generation of pressures)
the pressure may continue to rise until the (higher) set
pressure of the rupture disc is reached. Upon activation the
rupture disc will provide an additional/back-up relief path for
the overpressure, resulting in a safe situation.
Relief Valve
Installation Cost
Low
High
Maintenance Cost
Low
High
Requires Regular
Recalibration
None
Yes
Investment Cost
Low
High
Affected by Back Pressure
Yes
Yes
Operational Testing
Possible
No
Yes
Leak tight
Yes
No
Selection of Materials of
Construction
Large
Limited
Size range
Large
Limited
Change of Set Pressure
Yes
Yes
Suitable for Gas/Liquid/2Phase
Yes
No
Reaction Time
Low
High
Unrestricted Opening
Yes
No
When intending to use rupture discs and relief valves
in parallel a suitable margin of set pressure needs to
be introduced to avoid that the rupture disc fails prior to
its intended setting. This will require that the set to open
pressure of the relief valve must be below the burst pressure
range of the bursting disc with a suitable margin.
• Justification Achieve required discharge capacity.
• Benefits Higher safety: Higher safety.
• Engineering Standards Sizing/set pressures to be
aligned with legislations and common engineering
practices.
Case 2: Rupture Disc in Series with Relief Valve
Rupture disc devices may also be installed upstream or
downstream of relief valves, each geometry offering its
particular benefits for the user.
Depending on the equipment to be protected and required
performance reclosing and non-reclosing devices
are complementary and offer unique advantages and
restrictions.
4. COMBINATIONS RUPTURE DISC & RELIEF
VALVE
Rupture disc upstream of Relief Valve – Figure 3:
The use of rupture discs upstream with relief valves is a
common practice to achieve one or more of the following:
1. Prevent plugging of the relief valve
2. Prevent corrosion of the relief valve internals
3. Prevent leakage through the relief valve
4. Allow for in-situ testing of the relief valve
On a large number of occasions rupture discs are selected to
be used in combination with relief valves. Such combinations
can be either in parallel or in series (see Figure 2), both
offering to the user the choice of a combination of features
which provide “best of both worlds”.
Case 1: Rupture Disc in Parallel with Relief Valve
When used in parallel, the main objective of the designer/
user will be to allow for the relief valve to handle the
154
Figure 3. Rupture disc upstream of
relief valve.
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Justification create added safety, reduce cost of
ownership & investment
• Benefits higher reliability and cost savings, reduction
of emission
• Engineering Standards Sizing/set pressures to be
aligned with legislations and common engineering
practices.
Rupture disc downstream of relief valve – Figure 4
The primary reasons for applying rupture discs downstream
of pressure relief valves are:
• Prevent corrosion of relief valve
• Prevent fouling or sticking of the relief valve
• Prevent variable superimposed backpressure from
affecting relief valve
• Detect opening or leakage of relief valve
Figure 4. Rupture disc at
relief valve outlet.
a long service life without leakage leading to unplanned
interventions.
Oil-Filled Transformers Protection
High-performance oil-filled transformers are essential to assure
that the produced energy is made available to the industry
users and consumers. With the oil potentially being exposed
to failing insulation of the life-elements there remains a risk
for sudden heating and expansion of the oil volume leading to
an unacceptable pressure increase. To avoid that this would
result in a catastrophic failure of the transformer casing fastacting rupture discs are strategically located to reduce the
pressure increase and provide a safe installation.
Moisture Separator Re-heaters & Heat Exchangers
Protection.
Moisture re-heater separators & heat exchangers are essential
in today’s efficient power generation plants. To prevent a loss
of functionality of these critical capital investment items in case
of sudden overpressure conditions the use of rupture discs as
a back-up device (secondary safety device) for pressure relief
valves has been recommended.
5. CONCLUSIONS
The use of rupture discs at the downstream side of relief
valves is relatively unknown but offers an array of benefits
and possibilities to the plant owner.
• Justification create added safety, reduce cost of
ownership & investment
• Benefits higher reliability and cost savings.
• Engineering Standards Sizing/set pressures to be aligned
with legislations and common engineering practices.
Common Rupture Disc Applications in the Power
generation Industry
Steam Condenser Protection
One of the capital investment equipments in all Rankinecycle power generation plants is the steam condenser.
This crucial process vessel will be able to withstand high
vacuum but will typically be very vulnerable for exposure to
overpressure. Such overpressure could be present as the
result of an upstream turbine failure and would render the
process ineffective due to need for replacement or repair of
the steam condenser. The use of fast opening, full vacuum
resistant rupture discs offer a cost-effective, maintenancefree and highly effective solution.
High Voltage Switchgear Protection
High voltage switchgear, especially when based on SF6
gas cooling, will require a leak tight pressure relief device
to assure that in case of an internal arc incident the sudden
expansion of heated gas can be safely evacuated without
damage to the installation. This can be achieved through
the use of selected rupture disc devices which will provide
Pressure relief solutions are common in industry processes,
to assure that the investments are safe and a safe working
environment is presented to the employees. Most common
used devices to offer pressure safety are selected on the
basis of specific requirements for the applications. Relief
valves and rupture (bursting) discs are mostly specified, each
offering their specific features and considerations, offering
the system designer the choice to determine best solution.
The use of rupture discs in combination with relief valves can
be done in several geometries and combinations. It offers a
wide range of benefits to the user and for the environment,
cost reduction, emission control, higher safety and reliability
levels and improved performance of the plant safety systems
are a direct result. Process system designers need to
evaluate the individual effects and make a selection of what
geometry applies best for the individual plant requirements.
Industry standards and legislations are developed and
in place to assure that safe solutions are determined and
effectively used. In most applications the combined solution
of rupture discs and relief valves offer more value for more
benefits – a true definition of “more for more”.
Additionally, the implementation of Explosion
Protection Solutions to safeguard the Exhaust systems
of Steam Turbines and Engines is another important
protection solution for the Energy Industry.
REFERENCES
This abstract refers to the different White Papers authored
by the pressure relief Engineers at Fike Europe.
155
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ELEKTRİKLİ EV ALETLERİNDE ENERJİ TASARRUFU VE
STAND-BY PRİZİ
Seçkin ÖZCAN
Çanakkale Onsekiz Mart Üniversitesi
ÖZET
Enerji verimliliği konusunda son yıllarda “ENVER”
gibi, “Sokak Aydınlatmasında LED Lamba Kullanımı”
gibi, “Enerji verimli elektrikli ev aletlerinin satış teşviki”
gibi pek çok proje ve teşvik ortaya çıkmıştır. Firmalar
ürettikleri yeni nesil elektrikli ev aletlerinde enerji
verimliliği konusunda bir yarışa girmiş durumdadırlar.
Lakin elektrikli ev aletlerinde var olan enerji tasarrufu
yarışı, genellikle cihazın çalışma durumunda tükettiği
enerji üzerinedir.
Buna karşın elektrikli ev aletlerinin normal çalışma durumu
dışında uyku modu olarak Türkçeleştirdiğimiz stand-by
modundaki enerji tüketimi ve bu tüketim üzerinden nasıl
tasarruf sağlanabileceği araştırılmalıdır. Bu çalışmada,
özellikle stand-by modundaki elektrikli cihazların enerji
tüketimi ve bu tüketim üzerinden yapılabilecek tasarruflar
araştırılmıştır.
1. GİRİŞ
Gelişen teknoloji ve artan dünya nüfusuna paralel olarak
insanlık daha fazla enerjiye ihtiyaç duymaktadır. En önemli
enerji türlerinden biri olan elektrik enerjisinin üretimi
yatırım gereken, teknolojik ve masraflı bir iştir. Elektrik
enerjisi üretiminde yerli kaynak kullanımının yanı sıra,
ithal kaynaklar da kullanılmaktadır. Daha fazla elektrik
enerjisi ihtiyacı daha fazla elektrik üretmeyi, bu da daha
fazla kaynak ihtiyacını zorunlu kılmaktadır. Daha fazla
kaynak ihtiyacı ithalatı tetiklemekte ve bir noktadan sonra
kendiliğinden enerji de dışa bağlılık oluşmaktadır[1].
Enerjide dışa bağlılığı azaltmanın birinci kuralı yerli
kaynak kullanmak ise, ikinci kuralı da enerjiyi verimli
ve tasarruflu kullanmaktır. Son yıllarda enerjiyi verimli
kullanma son derece önem kazanmıştır.
Teknolojinin gelişimi ile birlikte firmalar ürettikleri yeni nesil
elektrikli ev aletlerinde enerji verimliliği konusunda bir
yarışa girmiş durumdadırlar. Fakat elektrikli ev aletlerinde
var olan enerji tasarrufu yarışı genellikle cihazın normal
çalışma durumunda tükettiği enerji üzerinedir.
Elektrikli ev aletlerinin normal çalışma durumu dışında,
özellikle “uyku modu” olarak Türkçeleştirdiğimiz “stand-by
modu”ndaki enerji tüketimi ve bu tüketimden yapılabilecek
tasarruf incelenmesi gereken bir konudur. Bu çalışmanın
ilerleyen bölümlerinde özellikle elektrikli cihazların uyku
modlarında tükettikleri enerji hesaplanmış ve bu tüketimin
değeri yorumlanarak bu tüketimin azaltılabilmesi için
alınabilecek tasarruf tedbirleri önerilerle verilmiştir.
2. ELEKTRİKLİ CİHAZLARIN UYKU MODUNDA
TÜKETTİKLERİ ENERJİ
İnsanoğlunun hayatında pek çok elektrikli cihaz vardır. Bu
cihazlar fişleri elektrik prizine takılmak suretiyle elektrik
enerjisi ihtiyaçlarını karşılarlar. Çalıştırılma işlemleri
açma/kapama düğmeleri ve/veya kumanda düzenekleri
ile yapılmaktadır. Yine kapatma işlemleri açma/kapama
düğmeleri ve/veya kumanda düzenekleri ile yapılmaktadır.
Kullanımı sona eren bir elektrikli cihaz açma/kapama düğmesi ve/veya kumandası ile kapatıldıktan sonra istenildiğinde tekrar kullanılmak üzere uyku moduna geçirilmektedir.
Elektrikli cihazlar fişleri elektrik prizinden çıkarılmadıktan
sonra belli bir oranda elektrik enerjisi tüketmeye devam
etmektedirler. Bu konuda çok titiz olmayan son kullanıcıların
genellikle en kolayı seçeceği aşikârdır. Genellikle cihazlar
kullanıcı tarafından uyku moduna alınmakta ve tekrar
kullanım için hazır tutulmaktadır. Bu durumda tüketilen
enerji belki bir tane cihaz için çok küçük gibi gözükse de
kümülatife vurulduğunda bir ülke için önemli değerlere
ulaşmaktadır.
Herhangi bir elektrikli cihazın uyku modunda çekeceği güç
ile uyku modunda kalış süresine göre bir yılda harcayacağı
elektrik enerjisi değeri kilowatt-saat (KWh) cinsinden hesap
edilerek Tablo 1 ve Grafik 1’de verilmiştir.
Türkiye İstatistik Kurumundan alınmış bazı verilerle birlikte
her evde bir adet televizyon bulunduğu kabul edilerek ve bu
televizyonların yarısının eski model (CRT-tüplü televizyon)
diğer yarısının yeni model (LCD/LED/Plazma) olduğu
varsayılarak Tablo 2 ve Tablo 3 hazırlanmıştır.
Tablo 1’de verilen değerler ile Tablo 2 ve Tablo 3’teki
değerler birlikte ele alınarak, ülkemiz bazında bazı elektrikli
156
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Tablo 1. Elektrikli Cihazların Uyku Modlarında Çektikleri Güç İle Uyku Modlarında Kalış Sürelerine Göre KWh Cinsinden Bir Yılda Harcayacakları Elektrik Enerjisi
Günlük Uyku Modunda Kalış Süresi (Saat)
12
13
14
15
16
Elektrikli cihazın uyku
modunda tükettiği güç
(Watt)
17
18
19
20
21
22
23
24
Bir Yılda Harcanacak Güç (KWh)
1
4,38
4,745
5,11
5,475
5,84
6,205
6,57
6,935
7,3
7,665
8,03
8,395
8,76
2
8,76
9,49
10,22
10,95
11,68
12,41
13,14
13,87
14,6
15,33
16,06
16,79
17,52
3
13,14
14,24
15,33
16,43
17,52
18,62
19,71
20,81
21,9
23
24,09
25,19
26,28
4
17,52
18,98
20,44
21,9
23,36
24,82
26,28
27,74
29,2
30,66
32,12
33,58
35,04
5
21,9
23,73
25,55
27,38
29,2
31,03
32,85
34,68
36,5
38,33
40,15
41,98
43,8
6
26,28
28,47
30,66
32,85
35,04
37,23
39,42
41,61
43,8
45,99
48,18
50,37
52,56
7
30,66
33,22
35,77
38,33
40,88
43,44
45,99
48,55
51,1
53,66
56,21
58,77
61,32
8
35,04
37,96
40,88
43,8
46,72
49,64
52,56
55,48
58,4
61,32
64,24
67,16
70,08
9
39,42
42,71
45,99
49,28
52,56
55,85
59,13
62,42
65,7
68,99
72,27
75,56
78,84
10
43,8
47,45
51,1
54,75
58,4
62,05
65,7
69,35
73
76,65
80,3
83,95
87,6
Tablo 2. Türkiye’de Var Olan Konut ve Bu
Konutlarda Var Olan Bazı Elektrikli Cihaz
Sayılarına Ait İstatistiki Rakamlar[2][3]
TUİK Verileri
19.842.850
Türkiye Hanehalkı Sayısı
Uydu alıcısı bulunma oranı
50,00%
Uydu alıcı cihazı sayısı
9.921.425
Masaüstü bilgisayar bulunma oranı
Masaüstü bilgisayar sayısı
31,80%
6.310.026
Tablo 3. Türkiye’de Var Olan Bazı Elektrikli
Cihaz Sayılarına Ait İstatistiki Rakamlar[2][3]
Türkiye’deki
Konutlardaki
Tahmini Cihaz
Sayısı
Cihaz Adı
Grafik 1. Elektrikli cihazların uyku modlarında çektikleri güç ile uyku modlarında
kalış sürelerine göre KWh cinsinden bir yılda harcayacakları elektrik enerjisi.
cihazların uyku modunda bırakıldıklarında bir yılda
harcayacakları enerji değerleri hesaplanmıştır. Elde edilen
sonuçlar Tablo 4’te ve Grafik 4’te verilmiştir.
Hesaplamada uyku modunda kalış süreleri televizyon ve
uydu alıcı cihazları için 18 saat, bilgisayar monitörleri için 16
saat olarak alınmıştır. Yine uyku modu güç tüketimleri CRT
televizyonlar için ortalama bir değer olarak 8,5 Watt, diğer
CRT (Tüplü) Televizyon Cihazı
Sayısı (%50)
Plazma/LCD/LED Televizyon
Cihazı Sayısı (%50)
Uydu Alıcısı Sayısı
9.921.425
Masaüstü Bilgisayar Sayısı
6.310.026
CRT (Tüplü) Monitor Sayısı (%50)
Plazma/LCD/LED Monitor
Sayısı (%50)
3.155.013
9.921.425
9.921.425
3.155.013
televizyonlar için 2,5 Watt, uydu alıcıları için 5 Watt, CRT
bilgisayar monitörleri için 6 Watt, diğer bilgisayar monitörleri
için 2 Watt olarak alınmıştır[3][4].
Tablo 4. Türkiye’de Var Olan Bazı Elektrikli Cihazların Uyku Modunda Bir Yılda Tüketecekleri Elektrik Enerjisi
Değerleri[4][5][6]
CRT (Tüplü) Televizyon Cihazı Sayısı
9.921.425
Cihazın Uyku
Modu Güç
Tüketimi (W)
8,5
18
554.061.979,13
Plazma/LCD/LED Televizyon Cihazı Sayısı
9.921.425
2,5
18
162.959.405,63
Uydu Alıcısı Sayısı
9.921.425
5
18
325.918.811,25
CRT (Tüplü) Monitor Sayısı
3.155.013
6
16
110.551.660,78
Plazma/LCD/LED Monitor Sayısı
3.155.013
2
16
36.850.553,59
Cihaz Adı
Cihaz Sayısı
Uyku Modunda
Kalış Süresi (h)
Bir Yılda Tüketeceği Elektrik
Enerjisi (KWh)
Tüm Cihazlar
İçin Yıllık Enerji
Tüketimi (KWh)
157
1.190.342.410,37
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Grafik 4. Türkiye’de var olan bazı elektrikli cihazların uyku modunda
bir yılda tüketecekleri elektrik enerjisi değerleri[4][5][6].
Grafik 5. Bazı elektrik enerjisi üretim santrallerinin 2013 yılı üretim
değerleri ve elektrikli cihazların uyku modunda bir yılda harcadıkları
toplam elektrik enerjisi değeri[7][8].
Tablo 5. Bazı Elektrik Enerjisi Üretim Santrallerinin 2013 Yılı Üretim Değerleri ve Elektrikli Cihazların Uyku Modunda
Bir Yılda Harcadıkları Toplam Elektrik Enerjisi Değeri[7][8]
Santralin Kurulu Gücü
2013 Yılı Üretimi (KWh)
Tunçbilek (Kütahya) Linyit Santrali
365 MW
1.436.141.150,00
Çatalağzı (Zonguldak) Taşkömürü Santrali
300 MW
1.386.348.000,00
702,55 MW
1.081.149.980,00
Altınkaya (Samsun) HES
Cihazların Bir Yılda Bekleme Modunda Tükettiği Enerji (KWh)
1.190.342.410,37
Borçka (Artvin) HES
300,6 MW
700.587.510,00
Hirfanlı (Kırşehir) HES
128 MW
225.337.809,00
Ambarlı (İstanbul) Fuel-Oil Santrali
330 MW
74.164.000,00
Aliağa (İzmir) Doğalgaz Santrali
180 MW
2.713.901,00
Konutlarda var olan sadece televizyon, uydu alıcısı ve
bilgisayar ekranı için yapılmış olan bu hesaplamalar evlerdeki
ve işyerlerindeki tüm elektrikli cihazlar için de yapılabilir.
Tablo 4’te elde edilmiş olan “Tüm Cihazlar İçin Yıllık Enerji
Tüketimi” değeri ile ülkemizde elektrik üretimi yapılan bazı
santrallerin 2013 yılında üretmiş oldukları elektrik enerjisi
değerleri bir kıyas olması açısından Tablo 5’te birlikte
verilmiştir.
3. UYKU MODU TASARRUFU
Elektrikli cihazlar kullanımları dışında genellikle tekrar
kullanma isteğinde hazır olmaları için uyku modunda
bırakılmaktadırlar. Bu durumdaki her elektrikli cihaz belli bir
oranda güç tüketmeye devam etmektedir. Bu tüketimi sıfıra
indirmek için üç seçenek önümüze çıkıyor;
• Bekleme modunda sıfır enerji tüketen elektrikli cihaz
kullanmak,
• Elektrikli cihazın kullanımı sona erdiğinde fişini çekmek,
• Elektrik cihazla paralel çalışan teknolojik bir alet
kullanmak.
Birinci seçenek bize direkt uyku modu tasarrufu
sağlamaktadır. Piyasada bazı firmaların ürettiği bu
tarz ürünler mevcuttur. Bu seçeneklerden ikincisinin
uygulanması biraz zordur. Her kullanıcıdan, kullandığı her
cihazı uyku moduna aldığında fişini çekmesini beklemek
biraz iyimserlik olacaktır. Zira bu eğitimli, enerjinin nasıl
üretildiğini bilen, dünya karbon emisyonunun azaltılmasının
önemini kavramış birey olmakla paralel bir şeydir. Üçüncü
seçenek ise, elektrik ile çalışan cihazların uyku moduna
geçişlerini sağlayan ve cihazın uyku moduna alınmasıyla
cihaz ile priz arasındaki enerji bağını tamamen kesen
teknolojik bir alet kullanmaktır. Stand-by prizi (stand-by
plug) olarak adlandırılan bu tarz cihazlar için çeşitli üretimler
yavaş yavaş gün yüzüne çıkmaya başlamakla birlikte
henüz tam olarak hayatımızda yer almamaktadır. Peki bu
cihazların çalışma mantığı nedir?
Pek çok alternatif olmakla birlikte ilki kumanda ile bekleme
moduna alınan cihazlar için kumandanın kapanması emrini
öğrenen “kumandalı stand-by prizi” olabilir[9][10].
İkincisi uzatma kablosu şeklinde olup kolay erişilebilen ve
üzerlerinde enerjiyi tamamen kesmeye yarayan butonları
bulunan ürünler olabilir[11].
Ya da stand-by modunda çekilen akımı hissedip belirli
zaman aralıklarında cihazın çektiği akımı test ederek
kendini otomatik olarak kapatan stand-by prizi de
tasarlanabilir[12].
4. SONUÇ VE ÖNERİLER
Grafik 5’ten de rahatça görüleceği üzere elektrikli cihazların
158
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[10] http://www.simplyenergystore.com.au/Remote-StandbyEliminator-4-Sockets-1-Remote-Efergy/RCS-4-AU.htm
[11] http://www.infonetz-owl.de/index.php?id=339
[12] http://yenitasarimlar.blogspot.com.tr/2011/11/tasarruflupriz.html
SUMMARY
Şekil 1. Örnek bir stand-by prizi ve çalışma mantığı[10].
Energy is very important for mankind. Energy demand is
increasing every year with increasing population. We have two
options for cater energy demand. First of them is to produce
more energy and second of them is to use energy efficiently.
There are lots of project on energy efficient like “ENVER”, “use
LED bulb in outside lighting”, “exhortation of sale electrical
device with energy efficient”. Companies which produce
electrical device compete each other about energy efficient.
This race is reference to spend energy on ON position. But
using energy of electrical device on stand-by position should
be researched.
Şekil 2. Örnek bir
stand-by prizi[11].
Şekil 3. Örnek bir
stand-by prizi[12].
uyku modlarında iken sıfır enerji tüketimi sağlanarak her yıl
neredeyse bir ya da birkaç elektrik santralinin üreteceği kadar
enerji tasarruf edilebilmektedir. Bu durumda bu kavrama önem
verilmeli veya stand-by modunda sıfır enerji tüketen cihaz
satışı ve kullanımı teşvik edilmeli veya stand-by modunda belli
bir oranda enerji tüketen cihazlar için stand-by prizlerinin satışı
ve son kullanıcı tarafından kullanımı teşvik edilmelidir.
Ne olursa olsun bu kadar zor ürettiğimiz ya da üretmek için
borçlandığımız enerjiyi kullanırken çok dikkatli olmalıyız.
KAYNAKLAR
[1] ÖZCAN, S., AKGÜN, K., "LED Lambaların Kompakt
Flüoresan Lambalar ile Teknik Özellikleri ve Maliyet
Analizi Açısından Karşılaştırılması", 2. LED Konferansı,
30 Eylül-01 Ekim 2010, İstanbul, TÜRKİYE.
[2] http://tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=13569
[3] http://www.uydutvhaber.net/site/modules.php?op=modl
oad&name=News&file=article&sid=12121
[4] http://www.nomorestandby.com/facts.htm
[5] http://www.teias.gov.tr/ebulten/haberler/2008/4%C4%B
1letenerj%C4%B1/enerj%C4%B1.html
[6] http://www.lew-forum-schule.de/CMS_FORUM
SCHULE_INTER/DOWNLOADS/STAND-BYVERLUSTE_STOPPEN_TUERKISCH.PDF
[7] http://www.euas.gov.tr/Sayfalar/TermikSantral
Bilgileri.aspx
[8] http://www.euas.gov.tr/Sayfalar/
HidroelektrikSantralBilgileri.aspx
[9] http://www.nomorestandby.com/how.htm
This topic is researched on this study, especially on television,
receiver and computer monitor. Results which were acquired
are so dramatic. We waste lots of energy because of stand-by
position. All right, what is the solution about that? We have
three options for saving energy on stand-by position:
• We can use electrical device which doesn’t spend energy
on stand-by position,
• We have to plug off electrical device after using,
• We can use stand-by plug which enable to zero energy on
stand-by position.
Some company produces electrical device which was
mentioned on first position. Use and sale of these kind
products should be supported. Act which was mentioned on
second options is impossible for thousands of people. Users
prefer the easiest way. Namely, we can say that users are
generally lazy. Only people, who are well-educated, can mind
greenhouse gases and carbon emission, can mind plug off
to electrical device every time fastidiously after using. Finally
third option is to use a technological device. These devices
enable to zero energy on stand-by position of electrical device.
Devices on third options are called stand-by plug. Stand-by
plugs disconnect between electrical device and power point on
the wall. These plugs can be produced with different working
logic. We can design a model for some devices which can be
controlled with remote control like television and receiver. And
these types of stand-by plugs can run with the same frequency
of them. An addition we can design a second model which
has a button that can be reached very easily. Or lastly we can
design a different model which sense to electrical current on
stand-by position.
All stand-by plugs is enable to zero energy on stand-by
position of electrical devices. Electric energy is produced very
hardly and costly. So we should use the energy carefully for
sustainable world and our country’s economy.
159
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ENDÜSTRİYEL TESİSLERDE “TRACING” OLARAK, BUHAR YERİNE
ELEKTRİK KULLANMANIN AVANTAJLARI
Dr. Selahattin KÜÇÜK
Ali Utku ÇAN
TÜPRAŞ, İzmit Rafinerisi
Gizil Enerji Sanayi ve Ticaret Ltd. Şti
ÖZET
Tank veya borularda akışkanlığı yüksek (viskozite düşük)
tutulacak sıvıların sıcaklığının belirli değerin altına
düşmemesi gerektiğinden, sıcaklığın yıl boyunca sürekli
izlenerek, ısıtmanın sürekli, periyodik veya kontrollü
yapılması gerekmektedir. Donmaya karşı ısıtma ise,
mevsimsel olup, sıcaklığın düşmesi halinde devreye
girecek şekilde yapılmaktadır. Isıtma sadece sıvının değil,
sıvının geçtiği sabit ve döner ekipmanlarla birlikte her türlü
enstrümanın ve bağlantılı tüm parçalarının da yapılması
gerekir.
Rafineri, kimya vb. endüstrilerde işletme gereği sıvıların
bazılarının işlenmesi, dönüştürülmesi, tüketime sunulması
için bulunduğu yerden başka bir yere, özelliklerinde bir
değişiklik olmadan, bozulmadan kolayca taşınması, sürecin
güvenli ve sürekli izlenerek kontrol edilmesi için ısıtılması
gerekebilmektedir. İşletmenin doğası gereği sıvı haldeki
ürünü; çeşitli ortamlarda sıcak, gerektiğinde akıcı kılmak,
teçhizatla birlikte olası donmaya karşı korumak için sürekli,
periyodik veya günlük, mevsimsel ortam sıcaklıklarına bağlı
kontrol ederek gerekli sıcaklıklarda tutmak bazen kaçınılmaz
olmaktadır. “Electrical Heat Tracing” uygulaması, buhara
nazaran işletme ve kontrol kolaylığı, enerji tüketiminde
önemli ölçüde tasarruf, bakım giderlerinde düşüş gibi önemli
avantajlar sağlamaktadır. Rafineri ve petrokimya sektöründe
enerji tasarrufunun oransal olarak en yüksek ve en kolay
yapılacağı yer, ısıtma sistemlerinde yapılacak iyileştirmeler
ve yeni uygulama sistemlerinin kullanımı ile mümkün
olabilmektedir.
Kısaca “ısıtma” (heat tracing) olarak adlandırdığımız kelime,
bu çalışmada bir sıvıyı akıcı kılmak, ekipmanlarla birlikte
donmaya karşı korumak anlamında kullanılacak ve içerik bu
anlamın etrafında şekillenecektir.
2. ELEKTRİKLİ ISITMA
Daha sonraki paragraflarda açıklanacağı gibi, elektrikli ısıtma
çok sayıdaki avantajları nedeniyle borular, ekipmanlar,
tank ve enstrüman sistemlerindeki sıvıların sıcaklığını
olabildiğince arzulanan değerlerde sabit tutmak veya çok
düşük sıcaklarda donmaya karşı korumak için yaygın
olarak kullanılmaktadır. Elektrikli ısıtma, bu amaç için özel
olarak üretilmiş kabloların ısıtılmak istenen boru hatlarına,
tanklara, enstrümanlara ve bunların uzantılarının çevresine
sarılarak elektrik enerjisinin ısı enerjisine dönüştürülmesi
prensibine dayanır. Elektrikli ısıtma uygulaması ile ilgili bir
sistem ve bu sistemde kullanılan tesisat elemanları Şekil
1’de verilmektedir.
1. ISITMANIN (HEAT TRACING) GEREĞİ
Endüstride viskozitesi yüksek, sıvı haldeki birçok ürünün
bulunduğu tankta veya işlenmek, başka bir ürüne
dönüştürmek veya tüketime sunulmak üzere borularla nakli
yapılırken, ısısını sabit tutmak, akıcılığını korumak, donmaya
karşı korumak, pompalama, izleme ve kontrol sistemleri ile
birlikte iyi bir izolasyon yapılsa da ısıtılması gerekmektedir.
Isıtma yapılmaz ise mahsul tank ya da borularda katılaşarak
donar; bu durumda güzergâhtaki pompa vb. ekipmanlar zarar
görür. Sıvı haldeki mahsul donmayıp da sıcaklığı düşer ise,
viskozitesi artacağından akıcılığı düşer ve ürünün transferi
için daha fazla güce gerek olacağından tahrik elemanı olarak
kullanılan motor ya devre dışı olur ya da daha fazla enerji
harcamak zorunda kalır. Hat üzerindeki enstrümanlar, ürün
ve akış bilgilerini düzgün alamayacağından, ilettikleri bilgiler
ile yapılan kontroller de hatalı olacaktır.
Şekil 1. Elektrikli ısıtma ile ilgili bir sistem ve bu sistem için gerekli
tesisat elemanları.
160
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Şekil 1’de verilen sistemdeki tesisat elemanlarının
fonksiyonları ve nasıl seçilebilecekleri aşağıda sıra ile
açıklanmaktadır.
Bu kablolar kendinden regüleli kabloların ısıtmakta yeterli
olmadığı veya çok daha yüksek sıcaklık gerektiren yerlerde
tercih edilir.
