Bildiriler Kitapçığı
Transkript
Bildiriler Kitapçığı
22. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı 22nd International Energy and Environment Fair and Conference ICCI 2016 BİLDİRİLER KİTABI / PROCEEDINGS BOOK 27-28-29 Nisan / April 2016 İstanbul Fuar Merkezi / Istanbul Expo Center www.icci.com.tr 22. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı 22nd International Energy and Environment Fair and Conference ICCI 2016 BİLDİRİLER KİTABI / PROCEEDINGS BOOK Özel Sponsorlar / Special Sponsors Altın Sponsorlar / Gold Sponsors Resmi Seyahat Acentesi / Official Travel Agency Destekleyenler / Supporters T.C. ÇEVRE VE ŞEHİRCİLİK BAKANLIĞI REPUBLIC OF TURKEY MINISTRY OF ENERGY AND NATURAL RESOURCES REPUBLIC OF TURKEY MINISTRY OF ENVIRONMENT AND URBANISATION Bu kitapta yayımlanan yazı ve grafiklerin her hakkı mahfuzdur. Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti.’nin yazılı izni alınmadan, kaynak gösterilerek de olsa iktibas edilemez. Bildirilerin bütün sorumluluğu yazarlarına, ilanların sorumluluğu ilan sahiplerine aittir. © All rights reserved. No parts of this publication may be reproduced in any form or by any means, whether as a source without the consent of the Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti. Theresponsibility of all presentations and ads belong to their authours and owners. © ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book İçindekiler / Index Nükleer Enerji ve Güvenlik İlişkisi A. Beril TUĞRUL 7 Algerian Renewable Energy Grab Ammar MOUSSI 12 An Anfis Estimator for PMBLDC Motor Photovoltaic Pumping System Ammar MOUSSI, A.TERKI, N.TERKI 16 Fireside Chemical Treatment For Fossil Fired Boilers Efficiency Management and Maintenance Optimization Andras BACZONI 21 Renewable Energy Sources and Environmental Protection Arif MERMER 25 Benefits of Physical Asset Management in Power Generation Bob DENISON 30 Replacement of Two Hard Coal Fired Steam Generators in Veolia Lodz Power Plant Christian STORM, Jürgen WILLMANN, Roland BRÄCKER, Thomas STEINHAGE 34 Yenilenebilir Enerji Üretim Santrallerinde Düşük Kayıplı Transformatör Kullanımının Önemi Fatih IŞIK, Güven KÖMÜRGÖZ, Hikmet BÜRKAV 41 Potential Use of Mesoscale Model Data to Assess Windfarm Power Production Interannual Variability Gil LIZCANO, Akgün KALKAN 47 Wind and Solar Projects in Turkey Helmut KLUG, Fatma MURRAY 50 Denitrification Systems Based on Selective Catalytic Reduction (SCR) As Safe Solution for Meeting Environmental Regulations Regarding Nitrogen Oxides and Mercury Emissions Iwona ŚPIEWAK, Hanna KORDYACZNY, Piotr BRUDZIANA 54 Contribution of Efficient Energy Use on Economy and Environment İkbal SARIKAYA, Selçuk BİLGEN 58 Utilization of Forest and Agricultural Wastes İkbal SARIKAYA, Lokman Murat AYYILDIZ, Selçuk BILGEN Lisanssız Rüzgar Enerji Santrali Projelerinde Fizibilite ve Ölçüm İskender KÖKEY Modernisation Examples of Wet Flue Gas Desulphurisation Systems Jerzy MAZUREK, Paulina MOLAS 4 62 66 69 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book İçindekiler / Index Elektrik Enerjisi Tüketimi ve Türkiye Değerlendirmesi Kemal GÖK, A.Beril TUĞRUL 73 Kojenerasyon Tesislerinde Yanma Olmayan HRSG Kazanının İlave Yanma ve Taze Hava Yanma Sistemli HRSG Kazan İle Değiştirilmesi Kıvanç ARIKAN, Selahattin KÜÇÜK 77 Yerli Linyitlere Uygun Yakma Teknolojisi Levent YAĞMUR, Selçuk ATAŞ, Gökhan GÜNDOĞDU, Ahmet ÇELİK, Oğuzcan GÜNDÜZ, Koray YAŞA 81 Türkiye’de Biyogaz Potansiyeli ve Üretimi M. Mustafa UYAR, Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR 87 Dünyada Nükleer Santral Teknolojisi Alanında Başarılı Yerlileştirme-Teknoloji Transferi Uygulamaları ve Türkiye İçin Model Geliştirilmesi Mehmet BULUT 90 Yenilenir ve Konvansiyonel Enerji Santrallerinde Teknik ve Ticari Açıdan Optimal Üretim İçin Merkezi İzleme ve Yönetim Mustafa DÖNMEZ 96 Smart Solutions for Optimization of Power Plant Efficiency and Availability – Project Experiences Nils TWIETMEYER, Dennis BRAUN 100 Gazlaştırma ve Biyogaz - Büyük Ölçekli Uygulamalar İçin Bir Karşılaştırma Osman TÜRKMEN, Cansın Fırat TÜRKMEN 104 Performance Improvements With Steam Turbine Seals – Case Study: Rybnik Power Plant Radoslaw WISNIEWSKI, Eugeniusz MOSKAL, Stefan CAUTINO 108 New Horizon In Energy: Shale Gas Selçuk BILGEN, İkbal SARIKAYA 112 Bioenergy Potential In Turkey Selçuk BILGEN, Sedat KELEŞ, İkbal SARIKAYA, Kamil KAYGUSUZ 116 Status of Fossil and Renewable Energy Resources In Turkey Selçuk BILGEN 121 Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli; Tunceli İli Örneği Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR 125 Türkiye’de Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA 129 5 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book İçindekiler / Index Türkiye’de Rüzgâr Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA, Serhat AKSUNGUR, M. Mustafa UYAR 134 Biomass Combustion Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ 137 Hydrothermal Biomass Processing Turgay KAR, Sedat KELEŞ, Kamil KAYGUSUZ 143 Tray Absorber and Retrofit of Existing Absorber Optimization of Flue Gas Desulphurization Efficiency Wolfgang KARL 6 148 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Nükleer Enerji ve Güvenlik İlişkisi A. Beril TUĞRUL İTÜ Enerji Enstitüsü, Nükleer Araştırmalar Anabilim Dalı ÖZET Bu çalışmada, öncelikle emre amade santrallerin önemi üzerinde durulmakta, emre amade ve kesintisiz elektrik temini için öngörülen çözümlerin irdelenmesi yapılmaktadır. Bu bağlamda, enerji temininde oluşabilecek sorunların ulusal güvenliğe olabilecek etkileri de incelenmektedir. Emre amade ve kesintisiz büyük miktarlarda elektrik temini için çözümlerden biri olan nükleer enerjinin güvenlik bağlamındaki değerlendirmesi; hem ulusal güvenlik, hem enerji arz güvenliği açısından ele alınarak irdelemesi yapılmaktadır. Türkiye’nin nükleer güç santrallerinin kurulum programı ele alınarak, nükleer santrallerin hayata geçirilmesi ile Türkiye enerji politikalarına vereceği katkı değerlendirilmektedir. Burada, ayrıca diğer enerji kaynaklarının kullanımı ile nükleer enerji kullanımının durumu irdelenmekte ve Türkiye’nin 2023 hedefleri doğrultusunda nükleer enerjinin yeri üzerinde durulmaktadır. Yapılan irdelemeler uzantısında, enerji arz güvenliği ve ulusal güvenlik açısından nükleer güç santrallerinin kullanımının önemi betimlenerek vurgulanmaktadır. GİRİŞ Gelişmişliğin bir ölçütü olarak kabul edilen enerji kullanımı, ülkeler için kalkınmışlığın da bir ölçütü olmaktadır. Enerjinin yönetimi, denetimi, güvenilirliği ve güvenliği günümüzde, belki de en önemli olguyu oluşturmaktadır. Öte yandan, insanoğlunun enerjiye bağımlılığı giderek artmakta ve siyasi olaylara da yön veren yadsınamaz ve göz ardı edilemez boyutlara ulaşmaktadır. Bu bağlamda, enerjiye ve/veya enerji kaynaklarına ulaşmak, ülkeler için vazgeçilemeyen bir gereksinim durumundadır. Bunlardan ayrı olarak, enerji kaynaklarının kesintisiz temini ve dolayısı ile temin sürdürülebilirliği de ayrı bir boyutu oluşturmaktadır (Tuğrul,2011a). Kalkınma ve toplum refahının yükseltilmesi, büyüme ve gelişmenin sağlanması için hep vazgeçilmez bir unsur olarak enerji karşımıza çıkmaktadır. Bu bağlamda, ülkelerin gelişmişlik ölçütü olarak çoğu kez kişi başına üretilen enerjiye bakılmaktadır (Tuğrul,2009). Nitekim, ülkelerin kalkınma programlarında veya hükümet programlarında ve bunların ötesinde devlet politikalarında enerjiye ilişkin önemli plan ve programlar yer almaktadır. Bu durum, enerjiye olan gereksiniminin yadsınamazlığı nedeniyle bir zorunluluk olarak ortaya çıkmaktadır (Tuğrul, 2012). Kalkınma ve ülke ekonomisi açısından enerjinin kesintisiz, zamanında, emre amade, temiz ve ucuz olarak temini esas olmaktadır. Emre amadelik ifadesi ile, sürekli ve her tür şartta önemli miktarlarda enerji üretebilme kastedilmektedir. Bir başka deyişle, “emre amade” ifadesi ile kesintisiz ve güvenilir enerji temini betimlenmektedir. Bu husus, tüm ülkeler ve dolayısıyla tüm dünya için önemli olmaktadır. Dolayısıyla, gece-gündüz ve mevsimsel farklılık gözetmeden, her an ve her yerde enerji talebini karşılayabilecek olan fosil yakıtlı ve nükleer enerji santralleri enerji politikaları içinde öne çıkmaktadır (Tuğrul, 2011b). Dolayısıyla, temin sürdürülebilirliği, enerji politikalarının ayrı bir boyutunu oluşturmaktadır. Bu bağlamda da enerji güvenliği sorunu ortaya çıkmaktadır. ENERJİ POLİTİKALARI ve ENERJİ GÜVENLİĞİ Kısaca, iş yapabilme kabiliyeti olarak nitelenen enerji, gerçekte hayli geniş kapsamlı bir ifadedir. Lojik bir betimlemeyle, enerji; bir sisteme ilave edildiğinde veya sistemden çıkarıldığında sistemin en az bir özelliğini değiştiren olgudur denebilir. Bu ifadeden hareketle; bir sistemde herhangi bir değişiklik yapılması söz konusu ise, ya o sisteme enerji verilecektir veya sistemden enerji alınacaktır. Dolayısı ile yapılacak her iş için enerjiyle ilişkili bir eyleme gereksinim bulunmaktadır. Bu da enerjiyi vazgeçilemez ve yadsınamaz kılmaktadır. Öte yandan, “Enerji Politikaları”, öz olarak, enerji konusunda, bulunulan sistem için olması gereken ve kişisel menfaatlerden öte, belli bir konuda izlenen tüm yöntem ve stratejilerin bütünü olarak betimlenmektedir. Burada, enerji politikaları ile enerji siyasası kastedilmektedir. Bir başka deyişle, bir grup, bir zümre, bir parti veya bir kişi yararına veya menfaatine uygun olarak izlenen yöntem ve usulleri ifade eden enerji siyaseti kastedilmemektedir. Enerji politikaları; genel olarak, stratejik, operatif ve taktik-teknik kriterlerden oluşmaktadır. Enerji siyasası açısından stratejik kriterlerin önemi büyük olduğundan, burada özellikle stratejik kriterler üzerinde durulacaktır. Stratejik kriterlerin üç argümanı bulunmaktadır (Tuğrul, 2015). Bunlar; jeopolitik, yedeklilik ve çeşitliliktir (Şekil 1). Jeopolitik kriter, ülkenin coğrafyasına bağlı olarak politika ve stratejilerin üretilmesi anlamına gelmektedir. Ülke, başat enerji kaynaklarına sahiptir veya değildir. Güvenilir enerji üretimi için öncelikle, güvenilir enerji kaynaklarına 7 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Marijinal üretim kapasitesinin en az % 10 ve mümkünse % 25-30’lara doğru yükseltilmesi hedeflenmektedir. Burada önemli olan ana üretim eğrisinin altında kalan enerji üretiminin emre amade kaynaklardan karşılanıyor olmasıdır. Böylelikle, yeterli güvenilirlik sağlanıyor olacaktır. Şekil 1. Stratejik kriterler. sahip olmak veya güvenilir enerji kaynağı bağlantılarının olması gerekmektedir. Bu bağlamda geliştirilecek politikalar jeopolitik kriterin kapsamını oluşturmaktadır. Yedeklilik koşulu, aynı enerji kaynağının birden fazla yerden teminini ifade etmektedir. Bir başka deyişle, başat enerji kaynağı, ülke içinden temin edilen öz kaynak ise ülke içinde farklı kaynak bölgelerinin kullanımını, buna karşın ülke dışı kaynağa ulaşım gereksinimi varsa, birden fazla ülkeden enerji kaynağı temin etmeyi ifade eder. Enerji kaynağı temini, ne kadar çok ülkeden yapılabilirse, güvenilirlik o kadar yüksek ölçüde sağlanmış olacaktır. Çeşitlilik koşulu ise, enerjinin farklı tipte enerji kaynaklarından teminini betimlemektedir. Bir başka deyişle, tek bir enerji kaynağı yerine farklı enerji kaynaklarından enerji temini ile güvenilirliğinin sağlanmasını ifade eder. Bunların da ötesinde, ulaşılmaya çalışılan kaynakların önemli bir kısmının günlük ve mevsimsel değişimlerden etkilenmeyecek kaynaklar olması, bir başka deyişle, “emre amadelik” şartını sağlıyor olması gerekmektedir. Bu bağlamda, günlük gereksinim eğrisinin, enerji güvenliğini sağlayacak şekilde planlanması zorunlu olmaktadır[8]. Ayrıca, bu baz üretim eğrisinin marijinal olarak fazlasıyla sağlanıyor olması gerekmektedir. Bunlardan da ayrı olarak, yılın en yüksek enerji tüketiminin olduğu gün için marijinal fazlalıkla birlikte üretilebiliyor olması güvenilir enerji üretimi ve temini için bir zorunluluk olarak ortaya çıkmaktadır (Şekil 2). TÜRKİYE’NİN ENERJİ DURUMU Türkiye, jeopolitiği itibariyle, dünyada odak olarak nitelenebilecek ve farklı açılımlara olanak verecek bir konumdadır. Bu durum; hem fırsat ve hem de tehdit unsuru oluşturabilecek karakterdedir. Öncelikle, Türkiye’nin birincil enerji kaynaklarındaki durumuna bakmak yerinde olacaktır. Tablo 1’de Türkiye’nin birincil enerji kaynaklarındaki durumu bir araya toplanmıştır[6]. Görüldüğü üzere, Türkiye, özellikle taş kömürü, petrol ve doğal gazda, enerji kaynağı ithal eden bir ülke durumundadır. Tablo 1. Türkiye’nin Birincil Enerji Kaynaklarındaki Durumu[6]. Enerji Kaynağı Tüketim Taş Kömürü (Bin ton) 11.039 2367 Linyit (Bin Ton) 64.883 64.883 Doğal Gaz ( Milyon m3) 16.339 312 Petrol (Bin Ton) 29.661 2.551 Hidrolik (GWh) 24.010 24.010 Jeotermal + Rüzgar (Elek.) (GWh) 152 152 Jeotermal Isı (Bin TEP) 618 618 16.263 16.263 5790 5790 Odun (Bin Ton) Hayvan ve Bitki Artıkları (Bin Ton) Güneş (Bin TEP) TOPLAM Üretim 287 287 77.044 26.266 Şekil 3’te ise, Türkiye’nin 2009-2011 yılları arasında enerji kaynağı “üretim/tüketim” ve dışa bağımlılık oranları verilmiştir. Şekil 3. Türkiye’nin 2009-2011 Yılları Arasında Enerji Kaynağı “Üretim/Tüketim” oranları[11]. Şekil 2. Günlük enerji tüketimi ve marijinal üretim gereksinimi. 8 Türkiye “üretim/tüketim” oranı 3 yıl gibi kısa bir sürede yaklaşık üçte birden dörtte bir oranına doğru gerilediği anlaşılmaktadır. Bir başka deyişle, enerji kaynaklarında ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book dışa bağımlılığın hızla arttığını ve enerji güvenliğini tehdit ettiği görülmektedir. Bu bağlamda, Türkiye’nin yeni enerji açılımlarına gereksinimi bulunmaktadır. ENERJİ ARZ GÜVENLİĞİ VE NÜKLEER ENERJİNİN YERİ Enerji politikaları uygulamalarında enerji güvenliği; özellikle emre amade santrallerin yakıtı olan petrol, doğal gaz, kömür ve uranyum için öne çıkan bir kavram olmaktadır. Bu bağlamda, (Şekil 2’de verilen) genel enerji üretim eğrisinin tümünün baz santralarla bir başka deyişle emre amade santralar ile sağlanması, enerji politikaları açısından esas alınan ilke olmaktadır. Marijinal kısmın ise daha çok alternatif kaynaklarla karşılanması benimsenen diğer bir ilke olmaktadır. Bu ilkelerin, gelişmiş ülkelerde sağlandığı gözlenmektedir. Ülkemizde, ise marijinal üretim marjının hayli düşebildiği hatta sıfırlanabildiği bile gözlenmiştir. Türkiye’nin gelişmekte olan bir ülke olması ve enerji talebinin daima yüksek olması marijinal üretim payını aşağıya çekiyor olmaktadır. Şekil 4’te Türkiye’de elektrik enerjisi tüketiminin maksimum olduğu bir güne ilişkin bir örnek olmak üzere, santrallerin enerji kaynağı türlerine göre çalışma durumları görülmektedir[12]. Şekil 4. Türkiye’de 2004 yılı elektrik enerjisi tüketiminin maksimum olduğu (16 Aralık 2004) günde santrallerin enerji kaynağı türlerine göre çalışma durumları (TEİAŞ,2006). Şekil 4 incelendiğinde, Türkiye’nin enerji üretimini esas itibariyle fosil yakıtlar ve hidrolik santraller ile karşılıyor olduğu görülmektedir. Bir başka deyişle, fosil yakıtların yanı sıra, hidrolik santraları da baz santral olarak nitelemektedir. Bu nedenle de kurak yıllarda sorunlar yaşanmakta ve hatta kesinti durumları ortaya çıkmaktadır. Oysa, hidrolik santralarla karşılan kısmın da baz santraller ile, bir başka deyişle emre amade santrallerle karşılanıyor olması gerekirdi. Öte yandan, Türkiye doğal gazın % 98’ini ithal etmektedir[11] Buradan, hareketle Türkiye’nin baz santral gereksinimi göz önüne alındığında (Şekil 2) en azından hidrolik santralara bırakılmış oranda nükleer santral kullanımına ihtiyacı olduğu söylenebilir. İşte bu nedenledir ki; nükleer santrallerin kurulması Türkiye için elzem olmaktadır. Nükleer santrallerin kurulması ise bir ileri teknoloji uygulaması olup belli bir süreç almaktadır. Bir başka deyişle, nükleer santral kurumu kısa vadeli bir programdan öte, orta ve uzun vadeli program planlamaları çerçevesinde düşünülmesi gerekmektedir. TÜRKİYE’NİN NÜKLEER GÜÇ PROGRAMI Türkiye 50’li yıllarda Atom Enerjisi konusunda yapılanma çalışmalarına başlamıştır. Nitekim, 1956’da Türkiye Atom Enerji Komisyonu kurulmuş, 1961 yılında TR-1 Reaktörünü içinde barındıran Çekmece Nükleer Araştırma ve Eğitim Merkezi (ÇNAEM) kurulmuş, aynı yıl konuya ilişkin uzman elemanların yetiştirilmesine yönelik olarak İstanbul Teknik Üniversitesi (İTÜ) içinde Nükleer Enerji Enstitüsü kurularak eğitime başlamıştır. Takiben, nükleer santral kurulması çalışmaları başlamış, ancak müteaddit kereler ihalelerin ya iptali, ya ertelenmesi ya da yargının kararları bozmasıyla nükleer santral kurulması sağlanamamıştır. Son olarak, Türkiye farklı bir modeli benimsemiş ve “Yapİşlet (Built-Own-Operate/BOO)” modeli ile nükleer santral kurulması için 12 Mayıs 2010 tarihinde Rusya Federasyonu ile Mersin-Akkuyu’da nükleer güç santralinin tesisine ve işletimine dair bir işbirliği anlaşması imzalamıştır. Bu antlaşmayla Rusya Federasyonu ile Mersin-Akkuyu’da 4 x 1,200 MW’lık VVER 1200 tipi nükleer santrallerin kurulması karara bağlanmış olmaktadır. Bu antlaşma ülkelerin parlamentolarından da geçmiş bulunmaktadır. Bir başka deyişle, Türkiye’de nükleer santral kurulması, artık hükümet politikasından öte, devlet politikası olarak betimlenmiş bulunmaktadır. 13 Aralık 2010 tarihinde de konuya ilişkin bir proje firması- Akkuyu NGS Elektrik A.Ş. kurulmuştur. Bu Şirket, Akkuyu sahasını EÜAŞ’tan Mart 2011’de devir alarak, saha etütlerine başlamıştır [13]. ÇED Yönetmeliği gereği 29 Mart 2012 tarihinde Büyük Eceli’de halkı bilgilendirme toplantısı yapılmış ve ÇED Kasım 2014’de onaylanmıştır [13]. Böylelikle, Akkuyu nükleer santrallinin yer seçimi lisansı verilmiş olup ve ÇED Değerlendirme süreci de tamamlamış bulunmaktadır. Santral devreye girdiğinde 1. ve 2. ünite üretiminin %70’i ve 3. ve 4. üretiminin %30’u için 12,35 cent/kWh fiyatla alım garantisi bulunmaktadır[13]. Son olarak da 14 Nisan 2015 tarihinde Akkuyu nükleer santraline ilişkin olarak “Deniz yapıları inşaat temeli” atılmıştır, Reaktör inşaatının 2016’da başlaması ve birinci ünitenin 2021’de devreye girmesi beklenmektedir. Ünitelerin devreye alınmasının 1 yıl arayla olacağı düşünülmektedir. Ancak, Kasım 2015’te Türkiye ile Rusya arasında Suriye sınırında yaşananlar, konu hakkında tereddütler oluşturduysa da taraflar konuya ilişkin olumsuz açıklamalardan kaçınmışlardır. 9 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Türkiye ikinci nükleer santral yeri olarak Sinop’u belirlemiş olup, yer değerlendirmesine ilişkin detay çalışmalar sürmektedir[14]. Bu nükleer santral için Japon-Fransız ortaklığıyla kurulması gündemdedir. Japonya ile bu konuda mutabakata varılmış olduğu ifade edilmiştir. Bunlardan ayrı olarak, Üçüncü Nükleer Santral konusunda da ön çalışmalara başlanmıştır. Üçüncü nükleer santral yeri olarak da Kırklareli İğneada’nın olacağı Ekim 2015’te açıklanmıştır. TÜRKİYE’NİN GÜÇ PROGRAMININ GÜVENLİĞE ETKİSİ Böylelikle, Türkiye’nin güç programının güvenliğine etkisi; burada, iki farklı yönden değerlendirilecektir. Bunlar, enerji güvenliği açısından değerlendirme ve ulusal güvenlik açısından değerlendirme olacaktır. Öncelikle, konu enerji güvenliği açısından ele alındığında, Türkiye’nin Akkuyu nükleer santralinin enerji üretimine katkısını değerlendirmek üzere bir bilgisayar programı yardımıyla irdeleme yapılması benimsenmiştir[15,16]. Bu bağlamda, Akkuyu nükleer santralinin devreye girmesi ve enerji üretimine etkisinin incelenmesi hedeflenmiştir. Türkiye’nin enerji tüketiminde nükleer enerjinin yeri incelenmek üzere APLUS Bilgisayar Programı kullanılmıştır[15]. APLUS Bilgisayar Programı geleceğe yönelik on yıllık tahmin yapabilen ve Türkiye’nin hali hazırda kullandığı ve gelecek on yıl içinde kullanmayı düşündüğü enerji kaynaklarını göz önüne alarak değerlendirme yapabilmektedir. Söz konusu yazılımın olanakları kullanılarak; bu bağlamda, Türkiye’nin ilk nükleer güç santralinin devreye girmesi senaryoları bağlamında inceleme ve irdelemesi yapılmıştır [15,16]. Bir başka deyişle, Akkuyu NGS’nin devreye giriş tarihi olarak 2021 yılı olacağı öngörüsüyle bir projeksiyon yapılması hedeflenmiştir. APLUS Bilgisayar Programının kullanımıyla Akkuyu’da ilk nükleer güç santral ünitesinin 2021’de devreye alınması ve takiben birer yıl arayla Akkuyu’da kurulacak diğer üç ünitenin devreye alınmasına ilişkin senaryoya göre; Türkiye’nin kurulu güç dağılımı MW projeksiyonu Şekil 5’te görülmektedir. Şekil 5 incelendiğinde nükleer santrallarin devreye girmesi, doğal gaz santralarının üretimini azaltmaktadır. Bir başka deyişle, ithal enerji kaynağı olan doğal gazın azalması söz konusudur ki, bu husus ülkeyi olumlu yönde etkileyecektir. Bununla beraber, (dört ünitesiyle) Akkuyu nükleer santralinin doğal gazda hedeflenen düşmenin sağlanmasına katkıda bulunmasına karşın, istenen seviyeye inilmesi için ilave santraların devreye giresi gerekecektir. Dolayısı ile, istenen miktarda enerji üretilebilmesi ve doğal gaza bağımlılığın azaltılabilmesi, ancak, Akkuyu nükleer santral ünitelerini takiben, Sinop ve İğneada projeleri bağlamında diğer nükleer güç santrallerinin devreye girmesiyle mümkün olabileceği anlaşılmaktadır. 10 Şekil 5. 2021 yılından itibaren Akkuyu Nükleer Santrali ünitelerinin devreye alınmasına ilişkin elektrik enerjisi üretiminin kaynaklara göre dağılımı ve yıllarla değişimi. Enerji güvenliğinin, ülke güvenliğini etkilemesi açısından durum ele alınırsa; enerji konusunda dar boğazlar, doğrudan kalkınmayı ve toplum refahını etkileyen konu olduğundan ülkenin istikrarını etkileyen başat argüman olabilecek nitelik taşımaktadır. Bu bağlamda, ortaya çıkan enerji sorunları ve bunların neden olacağı elektrik kesintileri, ekonomik zararlar ve tehditler, ülke istikrarını tehdit eden durumları ortaya çıkarabilecektir. Bu bağlamda, oluşturulmuş bir şematik irdeleme Şekil 6’da görülmektedir. Şekil 6. Enerji sorunlarının ulusal güvenliği etkileyebilecek evrilmesi. SONUÇ Türkiye’de artan nüfus, sanayileşme etkinlikleri ve teknolojik gelişmeler ülke enerji gereksinimini özellikle de elektrik talebini önemli ölçüde artırmaktadır. Ülkemizin 2023 hedefleri de göz önüne alındığında, bu gereksinimin 2010 yılındaki elektrik üretimini misliyle arttırılmasını zorunlu kılmaktadır. Dolayısıyla, enerji bağlamında beklenti; güvenilir ve sürekli enerji sağlanması olduğunda, emre amadelik kriteri çerçevesinde fosil yakıtlı enerji santralleri ile nükleer santrallerden bir başka deyişle konvansiyonel santrallerden vazgeçilemeyeceği anlaşılmaktadır. Zira, ülkemiz baz santrallerde kullanılan fosil yakıtlardan sadece kömüre sahiptir ve bu kömürlerin önemli bir kısmının ısıl değerleri de yüksek değildir. Ayrıca, kömür santralleri, (atmosfere verdikleri sera gazları nedeniyle) iklim değişikliği konusunu olumsuz etkilemektedir. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Bu durum, kömür dışındaki fosil yakıtları önemli miktarlarla ithali sonucunu doğurmakta ve ülke ekonomisini olumsuz etkilemektedir. Sorun önce, bütçede “cari açık” olarak kendini göstermektedir. Ülkemiz, nükleer santralleri “Yapişlet (BOO)” modeli ile kurmakta olması nedeniyle yakıt sorunu doğrudan ülke sorunu olmamaktadır. Öte yandan, enerji arz güvenliği ve ulusal güvenlik açısından enerji sorunlarının çözümünün sağlanmış olması gerekmektedir. Aksi takdirde, enerji sorunları; evrilerek dolaylı olarak ülkede ekonomik ve toplumsal huzursuzluklara neden olabilecek ve tedbir alınamaması halinde ülkenin ulusal güvenliğini tehdit eden boyutlara dönüşebilme potansiyeline sahiptir. Bu bağlamda, enerji sorunlarının stratejik kriterler bağlamında çözümlenmesi önem arz etmektedir. Bir başka deyişle, enerji santralarının çeşitlendirilerek ve yedeklenerek hayata zamanında geçirilmesi öne çıkan unsurlar olmakta ve bu bağlamda baz santralar olan fosil yakıt ve nükleer santraların çeşitlilik ve yedeklilikle kurulması gerekmektedir. KAYNAKLAR [1] Tuğrul A.B., “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, “15. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009” İstanbul, 13-15 Mayıs 2009, Bildiri Kitabı s: 15-17. [2] Tuğrul A. B., “Nükleer Enerjinin Enerji Açılımlarındaki Yeri”, “Uluslar arası katılımlı Nükleer ve Yenilenebilir Enerji Kaynaklar Konferansı”, Ankara, 28-29 Eylül 2009, Bildiri Kitabı s: 93-98. [3] Tuğrul A.B., Baydoğan N., “Olası Alternatiflerle Enerji Kaynakları Değerlendirmesi ve Türkiye”,Türkiye 10. Enerji Kongresi, 27-30 Kasım 2006, Bildiri Kitabı Cilt II, s: 265-273. [4] Tuğrul A. B., “Avrupa Sürecinde Türkiye ve Enerji Açılımları“, V. Enerji Sempozyumu, 21-23 Aralık 2005, Ankara, TMMOB-EMOKüreselleşmenin Enerji Sektöründe Yapısal Değişim Programı ve Enerji Politikaları Bil.Kitabı,s:99-110. [5] Tuğrul A.B., “Sürdürülebilir Kalkınma İçinde Enerji Kaynaklarının Kullanımı”, “V. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu”, İstanbul 26-28 Mayıs 2004, Bildiri Kitabı Cilt II, s: 847-855. [6] Tuğrul A.B., Çimen S., “Energy Initiatives for Turkey”, “International Conference on Economics and Econometrics –ICEE 2013”, 2-3 Aralık 2013, DubaiBAE, Proc. pp. 40-44. [7] Tuğrul A.B., “Energy Policy and Interactions with Politics and Economics”, “International Conference on Energy Environmental Engineering - ICEEE 2014”, 21-22 Kasım 2014, Paris-France, Proc. pp. 801-804. [8] Ünsal İ., Enerji Gündemi ve Hidroelektrik Potansiyelimiz (Küresel Düşün, Yersel Davran, V. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu Bildiri Kitabı, Cilt I s: 273-295, 2004. [9] Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, 2006. [10] A. B. Tuğrul, “Nuclear Energy in the Energy Expansion of Turkey”, “Journal of Energy and Power Engineering, Vol. 5, No 10, pp. 905-910, Oct.2011. [11] DEK-TMK, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi, Enerji Raporu-2010. [12] TEİAŞ, 2006, Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2006-2015), TEİAŞ, Haz.2006. [13] Başaran M., Dünyada Nükleer Enerjiye Bakış, EIF2015, Ankara, 4-6 Kasım 2015. [14] ETKB; Dünyada ve Türkiye’de Enerji Görünümü, 2012. [15] Şimşek M., Nükleer Santrallerin Enerji Piyasasına Etkisinin İncelenmesi ve APLUS Bilgisayar Programı ile İrdelenmesi, Yük. Lisans Tezi, İTÜ Enerji Enstitüsü, Temmuz 2015. [16] Şimşek M., Tuğrul A.B., “Nükleer Santrallerin Enerji Piyasasına Etkisinin İncelenmesi”, 21. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2014, İstanbul, 05-06 Mayıs 2015 CD Bildiri Kitabı. SUMMARY In this study, energy power plants evaluated with availability capacity concept and appraise the energy supply security with the fiction projection. By this concept, problems on energy supply security were discussed that having during the uninterrupted electricity supply. An important solution of the problem is installing of the nuclear power plants that evaluate with relation energy supply security. For Turkey, energy has highest priority like as other many developing countries. Energy supply security for Turkey evaluated according to the strategic criteria of energy policy. Turkey has had plans for establishing nuclear power generation since 1970. Today, plans for nuclear power are a key aspect of the country’s aim for economic growth. Under these circumstances, different alternatives described and assessed with in terms of the energy expansion of Turkey. The nuclear power program assessed in detailed by the 2023 energy targets of the country. With this study, different energy supply security initiatives of Turkey were clarified and emphasized and evaluated related political security events. Energy policy has leaded many of the economics and politics events and security of the countries. Energy plays an important role in the national security of any given country, but it needs the contemporary situations a fuel to power the economic engine. It is necessity that should manage the energy policy with diplomatic strategies and all type related actions. it can be said that the energy policy affected all the strategies of the country directly or unclearly, but always it has priority for reasonable and applicable initiatives for all countries. It was shown that establishing of the nuclear power plants are most important alternative for the energy supply security. 11 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Algerian Renewable Energy Grab Ammar MOUSSI LARHYS Laboratory, Université de Biskra ABSTRACT In Algeria, Oil occupies an important place in the country’s economic development. The increase in oil revenues following the increase in volumes produced jointly and energy prices has allowed an average growth in GDP of 4% per year during the previous decade. This encouraging scenario has motivated Algerian government to go further in order to promote renewable energy aspects in local market in order to allies with worldwide tendency and withstand against any future concern on energy market. However, Nowadays, because of fossil fuel price collapse and noticeable oil and Gas reserves degradation, this يبشر gloomy future that can abolish all these perspectives. Most of megaprojects seem to have stalled. The question to ask, is it possible to overcome this shockwave in the near future and what will be the consequences on national growth and foreign trade? I. RENEWABLE ENEGY, A NEW PRIORITY FOR THE FUTURE Since 2011, the Algerian government launched an ambitious green energy program for the development of renewable energy (RE) and energy efficiency. This relies on a strategic vision focused on the development of inexhaustible resources such as solar and using them to diversify energy resources and foreign trades. The program intends to install nearly 22 GW renewable by 2030. About 12 GW will be dedicated to local demand while the remaining is intended for export to the EU. The export of electricity relies in euro-Mediterranean potential projects such as DESERTEC, a plan to power Europe from Saharan solar plants and banks on local financing. . In addition, it is conditioned by the existence of a guarantee of long-term purchase of reliable resources and existing external funding partners [1-2]. Taking advantage of this program, renewables are placed at the core of energy and economic policies pursued by Algeria: by 2030, around 40% of electricity production for domestic consumption will be from renewable sources. Indeed, Algeria has to position itself as a major player in the production of electricity from solar photovoltaic and 12 solar thermal that will drive sustainable economic growth able to stimulate a new growth model. The national renewable energy potential is heavily dominated by solar. Algeria considers this energy as an opportunity and a social and economic development lever, especially through the establishment of creative industries. By 2020, sixty solar photovoltaic and solar thermal power plants, wind farms and hybrid power plants are to be considered along the five following axis, Figure 1. Capability To Install By Field Of Energy Activity Supporting activity Energy efficiency program Develop industrial capabilities Research and development Regulations Figure 1. Renewable energy priorities. Renewable electricity generation projects dedicated to domestic market will be conducted in three stages, Figure 2: 2011 Pilot projects implementation beginning of the 2013 program large-scale 2015 implementation 2020 Figure 2. Renewable Energy Projects scheduling. These steps require the deployment of exhaustive funding and human resources. Thus, an associated action has to be undertaken by Universities and training institutions de acquire the know-how especially in terms of engineering and projects management. II. CONTEMPORANEOUS SITUATION With assumptions of economic growth rate of 3% and a growth rate of 1.6% per year for the period 2007-2030, the rate of growth in energy demand would be between 2.8% and 4 3% per year, for the projection period, the Algerian market will absorb maximally 61.5 MToe of primary energy, in 2020 and 91.54 Mtoe in 2030. Consequently, the vision was to relay on affordable richness to develop renewable energy resources which is a twofold prospects[3]: First, this allows the development of local energy market by diversifying energy assets. Of course, this allows the ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book emergence of embryonic privet and state companies that can retrieve labor and human resources. Secondly, part of this energy demands will be used to increase export capacity which will sustain theses new projects. Today, Algeria’s energy needs are almost met by the most available resources which is Gas. The continuation in the current national energy consumption tendency can turn into a serious problematic to the supply-demand balance for this energy source in the long term. Therefore, It is necessary to look for other forms of energy. It assumed that the levels of the natural gas needs of the domestic market would be about 45 billion m3 in 2020 and 55 billion m3 by 2030. To these is export ed the needs of export capacity dedicated to finance national economy. Similarly, electricity generation should be between 7580 TWh in 2020 up to 150 TWh by 2030. The major challenge is to merge renewable in the energy mix in order to diversify electricity production and contribute to sustainable development. This action will not be of interest if not accompanied by important energy saving and energy efficiency. In addition to the deployment of all sectors whether are public or private one[4]. III. SOLAR ELECTRICITY PRODUCTION PROGRAM Algeria is determined to promote RE sector. This strategic choice is motivated by the huge potential of solar energy. This energy is the major axis of the program devoted to solar thermal and solar PV. Solar electricity should reach by 2030 over 37% of national electricity production. Figure 3 (a) and (b) show current production park structure and planned integration of RE in the electricity production. MW 35 000 30 000 25 000 20 000 (a) 15 000 5 000 20 11 20 12 20 1 20 3 1 20 4 15 20 1 20 6 1 20 7 1 20 8 1 20 9 2 20 0 21 20 2 20 2 23 20 24 20 2 20 5 2 20 6 2 20 7 2 20 8 2 20 9 30 0 Puissance installe du parc classique 160,00 40,0% 140,00 35,0% 120,00 30,0% 100,00 25,0% 80,00 20,0% 60,00 15,0% 40,00 10,0% 20,00 5,0% 0,00 2011 2015 Production parmoyens conventionales(TWh) 2020 2025 Production parmoyens EnR(TWh) 0,0% 2030 Taux de penetration(EnR%) Figure 3. Renewable energy integration in electricity production. Taux de penetration(EnR%) Production (TWh) (b) a. Industrial capacity development To ensure a proper development of this ambitious project, the industrial sector should endorse this determination. Starting from technical knowledge, engineering and research, Algeria is determined to invest and develop in local creative segments. b. Solar photovoltaic By 2020, the objective is to reach an integration capacity of about 80%. To do this, there is provided the construction of a silicon production facility. This is to be achieved through the creation of a PV module manufacturing plant with a starting capacity of 120 MWp / year by “Sonelgaz”. As well, it is expected to put in place a national subcontracting network for the production of inverters, batteries, transformers, cables and other equipment used in the construction of a photovoltaic plant. Over the same period, design capabilities, procurement and construction capable of achieving 60% integration is expected. It is also envisaged the implementation of a certification center for equipment for renewable energy facilities. Over the period 2021-2030, the rate of integrations should be boosted and the production capacity of PV modules should be expanded to reach 200 MWp /year. In addition, subcontractors manufacturer are encouraged. It should also be marked by the total control of engineering activities, procurement and construction of power plants. c. Solar thermal For this sector, by 2020, it is expected to reach an integration rate of 50% through the implementation of three major projects that will be conducted in parallel to engineering capacity building actions: 10 000 Puissance installe du parc renouvelable It is expected that by 2020, to produce about 2600MW for the domestic market and fix export potential to about 2000 MW. By 2030, it is planned to install a capacity of nearly 12000MW for the national market and an opportunity to export up to 10,000 MW. Most of this energy is either solar thermal or PV[1-2]. • Construction of a mirror making factory; • Construction of manufacturing plants coolant equipment and energy storage; • Construction of a plant for the manufacture of the power block equipment; • Business development and engineering design capabilities, procurement and construction. Other sources of renewable energies, such as wind and biomass, are also considered but in an narrow scale. More emphasis is put on acquiring the know-how methodologies. 13 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book d. Research and development Of course, none of the previous ambitions could be achieved and maintained if not sustained by a strong local research and development program. Algeria promotes research to make renewable energy program a catalyst for the development of a national industry that will potentials (human, material, scientific... etc.) The role of research is even more crucial that it constitutes a key element in the acquisition of technology, knowledge development and improvement of energy performance. For Algeria, accelerate the acquisition and the use of technology is essential particularly for photovoltaic and solar thermal. Universities and research centers present the key stone for this goal. e. Legal framework and incentive measures Aware of the growing interest in renewable energy and their issues, Algeria has integrated their development in its energy policy by the adoption of a legal framework favorable to their promotion and implementation of related infrastructure. Since 1999 up to now successive decisions were made in favor of promoting renewable energy and installing incentive measures to encourage local and foreign investment IV. ACTUAL MARKET STATUS Algeria is the largest territorial unit in North Africa with an estimated 40 million people. It is an oil producing country with an annual growth rate of 3.2 per cent. The oil and gas sector accounting for around 97% of merchandise exports and 60% of fiscal revenues, Algeria is highly affected by the unprecedented fall in global oil prices. If the global financial meltdown persists, Algeria could suffer a major setback. For instance, its 2016 budget has been benchmarked against the $37.0 per barrel oil earnings. With depleted or no reserve, crisis will continue to deepen. Simply put, a persistent drop in crude oil prices means that the government will have less to spend for capital projects in the years ahead[5-6]. A more realistic vision is now announced, talking about rationalising spending. Analysts expect more infrastructure projects may be delayed, and say more opportunities in non-energy industries, such as housing and farming, may open for private, and foreign, investment to free up state funds. But, some economists say the limited measures announced so far will do little to plug a budget deficit officially forecast at 22 percent of gross domestic product (GDP) in 2015, based on oil at $90 a barrel - almost triple the current price. They say there is little room for maneuvers as cuts to welfare spending appear out of bounds, for now, in a country with a history of socialist and centralized economic policies. Even foreign investment looks gloomy, since Algeria experiences a Poor business climate. The country suffers from structural shortcomings including low competitiveness, a weak business climate (placed 154 out of 189 countries in the 2015 Ease of Doing Business ranking) and a burdensome regulatory environment. This generates difficulties in attracting FDI[7-8]. V. CONCLUSION Taking into account the sensitive time for Algeria’s leadership, Decisions to be made could be difficult even hard to apply. When the 2011 Arab Spring uprisings broke out at neighborhood, still, Algeria was in a much better shape, with foreign exchange reserves of around $185 billion at that time and being drown since that, Figure 4 Algeria may have ample FX reserves, but it still imports most of the goods it needs, including food, medicine and manufacturing parts. In addition, it is losing market competitivity against quickly developing unconventional shale oil and gas. Nowadays, the question to ask is how much longer can growth persist? What are the channels through which the crisis could spread to Algeria and how are the effects being felt? Predicting Severe long term reduction in foreign exchange earnings, Predictive measures are already put on, starting from reduced level of domestic investment, less funding available for much-needed investment in infrastructure and other socioeconomic projects, slowdown in import, stumbling stock prices, and diminishing foreign direct investment. The latest government decisions were a public-sector job-hiring freeze covering most areas except energy, health and education. The illusion that the large foreign exchange reserves would shield the country from collapsing oil prices has itself collapsed. 14 Figure 4. Foreign exchange reserve. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book According to some economist, Algerian authorities are likely to priorities social stability over fiscal responsibility in the short term, in the expectation that the current fall in oil and gas prices will not last for longer than one or two years. Thus, the first victim of such decisions would be megaprojects as several planned urban tramway and railroad projects across the country and the potential renewable Energy long term plan. The prosperous RE project seems to wait for the time being if not concealed. REFERENCES [1] Embarek Abdelkader El Mekki, “Stratégie Nationale Energies Renouvelables Algérie” Forum algérobritannique de l’Energie, Alger, 04 Mars 2013. [2] Sonelgaz Newsletter presse n°13, Edition électronique – Avril 2011. [3] Esseghir Asma et Haouaoui Leila, “Croissance économique, consommation d’énergie et développement durable: l’exemple de la région méditerranéenne” Colloque international francophone, «Le développement durable: débats et controverses”, 15 et 16 décembre 2011, Université Blaise Pascal, Clermont-Ferrand. [4] Mohamed M.K., “L’Algérie dans la transition énergétique et la coopération euro-méditerranéenne” Colloque international, Ecole Préparatoire en Sciences Economiques, Commerciales et Sciences de Gestion d’Oran, 10 et 11 novembre 2013. [5] Benzidane Hadj, “Implications Of The Current Global Financial Crisis Algerian Economy: What Are The Lessons?” International conf on Impact of The global financial crisis, 20-21 October 2009. [6] Brambila Macias, Massa I., “The global financial crisis and sub-Saharan Africa”, Working paper n° 304, Overseas development institute, UK, 2009. [7] Deutsche Bank report, “Algeria, Frontier country report”, | June 8, 2015. [8] The international monetry fund IMF Report, 2015, The IMF’s Middle East and Central Asia Department (MCD). 15 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book An Anfis Estimator For PMBLDC Motor Photovoltaic Pumping System Ammar MOUSSI LARHYS Laboratory, Université de Biskra A. TERKI LARHYS Laboratory, Université de Biskra N. TERKI LARHYS Laboratory, Université de Biskra ABSTRACT In this work an Adaptive Neuro Fuzzy Inference System (ANFIS) estimator of permanent magnet brushless DC motor (PMBLDC) in PV pumping system is presented. The operation of such motor requires accurate rotor position knowledge. However, most rotor position sensors produce undesirable effects such as mechanical losses. In order to overcome these disadvantages, sensorless scheme offer great advantages. Thus, a combined scheme which groups the adaptive capability of the neural network together with the reasoning ability of fuzzy logic is presented. This ANFIS estimator results in a fast responding and flexible model and lends itself perfectly adapted for complex system such as PV pumping systems. Keywords: Photovoltaic system, Brushless DC motor, ANFIS estimator, Speed controller I. INTRODUCTION In early1980s, DC motors are widely used for PV pumping applications either with or without intermediate converters[1]. However these motors a bulky, and require frequent maintenance. Nowadays solar power fed permanent magnet brushless DC (PMBLDC) motors are being used instead[2]. PMBLDC machine is more popular due its simple structure and low cost[1,3]. These machines have the advantages of light weight, small size, simple mechanical construction, easy maintenance, good reliability, and high efficiency [15]. In general, for appropriate power devices commutation, the motors is equipped with mechanical position detector such as Hall Effect sensor, optical or inductive sensor. They endure undesirable effects such as mechanical losses, periodic maintenance and also requisite proper changes in mechanical design. In order to overcome these drawbacks, there is a need to develop a sensorless scheme for estimating rotor position. In recent years, many sensorless drive methods have been proposed. Of these Extended Kalman Filter (EKF) and Flux 16 Linkage Observer (FLO) based on the integration of back EMF were proposed[7-10]. In this work an Adaptive Neuro Fuzzy Inference System (ANFIS) estimator of permanent magnet brushless DC motor in PV pumping system is presented. The Adaptive Neuro Fuzzy Inference System (ANFIS), is a neural network that is functionally the same as a Takagi–Sugeno type inference model. The ANFIS is a hybrid intelligent system that takes advantages of both ANN and fuzzy logic theory in a single system, by using the ANN technique to update the Takagi–Sugeno type inference model parameters. In order to explain the concept of ANFIS structure, five distinct layers are used. The first layer in the ANFIS structure is the fuzzification layer; the second layer performs the rule base layer; the third layer performs the normalisation of membership functions (MFs); the fourth and fifth layers are the defuzzification and summation layer respectively[11]. The paper is organized as follows. In section 2, PV pumping system structure is presented while the Adaptive network fuzzy inference system estimator is described in section 3. Simulation results and system performances are showed in section 4. Finally, Section 5 concludes our contribution and merits of this work. II. SYSTEM LAYOUT The full system mainly consists of the solar cell array generator, DC/DC converter with MPPT (maximum power point tracker) command, PMBLDC motor with its bridge inverter coupled to a centrifugal pump load. The motor is controlled through a hysteresis current loop and an outer speed with PI type controller as shown in Figure 1. a. PV generator model The characteristic of the Photovoltaic generator can be presented by the following nonlinear equation[4]: (1) ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book The value of the torque reference is given by [4]: (7) Where the speed error of previous interval is, is the speed error of working interval. and are speed controller gains. d. Current control Several techniques can be used to control the phase current of the PMBLDC motor. In this paper a hysteresis current controller is used. It has the major advantage of not requiring machine parameters to be known. However, the commutation frequency is not constant[4]. It depends on many factors such as the applied voltage, the back emf, hysteresis band ...etc. Figure 1. Overall system configuration. - - - - - - IPV Array output current Rsh PV array equivalent shunt resistance, Isc PV array short circuit current, Io PV array reverse saturation current, Rs PV array series resistance, Vth PV array thermal voltage. The thermal voltage Vth and t reverse saturation current Io are successively identified by [4]: (2) Maximum value of commutation frequency is obtained at starting and is given by [4]: (7) The commutations are obtained by comparing actual currents ia.b.c to a rectangular reference i*a.b.c and by keeping them in hysteresis band . The commutation sequences of switches are summarised in the table I.