Preview only show first 10 pages with watermark. For full document please download

Bildiriler Lproceedings

Transcript

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 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

Bildiriler Lproceedings

Rating

Date

Size

Views

Categories

Share

Transcript

Forgot your password?.