2.1. Transformatör
Elektrikli ısıtmanın ilk elemanı olan transformatör, ısıtma
kabloları için uygun gerilimi sağlamanın yanında, elektriksel izolasyonu sağlayarak çok geniş bir alana yayılan
kablolardaki kaçaklardan kaynaklanabilecek tehlikeli
temas gerilimlerini etkisiz kılmaktır. Bilindiği gibi besleme
gerilimi arttıkça daha uzun kablo kullanmanın yanında
daha fazla enerji transferi olacağından ve ilave malzeme
miktarı düşeceğinden maliyet azalacaktır. Alçak gerilim
şehir şebekesinden beslenme ve dağıtım panelinde
çıkış fiderlerine kaçak akım otomatı konması halinde
transformatör kullanımına ihtiyaç yoktur.
2.3.3. Sabit güçlü kablolar
Bu tip kablolar basit bir direnç devresinde oluşan ısınma
esasına göre çalışır. Kabloya gerilim uygulandığında elektrik
enerjisi, ısı enerjisine dönüşerek sıcaklığı artırır. Seri veya
paralel direnç uygulamaları şeklinde üretilir. Seri dirençli
kablolar daha ucuz olmasına rağmen, ek yaparak uzatma
veya keserek kısaltma imkânı yoktur. Sabit uzunluklarda
üretilir. Paralel dirençli kablolarda ek yapılabilir ve daha
çok kendinden regüleli kabloların yeterli olmadığı yüksek
sıcaklık gerektiren yerlerde kullanılır.
2.2. Dağıtım, Kontrol Paneli
Tek veya gruplandırılmış elektrikli heater kablolarının,
atmosfer, ortam veya borudaki sıcaklığın değişimine bağlı
olarak devreye girip/çıkmasını sağlayan kontaktörlerin,
izleme ve kontrol amaçlı lambaların, arızalarla ilgili sesli ve
görsel uyarıların ve bütün bu bilgileri gerektiğinde uzaktaki
bir merkeze ileten sistemlerin bulunduğu ve sahaya monte
edilen pano.
2.3. Isıtıcı Kablolar
Elektrikli ısıtmanın en önemli elemanı olup, sıcaklığı
sabit veya belirlenen bir değerin üzerinde tutulacak veya
donmaya karşı korunacak, içinde genelde sıvının olduğu,
başta boru olmak üzere her türlü depo, pompa ile bunların
kontrol, izleme ve ölçme sistemlerinin etrafına duruma
göre sarılır veya döşenir. Her durumda ısı kaybını önlemek
için çevresi, ısıttığı ekipman, alet ve boru ile birlikte izole
bir malzeme ile kaplanır. Endüstriyel amaçlı yaygın olarak
kullanılan tipleri aşağıda verilmiştir.
2.3.1. Kendinden regüleli kablolar
Kendinden regüleli kablolar, iki iletkenin yarı iletken polimer
bir malzemenin içine uygun bir mesafede yerleştirilmesi
ile elde edilir. Bu iletkenlere bir gerilim uygulandığında
polimer moleküllerinden elektrik akımı geçecek ve bu akım
moleküllerdeki ısı enerjisinin artmasına sebep olacaktır.
Isısı artan moleküllerin titreşimleri de artacak ve bir süre
sonra moleküller birbirlerinden iyice uzaklaşarak elektrik
akımının kesilmesine sebep olacaktır. Kablo tekrar
soğuduğunda moleküller birbirine yakınlaşacağından,
akım yeniden moleküllerden geçmeye başlayacak ve ısı
yeniden yükselecektir. Kendinden regüleli kablonun en
büyük avantajı, istenen uzunluklarda kesilebilmeleri ve
yapılarından dolayı aşırı ısınmamalarıdır.
2.3.2. Gücü limitli kablolar
Bu kablolar iki bakır iletken ve bunlar arasında kablo
boyunca ısınmayı düzgün sağlayan alaşımlı bir maddeden
meydana gelmiştir. Alaşım pozitif sıcaklık katsayısına sahip
olup, sıcaklık yükseldikçe, sistemden çekilen akım azalır.
2.3.4. Mineral izoleli kablolar
Kablo, tüp şeklinde metal bir dış muhafaza, ortada ısı
verecek iletkenler ve bunların arasında elektriksel izolasyonu
sağlayacak basınçla sıkıştırılmış magnezyum oksit maddesinden meydana gelmiştir. Sabit bir güç çıkışına sahip olup,
sabit güçlü kabloların kapasitelerinin üzerinde, özellikle çok
yüksek sıcaklık gerektiren yerlerde kullanılırlar.
2.3.5. Seri ısıtma kabloları
Kablo seri dirençlerden meydana gelmiş olup, verilen
uzunlukta istenen ısıtmayı sağlayacak şekilde imal edilmiştir.
Kablonun verdiği ısı, atmosfer ile ısıtacağı boru, enstrüman
vb. ekipmanların ısısından bağımsızdır. Üreteceği ısı
işletme gerilimi ve kablonun direncine bağlıdır. Bu kablolar
genelde uzun boru hatlarının ısıtmasında kullanılır.
2.4. Kontrol Metotları
Borular, ekipmanlar, tank ve enstrüman sistemlerindeki
sıvıların sıcaklığını belirlenecek bir değerde veya üzerinde
tutmak, çok düşük sıcaklarda donmaya karşı korumak
için, yapılacak ısıtmayı istenen sınırlar içinde tutarak,
verimli çalıştırmak için kontrol etmek gerekir. Isıtma sürekli
olabileceği gibi, atmosfer veya ısıtılan sıvının sıcaklığına bağlı
olarak değişken, donmaya karşı ise mevsimsel olacaktır.
Endüstriyel uygulamalarda aşağıdaki kontrol sistemlerinin
birkaçı veya tamamı gereğine göre kullanılmaktadır.
• Kontrolsüz ısıtma (Uncontrolled): Viskozitesi en
sıcak mevsimde dahi düşmemesi gereken sıvıların ve
bu sıvıların bulunduğu her türlü depolama ve borular ile
enstrümanlarının yıl boyunca bir kontrole gerek kalmadan
sürekli ısıtılması gereken bir sistemdir.
• Atmosfer sıcaklığı ile kontrol (Ambient sensing):
Atmosfer sıcaklığı takip edilerek ısıtıcı olarak kullanılan
kabloların bir kontrolör üzerinden belirlenecek bir değerin
altına düşmesi halinde devreye girmesini sağlayacak
sistemdir.
• Oransal sıcaklık kontrolü (Proportional ambient
sensing): Bu kontrol sisteminde bulunan bir kontroller
atmosfer sıcaklığını ve ısıtıcı kablo ile verilen enerjiyi
sürekli izleyerek, daha önceden kontrolöre girilen bilgilerle
oluşturulan bir algoritma ile kayıpları hesaplayarak, ısıtıcı
kabloyu devreye sokar veya çıkarır.
161
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Ortam sıcaklığı ile kontrol (Line sensing): İçinde sıvının
bulunduğu boru, depo ve enstrümanların sıcaklığının
sürekli izlenerek, sıcaklığın belirli değerler arasında
kalmasını sağlamak için, ısıtıcının devreye girip, çıktığı
bir sistemdir.
Kontrol sistemlerinin uygulamaları Tablo 1’de değerlendirilmektedir.
Tablo 1. Elektrikli Isıtmada Kullanılana Metotların
Avantaj ve Dezavantajları
Kontrol
Metodu
Isıtıcı
durumu
Kontrol
sisteminin
yatırım
maliyeti
Enerji
Tasarrufu
Kontrolsüz
Isıtma
Sürekli
devrede
Yok
Az
Atmosfer
Sıcaklığı ile
Kontrol
Atmosfer
sıcaklığına
bağlı olarak
ON/OFF
Düşük
Orta
Oransal
Sıcaklık
Kontrolü
Atmosfer
ve ortam
sıcaklığına
bağlı olarak
ON/OFF
Orta
İyi
Ortam
Sıcaklığı ile
Kontrol
Ortam
sıcaklığına
bağlı olarak
ON/OFF
Yüksek
Çok İyi
3. BUHARLI ISITMA (STEAM TRACING)
Buharlı ısıtma, elektrik enerjisinin günlük hayatta olduğu
kadar endüstride de yaygın olarak kullanılmadığı dönemden
başlayarak en az 100 yıldan beri borular, ekipmanlar, depolama
ve enstrüman sistemlerindeki sıvıların sıcaklığını belirlenen
bir değer aralığında sabit tutmak veya çok düşük sıcaklarda
donmaya karşı korumak için yaygın olarak kullanılmaktadır.
Üretilmesi kolay olmakla birlikte, iletilmesi ve dağıtılması zor,
ısı kayıplarından dolayı verimsiz, dolayısı ile masraflıdır. Bu
sistem, temel olarak ısıtılmak istenen boru, ekipman veya
enstrümanların üzerine, çevresine kolayca bükülebilecek
daha küçük çaplı borular yerleştirilerek, bu borulardan yüksek
sıcaklıktaki buhar geçirilmesi prensibine dayanır. Buhar hattı
üzerinde hassas bir kontrol mekanizması olmadığından,
ortam ya gerektiğinden çok ya da az ısıtılacaktır. Mevsimsel
ısıtmalarda, atmosfer sıcaklığı dikkate alınmadan buharlı
sistem çok uzun bir dönem için devrede kalır. Yoğunlaşan
buharı toplamak için ayrı bir boruluma sisteminin de tesis
edilmesi gerekir. Gerek buhar hatlarının, gerekse yoğunlaşan
hatların çok yakın takip edilmesi gerekir. Aksi takdirde ısı ve
su kayıpları yüksek olur.
4. ELEKTRİKLİ ISITMA İLE BUHARLI ISITMA
SİSTEMLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI
2.5. İzolasyon
Buhar ile ısıtmada olduğu gibi, elektrik ile ısıtmada da
hem ısıtılacak boru, ekipmanlar, depolama ve enstrüman
sistemlerinin, hem de ısıtıcı kablonun ısı kayıplarını
azaltmak için iyi bir izolasyon malzemesi ile kaplanması
gerekir. İzolasyon malzemesi, ısı kayıplarını önlemenin
yanında, işletme ve bakım personelini de yüksek sıcaklıklara
karşı korur. İzolasyon malzemesi seçimi başlı başına
bir mühendislik gerektirir. İzole edilecek hattın sıcaklığı,
çapı, izolasyon malzemesinin ısıl karakteristiği, neme
karşı direnci, dayanımı, kimyasal yapısı, duman ve toksin
salınım özellikleri, yangına dayanımı, tamir edilebilirliği
gibi etkenler göz önünde bulundurulması gereken önemli
özelliklerdir. Ancak seçilen izolasyon malzemesinin
kalınlığı hem kayıpları, hem de yatırım maliyelerini önemli
ölçüde değiştirecektir. İzolasyon kalınlığının değişiminin
kayıpları ne oranda düşürdüğüne ait örnek bir çalışma
Tablo 2’de verilmektedir. Tablodan da görüleceği gibi,
izolasyon kalınlığı artırıldığına, kayıplar da önemli ölçüde
düşmektedir. Bu durumda yatırımın geri dönüşüm süresi
gözden geçirilmelidir.
Borular, ekipmanlar, depolama ve enstrüman sistemlerindeki
sıvıların sıcaklığını belirlenen bir değer aralığında sabit
tutmak veya çok düşük sıcaklarda donmaya karşı korumak
için elektrikle ile yapılan ısıtmanın başlıca avantajları şu
şekildedir:
• Isıtma, lokal veya merkezi sıcaklık sensörleri ile otomatik
yapılarak kontrol edildiğinden, buharlı ısıtmaya göre
kolaydır. Ayrıca sensörler yardımı ile istenen hassas
sıcaklık ayarları yapılabilir.
• Otomatik sıcaklık kontrolünün yanında, kendinden regüleli
kabloların kullanımı ile enerjinin daha verimli kullanılması
sağlanır. Otomatik sıcaklık kontrolü ile enerjinin verimli
kullanımı, hem merkezi, hem de kabloların yapısı gereği
lokal yapılır.
• Elektrikli ısıtma sistemlerinin bakım maliyeti ihmal
edilebilecek kadar düşüktür. Buharlı sistemlere göre en
büyük avantajı da budur. Kabloya ciddi bir hasar gelmediği
sürece uzun yıllar hiçbir bakım gerektirmeden çalışır.
Buharlı ısıtmanın avantajları ise şunlardır:
• Buhar ile yapılacak ısı sistemleri için boru, buhar kapanı
vb. basit elemanlar gerekli olduğundan, temini ve montajı
kolay ve ucuzdur.
Tablo 2. İzolasyon Kalınlığının, Isı Kayıplarını Düşürmeye Olan Etkisi
Çap
( inç )
İzolasyon
kalınlığı
( mm )
Hat
uzunluğu
(m )
Sabit tutulması
gereken sıcaklık
( 0C )
Isıtmak için
Gerekli Güç
(W)
İzolasyonun
kalınlığının
arttırılması
Isıtmak için
gerekli Güç
(W)
6
40
468
55
28.240,32
100
14.215,24
Line-0002
8
40
367
70
35.705,80
100
17.297,53
Line-0003
12
50
434
52
37.063,79
100
20.844,88
Hat No
Line-0001
Toplam
101.009,91
162
52.357,65
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• İşletilmesi, arıza noktasının bulunması basit olduğundan,
özel personel gerektirmemektedir.
Elektrikli ısıtmayı yukarıdaki avantajları nedeniyle tercih
edenler, su kaynaklarının azlığı, buharlı sistemleri büyütmek
için gerekli zamanın uzun olması, düşük basınçlı buharın
daha özel yerlerde kullanılabileceği gibi sebepleri de göz
önünde bulundurduklarından bahsetmektedirler.
Buhar ile ısıtmayı tercih edenler ise, buharın aslında
bir yan ürün olduğu, dolayısıyla bu enerjiyi üretmek için
ilave bir yatırım ve işletme masrafı gerekmediği fikrini
savunmaktadırlar. Son yıllarda buharlı ısıtma sistemlerindeki
teknolojik gelişmeler, bu sistemlerin de verimliliğini önemli
ölçüde artırmış, daha iyi bir sıcaklık kontrolüne olanak
tanımıştır.
Sıcaklığın sabit tutulması: Üç tip uygulama yapılmıştır:
a. Bu ısıtma şeklinde, elektrikli ısıtma yıl boyunca bir hiçbir
kontrol elemanı olmadan devrededir. Kablonun vereceği
sıcaklık, ekipmanlara zarar vermeyecek, ortamda herhangi bir yangın veya patlama oluşturmayacak şekilde
sınırlandırılmıştır.
b. Bu uygulama ile ısıtılacak sıvının sıcaklığı bir sensör
ile takip edilerek belirlenen bir değerin altına düşmesi
halinde ısıtıcı sistem devreye bir termostat ile alınır ve
sıcaklık bir değere ulaşınca devreden çıkartılır.
c. Bu uygulamada ise ısıtma, bir elektronik kontrolör
yardımıyla atmosfer sıcaklığı ve kabloya verilen ısı enerjisi
sürekli izlenerek, kayıplar bir alegoritma ile hesaplanıp
belirlenecek bir sıcaklık aralığı için ısıtıcı kablo devreye
alınır veya çıkartılır.
Her bir uygulama ile ilgili tesis elemanları ve kontrol edilecek,
sabit tutulacak sıcaklık değerleri Tablo 3’te verilmiştir.
5. UYGULAMA
Malzeme ve kontrol sistemlerindeki gelişmeler, enerjinin
verimli kullanılmasındaki beklentiler dikkate alınarak yeni
tesis edilmekte olan bir rafinerinin boru ve enstrümanlarının
“heat tarcing” gereksinimi elektrik enerjisinden sağlanmıştır.
Uygulama ile boru ve enstrümanların bir kısmında sıcaklığın
sabit kalması, bir kısmında ise donmaya karşı koruma
sağlamak için ısıtma yapılmıştır. İşletmenin güvenliği ve
sürekliliği, personel ve ekipmanın korunması göz önünde
bulundurularak en yüksek enerji verimliliğini sağlayacak
kablo tipi ve kontrol sistemi seçilmiştir. Buna göre;
Donmaya karşı ısıtma: Bu sistemde her ana şalt merkezine
üç adet “Thermocouple” monte edilmiş olup, bunların
ikisinin atmosfer sıcaklığının, hatlarda donma meydana
getirecek seviyenin altına düşmesini algılaması halinde
sahadaki kontaktörlere bir kontrolör üzerinden sinyal
gönderip kapatarak, merkezi olarak bütün ısıtıcı kabloları
devreye sokar, atmosfer sıcaklığının yükselmesi halinde
ısıtma sistemini devre dışı eder.
Yapılan teknik ve ekonomik analizler sonucunda tüm
enstrümantasyon sistemi ile birlikte buharın iletilmesinin
zor olduğu boru ve tankların ısıtılması elektrikle yapılmıştır. Tablo 3’te gösterilen ısıtma sistemlerinin her biri
yapılan değerlendirmelere bağlı olarak yeni rafinerinin
boru ve tanklarının “Heat Tracing” ihtiyacı için kısmen
uygulanmıştır.
Tablo 4’te gösterilen yeni rafinerinin üniteler içi ve üniteler
arası boru hatlarındaki sıvıların donmaya karşı (≤50C)
korunması için yapılacak buharlı ısıtma hatlarının toplam
uzunluğu, 97.113 metresi ısıtılacak ana besleme hatları
(1/2″den 36″e kadar), 109.923 m’si “tracing” hatları (≤1/2″)
olmak üzere toplam 207.036 m’dir. Donmaya karşı ısıtma
için gerekli buhar miktarı, ana hatlar için 6,83, “tracing”
hatları ve buhar kapanları için ise 5,94 ton’dur. Bu durumda
saate harcanan 1470C sıcaklığındaki buhar tüketimi 12,77
ton olmaktadır. Buharın 2014 yılı itibari ile ortalama maliyet
56 TL/ton olup, saatlik ve günlük işletim giderleri sırası
Tablo 3. Yeni Rafineri Boru, Tank ve Enstrümanları İçin “Heat Tracing” Uygulamaları
Lokal
termostat
Sıcaklık
sensörü
Uygulama
Sürekli
Isıtma
Yok
Yok
Kabul edilebilir limitler içinde, aşırı ısıtmadan, işletme koşulları içinde, düşük
sıcaklıklarda sabit tutulacak boru, tank ve enstrüman sistemlerinin ısıtılması için.
Donmaya
Karşı
Isıtma
Yok
Yok
Şalter odalarında bulunan üç adet Thermocouple ile atmosfer sıcaklığını
algılayarak, sıcak-lığın belirlenen değerin altına düşmesi halinde donmaya karşı
korunacak hat ve enstrümanların ısıtılması için.
Yok
Her bir hat için ayrı bir algoritma ile ısıtmanın kontrol edildiği hat ve
enstrümanlar.
5 0C (5 0C )
15 0C (10 0C - 15 0C )
32 0C (20 0C - 35 0C )
55 0C (40 0C - 55 0C )
70 0C (62 0C - 70 0C )
Var
Çok fazla enerji tüketimi gerektiğinden, sıcaklığın sürekli izlenerek hat ve
enstrümanların ihtiyaç kadar ısıtılması prensibi ile çalışır.
Kontrol
Sabit tutulacak
Sıcaklık
≤ 70 0C
Oransal
Sıcaklık
Kontrolü
Ortam
Sıcaklığı
ile Kontrol
Yok
> 70 0C
Var
163
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Tablo 4. Buhar ile Donmaya Karşı Isıtma Yapılması Halinde Buhar Tüketimi
Üniteler Arası
Bağlantılı Hatlar
Mevcut Rafineri ile
Bağlantılı Hatlar
Flare
VDU
SWS
ARU
Hydrogen
SRU
Coker
Toplam
(m)
ton/saat
Besleme Hattı
( ½″) - m -
5340
10449
8130
1920
4110
3030
2490
4620
42990
4050
10560
97710
3,57
Manifold
Beslemesi (3″)
-m -
668
1305
1016
240
518
379
311
578
5374
506
1320
12214
0,75
Buhar Kapanı
(adet)
149
106
15
51
125
93
79
141
1251
134
307
2451
1,22
Buhar Kapanı
(adet) Hat
Uzunluğundan
29
242
256
13
13
8
4
13
182
1
45
806
0,40
Ana Hatlar- m
5656,5
23807
13354
1469
3146
3919,5
3147
3140
28791
2326,5
8356,5
97113
6,83
Buharlı Isıtma
Hattı
ile 715,120 ve 17.162,88 TL’dir. Donmaya karşı buhar
ile ısıtma sistemi 180 gün süre ile çalıştırıldığından, yıllık
maliyet 3.089.318,4 TL’dir.
Aynı hatların donmaya karşı ısıtılması elektrikle yapılması
halinde gerekli güç 1261 kW, saatlik ve günlük tüketimler
ise sırası ile 1.261 kWh ve 30.264 kWh’dır. Elektriğin birim
fiyatı 0.26 TL/kWh alınırsa, günlük maliyet 7.868,564 TL’dir.
Kocaeli bölgesinde hava sıcaklığının 5oC altına düştüğü
gün sayısı yaklaşık yıl içerisinde en fazla 70 gün olarak
ölçülmüştür. Elektrikli ısıtmanın yıl boyunca toplam 70 gün
süre ile devrede olması halinde yıllık maliyet ise 550.804,8
TL’dir.
Bu sonuçlara göre buhar ile donmaya karşı ısıtma yapılması
halinde işletme giderleri, elektrik ile ısıtmaya göre 5,60 kat
daha pahalı olmaktadır. Yatırım ve bakım giderleri analiz
edilmekle beraber, bu çalışmaya dahil edilmemiştir.
6. SONUÇ
“Heat Tracing” ihtiyacının elektrikli mi, buharlı mı olmasının
araştırılması, optimum bir çözümün bulunmasına yöneliktir. Ancak “Heat Tracing” sisteminin optimum dizayn
ve uygulaması kompleks bir çalışmayı gerektirmektedir.
Proses bilgisinin yanında, ısıtma kablolarının ve izolasyon
malzemelerinin yapısının göz önünde bulundurularak en
uygun kontrol ve izleme sistemi seçilebilmektedir. Isıtma
sistemlerindeki daha önce elde edilen tecrübeler, enerji
maliyetlerindeki orta ve uzun dönemdeki değişimler,
tesis edilecek sistemin sadeliği, yatırım, işletme ve bakım
giderleri de seçimi etkileyen önemli faktörlerdir.
Isıtmada kullanılan buhar ve elektriğin maliyet avantajları
Hydroprocessing
Yardımcı Üniteler
Buharlı Isıtma sistemine ait hat büyüklükleri ( m - adet )
süreç içinde çok fazla değiştiğinden, donmaya karşı ısıtma
dışında diğer ısıtma sistemlerinin optimum seçiminde
önemli zorluklarla karşılaşılmaktadır. Donmaya karşı
ısıtma, ülkemizde kış şartlarındaki donmaya sebep olacak
sıcaklıkların uzun süreli olmamasından dolayı, yapılan
karşılaştırma hesaplarında ekonomik çözüm olarak
elektrikli ısıtma çok öne çıkmaktadır. Buharın üretim,
iletim ve dağıtımının olmadığı, işletmelerde maliyet analizi
yapılmadan elektrikli ısıtma seçilmektedir.
KAYNAKLAR
[1] THROAT, S., MCQUEN, G., LUZUNARIS, P., “The role
of optimal design and application of heat Management
systems to improve the energy conservation in
petrochemical facilities” 32. Enerji Verimliliği Haftası, 4.
Ulusal Enerji Verimliliği Forumu ve Fuarı,11-13 Ocak
2013,Wow Convention Center/ Istanbul.
[2] SENDBERG, C., “Economic Comparison of Steam and
Electrical Heat Tracing Systems for use in Pulp and
Paper Mills” IEEE Std. 515-2011.
[3] The IEEE standard for the testing design, installation
and maintenance of electrical resistance trace heating
for industrial applications.
[4] N. ERDOĞAN, “Elektrikli ısıtma sistemleri ile buharlı
ısıtma sistemlerinin ekonomik açıdan karşılaştırılması”,
Araştırma Raporu, Kırıkkale Rafinerisi, 2012,
TÜPRAŞ.
SUMMARY
Refinery, chemical and in related industrial plants; according
to the operation requirements, some of the liquids might
have to be processing, converting, dispensing from its
164
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
location to elsewhere without changes in the characteristics,
transporting easily without deteriorating, controlling to have
safe process and continuous monitoring, heating may be
required. Inherently, by its nature of process, the liquid
product; in various environments to be hot, fluid in case of
necessity, with equipment to protect against possible freeze
continuously, periodically, or daily, by checking depending
on the seasonal ambient temperature to keep in required
temperatures sometimes is unavoidable. During the periods
(seasons) when heating is necessary, while this energy has
been provided from steam in various temperatures; with the
development in materials and electro-technical technology,
use of electrical energy instead of steam have been much
more attractive. "Electrical Heat Tracing" application,
compared to steam, provide significant advantages, such
as easy operation and ease of control, significant savings in
energy consumption, a decrease in maintenance costs.
165
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
THE CHEMICAL EXERGY OF PETROLEUM DERIVED FUELS
Selçuk BILGEN
Ayça TAC
Fatih SAYLAN
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
ABSTRACT
The chemical exergy of any product lies on the calculation
of the chemical exergy of the used fuels. The calculation
of the chemical exergy for petroleum derived fuels is
performed by solving the set of linear equations used to
describe the ultimate analysis of these fuels. Yields of
processes used fuels obtained from fossil energy resources
are becoming even more important because of the
reduction of resources. Yields of processes are calculated
in accordance with the laws of thermodynamics. The
second law of thermodynamics is the basis of the analysis
of exergy. The exergy analysis holds an important place in
the chemical change in the analysis of chemical processes.
Thermodynamic data in the chemical exergy calculations
is very important and the lack of this type of data limits that
can be applied to methods.
1. INTRODUCTION
Energy is one of the important topics of today. The
increase of the energy efficiency in industry has always
been one of the technical–scientific goals of managers,
engineers and scientists, but the problem has now become
a priority. The experience of the last three decades in the
implementation of energy saving programs, has shown
that it is possible to obtain up to 15% savings by first level
measures, i.e. ‘‘energy conservation’’, avoiding wastes,
like effective maintenance, increased consciousness,
etc. Many applications of the exergy concept have been
made and exergy based techniques will continue to be
used for the improvement of energy use in industry, which
will help in reducing energy degradation in a technically
feasible, costly effective and ecologically sustainable way.
The exergy concept provides more, and more detailed,
information on the performance of industrial processes for
their improvement and optimization[1].
Exergy analysis technique estimates the efficiency of
the process and determines the energy quality and
usefulness[2]. Exergy analysis makes us able to specify the
maximum performance of a system and the sources of the
irreversibility’s[3]. The chemical exergy is an important fuel
property in exergy analysis and performance optimization
of energy conversion systems. The chemical exergy
calculation methods can be applied to petroleum and
petroleum-derived liquid fuels. Thermodynamic data in the
calculation of chemical exergies are important. Chemical
exergy values are calculated for some petroleum derived
fuels with available thermodynamic data and used the
methods given in literature.
2. ESTIMATION OF CHEMICAL EXERGY OF
PETROLEUM DERIVED FUELS
In principle, exergy has four types including kinetic, potential,
physical, and chemical exergy. In kinetic and potential
exergy, the produced work is due to the system velocity
and height, respectively, while in physical exergy it is due
to the variations in temperature and pressure between the
system and the environment[4].
Chemical exergy is the maximum work obtainable when the
substance under consideration brought from environmental
state to the standard dead state by process involving
heat transfer and exchange of substances only with the
environment[5-7].
When a chemical reaction occurs, the bonds within
molecules of the reactants are broken, and atoms and
electrons rearrange to form products. In combustion
reactions, rapid oxidation of combustible elements of the
fuel results in energy release as combustion products are
formed[8]. A fuel is said to have burned completely if all of
the carbon present in the fuel is burned to carbon dioxide,
all of the hydrogen is burned to water, and all of the sulphur
is burned to sulphur dioxide. If any of these conditions is not
fulfilled, combustion is incomplete[9].
The chemical exergy (eCH) of liquid organic fuels as
petroleum derived fuels can be determined by means of
the tables of the standard chemical exergy by means of the
group contribution method. This is, however, not possible
in the case of the majority of solid and liquid organic fuels
consisting of complex solutions and mixtures of many
compounds. An exact calculation of the chemical exergy
is not possible in this case. There is an approximate
166
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
calculation method based on the atomic ratio and the mass
fractions of organic substance[8, 10].
For calculating the chemical exergy of several petroleum
derived liquid organic fuels, approximate formulae have
been derived expressing the ratio β of their chemical
exergy to the lover heating value (LHV) as a function of the
atomic ratio of the elements C, H, O, S. The most important
formulae are:
For liquid C, H, O, S compounds [10]
for calculations. However, Model II considers the species
that are in abundance in real environment, which is not in
thermodynamic equilibrium, as reference[12].
The chemical exergy of gaseous and some liquid fuels
can be obtained from the tables of standard chemical
exergy if the chemical composition of the fuel is known[11].
Many technical liquid and solid fuels are multi component
mixtures of very complicated, usually unknown compounds.
An exact calculation of the chemical exergy of such fuels is
not easy.
The chemical exergy of petroleum derived fuels can be
calculated as follows[8, 11, 12]:
(1)
(6)
For technical fuels it is more convenient to introduce the
mass fractions into Equation (1). The values resulting from
Equation (1) can be applied only to the combustible portion
of the technical fuel.
The absolute entropy for organic fuel can be estimated as
follows:
For liquid technical fuels, from Equation (1) [10]:
(7)
(2)
Data of the absolute entropy and the standard molar
chemical exergy for various substances are used to
calculations. The absolute entropy values were cited in
Table 1. The standard molar chemical exergy data from
Model I of Table 2 are used for calculations.
For liquid hydrocarbons [11]
(3)
For liquid C, H, O compounds [11]
CONCLUSION
The chemical exergy is calculated as in Equation (5):
Fossil and non-fossil energy resources are being consumed
more and more owing to increasing energy demand of
developing industries such as China, India and Turkey.
This trend is expected to be gone one in the near future.
Therefore, wisely usage and conservation of energy is a
subject becoming of increasing interest to all sectors of
society in the industrialized nations. Fossil fuels having an
important place in energy sources contribute to development
of comfort level of the countries.