[5]. Table 1. Operating Sequences With Respect To Rotor Position (3) b. Permanent magnet Brush-Less DC motor model The simplified schematic of PMBLDC motor who has a trapezoidal electromotive force, the use of Park transform is not the best approach in modelling the machine. Instead the natural approach in used where the emf is generated with respect to rotor position. The electric part of the motor is well documented in[4,5]. c. Speed control PI speed controller is widely used in industry due to its ease in design and simple structure. The rotor speed is compared with the reference speed and the resulting error is estimated at the nth sampling instant as: (4) (5) e. Pump model A centrifugal type is used. It can be described as an aerodynamic load which is characterised by the following load equation [4]: (8) Where A is the pump constant. III. ANFIS ESTIMATOR The adaptive network fuzzy inference system plays a significant role in the field of artificial intelligence. It combines the advantages of a fuzzy controller as well as 17 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book quick response and adaptability nature of artificial neural network[11]. Hence using this scheme one can avoid the use of a position sensor which produces mechanical losses neurons, each of which having a very specific behaviour. From these, second, third and fifth layer have constant behaviour, while layers 1 and 4 have varying parameters. in the motor. Different configurations of adaptive network fuzzy inference system have been tested and the best one that gives the minimum error value is shown in Figure 3. The Algorithm of the model structure was constructed as shown in Figure 2. The membership functions were obtained from the data set of the back emfs which were first normalized for loading Data. Then generate Fis, built on sugeno structure, which is obtained by creating of input membership function: number (tree inputs) & type (triangular) and output type(linear). The choice of optimization method (hybrid) is obtained by Train Fis. If the results are satisfactory (error is minimum) after test Fis, denormalised procedure is done and go to application thereafter. The ANFIS structure consists of 5 layers of Figure 3. Structure of ANFIS model proposed. Layer 1: consists of five adaptive neurons in which the fuzzification is performed, that is: the grade of membership to the defined membership functions of the input is evaluated. (9) Where x is the input to ith neurons and Ai is membership function correspond to variable x. The membership function µAi (x) is triangular. Layer 2: consists of 125neurons, each node output represents the firing weight of a rule gives then: (10) k: represent the number of rule, i: the number of x partition and j : number of y partition. Layer 3: consists of 125 neurons, every node calculates the ratio of every rule firing weight to the sum of all rule firing weights. (11) Figure 2. Algorithm of the ANFIS model. 18 Layer 4: consists of 125 neurons. Nodes in layer 4 are adaptive nodes in which the consequent evaluation inference is calculated, its output is defined as: (12) ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Wk is the output of layer3 and is called consequent parameters. Layer 5: Finally, is single node in layer 5, where sums all the outputs from 4th layer to compute the overall output of the network: (13) IV. SIMULATION RESULTS The entire ANFIS network architecture is represented in the Figure 6. The inputs are the three line to line back emfs of the motor namely Eab, Ebc and Eca, Figure 4. And the desired output is the estimated rotor position angle. To produce the above relationship with least possible error, a five layer feed forward adaptive network fuzzy inference system is used. The input layer consists of five neurons that have their inputs as the three line to line back emfs, the three hidden layers consists of 125 each and the output layer consists of a single neuron whose output is the estimated position of the rotor. The relationship between back emf and rotor position is shown in Figure 5. Figure 6 shows estimated rotor position by adaptive network fuzzy inference system and the error, along with real rotor position without regulation. Figure 7 shows the estimated rotor position by adaptive network fuzzy inference system and the error, along with real rotor position the case is with PI speed control. Comparing the cases with control (PI regulator) and without control, the controlled system attains steady state in (0.04s) greater than the case without regulation the system attains the steady state in(0.023s), so the PI regulator slows the dynamic responses. Figure 6. Simulation results without control. Figure 4. The inputs curves. Figure 5. The back emf Eab. Figure 7. Simulation results with PI controller. 19 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book The performance of the trained adaptive network fuzzy inference system is found to have very minimal errors which is about 1.303e-7 as seen in the Figure 7 (without control). For Figure 8 (with PI controller), the error is 7.8386e-9. The error of output of ANFIS and real rotor position sensor are compared through Figure 6 and Figure 7 respectively. It is clear that the error in Figure 7 is too small (7.8386e-9) than these in Figure 7 (1.303e-7). The proposed scheme works efficiently where the usage of neural network topology together with fuzzy logic in adaptive network, ANFIS, not only includes the characteristics of both methods, but also eliminates some disadvantages of their lonely-used case. [7] [8] [9] V. CONCLUSION The developed ANFIS models were successful in estimating rotor position of PMBLDC motor used in PV pumping system. In this paper the design of adaptive network fuzzy inference system based sensorless scheme was developed for permanent magnet brushless DC motor. The proposed scheme works efficiently for both with control (PI regulator) and at without control. It was found that the error is very minimal and this is smaller in system with regulation, than these without regulation. Also adaptive network fuzzy inference system based estimator is very flexible. This scheme not only eliminates the position sensor, thereby cutting the cost but also transforms the drive into a highly efficient drive by eliminating losses caused by position sensors. The estimation error is found to be very minimal proving that the developed system is a very efficient and a reliable one. REFERENCES [1] Moussi A., Saadi A., Achour B. and Greg A., “Photovoltaic pumping systems technologies trends”, Larhyss journal, 2003, pp.127-150. [2] Packiam P., Jain N.K., Singh I.P., “A review on development of photovoltaic water pumping system” Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 43, 2015, pp. 918–925. [3] Demirtas M., Karaoglan A.D., “Optimization of PI parameters for DSP-based permanent magnet brushless motor drive using response surface methodology” Energy Conversion and Management, Vol. 56, 2012, pp. 104–111. [4] Terki A., Moussi A., Betka A., Terki N., “An improved efficiency of fuzzy logic control of PMBLDCfor PV pumping system” Applied Mathematic Modeling, Vol. 2, 2012, pp. 934-944. [5] Moussi A., Terki A., Asher G., “Hysteresis current controller of permanent Magnet Brushless DC motor PV pumping system”, ASME, 2005, pp. 523-528 [International Solar Energy conference]. [6] Hiyama T., “Neural network based estimation of 20 [10] [11] maximum power generation from PV modules using environmental information” IEEE Transactions . EC, Vol.12, 199, pp. 241–247. Ungurean A., Coroban-Schramel V. and Boldea I. “Sensorless control of a BLDC PM motor based on I-f starting and Back-EMF zero-crossing detection ” OPTIM ’10, 2012, pp. 377-382. AlinStirban, Ion Boldea, and GheorgheDanielAndreescu, “Motion-Sensorless Control of BLDC-PM Motor With Offline FEM-InformationAssisted Position and Speed Observer” IEEE Transactions. Ind. Appl, Vol. 48, 2012, pp. 1950-1958. LiviuIoanIepure, Ion Boldea and FredeBlaabjerg, “Hybrid I-f starting and observer-based sensorless control of single phase BLDC-PM Motor drives” IEEE Transactions. Ind. Electron, Vol.59, 2012,pp. 3436 – 3444. Sreepriya R. and Ragam Rajagopal, “Sensorless Control of Three Phase BLDC Motor Drive with Improved Flux observer” IEEE International Conference on Control Communication and Computing ICCC, 2013, pp.292297. Abdulshahed, Andrew P., Fletcher S., Myers A. “Thermal error modelling of machine tools based on ANFIS withfuzzy c-means clustering using a thermal imaging camera” Appl. Math. Model, Vol. 39, 2015, pp. 1837–1852. APPENDIX PV generator, motor and pump parameters. PV generator Modules AEG-40. (Temperature T=25°Cand solar insolation E=1000W/m².) • Open circuit voltage 22.40 V • Short circuit current 2.410 A • Series resistance 0.450 • Current temperature coefficient 0.06%/ C • Voltage temperature coefficient 0.40%/ C Brushless DC motor • Rated power • Rated speed • Rated voltage • Rated current • Per phase resistance • Per phase inductance • Poles number • E.m.f constant 690 W 3000 rev/min 200-220V 4.8 A 1 5 mH 6 0.47 Centrifugal pump • Rated speed • Rated power • Flowrate • Head • Efficiency 3000 rev/min 521 W 2.597 l/s 14.11 m 69% ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Fireside Chemical Treatment For Fossil Fired Boilers Efficiency Management And Maintenance Optimization Andras BACZONI NALCO Company ABSTRACT Slagging and fouling in fossil fuel boilers can significantly increase operation and maintenance costs, increase the amount of CO2 emitted per MWe produced, and ultimately limit plant output. All these factors impact operational flexibility and the ability to fully exploit an ever-changing power market. Boilers are designed to accommodate the chemistry of specific fuel qualities. In the current global economic market we find that units are being pushed beyond their design operational limits and fuel quality is significantly different than that planned with initial design. This means that many units are burning imported coals, biomass, waste fuel, or combinations of these. A range of technologies to predict and evaluate the likelihood and consequences of fuel-related boiler fouling have been developed. This data is then used to design and implement targeted solutions to enhance boiler cleanliness and improve unit operations. It is essential to know the fuel what is used for the boiler to plan operation with chemical additive. In this paper we introduce some East-European case history of fireside chemical treatment of coal fired power plants. In these cases efficiency is decreased due to high amount of slag accumulation in the radiant zone therefore operational expenses is increased meanwhile plant efficiency is decreased. These operation challenges lead to implement an ultimate low capital investment solution to increase the flexibility in fuel. The implemented chemical treatment is fed directly into the fuel conveyor belt and a close monitoring is used for the treatment efficiency. In both case the return on investment (ROI) on the treatment is less than one year what is proved the applications continuous use to enhance the safe and reliable steam and electricity production. With chemical treatment the boilers run length between manual cleaning is increased what reduced the maintenance costs as well. INTRODUCTION Slagging and fouling in fossil fuel boilers can significantly increase operation and maintenance costs, increase the amount of CO2 emitted per MWe produced, and ultimately limit plant output. All these factors impact operational flexibility and the ability to fully exploit an ever-changing power market. Fuel impurities such as sulfur, alkalies (Na, K), vanadium, and chlorine can play an important role in the formation of liquid phase deposits and are also considered to be the main sources of fireside corrosion. Liquid phase deposits not only promote the accumulation of fly ash particles on heat transfer surfaces, but also provide electrolytes for electrochemical attack of metal tubes. Many efforts have been made to minimize or control deposits and corrosion. These include boiler and burner designs, combustion control, fuel selection, mechanical cleaning using highly resistant alloys, and applying chemical additives. Additives can react with ash particles or slag constituents to modify deposit structure; inhibit the formation of liquid phase, corrosive compounds; and form a protective barrier on the tube surfaces[1-4]. Anyway if the deposition happening will affect the boiler performance and therefore the whole plant productivity and total cost of operation (TCO). ESTIMATION OF SLAGGING AND FOULING OF COALS There are developed range of technologies to predict and evaluate the likelihood and consequences of fuelrelated boiler fouling. This data is then used to design and implement targeted solutions to enhance boiler cleanliness and improve unit operations. Basically need to collect coal and ash analysis and after a computer algorithm can help to predict the likelihood of slagging and fouling for any type of fuel. The respective method is different for all type of fuel. A proximate and an ultimate analysis is a minimum to have to say anything. The ASTM [5] method of ash fusibility temperature (AFT) is also a simple and easy method to measure likelihood of slag development. If the melting temperature is in a specific range than the layering mechanism is actively present in the furnace. This meaning a sticky material is adherent to the tubes and collect furthers the fly ash. A layering process is elevating the thickness of the deposit. 21 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book The characterization of different ashes can be seen in the next Table 1. Table 1. The Classification of Ashes Lignitic ash Lower rank coal having more (CaO+MgO) than Fe2O3. Bituminous ash Higher rank coals having more Fe2O3 than (CaO +MgO). Loose deposit without chemical bonding, no capillary attraction and contain no sticky component in the matrix Bonded deposit sintered deposit, a denser layer of slag firmly bonded to the heat tansfer surface Low fusible ash NaCl, Na2SO4,CaCl2, MgCl2, Al2(SO4)3: mp 700-850°C Medium Fusible ash Na2SiO3, K2SO4 and FeS: mp 900-1100°C High Melting ash CaO, MgO,Al2O3, Fe2O3: mp1600-1800°C Coal type Ash deposit structure Ash fusibility CHEMICAL ADDITIVE TO CONTROL SLAG FORMATION The purpose of the continuous treatment is to reduce the slagging of the ash in different areas within the fireside of the boilers. By reducing the slagging on the heat transfer surfaces we aim to longer the operation time between cleanings meanwhile the efficiency of the boilers will be kept more stable over the time. The so-called “Slag control program”: • The dosage of the product is increasing the melting temperature of the slag, slag weakening and reducing deposits (Figure 1). • In addition to reducing the remaining deposits of clay and are easier to remove. • Slag removal devices act more effectively • Higher operating time between two cleaning operations and reduced fuel consumption. Figure 1. ASTM method for AFT measurement in case of additive and original coal sample. The program is based on aqueous magnesium compounds. The feeding of the aqueous form suspension is done by spraying over the fuel before entering the feeding hopper. Typically the following metallic compounds responsible for slagging: • Iron Cordierite (2FeO-2Al2O3-5SiO2): mp 1088-1380 °C • Anorthite (CaO-Al2O3-2SiO2): mp 1300-1400 °C 22 • Albite (Na2O-Al2O3-6SiO2)-nepheline (Na2O-Al2O3-2SiO2): mp 1060-1280 °C • Calcium metaphosphate (CaO-P2O5) to Calcium pyrophosphate (2CaO-P2O5): mp 1000-1300 °C Replace the metal oxides in the structure to form the high melting chemical: MgO-Al2O2-SiO2 (the melting point of MgO is 2852 °C) and as well increase the porosity of the slagging and make it loose and easy to remove[6-8]. See next Figure 2. Adherent deposit with low porosity Loosy, porose deposit Figure 2. The comparison of untreated and treated deposit porosity. In Table 2 the possible savings area are summarized that can be gain from a good treatment program on the fireside. The majority of savings can be achieved by reduced maintenance time and cost and through reduced maintenance time. Table 2. Benefits of A Fireside Chemical Slag Control Treatment Increased capacity •Increase in megawatt production (steam production) •Decrease in auxiliary power requirements (ID Fan, bottom ash clinker grinders, soot blowing air or steam requirements, etc.) Increased availability •Reduced downtime for fireside cleaning •Reduced load drops to shed slag Reduced maintenance costs •Reduced use of soot blowers. Maintenance and replacement costs are directly proportional to use. •Reduced tube leaks. Soot blowers and water cannons can damage tubes. Aggressive cleaning of the fireside can do the same. •Slag falls can damage tubes and require major maintenance. Environmental benefits •Improved boiler efficiency reduces CO2 emissions •A cooler furnace due to improved heat transfer can reduce NOx production by 5-10% •Reduced sulfuric acid Emissions that can affect opacity Life extension (asset protection) • Soot blowers and fans • Tubes and pendants Improved Safety • Draft balance in furnace • Online cleaning methods Improved heat rate (net) • Boiler efficiency (fuel-to-steam ratio) • Auxiliary power requirements • Superheat and reheat temperature control (attemperation spray) Fuel flexibility • Ability to burn lower quality (less expensive) fuels (higher slagging or fouling index) • Ability to burn (cofiring) solid waste or biomass ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book What needs to keep in mind that not all Mg based chemical additive is equal. It is matter the type of manufacturing the form of magnesium based compound and particle size as well to apply a successful treatment take the desired effect on the operation. CASE HISTORY ON SLAG CONTROL AND THE ECONOMIC ASPECTS OF SLAG A hard coal fired 1780 MWe power plant has conventional 225 MW furnace units + 1 biomass unit. The coal what is used for fuelling sometimes has slagging characteristic sometimes looking to be easily burnable. When slagging type of coal is burnt that need chemical support to not lose competitiveness of the plant on the market. Nalco 8270 fireside chemical treatment is applied since 2011 for slagging control. The treatment is setup to add the chemical additive to the fuel on the conveyor belt. (Figure 3) It is obviously can be seen that lower MWe could be produced when fireside treatment is stopped what resulted as an average 3 MWe lost on a continuous basis. On the end of July when performance is decreased finally needed to shutdown and manually needed to clean the boiler furnace with the involvement of alpinist group. Alone this result a big maintenance cost to the plant. It can be seen on Figure 5 that in case of no treatment the slagging is happened on the SH section what resulted lower spray attemperation water flow. This also resulted with time higher flue gas exit temperature (FGET), what also added additional cost to the electricity consumption of the ID fans. Figure 3. Nalco 8270 Fireside Chemical dosing system. The treated coal going to the milling process where homogenization happening in the pulveriser prior fuel entering into the furnace. In the next Figure 4 the treated and untreated periods can be seen of the operation. For below example Unit #1 operational data is can be seen in the operation period of April - July 2015. Figure 5. SH temperature (°C) on the right and desuperheating water amount (t/h) on the left (compared points where load above 200 MWe). In the next Table 3, the results are summarised for the operation point of view. Table 3. The Economic Benefit Of Fire Side Treatment Of Boilers With the almost 2 Million € savings the power station’s fireside treatment project return on investment (ROI) if compared with the investment is less than 3 month! Figure 4. Top MWe performance lost during untreated period (compared points where load above 200 MWe). Next to the economic savings also needs to mention the e-ROI benefit, what stands for the Return on Investment from the Environmental point of view. Since the FGET is lower therefore the boiler overall efficiency is increased therefore the environmental footprint of the plant is decreased. 23 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book REFERENCES [1] Lightman, P. and Stree, P. J., “Structural Changes Occurring in Pulverized Coal Firing”, Fuel, 1968, vol. 47,7. [2] B.S. Pierce, K.O. Dennen - The National Coal Resource Assessment Overview, 2009 [3] Ball, C. G., “Contributions to the Study of Coal”, Illinois State Geological Survey, 1995. [4] Reid, W. T., “External Corrosion and Deposits: Boilers and Gas Turbines”, Elsevier, New York, 1971. [5] ASTM (D1857/D1857M – 04) – Standard Test Method for Fusibility of Coal and Coke Ash, Reapproved in 2011 [6] I. Gulyurtlu, P. Teixeira - Prediction of Slagging and Fouling Tendency of Coal & Biomass Co-Firing in Fluidized Bed Combustion, 2012 [7] Katsuya Akiyamaa, Haeyang Paka, Yasuaki Uekib, Ryo Yoshiiec, Ichiro Narusec - Effect of Mg based addition to Upgraded Brown Coal on the Ash Deposition Behavior During Combustion, 2011 [8] B.Chudnovsky, A.Talanker – Effect of bitominous coal properties on heat transfer characteristic in the boiler furnaces, ASME International Conference 2004. ©2016 Nalco an Ecolab Company USA Inc. All Rights Reserved. 24 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Renewable Energy Sources and Environmental Protection Arif MERMER Department of Chemistry Karadeniz Technical University ABSTRACT Renewable technologies are considered as clean sources of energy and optimal use of these resources minimize environmental impacts, produce minimum secondary wastes and are sustainable based on current and future economic and social societal needs. Renewable energy technologies provide an excellent opportunity for mitigation of greenhouse gas emission and reducing global warming through substituting conventional energy sources. According to the World Energy Outlook (2013) sustainable energy policies should be promoted in order to spur economic growth and environmental protection in a global context, particularly in terms of reducing greenhouse gas emissions that contribute to climate change. In this paper, environmental issues such as acid precipitation, stratospheric ozone depletion, and the greenhouse effect are discussed, particularly as they relate to energy, environment and sustainable development. 1. INTRODUCTION Renewable energy sources (RES) supply 14% of the total world energy demand[1]. RES includes biomass, hydropower, geothermal, solar, wind and marine energies. The renewable are the primary, domestic and clean or inexhaustible energy resources. Nuclear energy is not normally considered to be a renewable energy source as it does not replenish within the lifetime of a person[2]. Large-scale hydropower supplies 20 percent of global electricity. Wind power in coastal and other windy regions is promising source of energy[3]. Main renewable energy sources and their usage forms are given in Table 1. Sustainable development requires methods and tools to measure and compare the environmental impacts of human activities for various products[5]. At present, consumption of fossil fuels is dramatically increasing along with improvements in the quality of life, industrialization of developing nations, and increase of the world population. Also, computers and lifts cease to function, hospitals sink to a care and maintenance level and the lights go out. As populations grow, many faster than the average 2%, the need for more and more energy is exacerbated. Enhanced lifestyle and energy demand rise together and the wealthy industrialized economies which contain 25% of the world’s population consume Table 1. Main Renewable Energy Sources and Their Usage Form[4] Energy source Energy conversion and usage options Hydropower Power generation Modern biomass Heat and power generation, pyrolysis, gasification, digestion Geothermal Urban heating, power generation, hydrothermal, hot dry rock Solar Solar home system, solar dryers, solar cookers Direct solar Photovoltaic, thermal power generation, water heaters Wind Power generation, wind generators, windmills, water pumps Wave Numerous designs Tidal Barrage, tidal stream 75% of the world’s energy supply. Increasing consumption of energy to meet out current energy demands alarm over the energy crisis has generated a resurgence of interest in promoting renewable alternatives to meet the developing world’s growing energy needs[6]. Problems with energy supply and use are related not only to global warming, but also to such environmental concerns as air pollution, acid precipitation, ozone depletion, forest destruction, and emission of radioactive substances. These issues must be taken into consideration simultaneously if humanity is to achieve a bright energy future with minimal environmental impacts. Much evidence exists, which suggests that the future will be negatively impacted if humans keep degrading the environment[7]. The main objective of this paper is to discuss the environmental problems such as acid precipitation, stratospheric ozone depletion, and greenhouse effect and the anticipated patterns of future energy use and consequent environmental impacts and to identify some solutions to the current environmental problems, focussing on renewable energy sources and technologies and the linkage between renewable energy and sustainable development. 2. RENEWABLE ENERGY SOURCES One of the most notable features of renewable forms of energy is the diversity of technologies and resources. The energy resources have been split into three categories: fossil fuels, renewable resources and nuclear resources 25 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 10,038 10,549 11,425 12,352 13,310 1080 1313 1791 2483 3271 Large hydro 22.7 266 309 341 358 Geothermal 43.2 86 186 333 493 Small hydro 9.5 19 49 106 189 Wind 4.7 44 266 542 688 Solar thermal 4.1 15 66 244 480 Photovoltaic 0.1 2 24 221 784 Solar thermal electricity 0.1 0.4 3 16 68 Marine (tidal/ wave/ocean) 0.05 0.1 0.4 3 20 4289 6351 34.7 47.7 Total RES Renewable energy source contribution (%) 1,365.5 1,745.5 2,964.4 13.6 16.6 23.6 The renewable energy share of total world energy consumption is expected to remain unchanged at 8% through 2025, despite a projected 56% increase in consumption of hydroelectricity and other renewable resources[9]. The percentage share of each renewable energy source in 2001 is given in Figure 1. Figure 1. The percentage share of each renewable energy source in 2001. 26 Figure 2. A schematic illustration of greenhouse effect [11]. The earth’s surface temperature has increased about 0.6C over the last century, and, as a consequence, the sea level is estimated to have risen by perhaps 20cm[12]. Such changes can have wide-ranging effects on human activities all over the world. Currently it is estimated that CO2 contributes about 50% to the anthropogenic greenhouse effect. In Table 3, current knowledge of the role of various greenhouse gases is summarized. Table 3. Role of Different Substances in The Greenhouse Effect[13] Share in the greenhouse increase due to human activity (%) 2040 Share in the greenhouse effect due to human activity (%) 2030 Annual growth rate (%) 2020 Present concentration Biomass 2010 Pre industrial concentration Total consumption (million tons oil equivalent) 2001 Ability to retain infrared radiations compared to CO2 Table 2. Global Renewable Energy Scenario by 2040[5] 3. CLIMATE CHANGE SCENARIO Increased use of renewable energy can have an important environmental effect. The potentially most important environmental problem relating to energy is global climate change (global warming or the greenhouse effect). The increasing concentration of greenhouse gases such as CO2, CH4, CFCs, halons, N2O, ozone, and peroxyacetylnitrate in the atmosphere is acting to trap heat radiated from Earth’s surface and is raising the surface temperature of Earth[10]. A schematic representation of this global climate change problem is illustrated in Figure 2. Substance which can be used to produce energy again and again, e.g. solar energy, wind energy, biomass energy, geothermal energy, etc. and are also often called alternative sources of energy[8]. The share of RESs is expected to increase very significantly (30–80% in 2100). The global renewable energy scenario by 2040 is presented in Table 2. CO2 1 275 346 0.4 71 50 ± 5 CH4 25 0.75 1.65 1.0 8 15 ± 5 N2O 250 0.25 0.35 0.2 18 9±2 R-11 17,500 0 0.00023 5.0 1 13 ± 3 R-12 20,000 0 0.00040 5.0 2 13 ± 3 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Furthermore, many scientists predict that if atmospheric concentrations of greenhouse gases continue to increase, as present trends in fossil fuel consumption suggest will occur, the Earth’s temperature may increase in the next century by another 28C and perhaps by up to 48C. If this prediction is realized, sea level could rise between 30 and 60 cm before the end of the 21st century [14]. Crucial to discussions on averting global climate change is thorough evaluations of the costs of reducing carbon emissions. From a developing-country perspective, the discussion of costs and benefits has to take into account the need for policies promoting rapid economic growth. Achieving such a balance between economic development and emissions abatement requires the adoption of domestic policies aimed at improving the efficiency of energy use and facilitating fuel switching, and the implementation of international policies enabling easier access to advanced technologies and external resources[15]. In order to conduct a successful environmental study we should have a clear outline and include the following significant steps: past. However, as awareness of their contributions to the regional and transboundary problem of acid precipitation has grown, attention has begun also focusing on other substances such as volatile organic compounds (VOCs), chlorides, ozone and trace metals that may participate in the complex set of chemical transformations in the atmosphere resulting in acid precipitation and the formation of other regional air pollutants. There are a number of major evidences to show the damages of acid precipitation as follows[17]: • Acidification of lakes, streams, and ground waters • Toxicity to plants from excessive acid concentration • Corrosion of exposed structures l Health hazards for fish and aquatic life • Damage to forests and agricultural crops • Deterioration of buildings and fabrics • Harmful effect of sulfate aerosols on physical and optical properties of clouds • Definition of the main goals both short- and long-term • Measurement or estimation of the data needed as accurately as possible • Evaluation of the measurements or estimations. • Generation of new and reliable data. Reporting of the results without outraging. 4. ACID PRECIPITATION Acids produced by the combustion of fossil fuels (e.g. in smelters for non-ferrous ores, industrial boilers, and transportation vehicles) can be transported over great distances through the atmosphere and deposited via precipitation on the earth on ecosystems that are exceedingly vulnerable to damage from excessive acidity. This acid precipitation was found to be mainly attributable to emissions of SO2 and NOx [16]. A schematic representation of the formation, distribution, and impact of acid precipitation is shown in Figure 3. Also, substances such as volatile organic compounds (VOCs), chlorides, ozone, and trace metals may participate in the complex set of chemical transformations in the atmosphere resulting in acid precipitation, the effects of which are as follows: acidification of lakes, streams, and ground waters, resulting in damage to fish and aquatic life; damage to forests and agricultural crops; and deterioration of materials, such as buildings, metal structures, and fabrics. A major source of acid-precipitation precursors are energy-related activities (e.g., electric power plants, residential heating, and industrial energy use account for 80% of SO2 emissions, while road transport accounts for 48% of NOx emissions in OECD countries).The pollutants have caused only local concerns related to health in the Figure 3. A schematic representation of the formation, distribution, and impact of acid precipitation. Another source of acid precipitation is sour gas treatment which produces H2S that reacts to form SO2 when exposed to air. Road transport is an important source of NOx emissions, accounting for 48% of the total in OECD countries[18]. Additionally, VOCs are generated by a variety of sources, and comprise a large number of diverse compounds. Countries in which the energy-related activities mentioned in the previous paragraph occur widely are likely to be significant contributors to acid precipitation. The largest contributors in the world are the United States, countries from the former Soviet Union and China[19]. 5. STRATOSPHERIC OZONE DEPLETION It is well known that the ozone present in the stratosphere, roughly between altitudes of 12 and 25 km, plays a 27 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book natural, equilibrium-maintaining role for the Earth, through absorption of ultraviolet (UV) radiation (240±320 nm) and absorption of infrared radiation[20]. A global environmental problem is the distortion and regional depletion of the stratospheric ozone layer which has been shown to be caused by the emissions of CFCs, halons (chlorinated and brominated organic compounds) and NOx shown in Figure 4. Figure 4. Schematic representation of ozone-depleting sources[21]. Ozone depletion in the stratosphere can lead to increased levels of damaging ultraviolet radiation reaching the ground, causing increased rates of skin cancer, eye damage and other harm to many biological species. Energyrelated activities are only partially (directly or indirectly) responsible for the emissions which lead to stratospheric ozone depletion. Though such energy activities such as fossil fuel and biomass combustion account for 65±75% of anthropogenic N2O emissions, CFCs, which are used in air conditioning and refrigerating equipment as refrigerants and in foam insulation as blowing agents, play the most important role in ozone depletion. Though scientific debate on ozone depletion has occurred for over a decade, only in 1987 was an international landmark protocol signed in Montreal to reduce the production of CFCs and halons. Tuck[22] undertook a comprehensive study on the current status of stratospheric ozone including a number of aspects such as historical review of the problem, chemical and physical phenomena of the ozone depletion, ozone losses in the stratosphere by giving some maps and the hypotheses on these impacts, and some crucial concluding remarks. An important consideration in such a CFC ban is the need to distribute fairly the economic burdens deriving from the ban, particularly with respect to developing countries, some of which have invested heavily in CFC-related technologies. In order to eliminate or minimize the impacts of the NOx emissions, the solutions mentioned in the previous section can be implemented accordingly. 28 6. POTENTIAL SOLUTIONS TO ENVIRONMENTAL PROBLEMS Recently, some potential solutions have evolved regarding the possible problems associated with CO2 emissions, including: • Renewable energy technologies • Energy conservation (efficient energy utilization) • Cogeneration and district heating • Energy storage technologies • Alternative energy dimensions for transport • Energy source switching from fossil fuels to environmentally benign energy forms • Coal cleaning technologies • Optimum monitoring and evaluation of energy indicators • Policy integration • Recycling • Process change and sectoral shiftment • Acceleration of forestation • Carbon or fuel taxes • Materials substitution • Promoting public transport • Changing life styles. Increasing public awareness. • Education and training. It is important to mention that there are some possibilities to substitute fossil fuels (i.e., coal and oil) by alternative fuels or fuels with less carbon content. For example, in the case of the iron and steel industry, it is difficult to operate blast furnaces with oil or gas, but energy-intensive industries, such as the cement and paper industries use less coal and more gas[23]. 7. ENVIRONMENT AND SUSTAINABLE DEVELOPMENT Environmental concerns are an important factor in sustainable development. For a variety of reasons, activities which continually degrade the environment are not sustainable over time, e.g., the cumulative impact on the environment of such activities often leads over time to a variety of health, ecological and other problems. A large portion of the environmental impact in a society is associated with its utilization of energy resources. Ideally, a society seeking sustainable development utilizes only energy resources which cause no environmental impact (e.g., which release no emissions to the environment). Supplies of such energy resources as fossil fuels (coal, oil, and natural gas) and uranium are generally acknowledged to be finite; other energy sources such as sunlight, wind and falling water are generally considered renewable and therefore sustainable over the relatively long term. Wastes (convertible to useful energy forms through, for example, waste-to-energy incineration facilities) and biomass fuels are also usually viewed as sustainable energy sources. In general, the implications of these statements are numerous, and depend on how sustainable is defined[24]. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Improved energy efficiency leads to reduced energy losses. Most efficiency improvements produce direct environmental benefits in two ways. First, energy input requirements are reduced per unit output, and pollutants generated are correspondingly reduced. Second, consideration of the entire life cycle for energy resources and technologies suggests that improved efficiency reduces environmental impact during most stages of the life cycle[23]. 8. CONCLUSIONS Energy resources and their utilization are intimately related to sustainable development. Further, environmental concerns must be addressed. Several important observations can be drawn from the this paper as follows: • Potentially the most important environmental problem relating to energy utilization is the greenhouse effect. Increasing atmospheric concentrations of greenhouse gases are increasing the manner in which these gases trap heat radiated from the Earth’s surface, thereby raising the surface temperature of the Earth and as a consequence risen sea levels. • Action will be required on a considerable scale if stabilization or reduction of greenhouse gas emissions is to be achieved. • Recently, a variety of potential solutions to the current environmental problems associated with the harmful pollutant emissions has evolved. However, renewable energy appears to be one of the most important solutions. • In order to attain the energy, economic and environmental benefits that renewable energy sources offer, an integrated set of activities such as R&D, technology assessment, standards development and technology transfer should be conducted as required. • Increasing world population requires the definition and successful implementation of sustainable development. REFERENCES [1] UNDP, World energy assessment 2000 – energy and the challenge of sustainability, New York: UNDP; 2000 (ISBN 9211261260). [2] Jacobson, MZ., Delucchi Ma., Providing all global energy with wind, water, and solar power, Part I: technologies, energy resources, quantities and areas of infrastructure, and materials. Energy Policy Mar. 2011;39(3):1154–1159. [3] Dincer I., Environmental issues. II. Potential solutions, Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects 2001;23(1):83–92. [4] Fridleifsson IB. Geothermal energy for the benefit of the people. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2001; 5: 299–312. [5] Kralova I., Sjöblom J., Biofuels-renewable energy sources: a review. J Dispersion Sci Technol 2010;31(3):409–25. [6] Youm I., Sarr J., Sall M., Kane MM., Renewable energy activities in Senegal: a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2000;4(1):75–89. [7] Dincer I., Renewable energy and sustainable development: a crucial review, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2000; 4: 157-175. [8] Rathore NS., Panwar NL., Renewable energy sources for sustainable development. New Delhi, India: New India Publishing Agency; 2007. [9] EIA (Energy Information Administration). (2003). World Energy and Economic Outlook. International Energy Annual Report. Washington, DC, USA. [10] Dincer I., Energy and environmental impacts: present and future perspectives. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects 1998; 20(4): 427–53. [11] Dincer I., Renewable energy and sustainable development: a crucial review. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2000; 4(2):157–75. [12] Colonbo U. Development and the global environment. In: Hollander JM, editor. The EnergyEnvironment Connection. Washington: Island Press, 1992; 3-14. [13] Aebischer B., Giovannini B., Pain D., Scientific and technical arguments for the optimal use of energy. Geneva: IEA; 1989. [14] Colonbo U., Development and the global environment. In: Hollander JM, editor. The energy-environment connection, Washington: Island Press, 1992; 3-14. [15] Dincer I., Renewable energy and sustainable development: a crucial review, Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2000; 415-175. [16] Dincer I., Energy and environmental impacts: present and future perspectives. Energy Sources 1998;20(4-5): 427-53. [17] Rosen MA., The role of energy efficiency in sustainable development. Technology and Society 1996;15(4): 21-6. [18] Anon., Energy and the environment: policy overview. Geneva: International Energy Agency (IEA), 1989. [19] Anon., Global energy perspectives to 2050 and beyond. London: World Energy Council Technical Report, 1995. [20] Dincer I., Energy and environmental impacts: present and future perspectives. Energy Sources 1998a; 20(45): 427-53. [21] Perman R., Ma Y., Mc Gilvray J., Natural resource and environmental economics. London: Longman, 1996. [22] Tuck AF., The current status of stratospheric ozone. In: Dunderdale J, editor. Energy and the environment. UK: Royal Society of Chemistry, 1990. [23] Dincer I., Rosen MA., Energy, environment and sustainable development, Applied Energy. 19996; 4: 427-440. [24] Dincer I., Rosen M.A., A worldwide perspective on energy, environment and sustainable development. International Journal of Energy Research 1998; 22(15): 1305-21. 