(4)
(5)
Two alternative standard exergy reference environments
have gained acceptance for engineering evaluations; these
are Model I and Model II. Model I is in thermodynamic
equilibrium but its composition and parameters differ
distinctly from the natural environment. Therefore, data of
standard molar chemical exergy in Model I has been used
The efficiency of the processes applied to use the fuels
obtained from fossil energy sources is getting more important
due to the decrease of these sources. The efficiency of
processes is calculated based on thermodynamic laws. The
first and the second laws of thermodynamics are used for
exergy analysis. The exergetic analysis provides information
167
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Table 1. Variation of Specific Heat, Enthalpy, Absolute Entropy, And Gibbs Function With Temperature at 0.1 MPa For
Various Substance In Units of kJ/kmol or kJ/kmol.K (at Tref = 298.15 K (25 0C), pref = 0.1 MPa) [9]
Substance
Formula
Carbon (graphite)
C (s)
8.53
0
5.740
- 1711
Sulfur (rhombic)
S (s)
22.77
0
32.058
- 9558
Nitrogen
N2 (g)
28.49
0
191.610
- 57128
Oxygen
O2 (g)
28.92
0
205.146
- 61164
Hydrogen
H2 (g)
29.13
0
130.679
- 38961
Carbon monoxide
CO (g)
28.54
- 110528
197.648
- 169457
Carbon dioxide
CO2 (g)
35.91
- 393521
213.794
- 457264
Water
H2O (g)
31.96
- 241856
188.824
- 298153
Water
H2O (l)
75.79
- 285829
69.948
- 306685
Methane
CH4 (g)
35.05
- 74872
186.251
- 130403
Sulfur dioxide
SO2 (g)
39.59
- 296833
284.094
- 370803
Hydrogen sulfide
H2S (g)
33.06
- 20501
205.757
- 81847
Ammonia
NH3 (g)
35.59
- 46111
192.451
- 103491
Table 2. Standard Molar Chemical Exergy,
Various Substances at 298.15 K and p0 [9]
Substance
Nitrogen
Oxygen
Formula
Model 1
Model 2
N2 (g)
639
720
O2 (g)
3951
3970
Carbon dioxide
CO2 (g)
14176
19870
Water
H2O (g)
8636
9500
Water
H2O (l)
45
900
Carbon (graphite)
C (s)
404589
410260
Hydrogen
H2 (g)
235249
236100
Sulfur
S (s)
598158
609600
Carbon monoxide
CO (g)
269412
275100
Sulfur dioxide
SO2 (g)
301939
313400
Nitrogen monoxide
NO (g)
88851
88900
Nitrogen dioxide
NO2 (g)
55565
55600
Hydrogen peroxide
H2O2 (g)
133587
-
H2S
799890
812000
Hydrogen sulfide
Ammonia
The chemical exergy calculation methods that can
be applied petroleum derived fuels were given in this
study. The importance of the thermodynamic data in the
calculation of chemical exergies were also determined
in this work. Chemical exergy values were calculated for
petroleum derived fuels for which thermodynamic data
were available, by using methods given here before. The
chemical composition of petroleum derived fuels strongly
influences the values of the chemical exergy, the lower
heating value and the higher heating value.
(kJ/kmol), of
NH3 (g)
336684
337900
Oxygen
O (g)
231968
233700
Hydrogen
H (g)
320822
331300
Nitrogen
N (g)
453821
-
Methane
CH4 (g)
824348
831650
REFERENCES
concerning the possibilities of improving thermodynamic
processes, but only the economic analysis decides whether
the realization of such improvements is reasonable or not.
Chemical exergy is equal to the maximum amount of work
obtainable when the substances under consideration are
brought from their environmental state to the dead state
by reversible processes involving only heat transfer and
exchange of substances with the environment. Therefore,
the knowledge of the chemical exergy values of petroleum
derived fuels is important.
[1] RIVERO, R., “Application of the Exergy Concept in
the Petroleum Refining and Petrochemical Industry”,
Energy Conversion and Management, Vol. 43,
pp.1199-1220, 2002.
[2] SAIDUR, R., BOROUMANDJAZI, G., MEKHILEF, S.
and MOHAMMED, H.A. “A Review on Exergy Analysis
of Biomass based Fuels”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, Vol.16, pp.1217-1222, 2012.
[3] SAIDUR, R., AHAMED, J.U. and MASJUKI, H.H.
“Energy, Exergy and Economic Analysis of Industrial
Boilers”, Energy Policy, Vol.38, pp.2188-2197, 2010.
[4] TZANAKAKIS, V.A. and ANGELAKIS, A.N., “Chemical
Exergy as a Unified and Objective Indicator in the
Assessment and Optimization of Land Treatment
Systems”, Ecological Modelling, Vol. 222, pp.30823091, 2011.
[5] GHANNADZADEH, A., THERY-HETREUX, R.,
BAUDOUIN, O., BAUDET, P., FLOQUET, P. and
JOULIA, X., “General Methodology for Exergy Balance
in ProSimPlus® Process Simulator”, Energy, Vol. 44,
pp.38-59, 2012.
[6] BILGEN, S., “Calculation and Interpretation of the
Standard Chemical Exergies of Elements Using the
Chemical Reference Species”, Acta Physico-Chimica
168
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Sinica, Vol. 25, pp. 1645-1649, 2009.
[7] GHARAGHEIZI, F. and MEHRPOOYA, M., “Prediction
of Standard Chemical Exergy by a Three Descriptors
QSPR Model”, Energy Conversion and Management,
Vol. 48, 2453-2460, 2007.
[8] BILGEN, S., KELEŞ, s. and KAYGUSUZ, K.
“Calculation of Higher and Lower Heating Values and
Chemical Exergy Values of Liquid Products Obtained
from Pyrolysis of Hazelnut Cupulae”, Energy, Vol. 41,
pp.380-385, 2012.
[9] BEJAN, A., TSATSARONIS, G. and MORAN, M.,
“Thermal design and optimization”, p. 78, John Wiley
and Sons, New York, 1996.
[10] SZARGUT, J., “Exergy Method: Technical and
Ecological
Applications”,
p.35,
WIT
Press,
Southampton, 2005
[11] SZARGUT, J., MORRIS, D.R. and STEWARD,
F.R., “Exergy Analysis of Thermal, Chemical, and
Metallurgical Processes”, Hemisphere, New York,
1988.
[12] BILGEN, S. and KAYGUSUZ, K., “The Calculation of
the Chemical Exergies of Coal-Based Fuels by Using
the Higher Heating Values”, Applied Energy, Vol. 85,
pp.776-785, 2008.
169
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
A CORRELATION DEPENDING ON THE ELEMENTAL ANALYSIS FOR
ESTIMATING OF THE CHEMICAL EXERGY VALUE OF BIO-OIL
OBTAINED FROM FAST PYROLYSIS OF BIOMASS
Selçuk BILGEN
Lokman Murat AYYILDIZ
Sedat KELEŞ
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
researchers have investigated the fast pyrolysis of different
biomass materials in different reactor systems[1].
ABSTRACT
Economic, social, political, technical, and many other
features of the energy affect the world's events. Nowadays
biomass and biofuels are considered because of their
environment friendly characteristics and their ability of
supplying much more energy. Biomass is different from
other renewable energy sources because it can be done
continuous production and can develop the economy of
the rural sector. It is important to obtain a more efficient
energy from biomass sources. Exergy analysis is an
alternative to select the most efficient and convenient
biomass. A correlation for calculation of chemical exergy
value from elementary analysis of liquid fuels obtained from
fast pyrolysis of biomass is proposed in this study. The oil
obtained from biomass can be used as a renewable fuel
and chemical feedstock.
1. INTRODUCTION
Countries develop policies to include all kinds of energy
resources portfolios and to ensure the security of energy
supply. Energy, an important factor in the development
of the countries, brings together environmental risks and
problems. The environment is affected by the energy
activities adversely. Therefore, the energy-environment
interaction in activities for the energy should be taken into
consideration.
Biomass is the only source that can obtained both fuel and
electricity, capable of continuous production and develops
the economy of the rural sector as different from other
renewable energy sources. Biomass resulting modern
techniques energy commonly referred to with the name of
the biofuel.
Fast pyrolysis is an attractive technology for biomass,
from which bio-oil is the preferred product having a great
potential for use as fuel oil in industry, or as transport
fuel. Fast pyrolysis refers to pyrolysis at temperatures of
about 500oC, with very high heating rates (>103oC/s) and a
short vapor residence time (<2 s), which can maximize the
conversion of biomass into liquid (biooil) products. Many
Exergy, a thermodynamic property of a system, is simply
a measure for the maximum useful work produced by that
system. It is the amount of work obtainable when the system
is brought to a state of unrestricted equilibrium (thermal,
mechanical, and chemical) with the environment by means
of reversible processes involving thermal and chemical
interaction only with the environment. It is also defined
as a flow of matter or energy as it comes to equilibrium
with a specified reference environment. If mass flows are
combustible fuels at ambient conditions, the specific exergy
reduces to chemical exergy neglecting kinetic and potential
exergies[2].
2. BIOMASS
Biomass has been used as a source of energy throughout
history and remains as an important component of national
energy supplies in many countries today. It is estimated
that biomass accounts for 43% of energy consumption in
developing countries and for about one seventh of total world
energy consumption. Its combustion provides basic energy
requirements for cooking and heating of rural households
and for processing in a variety of traditional industries in
developing countries. Biomass energy may also become
attractive for economically advanced countries, particularly
at times when global warming is becoming an issue. If the
harvesting and firing the biomass as a fuel makes land
available for re-growth, these renewable energy sources
are nearly CO2 neutral[3].
Biomass is one of the most extensive application fields
of energy sources in the non-polluting renewable energy
sources for developing countries especially. Biomass is
defined as all organic substances that include the plants
that grow on the land and in the water, animal wastes, food
industry, forest by-products and urban waste. Biomass
can be renewable less than a 100-year period. Biomass
is a strategic source of energy because of the renewable,
can be consumed anywhere, to provide the socioeconomic development, contribution to the protection of the
environment and electrical energy production. Biomass is
170
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
increasingly gaining importance due to the limited the life
and the negative effects on the environment of fossil energy
resources in the world.
and heating rate. The bio-oil produced has a high energy
density and may be combusted directly or refined for
recovery of some special chemicals[5].
Biomass is expected to contribute to over half of the
renewable energy demand by 2020. To achieve this goal,
biomass supplies need to be increased, sustained and further
sourced. Biomass can be classified into any of the following
four categories or a combination of these: (1) herbaceous
plants and grasses, (2) woody plants, (3) aquatic plants and
(4) manure[3]. In this study, herbaceous plants and grasses
and woody plants are investigated. Cellulose, hemicellulose
and lignin are the three main components found in these
categories (1 and 2). There is a considerable difference in
the chemical structure found in each of these components.
The differences should be taken into consideration because
this will influence pyrolysis product yields and the chemical
makeup of bio-oil[4].
Fast pyrolysis, a thermal process, is a possible conversion
route that offers promising advantages and is of particular
interest. This is because bio-oil, the main pyrolysis product
(up to 75 wt.% for wood on dry basis), offers greater
versatility in its storage, transport and application and can
be used as either a source of energy or chemicals[4].
Energy from biomass and waste contributed more than
62% of the renewable energy sources share of European
countries in 1996. Agricultural waste is one form of biomass,
which is readily available but is largely not utilized in energy
recovery schemes. Biomass research has spread in different
directions based on the national priorities. Research in
Mediterranean countries has been directed towards the use
agricultural wastes and arid land plants[5].
3. FAST PYROLYSIS
Biomass conversion methods can be divided into two
broad pathways: biological (fermentation and anaerobic
digestion) and thermochemical (combustion, gasification
and pyrolysis). Among various thermochemical conversion
processes, pyrolysis is considered to be an emerging
technology for liquid oil production. The liquid obtained from
a pyrolysis process is considered to be a very promising
biofuel as it can be easily transported, be burnt directly
in thermal power stations, be injected into a conventional
petroleum refinery, be burnt in a gas turbine or upgraded
to obtain a light hydrocarbon fuel. The char may be used
as solid fuel or activated carbon and the gas has a high
calorific value, sufficient to be used for the total energy
requirements of the biomass pyrolysis plant. However,
the pyrolysis oil is highly oxygenated, viscous, corrosive,
relatively unstable and chemically very complex[6].
Thermo-chemical processes such as pyrolysis or
gasification have been widely applied to biomass gain due
to its energy content. As mentioned above, pyrolysis is one
form of energy recovery process, which has the potential
to generate char, oil and gas product, all of which have
potential end use. The process conditions can be optimised
to maximize the production of either the pyrolytic char,
oil or gas, all of which have potential uses as fuels. The
process parameters, which have the largest influence on
the products of pyrolysis, are the particle size, temperature
Biomass fast pyrolysis liquid product, bio-oil, has the
potential to be used as a fuel oil substitute. Bio-oils, also
known under the names of pyrolysis oils or pyrolysis
liquids, are usually dark brown organic liquids. Bio-oils
are comprised of different size molecules derived from
depolymerization and fragmentation reactions of three
key biomass building blocks: cellulose, hemicellulose,
and lignin. Therefore, the elemental composition of bio-oil
resembles that of biomass. In contrast to petroleum fuels,
bio-oils contain a large amount of oxygen, usually 45–50
wt%. This oxygen is present in most of the compounds that
have been identified in the oils[7].
4. CHEMICAL EXERGY
Chemical exergy of a substance is the maximal possible
useful work that may be produced by process of physical
and chemical equilibration of the substance with the
ambient[8]. When a chemical reaction occurs, the bonds
within molecules of the reactants are broken, and atoms
and electrons rearrange to form products. In combustion
reactions, rapid oxidation of combustible elements of the
fuel results in energy release as combustion products are
formed[9]. A fuel is said to have burned completely if all of
the carbon present in the fuel is burned to carbon dioxide,
all of the hydrogen is burned to water, and all of the sulfur
is burned to sulfur dioxide. If any of these conditions is not
fulfilled, combustion is incomplete[10].
The chemical exergy of the dry and ash free fuel (DAF),
, is [10]
(1)
where (HHV)DAF is the higher heating value of the dry and
ash free fuel. In the absence of a measured value, HHVDAF
can be estimated by means Equation (2) [4].
171
(2)
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
where C, H, S, A, O and N denote the carbon, hydrogen,
sulfur, ash, oxygen and nitrogen contents, respectively.
When the absolute entropy is known at the standard state,
the specific entropy at any other state can be found by
adding the specific entropy change between the two states
to the absolute entropy at the standard state[10].
The chemical exergy is calculated as in Equation (8):
(8)
The lower heating value (LHV) was calculated from the
higher heating value (HHV) and the hydrogen content by
the following equation [12,13]:
sDAF is the absolute entropy for DAF fuel and it can be
estimated as follows:
CONCLUSION
(3)
5. CORRELATION BETWEEN ELEMENTAL
ANALYSIS AND CHEMICAL EXERGY
There is an approximate calculation method based on the
atomic ratio and the mass fractions of organic substance[9].
For calculating the chemical exergy of bio-oil, approximate
formulae have been derived expressing the ratio of their
chemical exergy to the lover heating value (LHV) as a
function of the atomic ratio of the elements C, H, O, S. The
most important formulae are:
For liquid C, H, O, S compounds[11]
(4)
For technical fuels it is more convenient to introduce the
mass fractions into Equation (1). The values resulting from
Equation (1) can be applied only to the combustible portion
of the technical fuel.
For liquid technical fuels, from Equation (1) [11]:
(5)
(9)
Renewable energy sources can be a good substitute of
the fossil fuels which are being terminated fast. Biofuels
compared to fossil fuels allows greenhouse gas savings of
35%. Energy efficiency reduces energy consumption. Four
correlations were given for estimating chemical exergy of
liquid products obtained from fast pyrolysis of biomass.
Calculations showed that the chemical composition of liquid
products obtained from fast pyrolysis of bio-oil influences
strongly the chemical exergy.
Many applications of the exergy concept have been made
and exergy based techniques will continue to be used
for the improvement of energy use in industry, which
will help in reducing energy degradation in a technically
feasible, costly effective and ecologically sustainable way.
The exergy concept provides more, and more detailed,
information on the performance of industrial processes for
their improvement and optimization.
The problem of solid waste disposal is growing throughout
the world, as a result of industrialization and population
growth. Pyrolysis can be an option for efficient thermal
treatment of municipal solid waste, besides the conventional
thermal treatment methods. Fast pyrolysis serves as an
alternative and eco-friendly method to dispose of biomass
waste and to get bio-oil simultaneously. Virtually any form
of biomass can be considered for fast pyrolysis.
The fast pyrolysis of biomass has the potential to contribute
to the world’s need for liquid fuels and, ultimately, for
chemicals production. Finally, it can be stated that bio-oil
obtained from fast pyrolysis of biomass have potential as
chemical feedstock and fuel.
For liquid hydrocarbons [11]:
REFERENCES
(6)
For liquid C, H, O compounds [11]:
(7)
[1] HYEON SU, H., HYUN JU, P., YOUNG-KWON, P.,
CHANGKOOK, R., DONG JIN, S., YOUNG-WOONG,
S., JIN-HEONG, Y. and SEUNG-SOO, K., “Bio-Oil
Production from Fast Pyrolysis of Waste Furniture
Sawdust in a Fluidized Bed”, Bioresource Technology,
Vol. 101, pp.S91-S96, 2010.
[2] ÇAMDALI, Ü. and EDIGER, V.Ş., “Optimization of
172
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
Fossi Fuel Sources: An Exergy Approach”, Energy
Sources, Part A, Vol. 29, pp.251-259, 2007.
GERÇEL, H.F., “Production and Characterization of
Pyrolysis Liquids from Sunflower-Presses Bagasse”,
Bioresource Technology, Vol. 85, pp.113-117, 2002.
GREENHALF, C.E., NOWAKOWSKI, D.J., HARMS,
A.B., TITILOYE, J.O. and BRIDGWATER, A.V., “A
Comparative Study of Straw, Perennial Grasses and
Hardwoods in Terms of Fast Pyrolysis Products”, Fuel,
Vol. 108, pp.216-230, 2013.
PÜTÜN, A.E., ÖZBAY, N., ÖNAL, E.P. and PÜTÜN,
E., “Fixed-Bed Pyrolysis of Cotton Stalk for Liquid and
Solid Products”, Fuel Processing Technology, Vol. 86,
pp.1207-1219, 2005.
DEMIRAL, İ. and ŞENSÖZ, S., “The Effect of Different
Catalysts on the Pyrolysis of Industrial Wastes (Olive
and Hazelnut Bagasse), Bioresource Technology, Vol.
99, pp.8002-8007, 2008.
ÖZBAY, N., APAYDIN-VAROL, E., UZUN, B.B. and
PÜTÜN, A.E., “Characterization of Bio-Oil Obtained
from Fruit Pulp Pyrolysis”, Energy, Vol. 33, pp.12331240, 2008.
GOVIN, O.V., DIKY, V.V., KABO, G.J. and BLOKHIN,
A.V., “Evaluation of the Chemical Exergy of Fuels and
Petroleum Fractions”, Journal of Thermal Analysis and
Calorimetry, Vol. 61, pp.123-133, 2000.
BILGEN, S., KELEŞ, s. and KAYGUSUZ, K.
“Calculation of Higher and Lower Heating Values and
Chemical Exergy Values of Liquid Products Obtained
from Pyrolysis of Hazelnut Cupulae”, Energy, Vol. 41,
pp.380-385, 2012.
BEJAN, A., TSATSARONIS, G. and MORAN, M.,
“Thermal design and optimization”, p. 78, John Wiley
and Sons, New York, 1996.
SZARGUT, J., “ Exergy Method: Technical
and Ecological Applications”, p.35, WIT Press,
Southampton, 2005,
RENZHAN, Y., RONGHOU L., YUANFEI M.,
WENTING F. and XINGQUAN S., “Characterization of
Bio-Oil and Bio-Char Obtained from Sweet Sorghum
Bagasse Fast Pyrolysis with Fractional Condensers”,
Vol. 112, pp.96-104, 2013,
PATTIYA, A. and SUTTIBAK, S., “Production of BioOil Via Fast Pyrolysis of Agricultural Residues from
Cassava Plantations in a Fluidised-Bed Reactor with
a Hot Vapour Filtration Unit”, Journal of Analytical and
Applied Pyrolysis, Vol. 95, pp.227-235, 2012.
173
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
GLOBAL ENERGY CONSUMPTION
Selçuk BILGEN
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
ABSTRACT
Global energy consumption in the last half century has
rapidly increased and is expected to continue to grow over
the next five decades. The past increase was stimulated
by relatively “cheap” fossil fuels and increased rates of
industrialization in North America, Europe and Japan; yet
while energy consumption in these countries continues
to increase, additional factors make the picture for the
future more complex. On the positive side, the renewable
energy technologies of wind, biofuels, solar thermal and
photovoltaics are finally showing maturity and the ultimate
promise of cost competitiveness.
12 354 Mtoe in 2008 (Table 1), representing an average
annual increase of 2% [6]. However, it is important to note
that the average worldwide growth from 2000 to 2008 was
4.2% with the increase from 2004 to 2008 being 4.3%. The
rate of growth is rising mainly due to the very rapid growth
in Pacific Asia which recorded an average increase from
2001 to 2008 of 8.7%[6, 7].
Table 1. World Primary Energy Demand By Fuel (Mtoe) [6]
2008
2015
2030
Coal
3 284
4 023
4 908
Oil
4 193
4 525
5 109
Gas
2 612
2 903
3 670
720
817
901
Nuclear
Hydropower
1. INTRODUCTION
Biomass and waste
Energy is an essential factor to achieve sustainable
development. Global energy production is growing fastly.
As would be expected, the rapid expansion of energy
production and consumption has brought with it a wide
range of environmental issues at the local, regional and
global levels. Renewable energy technologies of wind,
biomass, hydropower, geothermal, solar thermal and
photovoltaics are finally showing maturity and the ultimate
promise of cost competitiveness[1].
Energy is essential to economic and social development
and improved quality of life in all countries[2]. Much of
the world’s energy, however, is currently produced and
consumed in ways that could not be sustained if technology
were to remain constant and if overall quantities were to
increase substantially[3]. The need to control atmospheric
emissions of greenhouse and other gases and substances
will increasingly need to be based on efficiency in energy
production, transmission, distribution and consumption in
the country[4]. Electricity supply infrastructures in many
developing countries are being rapidly expanded as
policymakers and investors around the world increasingly
recognize electricity’s pivotal role in improving living
standards and sustaining economic growth[2-6].
275
321
414
1 176
1 375
1 662
Other renewables
Total
94
158
350
12 354
14 121
17 014
Mtoe: Million tons of oil equivalent
2.1. Coal
Coal is presently the largest source of electricity in the
world[6, 7]. Consequently, the power sector accounted for
40% of all CO2 emissions in 2008[6]. Emissions could be
reduced by increased use of renewables[4, 8]. All renewables
combined accounted for only 18% share of electricity
production in the world, with hydroelectric power providing
almost 90% of it[6, 9]. However, as the renewables mature
and become even more cost competitive in the future they
will be in a position to replace a major fraction of fossil fuels
for electricity generation[5]. Therefore, substituting fossil
fuels with renewables for electricity generation must be an
important part of any strategy of reducing CO2 emissions into
the atmosphere and combating global climate change[6].
Figure 1 shows the greenhouse gas emissions.
2. GLOBAL ENERGY CONSUMPTION
The total primary energy demand in the world increased
from 7 223 Million tons of oil equivalent (Mtoe) in 1980 to
Figure 1. World-wide greenhouse gas emissions (in Gton CO2equivalent) resulting from the use of fossil energy[6].
174
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
2.2. Renewable Energy
Renewable energy continued its strong growth in 2010 as
well. In 2009, renewable energy supplied an estimated
16% of global final energy consumption including traditional
biomass, solar, geothermal, hydropower, modern biomass,
and biofuels. Traditional biomass used primarily for
cooking and heating in rural areas of developing countries,
accounted for approximately 10% of the total renewable
energy share[9,10]. Hydropower represented 3.4% and
is growing modestly but from a large base. All other
renewables accounted for approximately 2.8% in 2009 and
are growing very rapidly in many developed countries as
well as in some developing countries[9]. On the other hand,
hydropower, biomass power and heat, and geothermal
heat and power are growing at more ordinary rates of
3–9% per year, making them more comparable with global
growth rates for fossil fuels. In several countries, however,
the growth in these renewable technologies far exceeds
the global average. Table 2 shows the global renewable
energy capacities in 2010.
Table 2. Global Renewable Energy Capacities in 2010[9]
Renewable energy
Capacity
Power generation (GW)
Wind power
198
Biomass power
62
Solar PV
40
Geothermal power
11
Concentrating solar power (CSP)
Hydropower
Ocean power
1.1
1,010
0.3
Hot water/heating (GWth)
Modern biomass heating
280
Solar collectors for hot water/space heating
185
Geothermal heating
52
Transport fuels (billion liters/year)
Ethanol production
86
Biodiesel production
19
2.2.1. Wind
New wind power capacity added during 2010 reached 39
GW, more than any other renewable technology and over
three times the 11.5 GW of wind added worldwide just five
years earlier[11]. As a result, existing capacity increased
more than 24% relative to 2009, with total global capacity
nearing 198 GW by year’s end[9, 11].
2.2.2. Biomass
Biomass is commonly used to produce power and/
or heat, and some is transformed into liquid biofuel for
transportation. Technologies for generating electricity from
biomass include direct firing of solid biomass, municipal
organic waste, biogas, and liquid biofuels[5]. Significant
increases in biomass use for power production were seen
during 2010 in a number of EU countries, the USA, and
in China, India, and several other developing countries.
Globally, an estimated 62 GW of biomass power capacity
was in place by the end of 2010[9].
2.2.3. Solar
Solar photovoltaic (PV) capacity was added in more than
100 countries during 2010, ensuring that PV remained the
world’s fastest growing power-generation technology[9]. An
estimated 17 GW of PV capacity was added worldwide in
2010, bringing the global total to about 40 GW – more than
seven times the capacity in operation five years earlier.
Total existing capacity of all PV grew 72% relative to 2009,
with the average annual growth rate over the 2005 to 2010
period exceeding 49%[6, 9, 11].
2.2.4. Geothermal
By the end of 2010, total global geothermal installations
came to just over 11 GW, up an estimated 240 MW from
2009, and geothermal plants generated about 67.2 TWh of
electricity during the year[11]. The lack of available drilling
rigs has hindered geothermal developers worldwide, while
the lack of a qualified workforce has presented challenges
in Kenya and elsewhere; it has been projected that by 2013,
the need for drilling rigs in the United States alone will rise
almost 150%[9, 11].
2.2.5. Hydropower
Global hydropower production increased more than 5%
in 2010, due greatly to new capacity and wet weather in
China, and represented about 16% of global electricity
production[11]. An estimated 30 GW of capacity was added
during 2010, with existing global capacity reaching an
estimated 1,010 GW. The top countries for hydro capacity
are China, Brazil, the United States, Canada, and Russia,
which account for 52% of total installed capacity. China
added 16 GW during 2010 to reach an estimated 213 GW
of total hydro capacity[11]. Brazil brought about 5 GW into
operation, bringing its existing capacity to 80.7 GW, with
a further 8.9 GW under construction. Canada generated
about 348 TWh of electricity with hydropower in 2010, and
added 500 MW of capacity to end the year with 76 GW.
More than 11 GW of new projects were under construction
across Canada by early 2011, with an estimated 1.3
GW due to become operational before the end of 2012.
Development in the USA has slowed recently due to the
economic recession, but just over 0.02 GW of new hydro
began operating in 2010 for a total of 78 GW. Russia has an
estimated 55 GW, which represents about one fifth of the
country’s total electric capacity[6, 9, 11].
3. ENERGY CONSUMPTION IN TURKEY
Turkey is an energy importing country; more than half of
the energy requirement has been supplied by imports[12,
13]. Oil, coal and gas have the biggest share in total
primary energy consumption[14-16]. Turkey, with its young
population and growing energy demand per person, its fast
175
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
growing urbanization, and its economic development, has
been one of the fast growing power markets of the world for
the last two decades[17]. It is expected that the demand for
electric energy in Turkey will be 573 billion kWh by the year
2020 and 760 billion kWh by the year 2030[14-17]. Turkey’s
electric energy demand is growing about 4-6% yearly due to
fast economic growing[14-18].
In 2008, primary energy production (see Figure 2) and
consumption has reached 27.45 and 107.62 million tons of oil
equvalent (Mtoe) as shown in Table 3 and Table 4[15]. The
most significant developments in production are observed in
hydropower, geothermal, solar energy and coal production.
Turkey’s use of hydropower, geothermal and solar thermal
energy has increased since 1990[14]. However, the total
share of renewable energy sources in total final energy
consumption (TFEC) has declined, owing to the declining
use of non-commercial biomass and the growing role of
natural gas in the system. Turkey has recently announced
that it will reopen its nuclear programmer in order to respond
to the growing electricity demand while avoiding increasing
dependence on energy imports[12-16].
Figure 2. Primary energy production in Turkey (Mtoe)[15].
Along with the economic growth and population increase,
significant increases were observed both in primary energy
and electricity consumption during the 9th Plan period[17].
Consumption of primary energy reached 105.61 Mtoe as of
the end of 2008 with an annual average increase of 3.0%
while electricity consumption reached 199.4 billion kWh
with an annual average increase of 4.8% during this period.
These increases are more evident in the period following
2003, since the impact of the 2001 economic crisis was
alleviated, and the economy stabilized. During this term,
primary energy and electricity utilization grew at an annual
average rate of 5.8% and 6.8%, respectively[14, 15].
4. CONCLUSION
Global energy consumption refers to the total energy
used by all of human civilization. It involves all energy
harnessed from every energy source we use, applied
towards humanity's endeavors across every industrial and
technological sector, across every country. When we talk
about energy consumption, we’re talking about the sources
of energy that generate our power: oil, coal, natural gas
and alternatives like solar, wind, hydropower and biofuels.
Currently, the world’s population consumes 15 terawatts
of power from a combination of these energy sources.
Energy consumption is higher in countries where less than
5 percent of the population lives below the poverty line
than it is in countries where most people live in poverty.
Americans make up less than 5% of the world’s population
yet consume 26% of the world’s energy. The United States
and Canada account for 50% of energy consumed by the
world’s richest industrialized countries; Europe, 33%.
Table 3. Total Energy Production in Turkey (Mtoe)[15]
Energy Sources
2008
2010
2020
2030
Coal and Lignite
15.40
26.15
32.36
35.13
Oil
2.24
1.13
0.49
0.17
Gas
0.94
0.17
0.14
0.10
-
-
7.30
14.60
Hydropower
Nuclear
3.66
5.34
10.00
10.00
Geothermal
0.74
0.98
1.71
3.64
Wood and Biomass
5.10
5.12
4.96
4.64
Solar/Wind/Other
0.78
1.05
2.27
4.28
Total production
28.86
39.94
59.23
72.56
Table 4. Total Energy Consumption in Turkey (Mtoe)[15]
Energy Sources
2008
2010
2020
2030
Coal and Lignite
30.21
39.70
107.57
198.34
Oil
33.16
51.17
71.89
102.38
Gas
33.65
49.58
74.51
126.25
Nuclear
Hydropower
-
-
7.30
14.60
3.66
5.34
10.00
10.00
Geothermal
0.74
0.97
1.71
3.64
Wood and Biomass
5.10
5.12
4.96
4.64
Solar/Wind/Other
0.78
1.05
2.27
4.28
Total consumption
107.30
152.93
280.21
464.13
Turkey uses the energy sources inefficiently and consumes
more energy to produce a product. So, the production costs
in this country are higher than the world’s average. Energy
policies of Turkish government should support the domestic
energy sources and use the installed power plants efficiently
in Turkey. Coal is the most reliable domestic energy
source in Turkey should be consumed more in the industry
and electricity production in order to reduce the energy
production costs of Turkey and the dependency on other
countries. Moreover, Turkish government should improve
the coal burning technologies in the thermal power plants,
so the energy production will increase and contribute to the
developing economy of Turkey Natural gas is an expensive
energy source and the consumption is high in Turkey.
The share of natural gas in electricity generation is 46% in
Turkey. Because of dramatically high dependency on natural
gas, Turkey will be one of the most affected countries in a
possible natural gas crisis in the world. Consuming natural
gas is a disadvantage for Turkey in terms of development.
Energy production from renewables should be improved
in Turkey to reduce the dependency and environmental
pollution and increase the development level of the country
by increasing the economic level of the country. The author
176
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
believes that Turkey does not use its renewable energy
sources efficiently and should promote new technologies
and use all its renewable energy potential. On the other
hand, the phenomenon of global climate change is a very
serious economic, social and environmental problem. In
order to diminish of this problem, the governments should
be supported to utilizing renewables most effectively.
REFERENCES
[13]
[14]
[1] KELEŞ, S. and BILGEN, S., “Renewable Energy
Sources in Turkey for Climate Change Mitigation and
Energy Sustainability”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, Vol.16, pp.5199-5206, 2012.
[2] JOHANSSON, T.B. and GOLDEMBERG, J(eds.).,
“World Energy Assessment Overview: 2004 Update”,
United Nations Development Programme, United
Nations Department of Economic and Social Affairs,
and World Energy Council, New York, NY, USA,
2005.
[3] UNDP, United Nation Development Program. Energy
for Sustainable Development: A Policy Agenda (Eds.
Johansson T.B. and Goldemberg J.), UNDP, 2002.
[4] IPCC, Intergovernmental Panel on Climate Change.
Climate Change 2007: Impacts, Adaptation and
Vulnerability. Contribution of Working Group II to the
Fourth Assessment Report. (Eds. Parry M.L., Canziani
O.F., Palutikof J.P, van der Linden P.J. and Hanson
C.E.), pp. 979, Cambridge University Press, 2007.
[5] JOHANSSON, T.B., KELLY, H., REDDY, A.,
WILLIAMS, R. and BURNHAM L., “Renewable Energy:
Sources for Fuels and Electricity”, pp.62, Island Press,
Washington, DC, USA, 1993.
[6] IEA, International Energy Agency. World energy
Outlook 2009. OECD/IEA, Paris, 2009.
[7] BP, British Petroleum. Statistical Review of World
Energy 2009. London: BP, 2009.
[8] IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change.
Climate Change 2007: Mitigation. Contribution of
Working Group III to the Fourth Assessment Report.
(Eds. Metz B., Davidson O.R., Bosch P.R, Dave R.
and Meyer L.A.), Cambridge University Press, 2007.
[9] IPCC: Summary for Policymakers. In: IPCC Special
Report on Renewable Energy Sources and Climate
Change Mitigation (Eds. Edenhofer O., Pichs-Madruga
R., Sokona Y., Seyboth K., Matschoss P., Kadner S.,
Zwickel T., Eickemeier P., Hansen G., Schlömer S.
and von Stechow C.), Cambridge University Press,
Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA,
2011
[10] IEA, International Energy Agency. Renewables for
Heating and Cooling: Untapped Potential. OECD/IEA,
PP.209, Paris, France, 2007.
[11] REN21, Renewable Energy Network. Global
Renewable Energy Report for 2010. Available from
www.ren21.net/ (accessed date 10.08.2011).
[12] BILGEN, S., KELES, S., KAYGUSUZ, A., SARI, A.
[15]
[16]
[17]
[18]
177
and KAYGUSUZ, K., “Global Warming and Renewable
Energy Sources for Sustainable Development: A Case
Study in Turkey”, Renewable and Sustainable Energy
Reviews, Vol. 12, pp.372-396, 2008.
KAYGUSUZ, K., “Energy and Environmental Issues
Relating to Greenhouse Gas Emissions for Sustainable
Development in Turkey”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, Vol. 13, pp.253-270, 2009
International Energy Agency (IEA). Energy Policies
of IEA Countries: Turkey 2009 Review, OECD/IEA,
Paris, 2010.
Ministry of Energy and Natural Resources (MENR).
Energy Statistics in Turkey. Available from http://www.
enerji.gov.tr (accessed date 06 July 2011).
WECTNC, World Energy Council Turkish National
Committee. Energy Report of Turkey for 2009.
WECTNC, Ankara, Turkey, 2010.
DPT, State Planning Organization. Ninth Development
plan 2007-2013, DPT, Ankara, Turkey, 2006.
AKPINAR, A., KOMURCU, M.I., KANKAL, M.,
OZOLCER, I.H. and KAYGUSUZ, K., “Energy
Situationand Renewables in Turkey and Environmental
Effects of Energy Use”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, Vol. 12, pp.2013-2039, 2008.
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
AKILLI ŞEBEKELERDE AĞ GÜVENLİĞİ
Seydi MİHMANLI
Gökhan BÖLÜK
Siemens San. Tic. A.Ş Altyapı & Şehirler Akıllı Şebekeler
Siemens San. Tic. A.Ş Altyapı & Şehirler Akıllı Şebekeler
ÖZET
bir üretim faaliyetinde SCADA isminin duyulması artık
kaçınılmazdır.
Akıllı şebekeler, elektrik enerjisinin kesintisiz ve en az
maliyetle kulanıcıya arz edilmesini mümkün kılmakta
ve elektrik enerjisi dağıtım şebekelerinin özelleşmesi ile
birlikte enerji otomasyonu çözümlerinde daha fazla önem
kazanmaktadır. Enerji otomasyonu çözümlerinde siber
güvenlik, uzaktan erişilebilir ve kontrol edilebilir sistemlerde
teknolojinin hızla gelişmesi ile daha da önemli olmaktadır.
Bir enerji şebekesinin siber güvenliğinin sağlanması için,
Siemens bünyesindeki Spectrum Power çözümlerine
entegre olarak siber güvenlik çözümleri geliştirilmektedir.
Bu çözümlerle temel olarak, ağ üzerinde kurulan tüm
bağlantı oturumları analiz edilerek her bir oturumun
güvenilir olup olmadığı tespit edilebilmekte, ayrıca tüm
oturumlar loglanabilmekte ve güvenli olmayan oturumlar
sonlandırılabilmektedir. Böylece enerjinin kesintisiz
ve güvenilir bir şekilde en uçtaki kullanıcıya ulaşması
sağlanabilmektedir.
Son teknolojik gelişmeler esas alındığında SCADA
sistemlerinde kullanılan haberleşme cihazlarının, işci
maliyetine göre daha uygun olması, bu sistemlerin
kullanımının teknik olmasının yanı sıra ekonomik olmasını
da sağlamaktadır. Örneğin, elektriğin üretilmesinde/
dağıtılmasında, şebekenin uzaktan izlenebilmesi, hızlı
ve etkin bir biçimde müdahale edilebilmesi, bu sistemleri
tartışmasız daha güvenilir, daha kaliteli ve kesintisiz veya
minimum kesintili duruma getirir. Üstelik, bu sistemdeki
bilgilerin arşivlenebilmesi, istatistiksel olarak incelenmesi
açısından muazzam kolaylıklar sağlar. Örnek bir SCADA
şeması Şekil 1’de gösterilmiştir.
1. GİRİŞ
Ağ güvenliği yazılımları, internet kullanımının artması ve
özellikle (Supervisory Control And Data Acquisition) SCADA
ağlarının internete bağlanması ile bu ağlara yapılabilecek
saldırılar sonucu ihtiyaç duyulan en önemli konulardan biri
haline gelmiştir. Bununla birlikte kurum ya da kuruluşların
sahip oldukları ve tüm dünyaya açık tuttukları mail, DNS,
database gibi sunucularının benzeri saldırılara maruz
kalabilecekleri ihtimali yine ağ güvenliği yazılımlarına ihtiyaç
duyulmasına sebep olmaktadır. Kurumların sahip oldukları
çalışan sayısı ve bu çalışanların kendi kurumlarındaki
kritik değer taşıyan yapılara saldırabilme ihtimalleri de iç
ağın ya da tek tek kritik sunucuların kontrol altında tutulma
gerekliliğini beraberinde getirir.
2. SCADA
SCADA, genel olarak kritik altyapıdaki datanın üretilmesinin,
işlenmesinin ve denetlenmesinin izlenmesi gibi işlemlerin
bilgisayarlar, sensörler ve haberleşme cihazları kullanarak
adım adım takibini oluşturulan bir sistemdir. Enerji
sektöründe elektrik-su-doğalgaz altyapılarında veya
Şekil 1. Genel bir SCADA görünümü.
3. AĞ GÜVENLİĞİ
Özel eşyaların çalınma riskine karşı, bir evin veya işyerinin
güvenliğine nasıl önem veriliyorsa, network dünyasındaki
özel bilgilerin çalınma riskine karşı da bilgisayar ağının
güvenliğine o derece önem verilmesi gerekir. Ağınızı
hırsızlıktan, gizli bilgilerinizin yayılmasından, internet
dünyasında çok sık karşılaşılan trojan veya virüs gibi
tehlikelerden korumak için ağ güvenliği teknolojisi
kullanmak bir zorunluluk haline gelmiştir. Bu teknolojilerin
178
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
kullanılmadığı ağlara, yetkisiz sızma, ağ paketleri ile
ağa zarar verme, band genişliğini şişirme hatta adınıza
yapılmış saldırılar yüzünden yasal işleme maruz kalma gibi
problemlerle karşılaşılabilir.
Ağ güvenliği teknolojisinden; bir ağın normal trafiğinden yola
çıkarak, içeriden ve dışarıdan gelebilecek bir saldırı olduğu
taktirde olağanüstü durumu algılayıp, bilinen bir saldırı ise
önlem alabilmesi ve loglama yapabilmesi veya yeni bir saldırı
tipi ise loglayarak anormal durumu kullanıcıya bildirmesi
beklenmektedir. Bir ağ trafiğinin saldırı olup olmadığına karar
verilmesi için saldırı tespit sistemleri (IDS), eğer bir saldırı
tespit edilmişse bu saldırıdan korunması için ise saldırı
koruma sistemleri (IPS + FIREWALL) gerekmektedir.
Akıllı şebeke uygulamalarında; kullanılacak olan sistemler
ve çözümler, bazı dünya standartlarını da kapsamalıdır. Bu
sebeple bu yazılımlar gerçekleştirilirken müşteri isterleri göz
önüne alındığı gibi bu standartların kısıtları da göz önüne
alınmıştır[1][2].
3.1. Güvenlik Duvarı (Firewall)
Sunucunun bağlı olduğu lokal ağ ile, internete açılan
dış ağ arasında gelen giden trafiğin geçişinden sorumlu
olan yazılım veya cihazlardır. Bir ağa güvenlik duvarı
kurulduğunda kurallar tablosu ile trafik üzerinde etkin rol
oynanabilir. Güvenlik duvarının arkasındaki ağa kimlerin
girip giremeyeceği, girenlerin neler yapabilip yapamayacağı
güvenlik duvarı sayesinde kontrol edilir[3]. Ayrıca lokal ağdan
dışarıya bağlanmak isteyen bir IP adresini maskeleyerek
(ağ adresi dönüştürme) dış ağda lokal ağa ait topoloji
yapısını ve lokal IP adres bilgilerini saklamış olur. Gelişmiş
bir güvenlik duvarı, olup biteni kaydedebilme ve gerektiği
durumlarda alarm üretebilme yeteneğine sahiptir.
Şekil 2. Güvenlik duvarı.
Güvenlik duvarları, gelen giden paketlerin içeriği ile
ilgilenmezler. Dolayısıyla bu tarz bir açığı kapatmak
isteyenler için başka güvenlik sistemleri ile entegre
çalışabilmektedirler. Örneğin; bir bilgisayara büyük boyutlu
ICMP (Internet Control Message Protocol) paketleri çok sık
gönderilirse firewall bu paketlerin geçişine izin verir. Ancak
bu paketlerin güvenlik duvarları ile entegre çalışan başka
bir sisteme yönlendirildiği taktirde bunun bir saldırı olduğu
tespit edilir ve güvenlik duvarına bu paketin geçişine izin
vermemesi konusunda bilgi gönderilir.
3.2. Saldırı Tespit Sistemleri (IDS)
Saldırı tespit sistemleri, sunucu tabanlı ve ağ tabanlı olarak
iki farklı yöntemde uygulanabilir.
3.2.1. Ağ tabanlı IDS
Ağ tabanlı IDS, bir ağa ait tüm trafiği algılayarak, bu ağ
üzerinden geçen her bir data paketini analiz eder. Bu paketin
güvenli olup olmadığına karar vererek ağ güvenlik uzmanını
bilgilendirir. Ayrıca arşiv kayıtları ve raporlar oluşturur. IDS
bir data paketinin saldırı amaçlı olup olmadığını, kendi
saldırı veritabanında bulunan saldırı türleriyle karşılaştırarak
anlar[4].
3.2.2. Sunucu tabanlı IDS
Ağ tabanlı IDS'in yaptığı tüm işlemleri, üzerinde kurulu
olduğu tek bir sunucu için yapar. İlgilendiği paketler, sadece
o sunucuya gelen paketlerdir.
Şekil 3’te, ağ tabanlı IDS’e bir örnek gösterilmektedir. IDS,
sunucu-switch arasına konumlandırıldığı taktirde sunucu
tabalı bir koruma yöntemi olacaktır.
Şekil 3. Saldırı tespit sistemleri (IDS).
3.3. Saldırı Koruma Sistemleri (IPS)
Sadece güvenlik duvarı ile bir sisteme yapılan saldırıları
tespit etmek veya engellemek mümkün değildir. Çünkü
güvenlik duvarı, üzerinden geçen paketleri incelemez.
Sadece tablosundaki kurallar yardımıyla bir paketin geçip
geçmeyeceği ile ilgilenir. İşte bu noktada kendisine gelen
paketi inceleyebilecek, gerektiği zaman önceki paketler ile
bu paketi kıyaslayabilecek, şüpheli bir durum varsa geçişine
izin vermeyerek sistemi koruyacak ikinci bir güvenlik
uygulamasına ihtiyaç duyulacaktır. Network dünyasında bu
işleri yapan uygulamalara Saldırı Önleme Sistemleri (IPS)
denilmektedir.
Sonuç olarak güvenlik duvarları, ağ için olmazsa
olmazlardandır, fakat tek başına tam bir güvenlik için yeterli
değildir.
179
Şekil 4. Saldırı koruma sistemleri (IPS).
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
4. AKILLI ŞEBEKELERDE AĞ GÜVENLİĞİ
UYGULAMALARI
Yukarıda saldırı tespit ve koruma sistemlerinin temel
özelliklerinden bahsedilmiştir. Bir güvenlik yöneticisi,
sorumlu olduğu ağı korumak için bu temel özellikleri
kapsayan farklı yöntemler kullanabilir. Siemens olarak
geliştirmekte olduğumuz iki farklı uygulama bu temel
özellikleri kapsamaktadır. Alt bölümlerde bu uygulama
deneyimlerinden bahsedilecektir.
4.1. NetSniffer
Ağ güvenliği uygulamalarında, asıl amaç, paketlerin
5-TUPLE (kaynak ip-kaynak port- hedef ip-hedef portprotokol)[5] yöntemi ile oturum bütünlüğü sağlamak ve bu
yöntem üzerinden her oturuma ait ağ paketlerini bir bütünlük
içerisinde analiz ederek bir anormallik tespit edildiğinde
gerekli önlemleri almaktır. NetSniffer uygulaması ile;
• Her bir oturuma ait ip-port, protokol, gelen-giden paket
sayısı gibi bilgiler kullanıcıya sunulur.
• Kurulan her oturum önceden tanımlanmış kuralları baz
alarak bilinen ve bilinmeyen olarak sınıflandırılır.
• Daha önceden belirlenen kurallar göz önüne alınarak
incelenen oturumun bir saldırı olduğu anlaşıldığında o
oturuma ait paketler engellenir.
• Kullanıcılar arayüz üzerinden engellenen oturumları
görüntüleyebilir, mevcut engelleri kaldırabilirler.
• Ağda bulunan bir bilgisayarın portlarını kontrol ederek
açık port bilgisi kullanıcı arayüzünde gösterilir.
• İncelenen oturumlara ait bilgiler HTML veya PDF
formatında kaydedilebilir.
4.2. Cyber Security Manager
Siemens’in akıllı şebekeler ağ güvenliği yönetimi
için geliştirdiği Cyber Security Manager (CSM)[6], ağ
yöneticisinin ağ güvenliği ile ilgili daha çok bilgi sahibi
olmasını sağlar. Yönetici, kullanıcı dostu bir arayüz ile tüm
güvenlik altyapısını yönetebilir. Şekil 6’da CSM’nin genel
yapısı gösterilmiştir. Bu uygulama ile;
• Ağ üzerinde bulunan tüm ağ cihazlarına ait loglar tek bir
merkezde toplanır.
• Loglar analiz edilip ağ üzerinde gerçekleşen tüm
haberleşme kullanıcı arayüzü ile ağ yöneticisine sunulur.
• Analiz sonucunda herhangi bir anormallik farkedildiğinde
alarm üretilerek acil önlem alması için ilgili kişi uyarılır.
• Ağ üzerindeki tüm cihazların; işlemci, disk kullanımı
gibi Simple Network Message Protocol (SNMP) bilgileri
kullanıcıya sunulur.
• Ağ üzerindeki kurulmuş olan bağlantılar, bilinen veya
bilinmeyen şeklinde sınıflandırılır.
• VPN, SSL gibi güvenli bağlantılarda kullanılan dijital
sertifikalara ait bazı bilgiler kullanıcıya sunulur. Örneğin,
geçerlilik süresi, sertifika sahibi, onaylama kurumu gibi.
• TCP protokolünün analizi yapabildiği gibi UDP, ICMP gibi
protokollerin analizi de yapılabilir.
• Bir ağ üzerinde bulunması gereken her bileşen (firewall,
router, switch, bilgisayarlar, yazıcı) kullanılarak TCP/
IP, SSL ve SSH bağlantısı simüle edebilen bir simulatör
ortamı sunabilmektedir.
Bu uygulama bir IDS olarak sınıflandırılabilir.
NetSniffer bu özellikleri sunarken, ICMP, TCP, UDP
protokollerini
inceleyerek;
DDOS,
PINGFLOOD,
PINGOFDEATH
ve
ARPSPOOFING
saldırılarını
önceden belirlenen kurallar çerçevesinde yakalar ve
bu saldırı kaynağını engelleyerek sistemi koruma altına
alır. PORTSCAN adı verilen port taramalarına maruz
kalındığında aynı şekilde tepki verir. Şekil 5’te proje
çerçevesinde tanımlanan uygulama bir IPS’in sahip olması
gereken özellikleri kapsamaktadır.
Şekil 6. Cyber Security Manager.
KAYNAKLAR
Şekil 5. NetSniffer.
[1] http://www.subnet.com/solutions/nerc-cip/cip-003security-management-controls.aspx
[2] http://www.iso.org/iso/iso_catalogue/catalogue_ics/
catalogue_detail_ics.htm?csnumber=39612
[3] http://tools.ietf.org/pdf/rfc2196.pdf
[4] Yasinsac A., Goregaoker S. “An Intrusion Detection
System for Security Protocol Traffic”
[5] http://www.techopedia.com/definition/28190/5-tuple
180
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[6] h t t p : / / w 3 . u s a . s i e m e n s . c o m / s m a r t g r i d / u s / e n /
distribution-grid/products/distribution-managementsystem-components/distribution-managementsystem-components-tab/Documents/CyberSecurity_
Whitepaper.pdf
SUMMARY
Acronym for supervisory control and data acquisition, a
computer system for gathering and analyzing real time data.
SCADA systems are used to monitor and control a plant or
equipment in industries such as telecommunications, water and
waste control, energy, oil and gas refining and transportation.
Using network security systems is mandatory in order to
keep network system from any attack, virus,trojan or stealing
special data on SCADA systems. On the other hand, you are
able to sustain some dangerous process such as someone
can damage to network bandwith or data packets, also attack
somewhere on behalf of you. Here, some network security
systems can be mentioned.
CSM
All devices or programs on the network have log mechanizm.
These logs are collected in one center, then analysed
and reported via very useful user-interface. This process
is made by CSM which is abbreviation of Cyber Security
Manager. CSM can also generate alarm by sending e-mail
in case of finding suspicious situation. Also CSM can give
information about SNMP protocol such as CPU usage,
disk space. By using rules which defined before, CSM can
seperate all connections like “secure” or “unsecure”. In
addition, it can extract some details (issued name, subject
name, validation ...) that belongs to digital certificate which
is used encrypted connection like SSL, VPN. CSM is also
able to analyse UDP, ICMP protocols. Ultimately, CSM has
a big simulation which has whatever should be in network
like router, switch, printer,firewall. It provides services in
order to simulate SSL, SSH or TCP connections.
Firewall has responsibility only for passing or blocking
network packets between local network and out-world
network. It has a table which is made up by rules. Thanks
to these rules, the firewall can cut a connection by blocking
network packets that belong to the same session or give
permission by passing network packets. By the way, these
rules can be managed second network security software or
device such as IDS.
All network packets that pass via IDS are examined. If a
suspecious packet is found, it generates alarm and save
that packet. Also IDS runs with Firewall in order to block
connections Thus, it can be said that the network system is
more secure. There is another secure system that name is
IPS. IPS can do both detecting and preventing. All network
packets that pass via IPS are examined and in case of an
attack, all packets which belong to suspecious connection
are blocked. Thus, it can be said that the network system is
more secure.
NETSNIFFER
NETSNIFFER is running on computers which have spectrum
power components. It behaves as IDS and generate rules for
firewall in order to manage network packets. It can seperate
all network packets into session by session thanks to
5-tuple(source ip-source port- destination ip-destination portprotocol). It can extract some details belongs to connection.
These are sender ip- port, receiver ip-port, sending-received
packet count and protocol. It can also cut a connection once
any suspicious situation is detected. it gives permission to
user for removing blocks, because It is known that it would
block again in case of that the attack continuous. By using
NETSNIFFER, it is so easy to find out whether own ports or
any computer’s ports are open or not. Ultimately, it generates
a log files which format is either pdf or html.
181
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
SOLAR ENERGY AT MARKET PRICE:
THE PRODUCTION OF SOLAR PROCESS HEAT – AN ECOLOGICAL
AND ECONOMICAL ADDITION FOR INDUSTRIAL LNG-USERS
Sibylle BERGJOHANN
Feranova GmbH
for the production of process heat amongst other industrial
applications, above all in decentralized locations.
ABSTRACT
The constant price increase of fossil fuels puts industrial
companies more and more under pressure to look for
alternative energy sources. Process heat e.g. can also be
produced by employing Linear Fresnel Collectors, one of the
three major Concentrated Solar Power (CSP) technologies,
where sunbeams are concentrated onto an absorber
with fluid that is heated and dispenses heat for industrial
processes such as drying and many other purposes. In this
way, companies are expected to produce thermal energy at
less than 0.01 US$/kWh after the CSP system’s payback
period.
THE TURKISH GAS MARKET
Producing energy from gas is a rather clean and simple
affair. In Turkey, it used to be relatively cheap, too. However,
this is no longer the case: The consumption of gas and
its price have not just increased immensely over the past
years, but they are also predicted to rise even further.
NG (natural gas) and LNG (liquefied natural gas) have
very similar patterns in their price trends. Both prices have
increased during the past 4.5 years, whereas the increase
in LNG prices is considerably higher (also see Figure 1),
resulting in a currently much higher price difference than a
few years ago.
PROCESS HEAT
LNG is a cost driver in many industries since it is utilized
At different temperatures, process heat is required in
industries such as food, machinery, textile, pulp and paper,
steel, glass, basic chemicals, ores and minerals, aluminum,
composite materials and cement. The thermal energy is
particularly needed for producing steam, drying, welding,
forging, cooking, smelting, sterilizing.
Especially in the food, wine, beverage, transport equipment,
machinery, mining and textile industries employ process
heat at low and medium level temperatures (Vannoni,
Battisti, Drigo 2008), also compare Figure 2. According to
ECOHEATCOOL (2006), there are three different levels
of temperatures that are used for process heat production
(see; Figure 3): Low temperatures (<100°C) are needed for
space heating and industrial processes such as washing,
rinsing, and food preparation. Medium temperature heat
of 100°C to 400°C, usually in the form of steam, is used
for evaporation and drying processes. A high temperature
of above 400°C (in form of hot flue gases and electric
induction) is used for metals, ceramics, and glass etc.
Energy costs of process heat are crucial for energy efficiency
and productivity within every branch of industry, because
they make up 2 – 15% of the products’ costs (DOE 2000).
In more recent experience of Feranova’s customers it can
be up to 35% (depending of the industrial sector). Improving
the supply of process heat and managing its costs is key for
the competitiveness of every company. Hence, it is vital to
find ways to reduce costs for process heat production which
makes its utilization more efficient.
Figure 1. Comparison of gas prices for industrial user in Turkey (graph: own, data: Energji Verimliliği Dergisi 2014).
182
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 2. (left): Share of industrial
heat demand by temperature level and
industrial sector for EU28 countries,
Iceland, Norway, Switzerland & Turkey
in 2003 (source ECOHEATCOOL
2006); Figure 3(right): Share of industrial
heat demand by temperature level
in EU28-countries, Iceland, Norway,
Switzerland & Turkey in 2003 (source:
ECOHEATCOOL 2006).
Figure 4. Price/kWhth development (up to < 0.01 US$) of solar thermal energy during and after the CSP system’s payback period.
The decrease of energy production costs can be achieved
by employing Concentrated Solar Power (CSP) for the
production of process heat, especially for medium to high
temperatures: Very low costs of (solar) energy can be
achieved after the payback period of the CSP system.
Then, there are only O & M costs incurred, since the actual
“fuel” for the CSP system, the sun, is free of charge, also
see Figure 4. This price can be lower than 0.01US$/kWhth,
depending on (in order of importance): the CSP system’s
financing costs & conditions, the location’s solar potential
and the project’s size.
Figure 5. Possible project locations for CSP applications (the darker
the orange, the better suited the area in terms of DNI).
and direct sunlight is available (no deflection by e.g. clouds,
dust etc.).
CONCENTRATED SOLAR POWER
CSP, also called solar thermal energy, concentrates Direct
Normal Irradiation (DNI) – direct sunlight that is not deviated
by clouds or dust and reaches Earth by parallel beams.
In contrast to Photovoltaics, CSP’s first product is not
electricity, but thermal energy. Only areas with DNI starting
at 1,800 kWh/m²/a are suitable for CSP projects. Typical
regions are (semi-)desserts, savannas and steppes, ideally
located within the latitude of less than 40 ° north and south
(Greenpeace 2009), also compare Figure 5.
Next to process heat production, other fields of applications
are: electricity generation (either as stand alone or as hybrid
with conventional power plants), cooling, desalination and
enhanced oil recovery.
The disadvantage of all CSP technologies in contrast to
Photovoltaics is, that they only work when the sun is shining
One major advantage of CSP however is that the produced
thermal energy can be stored in different kinds of solid and
liquid materials: molten salts, ceramics, concrete and other
substances and released into the systems and still provide
energy after sunset.
There are three mayor types CSP technologies. All three
have three common components: 1) mirrors (reflectors)
that reflect and focus the sunbeams onto, 2) a receiver that
bears 3) a transport medium inside that it heated up by the
radiation of the sunbeams (also see Figure 6).
The Solar Tower is a point-focusing system. The sunbeams
are reflected onto one point, resulting in a high concentration
factor and temperature. Parabolic Troughs and Linear
Fresnel system use tubes as receiver systems and hence
are called line-focusing systems. They reach lesser
183
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 6. Schematic illustration of the three major CSP collector
types (idea: Greenpeace 2009, illustration: own).
concentration factors and temperatures, but are easier to
install and also need less aperture area (mirror area) and
hence less project land for the same energy output.
Parabolic Troughs were the first systems to be installed in
California during the 1980s. However, there was a stop in
the installation of CSP systems until the early 2000s. Since
that time, Solar Tower and Linear Fresnel Collectors (LFC)
gain more ground and are expected to become the two
major systems, since the development of Parabolic Trough
is said be technically matured.
LINEAR FRESNEL TECHNOLOGY
Especially LFCs can be used as an ecological and
economical addition to LNG for producing thermal energy.
LFCs are particularly suited for process heat application due
to their low area use, high rage of operation parameters, low
operation and maintenance costs and their modular design.
LFCs have several lines of mirrors that are arranged parallel
in north/south direction. These lines of mirrors track the sun
by means of motors that grant the best position possible
in order to reflect the sunbeams onto the receiver system.