29 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Benefits of Physical Asset Management in Power Generation Bob DENISON WSP | Parsons Brinckerhoff ABSTRACT The need for power plants to work to their optimum capability and ensure that required maintenance tasks and costs are appropriately targeted is a key part of delivering a profitable position for any asset or portfolio of assets. Plant owners, their customers and investors need to have confidence that the key objectives, opportunities, risks and associated consequences are taken into account in the short, medium and long-term planning and associated decisions, resource allocations and risk mitigations. These plans and reviews integrated with active maintenance and supportive safety management should provide the necessary business assurance and benefits. With a history of supporting Power Generation Assets WSP | Parsons Brinckerhoff is very familiar with good practice, necessary processes, the issues and the results. This paper and associated presentation discuss some of the key features of Asset Management alongside other systems and the new international standard (ISO55000) that is being adopted as the benchmark for physical asset management around the world. PHYSICAL ASSET MANAGEMENT INTRODUCTION Physical Asset Management as a separate set of recognised business management processes has developed over the last ten years, drawing on good practises adopted by international utilities where their assets are fundamental to achieving their business goals. These developments driven by a combination of regulators, shareholders and executives demands culminated in the introduction of an International Standard - ISO55000 in March 2014. This defines Physical Asset Management as, “The systematic and coordinated activities and practices through which an organization optimally and sustainably manages its assets and asset systems, their associated performance, risks, [opportunities] and expenditures over their life cycles for the purpose of achieving its organizational strategic plan” 1 1 This is therefore significantly more than care and maintenance that many would readily associate with asset management. For clarity the standard defines the strategic plan as: “The overall long-term plan for the organization that is derived from, and embodies, its vision, mission, values, business policies, stakeholder requirements, objectives and the management” So how close is your system to this? - The effective implementation of this type of asset management requires a disciplined and integrated approach to enable an organization to have a reasonable chance of sustainably achieving its objectives and maximising the value over the life-cycle of its assets. In its fullest form this includes determination of which assets to acquire or create, how best to operate and maintain them and the adoption of an optimal set of renewal, decommissioning and/or disposal options. With perseverance at a corporate level, this approach should lead to a variety of benefits including: • Enhanced satisfaction from improved performance and control of non-performance; • Improved health, safety and environmental performance; • The ability to demonstrate coherent and sustainable planning and investment decisions; • Demonstrable evidence of controlled processes to meet legal, regulatory and statutory requirements alongside strong returns on investment; and • Improved risk and opportunity management with corporate governance and clear audit trails. And for those who deal in “hard fact benefits” we, at WSP | Parsons Brinckerhoff has seen: • Up to a 22% reduction in O&M costs • Up to a 10% increase in Availability • Up to a 5% point increase in Reliability • Up to a 15% reduction in Working Capital • Up to a 10% reduction in Insurance Costs BS ISO 55000: 2014 Asset Management – Overview, principles and terminology – BSI Standards Publications 30 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book These results are dependent on starting point but in order to deliver even small benefits there needs to be strong executive sponsorship, in-depth crossfunctional understanding of market drivers and a broad appreciation of the necessary processes and how they work together. WHAT IS ASSET MANAGEMENT? Good asset management considers and optimizes the conflicting priorities of asset utilization and asset care, of shortterm performance opportunities and long-term sustainability, and between capital investments and subsequent operating costs, risks and performance. “Life cycle” asset management is more than simply the consideration of capital costs and operating costs over pre-determined asset “life” assumptions. Truly optimized, whole life asset management includes risk exposures and performance attributes, and considers the asset’s economic life as the result of an optimization process (involving amongst other things the design, utilization, market pricing, maintenance, obsolescence and the impact on people and the environment). Figure 1. Understand the drivers and their challenges by “using the Six Wise Men – Who, What, Where, When, How and Why”. ENABLING ASSET MANAGEMENT Robust and sustained asset management requires coherent direction, a clear set of priorities, cross functional collaboration and a high level of effective communication. For many organisations this will require significant changes in culture with new behaviours and ways of thinking. Figure 2. The process cycle to achieve strategic alignment. To truly achieve success, time and effort (typically 180 man-months over a three year period) will be required to establish a robust suite of integrated processes like those outlined in Figure 2. Against a backdrop of an Organisational Strategic Plan that lays out the demands of customers, investors, legislation and competitors, the organisation starts by assessing market conditions, its own risk appetite, determining objectives and the capability of assets to meet all these demands and requirements. It is only by taking the time to consider how the “Top Down Demands” are met by “Bottom Up Supply” that the strategy is adopted and converted into tactical decisions and actions with due consideration for performance, obsolescence, competition and legislative requirements. WSP Parsons Brinckerhoff has found that an independent “Plant Status Review” can provide a solid foundation. These sets of decisions are only fully achieved if there is a good knowledge base and competent people to act on the information. Wherever possible all these elements need to be quantified financially with due recognition for probability, cost, value and timing. On occasions the issues will need to be turned around so that the question is, for example “What would we be prepared to pay to avoid harm to our organisation and people?” On a cultural point, WSP | Parsons Brinckerhoff has found these considerations become easier and more engrained if everybody on an asset has an understanding of: • How much is a 1% point change in capacity, availability and/or thermal efficiency worth? • What are the revenue and costs associated with being available tomorrow? • What do we gain if we improve a hot, warm or cold start by 30 minutes? 31 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book • What is the impact of letting it run to failure versus intervening now? With a strong understanding of potential value, the current asset state and external benchmarks it is possible to carry out the necessary risk and continuous improvement reviews that ultimately feedback into strategic and operational plans – “So the wheel turns” and alignment with the Organisational Strategic Plan is achieved. MAINTENANCE MANAGEMENT As the asset management processes move into delivery the maturity of the maintenance management approach can take centre stage Figure 4. Time to move up the failure detection curve. Figure 3. Maintenance Management maturity. Many organisations are still heavily based in traditional maintenance approaches with a large proportion of work carried out on either a reactive or time elapsed basis. However, the world has moved forward and the cost of condition monitoring, data storage and predictive analytical software tools have fallen such that there is a real opportunity to save costs by intervening when there is need, holding spares based on value at risk and demanding that condition monitoring feeds be built into plant during design or operational refurbishment. WSP | Parsons Brinckerhoff suggest you take a hard look at failure rates, the portions of maintenance activity (reactive vs proactive), value at risk and “biased” long-term maintenance contracts and consider whether a more proactive “intervene when required” approach would reduce costs. Remember that many “recommend” maintenance cycles are often there to sell parts or earn fees. Drawing from related industries and best power plant operational practice there are strong correlations between intervention timing and consequential costs that reinforce the old English proverb that “a stitch in time saves nine [stitches]”. 32 Just consider the potential benefits of detecting, on a large turbine, motor, transformer or valve the onset of failure some nine months ahead of traditional techniques by active real time condition monitoring supported by predictive failure algorithms – The opportunity to plan, procure and mobilise resource in an unpressured environment together with the chance to schedule the outage to minimise revenue loss often shouts for change. WSP | Parsons Brinckerhoff has found that the savings from one event alone have been known to pay for a significant proportion of the management system, software, data storage and monitoring equipment required on an entire plant. INTEGRATION WITH SAFETY MANAGEMENT With processes grounded in risk assessment, asset condition and active monitoring there is significant interaction with safety management such that they can positively support each other and allow the necessary barriers to be applied, checked and repaired. Physical Asset Management and Safety Management go hand-in-hand. Figure 5. Asset Management meets Safety Management. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Following numerous catastrophic failures including Flixborough, Piper Alpha, Texas City, Sherburne County Unit 3 various Health and Safety organisations including the Health and Safety Executive (HSE) of the UK have highlighted the effects of ageing assets and poor asset management as significant contributors to major events. In a notable guide the HSE stated that: Recent research shows that 50% of European major hazard ‘loss of containment’ events between 1980 and 2008 arising from technical plant failures were primarily due to ageing plant mechanisms such as erosion, corrosion and fatigue. These ‘ageing’ events equate to an overall loss of 11 lives, 183 injuries and over 170Million € of economic loss.2 They observed more recently3 that many significant issues were found in the maintenance of safety-critical systems used in major accident hazard control involving: • the use of maintenance management systems, including the assessment of deferrals, the clearance of backlogs and corrective maintenance; • overall infrastructure condition; • matters of significant concern with major hazard risk control measures; • human resources and competence; and • underlying issues relating to leadership, engineering function and learning. Here many have found that it is worth considering the position as a series of barriers involving plant, processes, people and permits and assessing each area in terms of risk of failure. Figure 7. Typical Focus Areas for Safety Barrier “Defect” Reviews. NEXT STEPS By embarking on a journey to adopt a recognised approach to physical asset management there are significant benefits to be secured including: creating an aligned business, cost savings, a value enhancing workforce culture and a suite of assets that perform better whilst simultaneously providing a safer environment. So to start ask yourself and perhaps your teams • Do we all understand our asset strategy? • What value do we lose if the output is missing tomorrow? • When was the last time we did a full review of the asset conditions and risks? • Which of the hazard barriers are weak? • Have we got a continual improvement process active at all levels of the asset organisation? • What is the percentage of reactive maintenance on our assets? Figure 6. “Defence Barriers”. By breaking each of the barriers down into component areas for attention it becomes more obvious and more manageable in terms of improvement and alignment with asset management. 2 3 Plant Ageing Study – Phase 1 Report, ESR/D0010909/003/Issue2, A Report prepared for the Health and Safety Executive, 27th February 2009 Managing Ageing Plant – Summary Guide, A Report prepared for the Health & Safety Executive 28th July 2010 33 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Replacement of Two Hard Coal Fired Steam Generators in Veolia Lodz Power Plant Christian STORM Babcock Borsig Steinmüller GmbH Jürgen WILLMANN Babcock Borsig Steinmüller GmbH Roland BRÄCKER Babcock Borsig Steinmüller GmbH Thomas STEINHAGE Babcock Borsig Steinmüller GmbH ABSTRACT The existing power plant fleet in Europe consists of a few new plants and a lot of old plants. Most of them are in operation for more than 25 years up to 50 years or even longer. Many of the older plants are located in Eastern Europe, i.e. these countries urgently need to replace or upgrade existing power generation units. A typical case is the CHP plant operated by Veolia to supply heat and power to the famous city of Lodz. The existing units no. 6 and 9 were first commissioned in 1968 and have reached end of their lifetime. Moreover they couldn’t cope with the stringent environmental regulations of the European Union. After careful investigations the owner decided to build 2 new steam generators in the existing boiler house with the target, to reuse all those components which are still in good condition or could easily be repaired or upgraded. In February 2014 Babcock Borsig Steinmüller was awarded to deliver the new steam generators. Both units are designed as drum type boilers with a maximum life steam capacity of 250 t/h with a state-of-the-art hard coal firing system. Whereas the coal feeders and air heaters will only be upgraded, the coal mills and FD fans will completely be renewed. Existing steel structure can widely remain after local repair, sandblasting and painting. Commercial operation is planned to commence in September 2015. For the execution of the project laser scanning of the existing structure and 3D arrangement planning was extensively used to avoid surprises during installation of the new components and to make sure that the tough time schedule will safely be met. The firing system was designed by means of highly sophisticated CFD analysis respecting the wide coal range to be used in future. 34 The paper describes the challenging conditions of the project, outlines how the new steam generator fits into the existing structure including the complicated installation procedure. It highlights also important topics of the process design both for the firing system and the water steam system. VEOLIA UNIT 6/9 BOILER RETROFIT PROJECT According to the directive of the European Parliament and of the Council on industrial emissions the NOx emission limit of a plant depends on fuel and total rated thermal input. Large existing coal fired units with more than 300 MW thermal heat input have to keep a limit of NOx < 200 mg/Nm³. Even more stringent regulations are expected after 2016. Thus the owner had to decide either for a substantial modernization or a replacement by new units. During boiler retrofit project unit 6/9 old parts of existing boiler system are replaced by new equipment to reach higher level of efficiency, reliability and reduction of emission. The new equipment comprises: • Water-steam system, including chemical dosing system, sampling system • Steam sootblower system and water cannon system for furnace cleaning • Coal milling system • Ash handling system • Air and flue gas system • Regenerative air preheater (APH) system • Firing system including coal burners, oil ignition burners • SNCR system, emission measurement system The old parts of unit 6 and 9 are interfaced to the new equipment. Not renewed parts are listed below: • Instrument air system, compressed air system ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book • Auxiliary steam system, fire water system, cooling water system, demin water system • Condensate and feed water system • Coal bunkers and oil storage system • Flue gas system behind APH • ESP system DESCRIPTION OF UNITS 6/9 The steam generators are two-pass, natural circulation boilers with subcritical steam parameters. The furnace has a rectangular cross-section with width x depth = 8.2 x 7.5 m. The rectangular cross-section of the second flue gas pass has the dimension width x depth = 8.2 x 4.2 m. The burner set-up is a front firing with 2 burner levels and 3 burners per level (coal/oil). By using primary measures for NOx emission reduction the boiler is equipped with a staged combustion air system (over-fire air / side-wall air systems). Fuels The boiler is designed for the hard coal range listed in Table 1 and shown in Figure 1. Table 1. Specification of Coal Range Hard coal REF LVC UVC C wt.% ar 54,38 49,24 61,01 H wt.% ar 3,27 2,96 3,67 S wt.% ar 0,71 0,48 1,1 N wt.% ar 0,83 0,83 1,55 O wt.% ar 6,41 5,89 6,27 Water wt.% ar 14,5 14,9 7,6 Ash wt.% ar 19,9 25,7 18,8 LHV kJ/kg 20.540 19.000 24.000 Hardgrove HGI 30 80 REF Reference Coal LVC Lower Value Coal UVC Upper Value Coal Performance Parameters The performance parameters of the new boilers are • Nominal continuous rating: 230 t/h life steam = 100% boiler load • Maximum continuous rating: 250 t/h life steam = 108,7% boiler load • Minimum continuous rating: 115 t/h life steam = 50 % boiler load • Life steam temperature: 540°C • Life steam pressure: 138 bar(a) • Efficiency at nominal steam generation and reference coal: 93 % • NOx: < 190 mg/Nm³ – (reduction by primary measures combined with non-catalytic measures (SNCR)) • Unburned carbon in fly ash and bottom ash < 5% • Ammonia slip in flue gas < 13 ppm, in fly ash < 100 mg/kg The performance guarantees esp. for environmental protection are very challenging in this project. As the steam generator size and thus the size of the furnace was predefined by the existing plot plan and steel structure the different parameters which can be used for optimization have been simulated during the basic engineering phase and prior to the commissioning. Concurrent keeping of all values listed in the previous chapter is the requirement for operation approval acc. to the conditions of the European directive. Especially the NOx and CO emissions have to be kept below the legal limit in all operational conditions with all defined coals. The SNCR is able to decrease the primary NOx concentration about 40 %. But precondition is a sufficient residence time of reactant at temperatures between 800°C and 1000°C. An additional challenge is the limit of ammonia slip in the flue gas and in the fly ash. Therefore the complete process has to be optimized in order to achieve all parameters. Figure 1. Coal range diagram. MAIN COMPONENTS OF THE NEW UNITS Milling System The main target of the mill replacement was an increasing of the boiler availability, reduction of emissions according to EU standards, a decrease of specific energy consumption and reduction of maintenance costs to fulfill the economical aspects for the future. For the realization a substantial improvement of the pulverizing system was required. Therefore the existing milling system (three old fashion ball ring mills) has been replaced by two new BBS 140 mills (vertical roller mills). The BBS 140 mill is a further development of the BBS 235 mill which has been manufactured and successfully commissioned in a German power plant in 2009. The existing coal feeding system has been adapted to the new mill concept by the installation of additional screw conveyors. The arrangement of the coal bunkers and the mill is shown in Figure 2. Figure 6 demonstrates the PF ducts from the classifiers to the coal burners. 35 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book the tangential guide vanes and the rotor cage for the separation into fines and coarse fraction. Finer coal particles pass the frequency converted driven classifier rotor in direction to three coal dust outlets. Coarser particles fall down onto the grinding table for the next comminution. Figure 2. Arrangement of coal bunkers, conveyers and mills. Function and Process Performance of a BBS Mill in The Modern Boiler System of Veolia In the boiler firing system, the mill has to be defined as an elementary component. Despite various coal qualities and properties in the grinding process, the mill has to meet the technical requirements of boiler load conditions concerning steam generation and different load acceptance rates. The general layout of the BBS mill is shown in Figure 3. The coal will be ground inside of the mill by three rotating grinding rollers via its gravity force on the rotating grinding table and by an additional generated hydraulic grinding force. The control of the grinding force is in linear relation to the coal feeder speed and which will be adapted to different used coal types with various properties. A high rotor speed consequences in a high internal coal circulation in the mill, lower mill throughput but a very fine coal particle distribution. A lower rotor speed corresponds to a lower internal circulation, higher mill throughput but coarser coal particle distribution. The BBS classifier system realizes a narrow particle size distribution due to the optimization of the guide vanes concerning angle, quantities and pieces on basis of CFDsimulations. Likewise the coal dust loading to the rotor cage has been optimized concerning a homogenous coal distribution to the rotor surface. A patented adjustment flap system inside the classifier allows an even distribution of coal dust to the burners, which has a positive impact on flame stability and ignition of the coal dust. The control of the carrier gas mass flow (primary air flow) is a linear function of the coal mass flow respectively coal feeder speed. An in- or decreasing of the primary air is effected by the positioning of the hot air damper. The temperature of this primary air will be adapted by changing the position of the cold air damper. The control value is given by the classifier temperature after the mill in the PF lines. A control of primary air to coal ratio (lambda regulation) is also one important aspect for low emissions. In order to fulfill highest level of safety related to a shock pressure resistant mill construction, the BBS mill is designed acc. to the NFPA-Standard with 50 psi (3,45 bar). The safety requirement of the European Standard EN 12952-9 is lower with a pressure resistance of 1 bar. Aim of The Mill Replacement and Economical Benefits of The BBS Mill Vertical roller mills are of the latest state of design and are installed in most of all hard coal fired power plants. A challenge for pulverizing systems nowadays is the wide coal range and a decreasing coal quality. Those circumstances require an efficient grinding and classifying process and a high reliability of the mills. Figure 3. Sectional drawing of the BBS mill. Underneath the constant rotating grinding table carrier gas (primary air) is fed into the mill, which dries and carries the coal particles from the bottom part to the top part of the mill into the classifier zone, where they pass 36 Maintenance on mills is an important determining factor for an economical operation. Aim of BBS is to reduce the maintenance time range and to extend the lifetime of the wear parts by using highly wear resistant material with ceramic inlays (Figure 4). ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Figure 4. BBS grinding elements with ceramic inlays after 25.500 h operation time. Those measures lead to longer operational times and minimize the maintenance effort. To reach a higher availability a fast replacement of the wear parts is required. The BBS mill has got a swing out system that allows a replacement of the wear parts in a short period of time. Figure 5. Illustration of an grinding roller replacement. The grinding roller can be swung out by mobile hydraulic cylinder which is connected to the journal cover. The lifetime of the wear parts depends on the physical properties of the coal whereas the Al2O3 to SiO2 ratio is the main determining factor. Summarizing all aspects that define moderns milling system it can be stated that a combination of high quality materials and a maintenance friendly concept is the key to an economical operation of modern milling systems. Firing System The pulverized fuel is fed to the burners via the pf pipes as shown in Figure 6. Figure 6. Arrangement of the coal system – mills, PF ducts, burners. Design of The Coal Burners Figure 7 and Figure 8 show the design of the new coal burners. The BBS coal burner consists of 4 concentric tubes for core air, primary air/coal, secondary air I and secondary air II. The pulverized coal coming from the BBS mills is mixed with primary air. Due to the abrasive nature of the coal, all surfaces of the burner that are in contact with it are cladded with abrasion resistant material. All coal burners are equipped with oil burners which are located inside the core air tube. The oil burners are mainly used for start-up and shut down process of boiler or burner level. The combustion air is supplied through the cross sections for secondary air I and II. Dampers in the secondary air duct are used to control the airflow to each burner which is measured by venturi nozzles upstream of the control dampers. The swirl blades in the secondary air I cross section as well as the swirl device in the secondary air II part can be moved to adjust the swirl of the combustion air in order to optimize the combustion during commissioning. The burner is equipped with a flame stabilizer at the end of the primary air tube which creates ideal conditions for stable ignition of the coal. The burner throats on the primary and secondary air I tubes deflect the combustion air away from the fuel. Mixing of the combustion air with the flame thus takes place further downstream at a later stage. Secondary air I and II are not present during pyrolysis and ignition which results in a zone with an understoichiometric atmosphere. These are favorable conditions for low NOx emissions. Figure 9 shows the arrangement of the firing and combustion air system. The cold air is supplied via two forced draught fans. It is routed to two air preheaters (APH). Furthermore the cold air can be used for controlling the primary air temperature to the mills. The hot air coming from the APH is mixed with this cold air and is transported by one primary air fan for each mill. 37 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book SH 4 SH 3 SH 2.3 SH 2.2 SH 2.1 SH 2.1 Figure 7. Cross-section of the BBS coal burner. Figure 10. CFD-model of the boiler. profile along the furnace height. Figure 12 demonstrates the velocity distribution for the coal burners on level 2 as well as the impact of the rear and side wall air injection which protect the membrane walls against fire-side corrosion. Figure 8. BBS coal burner. Figure 9. Arrangement of the firing system including mills, PF ducts, fans and combustion air system. Design of the firing system BBS made extensive use of CFD-modelling during the design phase of the firing system. The geometry of the whole boiler including all the heating surfaces was created. Different geometrical and process parameters were varied in the simulations in order to find the best possible design. Figure 10 shows the meshed geometry of the boiler. The three-dimensional furnace model consists of more than 8,2 Mio. cells. The coal burner alone is modeled with 350.000 cells. The results of the simulations include for example velocity and temperature distribution, heat flux on furnace walls and concentrations of CO, NOx and O2. An example of a graphical representation of the CFD results is presented in Figure 11 which shows the temperature 38 Figure 11. CFD results – temperature profile along furnace height. With the help of the CFD simulations the coal burners were optimized with respect to emissions and flame stability. NOx emissions in dependence of the fuel nitrogen content and various process parameters i.e swirler positions, air volume flows and velocities, air ratios have been investigated. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 5.Superheater screen + superheater front wall (SH1.3) 6.Superheater side walls (SH1.4) 7.Superheater 2 (SH2.1, SH2.2, and SH2.3) 8.Spray attemperator 1 9.Superheater 3 (SH3) 10.Spray attemperator 2 11.Superheater 4 (SH4) The finned economiser is located in the second flue gas pass. A water-side economiser-bypass influences the transferred heat into the economiser heating surface. This bypass minimizes the heat transfer into the economiser and hence increases the transferred heat in the air preheater (APH) which is located downstream of the economiser. The effect is an increased hot air temperature which is especially needed for the milling and drying process of low-grade coals with a high moisture content. The adjustment range of the bypass valve is restricted by economiser steaming. Figure 12. CFD result – velocity profile in burner level 2. Water-Steam System The flow configurations of the water-/steam cycle heat exchangers are listed as follows beginning with feed water inlet: SH 1.1: Supporting tubes and walls of second pass SH 2.3 SH3 SH4 SH2.2 SH2.1 Eco Evaporator Figure 13. Cross-sectional view of Veolia boiler. 1.Finned economiser and economiser-bypass 2.Drum + natural circulation system / evaporator 3.Superheater roof + rear wall (SH1.1) 4.Superheater supporting tubes (SH1.2) The drum is located at boiler front side. The evaporator is fed by 4 downcomer pipes and comprises the membrane walls of the furnace and partly the membrane walls of the cross pass. The water-/steam mixture at the outlet of the evaporator is routed back to the drum. The saturated steam is routed to the first superheater surface (SH1.1) which comprises the walls of the second pass. The header of SH1.1 is used at the same time as distributor for the supporting tubes (SH1.2) in the second flue gas pass. Furthermore the supporting tubes are used for sustaining the heating surfaces of the second flue gas pass. The supporting tubes are arranged in 2 rows. The steam from the supporting tube header located above the second pass is routed to the superheater SH1.3, which comprises the superheater screen and the front wall in the second flue gas pass. At first the tube routing is passed through the boiler roof, then the superheater screen is formed and the tubes are arranged to the front wall of the second pass. The SH1.3 header is directly connected to the distributor of the superheater side walls (SH1.4). The superheated steam flows via the side wall tubes to the SH1.4 header and is subsequently routed to the distributor of the first bundle superheater 2 via 2 connecting pipes. Superheater 2 is divided into 3 bundles. (SH2.1) is located above the economiser in the second flue gas pass. The second bundle section (SH2.2) forms the superheater screen between the cross pass and the second flue gas pass. The third section (SH2.3) is located in the cross pass. The attemperator controls the steam temperature at the outlet of SH3. Superheater 3 is mounted above the combustion chamber as a platen type superheater. From the SH3 header, 39 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book a) b) c) Figure 14. Engineering preparation by laser scanning: a - photo-realistic illustration of existing plant, b - point cloud related to 3D coordinates, c - derivation of a 3D Autocad model. the steam is routed to superheater 4 (SH4) via another connecting pipe, which is also equipped with a spray attemperator. This attemperator controls the life steam temperature at the outlet of the final superheater bundle SH4. PROJECT EXECUTION The existing boundary conditions of the Unit 6/9 project were mainly the implementation of a new boiler including the above mentioned components into an existing plot plan. Furthermore the time schedule between contract signing and first fire was extremely ambitious. 18 month (Unit 6) respectively 19 month (Unit 9) from contract signing until first coal fire including times for basic and detail engineering, purchase of components, incl. longlead items like the motor and gearboxes for the mills and the drum. 4 month (Unit 6) respectively 5 month (Unit 9) after contract the dismantling of the existing boiler began. 7 months (Unit 6) and 10 months (Unit 9) later the first parts of the new equipment were delivered on site and assembly started. In order to minimize collisions with old equipment during planning phase and assembly a laser scanning has been performed at the very beginning of the project. Figure 14 shows the different steps of planning. The laser scan of 40 the existing facility including all old components results in a photo-realistic illustration of the existing plant. The system creates a point cloud related to 3D coordinates of all parts in the surrounding. A special tool converts this point cloud into a 3D-CAD-model where all parts are defined as components like steel structure, cable trays, etc. The 3D-CAD-model has been used for all further planning phases. Firstly the old equipment was thrown out of the model (see gray-colored components in Figure 14c). Old equipment to be reused as well as new equipment has been implemented into the 3d-CAD-model. The 3D-model was also used for erection planning to optimize the procedure of single component erection and pre-assembly of those components. This process of engineering and erection planning resulted in a defined sequence of erection and purchasing of equipment. There were no collisions during the erection procedure and no troubles occurred from delivery sequence of the equipment. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Yenilenebilir Enerji Üretim Santrallerinde Düşük Kayıplı Transformatör Kullanımının Önemi Fatih IŞIK Astor Transformatör A.Ş Güven KÖMÜRGÖZ İstanbul Teknik Üniversitesi - İTÜ Hikmet BÜRKAV İstanbul Teknik Üniversitesi - İTÜ ÖZET İkinci Dünya Savaşı’ndan sonra iyice ivmelenen nüfus artışı ve teknolojinin çok hızlı ilerlemesi, elektrik enerjisi başta olmak üzere dünyanın enerji ihtiyacının katlanarak büyümesine sebep olmuştur. Tüketimin giderek arttığı yeryüzünde yaygın olarak kullanılan enerji kaynakları da aynı oranda azalmaktadır. Değişen ve gelişen dünyamız şartlarında her geçen gün enerjiyi kullanım miktarımız da sürekli olarak artmaktadır. Ancak 20. yy sonlarından itibaren azalan petrol rezervleri sebebiyle artan petrol fiyatları, ayrıca gezegene verilen ciddi tahribatların oldukça geç fark edilmesi sebebiyle ülkelerin temiz ve güvenilir enerji kaynaklarına yönelimi kaçınılmaz olmuştur. Enerji üretiminin bu kadar önemli olduğu sistemlerde kullanılan elemanların verimlerinin yüksek olması gerekmektedir. Enerji nakil hatlarının ardından elektrik şebekesinde en çok kayıplara neden olan şebeke elemanı transformatörlerdir. Şebeklerde kullanılan transformatör sayısı göz önünde tutulduğunda, transformatörlerin enerji verimliliği açısından değerlendirilmeleri zorunludur. 1. GİRİŞ Talep edilen enerjinin hızla artmasına paralel olarak mevcut enerji kaynaklarının çok kısa zamanda tükeneceği bilimsel bir gerçektir. Buna ilaveten artan nüfus ve enerji talebine bağlı olarak dünyanın emisyon değerinin mevcut sınırlar içinde tutulması mümkün değildir. Son yıllarda oluşan enerji dar boğazı karşısında yenilenebilir enerji kaynaklarının önemi gün geçtikçe artmaktadır. Yapılan tüm araştırmalar çevreyle dost, teknolojik gelişmeyle beraber enerji talebine cevap verecek, sınırlı enerji kaynaklarının ve çeşitli kirletici etkilerin çevreye verdiği önlenemez zararları ortadan kaldıracak, ideal enerji kaynaklarının en kısa sürede tüm uygulama alanlarında kullanılması gerektiği sonucunda birleşmektedir. Bu kirliliğin devam etmesi durumunda dünya sıcaklığının artacağı ve deniz seviyesinin yükseleceği vb. sonuçlar tüm dünyada enerji üretiminde yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını kaçınılmaz hale getirmiştir. Enerji üretiminde kullanılacak yöntem ve kaynakların çevreye zarar vermemesi gerekmektedir. 500 kW’lık bir rüzgar türbini, yaklaşık 55.000 ağacın yapacağı CO2 temizleme işine eşdeğer iş yapar. CO2 fazlalığı son yüzyıl içinde dünya ortalama sıcaklığının her geçen gün daha çok yükselmesine sebep olmaktadır. Sera etkisi nedeniyle küresel ısınmanın başlıca sorumlusu olarak görülen CO2 emisyonunun azaltılması amacıyla bütün dünyada yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelim vardır. Özellikle petrol ve doğal gazın nüfus artışına göre yetersiz bulunduğu dünyada ABD, Rusya ve Almanya başta olmak üzere, gelişmiş ülkeler yeni alternatif enerji kaynakları bulmak üzere araştırmalar yapmaktadır. Günümüzde alternatif enerji kaynakları içinde en popüler olanları jeotermal enerji, rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi, bio-kütle enerjisi, hidrojen enerjisi ve bio-dizel enerjisidir. Geleceğin enerji kaynakları hiç kuşkusuz bu alternatif enerji kaynakları olacaktır. Gelecekte alternatif enerji kaynaklarını doğru kullanan ülkeler söz sahibi ve büyük ekonomiye sahip ülkeler konumuna gelecektir. Bu nedenle yenilenebilir enerji kaynakları üzerinde yoğunlaşılması önem arz eder. Ülkemizde, kişi başına elektrik tüketimi halen OECD ve AB ortalamalarının oldukça altında olmasına karşın bu oranın artış hızı ortalamanın oldukça üzerindedir. Ülkemizin acilen yenilenebilir enerji kaynaklarına ihtiyaç duyduğu bu veri ile teyit edilmektedir. Ülkemizin ekonomik hidrolik enerji potansiyelinin 130 milyar kWh, rüzgâr enerjisi potansiyelinin ise 45 milyar kWh olduğu tahmin edilmektedir. 2023 yılına kadar 36.000 MW olan hidroelektrik potansiyelimizin tamamının kullanılması, rüzgâr enerjisi santrallerinde 20.000 MW, güneş enerjisi santrallerinde 600 MW kurulu güce ulaşılması hedeflenmektedir[1]. Çağımızda, kişi başına enerji tüketimi bir gelişmişlik göstergesi olmaktan çıkmıştır, artık amaç; kişi başına 41 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book enerji tüketimini artırmak değil, bir birim enerji ile en fazla üretimi ve refahı yaratmaktır. Sanayide elektrik enerjisi giderlerini ve karbon emisyonunu azaltmak için Elektrik Enerjisi kullanım verimliliğini artırmak gerekir. Transformatörler şebekede enerji nakil hatlarının ardından kayıplara neden olan en önemli şebeke elemanlarıdır. Bu kayıplar ciddi boyutta enerji kaybına ve mali yüke neden olmaktadır. Bu kayıpları ve neden olduğu maliyetleri en aza indirebilmek amacıyla enerji sisteminin bütününde planlanan yatırımların ve gerçekleştirilen iyileştirme çalışmalarının önemli bir adımı yenilenebilir enerji sistemlerine kullanılmak üzere transformatörler tasarlamak, yeni sistemlere hazır olmaktır. Bu bağlamda şebekede kullanılmak üzere özel tasarımlı, yüksek verimli transformatörler geliştirilmesi, kullanım ömrünü tamamlamakta olan veya ciddi arızalar yaşayan mevcut transformatörlerin yeni nesil yüksek verimli transformatörlerle değiştirilmesi, işletim şartlarına göre transformatör ömürlerini uzatacak şekilde transformatörlerin çalıştırılması zorunluluktur. 2. YENİLENEBİLİR ENERJİ Özellikle petrol ve doğal gazın nüfus artışına göre yetersiz bulunduğu dünyada, gezegene verilen ciddi tahribatların oldukça geç fark edilmesi sebebiyle ülkelerin temiz ve güvenilir kaynaklara yönelimi kaçınılmaz olmuştur. Amerika, Rusya ve Çin başta olmak üzere, büyük ülkeler yeni alternatif enerji kaynakları bulmak üzere araştırmalar yapmaktadır. Günümüzde alternatif enerji kaynaklarından en popüler olanlar jeotermal enerji, rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi, bio-kütle enerjisi, hidrojen enerjisi ve bio-dizel enerjidir. Geleceğin enerji kaynakları hiç kuşkusuz bu alternatif enerji kaynakları olacaktır. Aslında fosil yakıtlarda doğal döngünün eseridir. Fakat oluşum süreçlerinin çok uzun ve enerji üretiminin bu süreye göre çok çabuk olması nedeniyle fosil yakıtları yenilenebilir kaynak olarak tanımlayamayız. Ülkemiz hızlı bir ekonomik gelişim göstermekte ve bu gelişmeye paralel olarak gereksinim duyduğu elektrik enerjisini kesintisiz, kaliteli, güvenilir ve ekonomik olarak çevreyi en az olumsuz etkileyecek şekilde üretmek zorundadır[2]. Bu nedenle öncelikle yerli enerji kaynaklarından yararlanılarak projeler geliştirmeli ve gerekli yatırımlar yapılmalıdır. Araştırmalara göre yenilenebilir kaynaklara yönelme beklenenden daha hızlı şekilde gerçekleşmektedir. Özellikle Türkiye gibi fosil rezervler açısından daha fakir olan ülkelerin yakıt fiyatlarındaki artış sebebiyle karşılaşacağı ekonomik zorlukların, yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelmede lokomotif olacağı öngörülmektedir. Şekil 1’de görüldüğü üzere, Türkiye’de 21. yy başlarında neredeyse kurulu rüzgâr, güneş ve jeotermal elektrik enerji santrali bulunmamasına rağmen, 2015 yılı itibariyle bu kurulu gücün tüm güçteki oranı yaklaşık %7’dir[3]. 42 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Şekil 1. Yıllara göre kurulu güçteki değişim[3]. Türkiye’nin temel enerji kaynakları petrol, linyit, kömür, doğal gaz, jeotermal, odun ve hidrolik enerji olarak gözükmektedir. Tablo 1’de görüleceği gibi ülkemizde gelişmeye açık en önemli yenilenebilir enerji kaynakları güneş ve rüzgar enerjisidir. Table 1. Türkiye Yenilenebilir Enerji Kaynakları Potansiyeli[1] Yenilenebilir enerji kaynağı Mevcut brüt potansiyel (GWh/yıl) Hidrolik 430-450 Güneş 365 Biyogaz 1,58 Rüzgâr 400 Jeotermal 16 2.1. Güneş Enerjisi Güneş enerjisi, tüm yenilenebilir kaynaklar arasında en yüksek potansiyele sahiptir. Ayrıca diğer tüm yenilenebilir kaynakların temel kaynağı güneş enerjisi olarak tanımlanabilir. Yüksek potansiyele sahip bir diğer yenilebilir enerji kaynağı olan rüzgâr enerjisi de aslında güneş tarafından ısıtılan atmosferin belirli bölgeler arasında yer değiştirmesinden sağlanmaktadır. Güneş enerjisinden tüm ülkeler coğrafik sebepler nedeniyle aynı ölçüde yararlanamazlar. Şekil 2’de görüldüğü üzere Türkiye çoğu Avrupa ülkesine göre daha fazla enerji potansiyeline sahiptir. Güneş enerjisinden yararlanma temel olarak iki şekilde olur. Küçük güçlerde en yaygın kullanılan sistem güneş paneli veya Photo Voltaik (PV) panel olarak adlandırılan güneş enerjisini doğrudan elektrik enerjisine dönüştüren sistemdir. Bu sistemlerin verimleri %15-25 civarındadır. Ayrıca PV’de elde edilen elektrik doğru gerilim formunda olduğu için kullanmak veya enterkonnekte sisteme aktarmak ekstra yatırım maliyeti gerektirir. İkincil kullanılan sistem ise Yoğunlaştırılmış Güneş Gücü (YGG) olarak adlandırılır. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Şekil 4. Rüzgâr enerjisi kurulu gücünün yıllar itibariyle gelişimi[3]. 3. YÜKSEK VERİMLİ TRANSFORMATÖR KULLANMA GEREKSİNİMİ Transformatörler, enerji şebekesinde elektrik enerjisini farklı gerilim seviyeleri arasında dönüştüren elektrik makinalarıdır. Dağıtım ve güç sistemlerinin en önemli elemanlarıdır. Her ne kadar çalışma verimleri oldukça yüksek olsa da, ulaşılan yüksek güç değerleri ve enerji şebekesinde var olan toplam transformatör sayısı göz önünde tutulduğunda, transformatörler enerji verimliliği açısından değerlendirilmeleri zorunludur. Şekil 2. Bazı ülkelerin güneş enerjisi potansiyeli (a) Türkiye, (b) İtalya, (c) Almanya[4]. Şekil 3. YGG güneş enerjisi prensip şeması[5]. Şekil 3’te görüldüğü gibi temel amacı güneş enerjisini yoğunlaştırıp, ısı enerjisi şeklinde su buhar devresine aktarmaktır. Buhar gücü sayesinde elektrik enerjisi üretilir. Böylece güneş enerjisi aracılığıyla doğrudan yüksek kalitede alternatif gerilim elde edilmiş olur. Yoğunlaştırılmış güneş gücü santrallerinin verimleri %20-35 arasında değişmektedir. 