A so called absorber tube is installed within the receiver
system several meters above the mirrors. The absorber
carries a heat fluid (thermo oil, water/steam or molten
salt) that is heated by the concentrated sunbeams. The
concentration factor can be up to 200. LFCs can produce
temperatures up to 550°C, depending on the heat medium
and purpose for the energy generation. A heat exchanger is
usually connected to the system so that the thermal energy
arrives in the right form, temperature and pressure at the
consumer’s feed-in point.
Figure 7. The FRT-Collector at the premises of Kaltun, approx.
dimensions: 25mx125mx10m (photos courtesy of Feranova GmbH).
TURKEY’S FIRST INDUSTRIALLY USED LINEAR
FRESNEL PROCESS HEAT COLLECTOR
The installation of Turkey’s first industrially used LFC (photos,
see Figure 7) shows that solar energy for process heat
applications is already competitive at market price today.
It was installed by the German company Feranova GmbH
for the Turkish mining company Kaltun Group in Çine,
Aydin, (South Western Turkey) in 2012.
Kaltun Group is the Turkish market leader in mining of
feldspar (a mineral used for the production of glass, ceramics
and china). The company owns several mining licenses in
Turkey for different kinds of minerals. The feldspar is mined
and brought to the company’s premises in Çine. During
its state of the art handling process, it is pulverized and
washed with water and chemicals. This substance is then
dehumidified in a drum dryer, which is a very high energy
consuming process.
Feranova is system’s supplier in the field of solar process
heat applications. The company does not only take over the
part of the EPC (Engineering, Procurement, Construction)
contractor for such projects, but also offers operation and
maintenance services for process heat applications (also
including cooling and desalination projects). The Kaltun
Collector is the company’s first commercial CSP project.
CSP technology is not only dependent on direct sunlight,
but also on the different levels of irradiation angles during
Figure 8. Calculated monthly thermal energy output of the Kaltun Process Heat Project.
184
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 9. Comparison of a
theoretical thermal energy demand
(24h operation) and possible solar
energy supply by 1 to 4 FRTCollectors on a typical summer day
(left) and typical winter day (right).
the year. This has the outcome that the LFC produces more
thermal energy during summer months than the rest of the
year (compare Figure 8). It also means that the energy
production per day may vary by a lot during a “typical”
summer and winter day (also see Figure 9).
The FRT-Collector proves to be an ecological and
economical addition for industrial LNG-user: After its
payback period, the FRT-Collector is expected to be able
to produce solar generated process heat at less than 0.01
US$/ kWhth and helps to save CO2 emissions of 392 t/a.
Therefore, Feranova closely cooperates with customers in
order to find the precise amount of reflector area (hence
the energy output) for the individual customer. A customer’s
system may never exclusively run on solar energy. Too
many collectors may cause an excess of energy during
a summer day (and waste energy if no storage facility
is enclosed in the system), while the same amount of
collectors will not meet the energy demand in winter (also
see Figure 9). Solely depending on solar energy would not
facilitate a constant production process (drying etc), due to
the different collector operation hours.
REFERENCES
An output of approximately 1 MWth of sun energy derived
from Feranova’s FRT- Collector helps to decrease Kaltun’s
LNG usage for the drying process. The collector is connected
to one of the drum driers (3.5 MWth) by a 350 m pipeline.
Pressurized water is used as heat transfer medium within
the collector system and is fed into its heat exchanger at
200°C. The thermal energy is transferred to ambient air
which is used as inert flow for the drying process. Due to the
exchange of energy from water to air, the air is heated up
and directed into the drum drier. Here, it is in direct contact
to the wet material (feldspar) and transfers its thermal
energy into the material, which results in a transmission of
the material’s humidity into the air.
[1] DOE (United States Department of Energy) Office of
Energy Efficiency and Renewable Energy, “Process
Heating”, a Supplement in Energy Matters, Vol. 14,
Nov/Dec 2000.
[2] ECOHEATCOOL, “Workpackage 1. The European
Heat Market. Final Report IEE ALTENER Project“,
Brussels, 2006.
[3] Enerji Verimliliği Dergisi, “Yakt Fiyatlari”, Available
at
http://www.enverdergisi.com/yayin/yakit-fiyatlari/,
Accessed January 31, 2014.
[4] Greenpeace International, “Concentrating Solar Power:
Outlook 2009”, Amsterdam, 2009.
[5] VANNONI, C., BATTISTI, R., DRIGO, S., “Potential for
Solar Heat in Industrial Processes”, Report within IEA
SHC Task 33/IV, Rome, Italy, 2008.
By employing solar energy as an additional source of
energy, Kaltun does not only decrease its costs for fossil
fuels, but can also make its system run more effectively and
ecologically. Kaltun’s LNG costs had exceeded a sevendigit number and had risen by more than 8% each year,
before the LFC’s installation. Substituting parts of the LNG
by solar energy has since helped to reduce energy costs
dramatically:
At a solar energy production of just over 1.4 GWhth/a,
Kaltun has decreased its demand for LNG by 140,000 kg/a
corresponding to ca. 170,000 Sm³/a. In this way, Kaltun
has become more independent from the LNG suppliers.
185
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
A MODERN FIRING SYSTEM AND RETROFIT OF A T-TYPE
STEAM GENERATOR
Dr. Silke JÄHRIG
Dr. Christian STORM
Dr. Bernhard PINKERT
Dr. Stefan HAMEL
Babcock Borsig Steinmüller
GmbH (BBS)
Babcock Borsig Steinmüller
GmbH (BBS)
Babcock Borsig Steinmüller
GmbH (BBS)
Babcock Borsig Steinmüller
GmbH (BBS)
ABSTRACT
The paper presents a modernization project of a T-type
steam generator into a state of the art firing system including
a lifetime extension. The total capacity of the Power Plant,
which consists of 3 units, is 675 MW. Raw lignite from
different mines in the surrounding area is used as fuel.
The majority of the components of the original power plant
equipment were supplied by Russian manufacturers. The
units of the power plant essentially consist of the following:
• Steam generator,
• Steam turbine, generator and auxiliary equipment,
• Flue gas dedusting using electrostatic precipitators, flue
gas ducts,
• Suction draught fan and a common stack for Units 1 and
2 and a stack for Unit 3,
• Natural passage cooling tower,
• Oil storage and supply station,
• Two coal supply systems,
• Three systems of internal pneumatic ash disposal,
including storage,
• Auxiliary facilities.
The main focus of the modernization is the reduction of
the CO and NOx emissions. This is achieved by primary
measures. Simultaneously, it is necessary to replace
some significant components of the pressure parts. As
an additional result an increase of plant availability is
achieved.
With the modernization, the following aims are to be
realized:
• Reduction of emissions according to EC Directive
2001/80/EC,
• Increase of the pressure part’s operating life to further
120,000 operating hours,
• Increase of the boiler efficiency,
• Realization of boiler operation with n-1 mills at nominal
capacity,
• Increase of availability.
The modernization works mainly include the following:
• Installation of new pulverized coal burners, pulverized
coal ducts, and classifiers,
• Installation of a burnout air system (2 OFA levels),
• Modification and new construction of hot air ducts
including the required measuring devices,
• Installation of a grate (tip grate),
• Modernization of the regenerative air preheater.
Babcock Borsig Steinmüller GmbH designs and executes
the works to meet the objectives.
A new firing system will be implemented in order to comply
with the emission limits and to improve combustion stability.
Intense CFD-studies have been performed to evaluate the
design of burners and burner arrangement and to implement
the optimized solution for a low-emission retrofit.
1. INTRODUCTION
The paper presents a modernization project of a T-type
steam generator into a state of the art firing system including
a lifetime extension. The total capacity of the Power Plant,
which consists of 3 units, is 675 MW. Raw lignite from
different mines in the surrounding area is used as fuel.
The majority of the components of the original power plant
equipment were supplied by Russian manufacturers.
To fulfill the European environmental standards the units
are to be modernized under consideration of the plant
economic life by further 120,000 operating hours. The
recent state of the boiler is characterized by a low boiler
efficiency of below 82 % and a high NOx-emission of above
600 mg/Nm³.
2. OBJECTIVES OF THE MODERNIZATION
The main focus of the modernisation is the reduction of the CO
and NOx emissions. This is achieved by primary measures.
Simultaneously, it is necessary to replace some significant
components of the pressure parts. As an additional result an
increase of plant availability is achieved.
With the modernization, the following aims are to be
realized:
186
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Reduction of emissions according to EC Directive
2001/80/EC,
• Increase of the pressure part’s operating life to further
120,000 operating hours,
• Increase of the boiler efficiency,
• Realization of boiler operation with n-1 mills at nominal
capacity,
• Increase of availability.
•
• The modernization works mainly include the following:
• Installation of new pulverized coal burners, pulverized
coal ducts, and classifiers,
• Installation of a burnout air system (2 OFA levels),
• Modification and new construction of hot air ducts
including the required measuring devices,
• Installation of a grate (tip grate),
• Modernization of the regenerative air preheater.
The following performance data have to be met:
Table 1. Mean Parameters at Nominal Capacity
≤ 200 mg/Nm³ at 6% O2 in dry flue gas
CO emission
≤ 200 mg/Nm³ at 6% O2 in dry flue gas
Life steam temperature
545°C in the load range 70 to 100%
Reheat steam
temperature
545°C in the load range 70 to 100%
Boiler efficiency
> 86.5% at 100% load and design coal
Availability
> 95%
Description
Carbon
Hydrogen
Sulphur
Nitrogen
Oxygen
Moisture
Ash
Lower Heating Value
C
H
S
N
O
W
A
Hu
Unit
Value
Ma%
Ma%
Ma%
Ma%
Ma%
Ma%
Ma%
kJ/kg
22.55
1.93
0.52
0.42
8.83
52.25
13.5
7,308
construction method (T-form with a double 2nd pass). The
unit is equipped with a steam turbine K-210-130 of the LMZ
machine factory in St. Petersburg. The nominal capacity is
225 MW.
The feed water supplied to the boiler flows at first through
the economizer which is arranged in the 2nd pass as the last
heat-transfer surface on the flue gas side. Subsequently, the
feed water reaches the evaporator wall of the combustion
chamber (lower radiation part) through connecting lines.
The combustion chamber has an octagonal crosssection. The combustion chamber wall, including hopper,
is designed as an evaporator coil. The coil is designed
as a bank winding. Water or a water-steam mixture is led
from the lower radiation part to the convection evaporator
(transition section) which is located in the 2nd pass above
the economizer.
The superheater consists of the wall superheaters (middle
and upper radiation part), the radiative superheater and a
convective superheater. The reheater consists only of 1
convective tube bank. To reduce the water injection at the
reheater part a BIFLUX-heat-exchanger is installed to heat
up the steam from the cold reheater line.
Figure 1. Overview about the modernization works.
NOx emission
Table 2. Properties of The Lignite Fuel
Table 3. Mean Parameters at Nominal Capacity
Life steam mass flow at nominal
capacity
Life steam temperature
°C
545
Feed water temperature
°C
252
MPa
14.0
Life steam pressure
The emission values are daily mean values on the basis of validated hourly
mean values.
3. DESCRIPTION OF THE TECHNICAL SOLUTION
3.1. Short Description Of The Boiler
The T-type steam generators are solid-refractory forcedcirculation steam generators in the Russian two-pass
700
Mass flow at reheater inlet
t/h
602
Steam temperature reheater inlet
°C
330
Steam temperature reheater outlet
The most important challenge to reduce the NOx-emission is
the high content of nitrogen in the fuel. Lignites in Germany
and other countries in Middle Europe contain usually only
between 0.6 and 1.0% of nitrogen (dry and ash free matter).
The lignites in this particular project contain up to 1.7% of
nitrogen.
t/h
°C
545
Pressure at reheater inlet
MPa
2.8
Generated heat
MW
540
Combustion power
MW
610
Lower heating value
kJ/kg
7.310
t/h
302
Fuel consumption
The steam generator is equipped with 2 regnerative air
heaters. The combustion air is pre-heated before the air
heater by means of a steam air heater to about 60°C.
187
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
The firing system consists of 6 fan-assisted mills of the
N220.50 type (manufacturer Minel, EVT license). A
box classifier with louver dampers is available for the
classification of the pulverized coal. The pulverized coal of
each mill is conveyed to 4 pulverized coal burners which
are arranged on 2 levels.
3.2. Boiler Pressure Part
In the context of the modernization, a partly exchange of
the pressure part is provided. The exchange of the pressure
part includes as follows:
• Pipe bends economizers 1 and 2,
• Lower radiation part / hopper,
• Lower radiation part / upper portion,
• Pipe bends convection evaporator,
• Central radiation part – tubular offsets for OFA 1 and
OFA 2,
• Pipe bends radiant superheater (SH),
• Convection superheater complete, including header and
manifold,
• Reheater pipe bends.
The current initial pressure part design according to the
Russian GOST standard does no longer meet the present
valid EC rules and standards EN12952 - Part 3. Both
temperature additions and design pressures are, as a rule,
considerably lower compared to currently valid regulations.
This is why EN10952 – Part 3 was taken as the basis for
the design of the pressure part components to be newly
delivered.
3.3. Regenerative Air Preheater
The refurbishment and rehabilitation measures include the
exchange of the entire heat-transfer surfaces incl. the metal
heating baskets. Every rotary air heater has 24 sections
and 4 layers of metal heating baskets.
The following is aimed at:
• Increase of heat transmission and thus a decrease of the
exhaust gas temperature,
• Reduction of the O2 content in the flue gas and thus
improvement of the sealing between air and flue gas
flows.
The following action is planned for the realization of these
measures:
• Exchange of the entire heat transmission surfaces (metal
heating baskets),
• Exchange and modification of the sealing systems listed
below,
• Radial adjustment device on the cold and the hot side,
• Jacket sealing,
• Circumferential sealing,
• Shoeing of the radial walls on the cold and hot side for
the improvement of the sealing effect between rotor and
sectional sealing plates.
3.4. Pulverized Coal Firing
For the reduction of the emissions of NOx and CO new coal
dust burners and an over-fire air system were installed.
Because of the high content of ash and moisture in the fuel
a burner system with 2 main burners and 1 vapor burner
was selected. The new combustion system is equipped
with an over-fire air system, arranged in 2 levels.
The installation of new burners required additionally the
installation of new coal dust ducts. The grinding chamber
of the mills was modified and the classifiers were replaced.
The new classifier is designed by means of CFD calculations
according the newest BBS design.
Figure 2. CFD calculation of the new classifier - particle traces.
In order to reduce the air leakage of the combustion
chamber and the loss of unburned mass in the slag a grate
is installed. The grate is designed as tip grate and equipped
with pneumatic actuators.
To control and limit the flue gas temperature downstream
the classifier a primary air injection system is installed.
Additionally, the classifier is equipped with a flue gas
recirculation with control flap to reduce the volumetric flow
of the flue gas in the flue gas suction line.
The installation of a Low-NOx-Combustion-System requires
a modification of the hot air ducts as well. The installations
include:
• Primary air ducts to the flue gas recirculation,
• Secondary air ducts to the pulverized coal burners,
• Tertiary air ducts (burnout air 1 and burnout air 2),
• Hot air ducts to the oil ignition burners,
• Hot air duct to the grate (tip grate),
• Cold air duct to the grate,
• Mixed air duct to the grate,
• Installation of flow measurements.
4. BOILER EFFICIENCY
The boiler efficiency before rehabilitation measures was
unsatisfactorily low. The flue gas at air preheater exit had a
temperature of above 200 °C. The reason was the low hot
air ratio and the status of the regenerative air preheater.
188
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
• Number of overfire air nozzles and outlet velocity,
• The oxygen concentration at the furnace walls in view of
the high temperature corrosion.
As result from the CFD-simulation the NOx emissions were
reduced from above 600 to below 190 mg/Nm³ (situation
before retrofit to final retrofit solution). Simultaneously the
CO concentrations were reduced below 200 mg/Nm.
Figure 3. Arrangement of the Low-NOx-Combustion-System and
burner design.
Figure 5. Development of the pollutant concentrations for
different firing arrangements.
The results of the simulations verify that the Russian
P65-type-boiler is well-suited to reach the pollutant limits.
Especially the large volume of the combustion chamber
and the geometrical design allows the installation of a well
operating Low-NOx combustion system.
Figure 4. Boiler efficiency before and after modernization.
Additionally, the content of unburned mass in the slag was
high.
The results in Figure 4 show, that the boiler efficiency
was increased from 82.4% to about 87.1% at nominal load
and design coal. The consumption of coal is reduced from
328 to 302 t/h. Under consideration of further 15 years of
operation of the plant and 7,500 operating hours each year
a total reduction of 8,8 million tons is possible.
5. OPTIMIZATION OF FIRING SYSTEM BY MEANS
OF CFD SIMULATIONS
Under consideration of the existing boundary conditions and
the special properties of coal it was required to optimize the
firing system under consideration of the expected emissions
of CO and NOx. The most important questions were:
• The burner design and alignment,
• The coal dust and air distribution at the different air
nozzles of the burners,
• The arrangement of the overfire air levels,
Figure 6. CFD calculation for optimization of the combustion
system – situation before and after modification.
The results according Figure 6 show a very good ignition
of the flame near the burner. The combustion conditions in
the core flame are understochiometric. A large proportion of
carbon monoxide can already be reduced in the first OFAlevel.
189
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ATIKSU ARITMA ÇAMURLARININ TÜRKİYE'DEKİ DURUMU VE
ENERJİ ÜRETİMİNDE DEĞERLENDİRİLME OLANAKLARI
Tufan SALAN
Kahramanmaraş Sütçü İmam Üniversitesi,
Biyomühendislik ve Bilimleri Anabilim Dalı
ÖZET
Günümüzde evsel ve endüstriyel atıksu arıtma tesislerinde
yıllık tonlarca arıtma çamuru oluşmaktadır. Arıtma çamurları,
içeriğinde bulunan ağır metaller, patojen bakteriler, virüsler
ve toksik kimyasallar sebebiyle ikincil çevresel kirliliklere yol
açma potansiyeline sahiptir. Bundan dolayı atıksu arıtma
çamurlarının sürdürülebilir çevre yönetiminde verimli ve
faydalı bir biçimde kullanılabilmesi ve değerlendirilmesi
için yeni bertaraf yöntemlerine yönelmek akılcı bir seçenek
olacaktır. Bu bakış açısı araştırmacıları, arıtma çamurunun
oldukça yüksek ısıl değerinden dolayı enerji üretimi
uygulamalarında kullanımını ön plana almaya yöneltmiştir.
Bu çalışma, ülkemizde mevcut atıksu arıtma tesislerinin
durumunu, bu tesislerden oluşan çamurların üretim
potansiyelini, nihai bertaraf tekniklerinin ve alternatif enerji
uygulamalarının bir özetini sunmaktadır.
1.GİRİŞ
Arıtma çamuru evsel ve endüstriyel atıksu arıtma
tesislerindeki işlemler sonrasında oluşan atık bir
materyaldir. Günümüzde, şehirleşme ve endüstriyel
gelişimin yanı sıra atıksu arıtımı için daha iyi standartlara
ulaşmak amacı ile birlikte çevresel gereklilikler ve yasal
sınırlamalar nedeniyle üretimi hızlı bir şekilde artmaktadır
ve artmaya devam edecektir[1]. Atıksu arıtma tesislerinde
üretilen çamurun miktarı ve içeriği atıksuyun bileşimine,
arıtma tekniğine ve türüne bağlı olarak değişmektedir.
Tesise giren atıksu bileşimindeki değişimlerden ve arıtma
proseslerindeki değişimlerden dolayı üretilen çamurun
içeriği aynı tesis içinde yıllık, mevsimlik ve hatta günlük
olarak bile değişebilmektedir[2]. Arıtma çamurunun içeriği 5
grup bileşenle karakterize edilebilir: Toksik olmayan organik
karbon bileşikleri, azot, fosfor içeren bileşikler; toksik
kirleticiler; patojenler ve diğer mikrobiyolojik kirleticiler;
silikat, alüminat, kalsiyum gibi inorganik bileşikler ve
magnezyum içeren bileşikler ve son olarak %1-95 arasında
değişen su[3]. Arıtma çamurunun hem evsel hem de
endüstriyel tesisler için günlük hane başına ortalama üretim
miktarı 40-60 g arasında değişmektedir ve bu üretimin
yüksek miktarlara ulaşması beklenmektedir. Mevcut ve
tahmini durumlar için üretim miktarları göz önüne alındığında
uygun bir arıtma çamuru bertaraf stratejisi belirlemek
oldukça önemli bir gereklilik olmaktadır[4]. Çünkü, arıtma
çamuru çoğunlukla çevre ve insan sağlığı için potansiyel
zarar teşkil edebilecek Zn, Pb, Cu, Cr, Ni, Cd, Hg ve As
gibi ağır metaller, PCBS (poliklorlanmış bifeniller), PAHS
(polisiklik aromatik hidrokarbonlar), dioksin, pestisit, linear
alkali sülfonatlar, fenoller gibi kimyasallar, kriptosporidium,
Giardia, helmint yumurtaları ve virüs gibi patojenleri ihtiva
etmektedir[5]. Biyolojik arıtmada sonrasında oluşan ve
uzaklaştırılması gereken çamur, ham atıksu içerisindeki
organik maddelerin bir bileşimi halinde farklı bir yapıda
bozunma ve kokma eğilimindedir. Bu sebeplerden dolayı
sürdürülebilir bir arıtma çamuru yönetimi için çamurun,
nihai bertarafı ve yeniden kullanımı öncesi bazı işleme
süreçlerinden geçirilmesi gereklidir[6].
Bu işleme süreçleri, ham arıtma çamurundan işlenmiş
arıtma çamurunun oluşumuna kadar farklı aşamalarda
gerçekleştirilmektedir. İlk olarak ham arıtma çamuru,
öğütme, kum giderme gibi uygulamaların yapıldığı ön
işlemlerden geçirilir. Daha sonra çamurun yapısındaki suyun
büyük çoğunluğunun uzaklaştırılması için yoğunlaştırma
işlemleri uygulanır. Bunu takiben çamurun organik içeriğinin
biyolojik veya kimyasal yolla pasif hale getirilmesi için
stabilizasyon işlemleri uygulanır. Kararlı hale gelen artıma
çamuru yapısındaki az miktarda kalan suyun daha kolay
alınabilmesi için katı kısmı şartlandırma işlemine tabi tutulur.
Son olarak yapıdaki suyun tamamen uzaklaştırılması için
çamur flokları belt filtreler, filtre presler veya santrifüjler
yardımı ile işlenir. Arıtma çamuru ayrıca bu aşamadan
sonra nihai kullanım alanına göre pastörizasyon yöntemi
ile dezenfeksiyona tabi tutulabilir veya çeşitli kurutma
sistemlerinden nem içeriği minimum olacak şekilde kuru
madde oranı artırılabilir[7][8]. Şimdiye kadar bu ön işleme
proseslerini takiben arıtma çamurunun değerlendirilmesi
ve bertarafı için geliştirilen işlemler iki ana kategoride
sınıflandırılabilir: Geleneksel bertaraf veya yeniden kullanım
ve alternatif enerji uygulamaları. Geleneksel bertaraf
metotları; gübre olarak tarımsal kullanım, kompostlaştırma,
düzenli depolama sahalarına gömme, denize boşaltma,
park, bahçe, eski taş ve maden ocakları gibi açık alanlara
serme şeklinde sıralanabilir[9]. Günümüzde Avrupa Birliği
ülkeleri tarafından oluşturulan sıkı yasalar deniz yaşamını
korumak için denize dökme işlemini, doğal suyollarını
190
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
veya yeraltı sularını kirletme potansiyeli nedeniyle araziye
sermeyi ve sınırlı depolama alanı, artan arazi fiyatları,
sızıntı suları ve kontrol edilemeyen metan gibi gazlar
nedeniyle düzenli depolama sahalarına gömme işlemini
yasaklamıştır. Bu nedenle Avrupa Birliği’nde kontrollü
tarımsal kullanım dışındaki geleneksel uygulamaların hepsi
uygulamadan kaldırılmıştır. Uygun bir artıma ve bertaraf
işlemi olmadan bütün bu geleneksel metotlar çevrede ikincil
kirlilik problemlerine sebep olabilirler[10][11]. Bu sebeple
arıtma çamurunun enerji uygulamalarında değerlendirilmesi
gündeme gelmiş ve arıtma çamuru; biyogaz üretimi, yakma,
gazlaştırma, piroliz/karbonizasyon, yaş oksidasyon ve
süper kritik su oksidasyonu gibi yeni teknolojiler aracılığı
ile enerji üretiminde yenilenebilir bir hammadde olarak
kullanılmıştır. Arıtma çamuru bir çeşit biyokütle kaynağıdır
ve ısıl değeri katı kuru halde 9-29 MJ/Kg değişmekle birlikte
yaklaşık olarak kömürünkine eşittir[12][13].
2. TÜRKİYE’DE ARITMA ÇAMURUNUN DURUMU
VE ÜRETİM POTANSİYELİ
Türkiye İstatistik Kurumunun (TÜİK) 2014 yılında
yayınlanan Belediye Atıksu İstatistikleri haber bülteninde
yayınlanan tüm belediyelere uygulanan 2012 yılı Belediye
Atıksu İstatistikleri Anketi sonuçlarına göre, kanalizasyon
şebekesinden deşarj edilen 4,1 milyar m3 atıksuyun 3,3
milyar m3'ü atıksu arıtma tesislerinde arıtılmıştır. Arıtılan
atıksuyun %38,3'üne gelişmiş, %32,9'una biyolojik,
%28,5'ine fiziksel ve %0,3’üne doğal arıtma uygulanmıştır.
2012 yılı itibari ile toplamda 2950 belediyeden 536’sında
bulunan toplam 460 tesisin 57’si fiziksel, 244’ü biyolojik,
70’i gelişmiş ve 89’u doğal arıtma sisteminden oluşmuştur.
Bu tesislerde arıtılan atıksuyun %52,7’si denize, %39,2’si
akarsuya, %1,9’u baraja, %1,1’i göl-gölete, %0,3’ü araziye
ve %4,8’i diğer alıcı ortamlara deşarj edilmiştir. Özellikle
2010 yılı ile karşılaştırıldığı zaman atıksu arıtma tesislerinin
sayısında önemli bir artış meydana gelmiştir. Dolayısı ile
bu, oluşan arıtma çamurunun miktarının da artmasına
sebep olmuştur[15]. Ülkemizde belediye arıtma tesislerinde
arıtılan atık sular ile ilgili net bilgiler olmasına karşın,
arıtma çamurları ile ilgili olarak henüz tam bir sistematiğin
oturmamış olmasından dolayı çamur üretim miktarları
ile kısıtlı bilgiler mevcuttur. Genellikle büyük şehirlerde
yapılanmış olan tesislerin çamur üretim kapasiteleri
değişiklik göstermektedir. Özellikle belediye bünyesinde
toplam 41 tane arıtma tesisi bulunduran 13 milyonun
üzerinde insanın yaşadığı bir metropoliten olan İstanbul,
arıtma çamuru üretiminde önde gelen şehirlerdendir.
İstanbul Su ve Kanalizasyon İdaresinin (İSKİ) 2012 yılına
ait faaliyet raporuna göre, 2012 yılında arıtma tesislerinden
toplamda yaklaşık 41.000 ton kuru çamur elde edilmiştir.
Biyolojik ve ileri biyolojik atıksu tesislerinde ortaya çıkan tüm
atık çamurlar mevcut termal kurutma tesislerinde %90 ve
üzerinde kurutulmuştur. Ataköy İleri Biyolojik Atıksu Arıtma
Tesisi ve Tuzla İleri Biyolojik Atıksu Arıtma Tesisi’nde
arıtma çamuru kurutulmadan önce anaerobik çürütme
ile yaklaşık 8 milyon m3 tesis içinde elektrik üretiminde
kullanılan biyogazın üretimini sağlamıştır[16]. Bununla
birlikte yakın gelecekte üretilen arıtma çamuru miktarının
da hızla artması beklenmektedir. Yıllık üretilen kuru çamur
miktarının 2015 yılında 110.000 ton 2020 yılında ise
160.000 ton olacağı ön görülmektedir. Bu miktarlar bir tek
şehrimiz için olduğu düşünüldüğü zaman gelecekte arıtma
çamurunun ne denli önemli bir potansiyele sahip olacağı
açıkça görülmektedir. İSKİ tarafından planlanan atıksu
arıtma tesislerinin inşasının tamamlanmasından sonra,
tahmini atıksu kuru çamur üretim miktarı 1.000 ton/gün
olacağı belirtilmiştir[17]. İstanbul dışındaki bazı illerimizde
de önemli atıksu arıtma tesisleri bulunmaktadır. Bunlardan
Kocaeli, Bursa, Gaziantep, Eskişehir, Ankara, Antalya
ve Kayseri gibi illerde günlük yaş arıtma çamuru üretim
miktarları 100 tonun üzerindedir. Tesislerimizin arıtma
çamuru kapasiteleri bilinmesine karşın tesislerde oluşan
toplam çamur miktarları ve çamurların özellikleri hakkında
kapsamlı bir envanter bulunmamaktadır. Bu yüzden bölgesel
olarak arıtma çamuru envanterlerinin çıkarılarak sayısal ve
niteliksel özelliklerine ait arşivlemenin yapılması, uygun
bertaraf ve yeniden kullanım için alternatiflerin belirlenmesi
gerekmektedir. Böylece bu değerli atık sistematik bir
şekilde ülke ekonomisine katma değer sağlayacaktır[18].
Ülkemizde oluşan arıtma çamurları için en çok uygulanan
bertaraf yöntemi düzenli depolamadır. Buna alternatif olarak
çimento fabrikalarında yakma, araziye serme, tarımsal
kullanım gibi tekniklerde gelişmektedir[19]. TÜİK tarafından
sağlanan en güncel belediye atık istatistiklerine göre,
2010 yılında yakma tesislerine getirilen tehlikeli atıklardan
toplam 39.640 ton atığın 779 tonunu endüstriyel atıksu
arıtma çamuru, 741 tonunu ise atık işleme ve bertarafından
kaynaklanan çamurlar ve sızıntı suları oluşturmuştur.