2.2. Rüzgar Enerjisi Rüzgâr enerjisi 2015 yılı itibari ile Türkiye elektrik enerjisi kurulu gücünün %7’sini oluşturmaktadır. Yapısal olarak rüzgâr türbinleri düşey veya yatay eksenli imal üretilmektedir. Ülkemizde yatay eksenli rüzgar türbinleri son yıllarda ciddi artış göstermiştir. Şekil 4’te görüldüğü üzere son yıllarda rüzgar santrallerinde kule başına üretilen enerji miktarı son yıllarda dikkate değer artış göstererek 5MW’a kadar yükselmiştir[3]. Güneş ve rüzgar santralleri yapıları itibariyle düşük verimle enerji üreten santrallerdir. Üretimden kaynaklanan düşük verim, iletim ve dağıtımda yüksek verim sağlanarak optimize edilebilir. Bir başka deyişle bu santrallerde üretilen az miktarda enerji, iletim ve dağıtımda kayıp olarak harcanmamalıdır. Transformatörlerinde, transformatörün çalışması esnasında ortaya çıkan kayıplar; boşta ve yükte çalışma kayıpları olarak ikiye ayrılır. Demir kayıpları olarak da adlandırılan boşta çalışma kayıpları, transformatörün enerjili olduğu süre boyunca meydana gelen histerezis ve girdap akımı kayıplarından oluşmaktadır ve transformatörün yüklenme oranından bağımsızdır. Yükte çalışma kayıpları ise bakır kayıpları olarak adlandırılmakta ve transformatörün yüklenme oranına bağlı olarak ortaya çıkmaktadır. Dolayısıyla, nüve ve sargılar üzerinde gerçekleştirilecek çalışmalar ile bu iki kayıp bileşeninin en aza indirilmesi, transformatörün çalışma veriminin artmasını sağlayacaktır. Boşta çalışma kayıplarını azaltmanın başlıca yolu, kayıpları az nüve malzemesi kullanmaktır. Bunun için manyetik geçirgenliği yüksek malzemeler araştırılmaktadır. Bunun dışında, nüve tasarımı, nüve tipi ve nüve malzemesinin kesim ve dizimi de enerji verimini etkiler. Nüve sac 43 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book kalınlığının azaltılması, sac istifleme faktörünün artırılması ve tabakalar arasındaki yalıtkan tasarımları kayıplar üzerine etkisi vardır. Ayrıca nüve boyutlarını artırmak, nüvedeki manyetik akı yoğunluğu değerini azaltacağından dolayı transformatörün verimini iyileştirecektir. Amorf malzemeler günümüzde nüve üretiminde kullanılan en güncel ve düşük kayıp oranına sahip malzemelerdir. Ancak, yurt içinde tedariği zordur ve maliyetleri klasik bir transformatöre göre iki katı kadardır. Klasik transformatörlere göre %30 daha büyüktür. Yüksek frekans performansı daha iyi ancak kırılgan bir yapıya sahiptir. Hexagonal çekirdek transformatörler düşük kayıplı özel tip transformatörlerdir. Yapısı tamamen çekirdek tipi transformatörlerden farklıdır. Mıknatıslanma akımları nispeten zayıftır. Gürültü seviyeleri düşüktür. Klasik çekirdek tipi transformatörlere nazaran ağırlıkları %30 azdır. Kayıpları daha az olduğu için soğutma ihtiyacı daha azdır. Uzun ömürlü olmaları nedeniyle küçük ölçekli rüzgar türbinlerinde kullanılabilirler. Yükte çalışma kayıpları ise transformatör sargı akımının karesi ile orantılı olarak değişmektedir. Bu nedenle transformatörün yüklenme oranı önem taşımaktadır. Bunun haricinde yükte çalışma kayıpları, sargı iletkeninin kesit alanı artırılarak azaltılabilir. Bu durum iletkendeki akım yoğunluğunu ve dolayısıyla kayıpları azaltacak, fakat üretim maliyetlerinin artmasına neden olacaktır. Transformatör sargılarının oluşturulması ve sargıların transformatörün bacakları üzerine yerleştirilmesi de transformatörün verimin etkileyen birer faktördür. Harmonik akımları demir nüvede kayıplarının, sargılarda ise yine girdap akım kayıplarının artmasına ve iletkenlerde deri etkisine (Skin Effect) neden olur[6]. Böylece artan kayıplar aşırı ısınmalara ve verimin düşmesine neden olur. Günümüz ekonomik koşullarında, kuruluşlar için öncelikli olarak değerlendirilen kriter çoğunlukla ilk satın alma maliyeti olmaktadır. Bununla birlikte, kullanım süresi boyunca enerji altında olacak bir transformatörün seçiminde sadece ilk satın alma maliyeti değil, bu süre boyunca enerji kaybının neden olacağı maliyetler de dikkate alınmalıdır. ortalama günlük veya aylık sıcaklık değişimlerine bağlı olarak tahmin edilebilir. Transformatörde harmonikli yükler söz konusu ise aşırı ısınma ve yalıtkan arızalarından kaçınmak için transformatör kapasitesinin yeniden boyutlandırılması gerekir. K faktörü harmonik akımlara bağlı olarak transformatörlerin nominal gerilim ve akım değerlerinde meydana gelen düşüşlerin belirlenmesine yarayan bir faktördür. Bir başka deyişle harmonik yüklerin bulunduğu sistemi besleyen transformatörün yüklenme kapasitesindeki düşüşü hesaplamak için kullanılan bir büyüklüktür. Eğer K-faktörü 1 ise lineer yükler söz konusudur. Faktör büyüdükçe harmonik ısınma etkisi artar. İzolasyon malzemelerinin dayanabileceği sıcaklık mertebesinin aşılmasına ve trafonun arızalanmasına yol açabilir. Harmonikler trafonun nötr noktasında yüksek akımların oluşmasına neden olabilir. Trafoları korumak üzere projelerde trafoların belli bir oranda yüksek seçilmesine veya bu harmonik akımlarını besleyebilecek özel K faktörlü trafoları tasarlanmalıdır. Şekil 5. Sıcaklığın kağıt yaşlanmasına etkisi[7]. Yenilenebilir enerji sistemlerinde oluşan kayıpların Transformatörler üzerinde olumsuz etkileri farklı şekillerde meydana gelebilir. 3.1. Transformatör Sıcaklığı Üzerine Olan Etkileri Yarı iletken ve invertör teknolojisinin gelişimi ile DC-AC dönüştürücü sistemlerinde kullanım alanları artmaya başladı. Ancak DC-AC dönüşümü işlemi beraberinde yüksek miktarda THD olarak adlandırdığımız Total Harmonic Distortion üretmekte ve şebekenin olumsuz etkilenmesine neden olmaktadır. Bu durum elektrik şebekesinde yalnız enerji kalitesizliğine değil, genaratör ve transformatörlerin ömürlerinin azalmasına yol açar. Harmoniklerin neden olduğu sıcaklık artışı sabit harmonik yük akımlarına ve 44 Şekil 6. THD’ların sargı ömrüne etkisi[8]. Şekil 5 ve Şekil 6’da görüldüğü üzere, THD artışının doğrudan kayıplar ve sıcaklık artışını etkilediğini, dolaylı yoldan ise transformatör ömrünü ciddi miktarda azalttığı söylenebilir. 3.2.Sargı İzolasyonu Üzerine Etkileri DC-AC dönüşümü ile şebekenin beslenmesi durumunda, ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book yalnız yüksek THD’lar oluşmaz, transient durumlarda oluşan aşırı gerilimler yüzünden transformatör sargılarında elektriksel zorlanmalar da meydana gelir. Elektriksel zorlanmalar sonucunda korona (kısmı) boşalmalar artar hatta ilerleyen süreçte sargı elektriksel olarak delinir. Dielektrik sistemlerde deşarjların genellikle elektrik, termal, kimyasal ve aşındırıcı etkisi vardır. Kısmi deşarjların etkisiyle sistem sıcaklığı artar ve termal istikrarsızlık oluşur[9]. 3.3. Transformatör Yağı Üzerine Etkileri Kısa devreler ve aşırı yüklenmeler, harmonikler gibi etkilerler aşırı sıcaklık oluşumu transformatör yağında selüloz, demir alüminyum, bakır ve diğer metallerin oluşumuna neden olur. Oluşan kabarcıklar yağın delinme dayanımını düşürür, anma geriliminde bile kritik kısmi deşarjlara sebep olurlar. 4. YENİLENEBİLİR ENERJİ SİSTEMLERİNDE TRANSFORMATÖRLER Transformatörler, elektrik enerjisinin üretim noktası ile tüketiciler arasında enerji nakil hatlarının ardından elektrik şebekesinde kayıplara neden olan şebeke elemanlarıdır[1]. Bu kayıplar ciddi boyutta enerji kaybına ve nihayetinde mali yüke neden olmaktadır. Bu kayıpları ve neden olduğu maliyetleri en aza indirebilmek amacıyla enerji sisteminin bütününde planlanan yatırımların ve gerçekleştirilen iyileştirme çalışmalarının önemli bir adımı da yüksek verimli, yenilenebilir enerji kaynaklardan oluşan sistemlerde özel tasarım transformatörler kullanmak, kullanım ömrünü tamamlamakta olan veya ciddi arızalar yaşayan mevcut transformatörleri yeni nesil yüksek verimli transformatörlerle değiştirmek, işletim şartlarına göre transformatör ömürlerini uzatacak şekilde transformatörleri çalıştırmaktır. Yenilenebilir enerji kaynaklarının olumlu yanlarının yanında, termik ve hidroelektrik santrallerden oluşmuş bir enerji üretim-iletim-dağıtım sistemine yenilenebilir kaynaklar eklemek sistemde istenmeyen zararlı etkilerde bulunabilir. Örneğin, rüzgar ve güneş santrallerinde üretilen enerji ilk etapta doğru gerilimdir. Yarı iletken teknolojisinin gelişimi sayesinde, darbe genlik modülasyonu (PWM) ile üretilen doğru gerilim alternatif gerilime dönüştürülerek enterkonnekte sisteme aktarılır. Ancak bu yöntemde oluşan yüksek harmonikler ve geçici durumlar yüzünden enerji kalitesizliği ortaya çıkar. Kalitesiz enerji elektrik makinalarının özellikle transformatörlerin arıza durumlarının artmasına ve ömürlerinin azalmasına sebep olur. Rüzgâr uygulamalarında kullanılmak üzere transformatörler özel olarak tasarlanmalıdır. Transformatör gerilimi, sargı bağlantıları, darbe gerilim seviyeleri, empedansı, verimi, sargı malzemeleri, yalıtım sınıfı, sıcaklık artış değeri, soğutma tipi, sismik dayanım, transformatörün kullanılacağı rakım tasarımı etkileyen parametrelerdir. Transformatörün çekirdek yapısı harmonikleri sönümleyecek şekilde tasarlanmalıdır. Tasarlanacak özel ekranlar harmoniklerin geçişini engellemek için filtreleme görevi yapar. Sargıların özel tasarımı ve soğutma teknikleriyle sıcak noktaların oluşumu engellenerek transformatörün ömrü artırılabilir. Kullanım faktörü rüzgar türbinleri ve ilişkili transformatörlerde ortalama güç değeri için iyi bir Şekil 7. Rüzgâr ile elektrik enerjisi üretimi [11]. göstergedir. Yük ortalama güç değerinin efektif değerine oranı olarak tanımlanan form faktörü yine tasarımcı açısından önemli bir faktördür. Yüksek form faktörü aynı toplam güç için daha yüksek kayıpların göstergesidir ve özellikle düzensiz bir güç akışını gösterir. Düşük kullanım ve form faktörü boştaki kayıpların göreceli olarak daha önemli olduğunu belirtir ve ve bu yüzden verimliliği artırmak için yük kayıpları pahasına azaltılmalıdır. Trafo tasarımı, belirli bir yük noktası için yönetmelikle belirlenen bir verimlilik hedefini karşılayacak yönde optimize edilmelidir. Farklı yük profilli yenilenebilir enerji uygulamalarında, bu optimize çözüm yaşam ömür kaybı ve finansal maliyetler cinsinden en ekonomik çözüm olmayabilir. Güneş enerji uygulamalarında da düşük kayıplı ve yüksek verimli transformatörler tasarlanarak, doğru gerilimlerin, alternatif gerilimlere çevrilmesi sırasında oluşan harmoniklerin yarattığı ısınma sorunlarına önlem olacak şekilde özel transformatör tasarımına ihtiyaç vardır. Bu sistemlerde kullanılan transformatörlerin yüksek sıcaklıklara dayanacak şekilde ortam koşulları düşünülerek tasarlanması gerekir. Transformatörlerin çok büyük güçlerde seçilmesi kararsızlığa neden olduğu gibi ekonomik de olmaz. Küçük seçilmesi ise tüm sistem ihtiyacını karşılamayabilecektir. Özel çoklu sargı tasarımlarıyla birkaç PV paneli dizgilerinin şebeke bağlantısı az sayıda 45 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book transformatörle sağlanabilir. Kesin gereksinimler cihazdan cihaza ve sistemden sisteme değişir. Bu yüzden gerilim, güç, iklim verimliliği, ağ topolojisi, izin verilen gürültü seviyesi ve diğer faktörler düşünüldüğünde her transformatör özel olmalıdır. 5. SONUÇ Sanayide elektrik enerjisi giderlerini ve karbon emisyonunu azaltmak için elektrik enerjisi kullanım verimliliğini artırmak zorunluluktur. Sistemlerde elektronik cihazların Şekil 8. Yük ve boşta kayıpların transformatör çalışma tipine etkisi[10]. Şekil 9. Güneş ile elektrik enerjisi üretimi [11]. yaygın kullanımı önemli ölçüde güç sistemlerinde harmonik üretiminin artmasına neden olmuştur. Yenilenebilir enerji sistemleri de böyle sistemler olup bu gerilim ve akım harmonikleri elektrik cihazlarında olduğu kadar transformatörlerde de önemli şekilde olumsuz etkilere neden olur. Güç sistemindeki bu harmoniklerin olumsuz etkileri; kayıpların artması, dolayısıyla sıcaklıkların büyümesi ve transformatörde ömür kaybının oluşması olarak özetlenebilir. Bu kayıpları ve neden olduğu maliyetleri en aza indirebilmek amacıyla enerji sisteminin bütününde yenilenebilir enerji sistemlerinde kullanılmak üzere transformatörler tasarlanmalıdır. Bu bağlamda şebekede kullanılmak üzere özgün tasarımlı, yüksek verimli transformatörler 46 geliştirilmelidir. Ulusal alanda yeni sistemlere teknolojik olarak hazır olma gerekliliğinin yanında uluslararası platformlarda teknolojik gelişmeleri yakından takip etmek önemli bir zorunluluktur. KAYNAKLAR [1] Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Türkiye’nin Hidroelektrik Potansiyeli, [ONLINE], Erişilebilir link: http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/h_turkiye_ potansiyel.aspx [Son Erişim Tarihi: 04.03.2016]. [2] Görez T., Alkan A., Türkiye’nin Yenilenebilir Enerji Kaynakları ve Hidroelektrik Enerji Potansiyeli, Yeksem, 2005. [3] TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi Kurulu Gücünün Yıllar İtibariyle Gelişimi, 2014. [4] Bürkav H., Fincan B., Polat Ö., Elektrikli Araçların CO2 Emisyonunu Üzerine Etkileri, YEKSEM, 2015. [5] International Energy Agency (IEA), Solar Energy Perspectives, 2011. [6] Gupta A., Singh R., Computation of Transformer Losses Under The Effects Of Non-Sinusoidal Currents, An International Journal, 2011. [7] Berube J.N., McDermid J.A. W., Transformer Winding Hot Spot Temperature Determination. [8] Gouda O., Amer G. M., Salem W. A. A., Predicting Transformer Temperature Rise and Loss of Life in the Presence of Harmonic Load Currents, 2012. [9] Krpal O., Sırucek M., Mraz P., Influence of Renewable Energy On Power Transfoermer Insulating System, Proceedings of the 23rd International DAAAM Symposium, 2012. [10] Atkins, Estimating Energy Saving Potential From Transformers and Evaluating Their Impact on the feasibility of Renewable Energy Systems, 2013. [11] Virginia Transformer Group, Renewable Energy Wind/Solar Transformers, 2014. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Potential Use of Mesoscale Model Data to Assess Windfarm Power Production Interannual Variability Gil LIZCANO Vortex Akgün KALKAN Inores ABSTRACT The objective of this work is explore the potential application and benefits for mesoscale modeled products to provide time evolving characterization of site-specific wind conditions and power productions and to validate the modeled data for different sites across Turkey. BACKGROUND Year to year wind resource variability is one of the larger uncertainty driver in windfarm yield predictions. As shown by different yield assessment intercorporation exercices [1,2], interannual variability of wind conditions has a strong control on the overall annual average production estimation uncertainty. New generation of high resolution mesoscale model technology have been proven to provide accurate information to tackle impact of uncertainty of interannual wind resources fluctuations in AEP output. Indeed, mesoscale modeling based time series are employed as reliable virtual long-term references for projects all over the World, providing reliable solutions in regions with limited availability of multiyear reference stations. Mesoscale models or weather models are numerical representations of the physices and dynamics of the atmosphere and land/ocean surfaces interactions and can be employed to generate retrospective time series of a large set of meteorological variables, including wind speed and direction. Mesoscale models are turned into zooming tools that can resolve windflow characteristics from few kilometer to up to near windfarm resolution (~100m). Acceptance of mesoscale model data usage by the wind industry is supported by several comprehensible validations studies. A validation exercise conducted with wind mast data for more than 200 sites across the World [3] showed results that confirmed the added value of mesoscale modeling technology to provide accurate site specific resource conditions data, either to extend existing data or to fill the lack of measurements. External validations studies have also conducted by other wind industry consultancies [4,5] which showed similar accurate and realistic representation of mean wind resource statistics and long-term correlation patterns. OBJECTIVE A challenging application for new generation high resolution mesoscale modeling technology is to translate model output wind time series into power production time series. An effective approach is to replicate power forecasting techniques where available windfarm power measurements are employed in a train & predict framework in conjunction with wind modeled time series. Power modeled time series can be used to assess power sensitivity to interannual variability and to monitor windfarm performance anomalies. The objective of this work is explore the potential application and benefits for mesoscale modeled products to provide time evolving characterization of site-specific wind conditions and power productions. In particular, this works focus on the use and applicability for the Turkey wind industry context. Therefore, validation presented here is based on a selection of sites in different windfarm development spots in the country. APPROACH This works presents a characterization of wind and power monthly to annual variability for a selection of sites in Turkey, representing different regions within turkish national market wind development. Wind conditions are derived using mesoscale model Weather and Research Model (WRF)[8]. WRF is a first-class atmospheric mesoscale model which has been ported to wind industry by VORTEX through a specialized fine tuning knowledge based in the combined atmospheric modeling and wind engineering experience[3]. Model WRF was employed to generate time series of wind conditions and other meteorological variables for each selected site. Model spatial resolution employed for the purpose of this work is set at 9 Km for regional anomaly mapping and 3 km for time series output. Model integration spanned over a period of 20 years and output are obtained with hourly frequency 47 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book sampling to different height levels over the ground. Large scale drivers are prescribed by data from NCEP CFS, NASA MERRA and ECWMF ERA-Interim Reanalysis projects. Modeled wind conditions time series were used to derived anomalies of average wind speed over Turkey, and to generate regional index for differents areas. In a second stage, modeled wind time series were employed to compute site-specific power anomalies for different real operational windfarm in Turkey. Here the train & predict approach was employed using an ensemble of statistical methods. A more detailed description of the statistical modeling employed to translate wind conditions into power production can be found in[6]. Validation against observed data was performed using observations from 18 wind mast located across Turkey. Windmast data were quality checked following best industry practices Wind power modeled time series were validated using off-the training data from the same windfarm, allowing an independent verification. Two real windfarm project were employed for the power time series validations. RESULTS Wind speed anomalies in Turkey were estimated using the last 30-year period as a baseline. Both last-year and longterm results were downscaled using WRF based modeling chain. Large scale drivers were specified by CFS Reanalysis project. Anomalies are expressed as the percent deviation relative to annual wind speed average. Figure 1 shows the resulting wind speed map anomaly for Turkey. The anomalies map is an indicator of positive and negative anomalies pattern found for 2015. Values are orientative and a more site-specific modeling resolution is required to assess accuracy of anomalies amplitudes. coefficient were employed as a measure of the quality of the modeled time series to represent observed wind speed variability. Table 1 shows a aggregated values for the correlation coefficients for daily and monthly sampled time series. Average across all sites shows high level of correlations which support usage as reference for longterm variability. Table 1. Aggregated Values of Square Correlation Coeffcient Across 18 Selected Sites for The Validations Sampling Daily Monthly Average R2 0.74 0.85 Similar exercises were conducted to validate modeled power time series using data for 2 windfarm projects located in Izmir and Aydin provinces. For Izmir windfarm, 5 years of measured power production were available while for Aydin windfarm only 2 years where employed. For each site, 1 year were retained for the train and predict method, and the remaining period (off-the-training) were employed for the validations. Results from the power production time series validation showed high agreement between modeled and observed power variability pattern with square correlation coefficient of ~0.8 and constant bias which remains on a standard value in the range of 4-5% . Figure 2. Sample of wind speed and power production variability for a selected month (January) to illustrate the capability of the mesoscale model to monitor resource and power departure from normal conditions. Figure 1. Wind Speed Anomalies for 2015 based in mesoscale downscaling modeled data from VORTEX. Validations of modeled time series data against wind mast were conducted for 18 sites. Square correlation 48 CONCLUSIONS The work illustrates the sensitivity of annual and monthly power fluctuations to resource conditions variability for different real project. Selection of different wind conditions anomalous periods are carried out to quantify and to better visualize the actual impact of uncertainty ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book in the windfarm production. A test case study for 2015 conditions over selected sites across Turkey will be presented. Results from the analysis support the extension of mesoscale modeled technology to provide power production time series while some guidelines for further validations are required to better determine the performance of the modeled wind farm time series as a reliable solution to assess windfarm power production departure from expected P50 values. REFERENCES [1] Comparative Resource and Energy Yield Assessment Procedures (CREYAB), Niels G Mortensen, et al, EWEA Workshop 2013 Brussels. [2] Offshore CREYAP Part 2 – final results, Niels G Mortensen, Morten Nielsen & Hans E Jørgensen, EWEA Workshop 2015 Helsinki. [3] Some guidelines to infer and assess wind climate variability uncertainty from modelled time series, Gil Lizcano, EWEA Wind Resource Workshop 2013 Dublin. [4] In-depth Validation Key to Acceptance of Mesoscale Results, Erik Holtslag, EWEA Annual Event 2014, Barcelona. [5] Évaluation de la modélisation et des prévisions de la vitesse du vent menant à l’estimation de la production d’énergie annuelle d’une turbine éolienne, Janie Coulombe, MSc Thesis, University of Montreal, 2015. [6] On the benefit of a multivariate description of wind for better long-term extrapolation, Abel Tortosa, EWEA Annual Conference 2014, Barcelona. 49 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Wind and Solar Projects in Turkey Helmut KLUG DNV-GL Fatma MURRAY DNV-GL ABSTRACT This paper presents information about wind and solar projects generally and specifically for Turkey. Significant points for project processes and future energy production stages are explained and effects of recommendations are shown with samples to develop wind and solar energy generation with new technologies. Index Terms: LCOE, Mesoscale, Wind atlas 1. INTRODUCTION This paper presents information about wind and solar energy projects which has been developed in Turkey. Wind and solar energy systems will be handling in this notice included developing of these systems in years and future opportunities. We, as DNV GL, have four main business areas as Maritime, Oil and Gas, Energy, Business Assurance with other branched of software, marine cybernetics and research and innovation to develop projects for green, smart and safe future. 150 years of history, 400 offices, 17000 employees have provided us to be in 100 countries in order to continue for our purpose. Energy services of DNV GL can be listed as; • • • • • • E nergy advisory Power testing, inspections certifications Sustainable energy use Renewable advisory Turbine engineering support Renewable certification We have conducted our responsibilities with three main rules; reliability, affordability and sustainability. With this approach, we have been supporting investors and project developers and have been providing solutions for wind farm projects for years. However, it has been fresh and developing area for Turkey, solar energy has been developed in the world growingly. We will go on our renewable advisory service for solar and wind farms together with our global experience. 2. WIND & SOLAR ENERGY The future of electrification must be feasible and 50 affordable, so that renewable energy systems specially wind and solar will gain more importance against the other energy systems. Technical advances should be developed in order to increase competitiveness and regulations. New technologies and solutions will support this situation for the future. New technologies will decrease manufacturing costs, shipping costs, construction costs and suitability to the site. But the most important subject will be cooperation between players in the market. These players should provide an unobstructed environment which encourages competitiveness for the future projects. 2.1. Wind Energy in Turkey Wind energy has been developing in Turkey with significant acceleration. So that, concerns on wind energy hasn’t been affected by the economic problems of the country. With the support of government, total capacity of wind energy has reached to 4.718 MW in Turkey in January 20 [1]. Additionally, 1.869 MW wind farm has been under construction stage that means %40 of installed capacity in Turkey[1]. This increasing will continue to 20.000 MW capacities according to government’s energy policy[2]. Market players had their roles as described below: • EMRA: Energy regulation, specifying tariffs, energy licensing • TEDAŞ/TEİAŞ: Electrical distribution/transmission • YEGM: Renewable energy general directorate • TÜREB: Turkish wind energy association The players should protect this development in Turkey and supply new opportunities for the investors to increase wind energy capacity in Turkey in order to develop electricity generation by reliable and sustainable source. Energy policy and competitive bidding conditions should be recognised by the players for the future generation of wind energy projects. For this purpose many studies have been made and one of the most important study could be assumed “Wind Atlas for Turkey” which has been developed by DNV GL. Other important study which has been conducted by DNV GL is “Variation in wind speed across Turkey”. Computational model of “Mesoscale Compressible Community” which ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book has been developed by Environmental Canada has been used to predict wind speed across Turkey. This study allows detailed review of wind speed variation in space and also time, key to understanding the wind resource related risk of a project. It should be noted that concentration of high wind resource in West Marmara, Aegean, and South East regions and condensed development activity will increase capacity and efficiency of Turkey wind energy projects[3]. Risk Understanding / Mitigation We need to consider that some actions listed below to mitigate risks of a wind farm project. • Design – remove the risk through design/procurement • Contracts – allocate the risk • Insurance – cover the risk (at what cost?) • Pricing – increase investment margin or return • Commercial – reserve, warranty, guarantee, other Design, contracts, insurance, pricing and commercial conditions would affect the project risks unless any of them don’t be considered in a project. Considering of these conditions totally will provide us to develop projects without any problem, but there will be issues during the projects development and operation stages if any of them would be out of our scope. So that, we need to pay attention to the items above in order to mitigate risks of the projects. We can summarizes this part like below; Better data & analysis = less uncertainty = more reliable predictions = less risk Turkey Specific Considerations • Complex terrain • Variation in wind characteristics • Inter-project wakes • Grid and transmission • Restrictions due to agricultural areas and forestry • Environmental considerations will become important All of these considerations should be undertaken by the project developer to determine all details and found the best results of the projects. Otherwise, project results would be unreliable and project would be unsustainable. 2.2. Solar Energy in Turkey Solar energy systems are not commonly used for electricity generation in Turkey until new regulations. General usage of solar energy is heating systems and this area makes Turkey one of the leading country that use solar heating panels. Solar is a rapidly growing part of the electricity mix compared with all other sources. For technical due diligence reviews, these are so important to take care that, • Site Conditions • Energy Assessment - Validation • Design Assessment (Civil, Electrical and Turbine) • Contracts • Permits and Environmental Assessment • Time Line • Input to Financial Model All these are so important to review of technical due diligence of project will be developed. Uncertainty consideration of wind farm projects is so significant to calculate energy generation of the wind turbines. So that, we have submitted probability level to use for its ‘Base Case’ with an appropriate cover ratio to project investors for banks recognition. Figure 2. This shows the actual annual electricity production from different energy sources (Terawatt hours (1000 Megawatt Hours or 1 Million Kilowatt Hours). Global solar installations are growing fast - above 20% per year; • • Figure 1. Net energy production. Total installed Solar energy capacity is 248.8 MWe in Turkey, and the energy policy of government supports that licensed solar energy capacity will be increased to 3000 MW until 2023[4]. Global installed solar capacity is 177 GW with 38.7 GW global installation in 2014[5]. Cost of solar generated energy has decreased rapidly in the world with new technologic developments. This is a 51 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book primary driver of solar growth, after that grid price parity in many locations will be increased. Additionally, benefits include the broadly distributed nature of solar. It is possible to say that solar energy is the most clean energy resource. Turkey can benefit from global lessons learned for the growing area of solar energy inside of the other energy resources. Developing of the solar energy market will affect reliability and sustainability of electricity generation in Turkey together with economic development. exceeded that – the US crossed 10GW of installed capacity in 2013. DNV GL believes that this will continue to be a major driver of the growth of solar globally. Note that this is different from Wind – wind is central generation not distributed and must compete with the cost (not price) of utility generated power (compete with gas, coal, nuclear – central generation). Design Issues The design of a PV plant may influence the production, the costs, the maintenance and even the safety. Here are some examples: Grid requirements: depending on the local regulation, it can influence the inverter sizing; Drainage systems is a critical design issue as well as structural strength of the mounting systems; Cable sizing: Under sizing the cables: loss of production. Over sizing: costs increased. The best optimisation between costs, installed power and yield must be performed in advance knowing the constraints of the project. A reliable PV module and a reliable inverter doesn’t mean that the PV plant will be performing correctly and profitable. Electrical design is a key to have an optimized plant. • • • • Figure 3. Change of grid price parity for countries. Electricity generated by PV systems has been reaching the utility prices in many regions of the world. Residential and commercial rates have been included of this issue. This is really the fundamental focus of solar energy market that has been reaching grid parity will drive up demand for solar capacity. • It is important to mention that a good PV module & good inverter doesn’t mean to have a good and profitable PV plant. Electrical design and configuration is a key to have an optimized plant. Consideration for Turkey Projects 1 MW un-licenced market increased the installed capacity High temperatures at southern part Agricultural lands are not allowed to be used Grid stability and performance Operation with transients High impedance in some areas Solar market is a new born baby with high potential, Leverage from knowledge developed from first projects • • • • • • • • Figure 4. Impact of reaching grid parity. When yellow (cost of solar generated electricity) drops into blue (price of utility electricity – price parity is reached – residential and commercial price (green) then grid cost (blue), demand goes up because there is a savings in getting electricity from solar instead of buying it from the grid. It was developed in 2005 by the US Department of Energy to focus the solar industry on the cost of solar generated energy (LCOE). It shows the installed capacity (demand) rapidly increasing as the cost of solar generated electricity drops below the utility residential and commercial prices. The actual installations have 52 It’s an exciting time for solar energy technology The solar market is growing at very high speed Technology innovation allows to reduce the cost of energy New components and manufacturers are appearing in the market Thorough review of key components significantly helps to minimize risk Projects in the Turkey will benefit from this approach for successful implementation and operation • • • • • All of these considerations should be undertaken by the ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book project developer to determine all details and found the best results of the projects as we need to conduct in wind projects. Otherwise, project results would be unreliable and project would be unsustainable. REFERENCES [1] TUREB, “Turkish Wind Energy Statistics Report”, January 2016. [2] TUREB, “Türkiye Rüzgar Enerjisi Yol Haritası”, November 2012. [3] www.dnvgl.com [4] http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Gunes [5] IEA PVPS, “Snapshot of Global PV Markets”, 2014. 53 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Denitrification Systems Based On Selective Catalytic Reduction (SCR) As Safe Solution for Meeting Environmental Regulations Regarding Nitrogen Oxides and Mercury Emissions Iwona ŚPIEWAK Manager of the Denitrification Design Office, RAFAKO S.A. Hanna KORDYACZNY Designer at the Environment Protection Design Office, RAFAKO S.A. Piotr BRUDZIANA Designer at the Environment Protection Design Office, RAFAKO S.A. ABSTRACT Due to tightening of environmental regulations both power facilities and providers of flue gas cleaning technologies need to face the problem of meeting new requirements. Among products of combustion process that emissions will be further restricted are nitrogen oxides, ammonia and mercury. The answer is to be found in the denitrification system based on selective catalytic reduction. The catalysts are not only capable to reduce NOx and NH3 - a reagent both in catalytic (SCR) and non-catalytic(SNCR) systems; on SCR catalyst occurs mercury oxidation, which contributes significantly to the process of its removal on the way to the stack. ENVIRONMENTAL REGULATIONS The purpose of the proposed amendments to existing legislation is to reduce permitted emissions of harmful compounds and to introduce the limits for compounds whose emissions are currently not in any way regulated. The new emission requirements have been included in the Best Available Techniques Reference Document (BREF) for Large Combustion Plants (LCP), which BAT conclusions are the part of. In 2015 BAT conclusions entered the final stage of environmental agreements, and the final commissioning is scheduled for the first quarter of 2017. Table 1, Table 2 and Table 3 show the emission limit values for NOx, NH3 and Hg provided in the final draft of BAT conclusions. DESCRIPTION OF DENITRIFICATION BY SELECTIVE CATALYTIC REDUCTION Flue gas denitrification based on selective catalytic reduction (SCR) uses the reaction of nitrogen oxides (NO and NO2) and ammonia (NH3) in the presence of a catalyst (the active compound) and in the appropriate temperature window. This reaction does not create harmful byproducts except for minimal residual amounts of ammonia slip. 54 Table 1. Emission Limits for NOx a) This requirement does not apply to existing installations operating < 1500 h/y. b) The lower limit can be reached when using SCR. The upper limit of the range is 150 mg/Nm3 for fluidized bed boilers fired with lignite commissioned after 01.07.2014. c) The upper limit of the range is 165 mg/Nm3 for fluidized bed boilers fired with lignite commissioned after 01.07.2014. d) For installations commissioned up to 07.01.2014, the upper limits are: 200 mg/Nm3 for installations operating ≥ 1500 h/y and 220 mg/Nm3 for installations operating <1500 h/y. For installations that were commissioned before 01.07.1987 and operate <1500 h/y and for which the SCR or SNCR does not apply, the upper limit is 340 mg/ Nm3. Table 2. Emission Limits for NH3 a) The lower limit of the range may be achieved in the case of the use of SCR. The upper limit of range applies in the case of using SNCR without using wet cleaning techniques. Table 3. Emission Limits for Hg a) For sources of working as a peak or emergency given ranges are regarded only as benchmarking (non-binding). b) The lower limit of the range regards installations equipped with systems for mercury removal. The main chemical reactions on the surface of the catalytic layer are: NO + NO2 + 2NH3 t 2N2 + 3H2O 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O (1) (2) (3) ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Ammonia (NH3) and nitrogen oxides (NOx) react Table 4. Summary of RAFAKO S.A.’s SCR Installations to molecular nitrogen (N2) and water (H2O). Due to maintaining the correct degree of oxidation there is a continuing need for oxygen supplied with the oxygen contained in the flue gas from the boiler. In case of coal combustion the resulting NOx is regarded as a mixture consisting of about 95% nitric oxide (II) NO and 5% nitric oxide (IV) NO2. The main reaction that proceeds in the presence of a catalyst is the reaction (2), that is characterized by: • equimolar reaction of NH3 and NO, • oxygen demand, • a typical reaction temperature of 300°C to 400°C. • In addition to the above mentioned reactions (1), (2) and (3), an oxidation of sulfur oxide (IV) also occurs at the catalytic layer: 2SO2 + O2 → 2SO3 (4) In the process of catalytic denitrification ammonia is introduced into flue gas before the catalytic layers. For the reaction to proceed in a manner appropriate for the process it is needed to preserve a number of parameters. The amount of ammonia injected is dependent on the concentration of NOx at the inlet and the required degree of NOx removal. The entire process of reduction of NOx takes place with minimal losses in the form of unreacted ammonia (NH3 slip). The reagent used for denitrification process is ammonia NH3 that can be obtained from various sources: • liquid ammonia, • ammonia water NH4OH, • urea. INSTALLATIONS OF CATALYTIC DENITRIFICATION (SCR) SCR systems meet the needs of power plants, heating plants and industrial plants in variety of terms regarding the power of the unit, fuel and the composition of flue gas parameters as well as individual conditions of existing and new units. Among RAFAKO S.A.’s current contracts are five projects for denitrification installations for coal and coal-biomass fired boilers of capacity from 140 to 2450 tons of steam per hour, both retrofit and new units. These installations are executed on the basis of the license agreement with Termokimik Corporation. Table 4 presents a summary of selected parameters of individual installations. Selection of the type of installation At the design stage of the project the adequate technical solutions are chosen depending on the parameters and operating conditions of the plant to ensure high process efficiency and reliability of SCR installation. Parameters such as fly ash content, sulfur content, flue gas temperature and available space determine the type of installation: “High Dust” located between the boiler and rotary air preheater or “Tail End” located after the desulphurization unit. Different advantages of each of these systems provide a wide range of applications of SCR that can be tailored to individual characteristics of power units. “High Dust” SCR type is characterized by operating on flue gas with high fly ash and sulfur content, directly after the boiler and before the electrostatic precipitator. Therefore, to a large extent it interferes with the existing systems of flue gas ducts and, depending on the operating parameters and requirements of the investment, pressure parts of economizer and steam systems. The high concentration of fly ash demands for a cleaning system of catalytic layers to prevent clogging of the catalyst channels and for continuous monitoring of the pressure drop across the layers. Larger pitch in the catalytic modules results in larger size and volume of the catalyst. The higher sulfur content in flue gas, the higher value of minimum permissible injection temperature of the reagent, which prevents from precipitating sulfates NH3HSO4 and (NH4)2SO4, and the sulfuric acid H2SO4 further on the flue gas path. On the other hand, the availability of the required process media and close to the optimal range of flue gas temperatures greatly simplify the technological nodes of “High Dust” type of installation. “Tail End” SCR type reduces NOx in dedusted and desulphurized flue gas, which allows the use of smaller size and volume of catalytic modules. There is, however, a considerable distance from the boiler and the temperatures are much lower than those required for the proper conduct of the denitrification process. This results in the extension of the flue gas and other process media paths and ducts, as well as in the necessity of flue gas reheating. 55 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Figure 1. Comparison of “High Dust” and “Tail End” SCR type. Selection of the type of catalysts The choice of the type of catalysts: plate or honeycomb is directly influenced by the fuel and the composition of flue gas. Plate catalysts are used primarily for lignite fired boilers and hard coal with a high ash content, and the honeycomb catalysts are used in installations for gas, oil and most of the coal fired boilers. Catalysts for lignite fired plants Plate catalysts used for lignite fired boilers do not differ in the construction or operation from catalysts intended for hard coal, but may differ in chemical composition. Due to the composition and properties of flue gas from the combustion of lignite, these catalysts are exposed to increased mechanical erosion, easier clogging of channels between plates and catalytic deactivation: chemical and physical. Thus, applied ceramics must have a durability and resistance both to the erosion due to presence of large amounts of fly ash and to harmful chemicals in flue gas. HYBRID SYSTEM SNCR + SCR Both “High Dust” and “Tail End” SCR types successfully function as a standalone denitrification systems for large and medium-sized power units. Their investment costs and operating, however, may prove to be disadvantageous for smaller power plants, heating plants and industrial applications, which in the light of increasingly stringent regulations will also be covered by the obligation to reduce emissions of harmful compounds including NOx and NH3. The answer to the restrictions in this regard is a hybrid of SNCR system combined with a layer of catalytic modules. SNCR system allows for an initial reduction of nitrogen oxides, which translates into less volume of required catalytic modules that further reduces NOx and non-catalytic NH3 slip to a level consistent with the requirements of BAT. Figure 2 illustrates a hybrid SNCR system in combination with a catalytic layer. Figure 2. Schematic diagram of the hybrid SNCR with a layer of catalytic modules. 