Düzenli depolama tesislerinde bertaraf edilen/geri kazanılan
atıklardan toplam 56.241 ton tehlikeli atıktan 586 tonunu atık
işleme ve bertarafından kaynaklanan çamurlar ve sızıntı
suları oluştururken, 181 tonunu endüstriyel atıksu arıtım
çamurları oluşturmuştur. Yine düzenli depolama tesislerine
gelen toplam 14.320.433 ton tehlikesiz atığın 52.992 tonunu
endüstriyel atıksu arıtım çamurları oluşturmuştur. Dahası
724 tonunu atık işleme ve bertarafından kaynaklanan
çamurlar ve sızıntı suları, 182.069 tonunu evsel nitelikli atık
su arıtma çamurları ve 1.848 tonunu da içme suyu arıtma
çamurları oluşturmuştur[20].
3. ARITMA ÇAMURUNDAN ENERJİ ÜRETİM
UYGULAMALARI
Enerji üretimi uygulamalarının temel hedefi, gittikçe
daha kapsamlı hale gelen düzenleme ve standartları
karşılayabilmek için çamur bünyesindeki enerjinin açığa
çıkarılmasının yanı sıra çamurun zararlı çevresel etkilerinin
ve kapladığı hacmin minimum düzeye indirilmesidir[9].
Anaerobik çürütme ile biyogaz üretimi dışında, diğer bütün
ısıl metotlar çamurun organik içeriğini ortadan kaldırıp
bertaraf edilecek yan ürün olarak sadece kül veya kömürün
kalmasını sağlar. Bununla birlikte bazı termal yöntemlerle
ilgili olarak yüksek sıcaklıklara ulaşmak için fazla miktarda
191
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
enerji ihtiyacı, yüksek kurulum maliyeti ve geniş ölçekli bir
atık gaz temizleme sistemine ihtiyaç gibi önemli noktalar
vardır[14, 21].
3.1. Yakma
Atıksu arıtma çamurları genellikle evsel atıklarla birlikte
doğrudan yakılırken, dolaylı yakma işleminde tek başına
yakıt olarak kullanılmakta veya çimento üretim fabrikaları
gibi tesislerde başka bir yakıtla birlikte hammadde olarak
değerlendirilmektedir. Fueloil, doğal gaz gibi yakıtların
kullanım miktarını azaltmak için ek ısı kaynağı sağlamak
amacı ile tek başına yakma (mono-combustion/incineration)
ve birlikte yakma (co-combustion/incineration) en çok
kullanılan teknolojilerdir. Çok katlı ve akışkan yataklı fırınlar
ise bu tekniklerde en çok başvurulan ve gittikçe kullanım alanı
artan fırınlardır[22]. Çok katlı fırınlarda genellikle mekanik
olarak kurutulmuş içeriğinde belli oranda su bulunduran
arıtma çamuru yakılırken, akışkan yataklı fırınlarda %4165 arasında kuru madde oranına sahip hem yaş hem de
yarı kurutulmuş çamurlar yakılabilmektedir[23]. Yatırım ve
işletim maliyeti açısından geleneksel çok katlı fırınlardan
daha verimli olan akışkan yataklı fırınlar daha düşük
sıcaklıklarda çok daha fazla yanma gerçekleştirmesinin
yanında bu tür sistemleri aralıklarla işletmek mümkündür
ve akışkan yatak materyalinin miktarı fırında meydana
gelebilecek ani sıcaklık değişimlerini önlemektedir[24].
Yakma prosesi hava kirliliğine sebep olacak halk sağlığı
için son derece tehlikeli olan toz ve kül partikülleri, asitler,
dioksin ve furanlar (NOx, N2O, SO2, HCl, HF, and CxHy) gibi
sera gazlarının emisyonuna sebep olmaktadır. Bundan
dolayı arıtma çamurunun yakma işlemi son derece kontrollü
bir şekilde sürdürülebilir bir yolla yapılmalıdır[25].
3.2. Gazlaştırma
Arıtma çamurlarının çevre ile ilgili mevzuatlara uygun bir
şekilde bertaraf edilmesi ve elde edilen yüksek ısıl değerdeki
sentez gazından (syngas) enerji üretilmesine kullanılması
için teknolojik olarak en uygun ve en ekonomik sistem
kurutma ve gazlaştırmanın aynı proseste birlikte bulunduğu
entegre sistemlerdir[26]. Arıtma çamurları kurutulmasını
takiben gazlaştırma ile çamurları bertaraf etmek ve aynı
zamanda da tesis içinde elektrik ve ısı enerjisi elde etmek
mümkündür. Gazlaştırmadan elde edilen bu ısı enerjisinin
belli bir miktarını ise çamurun kurutma işleminde kullanmak
mümkündür. Yakma işlemine göre hem daha çevre dostu
hem de enerji üretimi bakımından daha verimli olan
gazlaştırma işlemi son dönemde oldukça önemi artan bir
uygulama haline gelmiştir[27]. Teorik olarak %5-%30 arası
nem içeriğine sahip olan bütün organik atıklar gazlaştırılabilir
fakat hepsi başarılı bir gazlaşmaya uğrayamaz. Gazlaştırılan
atığın nem içeriği, uçucu madde oranı ve karbon içeriğinin
yanında yüzey, boyut ve şekil özellikleri de gazlaştırmada
etkilidir. Gazlaştırmada üretilen gazların enerji içeriği
atığın türü, reaktör tipi gibi birçok faktöre bağlı olarak
değişmektedir[28]. Gazlaştırma uygulamasında karbon
içeren bileşikler buharla heterojen bir reaksiyona girer ve
sonuçta karbonmonoksit ile hidrojene meydana gelir. Bu
yöntemle organik atıklardan sentez gazı adı verilen buhar,
hidrojen, karbondioksit, oksijen, az miktarda metan ve
diğer kısa zincirli hidrokarbonların karışımından oluşan
tümüyle gaz halindeki ürünler elde edilir[9, 29]. Gazlaştırma
işleminin önemli avantajlarını şu şekilde sıralanabilir;
dioksinler oluşmaz, elde edilen ürün karbon çevirimi yüksek
kaliteli bir üründür, azot konsantrasyonu 30 mg/Nm3’ün
altına düşer, gazlaştırıcının atmosferik basınç koşullarına
göre kuruluş maliyeti düşüktür, kontrol edilmesi kolaydır,
katıların türbülanslı hareketi sıcaklığın sabit olmasını
sağlar, ürün iyileştirilmesine fazla ihtiyaç olmaz[30]. Evsel
ve endüstriyel atıklarında kullanıldığı gibi arıtma çamurunun
da gazlaştırılması için de kullanılabilecek elektrik ve ısı
enerjisi üretilen çevre dostu gazlaştırma tesisleri yaygın
olarak kullanılmaktadır. Bunlara en güzel örnekler İtalya,
İsviçre, Japonya, Almanya, A.B.D. gibi ülkelerde kullanılan
sistemlerdir. British Gas Lurgi (BGL) Katı Atık Gazlaştırma
Schwarze Pumpe-SVZ Tesisi, Almanya ve Sabit Yatak Katı
Atık Gazlaştırıcısı PRME Enerji Sitemleri, Arkansas, ABD
en önemli örneklerdendir[31].
3.3. Piroliz
Piroliz; biyokütle, polimer veya katı organik atıklar gibi
maddelerin oksijensiz ortamda genellikle 300-650˚C
aralığında belirli bekleme sürelerinde termokimyasal
olarak bozundurulması işlemidir. Bu süreç sırasında
büyük kompleks hidrokarbon zincirleri kısmen küçük ve
basit yapılara kırılarak gaz, sıvı ve char olmak üzere üç
temel ürüne dönüşür. Sıvı ürün genelde biyo-yağ olarak
adlandırılır ve katran, ağır hidrokarbonlar ve sudan oluşur.
Bu ürünlerin miktarları operasyon koşullarına göre belirlenir
ve sıvı ürünün amaçlandığı durumlarda yüksek ısıtma
hızları ve kısa buhar bekletme süreleri tercih edilir. Biyo-yağ
polimerik karbonhidrat ve lignin parçaları ile birlikte 400’den
fazla yüksek derecede oksijenlenmiş bileşikler içermektedir.
Biyo-yağın içerisinde en çok bulunan kimyasallar su,
asetik asit, metanol, siklopentanon, metoksifenol, aseton,
furfural, fenol, formik asit, levoglikosan, guaiakoldur. Biyoyağ kimyasal, enerji ve yakıt üretimi için potansiyel bir
kaynaktır. Kazan, fırın, türbin ve motorlarda doğrudan yakıt
katkısı olarak kullanılabilir, gazlaştırma sonrası FischerTropsch ile benzin, mazot ve olefinlere, Cu/ZnO katalizör
sistemleri ile metanole ve katalitik yöntemler ile sıvı
hidrokarbonlara dönüştürülebilir. Biyo-yağın enerji ve yakıt
alanında kullanımının yanı sıra değerli birçok kimyasal
içeriği nedeniyle çeşitli maddelerin ekstrakte edilmesi
ve üretilmesinde de kullanılmaktadır. Gıda aromaları
ve esansları, ilaçlar, sintonlar, reçineler, çevre alanında
kullanılan çeşitli kimyasallar, gübre ve emisyon kontrol
ajanları biyo-yağdan üretilen maddelerdir[32-33]. Arıtma
çamurunun piroliz işlemi inert bir atmosferde ısıtılmasını ve
sonuçta organik içeriğini salmasını ve potansiyel olarak geri
dönüşüme girmesini kapsayan bir süreçtir. Piroliz sırasında
bir dizi kompleks kimyasal reaksiyon sonucu çamurun
yapısında önemli oranda bulunan organik maddeler
parçalanır ve mineral ve karbon içeren katılar ile farklı
bir çok sıcak gaz meydana gelir. Bu teknikte yakma gibi
192
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
geleneksel metotlardan daha az kirletici açığa çıkar. Ağır
metaller katı karbon bir kalıntının içinde kalır ve giderimi
yakmadan kaynaklanan küllerde olduğu gibi zor değildir[35,
36, 37]. Arıtma çamurlarının pirolizinde; tek başına
piroliz için kullanılan Avusturalya Environmental Clean
Technologies (ESI) şirketinin EnerSludgeTM Technology,
Amerika EnerTech Environmental şirketinin SlurryCarbTM
Process’i örnek olarak verilebilir.
3.4. Yaş Oksidasyon
Yaş oksidasyon işlemi, arıtma çamurunun yüksek sıcaklık
ve basınç altında organik kısmı çoğunlukta olmakla beraber
anorganik kısımlarının da sulu bir çözeltide veya dispersiyon
halinde, oksijen veya hava gibi oksijen kaynakları ile alevsiz
olarak oksitlenmesidir. Artıma çamurunun organik içeriği yaş
oksidasyon işlemi ideal durumda ısıl olarak bozunur, hidroliz
ve okside olarak karbondioksit, su ve amonyak ve azot gibi
azotlu bileşiklere dönüşmektedir. Kükürt, fosfor ve klor gibi
elementlerden ise mineral asitler meydana gelmektedir.
Yaş oksidasyon prosesi genellikle 150-330˚C sıcaklık ve
1-22 MPa basınç aralığında uygulanmaktadır. Bu işlem
sırasında yüksek basınç gerekli sıcaklıklarda kaynama
olayının gerçekleşmesini önlemektedir. Katı madde içeriği
az olan atık çamurların yaş oksidasyon prosesi teknik
ölçekte iki türlü gerçekleştirilir. Bunlardan biri alçak basınç
işlemi (LOPROX), yüksek basınç işlemidir (Ver-Tech). Bu
iki işlemin işletme parametreleri ve reaktör tipleri birbirinden
farklıdır. LOPROX reaktörü yerüstünde 120-200°C’de 3-25
bar basınç atanda çalıştırılır. Loprox işlemi uygulanacak
olan atık çamurun KM oranı %15 olmalı, belirli bir tane
boyutuna (0.1-0.3 mm) öğütülmeli, homojenleştirilmeli ve
asitleştirilmelidir (pH=2). Ver-Tech derin kuyu işlemi, yerin
yaklaşık 1200-1500 m altında 280°C’de ve 100 bar basınçta
bir oksidasyon reaksiyonudur. Sıcaklık ve basınç seviyeleri,
katalizör kullanımı ve kullanılan gazlar proses içerisinde
değişebilir. Çamurlar, kolaylıkla parçalanabilen organik
maddeleri içeren bir sıvı faz ve arıtma zorunluluğu olmayan
temiz yanma gazlarına dönüşürler. Dioksinler veya NOx gibi
bileşiklerin oluşumunu engellemek için düşük sıcaklıklarda
çalışılır, bunlara ek olarak reaksiyonun ıslak bir ortamda
gelişmesi nedeniyle atmosfere toz dağılmamaktadır[13, 38,
39].
3.5. Hidrotermal Oksidasyon (Süper Kritik Su
Oksidasyonu)
Süper kritik su oksidasyonu suyun kritik sıcaklık ve basınç
noktası olan 374°C ve 221 bar’ın üzerinde fiziksel özelliklerinin,
organik maddeler ile sınırsız biçimde karışabilecek şekilde
değişmesine dayanmaktadır. Bu özelliğinden dolayı kritik
nokta üzerindeki su, halojenli organik bileşikler içeren
arıtma çamurları gibi organik maddelerin oksidasyonu için
ideal bir ortam oluşturur. Gaz fazındaki oksidasyona benzer
biçimde, kritik basınç ve sıcaklık noktası üzerindeki suyun
içinde organik moleküllerin CO2 ve H2O’ya dönüşümü
gerçekleşmektedir. Proses sonucunda organik bağlı
azottan NH3 ve CO2, N2, O2 gibi halojenlerden ve kükürtten
asitler meydana gelmektedir. Bu bileşikler nötralizasyon
işlemi sonrasında anorganik tuzlara dönüştürülmektedir.
Basınç ve sıcaklığın artırılmasıyla parçalanma prosesi
hızlanır ve reaksiyona giren organik maddelerin bozunması
en iyi olacak şekilde ayarlanmaktadır[39]. Arıtma çamuru
yoğunlaştırma veya susuzlaştırma işlemlerinden sonra %3
gibi çok düşük katı içeriğinde bile bu hidrotermal oksidasyon
işlemine tabi tutulabilir. Proseste genellikle kriyojenik hava
ayrışmasından üretilen saf oksijen kullanılır. Süper kritik
su oksidasyonunda reaktörden atık olarak atılan madde
su fazındaki bir inorganik kül bulamacıdır. Bu külden
%6.3-18.4 oranında bulunan fosfat ve/veya koagulantlar
geri kazanılabilir. Çamur arıtımı sırasında enerji direk ısı
olarak, rektör içinde değişimle veya atık gazlardan geri
kazanılabilir. Atık gazlardaki ısı bir ısı değiştirici yardımı ile
bir su buharından transfer olur. Böylece giren enerjilerden
daha fazla bir termal enerji sıcak su olarak geri kazanılır[40].
Günümüzde İrlanda SCFI Group Ltd. AquaCritox®, İsveç
Chematur Engineering ve Feralco şirketleri Aqua Reci® ve
Athos™ gibi ticari sistemler bulunmaktadır.
4. SONUÇLAR VE DEĞERLENDİRMELER
Ülkemizde hızlı bir şekilde artan nüfus oluşan atıkların
da artmasına neden olmaktadır. Bu atıklardan birisi de
gelecekte ikincil çevresel kirliliklere yol açma potansiyeli
olan atıksu arıtma çamurlarıdır. Eğer atıksu arıtma
çamurları uygun bir yöntem ile bertaraf edilmez ise
canlıların sağlığı açısından tehlikeli sonuçlara yol açacaktır.
Arıtma çamurlarının bertarafında günümüzde en etkili
yöntemler Avrupa Birliği’nin de hedef olarak seçtiği tarımsal
alanda yeniden kullanım ve gelişen yeni alternatif termal
işlemlerdir. Ülkemizde arıtma çamurları özellikle İstanbul
gibi büyük şehirlerde düzenli depolama alanlarında ve
çimento fabrikalarında bertaraf edilmektedir. Fakat hem
Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmeliği ile
düzenli depolanacak biyolojik olarak ayrışabilir atıkların
azaltılmasının hedeflenmesi hem de düzenli depolama
için ayrılacak uygun alanların kısıtlığı nedeni ile düzenli
depolama seçeneği gelecekte sıkıntılı bir hal alacaktır.
Arıtma çamurunu doğru kontrol etmek, atık madde ve enerji
kazanımını maksimize etmek ve atığın çevreye olan etkisini
azaltmak için uygun kural ve düzenlemelerin geliştirilmesi
gerekmektedir. Ayrıca bu düzenlemelerin birçoğunun
yeniden gözden geçirilmeye veya geri kullanım işlemlerinden
oluşan riskleri azaltmak için sürekli geliştirilmeye ihtiyacı
da vardır. Arıtma çamurunun değerlendirmesine yönelik
önemli bir yöntem olan tarımsal alanda yeniden kullanım da
ülkemizde yapılan akademik çalışmalardan da anlaşılacağı
üzere gelecekte önemli olacaktır. Fakat akademik
anlamda aynı önemin karbonizasyon/piroliz, gazlaştırma
ve yaş oksidasyon gibi alternatif teknolojilere de verilmesi
gerekmektedir. Arıtma çamuru türevli enerjinin endüstriyel
ölçekte üretiminin ekonomik devamlılığının sürdürülebilir
miktar bağlamında daha genel bir değerlendirilmeye ihtiyacı
vardır. Son olarak bölgesel ve ulusal düzenlemelerin
uygulamasını kolaylaştırmak için çamur örnekleme
ve analizinde standart hale getirilmiş tekniklerin tespit
193
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
edilmesi gerekmektedir. Türkiye’de arıtma çamurlarının
işlenmesi ve bertarafı konusunu kapsayan bir yönetmelik
bulunmamaktadır. Sadece bazı yönetmeliklerde arıtma
çamurlarının giderilmesine ilişkin kısıtlı sayıda hükümler
yer almaktadır. Ancak belirtilen bu yönetmeliklerde arıtma
çamurlarının giderimi konusunda açık olmayan konular ve
eksiklikler bulunmaktadır.
KAYNAKLAR
[14]
[15]
[16]
[1] ROZADA, F., OTERO, M., MORAN, A., GARCIA,
A.I., “Activated carbons from sewage sludge and
discarded tyres: Production and optimization”, Journal
of Hazardous Materials B, 124:181–191, 2005.
[2] ÜNLÜ, A. ve TUNÇ, M.S., “Elazığ kenti atıksu
arıtma tesisi çamur isleme birimlerinin işletiminin
degerlendirilmesi”, Fırat Üniversitesi Fen ve
Mühendislik Bilimi Dergisi, 19(1): 53-60, 2007.
[3] RULKENS, W.H., “Sustainable sludge management
- what are the challenges for the future?”, Water Sci
Technol., 49(10):11-9, (2004).
[4] OTERO, M., ROZADA, F., CALVO, L.F., GARCIA, A.I.,
MORAN A., “Elimination of organic water pollutants
using adsorbents obtained from sewage sludge”, Dyes
and Pigments 57:55–65, 2003.
[5] WEN-HONG Li, QIN-YAN Yue, BAO-YU Gao,
XIAO-JUAN Wang, YUAN-FENG Qi, YA-QIN Zhao,
YAN-JIE Li, “Preparation of sludge-based activated
carbon made from paper mill sewage sludgeby steam
activation for dye wastewater treatment,” Desalination
278:179–185, 2011.
[6] FILIBELI, A., Arıtma Çamurlarının İşlenmesi, Dokuz
Eylül Üniversitesi Mühendislik Fakültesi Yayınları,
İkinci Baskı, No:255, İzmir,1998.
[7] QASIM, S.R., “Wastewater Treatment Plants:
Planning, Design and Operation”, CRC Press, Florida,
USA, 1999.
[8] TCHOBANOGLOUS, G., BURTON, F.L., STENSEL,
H.D., “Wastewater Engineering: Treatment and
Reuse”, McGraw Hill Press, New York, USA, 2003.
[9] FYTILI, D., ZABANIOTOU, A., “Utilization of sewage
sludge in EU application of old and new methods-A
review”, Renewable and Sustainable Energy Reviews,
12:116–140, 2008
[10] ZSIRAI, I., “Sewage Sludge As Renewable Energy”,
ECSM 2010 – 2nd European Conference on Sludge
Management Budapest, Hungary, 9&10 September
2010.
[11] MONSALVO, V.M., MOHEDANO, A.F., RODRIGUEZ,
J.J., “Activated carbons from sewage sludge,
Application to aqueous-phase adsorption of
4-chlorophenol”, Desalination, 277:377–382, 2011.
[12] DOGRU, M., MIDILLI, A., Howarth, C.R., “Gasification
of sewage sludge using a throated downdraft gasifier
and uncertainty analysis”, Fuel Processing Technology,
75(1):55–82, 2002.
[13] HALL, J.E., “Sewage sludge production, treatment
[17]
[18]
[19]
[20]
[21]
[22]
[23]
[24]
[25]
[26]
[27]
[28]
194
and disposal in the European Union”, Water and
Environment Journal, 9(4):335–343, 1995.
SPINOZA, L., VESILIND, P.A., “Sludge into Biosolids:
Processing, Disposal and Utilization”, IWA Publishing,
United Kingdom, 2001
TÜİK, Haber Bülteni (18.02.2014), Belediye
Atıksu İstatistikleri, 2012, http://www.tuik.gov.tr/
PreHaberBultenleri.do?id=16169
İSKİ (İstanbul Büyükşehir Belediyesi Su ve
Kanalizasyon İdaresi, Yıllık Rapor (2012),
http://www.iski.gov.tr/Web/UserFiles/File/
faaliyetraporu2008/faaliyetraporu2012.pdf
DEMIR, A., YILDIZ, O., AKKAYA, E., GUNEŞ, G.,
ABAMOR, H.E., “İstanbul’da Atıksu Arıtma Tesislerinden
Kaynaklanan Arıtma Çamurlarının Yönetimi”, IWES
2010, 2. Atık Teknolojileri Sempozyumu Ve Sergisi
Bildiriler Kitabı, İstanbul, 2010.
ÖZDEMİR, Ö., Türkiye’de Çamur Yönetimi ve Kayseri
Atıksu Arıtma Tesisi Arıtma Çamuru Uygulamaları,
KASKİ Genel Müdürlüğü, 2011.
UZUN, P., BILGILI, U., “Arıtma Çamurlarının Tarımda
Kullanılma Olanakları”, U.Ü. Ziraat Fakültesi Dergisi,
Cilt 25, Sayı 2, 135-146, 2011.
TÜİK (Türkiye İstatistik Kurumu), Belediye Atık
İstatistikleri Haber Bülteni (2010), (22.02.2012) http://
www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=10750
KHIARI, B., MARIAS, F., ZAGROUBA, F.,
VAXELAIRE, J., “Analytical study of the pyrolysis
process in a wastewater treatment pilot station”,
Desalination,167:39–47, 2004.
WERTHER, J., OGADA, T., “Progress in Energy and
Combustion”, Science, 25:55–116,1999.
HEIN, KRG., BEMTGEN, JM., “EU clean technologyco-combustion of coal and biomass”, Fuel Process
Technol., 54:159–69, 1998.
MINIMI, G., BARTOLO, ZUCCARELLO, RDI., LOTITO,
V., SPINOSa L., DI PINTO, A.C., “A design model
of sewage sludge incineration plants with energy
recovery”, Water Sci Technol., 36:211–8, 1997.
PRZEWROCKI, P., KULCZYCKA. J., WZOREK, Z.,
KOWALSKI, Z., GORANZA, K., JODKO, M., Risk
analysis of sewage sludge- Poland and EU comparative
approach”, Polish Journal of Environmental Studies,
13,(2):237-244, 2004.
TOLAY, M., BAILEY, R., VOSTAN, A., “Arıtma
Çamurlarının Kurutma ve Gazlaştırma ile Bertaraf
Yöntemleri”, II. Ulusal Arıtma Çamurları Sempozyumu,
AÇS2009, DEÜ, İzmir.4-6 Kasım 2009.
TOLAY, M., WATERSCHOOT, A., “Arıtma Çamurları
ve Katı Atıkların Kurutma ve Gazlaştırılma Teknolojileri
ile Bertaraf Edilmesi ve Enerji Üretimi”, Ev ve Atık
Yönetimi Konferansı, Bursa, 19-20 Kasım 2009.
AZNAR, MP., CABALLERO, MA., GIL, J., MARTIN,
JA., CORELLA, J., “Commercial steam reforming
catalysts to improve biomass gasification with steam
oxygen mixtures”, 2. Catalytic tar removal, Ind Eng
Chem Res, 37: 2668–80, 1998.
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[29] HIGMAN, C., BURGHT, M., Gasification, GPP,
Elsevier, New York, USA, 2003.
[30] TOLAY, M., “Tarım ve Orman Sanayii Atıklarını
Değerlendirme Yöntemleri: Gazlaştırma’, Geri
Dönüşüm, 3:34-38, 2007.
[31] TOLAY, M., BAİLEYS, Ron., WATERSCHOOT, A.,
“Arıtma Çamurlarının Gazlaştırılması İle Bertarafı
Yöntemleri”, VIII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu,
UTES’10, Bursa, 1-5 Aralık 2010.
[32] BASU, P., “Biomass Gasification and Pyrolysis:
Practical Design and Theory”, Published by Elsevier
Inc, USA, 2010.
[33] BULUSHEV, D.A., ROSS, J.R.H, “Catalysis for
conversion of biomass to fuels via pyrolysis and
gasification: A review”, Catalysis Today, 171:1-13,
2011.
[34] BRIDGWATER, A.V., PEACOCKE, G.V.C. “Fast
pyrolysis processes for biomass”, Renewable and
Sustainable Energy Reviews,4:1-73, 2000.
[35] KHIARI, B., MARIAS, F., ZAGROUBA, F., VAXELAIRE,
J., “Analytical study of the pyrolysis process in a
wastewater treatment pilot station”, Desalination,
167:39–47, 2004.
[36] MENENDEZ, JA., INGUANZO, M., PIS, JJ.,
“Microwave-induced pyrolysis of sewage sludge”,
Water Res., 36: 3261–4, 2002.
[37] SHEN, L., ZHANG, D-K., “An experimental study of
oil recovery from sewage sludge by low-temperature
pyrolysis in a fluidised-bed”, Fuel, 82:465–72, 2002.
[38] VAN VOORNEBURG, F., VAN VEEN, HJ., “Treatment
and disposal of municipal sludge in The Netherlands”,
Water and Environment Journal, 7:116–120, 1993.
[39] AYVAZ,
Z.,
“Atıksu
Arıtma
Çamurlarının
Değerlendirilmesi”, Ekoloji Çevre Dergisi, 9(35):3-12,
2000.
[40] KALOGO, Y., MONTEITH, H., “State Of Scıence
Report: Energy And Resource Recovery From Sludge”,
Global Water Research Coalition, London, 2008.
and peptides, lipids, polysaccharides, plant macromolecules,
heavy metals, pathogenic bacteria, viruses and toxic
chemicals and aliphatic structures. Therefore, an adequate
management of sewage sludge is a fundamental step of
waste water treatment applications. Until now, different
handling methods have been developed for sewage sludge
which can be categorized in two main strategies: traditional
disposal or reuse and energy applications. Traditional
disposal methods include agricultural applications, placing
landfill sites, sea dumping and disposal on land by placing
it in a surface disposal site. But, because of problematic
nature of sewage sludge countries have been developed
regulations to protect the public health and the environment
when sewage sludge is disposed by these methods. Thus, it
is necessary to investigate possible innovative, eco-friendly
and effective routes to make sewage sludge more valuable
raw material. Sewage sludge can be used as a renewable
feedstock to produce energy via biogas production with
anaerobic digestion, combustion, gasification, pyrolysis/
carbonization and novel technologies such as wet oxidation
and super critical water oxidation. With the exception of
the anaerobic digestion thermal methods include clearing
of the organic content of the sewage sludge and as a byproduct only the ash component or char remains for final
disposal. However there are some significant problems
about thermal processes such as need a lot of energy to
reach high temperatures, high installation costs and broad
air pollution equipment necessary. There is no precise data
available about total sewage sludge generation for Turkey.
However, in the year of 2012, in Istanbul which is the largest
metropolitan of Turkey, where the over 13 million inhabitant
that is about one over six of entire population of country
lives, waste water treatment plants produced over 40000
tons (dry solids) of sewage sludge. It is expected that this
amount will be 140.000 tons/year by the year of 2020.
SUMMARY
Because of the decreases of oil reserves and increases
prices of oil based fuels, alternative resources have been
very imported for fuel production in recent years. One of
them is sewage sludge is the waste material produced as a
result of urban and industrial wastewater treatment plants
processes. Nowadays, its production was increased rapidly
and will rise as more municipal wastewater is treated
due to environmental necessity and legal requirements
to reach better standards for wastewater treatment along
with the urbanization and industrial development. In the
wastewater treatment plants tons of sludge occurs for
per year. In particular, in the wastewater plants which are
getting growing in number, sewage sludge is produced in
significant quantities in our country. Sewage sludge it is a
very complex material consisted of biological, organic and
inorganic components and water. It is a mixture of proteins
195
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
FAST PYROLYSIS OF SWEET TREE
Turgay KAR
Tuncay ŞEKERCİ
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Sedat SELEŞ
Kamil KAYGUSUZ
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
ABSTRACT
fast pyrolysis at moderate temperatures of around 500 °C
and very short reaction times of up to 2 s has become of
considerable interest. This is because the process directly
gives high yields of liquids of up to 75 wt.% which can be
used directly in a variety of applications[3].
There has been increasing interest in renewable
energy sources, because, fossil fuels pollute to the our
environmental quality. Therefore the share of new and
clean energy sources in the total energy consumption is
increasing. İn this study, we performed pyrolysis of sweet
tree via fast pyrolysis. We investigated effects of particle
size, pyrolysis temperature and sweep gas flow rate on
the pyrolysis product yields. Product, obtained from fast
pyrolysis of sweet trees were investigated as a renewable
energy sources and chemical feed stock. The reactor was
heated at a heating rate of 200 0C per minute to a pyrolysis
temperature of 400, 500, 600 and 700 0C. Experiments
show that pyrolysis yields and conversion efficiencies
depended mainly on pyrolysis temperature and 500 0C the
most suitable for decomposition of the sweet trees to reach
maximum oil yield.