56 The use of the hybrid system is not limited to the objects that are only planning to upgrade in terms of reducing emissions of NOx. The existing installations of noncatalytic denitrification, too, can be extended with a second degree of reduction of NOx and NH3 in the form of an added catalytic layer to meet the stringent emission requirements that weren’t applicable during the initial investment. MERCURY OXIDATION PROCESS SCR installation does not limit only to the reduction of NOx. At the catalysts occur series of chemical reactions, whose course has a favorable effect on the quality of flue gas, including the oxidation of mercury. In the process of coal combustion mercury in the fuel is released into flue gas. The possibility of mercury removal from flue gas is closely related to the degree of its oxidation. Elemental mercury Hg0 almost entirely goes to the atmosphere, while the oxidized mercury Hg2+ in the form of halides and adsorbed on the particles of fly ash HgP can be captured in electrostatic precipitator or desulphurization unit with ash and wastewater. Due to the oxidizing properties of the catalyst SCR system is changing the degree of oxidation of mercury Hg0 to Hg2+, which significantly contributes to the effectiveness of the mercury removal by devices installed on the further path of flue gas. Figure 3 shows a mercury oxidation process that occurs on the flue gas path from the combustion chamber through the flue gas cleaning systems to the emitter and the output of mercury from flue gas at various points of ash and wastewater collection. Figure 3. Schematic diagram of transformation and output of mercury compounds on the flue gas path. The detailed mechanism of the catalytic oxidation of mercury in flue gas is a complex process dependent on a number of operational parameters. In simple, elementary mercury Hg0 reacts with the oxidizing factors and the resulting reaction produces the oxidized mercury Hg2+. This reaction occurs in the presence of hydrohalics, in particular HCl or HBr: ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book (5) Mercury oxidation efficiency increases with the decrease of ammonia concentration. This means that the least mercury is oxidized on the first catalytic layer and the most on the last one. Normally the selection of catalytic material for SCR installation does not take into account the oxidation of mercury. Catalysts are designed to achieve the required effectiveness of denitrification with adherence to limit the conversion rate of SO2 to SO3 and the amount of ammonia slip, which aims to protect the rotary air heater from the precipitation of the sulfates NH3HSO4 and (NH4)2SO4 as well as sulfuric acid H2SO4 at the cold end of baskets. However, the change in the degree of oxidation of mercury when passing through the catalyst occurs even if the catalyst is not designed for this process, only to varying degrees depending on the individual properties of the catalyst. Selection of catalysts for the newly designed SCR installations or as replacements for existing with regard to the oxidation of mercury may significantly affect the reduction of mercury emissions into the environment. Depending on individual characteristics of the modernized object this method can be used alone without the introduction of additional reagents or as combined with activated carbon or other active methods of removing mercury from flue gas. Hence, it does not generate additional costs beyond those related to the selection of the right catalyst for both processes. In any case, it is important to take into account the operating conditions and requirements for the SCR installation. for investment, but also during operation. Such solutions include: • space left for additional layer of catalytic modules • properly prepared management plan that takes into account the regeneration and replacement of catalytic layers over the entire period of operation, • analysis of benefits for the re-selection of catalysts with the new requirements and their possible replacement for existing installations. Measurements carried out on the operating RAFAKO S.A.’s installations confirm that these installations not only meet the current emission requirements, but that it is possible to reduce emissions of harmful compounds to below the limits set forth in the BAT conclusions. Table 5 shows the results of guarantee measurements in regard to the requirements of BAT. Table 5. Selected Results of Guarantee Measurements for SCR ENEA Wytwarzanie REFERENCES [1] Materials of RAFAKO S.A. To make the process of reducing mercury emission to be fully effective, the program of flue gas cleaning should include all key points on the flue gas path: furnace with fuel characteristics, the characteristics of formed fly ash, denitrification installation, installation of dust removal and desulfurization installation. This is also important for the quality of the main products (ash) and byproducts (wastewater), where the mercury removed from flue gas is directed. PERSPECTIVES IN THE LIGHT OF CHANGING REGULATIONS Installation of catalytic flue gas denitrification, properly designed and built, not only guarantees to achieve and maintain the required limit values for emissions of nitrogen oxides and ammonia, but also gives the opportunity to reduce these values in the event of a further tightening of environmental regulations. Right strategy to ensure flexible adaptation of SCR installation to potential changes in the environmental law is to consider available solutions at the stage of preparation 57 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Contribution of Efficient Energy Use on Economy and Environment İkbal SARIKAYA Department of Chemistry Karadeniz Technical University Selçuk BILGEN Department of Chemistry Karadeniz Technical University ABSTRACT Efficient energy use in industrial countries will be meaningful for their economy and environment in the future. The efficiency of energy use is different from one country to another depending on varied consumption models. There has been significant progress in the world in understanding how energy is used and how it can be saved. However, there is much more work to be done in the world on energy efficiency and environmental quality improvements, and the investment funds required to accomplish this work are also in short supply. This study presents universal approach about the effect of future energy demand to economy and environment based on greater energy efficiency. 1. INTRODUCTION Nowadays, the rapid economic development and population growth have led to the increasing energy demand. In this situation, energy saving becomes an important issue and attracts much attention around the world[1]. In academics there is a widespread consensus about the potential problems of using energy intensity (the ratio of energy use to output) as a measure of energy efficiency, while in the political arena and public debate, associating energy intensity to energy efficiency is common practice. However, few studies reflect upon this or give some empirical evidence on the matter[2]. The energy efficiency improvements can be seen especially suitable, since increasing the efficiency of both energy production and end-use can usually reduce the energy-related emissions cost-efficiently and also improve the energy security and competitiveness[3]. In recent years, debates on relationship between energy efficiency, energy consumption and economic growth is gaining on intensity. Researchers dealing with this problem cannot agree on the role of energy efficiency and energy consumption in economic growth and development. According to there are two basic interpretations of the role of energy in economic growth. These two theoretical backgrounds are based on mainstream growth theory and ecological economics approach. On the one hand, some economists (especially the representatives of mainstream growth theory) argue that energy cannot be a factor that affects economic growth, because energy consumption 58 does not stimulate economic growth or this stimulation tend to be quite insignificant[4]. 2. ENERGY EFFICIENCY Energy efficiency is a central political objective of the EU and its Member States. EU Member States have agreed to reduce their primary energy consumption by 20% by 2020 relative to 1990 levels [5]. In order to estimate the level of energy efficiency, it is possible to use parametric and non-parametric frontier approaches. In non-parametric approaches such as Data Envelopment Analysis (DEA), the frontier function is considered as a deterministic function of some variables and no specific functional form is imposed. Parametric approaches, such as stochastic frontier analysis (SFA), are based on econometric methods, and therefore, a specific functional form is needed. The main advantage of SFA over DEA is the presence of the statistical noise that takes into account data errors and omitted variables[6]. Defining and measuring energy efficiency is yet another challenge. Energy efficiency is typically approximated by energy intensity, despite several shortcomings related to this measure. Energy intensity is the amount of energy used per unit of activity. It is commonly calculated as the ratio of energy use to GDP. Energy intensity is often taken as a proxy for energy efficiency, although this is not entirely accurate since changes in energy intensity are a function of several factors including the structure of the economy and energy efficiency[7]. Energy efficiency is a term that covers a broad range of technologies, processes, and even changes in behavior. Energy efficiency programs are also quite diverse. For example, some energy efficiency programs provide incentives for households to purchase energy efficient appliances whereas others provide education to residents to help them remember to adjust thermostats when no one is home. Numerous programs focus on assisting manufacturers improve the energy efficiency of their industrial processes and on cities and counties to improve the energy efficiency of their transportation systems. There are a large number of ways to save energy and the benefits to states can be substantial[8]. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Energy efficiency and energy safety of population, enterprises and regions are relevant issues for modern economies. At the same time, constant increasing rate of energy enterprises production reflects the quantity of emissions, discharges and disposal of fuel combustion waste (ash) what is the reason of comprehensive and concentrated negative impact on all the components of the environment. Moreover, the situation in energy resource’s market is characterized by a stable growth of prices and volumes of demand decrease the value of easy oil reserves and other traditional energy resources, a tendency of ensuring the energy independence of individual regions. In this regard, researches in the field of finding alternative energy sources, known as renewable energy sources (renewables), are proliferated. Using renewables can reduce technogenic impact of energy enterprises on the environment, which is constantly growing, and solve the problem of energy supply in developing countries[9]. Energy efficiency (EE) has been recognised as the fastest and most cost-effective tool to decouple economic growth from increased energy consumption and reduce greenhouse gas (GHG) emissions by decreasing the amount of energy required to accomplish a particular amount of an actual energy service[13]. Research and development efforts across all industries are driven by the goal of improving the productivity of industrial processes. Improvements can come in a variety of ways, including lower capital costs and operating costs, increased yields, and reductions in resource and energy use. Any industrial technology development will incorporate one or more of these improvements. These improvements, including lower maintenance costs, increased production yield, safer working conditions, and many others, are collectively referred to as ‘productivity benefits’ or ‘non-energy benefits’ (or NEBS), because in addition to reducing energy, they all increase the productivity of the firm[14]. Behind energy effciency, there lies an array of socalled &driving forces’. In recent times, the Kyoto Protocol has been the most prominent in bringing energy effciency to the fore. The Gothenburg Protocol on the reduction of acidi”cation precursors also provides an incentive for European countries to improve energy effciency and thereby reduce environmental emissions. In some countries, the domestic/residential sector has been highlighted as an area with considerable potential for improved energy effciency. Improving energy effciency in the domestic sector also has the potential to contribute to the resolution of a number of other social ills, principal of which are high rates of winter mortality which result from poor thermal standards of housing and the existence of fuel poverty, i.e. the inability to heat the home to an adequate (safe and comfortable) temperature, owing to low household income and poor household energy effciency[10]. Countries must consider barriers and develop proper policies and strategies for achieving energy efficiency objectives. When polices are developed, a good understanding of the benefits of different policy measures is required. Economic benefits are energy cost savings, economic stimulus, asset value/property values, employment, impact on public finances, impact on gross domestic product (GDP) and energy import bill[15]. 3. ENERGY EFFICIENCY AND ECONOMY Economic benefits of energy efficiency measures are critical to business sustainability [11]. A recent report by the American Council for an Energy Efficient Economy found that the Northeastern eight-state Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI) would have a positive impact on the region’s economy if energy efficiency investments were central to policies designed to reduce greenhouse gas emissions. Specifically, the report concludes that a doubling of the current investments in energy efficiency in the region would: reduce growth in electricity consumption by twothirds; keep electricity prices virtually flat; cut carbon allowance prices by one-third; increase economic growth in the region by almost 1% beyond the reference case; reduce average energy bills for residential, commercial, and industrial customers by 5–12% in 2021 [12]. • • • • • Cost-benefit analysis and energy modeling of the impacts attributed to efficiency measures often take into account only the energy saved, however, and co-benefits of energy efficiency policies and programs, such as reduced harm to human health, are often not included in an impact analysis. It is important for policy makers to understand the overall societal costs and benefits of energy-efficiency technologies, such that cost effective and health protective policies with broader benefits can be implemented[16]. Energy efficiency programs can produce state-wide economic benefits. Many states are taking the next step with respect to economic benefits by working to build in-state industries to produce energy efficient products[12]. 4. ENERGY EFFICIENCY AND ENVIRONMENT Fossil fuel electricity generation accounts for more than 40% of global CO2 emissions and thus is a core issue in environmental management and sustainable development[17]. Emissions from burning fossil fuels are the primary cause of the rapid growth in atmospheric carbon dioxide (CO2). Natural gas and oil that are primarily used for heating and cooling as well as electricity generation in buildings play an important role in CO2 emissions. Energy usage in buildings is responsible for approximately 33% of the total of final energy consumption and an important source of energy59 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book related CO2 emissions worldwide. In OECD countries, buildings cause about 30% of national CO2 emissions from the consumption of fossil fuels[18]. Environmental policies frequently involve a trade-off between short-term costs and longer-term benefits. Investments in cleaner technologies and abatement equipment, for example, require up-front capital expenditure that leads to environmental improvements over time. Residential energy efficiency provides a case in point. The potential for energy demand reduction via thermal efficiency of the building envelope is significant because of the energy savings possible and because of the relatively low cost of achieving these potentials[19]. Energy efficiency is widely viewed as an inexpensive way to reduce aggregate energy consumption and thus GHG emissions. IEA, IPCC, and others have recommended energy efficiency for combating global warming. Besides, several analyses conclude that energy efficiency would be costeffective for reducing energy consumption and improving economic welfare. However, whether energy efficiency is effective is still debatable. Being energy efficient may actually increase energy consumption, a consumptioncentric rebound effect. In contrast, the ecological modernization theory (EMT) suggests that technological advancement can address environmental problems[20]. Several methods have been identified for improving energy efficiency, thereby reducing GHGs and mitigating the effects of climate change. Generally these options have been classed as either technical or operational fuel saving measures. It is suggested that fuel costs in shipping generally account for 50% of a ships operating costs, a share which is set to increase as fuel costs increase, generating an even greater incentive for the implementation of energy saving measures. As a generalisation across all types of ship, the potential for saving energy and emissions using known technology and practices is thought to be significant and in the range of 25–75%. More than 50 measures have been identified that could result in efficiency gains and they are generally grouped as technical measures (some applicable to new and some to existing ships i.e. retrofits) and operational measures[21]. Clean technology adoption subsidies may not be the most economically efficient policy towards the goal of reducing GHG emissions, namely when compared to a carbon price, or a carbon portfolio standard. Incentives may have limited influence on usage behavior and may lead to free-ridership. However, federal and state tax incentives for emerging technologies such as wind, solar, and energy efficiency have proven to be politically feasible, since they provide benefits to small well-organized interest groups (i.e. manufacturers) while imposing costs (if any) on the broader, unorganized 60 taxpayers. In the electric utility context, incentives for energy efficiency and distributed solar PV face strict costeffectiveness tests aiming to limit costs imposed on electric rate-payers, including those who choose not to participate in these programs[22]. As various agencies have made the importance of energy efficiency so salient, many countries pursue it to reduce the GHG emissions, deliver more utility services to consumers, make renewable energy more affordable (social sustainability), improve their environmental performance (environmental sustainability), reduce cost, and improve productivity (economic sustainability). Thus, the popularity of energy efficiency has made clean energy sources such as solar energy more acceptable and governments globally pursue energy efficiency as a policy choice. The multifaceted positive implications of energy efficiency make empirical investigation of the potential impact of energy efficiency, intended and unintended, important and timely[20]. 5. CONCLUSION Improving efficiencies of energy systems is an important challenge for meeting energy policy objectives. Reductions in energy use can assist in attaining energy security objectives. Efficient energy utilization and the introduction of renewable energy technologies can significantly help solve environmental issues. Energy-efficient technology is an important tool for this goal. Increased energy efficiency benefits the environment by avoiding energy use and the corresponding resource consumption and pollution generation. From an economic as well as an environmental perspective, improved energy efficiency has great potential. Economy requires great investment both to improve the efficiency of production and to improve the quality of the environment. Achieving these goals will require a carefully devised long term strategy to direct the severely limited funds presently available for investment. REFERENCES [1] Yan G., Bai T., and Yu J., “Energy and exergy efficiency analysis of solar driven ejector-compressor heat pump cycle”, Solar Energy, 125, 243-255, 2016. [2] Lundgren T., Marklund P., and Zhang S., “Industrial energy demand and energy efficiency - Evidence from Sweden”, Resource and Energy Economics, 43, 130-152, 2016. [3] Viholainen J., Luoranen M., Väisänen S., Niskanen A., Horttanainen M., and Soukka R., “Regional level approach for increasing energy efficiency”, Applied Energy, 163, 295-303, 2016. [4] Balitskiy S., Bilan Y., Strielkowski W., and Štreimikienė D., “Energy efficiency and natural gas consumption in the context of economic development in the European Union”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 55, 156-168, 2016. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book [5] Palm J., and Reindl K., “Understanding energy efficiency in Swedish residential building renovation: A practice theory approach”, Energy Research & Social Science, 11, 247-255, 2016. [6] Filippini M, and Zhang L, “Estimation of the energy efficiency in Chinese provinces”, Energy Efficiency, Article in press, Doi: 10.1007/s12053-016-9425-z. [7] Filippini M., Hunt L.C., and Zorić J., “Impact of energy policy instruments on the estimated level of underlying energy efficiency in the EU residential sector”, Energy Policy, 69, 73-81, 2014. [8] Tonn B., and Peretz J.H., “State-level benefits of energy efficiency”, Energy Policy, 35, 3665-3674, 2007. [9] Tcvetkov P., and Strizhenok A., “Ecological and economic efficiency of peat fast pyrolysis projects as an alternative source of raw energy resources”, Journal of Ecological Engineering, 17(1), 56-62, 2016. [10] Clinch J.P., and Healy J.D., “Cost-benefit analysis of domestic energy efficiency”, Energy Policy, 29, 113-124, 2001. [11]Unachukwu G.O., “Potential economic and social benefits of promoting energy efficiency measures in Nigeria”, Energy Efficiency, 4, 465-472, 2011. [12]Tonn B., and Peretz J.H., “State-level benefits of energy efficiency”, Energy Policy, 35, 3665-3674, 2007. [13] Bukarica V., and Robić S., “Implementing energy efficiency policy in Croatia: Stakeholder interactions for closing the gap”, Energy Policy, 61, 414-422, 2013. [14]Worrell E., Laitner J.A., Ruth M., and Finman H., “Productivity benefits of industrial energy efficiency measures”, Energy, 28, 1081-1098, 2003. [15] Pikas E, Kurnitski J, Liias R, and Thalfeldt M, “Quantification of economic benefits of renovation of apartment buildings as a basis for cost optimal 2030 energy efficiency strategies”, Energy and Buildings, 86, 151-160, 2015. [16] Hasanbeigi A., Lobscheid A., Lu H., Price L., and Dai Y., “Quantifying the co-benefits of energy-efficiency policies: A case study of the cement industry in Shandong Province, China”, Science of the Total Environment, 458-460, 624-636, 2013. [17] Zhang N., Kong F., Choi Y., and Zhou P., “The effect of size-control policy on unified energy and carbon efficiency for Chinese fossil fuel power plants”, Energy Policy, 70, 193-200, 2014. [18] Tan B., Yavuz Y., Otay E.N., and Çamlıbel E., “Optimal selection of energy efficiency measures for energy sustainability of existing buildings”, Computers & Operations Research, 66, 258-271, 2016. [19] Morrissey J., Meyrick B., Sivaraman D., Horne R.E., and Berry M., “Cost-benefit assessment of energy efficiency investments: Accounting for future resources, savings and risks in the Australian residential sector”, Energy Policy, 54, 148-159, 2013. [20] Nishant R., Teo TSH, and Goh M., “Energy efficiency benefits: is technophilic optimism justified?”, IEEE Transactions on Engineering Management, 61(3), 476487, 2014. [21] Rehmatulla N., Smith T., and Tibbles L., “The relationship between EU’s public procurement policies and energy efficiency of ferries in the EU”, Marine Policy, Article in press, Doi:10.1016/j.marpol.2015.12.018. [22] Thomas B.A., and Azevedo I.L., “Should policy-makers allocate funding to vehicle electrification or end-use energy efficiency as a strategy for climate change mitigation and energy reductions? Rethinking electric utilities efficiency programs”, Energy Policy, 67, 28-36, 2014. 61 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Utilization of Forest and Agricultural Wastes İkbal SARIKAYA Department of Chemistry Karadeniz Technical University Selçuk BILGEN Department of Chemistry Karadeniz Technical University Lokman Murat AYYILDIZ Department of Chemistry Karadeniz Technical University ABSTRACT Studies on the utilization of forest and agricultural waste are of the utmost importance in any country where there exists a gap between the availability of, and the requirements for, livestock feeds. Waste originated by forest and agriculture has high potential for energetic valorization. The energetic value of forest and agricultural residues in Europe is 4.5x1012 MJ/y. Forest residues are currently utilized as feedstock for integrated gasification processes, whereas there is considerable under-utilization of agricultural residues. While waste production in the industrial sectors is generally decreasing, the trend of waste production from municipalities seems to be opposite. 1. INTRODUCTION Agriculture and forestry are the only two sources of renewable carbon. Agriculture has the potential to help in meeting the growing energy and raw material demands of a society in a sustainable manner, as part of the vision towards a bio-based economy. These include the lowering greenhouse gas emissions and bringing benefits to soil and water quality along with the ecological biodiversity. Further, the agricultural biomass can only be considered sustainable if it is economically efficient and profitable, socially viable, provide a net benefit in improving the environmental performance and rural development, and is compatible with policy goals for agriculture, environment, energy, industry, and in the wider context of trade liberalization and sustainability[1]. Table 1 presents characteristics of selected agricultural residues[2]. Table 1. Characteristics of Selected Agricultural Residues 62 Climate change is a major environmental challenge for human society. There is a diffuse scientific consensus that climate change is due to the increase in the concentrations of greenhouse gases emitted by human activities, primarily as a result of the combustion of fossil fuels. In the context of waste management, the recovery of ‘bioenergy’ from biomass resources and organic waste has gained increasing importance in the integrated strategies to mitigate climate change. According to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), ‘bioenergy’ is expressly mentioned as a possible mitigation opportunity for renewable heat and power within the ‘energy supply’ sector. From the legislative point of view, the European Directive 2009/28/EC on renewable energy sources applies a definition of ‘biomass’ inclusive of: (1) “the biodegradable fraction of products, waste, and residues from biological origin from agriculture”; and (2) “the biodegradable fraction of industrial waste”. Therefore, the organic fractions of agricultural but also industrial wastes and residues are in principle considered as possible renewable energy resources, and their potential can be exploited through an anaerobic digestion process. The anaerobic digestion option can play a particular role in global warming savings, first, by substituting the use of fossil fuels with the produced methane-rich biogas, and second, by storing carbon in the soil and reducing the consumption of inorganic fertilizers with the final digestate use as a fertilizer and a soil improver[3]. Some biomass wastes from sawmills and agro-processing industries can be readily used as fuel. These include wood offcuts and left over slabs from sawmills, coconut shells, corncobs, cotton stalks, coffee husks and wheat and rice straws. The majority of other residues comprise smaller particles in loose form, which makes them unsuitable for direct combustion. Furthermore, their bulk density or ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book heating value per unit volume is much lower, thus making it technically unfeasible for direct use due to combustion and handling problems[4]. The fast population growth, the depletion of traditional energy sources, and the increase in their costs prompted many countries to search for new and renewable energy sources. Biogas through anaerobic digestion offers a promising substitution for fossil fuel and has significant advantages over other forms of bioenergy production[5]. 2. BOIGAS Biogas, a gaseous biofuel, consists mainly of carbon dioxide (CO2) and methane (CH4), but other minor gases (such as hydrogen sulfide and hydrogen) and moisture are also present[6]. Table 2 gives typical composition of biogas[7]. Table 2. Typical Composition of Biogas The ratio between the two main gases affects the energy content of the biogas, which has been estimated to be between 18,630 kJ/m3 and 26 081 kJ/m3, whereas natural gas has an energy content of approximately 37 000 kJ/ m3. The main application of biogas is either production of electricity through burning in CHP (combined heat and power) equipment or as a fuel for vehicles. In order to be used as a vehicle fuel, the energy content of the biogas must be increased by increasing the concentration of methane. For this reason, carbon dioxide and other gases should be removed by processes such as cryogenic separation, chemical absorption, membrane separation, pressure swing adsorption, and temperature swing adsorption. Finally, the upgraded biogas is liquefied or compressed. Until recently, only small volumes of biogas have been directed to the transport sector, although it would be more important to use biogas as a fuel rather than for electricity production (due to the wide range of alternatives)[6]. The composition of biogas and yield fermentation depends on the source of the substrates and process conditions. The substrates used in biogas production can be divided, depending on their origin, into: municipal, industrial or agricultural waste or energy plant farming. Methane fermentation is a good method of using waste such as manure, whey and sewage[8]. Biomass can be converted to gaseous, liquid and solid biofuel by technologies like anaerobic digestion and gasification, pyrolysis and carbonization. Compared with other bioenergy technologies, biogas technology is quite mature and has already been at its industrialization stage. Furthermore, biogas project combines together the ideas of ecological agriculture and recycle agriculture, and develops several practical agricultural production patterns like the “Pig-Biogas-Fruit” model in south China and the “Four in One” model in north China. Extensive fundamental researches about biogas have also been conducted. For example, microbial community shifts during thermophilic methane fermentation, fermentation characteristics of crop straw pretreated by microbial community or steam explosion, and trace elements’ stabilizing effects on longterm anaerobic digestion have been studied. It has also been found that digested liquid swine manure can control soybean cyst nematode, and biogas fertilizer can improve the yield of cherry tomato[9]. Although the use of energy crops converted into biogas to produce renewable energy has become a controversial practice, as it may compete for land with food crops, energy crops may be sustainably cultivated on soils unsuitable for food production. In this sense, sorghum and wheat straw represent two types of substrates for anaerobic digestion in agricultural biogas plants. Sorghum is an energy crop with a world cultivated land of 40 million ha in 2010 and an hectare yield ranging between 10 and 20 t (dry weight)/ year. Among the species of sorghum, Sudan grass (Sorghum sudanense) is one of the most commonly used energy crops for biogas production plants. Wheat straw consists in the dry stalks of wheat after the grain has been removed. It has a world cultivated land of 217 million ha in 2010 and a hectare yield ranging between 3.6 and 11.75 t (dry weight)/ year. Wheat straw, as an agricultural by-product, could be an alternative to energy crops in anaerobic digestion plants[10]. 3. COMPOSTING AND BRIQUETTING The disposal of organic wastes is unavoidable since population growth and rapidly increasing urbanization have increased waste generation in the world. The demand for industrial and agricultural production has continuously increased energy required as well as the quantities of waste. Organic wastes originating from urban life and agricultural activity are a significant cause of environmental pollution. Composting plays an important role in the management of organic waste, which is the biochemical degradation of organic materials to a sanitary, nuisance-free, humus like material [11]. Composting is the biological degradation and transformation of organic materials under controlled 63 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book conditions to promote aerobic decomposition. To determine effective ways to accelerate composting and improve compost quality, numerous methods including additive addition, inoculation of microorganisms, as well as the application of complex fermentation liquor, nutrition regulators, and biosurfactants have been explored[12]. Many different microorganisms are involved in the composting process, with bacteria and fungi being the most prominent. Bacteria have been at the centre of attention as they are supposed to dominate the transformation processes because of their higher thermal tolerance. However, fungi also play a key role in composting, not only because of the extracellular enzymes they produce which allow them to decompose different polymeric compounds, but on account of the ability of some species to grow at more severe environmental conditions. Nevertheless, the relative importance of fungi in relation to prokaryotic organisms is depending on the conditions of the process, specially the nutritional properties of the materials being composted[13]. Briquette is compact solid fuel made from the loose biomass. The formation of briquettes is attractive for better utilization of loose crop residues (CR) for energy generation. The crop residues are available in a substantial quantity after the harvest of the crop which can be used as a sustainable renewable energy source. Most of the crop residues are not suitable for energy generation in energy gadgets due to their low bulk density <200 kg/m3. The low bulk density creates problem in handling, transportation and storage of crop residues. Due to less density, the energy density of crop residues is low. Also, CR requires a lot of space for the transportation. Briquetting is densification process of biomass to produce uniformly sized solid pieces of high density, which can be conveniently used as fuel. Briquettes can be produced from the loose biomass until the density of 1200 kg/m3. The uniformly sized compact biofuel shows better flow ability in bio-reactors for getting better performance of energy gadgets. In India, briquettes are mostly produced from saw dust, bagasse, mustard stalk, ground nut shell, cotton stalk mix with press mud[14]. Briquetting (densification) of loose and smaller biomass waste is an attractive option for fuel utilization in industrial stoker furnace combustion systems. It is known that in most developing countries, the demand for wood fuels is increasing faster than the sustainable supply, the consequence of which is the deforestation of vast woodlands. Application of briquetting technology for biomass waste conversion appears to be an attractive solution, especially in areas where the biowaste resources are substantial and unutilized. The advantages of briquetted fuel include: the ease of charging the furnace, increase in calorific value, improvement of combustion characteristics, reduction 64 of entrained particulate emissions, uniformity in size and shape and good substitution for natural fuelwood[4]. 4. METHANE PRODUCTION Methane (CH4) is the third most abundant greenhouse gas (GHG) in the atmosphere, following water vapour and carbon dioxide (CO2). The global warming potential per molecule of CH4 over a 100-year period is about 2030 times that of CO2. Thus, it is important to identify all global sources and sinks of atmospheric CH4 and determine how CH4-producing environments will respond to climate change. Wetlands are the largest natural source of CH4 to the atmosphere and are estimated to contribute about 24.8 % of the global atmospheric load[15]. Although concern about CO2 and CH4 emissions from reservoirs has led to emissions monitoring in existing reservoirs, to understand the overall net effect of reservoir creation on GHG flux to the atmosphere, C fluxes must be measured in both the undisturbed, natural ecosystem prior to flooding and the flooded landscape. The Experimental Lakes Area Reservoir Project (ELARP) experimentally flooded a boreal wetland after two years of preflood measurements of C exchange between the wetland and the atmosphere. Prior to flooding, the wetland was a natural C sink of approximately 7 g C m–2 y–1. After flooding, it became a relatively large source of C to the atmosphere (130 g C m–2 y–1). This change was attributed to the loss of the photosynthetic CO2 sink due to the death of the flooded vegetation, as well as the microbial production of CO2 and CH4 from the decomposition of large organic C (OC) stores contained in peat and plant tissues[16]. Methane production from a variety of biological wastes through anaerobic digestion technology is growing worldwide and is considered ideal in many ways because of its economic and environmental benefits. Furthermore, the other crucial benefits offered by the use of biogas over natural gas are as; (1) it is produced from renewable resources, (2) it does not add any greenhouse gases in the atmosphere, (3) it is produced locally without any dependency on foreign oil or natural gas supplies, (4) it helps in reducing the pollution produced by the organic wastes, which account for most fresh water pollution, and, (5) it helps in retarding the waste management problems[1]. Methane fermentation technology is a most efficient way of handling and energy generation from biomass, in term of energy output/input ratio (28.8 MJ/MJ) in comparison to all other technology of energy production through biological and thermo-chemical routes of energy conversion processes. According to the IPCC 2001, the global warming potential of methane over 100 years relative to the carbon dioxide is 23 times higher. Therefore, it is essential to reduce natural emission of methane that naturally occurs due to ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book self-decomposition of biomass left outside (particularly wet and highly perishable containing high moisture). The biomass containing high moisture content when left in the environment in form of a heap, then the upper biomass that is directly in contact of open atmosphere is subjected to aerobic degradation. However, the inner biomass that is not in contact with oxygen undergoes through anaerobic digestion and releases methane into the open atmosphere. This again leads the global warming in a substantial amount[1]. 5. CONCLUSION The potential utilization of the huge quantities of forest and agricultural wastes as a renewable carbon source is of great importance. The type and availability of such wastes in any particular geographic region depends on the climatic and environmental factors, use and disuse, culture, and type and nature of the regional technology. Estimates for the availability of biomass in United States from forest and agricultural crops have been projected to be 8.6 to 10.8x108 tons per year. Forest and agricultural residues necessary to maintain soil fertility are not included in estimates for total or collectable wastes. Useful materials may be extracted from these wastes and they may also have their own applications. As disposal of these waste materials poses many serious environmental problems and they are abundantly available in nature at little or no cost, their use in the treatment of waste water is not only economical but also environment-friendly. REFERENCES [1] Chandra R., Takeuchi H. and Hasegawa T., “Methane production from lignocellulosic agricultural crop wastes: A review in context to second generation of biofuel production” Renewable and Sustainable Energy Reviews, 16, 1462-1476, 2012. [2] Kumar A., Purohit P., Rana S. and Kandpal T.C., “An approach to the estimation of the value of agricultural residues used as biofuels”, Biomass and Bioenergy, 22, 195-203, 2002. [3] Caramiello C., Lancellotti I., Righi F., Tatàno F., Taurino R. and Barbieri L., “Anaerobic digestion of selected Italian agricultural and industrial residues (grape seeds and leather dust): combined methane production and digestate characterization”, Environmental Technology, 34(10), 1225-1237, 2013. [4] Ndiema C.K.W., Manga P.N. and Ruttoh C.R., “Influence of die pressure on relaxation characteristics of briquetted biomass”, Energy Conversion and Management, 43, 2157-2161, 2002. [5] Abouelenien F., Namba Y., Kosseva M.R., Nishio N. and Nakashimada Y., “Enhancement of methane production from co-digestion of chicken manure with agricultural wastes”, Bioresource Technology, 159, 80-87, 2014. [6] Matsakas L., Rova U. and Christakopoulos P., “Sequential parametric optimization of methane production from different sources of forest raw material”, Frontiers in Microbiology, 6, 1163, 2015. [7] Karellas S., Boukis I. and Kontopoulos G., “Development of an investment decision tool for biogas production fromagricultural waste”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 14, 1273-1282, 2010. [8] Chmielewski A.G., Urbaniak A. and Wawryniuk K., “Membrane enrichment of biogas from two-stage pilot plant using agricultural waste as a substrate”, Biomass and bio energy, 58, 219-228, 2013. [9] Li K., Liu R. and Sun C., “A review of methane production from agricultural residues in China”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 54, 857-865, 2016. [10] Sambusiti C., Monlau F., Ficara E., Carrère H. and Malpei F., “A comparison of different pre-treatments to increase methane production from two agricultural substrates”, Applied Energy, 104, 62-70, 2013. [11] Külcü R. and Yaldiz O., “The composting of agricultural wastes and the new parameter for the assessment of the process”, Ecological Engineering, 69, 220-225, 2014. [12] Zhang F, Gu W, Xu P, Tang S, Xie K, Huang X. and Huang Q., “Effects of alkyl polyglycoside (APG) on composting of agricultural wastes”, Waste Management, 31, 13331338, 2011. [13] López-González J.A., Vargas-García M.C., López M.J., Suárez-Estrella F., Jurado M.M. and Moreno J., “Biodiversity and succession of mycobiota associated to agricultural lignocellulosic waste-based composting”, Bioresource Technology, 187, 305-313, 2015. [14] Gangil S., “Beneficial transitions in thermogravimetric signals and activation energy levels due to briquetting of raw pigeon pea stalk”, Fuel, 128, 7-13, 2014. [15] Yu B., Stott P. and Li H.Y.X., “Methane emissions and production potentials of forest swamp wetlands in the eastern great Xing’an Mountains, Northeast China”, Environmental Management, 52, 1149-1160, 2013. [16] Matthews C.J.D., Joyce E.M., St. Louis V.L., Schiff S.L., Venkiteswaran J.J., Hall B.D., Bodaly R.A. and Beaty K.G., “Carbon dioxide and methane production in small reservoirs flooding upland boreal forest”, Ecosystems, 8, 267-285, 2005. 65 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Lisanssız Rüzgar Enerji Santrali Projelerinde Fizibilite ve Ölçüm İskender KÖKEY CMİ Mühendislik İnşaat Enerji Makine San. Tic. Ltd. Şti. ÖZET Bu çalışmada, Rüzgar Enerjisinden lisanssız elektrik üretimi kapsamında Türkiye’de kurulmaya başlanan 1MW ve altı güçteki rüzgar enerji santrallerinin fizibilite sürecinde dikkat edilmesi gereken noktalar incelenmiştir. Yasal mevzuatlar gereği yüksek potansiyele sahip olan sahaların hızlı bir şekilde tespit edilmesi ardından ise uzun soluklu bir idari izin sürecine geçilmesi gerekmektedir. İlgili proje takviminde teknik analizlerin nasıl ve hangi araçlar kullanılarak yapılması gerektiği makale kapsamında irdelenerek, yatırımcılara yol gösterilmesi amaçlanmıştır. Anahtar Kelimeler: Lisanssız, Rüzgar, Lisanssız elektrik, Reanalysis veri, Sanal veri, Sanal ölçüm 1. GİRİŞ 2013 yılında EPDK tarafından hazırlanarak yürürlüğe girmiş olan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik kapsamında kurulu gücü 1 MW ve altı olan yenilenebilir kaynaklara dayalı enerji üretim tesisleri için lisans alma zorunluluğunun kaldırılması ile özellikle güneş enerji santrallerinin (GES) kurulumunda hızlı bir gelişme yaşanmıştır. Lisanssız rüzgar enerji santralleri (RES) ise gerek pazarın talebi olan türbin modellerinin sınırlı olması, gerekse kimi izin süreçlerinin uzun sürmesi nedeniyle beklenen gelişmeyi gösterememiştir. Bu bildirinin kaleme alındığı tarih olan Şubat 2016 itibariyle TEDAŞ’ın yayınlamış olduğu rakamlar üzerinden karşılaştırma yapılacak olursa, TEDAŞ’a sunularak onay almış projelerin toplam kurulu güçleri GES için 2.429.958 kWe iken, RES için bu değer sadece 91.828 kWe olarak kalmıştır. TEDAŞ’a başvuru yapan toplam proje sayısı da GES için 4812 iken RES için bu değer sadece 235’tir. Görüleceği gibi RES proje başvurusu GES proje başvurusunun %5’inin bile altında seyretmektedir. Rakamların ardında yatan sebepler çeşitlendirilebilir ancak bu çalışmanın konusuyla örtüşmesi bakımından, GES’lerin enerji üretim tahminleri ölçüm yapılmaksızın oldukça yüksek bir doğrulukla öngörülebilirken RES’ler için yerinde ölçüm yapılmaksızın üretim tahmininde bulunmanın teknik açıdan oldukça güç ve yüksek belirsizlikli olduğunu belirtmek gerekir. Yatırımcı penceresinden irdelendiğinde, lisanslı bir santrale yapılacak yatırımın bütçesi içerisinde, rüzgar ölçüm 66 sürecinin tamamına (rüzgar ölçüm direğinin kurulması ve işletilmesi, danışmalık hizmetleri, teknik analiz raporunun hazırlanması vs.) ilişkin maliyetler oldukça küçük bir yere sahiptir. Bu görece düşük bütçeli ölçüm süreci sonunda ise yatırımın geri dönüş sürecine ışık tutacak değerli bilgilere ulaşılmakta, bu sebeple eksiksiz bir fizibilite sürecinin yürütülmesi kaçınılmaz olarak gereklilik haline gelmektedir. Ancak lisanssız pazarda faaliyet gösterilecek ise, hem de ilgili sahada sadece 1 MW kurulu güce sahip bir santral kurulması planlandığında, ölçüm süreci gerek proje takviminin sıkışıklığı, gerekse ortaya çıkacak maliyetler açısından yatırımcıların tercih etmekten çekindiği bir angaryaya dönüşmektedir. Tam da bu noktada yatırımın teknik belirsizliğini azaltacak ancak bunu kısa sürede ve ekonomik bir bütçeyle sağlayacak çözümler pazarda ihtiyaç olarak belirmektedir. 