1. INTRODUCTION
Increasing petroleum prices and energy demand, serious
concerns about security of supply and environmental
problems are the major drivers in the search for alternative
renewable energy sources. Biomass is a primary candidate
because of being the only renewable source of fixed
carbon, which is essential in the production of conventional
hydrocarbon liquid transportation fuels and many consumer
goods[1]. The energy obtained from agricultural wastes or
agricultural residues is a form of renewable energy and, in
principle, utilizing this energy does not add carbon dioxide,
which is a greenhouse gas, to the atmospheric environment,
in contrast to fossil fuels[2]. Biomass fuels and residues can
be converted to more valuable energy forms via a number
of processes including thermal, biological, and mechanical
or physical processes. While biological processing is
usually very selective and produces a small number of
discrete products in high yield using biological catalysts,
thermal conversion often gives multiple and often complex
products, in very short reaction times with inorganic catalysts
often used to improve the product quality or spectrum.
Pyrolysis has been applied for thousands of years for
charcoal production but it is only on the last 30 years that
Figure 1. Photos of sweet trees.
2. PYROLYSIS
Pyrolysis dates back to at least ancient Egyptian times,
when tar for caulking boats and certain embalming agents
were made by pyrolysis. Pyrolysis processes have been
improved anda re now widely used with coke and charcoal
production. In the 1980s, researchers found that the
pyrolysis liquid yield could be increased using fast pyrolysis
where a biomass feedstock is heated at a rapid rate and the
vapors produced are also condensed rapidly[4]. Pyrolysis
is thermal decomposition occurring in the absence of
oxygen. Lower process temperatures and longer vapour
residence times favour the production of charcoal. High
temperatures and longer residence times increase biomass
conversion to gas, and moderate temperatures and short
vapour residence time are optimum for producing liquids.
Fast pyrolysis for liquids production is currently of particular
interest as the liquid can be stored and transported, and
used for energy, chemicals or as an energy carrier. In fast
pyrolysis, biomass decomposes very quickly to generate
mostly vapours and aerosols and some charcoal and gas.
After cooling and condensation, a dark brown homogenous
mobile liquid is formed which has a heating value about half
that of conventional fuel oil. A high yield of liquid is obtained
with most biomass feeds low in ash. The essential features
of a fast pyrolysis process for producing liquids are:
• Very high heating rates and very high heat transfer rates
196
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
at the biomass particle reaction interface usually require
a finely ground biomass feed of typically less than 3 mm
as biomass generally has a low thermal conductivity,
• Carefully controlled pyrolysis reaction temperature of
around 500°C to maximise the liquid yield for most
biomass,
• Short hot vapour residence times of typically less than 2
s to minimise secondary reactions,
• Rapid removal of product char to minimise cracking of
vapours,
• Rapid cooling of the pyrolysis vapours to give the bio-oil
product.
As fast pyrolysis for liquids occurs in a few seconds or less,
heat and mass transfer processes and phase transition
phenomena, as well as chemical reaction kinetics, play
important roles. The critical issue is to bring the reacting
biomass particles to the optimum process temperature
and minimise their exposure to the lower temperatures
that favour formation of charcoal. One way this objective
can be achieved is by using small particles, for example
in the fluidised bed processes that are described later.
Another possibility is to transfer heat very fast only to the
particle surface that contacts the heat source which is used
in ablative processes that are described later. The main
product, bio-oil, is obtained in yields of up to 75 wt.% on a
dry-feed basis, together with by-product char and gas which
can be used within the process to provide the process heat
requirements so there are no waste streams other than
flue gas and ash. Liquid yield depends on biomass type,
temperature, hot vapour residence time, char separation,
and biomass ash content, the last two having a catalytic
effect on vapour cracking. A fast pyrolysis process includes
drying the feed to typically less than 10% water in order to
minimise the water in the product liquid oil, grinding the feed
to give sufficiently small particles to ensure rapid reaction,
fast pyrolysis, rapid and efficient separation of solids (char),
and rapid quenching and collection of the liquid product
(often referred to as bio-oil)[5].
1. N2 gas tube
2. N2 flow line
3. Flowmeter
4. Sample transfer valve to reactor
5. Sample filling valve
6. Cover for draining char
7. Pyrolysis unit
8. Inductive reactor
9. Liquid collecting container
10 . Cooling unit
11. Gas to atmosphere
12. PT100 temperature controller
13. Reactor temperature electronic
control unit
14. Power supply
15. Reactor electric input and output
linking apparatus
16. Thermal insulation
Figure 2. Process flow diagram of the fixed-bed reactor [6].
crude for short. Bio-oil is not a product of thermodynamic
equilibrium during pyrolysis but is produced with short
reactor times and rapid cooling or quenching from the
pyrolysis temperatures. Bio-oils are combustible but not
flammable; because of the high content of nonvolatile
components, bio-oil requires significant energy for ignition,
but once ignited, it burns with a stable self-sustaining flame.
The elemental composition of bio-oil and petroleum derived
fuel is different, and the proximate, ultimate and component
analysis of sweet tree sample are shown in Table 1.
3. FAST PYROLYSIS AND PYROLYSIS LIQUID
(BIO-OIL)
Pyrolysis is the conversion of biomass to liquid, solid and
gaseous fractions, by heating the biomass in the absence
of air to around 500°C. It is also always the first step in
combustion and gasification, but in these processes it is
followed by total or partial oxidation of the primary products.
Fast pyrolysis utilizes biomass to produce a product that
is used both as an energy source and a feedstock for
chemical production. Fast pyrolysis for liquids production is
currently of particular interest because liquids can be stored
and transported more easily and at lower cost than solid
biomass. The test rig for fast pyrolysis experiments made in
this study is illustrated in Figure 2.
The liquid product from biomass pyrolysis is known as
biomass pyrolysis oil, and bio-oil, pyrolysis oil, or bio-
197
Table 1. Proximate, Ultimate and Component
Analysis of Used Sweet Tree Sample
Proximate analysis (%)
Volatiles
Fixed C
a
84.45
6.11
Ash
0.57
Moisture
8.87
Ultimate analysis (%)
C
45.63
H
5.86
N
0.80
a
O
Empirical formula
47.71
CH1.38O0.60N0.03
Component analysis (%)
Extractives
12.68
Hemicellulose
35.86
Lignin
18.90
Cellulose
23.12
The higher heating value (MJ/kg)
17.48
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
4. EXPERIMENTAL PROCEDURE
The pyrolysis experiments were performed with a sweep gas
atmosphere in a fix bed reactor. Experiments were carried
out in three series. The first was determine the effect of the
pyrolysis temperature on pyrolysis yields under a nitrogene
atmosphere. İn this experiments, 2 g of air-dried sample,
sieved the average particle size of 2.00< Dp<1.00 mm was
used. After all connections were made, a nitrogen gas flow
rate of 200cm3 min-1 was maintained and measured with
a flowmeter. The reactor was heated at a heating rete of
200°C min-1 to a pyrolysis temperature of 400, 500, 600,
700°C, And finally 2 g of the air-dried sample was ejected in
the reactor. The reactor was held at that temperature for 30
min. The liquid phase was collected in a cold trap maintained
liquid nitrogen. The liquid phase consisted of aqueous and
oil phases, which were separated and weighed, then the
gas yield was calculated by the difference. The solvent part
of pyrolysis liquid phase dissolved dichcloromethane was
extracted in a rotary evaporator, and thus, the quantity of the
bio-oil was established. The second group of experiments
was performed in the fix bed reactor in order to establish
the effect of particle size on the pyrolysis yields under a
nitrogene atmosphere. Experiments were conducted using
four different particle size ranges (Dp), namely, 2.00<
Dp<1.00 mm, 1.00< Dp<0.850 mm, 0.850< Dp<0.425mm,
Dp≤0.150mm. For all these experiments, the final pyrolysis
temperature , heating rate, and sweeping gas flow rate
were 400°C , 200°C min-1 , and 200cm3 min-1, respectively.
The third group of experiments was performed in the fix
bed reactor to determine the effect of sweep gas velocity
on the pyrolysis yields under a nitrogen atmosphere. The
experiments were conducted with sweep gas flow rates of
either 100, 200 300, 400cm3 min-1. For all these experiments,
the heating rate, the final pyrolysis temperature, and particle
size were 200°C min-1, , 500°C, and 2.00< Dp<1.00 mm,
respectively, based on the results of the first and second
group of experiments.
5. RESULTS
The product yields and the pyrolysis conversions of
biomass samples are shown in Figure 3. The yields and
conversions obtained in a fixed-bed reactor are related
to the final temperature of pyrolysis at a heating rate of
200°C.min-1 with nitrogen flow rates of either 100, 200, 300,
or 400cm3.min-1, using an average particle size of 2.00≤
Dp≤ 1.00 mm. All the yields are expressed on a dry, ashfree (daf) basis. Pyrolysis conversions (Figure 3) were
increased from 61.42 to 78.00 wt%, when the final pyrolysis
temperature was increased from 400 to 700°C. While the
oil yield was 27.54 wt% at the pyrolysis temperature of 400
°C, it appeared to go through a maximum of 46.70 wt% at
the final temperature of 500°C. Then at the final pyrolysis
temperature of 700°C, the oil yield decreased to 28.8
wt%. Figure 3 shows that the gas yield passes through a
maximum when the temperature varies from 400 to 700°C.
The maximum char yield was achieved as 42.59 wt% at
the pyrolysis temperature of 400°C and minimum char yield
was achieved as 19.20 wt% at the pyrolysis temperature
of 700°C. According to literature, lower temperatures
(< 450°C) favour char production, while higher temperatures
favour gas production.
Figure 3. Yields of pyrolysis products at different temperatures
(the heating rate of 200°C min-1 the sweeping gas velocity of 200
cm3 min-1, the average particle size of 2.00≤ Dp≤ 1.00 mm).
6. CONCLUSIONS
In this study, sweet tree were selected as raw material
for pyrolysis experiments. Fast pyrolysis of sweet tree
was conducted in a fixed-bed to determine to effect of
pyrolysis temperatures on the product yields and the
quality of liquid products. Pyrolysis yields and conversion
efficiencies depended mainly on pyrolysis temperatures,
of which 500°C was the most suitable temperature for
decomposition of sweet trees to reach maximum oil yield.
Traditional bioenergy in the form of fuel wood, charcoal,
and residues has been with humanity since the discovery
of fire, but only in the past 100 years or so has it reappeared
in a more advanced and modern version. Even though
bioenergy technological applications were being developed
during those times, cheap and ample reserves of fossil
fuels in the form of oil and natural gas came into the picture
and for over 80 years pushed biofuels to the back seat of
energy development. Biomass is a locally available energy
source with the highest versatility among the renewable
energies; that is to say, it can be made available in solid,
liquid, or gaseous forms. On the other hand, as technology
continues to advance, the potential of biomass as a viable
energy source will increase.
REFERENCES
[1] GERHAUSER, AH., BRIDGWATER AV. Production
of renewable phenolic resins by thermochemical
198
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
conversion of
biomass. Renew Sust. Energ Rev
2008;12:2092–116.
MCKENDRY, P., 2002a. Energy production from
biomass (part 1): overview of biomass. Bioresour.
Technol. 83, 37–46.
KOPPEJAN, J., VAN LOO, S., Biomass combustion:
an overview. In: Bridgwater AV, Hofbauer H, van Loo
S, editors. Thermal biomass conversion. CPL Press;
2009.
KLASS, D.L 1998. Biomass for Renewable Energy,
Fuels, and Chemicals. San Diego, CA: Academic
Press.
BRIDGWATER, AV, Review of fast pyrolysis of biomass
and product upgrading, Biomass and Bioenergy (2011),
doi:10.1016/j.biombioe.2011.01.048.
BILGEN, S., KELEŞ, S. and KAYGUSUZ, K.,
“Calculation of Higher and Lower Heating Values and
Chemical Exergy Values of Liquid Products Obtained
from Pyrolysis of Hazelnut Cupulae”, Energy, Vol.41,
pp.380-385, 2012.
199
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
GASIFICATION PRODUCT COMPOSITION
Turgay KAR
Sedat KELEŞ
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Selçuk BİLGEN
Kamil KAYGUSUZ
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
ABSTRACT
will be diminished by 2050. Meanwhile, the cost of fossil
fuel is globally increasing[2][3]. These issues remind us the
need to find alternative fuel resources which are renewable,
sustainable and count for eco-friendly fuels. Among all of
the renewable resources, biomass is the only renewable
source of carbon which can be converted to solid, liquid and
gaseous product through various conversion processes[4].
Currently, biomass is the fourth largest source of energy
in the world after coal, petroleum and natural gas and
provides about 14% of the world’s energy consumption[3].
Biomass wastes are mostly burnt in open air or dumped
which generate pollutants including dust, acid rain gases
such as NOx and SOx and large amount of methane which
is a more potent greenhouse gas than CO2. Therefore, in
developed countries there is a growing trend towards the
use of biomass based energies[1]. These technologies
which use waste or plant matter to produce energy, emit
less greenhouse gas than fossil fuels and are cost wise
competitive with conventional energy resources. One of the
promising Technologies which utilizes the biomass wastes
is biomass gasification. The gasification of lignocellulosic
biomass has attracted considerable attention among various
thermo-chemical conversion Technologies as it offers
high conversion efficiency[5]. It is one of the strategies
for exploitation of renewable fuels and power generation.
Biomass gasification also assists the bioremediation plans
asit converts the biomass wastes into clean fuel gases and
biofuels.
Gasification can be broadly defined as the thermochemical
conversion of a solid or liquid carbon-based material
(feedstock) into a combustible gaseous product (combustible
gas) by the supply of a gasification agent (air, oxygen, or
steam). The combustible gas contains CO2, CO, H2, CH4,
H2O, trace amounts of higher hydrocarbons, inert gases
present in the gasification agent, various contaminants such
as small char particles, ash and tars. Product gas composition
is important in evaluating the suitability of syngas for different
applications. Gas composition is a function of feed elemental
composition, gasification agent, and gasifier type. Dependent
on the application, type of gasifier and contaminants in the
fuel, a certain level of gas conditioning (cleaning/cooling) is
required. Cleaning is in particularly needed for combustion of
producer gas in gas engines or gas turbines and synthesis
gas production. At lower temperatures (<1000 °C) and without
a catalyst, fuel gas (H2, CO, CO2, H2O, CH4, C2+, tars, and,
in the case of air blown gasification, N2) is obtained, which
has to be upgraded before usage as pure syngas. Chemical
equilibrium calculations can be used to estimate expected
gas composition. İn general low-temperature systems, such
as indirect gasifiers and dry ash gasifiers, do not reach
chemical equilibrium conditions, while high-temperature
slagging gasifiers closely approach equilibrium.
1. INTRODUCTION
2. H2 PRODUCTION FROM BIOMASS
Rapid development of technology and industrialization has
faced mankind with two major concerns: depletion of fossil
energy resources and deterioration of the environment.
Fossil fuels are the most common energy sources used in
the world. It has been reported that over 80% of the energy
consumption counts for fossil fuels[1]. However, there are
some crucial problems associated with such fuel sources.
Fossil fuels emit significant amount of pollutants such as
CO2, NOx and SOx into the atmosphere[2]. Combustion
of fossil fuels produces large amount of CO2 which is
considered for its greenhouse effect and promotion of global
warming[1]. Besides, energy consumption has increased
17-fold in the last century and with the present rate of energy
consumption, it is estimated that the world’s oil reservoir
‘Decarbonizing’ energy supply is a technological solution
which addresses global CO2 emissions. In this context, the
idea of a ‘hydrogen energy economy’ has merit. An idyllic
vision of a ‘hydrogen energy economy’ is one in which H2
and electricity are the sole energy carriers and both are
produced without harmful emissions, from renewable
resources. H2 would be used in transport, industrial,
commercial and residential applications, where fossil fuels
are currently used. There are additional drivers for the
switch to a H2 energy economy, including: (i) opportunities
for increased energy security through greater diversity of
resources for supply, and (ii) greater efficiency and versatility
with the mastery of hydrogen fuel cell technology[6]. The
200
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
major challenge in moving towards a H2 energy economy
is to produce sufficient H2 to meet future demand. Today
there is a ‘hydrogen economy’, which is distinct from a
‘hydrogen energy economy’, e.g. H2 is used in the petroleum
and chemical sectors to upgrade crude oil and synthesize
methanol and ammonia. However, with the exception of
space travel and public transport demonstration projects (e.g.
Clean Urban Transport for Europe, CUTE; and Sustainable
Transport Energy Project, STEP). Biomass gasification
generally refers to the thermochemical conversion of solid
biomass fuels using a gasifying agent (e.g. steam, air (partialoxidation) or CO2) to a mixture of combustible product gases,
including: H2, CH4, CO and CO2. This definition does not
include combustion, which results in a product gas with no
heating value[7]. When the thermochemical conversion of
biomass is undertaken, using steam as the gasifying agent,
the resulting product gas is rich in H2. The use of steam,
instead of air or CO2, leads to higher H2 yields due to the
additional H2 produced from the decomposition of H2O.
In addition, compared with partial-oxidation using air, the
product gas has a higher heating value because dilution with
N2 is avoided[8].
Assuming (i) the resources are available for H2 production;
i.e., the estimate does not take into account the accessibility
of resources or competing uses for resources; (ii) the
productivity will vary due to rainfall, soil fertility and land
management practices.
A simplified reaction mechanism for the steam gasification
of biomass; The process is believed to involve three main
steps, delineated by reaction temperature[7][8][9]. (i)
devolatilization, which occurs at relatively low temperatures,
between 300 and 500 °C, during which 70–90%-wt of the
biomass is converted to volatile matter and solid char[9].
(ii) cracking and reforming of the volatile matter and tars,
typically defined as condensable organic contaminants (with
molecular weights greater than benzene)[10][11], which
occurs at temperatures greater than 600°C; and (iii) char
gasification which occurs at high temperatures (>800°C).
The reaction mechanism in Figure 1 is the summation of a
complex series of competing reactions (Table 1), including:
(i) gas–solid reactions between the biomass fuel particles
and the steam, and (ii) gas–gas reactions between the
steam and the evolved gas species. These reactions result
in a distribution of products, including tar, char and a product
gas composed mainly of H2, CO, CO2, CH4, C2H4 and C2H6.
Table 1. Important Chemical Reactions Involved in The
Steam Gasification Of Biomass[8][9]
3. PRODUCT COMPOSITION
Product gas composition is important in evaluating
the suitability of syngas for different applications. Gas
composition is a function of feed elemental composition,
inlet gas composition (air, oxygen or steam), and gasifier
type. Chemical equilibrium calculations can be used to
estimate expected gas composition. İn general, lowtmperature systems, such as indirect gasifiers and dry ash
gasifiers, do not reach chemical equilibrium conditions,
while high-temperature slagging gasifiers closely approach
equilibrium. A dry equilibrium estimate( CO, CO2, H2, and
CH4, only) for a hypothetical biomass feedstock at a steam
to biomass ratio is given Figure 2.
Figure 2. Equilibrium dry gas composition, stem gasification[12].
Figure 3 gives comparable values for air-blown gasification
(H2, CO, CH4, CO2, H2O and N2) assuming a steam-tobiomass ratio of 0.5 and use of 30% of the stoichiometric
amount of oxygen.
Figure 4 gives comparable values for a dry, nitrogen-freegas, which is comparable to the gas composition for oxygen
blown gasification.
Figure 1. General reaction mechanism and distribution of reaction
products for the gasification of a biomass fuel[7].
Figure 5 shows the effect of steam/biomass in indirect
steam gasification. The H2 to CO ratio is a strong function
of the steam to biomass ratio, and H2/ CO ratios can be
obtained by varying steam rate.
201
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
4. MECHANISM OF BIOMASS GASIFICATION
Biomass gasification reaction processes generally refer
to thermo-chemical conversion of biomass, using a
gasification agent, into gaseous products typically including
H2, CO, CH4, CO2, H2O and other gaseous hydrocarbons
(CHs). In general, a typical biomass gasification process
consists of drying, pyrolysis, combustion and reduction.
The mechanistic steps of gasification are explained below
and the important reactions are summarized in Table 2.
Drying: The moisture in the biomass is driven out and
converted into vapor. The feedstock in this zone is not
decomposed because the temperature is not high enough
to cause any chemical reaction.
Figure 3. Equilibrium air gasification composition, H2O free[12].
Pyrolysis or devolatilization: Dried biomass feedstock
from the previous reaction is decomposed into low to
high molecular weight volatiles including tar and solid
char, as presented in Eq. (1), in the absence of oxygen.
The reactions in this zone are endothermic, thus the heat
needed for this zone is supplied from the combustion of
biomass in the adjacent zone.
Combustion or oxidation: The products of the pyrolysis
reactions are partially oxidized with oxygen contained in
the air supplied and then form carbon monoxide, carbon
dioxide and water as shown in Eqs., and. As combustion
reactions are exothermic but other reactions in gasification
are endothermic, the overall heat required for endothermic
reactions is supplied by this process.
Figure 4. Equilibrium oxygen gasification composition, H2O free[12].
Gasification or reduction: The chemical reactions in this
zone take place in the absence of oxygen because oxygen
is consumed in the combustion reactions. The final products
from this reaction are mainly gas mixtures including carbon
monoxide, carbon dioxide, hydrogen and methane.
Table 2. The Mechanistic Steps of Gasification are
Explained Below and The Important Reactions
Name of reaction
Chemical equation
Pyrolysis
Biomass+heatgases(H2+CO+CO2+
H2O+CH4+CnHm)+tar+char
Combustion
2C+ CO22CO
C+ O2CO2
2 H2+ O22 H2O
Figure 5. Stream gasification, effect of steam/biomass, dry gas[12].
202
Boudouard
C+ CO22CO
Water gas(primary)
C+ H2O CO+ H2
Water gas(secondary)
C+2H2O CO2+2 H2
Water gas shift
CO+H2O CO2+ H2
Methanation
C+2 H2 CH4
Methane reforming
H2O+CH4 CO+3 H2
Tars reforming
Tars+ H2O CO2+ H2+ CO+
hydrocarbons+…
Hydrocarbon reforming
Hydrocarbons+ H2O CO2+ H2+CO
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
5. CONCLUSIONS
Climate change is one of the most difficult challenges facing
the world today. Therefore, renewable energy resources
will play an important role in the world’s future. Optimal
use of these resources minimizes environmental impacts.
Renewables provide an excellent opportunity for mitigation
of greenhouse gas. The potential of greenhouse gas
mitigation depends on the use and availability of renewable
energy sources and fuel replaced by it[12].
Air pollution is a significant environmental concern in
Turkey. Therefore, renewable energy sources are becoming
attractive solution for clean and sustainable energy future
of Turkey. The resource availability is very important for the
nature of the energy supply. Resource availability refers
to the geological, geographic and climatic conditions.
Environmental and scarcity-of-supply concerns have led to
a decline in biomass use, mainly for residential heating.
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
In recently, electricity has demand increased significantly;
it is the fastest growing end-use of energy. Therefore,
technical, economic and environmental benefits of
hydroelectric power make it an important contributor to the
future world energy mix. In the world, particularly in the
developing countries renewable energy resources appear
to be one of the most efficient and effective solutions for
sustainable energy development. The role of hydropower in
electricity generation is substantially greater than any other
renewable energy technology in Turkey.
Turkey uses the energy sources inefficiently and consumes
more energy to produce a product. Therefore, the production
costs in this country are higher than the world’s average.
Energy policies of Turkish government should support the
domestic renewable energy sources and use the installed
power plants efficiently in Turkey.
[9]
[10]
[11]
[12]
The authors believe that Turkey does not use its renewable
energy sources efficiently and should promote new
technologies and use all its renewable energy potential. On
the other hand, the phenomenon of global climate change is
a very serious economic, social and environmental problem.
In order to diminish of this problem, the governments should
be supported to utilizing renewables most effectively[12].
REFERENCES
[1] ESCOBAR, J., LORA, E., VENTURINI, O., YANEZ, E.,
CASTILLO, E., ALMAZAN, O. Biofuels: Environment,
technology and food security. Renew Sust Energy Rev
2009; 13:1275–87.
[2] DEMIRBAS, A., Progress and recent trends in
biofuels. Prog Energy Combust Sci 2007;33:1–18. [3]
TURKSAT, Turkish Statistical Institute. Press Release
No. 32: Air Pollution 2007, Ankara, Turkey, 2008.
[3] SAXENA, R., ADHIKARI, D., GOYAL, H., Biomass-
203
based energy fuel through biochemical routes: a
review. Renew Sust Energy Rev 2009;13:167–78.
DEMIRBAS, A., Biofuels sources, biofuel policy,
biofuel economy and global biofuel projections. Energy
Convers Manage 2008;49:2106–16.
DEVI, L., PTASINSKI, K., JANSSEN, F., A review of
the primary measures for tar elimination in biomass
gasification processes. Biomass Bioenergy 2003;24:
125–40.
U.S. Department of Energy, Energy Efficiency
and Renewable Energy-Hydrogen, Fuel Cells and
Infrastructure Technologies Program viewed on the
22nd of February 2007 _http://www.eere.energy.gov/
hydrogenandfuelcells/)
HIGMAN, C., VAN DER BURGT, M., 2003.
Gasification. Gulf Professional Publishing. United
States of America [9] EIE, Electrical Power Resources
Survey and Development Administration. Potential of
Turkish renewable energy, www.eie.gov.tr
FRANCO, C., PINTO, F., GULYURTLU, I., CABRITA,
I., 2003. The study of reactions influencing the biomass
steam gasification process. Fuel 82, 835–842. [11]
DSI, State Water Works. Hydropower potential in
Turkey, Ankara, Turkey, 2009.
ANTAL Jr., J.M., 1984. Effects of residence time,
temperature and pressureon the steam gasification of
biomass. In: Klass, D.L. (Ed.), Biomass as a Nonfossil
Fuel Source. American Chemical Society, Washington,
DC, p. 313.
ABATZOGLOU, N., BARKER, N., HASLER, P.,
KNOEF, H., 2000. The development of a draft protocol
for the sampling and analysis of particulate and
organic contaminants in the gas from small biomass
gasifiers. Biomass and Bioenergy 18, 5–17.
MANIATIS, K., BEENACKERS, A.A.C.M., 2000.
Introduction: tar protocols. IEA bioenergy gasification
task. Biomass and Bioenergy 18, 1–4
BROWN, R.C., “Thermochemical
processing of
biomass” pp 157-187, Wiley, USA, 2011.
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
CATALYTIC UPGRADING OF BIO-OIL
Turgay KAR
Sedat KELEŞ
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
Department of Chemistry
Karadeniz Technical University
ABSTRACT
is composed of a very complex mixture of oxygenated
hydrocarbons with an appreciable proportion of water from
both the original moisture and reaction product. Solid char
may also be present. The liquid is formed by rapid quenching
of the vapors and aerosols which are thus prevented from
secondary reactions. The product, therefore, is not as stable
as many liquid fuels and has a tendency to slowly change
some physical and chemical characteristics over time. This
is referred to as aging. Fast-pyrolysis liquid has a higher
heating value of about 17MJ/kg as produced with about 25
wt%. Water that cannot readily be separated. There are some
important characteristics of this liquid that are summarized
Table 1. The liquid is formed by rapidly quenching, and thus
freezing of the intermediate products of flash degredation of
hemicellulose, cellulose and lignin. The liquid thus contains
many reactive species, which contribute to its unusual
attributes. Bio-oil can be considered a microemulsion
in which the continuous phase is an aqueous solution of
holocellulose decomposition products, which stabilizes the
discontinuous phase of pyrolytic lignin macromolecules
through mechanisms such as hydrogen bonding. The
liquid has a distinctive odor, an acrid smoky smell due to
the low moleculer weight aldehydes and acids, which can
irritate the eyes on prolonged exposure. The liquid contains
several hundred different chemicals in widely varying
proportions ranging from formaldehyde and acetic acid to
complex high molecular weight phenols, anhydrosugars,
and other oligosaccharides. The liquid contains varying
quantities of water, which forms a stable single-phase
mixture, ranging from about 15 wt% to an upper limit of
about 35wt % water, depending on the feed material and
how it was produced and subsequently collected. A typical
feed material specification is a maximum 10% moisture in
the dried feed material, as both this feed moisture and the
water of reaction from pyrolysis, typically about 12% based
on dry feed, report to the liquid product. The density of the
liquid is very high at around 1.2 kg/L, compared with light
fuel oil at around 0.85 kg/L.
Pyrolysis is a thermochemical technique that converts
biomass solid, liquid and gaseous fractions at moderate
temperature and in absence of oxygen. Upgrading of pyrolysis
liquids essentially corresponds to performing a deoxygenating
step. Catalytic hydrotreating (high pressure, consumption of
hydrogen) and catalytic upgrading are two commonly used
methods. Zeolite cracking rejects oxygen. The zeolite upgrading
can operate on the liquid or vapors within or close-coupled to
the pyrolysis process, or they can be decoupled to upgrade
either the liquids or revaporized liquids. Biomass-derived oils
are generally best upgraded by HZSM-5 or ZSM-5, as these
zeolitic catalysts promote high yields of liquid products and
propylene. Unfortunately, these feeds tend to coke easily, and
high TAN’s [total acid numbers] and undesirable byproducts
such as water and CO2 are dditional challenges.
1. INTRODUCTION
Pyrolysis is thermal decomposition occurring in the absence
of oxygen. Lower process temperatures and longer vapor
residence times favor the production of charcoal; high
temperatures and longer residence times increase biomass
conversion to gas; and moderate temperatures and short
vapor residence time are optimum for producing liquids
which are widely referred to a bio-oil. Three products are
always produced, but the proportions can be varied over
a wide range by adjustment of the process parameters.
Fast pyrolysis for liquids production is of partical interest,
as high yields of a liquid are obtained which can be stored
or transported, and used for energy, chemicals or as an
energy carrier. Bio-oil, the main product from fast pyrolysis
at moderate temperatures of around 500°C, is obtained in
yields of up to 75 wt% on a dry-feed basis, together with byproduct char and gas, which can be used within the process
to provide the process heat requirements; so, there are no
waste streams other than flue gas and ash. Liquid yield and
quality depend on many factors.
2. BIO-OIL GENERAL CHARACTERISTICS
Crude pyrolysis liquid or bio-oil is dark brown and
approiximates to biomass in elemental composition. It
This means that the liquid has about 42% of the energy
content of fuel oil on a weight basis, but 61% on a volumetric
basis. This has implications for the design and specification
of equipment such as pumps and atomizers in boilers and
engines. Viscosity is important in many fuel applications[1].