2.RÜZGAR ÖLÇÜM DİREĞİ VE MİNİMUM KONFİGİRASYONU Teknik açıdan durum ele alındığında, bir santralin lisanslı ya da lisanssız olması şeklinde ayrım yapmak mümkün değildir. Bu nedenle lisanslı santrallerin projelendirilme aşamalarında geçerli olan tüm hassasiyetlerin lisanssız ölçekteki santraller için de uygulanıyor olması, düşük belirsizlikli bir enerji analiz süreci için kaçınılmazdır. Bu sebeple, lokal etkilerin çok yoğun olarak rüzgar karakteristiğine etki ettiği kompleks sahalarda geliştirilecek santraller için IEC 61400-12 standardına uygun bir ölçüm direği ile yerinde yapılacak minimum 1 yıllık ölçüm, yatırımcının sahip olacağı teknik değerlendirme raporunun çok daha sağlam temellere oturmasını sağlayacaktır. İlgili rüzgar ölçüm direği kurulurken, 1 MW ve altı türbinlerde göbek yüksekliklerinin görece daha düşük olduğu göz önünde bulundurulacak, kurulacak rüzgar ölçüm direğinin minimum 2/3 göbek yüksekliğinde olmasına özen gösterilmelidir. Ancak bu değer modern türbinler ile kıyaslandığında görece daha düşük kaldığı için yatırımcı adına kolay uygulanabilir, ekonomik bir ölçüm periyodunun kapısını aralamaktadır. Tablo 1’de kimi ticari rüzgar türbinlerinin katalog değerlerinden alınmış göbek yükseklikleri ile, bu yükseliklerin 2/3’üne tekabül eden, IEC tavsiyesi doğrultusundaki minimum rüzgar ölçüm direği yükseklikleri belirtilmiştir. Burada altı çizilmesi gereken nokta ise mümkün ise bu ölçümün kurulacak olan türbinin hub yüksekliğine eşit bir rüzgar ölçüm direği ile yürütülmesi gerektiğidir. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book çözünürlükleri sunulmaktadır. Diğer taraftan bu çıktılara dayanak oluşturulan veri kaynaklarının göreli olarak karşılaştırılması mümkün olmakla birlikte, verilerin kullanılacağı sahanın topografisi ve kullanılan metedolojiye bağlı olarak nihai veri setlerinin belirsizliği değişebilmektedir. Veri kaynakları çok çeşitlenmek ile birlikte, uydu kaynaklı verileri servis eden temel kurumlar ve veri setlerine ilişkin bilgiler aşağıdaki gibidir: Kurulacak olan rüzgar ölçüm direğinde ölçümü yapılması gereken değişkenlerin listesi ve kullanılması tavsiye edilen minimum sensör adeti Tablo 2’de belirtilmiştir. Hatırlanmalıdır ki, rüzgar hızı ve yönü ölçümleri en az 1’er sensör ile rüzgar ölçüm direğinin en üst noktasına konumlandırılmalı ve kanat çapının süpürdüğü tüm alanın taranabilmesi için uygun şekilde diğer sensörler konumlandırılmalıdır. Rüzgar ölçüm direğinin mekanik dizaynı ve bom oryantasyonları konusunda IEC61400-12 standartının EK G bölümü referans alınmalıdır. 3. SANAL VERİ SETLERİNİN KULLANILMASI Her ne kadar bir rüzgar enerji santrali için rüzgar ölçümü kaçınılmaz bir adım olsa da, lisanssız pazarda faaliyet gösteren yatırımcılarımızın daha hızlı ve düşük maliyetli çözümler olan sanal veri setlerini tercih ettikleri bilinmektedir. Bu sanal veri setlerinin kullanılması sonucu yapılacak analizlerin içereceği belirsizlikleri saptayabilmek oldukça güç olduğu için, sanal veri setlerini teknik analize girdi olarak kullanılması ticari olarak oldukça risklidir. Bunun yanı sıra, sanal veri setleri yakın sahaların göreli olarak karşılaştırılması için tercih edilebilecek pratik bir araç olabilir. Proje noktası için temin edilmiş sanal veri setleri ya da uzun dönemli geçmiş veriler, sahadan alınacak yerinde ölçüm ile korele edilmesi durumunda ise mevcut ölçümünde kalitesini artıracağı ve belirsizliğini azaltacağı bilinmektedir. 3.1. NCEP/NCAR Amerika Birleşik Devletleri’nde Ulusal Okyanus ve Atmosfer Yönetimi Dairesi (National Oceanic and Atmospheric Administration – NOAA) tarafından 01.01.1948 yılından beri günlük ortalamalarla çeşitli atmosferik verilerin kaydını içeren NCEP/NCAR dataları bu gün halen birçok reanalysis veri seti içerisinde en çok tercih edileni olmaya devam etmekte ve ücretsiz olarak ilgili kurumun web sitesi üzerinden, Netcdf ve GRIB formatında indirilebilmektedir. 3.2. ERA-INTERIM Avrupa Orta Vadeli Hava Tahmin Merkezi (European Centre for Medium-Range Weather Forcast – ECMWF) tarafından 34 ülkenin desteği ile sunulan ERA-I verileri 1979’dan bu yana reanalysis verilerini içermektedir. 3.3. MERRA MERRA veri setleri Amerika Birleşik Devletleri Ulusal Havacılık ve Uzay Dairesi (National Aeronautics and Space Administration – NASA) tarafından sunulmakta olup, 1979 yılından beri rüzgar hızı, yönü, sıcaklık, nem ve basınç verileri dahil birçok veriyi reanalysis veri seti olarak sunmaktadır. 4. İŞLENMİŞ VERİ SETİ SAĞLAYICILARI İşlenmiş veri setlerini anlamlandırarak rüzgar haritaları, sanal rüzgar ölçüm direği veri çıktıları ya da sahanın uzun dönemli geçmiş verilerine ulaşmak mümkündür. Bu hizmet web tabanlı olarak hizmet veren servis sağlayıcılardan potansiyel sahanın koordinatı girilerek alınabilmektedir. Bu noktada dikkat edilmesi gereken hususların en Uluslararası enstitüler tarafından ücretsiz olarak sağlanan veri setlerini çeşitli metedolojiler kullanarak değerlendirmek mümkündür. Bu veri setlerine dayanarak, sahanın topografik etkilerini de göz önünde bulunduran ve istenen koordinat üzerine taşıyabilen çeşitli veri sağlayıcı firmalar sektörde aktif olarak hizmet vermektedirler. Kullanılan metedolojiler genellikle ticari nitelik taşıdığı için doğrudan ulaşılamamakla birlikte firmalar tarafından belirsizlik oranları ve oluşturulan verilerin ya da rüzgar hızı haritalarının 67 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book önemlilerinden bir tanesi hangi veri setinin girdi olarak kullanılacağının tercihidir. Sahanın topografik özellikleri ve dünya üzerindeki konumuna bağlı olarak, servis sağlayıcının tavsiyesiyle o noktada minimum belirsizlikle çıktı vereceği ön görülen veri seti tercih edilmelidir. 5. SONUÇ Lisanssız rüzgar enerjisi pazarında hızlı bir şekilde proje geliştirmek isteyen yatırımcılar için doğru sahanın tespiti, teknik açıdan analizi ve bölgesel elektrik dağıtım şirketleri ile başlayıp diğer birçok kurum ve kuruluş ile devam eden idari prosedürler çoğu zaman oldukça yıpratıcı bir hal almaktadır. Bu süreçte, santralin tüm işletme ömrüne ışık tutacak teknik analizler çoğunlukla üzerine fazlaca düşünülmeden geçilebilen ancak yapılacak hataların geri dönülmez maliyetler oluşturacağı kritik bir basamak olarak ortaya çıkmaktadır. Diğer taraftan gerek proje takvimlerinin sıkışıklığı gerekse maliyet kaygıları ile hızlı bir şekilde uygun sahanın tespit edilerek bir an evvel idari izin süreçlerinin başlatılması beklenmektedir. Türkiye’deki güncel mevzuatlar dahilinde, lisanssız kapsamda rüzgar enerji santrali geliştirmek isteyen yatırımcılar hızlı bir şekilde en doğru saha tespitini saptamak için bu makalenin 3. ve 4. bölümlerinde açıklanan reanalysis veri setleriyle oluşturulmuş rüzgar haritalarını kullanabilirler. Bu sayede proje geliştirilecek coğrafi sınırlar içerisinde göreli olarak en yüksek rüzgar potansiyeline sahip olan nokta hızla tespit edilebilir ve sonrasında idari izin aşamalarına geçilebilir. İdari izin süreçlerini yürüten yatırımcı, başvuru yapacağı noktanın göreli olarak ilgili sahadaki en yüksek potansiyele sahip olan türbin noktası olduğunu bilerek proje geliştirme süreçlerini yürütebilir. Ancak bu noktada altı çizilmesi gereken en önemli nokta ise, idari izin süreçleri ile paralel olarak bölüm 2’de açıklanan özelliklerde yerinde ölçüm sürecinin de eksiksiz bir şekilde tamamlanmasıdır. Sadece reanalysis veri setlerinden alınan çıktılara dayanarak enerji kazanım analizi yapmak ya da bu verilere istinaden rüzgar karakteristiğini belirlemek oldukça hatalı bir yaklaşım olacaktır. Unutulmamalıdır ki; rüzgar enerjisi, yerel topografik özelliklere karşı oldukça duyarlı bir enerji türü olduğundan, ilgili sahada bir rüzgar ölçümü yapılmaksızın varılacak her sonuç yüksek belirsizlik içerecektir. KAYNAKLAR [1] http://www.kintech-engineering.com/media/pdf/ productcatalogue-en.pdf [2] ICE – 61400-12 International Standart, [3] Patel M., 2006. Wind and Solar Power System, Taylor&Francis Group, FL, ABD [4] Kalnay et al.,The NCEP/NCAR 40-year reanalysis project, Bull. Amer. Meteor. Soc., 77, 437-470, 1996. [5] Lucchesi, R., 2012: File Specification for MERRA Products. GMAO Office Note No. 1 (Version 2.3), 82 pp, available 68 from http://gmao.gsfc.nasa.gov/pubs/office_notes. [6] D.P. Dee et al., 2011A, The ERA-Interim reanalysis: configuration and performance of the data assimilation system, W.F.R. Meteorol Soc. 137:553-597 SUMMARY It is investigated to clarify most important points of the wind assessment projects for a wind farm which has maximum 1MW installed capacity under the laws of non-licensed energy production in Turkey. Regarding to regulations, it is needed to find technically suitable point in first then proceeded to long permission procedures. It is aimed to highlight technical tools can be used during that feasibility studies and define the road map for the developers. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Modernisation Examples of Wet Flue Gas Desulphurisation Systems Jerzy MAZUREK RAFAKO S.A. Paulina MOLAS RAFAKO S.A. ABSTRACT The emissions from coal–fired power plants cause air pollution. In 2011 the European Commission has started consultation of the Reference Document for Best Available Techniques (BAT) including coal-fired power plants. The new document will have a huge impact on the fossil fuel power industry emission limits are significantly stricter than the existing values. The paper presents achieved parameters of selected flue gas desulphurisation plants operated in Poland, relating to ability to meet a new emission levels defined in BAT conclusion. RAFAKO successfully applied various methods for improvement of operational output and effectiveness of wet flue gas desulphurisation systems. 1. INTRODUCTION Power stations, which produce energy through the combustion of –especially solid– fuel have harmful effects on the whole environment, since the combustion process leads to the emission of pollutants to air, water and soil. The most important substances emitted to the atmosphere from the combustion of fossil fuels are: SO2, NOx, CO, particulate matter and greenhouse gases such as CO2. Heavy metals, halide compounds (HCl, HF), dioxins and sulfuric acid aerosol are emitted in lesser quantities. Table 1 shows the changes in Polish environmental protection law regarding the limits of SOx and dust emissions. Reducing the emission limits poses new challenges to plants in operation, especially when the changes in production plans are associated with prolongation of operating time of those plants, or are associated with plans to restore production capacity while maintaining the existing flue gas treatment systems. Belchatow Power Plant is the largest lignite-fired utility both in Poland and in Europe. Joint capacity of powergenerating units operated in Belchatow Power Plant amounts to 5452 MW u. 1-2: x360 MWel, u. 3-5: x380 MWel, u. 6: x394 MWel, u. 7-12: x390 MWel, u. 14: x858 MWel) constituting c.a. 19% of installed capacity of Polish utilities. The annual energy production is an average of 33-34 TWh, representing approximately 20% of electricity production in Poland. Currently Belchatow Power Plant operates thirteen (13) installed flue gas desulphurisation absorbers based on the lime-gypsum method. The first flue gas desulphurisation plant was put into service in 1994 and the last one in 2012. New unit, identified as 14 with capacity of 858 MW, is equipped with two (2) wet method desulphurisation absorbers. All units from no. 3 to no. 12 have their separate wet method desulphurisation absorbers [1]. Combined Heat and Power Plant Siekierki (CHP) is the largest cogeneration plant in Poland and the second largest in Europe. Its thermal capacity level is at 2,078.2 MW and the electrical capacity is at 622 MW. The CHP Siekierki has two (2) absorbers, which operate by using the wet flue gas desulphurisation method. First absorber was commissioned in the 2011, the second in 2012[2]. It allowed to reduce the SO2 emission levels for all of the 8 boilers covered within the project by 90%, which results in about 8,000 tons a year. Due to: 1. Impairment of the fuel combusted parameters (greater sulphur content in coal). 2. More strict requirements con-cerning protection of atmospheric air. 3. The end of operating time of the specific items or equipment installed inside the absorber (rubber, plastic items – mist eliminators). 4. Improve work efficiency (reducing media consumption, reducing power consumption) 69 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book and improving the operating conditions (solutions to reduce the failure rate, solutions to improve access etc.) the oldest flue gas desulphurisation plants built in the 90’s of the last century are subject to the processes of modernisation. Table 3 shows possible ways to increase the effectiveness and efficiency of existing absorbers operation in wet flue gas desulphurisation plants. The process of absorbers modernisation results not only the increase of performance parameters but also the considerable extension of service life of flue gas desulphurisation plant. Therefore, it was planned so as to include, among others, the comprehensive replacement of anti-corrosion lining (rubber lining) inside the absorbers as well as all required repairs. 2. INCREASE OF L/G – INSTALLATION OF ADDITIONAL SPRAY LEVELS Within the period from 2006 to 2008 RAFAKO S.A. has carried out modernisation of flue gas desulphurisation plants for units 8, 10, 11 and 12 related with planned switching to coal with higher sulphur contents originating from the new open pit mine called Szczercow. The primary goal of modernisation of absorbers no. 8, 10, 11 and 12 was to achieve the desulphurisation efficiency exceeding 95% within the whole range of FGD plant operational load and with planned considerable increase of SO2 concentration in flue gas at FGD inlet.The solution adopted in case of FGD plants for units 8, 10, 11 and 12 was increasing the intensity of flue gas spraying through the installation of the additional, fifth spray level. Change of the allowable SO2 concentration limits in flue gas, valid since 2015, caused the necessity of adapting FGD plant in CHP Siekierki to new emission limits. For this purpose, a fourth desulfurization level RAFAKO S.A. introduced in both absorbers, along with installation of a new pump with circulation and spraying system. This allowed to guarantee SO2 emission in clean gas below 200mg/ m3STP, dry, 6%O2. from the SO2 concentration in raw flue gas at max. 3050mg/ m3STP, dry, 6%O2. throughout the whole range of gas flow. Figure 2 shows improvement of efficiency, after the modernization[2]. 70 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 3. APPLICATION OF ORGANIC ACIDS Application of organic acids as process additives deserves special attention. RAFAKO S.A. has carried out research works focused on application of formic acid and adipic acid[3]. Research works carried out led to the following conclusions: a. The final result in terms of improving the efficiency of desulphurisation with dosage of the same concentrations of adipic acid and formic acid and with SO2 outlet concentration above 100 mg/m3STP, dry,6%O2 is similar. b. Within the examined parameters area it was found that formic acid allows achievement of SO2 concentrations at the level of 30 mg/m3STP, dry,6%O2 whereas the same value for adipic acid amounts to 50mg/m3STP, dry,6%O2 . c. The dosage of formic acid is faster visible in the process system. Economic analysis carried out by RAFAKO S.A. have shown that at the desired outlet SO2 concentration below 120160 mg/m3STP, dry,6%O2 dosage of organic acid to the system results in lower operating costs when compared to increase of L/G ratio. This comparison concerns the cost of purchase and dosage of acid as well as the cost of electric power consumption. For each case such analysis must be carried out on an individual basis because they depend on the unit prices of electric power as well as on FGD plant configuration and operating conditions. zone. Perforated shelf assures the uniform flue gas distribution and elimination of lower desulphurisation efficiency zones (Figure 3). Installation of perforated shelf increases several times the period of contact in the spray zone between sorbent suspension and flue gas, which corresponds in the scope of flue gas desulphurisation efficiency improvement to a considerable increase of absorber height or spray intensity (density). 4. INSTALLATION OF OVERFLOW PERFORATED SHELF The scope of absorbers for units 5 and 6 modernisation included also installation of perforated shelf. This decision was made due to the limitation of space for installation of the additional circulating pump in the pumping house, lack of space for installation of the additional spray level inside the absorber and restrictions concerning electric power supply for additional pumps. The principle of the perforated shelf operation may be summarised as follows: sorbent suspension flowing from spray level nozzles is distributed to the individual perforated shelf cells where it is contacted with flue gas in the counter-current flow thus creating a layer of intensive mixing and mass exchange called the barbotage (bubbling) Experiments with the operation of overflow perforated shelf show the necessity of inspection and cleaning of the shelf at least once a year. Shelf is subjected to local contamination in case of: clogging of the spraying nozzles and the presence of large foreign bodies in the bin, e.g. fragments of rubber and plastic which inhibit selfcleaning. The overflow perforated shelf, besides providing an improvement in efficiency of SO2 removal, provides efficiency improvement of dust removal, what is shown in Figure 5. 71 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Figure 6. Gypsum dewatering system FGD unit 5 and 6 before and after modernization[5]. Increase of efficiency a whole desulfurization system, besides the improvement of absorber functionality, is associated with the necessity of increasing the efficiency of auxiliary systems (sorbent preparation, final product treatment). Photos below show the modernization of gypsum dewatering system, carried out without changing the dimensions of the building. REFERENCES [1] Mlynarski R., and Jurkowski J., “Effects of powergenerating units modernisation on quality of flue gas desulphurisation processes”, VIth Discussion Forum “Operational experience on FGD plants”, 16–19 April 2013, Tatrzanska Lomnica, Slovakia. [2] Bartosiewicz A., “Exploitation experiments FGD Plant in CHP Siekierki”, VIIth Discussion Forum “Operational experience on FGD plants”, 21–24 April 2015, Tatrzanska Lomnica, Slovakia. 72 [3] Krahl S., and Mazurek J., Selected RAFAKO S.A. research work on wet lime – gypsum FGD method, based on the classic spray tower absorbers, Power Gen Conference Papers, Milan 2011. [4] Mazurek J., and Mlynarski R., and Jurkowski J., “Improving Capacity and Efficiency of Power Units No5&6 FGD Absorbers at PGE Belchatow Power Plant, Poland”, Power Gen Conference Papers, Cologne 2014. [5] Mazurek J., and Molas P., “Modernization of the flue gas desulphurisation plants od unit 5 and 6 at the Belchatow power plant, Poland”, VGB PowerTech 11/2015, pages 54-59. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Elektrik Enerjisi Tüketimi ve Türkiye Değerlendirmesi Kemal GÖK İstanbul Teknik Üniversitesi Enerji Enstitüsü A.Beril TUĞRUL İstanbul Teknik Üniversitesi Enerji Enstitüsü ÖZET Bu çalışmada, öncelikle, dünya elektrik enerji üretimi, tüketimi, elektrik enerjisi üretiminde kullanılan başlıca enerji kaynakları ve elektrik üretimindeki payları, bunların dünya ülke ve bölgelerine göre gösterdiği farlılıklar ele alınmaktadır. Ayrıca, elektrik ticareti ve fiyat değerlendirmelerine de yer verilmektedir. Türkiye’de toplam elektrik enerjisi tüketimi ve net elektrik tüketimi üzerinde durulmaktadır. Elektrik tüketim ve bu bağlamda elektrik tüketiminin sektörel bazda gelişimi (1980-2015 yılları arası göz önüne alınarak) incelenmiştir. Enerji kaynaklarının ülke bazında elektrik tüketimi içindeki payları ve değişimi üzerinde durulmakta ve değerlendirilmektedir. Son 35 yıl içinde aylara göre elektrik tüketimi değişimi de ele alınmakta ve birçok yılda en yüksek ve en düşük ay elektrik tüketimi irdelenmektedir. Ayrıca, Türkiye’nin 2023 yılı hedefleri doğrultusunda yapılması gerekenler irdelenerek, gelecek değerlendirmesi de yapılmaktadır. 1. GİRİŞ Günümüzde sınırlı miktarda bulunan enerji kaynaklarının hızla tükenmesi ve enerji maliyetlerinin sürekli artması sebebiyle sanayinin, ulaştırmanın ve toplumsal yaşamın vazgeçilmezi olan enerjinin önemi her geçen gün artmaktadır. Günlük yaşantımızın vazgeçilmez parçası olan enerji, ülkeler için sosyo-ekonomik önemini korurken, enerji denilince akla ilk olarak gelen elektrik enerjisi de hayatımızın her alanında yer almaktadır. Çağdaşlığın, gelişmişliğin, kalkınmanın simgesi olan elektrik enerjisi sanayiden tarıma birçok alanda girdi olarak kullanılan bir enerjidir. Üretiminin birçok enerji kaynağından elde edilebilmesi, kullanım kolaylığı ve dönüşüm kolaylığı olması nedeniyle ısınmadan aydınlatmaya haberleşmeden ulaşıma kadar birçok alanda kullanılabilmektedir. Bu bağlamda, elektrik enerjisi günümüzde ülkelerin gelişmişlik düzeyini ve refah seviyesini belirleyen en önemli göstergelerden biridir. Elektrik enerjisine olan talebin zamanında kesintisiz sürekli aynı kalitede sağlanabilmesi için ülkeler sahip olduğu kaynakları en iyi şekilde kullanmakta ve gelişen teknolojilere yönelmektedir. Nüfus artışı, sanayileşme ve teknolojik gelişmelerle birlikte küreselleşme sonucu enerjiye dolayısıyla hayatımızın her alanında yer alan elektrik enerjisine talep sürekli artmaktadır[1][2]. Elektrik; üretim sisteminin organize edilmesinde, sanayinin işlemesinde, ulaşım ve insan ihtiyaçlarının karşılanmasında kritik görevler üstlenmiştir. Elektrik sayesinde, mekanikleşen üretim süreçleri tüm sektörlerde daha etkin ve verimli kullanılır olmuştur. Elektrik kullanımı yeni tekniklerin gelişmesine de olanak sağlamış, metal, cam, odun, kâğıt ve kimyasal maddeler gibi daha fazla katma değer yaratan hammaddeler yarı mamul ya da mamul mallara dönüştürülebilmiştir. Daha hızlı ve daha az kirlilik yayan taşıma araçları da elektrik sayesinde insanlığın kullanımına sunulmuş bulunmaktadır. Bunların da ötesinde elektrik günlük yaşamı kolaylaştırarak yaşam seviyesini iyileştirmiştir[3]. Elektrik, farklı santrallerden elde edilebilmektedir. Fosil yakıtlı ve nükleer santraller ile yenilenebilir enerji santrallerinden da elektrik üretimi yapılabilmektedir. Burada önemli olan, zamanında, kesintisiz ve sürdürülebilir şekilde ve bunlara ilaveten temiz ve ucuz şartlarla elektrik üretiminin yapılabiliyor olmasıdır. Ancak, bu şartların sağlanması tek bir elektrik santral tipiyle mümkün olamamaktadır. Bununla beraber, elektrik üretiminde kaynak çeşitliliğine önem vererek elektrik üretim politikalarının geliştirilmesi, çoğu kez benimsenen yol olmaktadır[4]. 2. DÜNYADA ELEKTRİK ENERJİSİ KULLANIMI Dünya elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynakları incelendiğinde en yaygın olarak kullanılan kaynağın kömür olduğu görülmektedir. Kömürden sonra doğal gaz, hidrolik ve nükleer enerji elektrik üretiminde kullanılan en önemli enerji kaynaklarıdır[5]. Şekil 1’de 1971-2013 yılları arasında dünyada elektrik üretiminde kullanılan kaynakların gelişimi görülmektedir. 1971 yılından günümüze gelindiğinde elektrik üretiminde fosil yakıt kullanımının sürekli arttığı görülmektedir. Nükleer ve hidrolik kaynaklardan elektrik enerjisi üretiminde de bir artış söz konusudur. 70’li yılların başında elektrik üretiminde neredeyse hiç kullanılmayan rüzgâr, güneş, jeotermal gibi yenilebilir enerji kaynakları teknolojinin gelişmesi ve çevreye olan duyarlılığın 73 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book artmasıyla 2000’li yıllarda elektrik üretiminde ivme kazanmış bulunmaktadır. Şekil 2’de ve 2013 yıllarında dünyada elektrik üretiminde kullanılan kaynakların oranları verilmektedir. hepsi sanayinin gelişmesi için sanayide kullanılan elektrik fiyatlarını konutlarda kullanılan elektrik fiyatlarına göre daha ucuz olarak belirlemektedirler[6]. Tablo 1’de bazı ülkelerde kullanılan elektrik fiyatları sanayi ve meskenler için ayrı ayrı verilmektedir. Sanayi için elektrik fiyatı en düşük olan ülkeler; Norveç ve ABD’dir. Mesken için elektrik fiyatı en düşük olan ülkeler ise Meksika ve ABD’dir. Tablo 1. Bazı Ülkelerde Elektrik Fiyatları (IEA,2015)[6] Ülkeler Şekil 1. 1971-2013 yılları arasında dünyada elektrik üretiminde kullanılan kaynaklar (IEA,2015)[6]. 135,11 266,93 Belçika 128,1 243,86 Şili 103,84 151,44 Çek Cumhuriyeti 122,84 174,44 Danimarka 101,8 403,12 Finlandiya 104,52 201,35 Fransa 125,96 207,12 Almanya 179,25 395,05 Yunanistan 142,76 235,64 İtalya 327,78 306,82 Japonya 188,12 253,26 - 109,61 Meksika 121,46 90,08 Hollanda 118,08 252,43 54,6 127,1 Polonya 99,93 192,15 Portekiz 155,96 291,56 İsveç 81,73 214,45 İsviçre 128,74 209,29 Türkiye 130,81 169,59 Birleşik Krallık 157,24 255,66 ABD 70,14 125,2 Norveç Dünyada sektörlere göre elektrik tüketimi incelendiğinde, sanayide kullanılan elektrik miktarının sürekli artış gösterdiği gözlenmektedir. Mesken, aydınlatma, ticaret ve kamu hizmetlerinde tüketilen elektrik de yıllar içerisinde büyük bir artış göstermiştir (Şekil 3). Şekil 3. 1971-2013 yılları arasında dünyada sektörlere göre elektrik tüketimi (IEA,2015)[6]. Dünyada kullanılan elektrik enerjisine ödenen fiyatlarda her ülkede farklılık göstermektedir. Ülkelerin hemen 74 Mesken İçin Elektrik Fiyatı (USD/MWh) Avusturya Kore Şekil 2. 1973 ve 2013 yıllarında dünyada elektrik üretiminde kullanılan kaynakların oranı (IEA,2015)[6]. Sanayi İçin Elektrik Fiyatı (USD/MWh) 3. TÜRKİYE’DE ELEKTRİK ENERJİSİ Türkiye Cumhuriyeti kurulduğunda elektrik üretimi, günümüz değerleriyle mukayese edildiğinde neredeyse ihmal edilebilecek mertebede bir miktar söz konusuydu. Ülkenin gelişimine paralel olarak elektrik üretimi artmıştır. Türkiye Cumhuriyeti kurulduğundan bu yana Türkiye elektrik sektöründeki temel değişimleri içeren politikalar genel olarak üç ana dönem halinde özetlenebilmektedir[7]. 1. Dönem (1923 – 1984): Elektrik ulusal ekonomi ve güvenliği açısından çok önemli olarak nitelenmektedir. Bu nedenle, üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticareti kamu hizmeti olarak görülmektedir. Dolayısıyla, doğrudan devlet eliyle yapılır. 2. Dönem (1984 – 2001): Elektriğin üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticareti esas olarak kamu hizmeti olarak nitelenmektedir. Dolayısıyla, devlet bu işleri ya doğrudan kendisi yapar ya da sözleşmesel bazda özel sektör eliyle yaptırır. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 3. Dönem (2001- 2014): Elektriğin bir ticari meta olarak değerlendirildiği dönemdir. Bu amaçla, “üretimi, dağıtımı ve ticareti serbest rekabet ortamında yapılmalıdır” anlayışının uygulamaya konulduğu dönemdir diyebiliriz. Ancak, önemli bir meta özelliğine sahip olması nedeniyle elektriğin üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticareti bağımsız otorite ve/veya otoritelerce denetlenmelidir. Önemli bir konu, elektrik üretiminin hangi kaynaklar kullanılarak yapıldığı olmaktadır. Şekil 4’te elektrik üretiminde kaynakların durumu görülmektedir[8]. Yıllara göre ülkemizdeki net elektrik tüketiminin sektörlere göre dağılımını veren grafik ise Şekil 6’da görülmektedir. Bu grafik incelendiğinde; 80’li yıllarda meskenlerde kullanılan elektrik enerjisi toplam tüketilen elektrik enerjisinin ortalama %18’ine tekabül ederken, 90’lı yıllarda bu oran artarak %22 seviyelerine 2000’li yıllarda da fazla yükselmeyip %23’lük kısmı oluşturmuştur. Buna karşın; sanayide tüketilen elektrik enerjisi incelendiğinde 80’li yılarda tüketilen elektrik enerjisinin %64’ü sanayide kullanılmaktadır. Bu oran 90’lı yıllarda %55 seviyelerine, 2000’li yılarda ise %47 seviyelerine gerilemiş bulunmaktadır. Şekil 4. Elektrik üretiminde kaynakların durumu[8]. Türkiye’nin 2023 yılı hedefleri çerçevesinde enerji ile ilgili hedefler de bulunmaktadır. Bunlardan biri; enerji üretiminde doğal gaz payının azaltılması dolayısı ile elektrik üretiminde de doğal gaz kullanımının azaltılmaya çalışılacağı anlaşılmaktadır[9]. Ayrıca, 2010 yılı elektrik üretiminin iki misline çıkarılması hedef olarak konmuştur. Böylelikle AB ortalamasına yaklaşılması amaçlanmış olduğu anlaşılmaktadır. Şekil 6. Yıllara göre Türkiye’deki net elektrik tüketiminin sektörlere göre dağılımı. Şekil 7’de ise 1980-2015 yılları arasında aylara göre elektrik tüketimi verilmektedir. Şekil 7 incelendiğinde birçok yılda Ağustos ayının en yüksek, buna karşın Şubat aylarının en düşük elektrik tüketiminin olduğu gözlenmektedir. 4. TÜRKİYE ELEKTRİK TÜKETİMİNİN İRDELENMESİ Elektrik tüketimi ifadesini toplam elektrik tüketimi ve net tüketim olarak ele almak gerekmektedir. Net tüketim, toplam elektrik tüketiminden santraller, trafolar vb. gibi yerlerde kullanılan iç tüketim, şebeke kaybı ve kaçakların çıkarılmasıyla elde edilmektedir. Türkiye toplam elektrik tüketimi ve net elektrik tüketimi son 35 yıla (1980-2014 yıllarına) ilişkin olarak değişimi Şekil 5’te verilmektedir[5]. Şekil 7. Türkiye’de 1980-2015 yılları arasında aylara göre elektrik tüketimi. Şekil 5. 1980-2014 yıllarına ilişkin Türkiye’nin toplam elektrik tüketimi ve net elektrik tüketim değişimi. 5. SONUÇ Türkiye’de elektrik üretiminde dünyada olduğu gibi fosil yakıtlar baş role sahip bulunmaktadır. Bununla beraber, yenilenebilir enerji kaynaklardan hidrolik kaynakların önemi kendini göstermektedir. Ülkelerin refah seviyesi 75 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book göstergesi olan elektrik tüketimi incelendiğinde, Türkiye’nin elektrik tüketiminin çok da yüksek olmadığı görülmektedir. Aylara göre elektrik tüketimi incelemesine göre ise en yüksek tüketimin Ağustos ayında olduğu ve özellikle 1990’dan sonra bu durumun daha bariz olduğu görülmektedir. Bu durum, küresel iklim değişikliğinin ülkemizi de etkilemesi bağlamında açıklanabilir. Sektörlere göre elektrik tüketimi incelendiğinde sanayi elektrik tüketiminin en yüksek değere sahip olduğu, bu hususun ülkemizin sanayileşme yönünde kaydedeilen gelişmelerle ilişkili olduğu yorumu yapılabilir. Ayrıca, 2001 ve 2008 krizlerinde sanayideki elektrik tüketiminin bir miktar düştüğü gözlenmektedir. Bu durumun, ekonomi ile elektrik tüketimi arasındaki yakın ilişkinin kanıtı olduğu söylenebilir. Bu bağlamda, sanayileşme hamlesinin devam edebilmesi için elektrik tüketiminin artıyor olması gerektiği ifade edilebilir. Türkiye’nin 2023 hedeflerine bakıldığında hedeflerin gerçekleştirilebilmesi için enerji tüketiminin önemli ölçüde artacağı anlaşılmaktadır.” KAYNAKLAR [1] Tugrul, A.B., 2014, “Energy Policy and Interactions with Politics and Economics”, International Conference on Energy Environmental Engineering - ICEEE 2014, Proc. pp. 801-804, 21-22 Nov. 2014, Paris-France. [2] Tugrul, A.B., Cimen, S., 2013, “Energy Initiatives for Turkey”, International Conference on Economics and Econometrics - ICEE 2013, Proc. pp. 40-44, 2-3 Dec.2013, Dubai-BAE. [3] Tuğrul, A.B., 2009, “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, 15. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009 Bildiri Kitabı, s: 15-17, 13-15 Mayıs 2009, İstanbul. [4] Pierre-Olivier Pineau, 2002, “Electricity Sector Reform in Cameroon: Is Privatization a Solution?”, Energy Policy, Special Issue “ Africa: Improving Energy Services fort he Poor”, vol. 30 (11-12) 9991012, 2002 [5] Gök, K., 2016, “Türkiye Elektrik Tüketimi Değerlendirmesi”, İTÜ Enerji Enstitüsü, Yüksek Lisans Tezi (Teslim aşamasındadır). [6] International Energy Agency (IEA), 2015. Key World Energy Statistics 2015, International Energy Agency, Paris, France. [7] Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş., 2015. 2014 Yılı Sektör Raporu, Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş., Ankara, Türkiye. [8] M.Y. Hökelek, N. Değirmenci, 2009 Elektrik Sektörü ve Enerjide Özerk Fon Yönetim Modeli, TEİAŞ e-Bülten, http://www.teias.gov.tr/eBulten/ makaleler/2008/12%20ulusal/12.smpozyum%20 bildirisi.htm [9] Resmi Gazete, 2009, “Orta Vadeli Program” , (16.09.2009). 76 SUMMARY Energy which is indispensable part of our life, also maintains the socio-economic importance for countries. Moreover, when energy is mentioned, the first thing comes to mind is electricity energy that is used in every aspect of daily life. Electricity energy is used to many more areas such as heating, lightening, communication and transportation due to both its production from many sources of energy and its easiness of usage and transformation. Many countries use their resources efficiently and they tend to advancing technologies in order to provide the demand for electricity energy without disruption and in the same quality. In this study, firstly electricity consumption and production of countries, the main energy sources used in electricity production, electricity consumption by sectors such as industry, transport, residential and lightening in the world and the rate of these sources in electricity production, the differences caused by countries and regions in the world are explained. Changes and rates of energy resources in the electricity consumption in some countries are emphasized and evaluated. Additionally, electricity trade and price evaluations are mentioned. Changes of electricity sector in Turkey by years are explained. Electricity production in Turkey mostly obtained from fossil-fuels however importance of electricity production from renewable resources increases day by day. Total electricity consumption and net electricity consumption in Turkey are emphasized. Electricity consumption decreased in 2001 and 2008 due to economic crisis. Electricity consumption by sectors and the development of electricity consumption on a sectoral basis between1980-2015 are investigated. When electricity consumption by sectors are investigated, it is seemed that electricity consumption in industry is the highest because of Turkey which is industrializing and developing country. Change of electricity consumption by months is examined in the last 35 years in terms of the highest and the lowest electricity consumption by months are studied in many years. When electricity consumption by months are examined, electricity consumption in August is the more than another months because of rising temperature and air conditioning load. Furthermore, things to do in accordance with Turkey’s 2023 objectives are studied and also future evaluation is performed. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Kojenerasyon Tesislerinde Yanma Olmayan HRSG Kazanının İlave Yanma ve Taze Hava Yanma Sistemli HRSG Kazan ile Değiştirilmesi Kıvanç ARIKAN TÜPRAŞ – İzmit Rafinerisi Selahattin KÜÇÜK TÜPRAŞ – İzmit Rafinerisi ÖZET Kojenerasyon sistemlerinin tesis edildiği endüstriyel tesislerde, elektrik üretimin yanında atık ısıdan yararlanarak elde edilen buharın üretiminin devamlılığı en az elektrik kadar önemlidir. Yüksek verimli işletmelerde gaz türbininin egzozundan çıkan yanmamış gazların yakılarak bir taraftan daha fazla buhar üretimine katkı sağlanarak verim artırılmakta, diğer bir taraftan ise bacadan çıkan emisyonlar düşürülmektedir. Atık ısı kazanında (HRSG) “Supplementary Firing” olarak adlandırılan ilave yanma sistemi; hem türbin egzozundan çıkan ısıtılmış gazların yanmasını sağlayarak verim artışı sağlamakta, hem de gaz türbininin herhangi bir şekilde devre dışı olması halinde “Fresh Air Firing” sistemine geçiş yaparak atık ısı kazanının taze hava takviyesi ile konvansiyonel bir buhar kazanı gibi çalışmasını sağlayıp, işletmenin buhar ihtiyacını karşılayabilmekte ve üretimin devamlılığını sağlamaktadır. Bu çalışmada, TÜRPAŞ İzmit Rafinerisi enerji üretim santralinde bulunan ve gaz türbininin çıkışında bulunan yanma olmayan mevcut atık ısı kazanı, hem verimliliği artırmak hem de gaz türbininin devre dışı olması halinde dışarıdan taze hava ve yakıt alınarak kısa sürede işletmenin buhar talebini karşılayacak bir konvansiyonel kazan haline dönüştürülmesi ile süreci, toplam verim artışına etkileri, baca gazı emisyonlarındaki düşüşü ve yatırımın ekonomik getirileri anlatılacaktır. 1.GİRİŞ Petrokimya, rafineri, çimento, kâğıt vb. endüstriyel tesisler faaliyetlerini sürdürebilmeleri için işletmenin gereği olarak hem elektrik, hem de buhar enerjilerine ihtiyaç duymaktadırlar. Üretim güvenliğinin sağlanabilmesi için kojenerasyon tesisleri bu noktalarda ideal enerji kaynaklarıdır. Kojenerasyon tesisleri tek bir yakıt kaynağı kullanarak ekonomik olarak cazip bedelde elektrik ve buhar üretimi imkânı verdiğinden, endüstriyel tesislerde oldukça rağbet görmektedir. Endüstriyel tesislerin yanında özellikle doğal gaza erişimin kolay, kurulumun kısa, işletmesinin esnek ve veriminin yüksek olması nedenleriyle özellikle ülkemizde kojenerasyon sistemleri elektrik üreticileri tarafından da yoğun bir talep görmektedir. Elektrik üretim tesislerinde türbinden elde edilen elektrik üretiminin yanı sıra, türbin egzozundan çıkan ısı ile elde edilen yüksek sıcaklık ve basınçtaki buhar kullanılarak ilave elektrik üretimi de sağlanmaktadır. Gelişen teknoloji ve uygulama tecrübelerinden yararlanarak kojenerasyon tesislerinde verimliliği artırmak, daha ucuz elektrik ve buhar elde etmek, enerji üretiminde sürekliliği sağlamak için gaz türbininin çıkışına ilave yanma (Supplementary Firing) ve taze hava yanma (Fresh Air Firing) sistemleri gibi donanımları tesis etmek artık göz ardı edilmeyecek öneme ulaşmıştır. 2. KOJENERASYON TESİSLERİNDE İLAVE YANMA VE TAZE HAVA YANMALI SİSTEMLERİN KULLANIMI VE AVANTAJLARI Kojenerasyon sistemlerinde bu çalışmaya konu olan ilave yanma sistemi ve gaz türbinin devre dışı olması halinde devreye girebilecek taze havalı yanma sistemlerinin genel avantajları aşağıdaki gibidir[1]: - Sistemin termal çıkışını artırmak ve iyi kontrol etme: İlave yanma sistemi ile buhar akışı ve sıcaklığı, işletmenin talepleri ve türbinin çalışma şartları dikkate alınarak kolayca kontrol edilebilir. -Konvansiyonel kazana göre daha verimli buhar elde etme: İlave yanma sistemi, türbin egzozundan çıkan ve ısıtılmış oksijen kullandığından konvansiyonel kazanlara göre buhar üretiminde daha verimlidir[2]. Konvansiyonel kazanlarda buhar üretimi için dışarıdan alınan havanın ayrıca ısıtılması için ilave enerji kullanılacağından verim ilave yanmalı HRSG’lere göre daha düşüktür. Tüm sistemdeki yüksek ısıl geri kazanımın sağlanması ve dolayısıyla komple sistem verimi, kazanın GT devre dışı iken %100 kapasitede tutabilecek güçte brülör bulunması sayesinde mümkündür. İlave yanma sayesinde, aynı miktar gaz türbini egzoz gazı debisinde kazan içerisine olan ısıl girdi arttığından, evaporatör ve ekonomizerden geçen daha fazla miktardaki su daha fazla miktarda ısıyı 77 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book egzoz gazlarından abzorbe edebilmektedir. Isıl kazanım miktarı artmasından dolayı baca gazı sıcaklığı düşmekte, enerji kaybı azalmakta ve sistem verimi yükselmektedir. Bu tip operasyonlarda; ilave yanma miktarı arttıkça verim yükseldiğinden, baca gazı sıcaklığı düşmektedir. Temel verim artışının izlendiği diğer noktalardan biri olan baca gazı sıcaklığını düşürmenin diğer bir yolu ise daha soğuk KBS (kazan besi suyu) beslemesi yapmaktır. Eski mevcut HRSG’de 126°C 146°C aralığında yapılan KBS beslemesi, yeni ilave yanmalı HRSG’de 60°C’de yapılmaktadır ve verim artışında diğer etmenlerden birisidir. Düşük sıcaklıkta KBS girdisi, ekonomizer boyutunu büyümesinin ve ekipman maliyetinin yükselmesinin önüne geçerek daha fazla ısı abzorbe edilmesini sağlamaktadır. Bu sayede verim artışı sağlanmaktadır. -Daha düşük gaz türbin yüklerinde ve türbin duruşlarında (shut-down) buhar üretimini sürdürme: İlave yanmanın olmadığı HRSG’lerde elektrik enerjisine olan talebin düşmesi halinde normal olarak gaz türbinin yükü ve sonucu olarak egzoz gaz çıkış akış miktarı ve sıcaklığı düşeceğinden buhar üretimi de düşecektir. Şayet buhar üretiminde bir düşüş istenmiyor ise, ilave yanma ve buna bağlı kontrol sistemi ile istenen buhar üretim miktarının devamlılığı sağlanabilmektedir. Türbinin devre dışı olması halinde buhar üretiminin devamlılığı, ilave yanma sistemi ve dışarıdan alınacak taze hava ile (Fresh Air Firing System) düşüş olmadan çok kısa sürede sağlanabilmektedir[3]. -Ortam sıcaklık değişimlerini kompanze etme imkânı: Gaz türbin egzozunun çıkışı atmosfer şartlarına, sıcak ve neme bağlı olarak değiştiğinden HRSG’deki buhar üretimi de etkilenmektedir. Buhar üretiminde miktar ve kalite olarak bir değişiklik istenmiyor ise, ilave yakıt sistemi ile bu denge kolaylıkla sağlanabilmektedir. -Türbinde kullanılamayacak yakıtları kullanma imkânı: Gaz türbininde doğal gaz dışında bir yakıt kullanımı hem ekipman maliyetini artırdığından, hem de ekipmanın ömür ve bakım sürecini olumsuz yönde etkilediğinden istenmeyen bir seçenektir. Ancak, gaz türbini çıkışındaki ilave yanma sistemli HRSG’lerin dizayn aşamasında verilecek kararla uygun tipte sıralı brülör (duct burner) tesis edilerek, doğal gaza ilaveten her türlü yakıtı (fuel gas, oil vb.) kullanma imkanına ilaveten, buhar üretiminin maliyetini düşürme imkanı sağlanabilmektedir. 3. ATIK ISI KAZANININ YENİLENMSİ 3.1. Atık Isı Kazanının Yenilenmesinin Gerekliliği 78 Yenilenmesine karar verilen atık ısı kazanının bulunduğu İzmit Rafinerisi’nde buhar üretimi iki ayrı basınç kademesinde yapılmaktadır. Kuvvet santrallarının birinde buhar üretimini 330oC’de 38 kg/cm2 (HP, high pressure) basınç ile üretirken, gaz türbinin olduğu kuvvet santralinde buhar atık konvansiyonel kazanları ile birlikte ısı kazanından 420oC’de 68 kg/cm2 (VHP, very high pressure) basınç ile üretilmektedir. HP buhar, Rafineri üretimindeki proses ihtiyaçlarında ve türbinli ekipmanlarda kullanılmaktadır. VHP buharı ise buhar türbinlerinde elektrik üretimi amaçlı kullanılırken, aynı zamanda ara çekişler sayesinde 11 kg/ cm2 ve 4 kg/cm2 buhar hederlerinin basınç kontrolü için de kullanılmaktadır. Rafineri buhar üretiminin bahsedilen işletme esasına ait basit bir akış şeması Şekil 1’de verilmektedir. Elektrik üretiminin gaz ve buhar türbinleri ile yapıldığı kuvvet santralinde 110 ton/saat kapasiteli dört adet konvansiyonel kazan ve bir adet 70 ton/saat kapasiteli atık ısı kazanı bulunmaktadır. Prosese ihtiyaçları için kullanılan HP üretimi ise dört adet her biri 60 ton/saat olan konvansiyonel kazan ile yapılmaktadır. Yapılan hesaplamalarda 1 ton doğal gaz ile 16,9 ton VHP buhar üretilebilirken, HP buhar üretimi 14,6 ton olarak gerçekleşebilmektedir. Aradaki farktan da rahat görüleceği üzere buhar üretiminin yüksek basınç kademesinde yapılması ve buhar türbinleri ile alt kademe buhar ihtiyaçlarının karşılanması en ekonomik çalışma şekli olarak ortaya çıkmaktadır. Yakıt fiyatlarının çok sık değiştiği, rekabetin oldukça arttığı, çevresel kaygıların yükseldiği ve yönetmeliklerin daha etkin uygulandığı bir dönemde; yukarıdaki yakıt tüketimindeki avantaj ihmal edilmeyecek aşamaya gelmiştir. Bu nedenle kısa vadede buhar üretimini mümkün olduğunca VHP kademesine yükselterek, VHP buhar arz kapasitesinin artırılmasına karar verilmiştir. 3.2. Atık Isı Kazanının Yenilenmesi Rafineride HP yerine daha ekonomik olan VHP üretimini artırmanın en uygun dönüşüm şekli, yapılan fizibilite çalışımlarında mevcut HRSG’nin yenilenmesi olarak ortaya çıkmıştır. 2000’li yıllarda 40 MW’lık bir gaz türbininin çıkışına ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book atık ısıdan yararlanmak için tesis edilmiş atık ısı kazanı, gerek gaz türbinin devre dışı olmasında işlevsiz olmakta, gerekse 230°C gibi yüksek baca gazı sıcaklığı ile ekonomik şartları sorgulanır hale getirmiştir. Bu nedenle hem bir önceki kısımda belirtilen yakıt avantajından yararlanmak, hem de gaz türbin arızalarında rafinerinin buhar ihtiyacını kesintisiz karşılamak için mevcut atık ısı kazanı tamamen yenilenmiştir. Bu çalışmanın sonucunda verimsiz olan ve HP buharı üreten dört adat konvansiyonel kazananın tamamı devre dışı edilmiştir. HRSG’in yenilenmesi ve dört adet HP üreten konvansiyonel kazanın devre dışı edilmesinden sonraki işletme şekline ait basit bir buhar akış şeması Şekil 2’de verilmektedir. girişine konulacak ilave yanma sistemi (Supplementary Firing System) ile ısıtılmış oksijenden yararlanarak atık ısı kazanı kapasitesinin arttırılabildiği görülmüştür. Bu ilave aynı zamanda 210°C olan mevcut atık ısı kazanı baca sıcaklığını da 100°C’nin altına düşürülebilmekte ve verim artışı sağlamaktadır. Yine ekonomizer tüpleri için oluşabilecek korozyon riski araştırılmış, kombine çevrim santrallerinde baca gazı sıcaklıklarının bu seviyelerde olduğu görülmüştür. Gaz türbini devre dışı olduğunda; mod değiştirme sistemi devreye girerek (Fly Change Over System) 45 saniyede türbin damper açıklığı değişebilmekte ve ilave taze hava fanı sistemiyle (Fresh Air Fan System) atık ısı kazanına hava beslemesi yapılarak kazanın 5 dakikadan kısa bir süre içerisinde, gaz türbininden tamamen bağımsız olarak, istenen kapasitede buhar üretebilmesi ve tesiste yaşanan arızi durumda dengede kalabilmesi sağlanabilmektedir. İlave yanma ve taze hava kullanım sistemlerine sahip bir HRSG yapısı Şekil 3’te verilmektedir[5]. Mevcut 40 MW’lık gaz türbinin çıkışına 2000’li yıllarda monte edilen, ekonomik ve teknolojik gelişmeler karşısında verimsiz pozisyonda kalan ve gaz türbini setinin devre dışı olması nedeniyle konvansiyonel Mevcut 40 MW’lık buhar türbin-generatör grubunda hiçbir değişikliğe gitmeden yeni atık ısı kazanının daha fazla buhar üretmesi için ilave yanma (Supplementary Firing System) ve gaz türbini devre dışı kaldığında buhar üretimin devam ettirebilmesi içinde taze hava fanıyla yanma (Fresh Air Firing System) sağlayabilecek bir HRSG dizayn ve tesis edilmiştir. 3.3. Yeni Atık Isı Kazanının Getirdiği Yenilikler Tesiste yapılan incelemede, gaz türbininin çıkışında ağırlıkça %15 oksijen bulunduğu[4] ve atık ısı kazanın 79 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book modu bulunmadığı için buhar üretiminin de durduğu eski mevcut atık ısı kazanına ait proses bilgileri Tablo 1’de verildiği gibidir. Tablodan görüleceği üzere atık ısı kazanının üretebileceği maksimum VHP buhar üretimi 69,5 ton/saat olup, baca sıcaklığı 2100C’dir. Yapılan fizibilite ve utilite balans çalışmaları sonucunda yeni atık ısı kazanının kapasitesi, dört adet HP konvansiyonel kazanın devre dışı edilmesi de göz önünde bulundurularak, mevcut dört adet VHP konvansiyonel kazanın herhangi biri devredeyken ve arızi bir duruş yaşanması durumunda Rafineri buhar dengesinde sorun yaşanmaması için 165 ton/saat olarak belirlenmiştir. İlave yanma modunda, gaz türbini ve generatör setinin devre dışı olması halinde buhar üretiminin devamlılığını sağlayabilecek taze hava ileten cebri fan (Forced Draft Fan) sistemine de sahip yeni atık ısı kazanına ait proses bilgileri Tablo 2’de verilmektedir. Tablo 2’den görüleceği gibi yeni teknoloji ile tasarlanan ve aynı gaz türbini egzoz çıkışına tesis edilen yeni HRSG kazanda 78,2 ton/saat VHP buhar üretilebilirken, baca sıcaklığı 210°C’den 152,1°C’ye düşmektedir. Yine aynı tablodan ilave yanma ile buhar üretimi 165 ton/saat’e çıkarken baca sıcaklığı 90,5°C’ye düşmektedir. Gaz türbini ve generatör setinin tamamen devre dışı olması durumunda taze hava ve ilave yanma ile buhar üretimi 5 dakikadan daha az bir sürede 165 ton/saat’e ulaşırken baca sıcaklığı da 83,3°C’ye düşmektedir. 4. SONUÇ Mevcut gaz türbini ve generatörde hiçbir değişiklik yapmadan egzozundan çıkan ısıdan yararlanarak, yeni teknolojiler ve ilave yanma kullanarak yenilenen atık ısı kazanından daha fazla buhar üretimi sağlanmış, baca gazı ve emisyonlar önemli ölçüde düşürülmüştür. En önemlisi; gaz türbini ve generatörün devre dışı olması halinde, diğer buhar türbini generatör sistemlerinin çalışması için gerekli olan VHP-HP buharın devamlılığı ve sistem güvenirliği yeni HRSG’deki taze hava ve ilave yakıt yanma sistemleri ile güvence altına alınmıştır. Bu şekilde hem buhar türbin generatörlerinden elektrik üretimine devam edilmekte, hem de rafinerinin proses sistemleri için gerekli daha düşük basınçlı proses buhar üretimi sağlanmaktadır. HP üreten konvansiyonel kazanların devre dışı edilmesi, ilave yanmalı yeni HRSG kazanın devreye girmesi ile toplamda 1,75 ton/ saat net doğalgaz gaz tasarrufu sağlanmıştır. Yatırımın geri dönüş süresi 3 yıl olup, en önemli kazanım Tablo 1 ve Tablo 2’nin karşılaştırılmasında görüleceği gibi atmosfere verilen emisyonların düşürülmesi olmuştur. KAYNAKLAR [1] Jonathan C. Backlund, Stephan C.G. Bergmans, “ValueAdded Applications of Supplementary Firing in Gas Turbine Based Cogeneration Plants”, ABMA Industrial Boiler Systems Conference, West Henrietta, New York, 80 September 17 - 19, 1997, [2] Ganapathy V., ‘Efficiently Generate Steam from Cogeneration Plants’, Chemical Engineering, May 1997. [3] Bozbaş, Y., Küçük, S., Karamüresl, M., “Advantages of Supplementary Firing System Using in HRSGs”, 20th International Energy and Environmental Fair and Conference, İstanbul, Turkey, April 24 – 26, 2014. [4] Platwoet E., “Integrating Gas Turbines with Cracking Heaters, Impact on Emission and Energy Efficiency”, Industrial Energy Technology Conference New Orleans, Louisiana, May 17-19, 2011 [5] Froemming J., L Hjalmarson and M. Houshmand. ‘Ensure Cogen Steam Supply with Fresh-Air-Fired HRSG’s’, Power, August, 1993. SUMMARY Importance of reliability and sustainability of steam production by means of waste heat is vital as much as electrical energy production for the industrial facilities where cogeneration power plants exist. In efficient facilities which produce steam from waste heat of flue gases; through reburning the flue exhaust gas released from gas turbines, either increase the plant overall efficiencies or decrease the stack emissions. Supplementary Firing system in a heat recovery steam generator (HRSG) provides both an efficiency increase in system by re-burning the gas turbine flue exhaust gas with additional fuel input inside and in case of an emergency case or trip in gas turbine, switches the operation mode to “Fresh Air Firing” and by means of additional air and fuel input to the boiler, makes the boiler operate as a conventional boiler and meets the facility steam demand in a stable and reliable level. In this study; replacement process of existing HRSG boiler without burners with a new technology HRSG boiler that has both opportunities of “Supplementary Firing” which means re-firing the turbine exhaust gas with additional fuel input and “Fresh Air Firing” which means operating as a conventional boiler with individual air and fuel supply directly inside, effects on to the overall facility efficiency increase, effects on stack emission declines and overall returns of such an investment are mentioned. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Yerli Linyitlere Uygun Yakma Teknolojisi Levent YAĞMUR TÜBİTAK MAM - Enerji Enstitüsü Selçuk ATAŞ TÜBİTAK MAM - Enerji Enstitüsü Gökhan GÜNDOĞDU TÜBİTAK MAM - Enerji Enstitüsü Ahmet ÇELİK TÜBİTAK MAM - Enerji Enstitüsü Oğuzcan GÜNDÜZ TÜBİTAK MAM - Enerji Enstitüsü Koray YAŞA TÜBİTAK MAM - Enerji Enstitüsü ÖZET Ülkemizde yerli kömüre dayalı santral oranı 2015 yılı itibarı ile toplam kurulu gücün ancak %12’si kadardır. Elektrik üretimimizin yaklaşık %40’ı ithal bir yakıt olan doğal gaz yakıtlı termik santrallerden sağlanmaktadır. Bu doğal gazın ana sağlayıcılarından Rusya (yaklaşık %60 oranında) ve İran en başta gelen ülkelerdir. Ancak ülkemizin muhtelif bölgelerinde, toplamda 40 alana yayılmış halde 2014 yılı sonu itibarı ile yaklaşık 14 milyar ton’luk linyit rezervi bulunmaktadır. Bu miktar, dünya kanıtlanmış işletilebilir kömür rezervlerinin %1,7’sini oluşturmakta olup, dünya linyit rezervlerinin ise %7,1’ine karşılık gelmektedir. Yerli linyitlerden elektrik üretimi için yoğun olarak 1980 ve 1990’lı yıllarda yaklaşık 8000 MWe kurulu güç, Pulverize kömür yakma (PCC) teknolojisinde santral kurulmuştur. Ancak belirtilen yıllar itibarı ile Dolaşımlı Akışkan Yatak (CFBC) teknolojisindeki hızlı ilerlemeler nedeniyle yerli linyitlerin bu yeni teknolojiye uygunluğu konusu yeterince değerlendirilememiştir. Kamu yatırımları anlamında 1998’de Çan’da kurulan 2x160 MWe haricinde bahsedilen kömürlerimize yönelik CFBC teknolojisinde bir santral yapılmamıştır. Son yıllarda özel teşebbüsle yerli linyitlere yaklaşık 1000 MWe kapasitesinde CFBC teknolojisinde santral yapımı halen devam etmektedir. Ülkemizdeki toplam linyit yatakları kapasitesi dikkate alındığında, bu kömürlerin ekonomiye kazandırılması ile ülkemize çok büyük bir katma değer kazandırılmış olacaktır. Bu bildiride, yerli linyitlerin verimli ve emreamadeliği daha yüksek şekilde uygun bir teknolojide yakılabilmesi için sağlaması gereken teknik ve ekonomik kriterler belirtilmiş ve AfşinElbistan kömürünün uygun bir teknolojide kullanılabilirliği değerlendirilmiştir. 1.GİRİŞ Bilindiği gibi Türkiye’nin en büyük linyit rezervi AfşinElbistan havzasıdır. Son yıllarda EÜAŞ ve MTA tarafından yapılan araştırmalar sonucunda Elbistan havzasının güneydoğusunda bulunan rezerv ile birlikte havzada toplamda yaklaşık 5,5 milyar ton düşük kalitede linyit bulunmaktadır. Buradaki linyitin alt ısıl değeri ise orijinal bazda 950-1200 kcal/kg arasında değişmektedir. Ülkemizde benzer şekilde Konya-Karapınar, Sivas-Kangal ve AdanaTufanbeyli havzalarında da benzer özellikte düşük kaliteye sahip rezervler bulunmaktadır. Afşin-Elbistan’da bulunan ve ısıtma ya da sanayi amaçlı kullanılamayacak kalitedeki kömürün elektrik üretiminde değerlendirilebilmesi amacıyla yöreye iki adet termik santral kurulmuştur. Santrallerden Afşin-Elbistan A Termik Santrali 4 üniteden oluşmakta olup toplam kurulu gücü 1.355 MWe’dir. Aynı şekilde Afşin-Elbistan B Termik Santrali’de 2006 yılında geçici kabulleri yapılmış 4 üniteye sahip olup toplam kurulu gücü 1.440 MWe’dir. Bu iki santral de pulverize kömür yakma teknolojisine dayalı olarak tasarlanmış ve kurulmuştur. Yapılan hesaplamalarda bölgedeki kömürün elektrik üretiminde değerlendirilmesi halinde toplamda yaklaşık 10.000 MWe’lik bir termik santral potansiyelinin bulunduğu görülmektedir. Mevcutta 2.795 MWe kurulu güce sahip olduğu dikkate alındığında yörede 7.260 MWe’lik ilave termik santral potansiyeli bulunmaktadır. EÜAŞ verileri incelendiğinde A ve B Termik santralleri yanında C-D ve E termik santrallerinin kurulumu planlanmıştır. Bu santrallerin mevcut potansiyeli dikkate alınarak bir plan dâhilinde uygun yakma teknolojileriyle buralardaki kömür havzalarının ekonomimize kazandırılması çok önemlidir. 2.MEVCUT YAKMA TEKNOLOJİLERİ Pulverize (öğütülmüş) kömür yakma (“PCC” olarak kullanılacaktır) teknolojisinin ticari uygulamaları 1920’lerde kritikaltı uygulamalarla başlamıştır. Dolaşımlı akışkan yatak yakma (“CFBC” olarak kullanılacaktır) teknolojisi ise ancak 1980’lerde ticarileşebilmiştir (Şekil 1). CFBC teknolojisinde kritiküstü 460 MW’lık Lagisza (Polonya) ünitesi önemli bir dönüm noktası olmuş akabinde halen yapımı devam eden 4x550 MW Samcheok (G. Kore) santrali devreye alınmak üzeredir. Halihazırda büyük kazan üreticileri 800 MW’lık Kritiküstü CFBC santral üzerinde çalışmakta olup, Çin’de 600 MW’lık bir ünite Baima’da devreye alınmak üzeredir[1]. CFBC teknolojisinin gelişimi öğütülmesi güç, yüksek nemli, 81 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book tanımakta olup yaygın şekilde 300-700 MW aralığında ünitelerle teşkil edilmiştir. Olgunluk dönemindeki bu teknoloji özellikle taş kömürü grubunda bitümlü ve antrasit, kahverengi kömür gurubunda ise altbitümlü kömürlerde yaygın şekilde kullanılır. Kül değerleri düşük linyitlerde uygulamaları da mevcuttur. Kritikaltı buhar şartlarında elde edilebilecek ünite verimi maksimum % 39 olup, kritiküstü durumda ise bu değer %43’lere kadar çıkabilmektedir. Malzeme teknolojisinin gelişmesiyle buhar şartları ileri kritiküstü denilen şartlara getirilebilmiş ve verimler %47’lere kadar çıkarılmıştır. Halihazırda Avrupa menşeili yoğun araştırmalarla verimin %50’lere çıkarılması hedeflenmektedir. Diğer taraftan iç tüketimin azaltılması noktasında da yoğun çalışmalar mevcuttur. yüksek küllü, yüksek kükürtlü ve mineral içeriğinden dolayı PCC kazanlarda curuflanma ve depozit oluşumuna neden olduğu atık, çamur, çöp ya da kömür elekaltı yakıtların yakılması için bir çözüm olarak ortaya çıkmıştır. Özellikle yakıtın ocak bölgesinde göreceli olarak daha uzun sürede kalması ve yanmanın PCC’ye göre daha düşük sıcaklıklarda gerçekleştirilmesi, CFBC’nin en önemli avantajıdır. Diğer taraftan biyokütlenin yakılması noktasında da PCC’ye göre yapısal olarak daha avantajlıdır. Özellikle pahalı ithal yakıta göre daha ucuz yerli ya da kömür harici yakıtlardan enerji eldesi için ideal bir çözümdür. Diğer taraftan SO2 ve NOx emisyonları konusunda CFBC teknolojinin bariz bir üstünlüğünden bahsedilebilir. Ocak sıcaklığının PCC’ye göre daha düşük olması daha az NOx oluşumuna neden olmaktadır. Ayrıca SO2’nin yatak içerisinde yanma bölgesine beslenen kireştaşı ile tutulabilmesi harici büyük bir FGD ünitesine gerek bırakmaması da önemli bir üstünlüktür. CFBC teknolojisinin hem daha sonra geliştirilmesi hem de belirli boyutların üstünde kazanlara imkan vermemesi nedeniyle verim ve santral yatırım maliyetleri bakımından bir takım dezavantajlı durumları söz konusudur. Son zamanlarda dünyanın gündemine gelen sera gazı emisyonlarının azaltılması bağlamında da bu iki teknoloji bazı farklılıkları ortaya koymaktadır. 2.1. PCC Teknolojisi Kömür yakıtlı termik santrallerin büyük oranda teknolojisi PCC teknolojisi olup pulverize hale getirilmiş kömürün yanma havasıyla birlikte yakıcı vasıtasıyla kazanda 13001700°C sıcaklık aralıklarında yakılması sonucunda kararlı bir yanmanın gerçekleştirilmesiyle oluşturulur. Bu teknoloji, 1300 MW büyüklüğünde kritiküstü şartlarda santrale imkan 82 PCC teknolojisi yapısı gereği dar bir aralıkta kömür değerlerinin değişimini tolere edebilir. Belirli özellikleri haiz olmayan kömürler için yakıt iyileştirme ve zenginleştirme ihtiyaç duyulabilir bir uygulamadır. Yüksek küle sahip kömürlerin PCC teknolojisinde yakılabilmesi birçok işletme sorununa neden olabilir. Özellikle yüksek yanma sıcaklıkları curuflanma ve depozit oluşumlarına neden olabilir. Bu nedenle kazanın sulu ya da buharlı temizleme sistemleriyle teçhiz edilmesi gerekebilir. Özellikle külün mineral yapısına bağlı olarak PCC’lerde bazı tip kömürlerin yakılabilmesi çok güçlükler çıkarabilir. Dünyada yoğun şekilde antrasit tip kömürlere PCC teknolojisi uygulanmış olup Almanya’da linyitlerine uygun teknolojide kritiküstü şartlarda büyük çapta uygulaması da mevcuttur (BoA 2 x 1100 MW Kritiküstü, Almanya). Düşük kül oranına sahip Almanya linyitleri yüksek nem değerleri nedeniyle değirmenler öncesinde ayrı bir sistemle kurutmaya tabi tutulmaktadır (genel bir yaklaşım olarak; PCC’lerde kömürün sahadan kazana alınma sürecinde bir ön kurutma uygulanır). Bunun dışında PCC teknolojisinde bacagazının FGD sisteminden geçirilerek SO2’den arındırılması gerekmektedir. Yüksek sıcaklıklarının neden olduğu yüksek NOx’ler için kazan çıkışı SCR sistemi ve LowNOx yakıcılar zorunlu hale gelmeye başlamıştır. Almanya’da 40 GW üzerinde PCC santral bulunmakta olup ilave olarak 10 GW planlanmıştır. Polonya’da 11 GW’dan fazla ilave kapasitede PCC santral kurulu 2020 öncesine planlanmıştır. Japonya’nın 30 GW üstünde kritiküstü PCC santrali vardır, 4 GW da ilave planlanmıştır. G. Kore’nin 20 GW’dan fazla kapasitede kritiküstü kapasitesi vardır. İlave olarak 11 GW kapasite de planlanmıştır. Çin ellerindeki mevcut küçük santrallerin birleştirilip büyük kapasitelerde kritiküstü şartlarda santrallere dönüştürme stratejisini uygulamaktadır. Çin’de 400 GW’a kadar santral ya kurulmakta ya da planlamaya alınmıştır. Hindistan’ın 120 GW civarında kritikaltı PCC santrali vardır. 2.2. CFBC Teknolojisi Yüksek hava hızlarında kömür ve yatak malzemesi karışımının akışkanlaştırılması ve bir katı ayırma ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book sisteminden yatak malzemesinin dolaşımının sağlanmasıyla (örneğin bir siklondan döndürülerek) tekrardan yatağa beslenmesi prensibine göre çalışan CFBC teknolojisinde kazanaltı cürufta minimum yanmamış madde elde edilir. Kazandaki malzeme 10’la 50 arasında bir sayıda döndürülerek tüm yakıtın yanması sağlanır. Bu malzemenin yalnızca %3-5 oranı yakıttan oluşmakta olup inert malzeme yatak malzemesi olarak, yakıtın külü ya da kum ilaveleri yapılabilmektedir. Kazana beslenen kireçtaşı kalsinasyon reaksiyonuyla CaO bileşiğine dönüşerek yanma sonucu ortaya çıkan SO2’nin tutulmasını sağlar. Kömürün özelliklerine göre Ca/S oranı yeterli düzeyde tutularak %85-90 oranında kazan içerisinde SO2’nin tutulması sağlanabilir. Böylece kazan sonrasında baca gazı arıtma için PCC’deki gibi yüksek yatırımlı bir FGD sistemine gerek kalmaz. CFBC teknolojisinin gelişimiyle ilgili 50m kazan boyu ile sınırlı bazı teknik konular vardır. Yine büyük kapasitelerde siklonların verimiyle ilgili bazı sorunlar bu teknolojide kazanların modüler ya da kompakt olarak uygulanmasını zorunlu kılmaktadır. Polanya’nın farklı bölgelerdeki kömürlerin karıştırılmak suretiyle Lagisza santralinde yakılmasında ve bu kömürün külünde klorinin yüksek oranda olması CFBC teknolojisinin seçiminde etken olmuştur. Diğer taraftan dünyanın en büyük kapasiteli biyokütle yakan santrali de (205 MW) bu ülkededir. Özellikle ABD’de biyokütle, yüksek kükürtlü kömürler ve düşük uçuculu petrokok’un yakılmasında CFBC tercih edilmektedir. Çin’in sahip olduğu yüksek küllü ve düşük uçuculu antrasitler için tercihi CFBC teknolojisinin özel bir uygulaması (M tip) olmuştur. Yine kendi yerel sorunlarına yönelik olarak ticari firmanın kazanaltı cüruftaki ısının alınması için koyduğu CFBC kül soğutucuyu, kendi tasarımları olan su soğutmalı olanıyla değiştirip büyük oranda aglomerasyon önlenmiştir. G. Kore’de başlangıçta 550 MW bir üniteyle başlayıp sonradan 3 ünite daha ilave olunacak olan projede G. Kore ithal kömür, linyit ve alt bitümlü Endonezya kömürü ve petrokokun karışımına ilave olarak %5 biyokütle ile yakıt tasarrufu hedeflenmiştir. Bu tür bir CFBC uygulamasında kazan sonrası NOX için SNCR yerine SCR kullanılması dikkat çeken bir teknik noktadır. Hindistan ise büyük kapasiteli alt bitümlü ve linyit yataklarıyla dikkat çekmektedir. Ülkede geniş şekilde Kritiküstü PCC santrali olmasına karşın, yerli kaynakların ve harmanlama ile farklı yakıt bileşiklerinin yakılabilmesi amacıyla CFBC teknolojine özel bir yaklaşımı vardır. Özellikle kazandaki curuflanma büyük sıkıntı oluşturulmakta olup CFBC ile bu sorunların aşılması hedeflenmektedir. Çevresel emisyon limitlerinin zorunlu hale gelmesi de ülkenin CFBC noktasında ilgisini arttırmıştır. Rusya’da Lagisza kazanının küçültülmüş hali 330 MW olarak uygulanmıştır. Bu santralda da farklı kömür ve kömür artığının yakılması ve yakıttan %20 tasarruf hedeflenmiştir [2][3]. 3.UYGUN YAKMA TEKNOLOJİSİ SEÇİMİ İÇİN TEKNİK KRİTERLER 3.1. Yanma Verimi ve Santral Net Verimi Yakıtın kazan içerisinde göreceli daha uzun kalışı kazanaltı cüruftaki yanmamış madde oranında önemli düşüşlere neden olduğundan CFBC teknolojisi PCC’ye karşı yanma verimi daha iyidir. Özellikle yüksek reaktiflik ve uçucu oranına sahip linyitlerin CFBC kazanda yakılmasında verimler göreceli daha yüksektir. Bu durum, 250 MW Red Hills’de (ABD) ve 300 MW kazanlarda Çin’de (Antrasitte %2,43 oranında yanmamış karbon, Linyitlerde %1’in altında kalmıştır) ortaya konmuştur. Genel olarak kazan yanma verimleri noktasında CBFC’nin PCC’den geri kalması gibi bir durum yoktur ancak farklı yakıt ve harmanlama seçeneklerini ayrı ayrı değerlendirmek gerekmektedir. İç tüketim ve net teknik verim anlamında CFBC’de yüksek fan güçleri nedeniyle PCC’ye göre daha fazla iç tüketim (iç tüketim% 8-10) söz konusudur. Diğer taraftan baca gazı için PCC yüksek kapasiteli bir FGD’ye ihtiyaç (iç tüketim toplamda %6) duymaktadır. Ayrıca, yakıt boyutunun PCC’deki gibi bir boyuta indirilmesini gerek kılacak yüksek tüketimli bir değirmene de ihtiyaç duymamaktadır. Hem CBC hem de PCC kritikaltı santrallarda verim maksimum %40’ta olup birbirlerine yakın ancak CFBC santrallarda %1 verim daha düşüktür. Kritiküstü şartlarda ise bu değer %43’lere çıkabilmektedir. 3.2. Emreamadelik, Güvenilirlik ve Esnek Yükte Çalışma Sonradan gelişmeye başlanılmasına rağmen CFBC teknolojisinde emreamadelik PCC’lere yaklaşarak %90’lara dayanmıştır. CFBC kazanlardaki en büyük sorunlardan birisi aglomerasyondur. Bu durum emreamadeliği önemli ölçüde etkilemektedir. PCC teknolojisinde de curuflanma önemli sorunların başında gelmektedir. CFBC’lerde yük almaatma oranları %2-3 MCR/dk. iken PCC’lerde 5% MCR/dk’dır. CFBC’lerde özellikle soğuk start-up’lar hala problemlidir. Yakıta bağlı olarak halen optimize edilmeye çalışılmaktadır. Refrakter ve yatak malzemesinin ısıtılması CFBC santralların çalıştırılabilmesi için en az 18 saat’lik bir süreye ihtiyaç duymaktadır. Düşük yüklerde CFBC’nin çalıştırılması sülfür tutumunda negatif etkiye neden olmaktadır. 3.3. Küle Bağlı Sorunlar Küle bağlı sorunların başında curuflanma, aglomerasyon ve erozyon aşınması gelmektedir. Kömürün içerdiği inorganik bileşikler her iki kazan tipinde de sorunlara neden olmaktadır. Özellikle Na ve K gibi alkali metaller külde ergime sıcaklığı düşük ötektik bileşikleri oluşturup PCC kazanda curuflanmaya ya da CFBC kazanda aglomerasyona neden olmaktadır. Özellikle göreceli yüksek ocak sıcaklıkları nedeniyle PCC’de bu durum daha olasıdır. Linyitlerin yüksek curuflanma potansiyeli nedeniyle CFBC’lerde yakılması bir avantajdır. Kazanlarda meydana gelen erozyon aşınmasının nedeni kömürde bulunan sert yapıdaki kuartz ve pirit gibi 83 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book kalıntıların uçucu kül ile birlikte kazan iç yüzeylerine çarparak aşındırmasıdır. Özellikle CFBC’deki yüksek akışkanlaştırma hızı nedeniyle erozyon etkili olmaktadır. PCC kazanlarda bahsedilen türdeki kömürlerin öğütülmesi sırasında değirmenlerde bir takım aşınma sorunları olasıdır. CFCB’de yakıt boyutları “mm” mertebelerinde olup değirmenlere ihtiyaç yoktur, bu nedenle bahsedilen aşınmalar söz konusu değildir. 3.4. Yakıta Bağlı Özellikler 3.4.1. Kömür ve Char Parçacıklarında Porozite Char’ın kimyasal reaktifliği kömürün tip ve yapısının dışında porozluğu ve tipiyle de ilgilidir. Mikroporozluk durumunda oksijen bu alanlara giremez bu durum da kömürün reaktifliğini etkiler. VM (uçucu) oranıyla kömürdeki bünye nemi değeri ilgili denklem kullanılarak PNR (pore resistance number) değeri elde edilebilir[3]. Örneğin Afşin kömürleri için yaklaşık PNR değeri 3.2 bulunur ki bu değere karşılık gelen kritik parçacık çapı (yanma sürecinde “ilk parçalanma” için) yaklaşık 8 mm elde edilir. Bu değer kömürün bu boyutlara yakın bir değerde yakılabileceğinin bir göstergesidir. Dolayısıyla kömürün öğütülmesinin gerektiği PCC teknolojilerindeki değerlere CFBC’nde inilmesine gerek kalmamaktadır. 3.4.2. VM (Uçucu) Etkisi Linyitler gibi yüksek VM’ye sahip kömürler düşük sabit karbona sahiptirler. Dolayısıyla uçucuların salınması sonrası char yanması sonrasında kalan parçacık göreceli küçük boyuttadır. Bu tür kömürlerde yüksek reaktif char parçacıkları açığa çıkar. Bu durum bu parçacıkların yanmadan kazandan ayrılmasına dolayısıyla verimin düşmesine neden olabilir. Yatakta beslenen hava bu VM miktarında yeterince iyi karışım sağlayamaz ve düşük verimde bir yanmaya neden olur. Bu durum özellikle CFBC teknolojisinde kömürün kazanda tekrardan döndürülerek tam yanmasının sağlanabilmesi noktasında önemlidir. 3.4.3. Cfix/VMo Etkisi Yanma verimini doğrudan etkileyen bir parametredir. Japonya’da pilot bir sistemde farklı 20 tip kömür için yapılan deneylerde yanma verimine etkisine bakılmıştır[3]. Örneğin Afşin kömürleri için (yaklaşık oran; 0,5) yaklaşık bir yanma verimi hesap edildiğinde oldukça iyi sonuçlar elde edilmiştir. Bu değerin yüksek olduğu antrasitler için verim değerleri göreceli daha düşüktür. Dolayısıyla linyitler için CFBC teknolojisi bu parametre açısından da avantajdır. 3.4.4. Char Reaktifliği Düşük char yanma hızı ya da düşük reaktifliğe sahip antrasit gibi tipteki kömürler yüksek VM’ye sahip olsalar bile düşük yanma verimini sağlarlar. Bunun basitçe nedeni şudur; 1 mm’nin altındaki boyuta sahip parçacıkların yanmanın tam tamamlanabilmesi için gerekli yanma süresinin 84 düşük olmasıdır ki bu durum küldeki yanmamış karbon oranını arttıran bir sebeptir. Bu nedenle bu tür kömürlerde parçacıkların dolaşımı sağlanıp bir siklondan geçirilmesiyle verim arttırılabilir. Linyitin yüksek reaktif özelliği yanma veriminde en iyi şartları ortaya koymaktadır. 3.4.5. Parçacık Boyut Dağılımının Etkisi Bu etkinin analiz edilmesi karmaşık ve ileri düzey çalışmayı gerektirmektedir. Ancak ortalama boyutlar üzerinden bazı fikirleri edinebilmek de mümkündür. Düşük parçacık boyutlarında yanma süresi azalacağından parçacıkların içeriklerine göre birbirlerinden ayrılması artacaktır ki bu durum yanma süresini azaltacaktır. Özellikle 1 mm’nin altında kalan parçacıkların oranı kritik öneme haizdir. Linyit gibi reaktif kömürlerde 40 mm’ye kadar kararlı bir yanma sağlanabilirken antrasitlerde bu boyut 5 mm’ye kadar inebilmektedir. Reaktif kömürlerde 1 mm’nin altındaki parçacıklar yatak üstüne çıkabilmekte, bu da ocak sıcaklığını arttırabilmektedir. 1 mm’nin altında parçacıkların olmadığı linyitik bir kömürde yatak ve ocak sıcaklığı farkı yaklaşık 150°C iken antrasit kömürlerde bu değer 20°C’lere inebilmektedir. 1 mm’nin altındaki parçacık içeriği reaktif kömürlerde yanma verimine fazlaca bir etki yapmaz iken antrasitlerde yanmamış parçacıklara bağlı kayıplar dikkate değer seviyelerdedir[3]. 3.4.6. Kül Ergime Sıcaklığı ve Külün Değerlendirilmesi CFBC teknolojisinde yatak sıcaklıkları 800-900°C aralığında olduğundan genelde kül ergime sıcaklıklarına ulaşılamaz. Dolayısıyla aglomerasyon sorunuyla pek karşılaşılmaz. Afşin kömürlerinin kül ergime sıcaklıkları (yumuşama sıcaklığı) 1249°C civarında bulunmuştur. Ancak yatakta yer yer sıcak noktasal alanlar oluşabilir. Yüksek oranda alkali metal bileşikleri barındıran yakıtın yanmasında sinterlenme olayı gerçekleşebilir. Bazı linyit küllerinde %510 Na2O ve K2O, bazı biyokütlelerde ise %30’lara varan bu tür bileşikler olabilir. Örneğin Afşin kömürlerinde bahse konu bileşiklerin seviyesi (toplamı) maksimum %3’tür. Bu tür bileşikler SiO2 ile ergime sıcaklıkları yatak sıcaklıklarının altındaki sıcaklıklarda (720-750°C) bazı ötektik bileşikleri meydana getirebilmektedir. Bunun önlenmesi için yatak Fe2O3 ile beslenebilir ki Afşin kömür külünde %10’a kadar oranlarda zaten mevcuttur. Dolayısıyla bahse konu ötektik bileşiklerin oluşma riski yoktur denilebilir. Biyokütle veya bu avantajlı özelliklerin sağlanmadığı yakıtlarda yatak boksit (Al2O3 karışımı- Afşin kömür külünde %20’lere kadar vardır) ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book ya da kaolin (bir tür kil) gibi kimyasal alkalilerle beslenebilir. PCC kazan uçucu küllerinin büyük kısmı çimento sanayinde hammadde olarak kullanıma oldukça yatkındır ancak CFBC uçucu küller içeriği nedeniyle genelde sadece dolgu malzemesi olarak değerlendirilebilirler. 3.5. Çoklu Yakıt Uygulamaları Kömür yakıtlı santrallerde SOx ve NOx bileşiklerini azaltmanın ve çevreci santraller kurmanın en iyi yolu biyokütle destekli yakıt kullanımıdır. Biyokütle düşük enerji yoğunluğuna sahip bir yakıt olarak hem hazırlanmasında hem de depolanmasında önemli sorunlara sahiptir. Diğer taraftan istenmeyen alkali metallere ve klorine de sahiptir. Özellikle ağaçsı biyokütle çoklu yakıt uygulamalarında en az soruna neden olmaktadır. Bitkisel tipte olanların düşük ergime sıcaklığına sahip bileşiklere neden olması nedeniyle pek tercih edilmemektedir. PCC kazanlarda doğrudan kömürle karıştırılarak ya da bir dizi yakıcının tamamen biyokütleye göre tercih edilmesiyle çoklu yakıt opsiyonu geliştirilebilir. Ancak biyokütle oranı bu uygulamalarda maksimum %15 olabilir. CFBC’de kömürle istenilen oranlarda (%15’ten daha fazla olabilmektedir) karıştırılan biyokütle rahatlıkla yakılabilmektedir ancak alkali metallerin yatakta aglomerasyona neden olmaları önemli bir sorundur. 3.7. Oxi-Yanma Uygulaması Yanma için gerekli havanın azot içeriyor olması nedeniyle bacagazı NOX’ça zengin emisyonlara neden olmaktadır. Bu nedenle yanmanın oksijence zengin hava ile veya sadece oksijenle beslenmesi suretiyle NOX oluşumu önlenebilmekte ve bacagazından CO2’in tutulması kolaylaşmaktadır. Özellikle çevresel etkiler nedeniyle bu konuda hem PCC hem de CFBC ArGe uygulaması yoğun şekilde devam etmekte olup 2020’lerde ticarileşmesi beklenmektedir. CFBC’de özellikle yüksek oksijen konsantrasyonu kazan boyutunda ve fan güçlerinde önemli azalmalara neden olacağından büyük potansiyel görülmektedir. Diğer taraftan hava fazlalığı CFBC’de daha düşük olduğundan daha az oksijen üretimi yeterli olacaktır ki bu da iç tüketimi azaltacaktır. 4.EMİSYONLAR PCC teknolojisiyle, CFBC teknolojinin emisyonlara göre orantısal durumu aşağıdaki şekilde verilmiştir. Görüleceğe üzere CFBC teknolojisinde ilave bir FGD ünitesi olmadan istenilen emisyon değerleri sağlanabilmektedir. Bu durum ilk yatırım maliyetlerinde yaklaşık %15-20 daha az bir maliyete neden olur (ancak CFBC teknolojisinde işletmeye bağlı maliyetler PCC’ye göre daha yüksek olabilir) [1] [3] [4]. 4.1. SO2 Kömür içerisindeki toplam kükürt, yanabilir (organik) ve mineral bazda (inorganik) yanmaz kükürt olarak ikiye ayrılmaktadır. İnorganik bazdaki kükürt genel olarak kül içerisinde kalır ve FeS2 ve kalsiyum-demir ve baryum sülfatları olarak kül içerisinde bulunmaktadır. Kömür analizlerinin ortalama değerleri kullanıldığında, kül içerisindeki tüm SO3’ün (%8) kömür içerisinde inorganik CaSO4 olduğu varsayılırsa toplam kükürt oranı elementel analizde %3 olarak belirlenen Afşin kömürünün %67’sinin yanabilir olduğu ortaya çıkmaktadır. Sonuç olarak, yanabilir kükürt oranının ortalama olarak %2 civarında olacağı belirtilebilir. CFBC teknolojisinin en önemli özelliği yanma sonucunda ortaya çıkan kükürt dioksitin büyük bir oranda yatak içerisinde tutulmasıdır. Bu tutma işleminin bir bölümü yatağa kireçtaşı beslenmesi ile olurken bir kısmı ise kül içerisindeki kireçtaşının SO2 ile reaksiyonu ile giderilebilmektedir. PCC santrallarda baca gazı genel olarak ıslak tip bir FGD sistemiyle %90-98 oranında bir SO2 tutma oranında (Ca/S: 1,02-1,1 aralığında) sağlanabilmektedir. CFBC kazanlarda yatağın kireçtaşı beslenmesiyle kalsinasyon sonrası CaO elde edilip SO2’nin büyük oranda tutulabilmesi mümkündür. Kömürün özelliklerine göre CFBC kazan baca gazı için de daha düşük maliyette ilave yarı-kuru ya da kuru bir FGD sistemine ihtiyaç duyulabilir. 4.2. NOx Kömürün yanmasıyla ortaya çıkan NOX’un yakıta bağlı kısmı azotun oksidasyonu ile meydana gelir ve NOX’un büyük oranını bu tip teşkil eder. Sıcaklığa bağlı NOX ise yüksek sıcaklıklarda meydana gelir. PCC kazanlarda gerekli optimizasyon ve düşük NOX yakıcılarla %55’e kadar azaltma sağlanabilir. Kazan çıkışında ise SCR NOX için %8090 oranında tutma sağlanabilir. CFBC kazanlarda düşük yanma sıcaklıkları nedeniyle NOX seviyesi PCC’lere göre daha düşüktür. Ancak kazan çıkışında SNCR tip bir NOX tutma sistemi yeterli olabilmektedir. Fakat sıkı NOX limitleri nedeniyle Samchoek’ta 550 MW kritiküstü santral için SCR tip bir NOX tutucu tercih edilmiştir. CFBC kazanlarda NOX emisyonları, artan yatak sıcaklığı ve Ca/S oranı (5.5 seviyesine kadar SO2 tutumunda iyi yönde etkilemesine rağmen) ile artmaktadır. Yatak üzerinde ikincil hava beslemesi de NOX emisyonlarını azaltmaktadır. 5. MALİYETLER 2007 yılında düşük kalorifik değerli linyitlere uygun teknolojilerin analizinde yapılan detaylı bir çalışmadan[4] özetlenen Tablo 1’de, teknolojilerin maliyet karşılaştırmaları ve emisyonlarda sağladıkları avantajlar verilmiştir. Yatırım maliyetleri bakımından hem kritikaltında hem de kritiküstünde CFBC teknolojisinde bir santral %5 daha pahalı işletme ve bakımda da %20’ye kadar fark olabilmektedir. Özellikle Kritiküstü şartlarda bu iki teknoloji arasındaki fark gün geçtikçe kapanmaktadır. Yakıtın linyit olduğu durumlarda işletme ve bakım masrafları daha fazla olmaktadır. Sadece kazan olarak değerlendirildiğinde linyit yakıtlı bir CFBC kazan maliyeti PCC kazanından yaklaşık %23 daha maliyetlidir. CFBC kazanlar soğuk çalıştırmada PCC’ye göre daha fazla sıvı yakıta ihtiyaç duymakta ancak linyitlerin tutuşması genel olarak çok daha kolay gerçekleşmektedir. 85 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 6. SONUÇ VE ÖNERİLER Afşin Kömürlerine çok yakın bir saha olan Tufanbeyli yeni devreye alınan 3x150 MWe kritikaltı CFBC teknolojide santralin benzer özelliklerdeki kömürün ABD’de yapılan hem PCC hem de CFBC test ve deneylerinde kömürün CFBC uygunluğu açık şekilde beyan edilmiştir[6]. Genel olarak akışkan yatak ve pulverize kömür yakma teknolojileri kazan içi termal dağılımlar karşılaştırıldığında; dolaşımlı akışkan yatak da yüzeysel ve hacimsel termal yükler 1.8-2.5 ve 0.20.4 MW/m3 arasında değişirken bu değerler pulverize yakma teknolojisinde 3.0-5.5 ile 0.08-0.2 MW/m3 civarındadır. Diğer yandan adı anılan sahalarda halihazırda C, D, E havzalarındaki kömürün karakteristiğine göre yeni santral kurulumu ile ilgili planlama çalışmaları devam etmektedir. Bu çalışmalar yapılırken en önemli konulardan birisi de söz konusu havzalardaki kömüre en uygun hangi teknolojide kazanın seçilmesinin açıklığa kavuşturulmasıdır. plant built in Çan/Çanakkale with a capacity of 2x160 MWe in 1998, there is no power plant built in CFB technology. Recently, power plant in total capacity of 1000 MW utilizing domestic lignite in CFB technology are being built by private invertment. Utilization of total capacity of domestic coalfields would supply a huge amount of benefit to the national economy. In this study, main essential technical and economical criteria for utilization of domestic lignite reserves by a convenient firing technology with a higher efficiency and availability are mentioned and the availability of AfşinElbistan coalfield lignite by using a suitable technology is evaluated. KAYNAKLAR [1] «Techno-Economic Analysis Of PC Versus CFB Combustion Technology,» IEA Clean Coal Centre, 2013. [2] Kakaras E., Grammelis P., Skodras G. ve Vourliotis P., «Fluidized Bed Combustion With The Use Of Greek Solid Fuels,» Thermal Science, Cilt Vol. 7 , No. No. 2, Pp. 33-42, 2003. [3] Oka S. N., Fluidized Bed Combustion, Ny, Abd: Marcel Dekker, Inc, 2004. [4] NETL, «Cost And Performance Baseline For Fossil Energy Plants, Volume 3b: Low Rank Coal To Electricity: Combustion Cases,» DOE/NETL-2011/1463, ABD, March 2011. [5] Spitz N., Coal Combustion, Environmental Engineering Ben-Gurion University. [6] D. R. H. Vd., «Jv Task 108 – Circulatıng Fluidized-Bed Combustıon And Combustıon Testing Of Turkish Tufanbeyli Coal,» Netl, Pittsburgh, ABD, 2007. SUMMARY In our country, the ratio of domestic coal fired power plants was only 12% of available electricity generation capacity of Turkey in 2015. Almost 40% of our electricity generation was supplied from completely imported natural gas fired power plants. Leading suppliers of this source are Russia (nearly 60%) and Iran. However, nearly fourteen billion tons of lignite reserve was existing around forty different regions of Turkey by the end of 2014. While this reserve capacity creates 1.7% of proved workable coal capacity of the world, it is also 7.1 % of the world’s total lignite reserve capacity. As for using domestic lignite reserves in electric generation, especially pulverized coal fired power plants in approximately 8000 MW total capacity were built during 80s and 90s in Turkey. However, during mentioned decades convenience of domestic lignite firing by using Circulating Fluidized Bed (CFB) technology could not be evaluated sufficiently because of rapid progressions in CFB technology. Except for the power 86 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Türkiye’de Biyogaz Potansiyeli ve Üretimi M. Mustafa UYAR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü ÖZET Gelişmekte olan ülkemizde enerji ihtiyacı her geçen gün artış göstermektedir. Enerji giderlerinin çok yüksek değerlere ulaştığı ülkemizde, kendi öz kaynaklarını aktif olarak kullanmak çok önemli ve kaçınılmaz bir durum olmuştur. Bu nedenle ülkemizde yüksek potansiyele sahip yenilenebilir enerji kaynakları çok önem kazanmaktadır. Ayrıca dışa bağımlı olduğumuz fosil enerji kaynakları çevreyi kirletmekte ve olumsuz etkiler ortaya çıkarmaktadır. Bu nedenle, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı teşvik edilmeli ve yaygınlaştırılmalıdır. Ancak yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı yeni sayılabilecek teknolojiler ile mümkün olduğundan maliyetli olabilmektedir. İyi bir alt yapı çalışması, üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken verimliliği de arttırır. Bu çalışmada Türkiye’de bulunan biyogaz potansiyeli ve biyogaz üretim miktarı analiz edilmiştir. Ayrıca, ülke genelinde biyogaz tesislerinin üretim miktarları tespit edilmiştir. Gerekli fizibilite çalışmaları da yapılarak, ülkemizin yüksek biyogaz potansiyeline sahip bölgeleri tespit edilmiştir. düşürülmesi için daha düşük maliyetli alternatif yakıtlara ihtiyaç duyulmaktadır. Bunun sonucu olarak çevre dostu olan, maliyeti düşük olan kaynaklardan elektrik üretimi zorunlu hale gelmiştir. Bu kaynakların en önemlileri ve başta gelenleri güneş enerjisi, rüzgâr enerjisi, hidrolik enerji, jeotermal enerji ve biyokütle enerjileridir. Dünya genelinde alternatif yakıt araştırmaları önemli destekler görmektedir. Başta Avrupa Birliği ülkeleri olmak üzere birçok gelişmiş ülkede bu konuda ciddi çalışmalar yapılmakta ve olumlu sonuçlar hayata geçirilmektedir. Sektörde kullanılabilen alternatif yakıtın; ekonomik, yenilenebilir, çevre dostu ve kolay elde edilebilir nitelikteki üstünlüklere sahip olması gerekmektedir. Biyogaz, bu gereksinimleri karşılayabilecek özelliklere sahip bir alternatif yakıt türü olarak değerlendirilmektedir. Şekil 1’de dünyada biyogaz üretim durumu ve 2022 yılına kadar hedeflenen üretim miktarı görülmektedir. Anahtar kelimeler: Biyogaz üretim potansiyeli, Türkiye, Elektrik 1. GİRİŞ Hastaneler, arıtma tesisleri, hava limanları, banka, iletişim, güç üretim tesisleri, tarımsal ve endüstriyel faaliyetlerde kısaca insanoğlunun bulunduğu her yerde enerji kaynakları aktif bir şekilde kullanılmaktadır. Bu geniş kullanım alanına sahip enerji sektöründe genellikle petrol kökenli yakıtlar kullanılmaktadır. Dünya nüfusundaki artışa ve teknolojinin gelişmesine bağlı olarak, petrol sektörünün talebi karşılayamaması ve petrol fiyatlarının aşırı yükselmesi gibi olası durumlarda, enerji gereksinimlerini fosil kaynaklardan karşılayan sektörler olumsuz yönde etkilenecektir. Bununla beraber petrol kökenli yakıtların üretim tesislerinde yanması sonucu, açığa çıkan egzoz gazlarının sebebiyet verdiği çevre kirliliği, kabul edilebilir sınırları zorlamaktadır. Bu sebeplerden dolayı, enerji sektöründe petrole dayalı yakıt tüketiminin azaltılması ve bu enerji üretiminden kaynaklanan emisyonların Şekil 1. Dünya biyogaz üretimi-eşdeğer petrol miktarı[1]. TÜRKİYE’DE BİYOGAZ ÜRETİMİ Çalışmanın amacı Türkiye’deki biyogaz potansiyelinin kullanılabilirliğini belirlemektir. Türkiye, sadece hayvan atıkları ile çalışabilecek, 2.000 adet biyogaz tesisi kapasitesine sahiptir[2]. Ancak ülkemiz bu potansiyelin düşük bir kısmını kullanmaktadır. 2010 yılı itibariyle Türkiye’de 36’sı çalışmakta olan toplam 85 biyogaz tesisi bulunmaktadır. Şekil 2’de kahverengi ile gösterilen bölgelerde biyogaz tesisleri inşa halindedir ve toplam 87 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book tesis sayısının %19’una denk gelmektedir. Diğer renklerle gösterilen bölgelerdeki tesisler aktif durumda olup elektrik enerjisi elde edilmektedir. Şekil 2. Türkiye’deki biyogaz tesisleri[7]. Tablo 1. Biyogaz Tesislerinin Yıllara Göre Sayıları ve Toplam Kurulu Güçleri YIL YAKIT TÜRÜ KURULU GÜCÜ MW İŞLETME SAYISI 2010’a kadar Biyogaz / biyokütle 111,23 36 Çöp gazı 18,532 8 Biyogaz / biyokütle 7,766 7 2011 2012 2013 2014 2015 Biyogaz (çöp gazı) 6,922 2 Biyokütle (çöp gazı) 22,413 10 Biyogaz / biyokütle 7,766 7 Biyogaz (çöp gazı) 6,922 2 Biyokütle (çöp gazı) 22,413 10 Biyogaz 6,036 3 Biyogaz (çöp gazı) 12,735 3 Biyokütle (çöp gazı) 13,256 4 Biyokütle 3,621 2 Biyogaz 6,036 3 Biyogaz (çöp gazı) 12,735 3 Biyokütle (çöp gazı) 13,256 4 Biyokütle 3,621 2 275,26 106 TOPLAM 2010 yılından itibaren günümüze kadar faaliyete geçen biyogaz tesislerin sayıları ve kurulu güçleri Tablo 1’de verilmiştir[3]. Türkiye’deki yıllara göre yenilenebilir enerji yatırımları Şekil 3’te görülmektedir. Türkiye’de 2010 tarihine kadar 36 adet aktif tesis mevcutken 2015 yılı itibariyle toplam 106 tesis bulunmaktadır. 2010 yılı itibariyle 111,23 MW toplam kurulu güç mevcut iken son 5 yılda eklenen biyogaz tesisleriyle beraber 275,26 MWkurulu güce ulaşılmıştır. 3. SONUÇ Türkiye’nin gelişmekte olan bir ülke olduğu düşünüldüğünde gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyacı artacaktır. Yenilenebilir 88 Şekil 3. Türkiye’de son 5 yılda yapılan yenilenebilir enerji yatırımları[4]. enerji santralleri kurularak bu ihtiyacın giderilebileceği görülmektedir. Dışa bağımlılığı azaltmak için enerji üreten ülke konumuna geçmek gerekmektedir. Biyogaz enerjisi, yenilenebilir enerji kaynağı olduğundan önemsenmeli ve bu enerji üzerine çalışmalar yapılmalıdır. Coğrafi konum ve doğal kaynaklar gözünde bulundurulduğunda Türkiye’de yenilenebilir enerji üretimi bakımından potansiyel içeren bir başka kaynak hayvancılık ve zirai atık kullanımıdır. Anaerobik arıtma işlemi sonucunda elde edilen metan gazı, biyogaz kazanlarında değerlendirilerek, elektrik ve ısı üretiminde kullanılabilmektedir. Söz konusu süreç düşük maliyetle yüksek performans sağlamaktadır[5]. Biyogaz üretim tesisleri Türkiye genelinde hayvancılığın gelişmiş olduğu bölgelerde daha yaygındır. Özellikle kümes hayvancılığı İç Anadolu ve Marmara bölgelerinde olduğundan bu bölgelere biyogaz tesislerine daha fazla rastlanıldığı sonucuna varılmıştır. Türkiye’de anaerobik arıtım ile enerji üretimi seviyesi oldukça düşüktür. Gerek büyükbaş, gerekse kanatlı hayvan üretimlerinin yoğunlaştığı Afyon, Kayseri, Çorum, Manyas, Bursa, Erzurum, Kars, Niğde, Ağrı, Edirne, Tekirdağ gibi ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book illerin bulunduğu bölgelerde biyogaz tesisleri gerek enerji üretimi gerekse çevre korunumu açısından örnek bölgeler olarak gösterilebilir[6]. Devletin uygulayacağı teşvikler ile mali ve teknik destek sağlanması durumunda, biyogaz üretimi hızlı bir şekilde artacaktır. KAYNAKLAR [1] Raboni M., Urbini G., “Production and use of biogas in Europe: a survey of current status and perspectives”, Ambiente & Água - An Interdisciplinary Journal of Applied Science, 9, pp.191-202, 2014. [2] IEA Bioenergy Task 37, 2011. [3] Türkiye’de hayvansal atıkların biyogaz yoluyla kaynak verimliliği esasında ve iklim dostu kullanımı projesi (Türk-Alman Projesi 2011) [4] T.C Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı EİGM Raporları (Aralık 2015). [5] Tolay M., “Hayvansal Atıklardan Biyogaz Üretimi”, VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, pp. 258– 264, 2008. [6] Avcıoğlu A. O., Türker U., “Status and Potential of Biogas Energy from Animal Wastes in Turkey”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 12, pp. 1557–1561, 2012. [7] http://bepa.yegm.gov.tr/ (Erişim tarihi: 09.12.2015) was reached to 275.26 MW with the attached biogas plants last 5 years. Making the necessary feasibility studies, the regions with the highest biogas potential in our country have been identified. With incentives, financial and technical support which given by the state, biogas production will increase rapidly. Keywords: Biogas production potential, Türkiye, Electric SUMMARY Our country’s energy needs increasing day by day due to developments in technology and industry. Our energy needs is depending on foreign countries. Therefore, energy expenditures constitute a sizable ratio of our budget. Because of this, renewable energy sources have high potential in our country is becoming very important. In addition, external conventional energy sources which we depend on foreign countries pollute and threat the environment. Therefore, it should encourage the use of renewable energy sources and should be disseminated. However, using the renewable energy sources possible by could be considered new technologies, can be costly. A good feasibility study, redeem the manufacturer from high costs and increases the efficiency. The energy need of our country can be met by establishing different types of power plants. Worldwide, significant supports are given to alternative fuels research. The alternative fuels used in the industry must be economic, renewable, environmentally, friendly and easily attained. Biogas is an alternative fuel types with features that can meet these needs. In this study, the amount of biogas production and biogas potential in Turkey was analyzed. Additionally, the production quantities of biogas plants throughout the country have been identified. While there are 36 active biogas plants in Turkey until 2010, as of 2015 there are a total of 106 biogas plants. Installed capacity of 111.23 MW 89 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Dünyada Nükleer Santral Teknolojisi Alanında Başarılı Yerlileştirme-Teknoloji Transferi Uygulamaları ve Türkiye İçin Model Geliştirilmesi Mehmet BULUT Elektrik Üretim A.Ş. Genel Müdürlüğü ÖZET Gelişmekte olan ülkeler kategorisinde olan Türkiye’nin enerji ihtiyacı ekonomik gelişme, nüfus artışı ve sanayideki büyüme ile birlikte sürekli bir artış göstermektedir. Bu sebeplerle, nükleer enerji konusu Türkiye’nin enerji ihtiyacını karşılama ve ülkemizin teknoloji eşiğini aşması konularında son derece önemli bir yere sahiptir. Türkiye’de kurulması planlanan nükleer enerji santrallerinin, ilk etapta enerji ihtiyaçlarını karşılamasının yanında, bu teknolojiye adaptasyon ve nükleer teknolojinin yerlileştirilmesi konularında da son derece önemli bir rol oynayacağı aşikârdır. Bu çalışmada, Türkiye’de kurulması planlanan nükleer santrallerin yerlileştirme çalışmaları ele alınarak, dünyada nükleer santral yerlileştirme projelerinde başarı kaydetmiş ülkelerin yerlileştirme yöntemleri incelenmiş ve Türkiye için uygulanabilir bir model ortaya konulmuştur. Anahtar Kelimeler: Nükleer teknoloji, Yerlileştirme, Teknoloji transferi, Kümelenme 1. TÜRKİYE’NİN NÜKLEER TARİHÇESİ Gelişmiş ya da gelişmekte olan, özellikle enerji kaynakları açısından zengin olmayan ülkelerde, ekonomik gelişim için gerekli olan enerjinin nasıl ve hangi kaynaklardan karşılanacağı önemli sorunlardan birisidir. Sanayileşmiş ülkelerde nükleer enerji santralleri 1960’tan bu yana enerji üretmek ve teknolojik gelişim sağlamak için önemli bir araç olarak görülmektedir. Türkiye’de kurulması planlanan nükleer enerji santrallerinin ilk etapta enerji ihtiyaçlarını karşılamasının yanında, bu teknolojiye adapte olma ve nükleer teknolojinin yerlileştirilmesi konularında son derece önemli bir rol oynayacağı aşikârdır. Güvenlik ve üretim teknolojileri açısından şu an dünyada en üst düzey bilgi birikimine ve kaliteye sahip olan nükleer güç teknolojisinin yerlileştirilebilmesi, teknoloji, üretim ve insan kaynakları konularında ülkemizin kapasitesinin hızlı bir şekilde gelişmesine çok önemli katkılar sağlayacaktır. Nükleer enerji alanında ülkemizdeki çalışmalar, 1956 yılında Başbakanlık’a bağlı olarak Atom Enerjisi Komisyonu Genel Sekreterliği’nin kurulmasıyla başlamış, yine aynı yıl, bir araştırma reaktörünün kurulması çabalarıyla devam 90 etmiştir. Nükleer enerji çalışmalarının çerçevesi, 1969 yılında imzaladığımız nükleer silahların yayılmasının önlenmesine ilişkin uluslararası bir anlaşma olan “Silahların Yayılmasının Önlenmesi Antlaşması(NPT)” 4.maddesi tarafından net bir şekilde belirlenmiştir. Ayrıca, belirlenen güvenlik kriterlerine uymak koşulu ile nükleer yakıt üretimi ve kullanımının da, barışçıl amaçlı nükleer enerji çalışmaları çerçevesinde olduğu belirtilmiştir. Nükleer enerjinin hayata geçirilmesi ile ilgili Türkiye’nin teşebbüslerinin tarihsel gelişimi şu şekilde özetlenebilir: 1970: 400 MWe kapasiteli bir basınçlı ağır su nükleer reaktörünün kurulmasıyla ilgili fizibilite çalışması yapıldı. 