The viscosity of the bio-oil as produced can vary from as
204
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Table 1. Typical Properties of Wood Derived Crude
Bio-Oil
Physical property
Typical Value
Moisture content(%)
25
pH
2.5
Specific gravity
1.20
Elemental analysis
C(%)
56
H(%)
6
O(%)
38
N(%)
0-0.1
a
HHV as produced(MJ/kg)
Miscibility with hydrocarbons
Viscosity(40 °C and 25% water) (Cp)
Solids(char) (%)
Stability
Vacuum distillation residue(%)
Figure 1. Owerview of fast pyrolysis upgrading methods[7].
fuels from the high oxygen content of the bio-oil, high solids
content, high viscosity, and chemical instability.
17
Very low
40-100
0.1
Poor
Up to 50
HHVa : higher heating value
low as 25 cSt(1 cSt=1mm2/s) to as high as 1000 cSt or more
depending on the feedstock , the water content of the oil,
the amount of light ends collected, and the extent to which
the oil has aged. Pyrolysis liquids cannot be completely
vaporized once they have been recovered from the vapor
phase. If the liquid is heated to 100°C or more to try to
remove water or distil off lighter fractions, it rapidly reacts
and eventually produces a solid residue of around 50wt%
of the original liquid and some distillate containing volatile
organic compounds, including cracked compounds and
water. While bio-oil has been successfully stored for several
years in normal storage conditions in seel and plastic drums
without any deterioration that would prevent its use in any
of the applications tasted to date, it does change slowly with
time: most noticeably there is a gradual increase in viscosity.
More recent samples that have been distributed for tasting
have shown substantial improvements in consistency and
stability, demonstrating the improvement in process design
and control as the technology develops.
3. CHEMICAL AND CATALYTIC UPGRADING OF
BIO-OIL
Bio-oil can be upgraded in a number of ways: physically,
chemically and catalytically. This has been extensively
reviewed[ 2,3,4,5,6] and only the more significant features
and recent developments are reported. A summary of the
main methods for upgrading fast pyrolysis products and the
products is shown Figure 1.
3.1. Physical Upgrading Of Bio-oil
The most important properties that may adversely affect
bio-oil fuel quality are incompatibility with conventional
3.1.1. Filtration
Hot –vapor filtration can reduce the ash content of the oil
to less than 0.01% and the alkali content the less than 10
ppm, much lower than reported for biomass oils produced
in systems using only cyclones. This gives a higher quality
product with lower char[8].; however, the liquid yield is
reduced by about 10-20% due to the char accumulating on
the filter surface that cracks the vapors. There is limited
information available on the performance or operation of
hot vapor filters, they can be specified and perform similar
to hot gas filters in gasification process. Diesel engine
tests performed on crude and hot-filtered oil showed a
substantial increase in burning rate and a lower ignition
delay for the latter, due to the lower average molecular
weight for the filtered oil[9]. Hot gas filtration has not yet
been demonstrated over a long term process operation. A
consequence of hot-vapor filtration to remove char is the
catalytic effect of the accumulated char on the filter surface,
which potentially cracks the vapors, reduces yield by up to
20%, reduces viscosity, and lowers the average molecular
weight of the liquid product. A little work has been done in
this area by NREL[8] and VTT and Aston University [10],
but very little has been published. Liquid filtration to very
low particle sizes of below around 5μm is very difficult due
to the physic-chemical nature of the liquid and usually
requires very high pressure drops and self-cleaning filters.
3.1.2. Solvent addition
Polar solvents have been used for many years to homogenize
and reduce the viscosity of biomass oils. The addition of
solvents, especially methanol, showed a significant effect
on the oil stability. Diebold and Czernik[11] found that the
rate of viscosity increase for the oil with 10wt% of methanol
was almost 20 times less than for the oil without additives.
3.1.3. Emulsions
Pyrolysis oils are not miscible with hydrocarbon fuels,
but they can be emulsified with diesel oil with the aid of
surfactans. A process for producing stable microemulsions
with 5-30% of bio-oil in diesel has been developed at
205
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
CANMET[12]. The University of Florence, Italy, has been
working on emulsions of 5-95 % bio-oil in diesel[13][14]
to make either a transport fuel for power generation in
engines that does not require engine modification to dualfuel operation. There is limited experience of using such
fuels in engines or burners, but significantly higher levels
of corrosion/erosion were observed in engine applications
compared with bio-oil or diesel alone. A further drawback of
this approach is the cost of surfactans and the high energy
required for emulsification.
Figure 2. Upgrading of bio-oil to biofuels and chemicals[7].
3.2. Catalytic Upgrading of Bio-oil
3.2.1. Natural ash in biomass
Before considering catalytic upgrading of bio-oil, it is
important to appreciate first that biomass contains very
active catalysts within its structure. These are the alkali
metals that form ash and which are essential for nutrient
transfer and growth of the biomass. The most active is
potassium, followed by sodium. These act by causing
secondary cracking of vapors and reducing liquid yield
and liquid quality. Ash can be managed to some extent
by selection of crops and harvesting time, but it cannot be
eliminated from growing biomass. Ash can be reduced by
washing in water or dilute acid, and the more extreme the
conditions in both temperature and concentration, the more
complete the ash removal. However, as washing conditions
become more extreme, first hemicellulose and then cellulose
are lost through hydrolysis. This reduces liquid yield and
quality. İn addition, washed biomass needs to have any
acid removed as completely as possible and recovered
or disposed of and the wet biomass has to be dried. So
washing is not often considered a viable possibility, unless
there are some unusual circumstances, such as removal of
contaminants. Another consequence of high ash removal of
contaminants. Another consequence of high ash removal is
the increased production of levoglucosan, which can reach
levels in bio-oil where recovery becomes an interesting
proposition, although, commercially, markets need to be
identified and/or developed[7].
3.2.2. Upgrading to biofuels
Upgrading bio-oil to a conventional transport fuel such as
diesel, gasoline, kerosene, methane and LPG requires
full deoxygenation and conventional refining, which can
be accomplished either by integrated catalytic pyrolysis,
as discussed above, or by decoupled operation, as
summarized below and depicted in Figure 2. There is also
interest in partial upgrading to a product that is compatible
with refinery streams in order to take advantage of the
economy of the scale and experience in a conventional
refinery. İntegration into refineries by upgrading through
cracking and/or hydrotreating has been reviewed by Huber
and Corma[15].
3.2.3. Hydrotreating
Hydro-processing rejects oxygen as water by catalytic
reaction with hydrogen. This is usually considered as a
separate and distinct process to fast pyrolysis that can,
therefore, be carried out remotely. The process is typically
high pressure (up to200 bar) and moderate temperature (up
to 400°C) and requires a hydrogen supply or source[16].
Full hydrotreating gives a naphta-like product that requires
orthodox refining to derive conventional transport fuels.
This would be expected to take place in a conventional
refinery to take advantage of know-how and existing
processes. A projected typical yield of naphta equivalent
from biomass is about 25 wt% or 55wt% in energy terms,
excluding provision of hydrogen[17]. Inclusion of hydrogen
production by gasification of biomass reduces the yields to
around 15 wt% or 33wt% in energy terms. The process can
be depicted by the following conceptual reaction:
C1H1.33O0.43 +0.77H2 CH2 + 0.43H2O .
The catalysts originally tested in the 1980s and 1990s were
based on sulfide CoMo or NiMo supported on alumina or
aluminosilicate and process conditions are similar to those
used in the desulfurization of petroleum fractions. However,
a number of fundamental problems arose, including that the
catalyst supports of typically alumina or aluminosilicates
were found to be unstable in the high-water-content
environment of bio-oil and the sulfur was stripped from the
catalyst requiring constant resulfirization[7].
3.2.4. Zeolite cracking
Zeolite cracking rejects oxygen as CO2, as summarized in
the following conceptual overall reaction:
C1H1.33O0.43 +0.26O2 0.65CH1.2 + 0.34CO2 + 0.27 H2O
There are several ways in which this can be carried out,
as summarized in Figure 3. The zeolite upgrading can
operate on the liquid or vapors within or close-coupled to
the pyrolysis process, or they can be decoupled to upgrade
either the liquids or revaporized liquids[7].
CONCLUSIONS
There has been a very considerable expansion of activity
last 7-8 years exploring novel processes for production
of more useful and valuable products from bio-oil. This is
206
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
[3]
[4]
[5]
[6]
Figure 3. Methods of upgrading fast pyrolysis products with
cracking catalyst[7].
[7]
[8]
due to the recognition of the value of a crude liquid that
can be more easily handled, stored, and transported than
solid or gas with the potential for enhanced bioenergy and
biofuel chains[7]. Quality can be defined in terms of any
combination of over 25 characteristics of bio-oil that affect
its usage, so it is important to identify which characteristics
or characteristics require modification and then address
those properties. There is increasing interest in higher value
and more orthodox products, such as transport fuels and
hydrogen, which has seen considerable growth of activity.
The latter can be partly explained by the requirement
for significant amounts of hydrogen for some upgrading
processes for production of hydrocarbon fuels and also
for decentralized production of hydrogen for fuels cells, as
hydrogen is costly to store and transport. The relatively low
hydrogen content of bio-oil invariably results in coking of
catalysts in catalytic upgrading processes. Some solutions
have been sought in more sophisticated catalyst systems
that require less severe conditions and also in multistage
upgrading where bio-oil is processed in a series of steps to
give a progressively upgraded product. Liquid processing is
generally preferred to avoid problems of vaporizing bio-oil
with consequent loss of carbon as coke unless oxidative
processing is included to oxidize any carbon that is formed.
The use of model compounds makes for easier fundamental
science, but it is doubtful if any single chemical or even
small number of chemicals s can adequately reproduce the
complexity of whole bio-oil with interactions between the
constituent chemicals.
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
REFERENCES
[1]
[2]
DIEBOLD, J.P., MILNE, TA., CZERNIK, S. et al.(1997)
Proposed specifications for various grades of pyrolysis
oils, in Developments in Thermochemical Biomass
Conversion(eds A.V. Bridgewater and D.G.G. Boocock),
Blackie Academic& Profesional, London, pp. 433-447.
CZERNIK, S. and BRIDGEWATER, A.V. (2004)
Overview of application of biomass fast pyrolysis oil.
Energy&Fuels, 18, 590-598.
[16]
[17]
207
BRIDGEWATER, A.V.(1966) Production of high-grade
fuels and chemicals from catalytic pyrolysis of biomass..
Catalysis Today, 29, 285-295
BRIDGEWATER, A.V. (1994) Catalysis in thermal
biomass conversion. Applied Catalysis A, 116, 5-47
MAGGI, R. and ELLIOTT, D. (1997) Upgrading
overview, in Developments in Thermochemical
Biomass Conversion (eds A.V. Bridgewater and D.G.G.
Boocock), Blackie Academic and Professional, PP.
575-588.
ZHANG, Q., CHANG, J., WANG, T., and XU, Y. (2007)
Review of biomass pyrolysis oil properties and upgrading
research. Energy Conversion and Management, 48,
87-92.
BROWN, R.C., “Thermochemical processing of
biomass” pp 157-187, Wiley, USA, 2011.
DIEBOLD, J.P., CZERNIK, S., SCAHILL, J.W. et al.
(1994) Hot- gas filtration to remove char from pyrolysis
vapours produced in the wortex reactor at NREL, in
Biomass Pyrolysis Oil Properties and Combustion
Meeting (ed. T.A. Milne), National Renewable Energy
Laboratory, Boulder, CO, pp. 90-108.
SHILHADEH, A.L. (1998) Rural electrification from local
resources: biomass pyrolysis oil combustion in a direct
injection diesel engine, PhD Thesis, Massachusetts
Institute of Technology.
SITZMANN, J. and BRIDGEWATER, A.V.(2007)
Upgrading fast pyrolysis oils by hot vapour filtration,
in 15th Europan Energy from Biomass Conference,
Berlin, 7-11 May.
DIEBOLD, J.P. and CZERNIK, S. (1997) Additives to
lower and stabilize the viscosity of pyrolysis oils during
storage. Energy and Fuels, 11, 1081-1091.
IKURA, M., SLAMAK, M., and SAWATZKY, H. (1998)
Pyrolysis liquid-in-diesel oil microemulsions, US Patent
5,820,640.
BAGLIONI, P., CHIAROMONTI, D., BONINI, M. et al.
(2003) BCO/diesel oil emulsification: main achievements
of the emulsification process and preliminary results of
tests on diesel engine, in Progress on Thermochemical
Biomass Conversion (ed. A.V. Bridgewater), Blackwell
Science, Oxford, pp. 1525-1539.
BAGLIONI, P., CHIARAMONTI, D., GARTNER, K.et al.
(2003) Development of bio crude oil/diesel oil emulsions
and use in diesel engines-part 1: emulsion production.
Biomass and Bioenergy, 25, 85-99. Baglioni.
HUBER, G.W. and CORMA, A. (2007) Syynergies
between bio-and oil refineries for the production of
fuels from biomass. Angewandte Chemie İnternational
Edition, 46 (38), 7184-7201.
ELLIOTT, D.C. and BAKER, E.G. (1987) Hyrotreating
biomass liquids to produce hydrocarbon fuels, in
Energy from Biomass and Wastes X (ed. D. Klass),
IGT, Chicago, IL, pp 765-784.
BRIDGEWATER, A.V. (1994) Catalysis in thermal
biomass conversion. Applied Catalysis A, 116, 5-47.
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ENERGY TURNAROUND AND CONSEQUENCES FOR CONVENTIONAL
POWER STATIONS
Wolfgang A. BENESCH
STEAG Energy Services Germany
ABSTRACT
Hard coal fired power stations of STEAG had been operated
in the past already in mid merit order while worldwide base
load is typical. In the recent years low load operation became
dominant. The new kind of operation of conventional power
plants as partner of the renewables leads as shown to a
completely new view on the technology.
Every component has to be checked considering the new
mode of operation. STEAGs experience with technology
from different power plant suppliers helps to be successful
in this optimization process. The current challenges of the
“Energy Turnaround” are asking for further improvement
of the technology, due to the increasing part of renewable
energy conventional power plants will have frequent outages
and need higher ramp rates. All components of the power
plant are highly stressed by this new boundary condition.
With increasing low-load operation high amounts of coal
could remain at the coal yard over a longer period with the
risk of self-ignition. The combustion system must be able to
offer high flame stability also at low load without support fuel.
Decreasing HP and IP temperatures accompanied by too
high gradients can lead to ineligible stresses of the casings.
Low overheating can lead to erosion effects by droplets in
the turbine. As well the entire flue gas path is affected.
Experience with the new operation mode accompanied
with good engineering tools and know how can manage the
technical problems sufficiently. But the question how to pay
for it is still open.
1. BACKGROUND
Considering reserves and resources like oil, gas and coal it
is evident that electricity generation using these resources
is limited. Oil reaches 40 years, gas 60 and coal some 200
years. Even if new technologies are used - which is a very
optimistic view - these figures could be max. doubled. So a
change to renewable energies is not a choice but a must.
A question is what time is needed to change our electricity
generation system. What we are looking for is a reliable
and economic path from one energy source to the other.
If the energy turnaround is too slow, energy prices will at
a certain stage increase dramatically. A negative influence
on the overall economic situation of countries could not be
avoided. In case that it is too fast, subsidies for renewables
make electricity very expensive and again the economy is
influenced in a not acceptable way. A proper choice of the
right speed considering all the influencing factors is of high
importance. Conventional power stations are part of this
game but in a different manner than yesterday.
In Germany, as part of the current energy transition process,
a lot of experiences are gathered. The role of conventional
power plants is important for grid stabilization and reliable
electricity supply. Renewables are producing energy more
randomly and thus cannot ensure electricity supply with
interruptions.
A “together” of conventional and renewable generation
technologies has to be developed. As well it has to be
defined who is playing what role. Wind and solar energy are
typically non dispatchable. So conventional back up power
is needed. What are the consequences of this partnering
with renewables for the conventional power plant?
• Low load operation
• Rapid start ups
• High ramp rates
• higher amounts of coal remaining in the coal storage
• additional corrosion problems and so on
Hard coal fired power stations of STEAG had been operated
in the past already in mid merit order. Worldwide base load
is typical. Based on the experience with mid load operation
we extended our capabilities to extreme low load operation
and made the plants very flexible regarding load changes.
In this presentation experiences with this new boundary
conditions and the new mode of operation are described.
2. BOUNDARY CONDITIONS OF THE CURRENT
ELECTRICITY MARKET IN GERMANY
It has to be considered that wind energy is typically
produced more in the winter time than in the summer
time and that sun is shining highly at noon time and not at
208
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
night (Figure 1). Another problem is that wind generated
electricity is produced more in coastal areas and not at the
load centers.
For example, in the boiler of the two path boiler of Voerde
power station (Figure 3) we had a higher number of cracks
in the transition pieces from first to second path. Comparing
the construction of this part of the boiler with others
worldwide showed not a significant different design.
Figure 1. What has changed in the German electricity market?
These characteristics of renewables are leading to a new
generation scheme:
• Yesterday
Conventional, scheduled electricity generation centralized
in load centers (coal, gas, nuclear and others)
• Today
Few or none scheduled conventional generation in load
centers, Sometimes high wind and PV where generated
when not needed (Solar based mainly at noon, in summer
more than in winter, wind based more in winter than in
summer, heavy storm could be followed by calm periods)
Partly far away from the load centers
These new boundary conditions have an enormous
influence on the operation of conventional power plants.
3. FREQUENT START-UPS
For more than 20 years, hard coal fired power stations
are operated by STEAG in the mid-range and not in
base-load as practiced worldwide. As shown in Figure 2,
sometimes daily start-ups and shut-downs are leading to
high consumption of fuel oil and high stress for the power
plant components.
Figure 3. Boiler
PP Voerde, 761
MW Unit.
The simple answer of this investigation showed that the
number of start-up and shut-downs every year in this plant
a typical hard coal fired power station has during the whole
life time.
Figure 4 shows the generator rotor of the same unit. The
winding bars have moved, destroyed partly the insulation
and blocked the cooling openings. It could not be excluded
that the frequent start-up and shut-downs had been
responsible for this damage after 25 years of operation
without any problems.
For the power plant operator additional checks and very
careful operation is a result of this new load regime.
Figure 4. Power Plant Voerde Generator rotor damages.
4. REDUCTION OF MINIMUM LOAD
Figure 2. Oil fire - the kind of fire we try to minimize in a coal fired
power plant.
Reduction of minimum load allows holding a unit under
operation in an economic way. So more frequent startups
and shut downs could be avoided. Thus stresses causing
209
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
6. OPTIMIZATION OF START-UPS
Under the described boundary conditions, a more precise
operation is asked for. If a power plant should deliver
electricity at 6 o’clock in the morning, it could have a benefit
ensuring supply to have the needed power already at 5
o’clock available. But this is very expensive. Some minutes
before the asked supply are sufficient but this needs a very
reliable C+I system and actuators working perfectly.
Figure 5. Reduction of minimum load.
damages as described can be reduced as well as fuel oil
consumption.
Yesterday we had been proud to come down to some 40 %
load in two mill operation mode. By a bundle of measures
we reduced this dramatically down to 10 to 15 % in one mill
operation mode without any support of oil fire.
Figure 5 shows what tremendous reduction had been
achieved by our measures.
5. FLEXIBLE OPERATION
Frequent load changes with high ramp rates for the
conventional power stations are required by the
unpredictable renewable energies. A benefit of a coal fired
power station is that there are a lot of internal storages
available. Like:
• Mill
• Preheaters
• Tubes and pipes
• and so on
While reducing the efficiency a coal fired power plant can
react very fast on load changes for some minutes. Fine
grinding in the mill is stopped and coarse coal can go
immediately to the burners. The regenerative feed water
preheating is stopped. Thus a coal fired power station can
behave like formula one racer for some minutes (Figure
6). This is especially of help if wind generators have to be
shut down from one minute to the next due to too high wind
speed.
Start-up “to the point”
As well currently thick walled components are not used
close enough to its permissible stress limits. Optimization
of the C&I system allows more rapid load changes without
forbidden material stresses.
Utilization of permissible stress limits of thick-walled components.
As well the start-up process via HP bypass can be optimized
to avoid unnecessary steam and so also energy losses.
Start-up with the HP bypass station less open.
Figure 7. Optimization of start-up.
Figure 6. Increasing ramp rates by using internal storages.
It has to be considered that decreasing HP and IP
temperatures accompanied by too high gradients can lead
to ineligible stresses of the casings. Low overheating can
lead to erosion effects by droplets in the turbine.
210
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
7. COAL STORAGE
Out of economic and technical reasons, the amount of coal
laid down in the coal yard is limited. If due to high amount
of renewable energy being available, conventional power
plants are not used unscheduled, more coal than desired
could be in the storage. If high volatile coal should be
consumed, the risk of self-ignition is increasing (Figure 8).
What are the recommendations to handle this problem?
• Compaction in layers of coal
• Build heap side not to steep
• Adjustment of the stock pile to main wind direction
• Avoidance of water in the stock pile underground
• Regular, or as well continuous temperature monitoring
Measures in case of fire:
• Clear sections with hot spots (T>50°C)
• Spread thin and let it cool down
• Do not extinguish with water (s.a.)
Figure 9. Plant efficiency at part load.
Figure 10. Stack, agglomeration of ash particles.
and low temperatures can lead to undesired plugging and
fouling. The separation efficiency of ESP and FGD itself
is not influenced negative. For DENOX plant the optimum
temperature window can no longer be caught. Blocking of
the air preheater by sticky substances in the flue gas could
be the case.
Figure 8. Burning coal.
8. BOILER AND PLANT EFFICIENCY
Conventional power plants being partner of renewable
energy have to be operated more often in part load than
full load. But typical, power plants are optimized to have
highest efficiency at full load. In future it makes sense to
have highest efficiency may be at part-load operation.
At the stack due to very low load operation, particles can
agglomerate and lead to undesired emissions at load
increase.
Manly the boiler is affected but also the efficiency of the
entire plant is decreasing (Figure 9). The efficienc decrease
could be limited for example by:
• Optimization of air ratio in part load operation
• Use of speed controlled drives
• e.g.
9. FLUE GAS TREATMENT AND STACK
Not only the boiler and the water steam cycle are influenced
by low load operation. The complete flue gas treatment
plant is affected by low load operation. Low velocities
211
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
ADVANTAGES OF SUPLEMENTARY FIRING SYSTEM
USAGE IN HRSGs
Yücel BOZBAŞ
Dr. Selahattin KÜÇÜK
Mustafa KARAMÜRSEL
TÜPRAŞ, İzmit Refinery
TÜPRAŞ, İzmit Refinery
TÜPRAŞ, İzmit Refinery
ABSTRACT
petroleum production is not interrupted.
The study is to show how supplementary firing system in
cogeneration unit can provide advantages to industrial plant,
to call attention to what might be overlooked as significant data
before deciding the boiler type for upcoming investment. If
taking in to consideration steadily steam demand of industrial
plant, having supplementary firing system in HRSG is
necessity because steam interruption in industrial plant might
cause a plant shut-down therefore supplementary firing in
HRSG will provide continuous steam production independent
from gas turbine. On the other hand supplementary firing will
provide controlled and greater thermal out-put in conjunction
with efficient steam production. The other advantage of
this system is to use fuels unsuitable for gas turbine and to
compensate ambient condition change.
Supplementary firing uses hot gas turbine exhaust gases as
the oxygen source, to provide additional energy to generate
more steam if and when required. It is an economically
attractive way of increasing system output and flexibility.
Considering the each unit of refinery needs continuous
steam supply, Supplementary firing of HRSG is increasing
system reliability as well.
1. INTRODUCTION
Another economic and environmental advantage of
supplementary firing is that it is possible to use a wider
range of fuels, such as hydrogen, biogas, digester, blast
furnace, landfill and coal gasification gases.
Cogeneration plant, beside electricity production, the
continuity of Steam production from heat recovery is at
least as important as electricity production for cogeneration
unit founded in industrial plant. The comportment of
Supplementary firing system at HRSG, assisting to steam
production at full load or partial loads while gas turbine is
under operation or leading to steam all production when gas
turbine is out of order, will be provided in the declaration
text. That study will be presented as important value with
the decline of blown emission decrement to the atmosphere,
positive contribution to investment and operation cost of
HRSG designed with supplementary firing system.
2. ADVANTAGES OF SUPPLEMENTARY FIRING
A new refinery cogeneration project to have supplementary
firing HRSG is directly decreased investment cost because
Continuous steam production is very important for refinery.
Having SF boiler is abrogated extra convectional boiler
requirements in order to assiduity of steam therefore
Investment and start-up cost of extra convectional boiler is
eliminated at the beginning.
In brief, therefore, supplementary firing directly into the gas
turbine exhaust has the following basic benefits:
• Greater plant output
• Better control of plant thermal output
• More efficient process steam production
• Steam production at reduced gas turbine load (or even
shutdown)
• Compensating for changing ambient conditions
• Burning fuels unsuitable for gas turbines.
The advantages of supplementary firing can be summarized
as follow;
In normal operation, Combustion of unburned gases that
comprised %15 oxygen, exits from gas turbines increases
the efficiency contributing steam production on the other
hand decreases emissions blowed from stack. In case
any turbine and generator trouble, in order to by additional
combustion named as Supplementary firing system speeds
up the mode transfer from heat recovery boiler to steam
boiler this system provides continuous production meeting
steam requirement of plant production is not affected so
2.1. Greater Plant Output
Supplementary firing provides increased and controlled
thermal output of the system therefore boiler can respond
to greater process needing’s.
2.2. More Efficient Process Steam Production
Convectional boiler uses ambient air for burning and
additional energy is required to supply and heat up for this
212
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
fresh air. Supplementary firing boiler uses hot gases which
contain %15 oxygen extracted form gas turbine exhaust.
Therefore efficiency is higher than convectional boiler. The
main reason for this situation is that a supplementary firing
system is using the preheated oxygen that is available in
the turbine exhaust gases.
2.3. Steam Production at Reduced Gas Turbine Load
(or Even Shutdown)
If gas turbine passes to lower load, this will cause less
exhaust gas flow and temperature therefore steam
production in HRSG will be decreased because of less heat
input. A supplementary firing system is able to compensate
this steam decrement so that process will not be affected
and that will bring flexibility. Additionally, if gas turbine
will trip or be shut down, a supplementary firing system is
able to maintain the steam production at a requested level,
provided that a fresh air fan is available.
2.4. Compensation for Changing Ambient Condition
Gas turbine performance is dependent on the ambient
conditions. This dependence will affect the mass flow and
temperature of the exhaust gases and therefore the heat
available for steam production in the HRSG. Supplementary
firing can completely cover this effect and keep the steam
production at the requested level.
2.5. Ability to Burn Fuels Not Suitable For Gas Turbines
Most of the burners can use a different range of fuels which
are unsuitable for gas turbines. This brings flexibility to the
system, and decrease to fuel cost of system. Additionally,
waste streams and emissions are being followed strictly by
government because of environmental legislation in order
not to create environmental pollution. Supplementary firing
systems can be designed to burn liquid and gaseous waste
streams, independent from their calorific value.
3. SYSTEM OPERATION
To approach a boiler in TUPRAS cogeneration plant,
the required steam demand shall be covered by 2 heat
recovery steam generator package with supplementary
firing designed to produce very high pressure steam at 100
bar and 5400C, to be expanded in steam turbine generator
to produce high pressure steam, low pressure steam and
electricity that plant needs.
In this part, The examples will be given from cogeneration
plant of TUPRAS RUP project. The cogeneration plant
(Figure 1) consist of two gas turbine, two heat recovery
steam generator located exhaust of gas turbine and one
steam turbine. The main heat requirements will be directly
supplied by hot flue gas from two associated gas turbine.
Additional heat required to achieve the design steam
production capacity will be supplied by supplementary
firing duct burners. In case of gas turbine shut down, Steam
requirements can be maintained fresh air mode.
Figure 1. TUPRAS Cogeneration plant schematic diagram.
The power plant can be operated in four modes;
• Turbine exhaust gas (TEG) mode: Only the exhaust gas
from gas turbine is led to the boiler. Maximum steam
production is 70ton/h
• Supplementary firing (SF) mode: The exhaust gas from
gas turbine is led to the boiler and supplementary burner
is in operation. Maximum steam production is 165ton/h
and it is normal operation mode.
• Fresh air(FA) mode: The exhaust gas damper is closed.
The burner is supplying heat to the boiler.
Steam production is 165ton/h.
• Exhaust bypass (EB): The exhaust gas damper to the
boiler is closed and only gas turbine is under operation.
While starting up or performing mode transfer, the boiler
purge is a necessary action to be executed at a boiler, in
order to remove combustibles from the flue gas path. The
purge of the HRSG will be completed prior to admitting hot
gas from turbine exhaust or starting burner. During the purge
a flow rate not less than 25% of full load. The flow can be
maintained either by FD fan flow or GT flow. The purge can
be performed as cold purge and hot purge depending the
initial and final mode during the mode transfer (Figure 2).
The actions taken during cogeneration boiler mode transfer
is shown in Figure 3.
4. CONCLUSION
Considering relation between energy production and
countries development, those two parameters are always
proportional and increasing energy production by using
213
BİLDİRİLER
PROCEEDINGS
Figure 2. Boiler hot purge
strategy.
Figure 3. Boiler mode transfer
schematic diagram.
existing resources efficiently will help countries development.
Supplementary firing systems in cogeneration plants to
increase the steam production without using less additional
fuel have strong economic advantages. In addition,
supplementary firing will improve the control of plant output
and can ensure the steam production at gas turbine trip
or shut down and using supplementary firing systems will
abrogate the convectional boiler demand of plant therefore
it will be advantages as an investment cost therefore
nowadays investors are interested in supplementary
firing.
REFERENCES
[1] Jonathan C. Backlund, Stephan C.G. Bergmans, Coen
Company, Inc. Industrial Boiler Systems Conference
September 17 - 19, 1997 West Henrietta, New York.
[2] Aalborg Engineering Boiler Manuel for TÜPRAŞ
Cogeneration Project, 2013.
214
www.icci.com.tr
wi
th
ENE
THE MRJİ VE ÇE
EETIN VRE S
G POI EKTÖ
NT OF
ENERGRÜNÜN B
Y AND ULUŞ
ENVIR MA NO
ONME KTA
NT SE SI
CTOR
Download

BİLDİRİLER lPROCEEDINGS