1974: Yapılacak bu santral için Akkuyu’nun uygun bir lokasyon olduğu belirlendi. 1976: Akkuyu yer lisansı verildi. 1977: Nükleer santral için ihale yapıldı. Firma ile finansal anlamda anlaşmazlık çıktığından proje iptal edildi. 1982: Akkuyu ve Sinop’ta santral yapılmasına ilişkin karar yeniden teyit edildi. 1985: Açılan ihaleyi alan Kanadalı firmayla anlaşmazlığa düşüldü. Proje yeniden iptal edildi. 1993: Nükleer Güç Santrali (NGS) kurulması ulusal yatırım planı içine alındı. 1996: Akkuyu’da kurulacak 2000 MWe kapasitesindeki NGS ile ilgili yeni ihale açıldı ancak proje ertelendi. 2006: 2012-2015 yılları arasında, toplamda 4500 MWe kapasitesinde 3 NGS kurulmasıyla ilgili karar alındı. 2008: Akkuyu için yapılan ihalelerden sonuç alınamaması sebebiyle devletler arası işbirliği metodu kararlaştırıldı. 2010: Rusya ile Akkuyu’da NGS inşa edilmesi konusunda işbirliğine dair hükümetler arası anlaşma imzalandı. 2013: Japonya ile ile Sinop’ta NGS inşa edilmesi konusunda işbirliğine dair hükümetler arası anlaşma imzalandı. Anlaşma 2015 yılında onaylanarak yürürlüğe girdi. 2. DÜNYADAKİ BAŞARILI YERLİLEŞTİRME UYGULAMALARI Gelişmekte olan bazı ülkelerin birçoğu anahtar teslimi nükleer reaktörlere sahip olmuşlardır. Nükleer santrallere sahip olan bu ülkelerden birkaçı ise reaktörlerin yerlileştirilmesi ve teknolojinin kazanılması için çaba sarf etmekle birlikte, sadece bazı ülkeler başarılı sonuçlar ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book almışlardır. Bu başlık altında, nükleer teknoloji transferi ve yerlileştirilmesinde başarılı olan ülkeler olan Çin ve Güney Kore örnekleri ele alınmıştır. 2.1. Çin Halk Cumhuriyeti Çin’in hızla gelişen ekonomisi ile birlikte artan enerji talebi, fosil enerjinin artan maliyetleri, Çin’de bulunan sınırlı kaynaklar, petrol tedarik güvenliği, kömür madeni felaketleri, yerel çevresel baskılar ve küresel ısınmadan dolayı bu ülkede nükleer enerji kaçınılmaz stratejik bir tercih haline gelmiş ve bu yönde yoğun çalışmalar yapılmıştır[1]. Şekil 1. Çin nükleer güç gelişim tarihi[2]. 2.1.1. Çin Nükleer Teknoloji Gelişimi Çin nükleer enerji deneyimine ilk aşama olarak 1985 yılında Qinshan I reaktörü ile başlamıştır. Bu reaktörün tasarımını, inşaatını ve işletimini kendi öz kaynaklarıyla gerçekleştirmişlerdir ancak reaktörün ana parçalarını dışarıdan temin etmişlerdir. 2005 yılından sonraki ikinci aşamada ise Çin yabancı kaynaklardan alınan ve dönüştürülen teknolojilerle reaktör inşasına ivme kazandırmıştır. Ayrıca yeni teknolojilerin transferine ve yeni teknolojilere giriş yapmaya önem vermişlerdir. Bu yıllar arasında; 34 ünite onaylanmış, santral yapımının yanı sıra santral elemanlarının üretimi için de yüksek yatırımlar planlanmış ve araştırma-geliştirme çalışmaları için yatırımlar yapılmıştır. Yenilikçi CAP1400 (Generation III PWR) tipi reaktör için araştırma-geliştirme çalışmaları başlatılmış ve nükleer güç projelerinin yapımı için yerel yönetimler teşvik edilmiştir. 2010 yılından sonrasında artık yeni teknolojilerin transferi ve yerlileştirilmesinin sağlanması suretiyle Çin’in kendi markasını yaratması çalışmaları başlatılmıştır[2]. 2.1.2. Santral Ekipmanlarının Yerlileştirilmesinde İzlenen Adımlar Çin’de nükleer santrallerin araştırma geliştirme ve tasarım işlerini üstlenmek üzere, dört adet tasarım ve araştırma enstitüsü kurulmuştur ve ana bileşen üreticileri firmaların kabiliyetlerinin geliştirilmesi için şirketler ayrı konularda görevlendirilmiştir[2]. Kurulan tasarım ve araştırma enstitüleri şunlardır: (1)Çin Nükleer Enerji Araştırma ve Tasarım Enstitüsü (2)Çin Guangdong Nükleer Enerji Grubu Araştırma ve Tasarım Enstitüsü (3)Çin Nükleer Enerji İşletme ve Araştırma Enstitüsü (4)Şanghay Nükleer Mühendislik Araştırma ve Tasarım Enstitüsü Tablo 1. Ana Bileşen Üretim Kapasitelerine Sahip Şirketler Yerlileştirme çalışmalarının yürütüldüğü ve 1985 yılında projesi başlayan Qinshan I reaktörü ile %70 oranında yerlileştirme başarılmıştır. Yeni tip bir reaktör olan ve kapasitesi farklı olan Qianshan II reaktöründe ise oran 50%’lere düşmüştür. Lingao reaktöründe ise CPR (China’s first domestic CPR-1000 nuclear power plant serisi) %55 yerlileştirme gerçekleştirilmiştir. Çin hükümeti, nükleer malzemeler üretimi için gerçekleştirilecek yerlileştirme faaliyetlerini uygun stratejiler geliştirerek desteklemektedir. Günümüzde Çin santrallerinea yerli katkı oranı %80-85 aralığına ulaşmış bulunmaktadır. Yerlileştirme çalışmalarının başarılı bir şekilde gerçekleştirilmesi için pek çok özel firma devlet desteği ile kurulmuştur. Bu firmalar santral ekipmanlarının üretiminde ve yakıt fabrikasyonu işlemlerinde önemli roller oynamışlardır[2]. 2.1.3. Yakıt Tedarik Zinciri Kurulması Çin Cumhuriyeti devleti, uranyum arama ve madenciliğine 1950’li yıllarda başlamıştır. Çin, büyük ölçekli nükleer güç gelişimi için sürekli ve güvenilir bir yerli uranyum tedarik zincirini sağlama yolunu benimsemiş, çalışmalarını bu doğrultuda sürdürmüştür. Kısa vadede; Çin, yerli kaynaklardan uranyum elde etme ve uranyum madenciliği prosesi için yatırımlarını artırmaktadır. Uzun vadede Çin, kullanılmış yakıtların yeniden işlenmesiyle ilgili yatırımlar yapma ve nükleer teknoloji için kendi kendine yeterli olmayı hedeflemektedir[3]. 2.2. Güney Kore Cumhuriyeti Kore nükleer güç teknolojisinde baştan itibaren çabalarını sürdürmüş ve bunun sonucunda 1995’ten bu yana nükleer güç teknolojisini %95 oranında yerlileştirmiştir. 91 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 1956’da nükleer güç programı başlatılmış ve 1990’da PWR teknolojisinin yerlileştirme çalışmalarında büyük ilerleme kaydedilmiştir. Güney Kore’nin nükleer serüveninden dersler alınarak hazırlanan 14 ders için, gelişmekte olan ülkelerde nükleer altyapı ve planlamayı geliştirmek adına bu bilgilerin IAEA(Uluslararası Atom Enerji Ajansı)’nın kalkınma ve destek çabalarıyla birleştirilmesi önerilmiştir[4]. Güney Kore; 1956 yılında ROK-US (South Korea-United States Relation) ikili anlaşması ile nükleer santral hazırlıklarına başlamış, 1957 yılında IAEA’ya katılmış, 1958 yılında Nükleer Enerji Proje Uygulama Bürosu (NEPIO)’nu kurmuştur. 1964 yılında saha değerlendirme seçme çalışmalarına başlamış ve 1966’da saha seçim çalışmalarını tamamlamıştır. Kore 1968 yılında 20 yıllık planı oluşturarak kuracağı ilk nükleer santral için teklifçileri davet etmiş ve 1971 yılında ilk nükleer santral inşaatını anahtar teslimi metoduyla başlatmıştır. Kore’nin ticari olarak ilk nükleer santrali 1978 yılında devreye girmiştir[5]. 1987-1995 yılları arasında teknoloji transferi çalışmaları yürütülmüş, OPR1000 tipi reaktörü tasarlamış ve geliştirdikleri APR1400 tipi reaktörleri dünya pazarına sunma konumuna gelmişlerdir. 2.2.1. Güney Kore’nin Nükleer Güç Programı Gelişimi Güney Kore, 1964-1994 yılları arasındaki yıllık %8.6’lık gayrisafi yurt içi hasıla gelişimi ile, en hızlı sanayileşen ülkelerden birisi olarak kabul edilmektedir. İlk nükleer enerji santralinin 1978’de işletmeye alınmasından, 1996 yılına kadar 11 adet nükleer enerji santrali ticari olarak işletmeye alınmıştır. 1996 yılı verilerine göre bu santrallerin toplam kurulu gücü yaklaşık olarak 9.6 GWe ve toplam enerji üretimine katkısı %36 civarında olmuştur. 1999 yılına kadar toplam 6.1 GWe kurulu güce sahip 7 nükleer santral, 2006 yılına kadar da toplam 4.7GWe kurulu güce sahip 5 nükleer santral projesi devam etmiştir[4]. Güney Kore nükleer enerjide geldiği bu başarılı sonucu, birkaç aşamalı program sayesinde başarmıştır. 2.2.1.1. Birinci aşama: Hazırlık Güney Kore, nükleer enerjinin altyapısını oluşturmak için ilk yasasını 1958 yılında yürürlüğe koymuştur. Daha sonra KAERI(Kore Atomik Enerji Araştırma Enstitüsü) ve KAEC(Kore Atom Enerjisi Komisyonu) kurumlarını kurmuştur. KAEC nükleer enerji ile ilgili bütçe, politika ve yönetmeliklerde tavsiyelerde bulunma yetkisi almıştır. Güney Kore aynı zamanda bir program dahilinde 240 öğrencisini nükleer bilimler ve mühendislik alanlarında eğitilmek üzere 1956-1964 yılları arasında yurt dışına göndermiştir. 2.2.1.2 İkinci aşama: Yabancı teknolojilerin uygulanması (1.–3. ünite) Güney Kore’de 1970’li yılların ortalarına kadar nükleer santral yapımını tamamıyla yabancı firmalara anahtar 92 teslimi metodu ile yapılmaktaydı. Bu zamana kadar, Kore santral yapımı için hiçbir özel mimarlık mühendislik firmasına sahip olmadığı için yabancı firmalarla ortak girişimlerde bulunmuştur. 1975 yılında BURN and ROE firmasının %50 yatırım ortaklığıyla KABAR (Korea Atomic Burns and Roe) kurulmuştur. Kore’de ilk üç nükleer reaktörün inşası anahtar teslimi metoduyla yabancı yükleniciler tarafından üstlenildiği için yerli firmaların katılımı son derece kısıtlı tutulmuştur. Hyundai ilk nükleer santral için sadece yapı malzemeleri ve işçilik teminini sağlamış, Hyundai’nin inşaat maliyetindeki payı %5 civarında olmuştur. 2.2.1.3. Üçüncü aşama: Nükleer bileşeni olmayan teknoloji edinimi (4.–9.ünite) Güney Kore 1976 yılında, santrallerde ve ekipmanlarda yerel katılım oranını artırmak ve yabancı firmalar tarafından yapılan anahtar teslimi reaktörlerin oranını azaltmak için “Makine Yerlileştirme Politikasını (Machinery Localization Policy)” hazırlamıştır. Tablo 2. Güney Kore Nükleer Santrallerinin Yerlileştirme Oranları Bu çerçevede, KEPCO (Kore Elektrik Güç Kurumu), her nükleer projenin çeşitli alt-projelere ayrılabilmesini, yabancı firmalardan bu alt projeler için yerel firmaların ortak olarak yer almasını talep etmiş ve 4. ve 5. nükleer proje yüklenicisi ile yapılan anlaşmada teknoloji transferine de yer verilmiştir. Bu doğrultuda KABAR’ın yerine kurulan KOPEC (Kore Enerji Mühendislik Hizmetleri), şirketi 1978 yılında Bechtel firmasına eğitim için gönderilen 28 mühendis eğitimin ardından 3 yıl boyunca Bechtel mühendisleriyle detaylı tasarım prosesine katılmış ve 1981-1985 yılları arasında pek çok tasarım projesinde yer almışlardır. Tüm bu çabalar sayesinde 3. reaktör projesinde %16 seviyelerinde olan yerli işgücü katkısı, 8. ve 9. projelerde %46 seviyelerine yükselmiştir[4]. Ayrıca, Makina Yerlileştirme Politikası’na göre KEPCO 4. ve 5. nükleer santral projesinde yerli katkının artırılmasına karar verilmiştir. 1980 yılında Güney Kore, yabancı teknolojilerin edinilmesi ve yerlileştirilmesi adına KHIC (Kore Ağır Sanayi ve İnşaat Şirketi)’a gerekli ekipmanların üretimi için tekel olma yetkisini vermiş ve KHIC’ı KEPCO’nun bir iştiraki olarak yapılandırmıştır. Bu yetki ile KHIC 6. ve 7. nükleer projelerde yabancı tedarikçilerin taşeronu olabilmiş ve ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Tablo 3. Güney Kore Nükleer Güç Santrali Programının Aşama Aşama Karakteristik Özeti ısı değiştirici, yakıt yükleyici gibi ekipmanların kaynak ve montaj işlerine dahil olmuştur. 8. ve 9. nükleer santral projelerinde KHIC reaktör kabı, buhar üreteci, basınçlı ekipmanlar gibi elemanların birleştirilmesi işlerine dahil olmuştur. Bunun sonucu olarak 2. santralde mali açıdan %13 civarında olan ekipmanların yerli tedarik oranı, 8. ve 9. santrallerde %40 dolaylarına yükselmiştir[4][5]. 2.2.1.4. Dördüncü Aşama: Reaktör kor teknolojisinin edinimi (10.–13. Ünite) Bir yabancı firmanın ana yüklenici olması için devletin onayı gerekli iken, 1981’de çıkarılan Teknik Mühendislik Hizmetleri Teşvik Kanunu’na göre yerli müşteri tarafından sipariş edilen mühendislik projesi için, yerel bir mühendislik hizmet firmasının ana yüklenici olması zorunluluğu getirilmiştir. 1980’lerin başında, yerli firmaların başarılı projelerde ana yüklenici olması prensibi ile, nükleer politikanın kilometre taşı olan Nükleer Santrallerin Teknolojik Olarak Yerlileştirilmesi için Ana Planı oluşturmuş ve %60’ı ithal edilen teknolojinin 1995 yılına kadar yerli katkısının %95’ler seviyesine çıkarılması hedeflenmiştir. Yerli firmalar 10. ve 11. santral projelerinde ana yüklenicilere dönüşmüştür[4][6]. 2.2.1.5. Beşinci Aşama: Yabancı Teknolojilerin Geliştirilmesi (14.–18. ünite ) 14. ve 15. üniteler Kore standartlarına uygun şekilde yapılmıştır. KSNPP (Kore Nükleer Güç Reaktörü Standardı) tasarım modeli Kore’nin jeolojik durumuna ve yeni teknolojilere uygun şekilde 10. ve 11. ünitelerin geliştirilmesiyle hazırlanmıştır. Ayrıca Koreli mühendisler ekipmanların tasarımını da gerçekleştirmişlerdir, yalnızca bazı kritik parçaların tasarımda yabancı uzmanların danışmanlık hizmetlerinden yararlanılmıştır. 17. ve 18. üniteler çok büyük ölçüde KSNPP modeli ile 1995 yılında tamamlanmıştır. 3.KÜMELENME MODELİYLE NÜKLEER YERLİ SANAYİİNİN YERLİLEŞTİRMESİ Bir nükleer enerji santralının yüksek bir oranda yerli kaynaklar kullanılarak tasarım aşamasından inşaat ve işletme aşamalarına kadar yerlileştirilebilmesinin başarılabilmesi için öncelikli olarak ülkemizin mevcut altyapısının ayrıntılı olarak kapsamlı bir proje dahilinde ortaya konulması gerekmektedir. Nükleer teknolojinin ülkemize kazandırılması ve nükleer teknolojinin tüm alanlarındaki getirilerinden faydalanılması için bir Nükleer Teknoloji Geliştirme Programı oluşturulmasına gereksinim bulunmaktadır. Ülkemizin mevcut planlamaları da göz önünde bulundurularak Nükleer Teknoloji Geliştirme Programı’nda kısa orta ve uzun vadeli hedeflerin ortaya konulması, yapılacak çalışmaların takibinin sağlanarak ilerlenmesi açısından büyük önem arz etmektedir. Nükleer teknolojiye geçiş aşamasında, ülkemize yapılacak santrallerin teknolojilerinin öğrenilmesi ve bu teknolojinin ülkemize transfer edilmesi en önemli stratejilerden birini oluşturmalıdır. Elektrik enerjisi üretiminin yanı sıra bu santral teknolojisinin edinilmesi, farklı sanayi sektörlerinin gelişimine katkı sağlayacaktır. Bu sayede dışa bağımlılık azaltılabilir ve nükleer teknolojinin farklı uygulamalarıyla ekonomiye ekstra katkılar sağlanabilecektir. Nükleer teknolojiye geçişin, bu teknolojiyi geliştirip nükleer santral tasarlama noktasına gelinebilmesinin ve nükleer teknolojinin farklı alanlardaki uygulamalarının yerli kaynaklarla başarılı bir şekilde gerçekleştirilebilmesinde en önemli faktör her şeyden önce yerli insan kaynaklarının var olmasıdır[7] [8]. Yerli insan kaynaklarının geliştirilmesi ve artırılması için, ortak bir program kapsamında kamu tarafından geri dönüş şartlı olarak araştırmacılar ve öğrenciler yurtdışında teknolojik konularda öne çıkmış merkezlere teorik ve uygulamalı eğitim için gönderilmelidir[8]. Uygulanması önerilen Nükleer Teknoloji Geliştirme Programı’nın başarıya ulaşması için, çalışmaların aynı sektördeki sanayi bileşenlerinin teknolojik kabiliyet ve kapasitelerini bir araya getirip, güç birliği sağlanarak daha kapsamlı ve ileri teknolojik iş üretmeyi sağlayan kümelenme anlayışı içerisinde yürütülmesi, nükleer teknolojinin edinilmesinde ve yerlileştirilmesinde ülkenin daha hızlı yol almasını sağlayacak ve teknoloji transferine de önemli kapılar açacaktır[9]. Nükleer sanayinin kümelenmeye dayalı yerlileştirme modeli ile geliştirilmesi için aşağıdaki adımların bir sistem dahilinde yerine getirilmesi önerilmektedir; 93 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 1. Adım: Nükleer enerji santralleri yapımında kullanılan, radyasyonla temas içinde bulunan tüm malzemeler çok özel teknikler kullanılarak üretilmektedir. Buna bağlı olarak yatırım maliyetleri oldukça yüksek olduğundan Nükleer Teknoloji Geliştirme Programı dahilinde üretim teknikleri ve yatırım maliyetleri farklı olan, radyasyonla temas halinde olan ve olmayan malzemelerin üretimi için yerli sanayinin teşvik edilmesi ve doğru yönlendirilmesi gerekmektedir[10]. Ülkemizde mevcut olan ve teknolojik açıdan belirli malzemelerin üretimi için yeterli kapasiteye sahip özel sektör girişimlerinin ayrıntılı bir şekilde ortaya konulması ve bu firmalara nükleer malzeme üretimi için teşviklerin ve danışmanlık hizmetlerinin sağlanması öncelikli ilk adım olacaktır. 2. Adım: Yerli sanayinin doğru şekilde yönlendirilmesi, bilgilendirilmesi ve yapılacak yatırımların doğru olması açısından nükleer santrallerde kullanılan malzemeler için bir ayrıntılı bir fizibilite çalışmasına ihtiyaç duyulmaktadır. Bu bağlamda, öncelikli olarak nükleer enerji santrali bileşenlerinin basitten karmaşığa doğru sınıflandırılması yapılmalıdır. Tablo 4’te bir nükleer enerji santralinin kurulum aşamaları, belli aşamalardaki istihdam ve iş kolu potansiyeli verileri, uygulanabilirlik açısından basitten karmaşığa doğru sınıflandırılmıştır. Yerlileştirme için ana başlıkları basitten karmaşığa doğru ve aşama aşama ortaya konulan model uygulanmalıdır[9]. Tablo 5’te bir nükleer santral kurulumu için gerekli olan malzeme ve sistemlerin yatırım maliyetlerine göre sınıflandırılması görülmektedir. Tablo 4 ve Tablo 5’te görüldüğü üzere, basitten karmaşık yapılara doğru gidildikçe yatırım maliyetleri de doğru orantılı olarak artmaktadır. 3. Adım: Yerli sanayinin geliştirilmesi aşamasında teknoloji transferi çok önemli bir yer tutmaktadır. Teknoloji transferinin sağlıklı ve hızlı bir şekilde gerçekleştirilmesi için uluslararası işbirliklerine gidilmesi gerekmektedir. Bu konuda teknoloji transferini gerçekleştiren ülkelerin iyi analiz edilmesi gerekmektedir. Aynı zamanda üniversiteler, kamu kurumları ve özel sektör arasında etkin bir iletim ve çalışma ağı oluşturulmalı ve süreklilik kazanacak bir biçimde bir birim kurularak koordineli bir çalışma yapılmalıdır. 4. Adım: Oluşturulan yerlileştirme programı dahilindeki, basitten karmaşık yapıya doğru ayrıştırılan kümeler içinde kalan işlerin yatırım maliyetlerinin de göz önünde bulundurulması gerekmektedir. Bu konuda da oluşturulan kümeler içerisindeki kalemlerin yatırım maliyetleri, dünya örnekleri de göz önünde bulundurularak araştırılmalı ve gerçekçi bir öngörü ile yatırım planı oluşturularak hayata geçirilmesi gerekmektedir. Tablo 5. Yatırım Maliyetleri Sınıflandırması Tablo 4. Nükleer Sanayi Geliştirme Programı Örneği (Nükleer Endüstriyel Kümeler Geliştirme) 4. SONUÇ VE DEĞERLENDİRME Nükleer santral projelerinin başlangıç sürecinde kısa, orta ve uzun vade yerlileştirme hedeflerine ulaşma kapsamında, belirlenen eylem planı araçlarının en kısa zamanda uygulamaya konulması amaçlanmalıdır. Konu ile ilgili tüm kurumların koordineli bir şekilde üzerlerine düşen sorumlulukları yerine getirme adına, gerekli çalışmaları, en kısa zamanda ve en kapsamlı şekilde yapması, ülkemizde yapılacak nükleer santral projelerinin yerli sanayi katkısı ve yerli işgücü ile gerçekleştirilebilmesinin önünü açacaktır. Yerlileştirme çalışmalarının çok boyutlu olması sebebiyle uzman bir teknik birim kurularak koordine edilmesine ihtiyaç olacaktır. Teknolojik açıdan dünya çapında en ileri seviyede bilgi birikimi ve teknik 94 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book bilgi gereksinimine ihtiyaç duyan nükleer santrallerin ülkemize bir an önce kazandırılması, elektrik üretimindeki dışa bağımlılık oranını azaltmanın, sürdürülebilir enerji sağlamanın, elektrik arz güvenliğini artırmanın yanı sıra nükleer teknolojinin ülkemize kazandırılarak neredeyse tüm sektörlerin nükleer teknoloji ile geliştirilmesine, kalifiye personellerin yetiştirilebilmesine ve istihdamına azami ölçüde katkı sağlayacaktır. KAYNAKLAR [1] Sheng Zhoua, Xiliang Zhangb, Nuclear energy development in China: A study of opportunities and challenges, Energy, Vol. 35, Issue 11, November 2010, Pages 4282–4288. [2] Yang Bo, China Nuclear Energy Association, June 13, 2012, Japan. [3] Yun Zhoua, Christhian Rengifo, Peipei Chen, Jonathan Hinze, Is China ready for its nuclear expansion?, Energy Policy, Vol. 39, Issue 2, February 2011, Pages 771–781. [4] C. Sup Sunga, Sa K. Hong, Development process of nuclear power industry in a developing country: Korean experience and implications, Technovation, Vol. 19, Issue 5, February 1999, Pages 305–316. [5] S. Choia, E. Junb, Il S. Hwanga, A. Starzc, T. Mazourc, S. H. Changd, A. R. Burkarte, Fourteen lessons learned from the successful nuclear power program of the Republic of Korea, Energy Policy, Vol.37, Issue 12, Dec 2009, Pgs 5494–5508 [6] Il S. Hwang and S. Yeol Choi, The Development of Korean Nuclear Power Infrastructure, Workshop on the Evaluation Methodology for NPI Development IAEA, Vienna, 10-12 Dec. 2008. [7] S. K. Chadda, Localization of Manufacturing Capabilities in Setting Up Nuclear Power Plants, IAEACN-164-3P01 [8] TÜBİTAK, “Nükleer Santral Yerlileştirme” Çalıştayı Sonuç raporu, Aralık 2012, Gebze-Kocaeli. [9] J.M DE GUIO, Y. ROBIN, Supply Chain Organization Anticipating local Industry Participation, GDANSK, April 2012. [10] L.Tahmooresnejad, R.Salami, M.A.Shafia, Selecting the Appropriate Technology Transfer Method to Reach the Technology Localization, Proceedings of the World Congress on Engineering, Vol IWCE 2011, London, U.K. an important place on the issues of supply national energy needs and exceed the threshold of technology. It is obvious that an extremely important role to play that planned to be established in Turkey in the first stage of the nuclear power plant next to meet the energy needs, and to adapt this technology to a moment ago in the fields of nuclear technology in localization. Localization study of Nuclear power technology which is safety and production technology in terms of the world currently the highest level of knowledge and quality that technology, production and human resources issues our country capacity quickly to develop a very important contribution will provide. In this study, taking into account the nuclear power plant domestication in the world record of success in project countries examined the localization method and a model for Turkey have been revealed by regarding nuclear power plants are planned to be established in Turkey localization studies Teşekkür Çalışmanın hazırlanmasındaki katkıları için Nükleer Enerji Mühendisi Çağdaş Çakır’a teşekkür ederim. SUMMARY Turkey’s energy needs have increased with population growth, economic growth and development of industries in recent years. It seems to be a huge national energy needs in the next 15 to 20 years. For these reasons, nuclear energy have 95 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Yenilenir ve Konvansiyonel Enerji Santrallerinde Teknik ve Ticari Açıdan Optimal Üretim İçin Merkezi İzleme ve Yönetim Mustafa DÖNMEZ BTC Business Technology Consulting AG ÖZET Özelleştirmeler ve liberalleşme ile beraber serbestleşen enerji piyasası ve düzenleyici kurumların talepleri, santral işleten firmaları yeni konular ve bunların çözülmesi ile karşı karşıya getirir. Bunun yanında üretim şirketleri müşterilerin artan ihtiyaçlarını karşılamak, güvenli, verimli ve karlı sistem işletmesini de sağlamak zorundadırlar. Öte yandan uzun vadeli satışlarla planlı üretim, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası veya dengeleme güç piyasasının ihtiyaçlarına göre optimal üretim senaryolarının planlanması ve uygulanması şirketlerin varlığına direkt etki etmektedir. Bu amaçla tedarik kalitesini optimize ederken, üretim ve işletme maliyetlerini de azaltmak için uygun teknolojik sistemlerin kullanılması gereklidir. Bu çalışmada, yenilenir ve konvansiyonel enerji üretim firmalarının hedefe yönelik, merkezi olarak online izleme ve kontrol yardımı ile santrallerin teknik ve ticari açıdan optimal işletimi konusu ele alınmıştır. Anahtar Kelimeler: Santrallerin merkezi yönetimi, SCADA, Ek 18’e göre Aktif ve Reaktif güç kontrolü 1. GİRİŞ Türkiye’de enerji harcamaları bütçe açığının en önemli sebeplerinden birini oluşturmaktadır. Her geçen gün artan enerji ihtiyacı hem yenilenir hem de konvansiyonel santraller yapılarak karşılanmaya çalışılmaktadır. 2015 yılında EPİAŞ bünyesinde Enerji Borsasının çalışmaya başlaması ile firmalar santrallerinin ürettiği enerjiyi değişik piyasalarda satabilme esnekliğine de kavuştular. Portföyünde değişik tür ve büyüklükte santralleri bulunan firmalar, yatırımlarını teknik açıdan güvenli ve verimli, ticari açıdan ise optimal kazanç ile yönetmek ihtiyacına cevap aramaktadırlar. Coğrafi olarak dağınık olan santrallerin bu amaçlara uygun yönetilebilmesi için bu tesislerin şirket merkezinden izlenmesi ve yönetilmesi gereklidir. 2.SANTRALLERİN MERKEZİ İZLEME VE YÖNETİMİ Firmalar bazen sadece örneğin rüzgâr gibi belli bir alanda santral işletmesine yöneldikleri gibi portföyünde hem yenilenir hem de konvansiyonel santralleri bulunduran firmalara da sıkça rastlanmaktadır. Her iki tür yatırımcı ve işletmeci firma için sistemlerin uzaktan izlenip ihtiyaç halinde kontrol edilebilmesi önemlidir. Santralde genelde 96 lokal olarak üretim sistemlerini ve şebekeye bağlantı noktasını yöneten iki değişik SCADA sistemi bulunur. Özellikle birden fazla santral sahibi olan firmalar çok sayıda ve değişik SCADA sistemleri ile uğraşmak gibi teknik açıdan zorlu bir işle karşı karşıya kalırlar. Şekil 1. Santrallerin merkezi izleme ve yönetimi. Santrallerdeki bu sistemler merkezde ihtiyaç duyulandan çok daha fazla veriyi ve sinyali lokal olarak izleyip kontrol ederler. Ayrıca sıklıkla santrali kontrol eden ile şalt sahasını kontrol eden sistemler farklı firmaların ürünleridir. Örneğin bir rüzgar parkında Vestas Türbinler var ise bular Vestas SCADA’sı ile izlenip yönetilir. Rüzgar parkının şalt sahası istasyon otomasyonunda ise örneğin ABB SCADA’sı kullanılıyor olabilir. Bu durumda bir parkta iki değişik SCADA sistemi var ise ve ayrıca işletmeci/yatırımcı firmanın da 4-5 değişik yerde santrali olduğu düşünüldüğünde birçok farklı markayı barındıran bir SCADA çiftliği ile karşı karşıya kalınır. Böyle karmaşık bir yapının teknik ve ticari açıdan amaca yönelik, hatasız ve verimli izlenip yönetilebilmesi ancak santraller ve şalt sahalarında kullanılan ürünlerden bağımsız bir Master SCADA’nın şirket merkezine kurulması ile sağlanabilir. Böylece sahadaki binlerce sinyal yerine, sadece merkezde ihtiyaç duyulan az sayıda verilerin master SCADA’ya aktarılması ile üretim sistemlerine genel hâkimiyet kolayca sağlanmış olur. Bunun ötesinde şirket merkezinde bulunan birçok başka IT sistemleri ile entegrasyon yapılması da kolaylaşır (SAP ve ilgili CRM, IS-U, PM, FI, MRS vs. gibi modülleri, WFM-İşgücü yönetimi, OSOS-Otomatik sayaç okuma, CBS-coğrafi bilgi sistemleri gibi). ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Şekil 4. Rüzgar Parkından Master SCADA’ya uzun ve kısa süreli arşivlerden aktarılan analiz ve raporlama amaçlı veriler (örnek: Availability ve Power curve). Şekil 2. Santrallerin ve istasyon otomasyonlarının merkezi olarak master SCADA ile izlenip yönetilmesi. Yukarıdaki şekilde portföyünde çok sayıda ve değişik türde santrali bulunan bir örnek verilmiştir. Bütün bu sahada bulunan değişik türdeki izleme ve kontrol ürünleri karmaşasına şirket merkezinde kurulan bir master SCADA ile çözüm getirilir. Bunun benzeri bir proje Türkiye’de kurulmuş ve çalışmaktadır. Bu yapıda sahadan ana olarak iki tür veri merkeze alınabilir: Anlık olarak gelmesi gereken değerler ve raporlama için belli aralıklarla gelmesi yeterli olan değerler. 3. ONLINE OLARAK AKTARILAN ANLIK VERİLER Anlık olarak örneğin bir rüzgar parkında yüzlerce veri lokal SCADA tarafından izlenirken bunlardan merkezde online olarak izlenmesi gereken az sayıda veri bir OPC bağlantısı ile master SCADA’ya alınır. Yine istasyon otomasyonunda ise bu anlık veriler örneğin LAN tabanlı olarak IEC 60870-5-104 veya IEC 60870-5-101seri protokolleri ile master SCADA’ya online olarak aktarılır (Örneğin rüzgar hızı ve yönü, anlık üretim değeri, bazı önemli alarmlar, önemli türbin verileri vs.). Bu veriler SCADA’lar arası bilgi alışverişi ile veya sahadaki cihazlara merkezden direkt erişilerek de alınabilir. Aşağıdaki şekilde buna Almanya’daki bir projeden örnek verilmiştir. Şekil 3. Rüzgar parkından master SCADA’ya online olarak aktarılan anlık veriler. 4.ARŞİVLERDEN AKTARILAN ANALİZ VE RAPORLAMA AMAÇLI VERİLER Bunun dışında anlık olarak merkeze aktarılması gerekmeyen birçok başka veri de vardır (ortalama 10 dakikalık rüzgâr hızı, ortalama 10 dakikalık üretim, türbin durmasına yol açan alarmların sayısı, ortam sıcaklığı, rüzgar hızı, rüzgar yönü, son 10 dakikalık üretim, toplam üretim, olası üretim, availability calculation, wind & power rose, power curve vs. gibi). Bu tür bilgilerin arşiv verileri olarak OPC veya benzeri online haberleşme protokolleri yerine ODBC üzerinden merkeze alınması doğru olur. 5.PRİMER, SEKONDER VE TERSİYER ENERJİ ÜRETİMİNİN MERKEZİ VE DİĞER IT SİSTEMLERİ İLE ENTEGRE OLARAK YÖNETİLMESİ Birden fazla santrale sahip olan enerji firmalarının üretim portföylerini santral, blok ve ünite bazında teknik ve ticari açıdan optimal yönetmelerine yardımcı olacak sistemlere ihtiyaçları vardır. Ancak bu şekilde coğrafi olarak geniş bir alana yayılmış olan üretim tesislerinin merkezden veya uzaktaki operatörler tarafından izlenip kontrol edilmesi mümkündür. Yapılacak üretimlerin enerji borsası, ikili anlaşmalar, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler gibi adlandırılan değişik piyasalarda satılması mümkündür. Öte yandan tüm bu planlamalar santrallerin arızalanması, bakıma girmesi veya yeni satışların gerçekleşmesi gibi nedenlerle sıklıkla güncellenmesi gerekir. Bu çerçevede santral yatırımları ve bakım planları, yakıt anlaşmaları ve tedariki, gün öncesi dengeleme ve optimizasyon, rezerv planlama, arz ve talep dengesi gibi konuların değişik zaman dilimlerinde dikkate alınmalıdır. Bu yeni durum için yapılan optimizasyonlardan sonra ortaya çıkan yeni üretim planlarının ilgili santrallere dağıtılması ve izlenip yönetilmesi gerekir. Bu amaçla değişik detay sevilerinde bilgilere erişmek mümkün olur. Örneğin. BTC PRINS PPM ürünü kullanılarak firma sahibi veya genel müdürüne eldeki tüm santrallerin üretim durumları hakkında genel veriler sunularken, bir santralin müdürüne üniteler ile ilgili biraz detaylı bilgiler verilip, bakım mühendisinin ise jeneratör bazında daha detaylı bilgilere erişmesi sağlanabilir. Şekil 5. Santraller, üretim bloklar ve türbinler ile ilgili verilerin merkezi olarak izlenip raporlanması. 97 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Sözleşmelere göre yapılan üretim planlarının uygulanmasından başka primer, sekonder ve tersiyer üretimi besleyen santrallerde belirli standartlar dahilinde ünitelerin frekans sapmasına oransal, otomatik ve sürekli tepkisi gereklidir. Primer kontrolde türbin üzerindeki sistemler üretimin artırılması veya azaltılması için otomatik reaksiyon vererek üretim tüketim dengesini anlık olarak sağlamaya çalışırlar. Sekonder frekans kontrolü yardımı ile ile frekans sapmasının ortadan kaldırılması ve bölgeler arası yük akışlarının planlanan değerlerde tutulması amaçlanır. Tersiyer frekans kontrolü ile sekonder frekans kontrolü için genel rezerv sürekliliğinin sağlanması ve sekonder rezervin yetersiz olduğu durumlarda gerçek zamanlı dengeleme hedeflenir. Eğer santraller primer ve sokonder kontrole uygun enerji üretiyorlar ise bunların TEİAŞ otomatik üretim kontrolü sistemi ile entegre olarak çalışmaları gerekir. Bu çalışma düzgün gerçekleşmez ise 2015 yılında yaşandığı gibi neredeyse tüm ülkede elektriklerin kesilmesi gibi vahim sonuçlar olabilir. Bu amaçla da eldeki santrallerin uygun sistemlerle merkezi izleme ve kontrolü gereklidir. Aşağıdaki şekilde frekanstaki sapmanın Yük-Frekans Kontrolünde primer ve sekonder kontrol yardımı ile düzeltilmesi gösterilmiştir. projesinde yıllar içinde toplam 92,8 MW yatırım şu şekilde gelişmiştir: 24x GE 2.5, 5x VESTAS V112, 1x ENERCON E82, 6x Nordex N117. Böylece değişik marka ve modelleri barındıran hibrid rüzgâr parklar ile sıkça karşılaşılır. Hibrid rüzgar parkları genişletmede yatırım maliyetlerinin çok daha uygun olmasını sağlar. Buradaki büyük finansal avantajın yanında aynı parkta farklı türbin markalarının bulunması, şebeke bağlantı noktasında çözülmesi gereken küçük bir soruna yol açar. Örneğin parkta ilk yatırım Vestas türbinler ile yapılmış ve daha sonra genişletmede daha uygun maliyet nedeni ile Siemens türbin kullanılmış olsun. Bu durumda her firma kendi türbinlerini yönetir ama diğer türbinleri yönetemeyeceği için şebeke bağlantı noktasında parktaki tüm türbinlerin aktif ve reaktif güçlerini yönetecek üreticiden bağımsız bir çözüm gereklidir. Şekil 7. BTC | GRID Agent bağlantısı için olası senaryolar. BTC Grid Agent rüzgar çiftliğinde aktif güç ve reaktif gücü parktaki türbinlere direkt erişerek, bir park kontrol sistemi üzerinden veya türbinlerin SCADA’ları üzerinden kontrol edilebilir. Türbinlere erişim analog sinyaller üzerinden (örneğin 4-20mA) veya bağlantısı ve standart iletişim protokolleri ile yapılabilir(örn. OPC, modbus ve IEC 608705-104). Şekil 6. Primer ve sekonder güç ile frekans kontrolü. 6.HİBRİD RÜZGAR PARKLARI VE EK 18’E GÖRE ŞEBEKE BAĞLANTI NOKTASINDA AKTİF VE REAKTİF GÜÇ KONTROLÜ Elektrik şebekesinin kararlı çalışmasında Aktif Güç üretimi tüketimle uyumlu olmalıdır ve ayrıca Reaktif Güç tüm şebekede dengeli olmalıdır. Rüzgâr parklarının sayısı ve tesirlerinin az olmasından dolayı ve konvansiyonel santrallerin salınımları dengeleyebilmesi sebebiyle şebekeye bağlantı noktasında kontrol ihtiyacı önceleri pek sorun olmamakta iken giderek artan yatırımlar nedeniyle bu konu öne çıkmaktadır. EPDK tarafından yayınlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği Ek-18 rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterlerini tanımlar. Türkiye’de halen 100’den fazla rüzgar parkı işletmede ve yaklaşık 50 kadarı da yapım aşamasındadır. Ayrıca var olan parklar ilave yatırımlar ile genişletilmektedir. Almanya’da bu genişletmeler esnasında yapılan yeni yatırımlarda aynı parkta farklı türbin markalarının kullanılmasına sıkça rastlanılmaktadır. Örneğin Juwi Wind GmbH, UW Lettweiler 98 Şebeke bağlantı noktasında Ek-18’e göre aktif ve reaktif güç kontrolü yapan BTC Grid Agent başlıca şu işlerde kullanılabilir: Şebeke işleten işletmecileri (TEİAŞ veya xEDAŞ) ayar sinyaline göre aktif gücün azaltılması Şebeke operatörleri veya karakteristik eğri tanımlanması ile (Q, Cos-φ, cos- φ (p), Q (U)...) bir ayar noktası belirlenip şebeke bağlantı noktasında reaktif güç kontrolü Şebeke bağlantı noktasında Şebeke Yönetmeliği ile uyum Doğrudan pazarlama için aktif güç kontrol özelliklerine uygulanması • • • • İdeal ayarlara ulaşılıncaya kadar geleneksel PID kontrolünde, set değerleri kademeli ayarlanır. BTC | GRID Agent bunun yerine feed forward ve yük akış analizi ile ilgili ayar değerlerini bir defada ileterek hızlı, salınımsız ve mekaniki yüklenmeye yol açmayan bir kontrolü sağlar. Ayar değerlerinin yük akış modelinde doğrudan hesaplanmasında ölçüm değerleri direkt olarak kontrolöre ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Şekil 8. BTC | GRID kontrol metodu. girilmediği için sinyal iletimindeki reaksiyon zamanları daha az kritik olur. Ayrıca az salınımlı bir simülasyon algoritması kullanılarak santrallerin ayar değerleri elde edilir. Daha sonra bu ayar değerleri santrallere gönderilir ve şebeke bağlantı noktasından ölçüm değerleri ile karşılaştırılarak kontrol yapılır. field equipment, IT (Information Technology) systems and user management. A wide range of applications have made for many years in Germany about technical barriers, problems and solutions that may be encountered during to pass smart grid and renewable energy sourcesIn this study, network and production system which is inevitable for technical and commercial aspects of the smart grid to work efficiently, is discussed with structural and technical aspects in the case of Germany. KAYNAKLAR [1] Dönmez M., “Control of active and reactive power for wind farms at the grid connection point”, International Wind Power Congress, Istanbul, 2015. [2] Dönmez M., “Akıllı Şebekeler ve Entegrasyon “, EMO Akıllı Şebekeler ve Türkiye Elektrik Şebekesinin Geleceği Sempozyumu, Sayfa 75-83, 2013. [3] Dönmez M., “Enerji ve Altyapı Kontrol Sistemleri “, S.T. Elektrik Enerji, Sayfa 50-53, 2012. [4] Dönmez M., “Enerji SCADA sistemleri “, S.T. Elektrik Enerji, Sayfa 28-30, 2010. [5] BTC AG Technical Product Description of BTC | PRINS SCADA, 2014. [6] BTC AG Technical Product Description of BTC | PRINS PPM, 2015. [7] BTC AG Technical Product Description of BTC |GRID Agent, 2015. [8] Design of Smart Power Grid Renewable Energy Systems, Ali Keyhani, 2011. [9] Description of Windpark Hemme-Dithmarschen Project, 2014. [10]Turkish Electricity Market Network Regulation: Annex -18 (Network Connection Criteria of Wind Power Based Production Facilities), 2014. [11]Köhler-Schule, Christiana., Informationsund Kommunikationstechnologie in der energiewirtschaft, KS-Energie-Verlag, Berlin, 2010. SUMMARY The utilities today are faced with a challenge. Besides conventional resources; using eco-friendly, alternative and renewable energy sources like wind, solar, also liberalization in the energy sector have brought a structural change. For technical and economical optimum power generation is needed a Central monitoring and control of renewable and conventional power plants. Therewith new requirements have come out for increasingly actual distributed production in energy supply and management based on smart grid energy, and to provide energy supply safety and quality. Energy companies can survive in this new competitive environment just with purpose-driven business processes, 99 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Smart Solutions for Optimization of Power Plant Efficiency and Availability – Project Experiences Nils TWIETMEYER Steag Energy Services GmbH Dennis BRAUN Steag Energy Services GmbH ABSTRACT Due to the complex technology, the operation of power plants is not an easy task. In Germany there are further requirements due to the “Energiewende”, the energy transition from conventional to renewable resources (e.g. plants need to be highly flexible as energy from renewable sources is preferential for feed in). In other countries the need for improvement may be driven through plant availability or low market prices. Anyhow, new challenges are arising for a lastingly profitable operation of power plants. The intricate tasks resulting from the new conditions are extremely complex; they can successfully be responded to by means of a software-based expert system. This allows to comprehend the various determining factors for an economically more efficient and reliable power plant operation in order to systematically take measures for optimization. Usually, the data necessary to make these assessments is available in the DCS. But to analyse and to evaluate it means a lot of responsibility and time effort for the respective engineers. Expert systems can either support the plant operator and the operating engineer by providing advice, or they can actively intervene in the power plant process and optimize the operation by means of appropriate set point specifications. As early as during a preliminary project analysis, first potentials for optimization can thus be identified and an appropriate approach as well as a suitable measure can be selected. Often unrealized potentials are already detected in the phase of the project execution. Online-Systems, which calculate in a regular and appropriately narrow time frame, can help to point out deviations from an optimal mode of operation promptly. That allows the operators to adapt the operation as far as possible and monetarize and utilize the propositions. The success of the application of expert systems is measured by the achieved savings and improvements. In the context of executed projects, these theoretical potentials and the impressive scale of findings / savings can be illustrated with concrete examples. 100 1. INTELLIGENT BOILER CLEANING MANAGEMENT (BCM) Due to significant shares of noncombustible components, coal power plant, especially on basis of lignite, usually are confronted with continuous fouling on boiler’s heat exchange surface. If appropriate measures are not applied this leads to significantly reduced heat transfer and influence heat rate and fuel consumption negatively. If organic residues are not removed frequently they may accumulate, squeeze boiler’s cross section or even fall down and block the slack discharge. In any case untreated fouling will sooner or later lead to significant restriction of process stability, plant availability and capacity. Common state of the art technology for prevention of fouling are soot blowing systems. They are distributed along the boiler and usually clean the heat Exchange surface once per shift, starting with the combustion chamber and continuing along the flue gas path. Usually steam or compressed air are used. As both media are quite energy intensive it is very recommendable not to apply soot blowing evenly in time fixed intervals to the whole surface of the boiler. But rather soot blowing should be intelligently managed and only be applied to contaminated boiler surface and only in a reasonable frequency. This approach enables significant financial savings and positively contributes to a stable process. 1.1. Principal Funcionality Integral part of the boiler cleaning management system (BCM) is a calculation kernel, basing on a customized thermodynamic model of the boiler. The boiler model considers heat & mass balance equations as well as heat transfer by radiation and convection. All calculations carried out within this model are thermodynamically consistent and provide plenty of process parameters typically not measured or even not measurable. As a result information about the status and the condition of small and individual boiler heat exchange areas (of a predefined size) is generated. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Figure 1. Simulation Kernel of BCM system he obtained data is implemented into the main Figure 2. Overview screen of BCM system module of the BCM system. Considering the actual contamination of the specific area, consumption of cleaning steam or compressed air is weighed up against process improvements, resulting in the best cleaning strategy of the available soot blower groups for the current conditions. Evaluation results are displayed on a special screen. The colors of the heating surfaces indicate the respective level of fouling, red symbolizes intensive, yellow medium fouling and green light fouling (respectively red marked areas will be cleaned very soon, yellow areas in the near future and for green areas there is currently no derogation recognizable). The system can be implemented as a purely advisory system where finally the operator decides whether he will follow the recommendation or not. However, this implementation always requires a lot of Figure 3. BCM influence on live steam temperature (black trend line: live steam temperature [°C], red trend line: plant capacity [MW], green trend line: BCM status [on/off]) additional attention by the operating staff. Accordingly the recommended solution is to configure the system to generate control signals for the different soot blower groups automatically. 1.2. Project Experience By evaluating operation process data it is easy to recognize the above mentioned benefits, e.g. process stability and heat rate reduction. The effect of an automatic BCM system on the stability of the live steam temperature is quite simple to be seen during a switch-on / switchoff test of the system (Figure 3). While during normal operation without BCM the live steam temperature is varying between 520°C and 550°C (black trend line), it is reduced to a bandwidth between 540°C to 550°C while BCM is automatically optimizing the process. Figure 4. Reduction of heat rate through implementation of a BCM system (y-axis: frequency scale [-], x-axis: heat rate [kcal/kWh]) 101 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Considering the heat rate diagram shown above on the right side (Figure 4), the positive effect of BCM on the heat rate is also apparent. Frequency distribution of heat rate is for boiler cleaning with BCM on a significant lower level than without boiler cleaning management. Introduction of the systems enabled to reduce the heat rate from an average value of about 2.330 kcal/kWh to about 2.300 kcal/kWh. Further optimization is achieved through reduction of re-heater spray and soot blowing steam consumption. Considering recent projects, optimization by an intelligent boiler cleaning management not only enabled anefficiency gain of about 0.2 percentage points, but also had significant impact on plant availability and process stability. 2. OPERATION MONITORING AND OPTIMIZATION As operation of modern power plants becomes more and more complex, there is a tremendous amount of data provided by the DCS. On the one hand this enables the operator to monitor and optimize his plant extensively, on the other hand it requires substantial manpower and time. Intelligent systems for process monitoring and optimization are the key to benefit as much as possible from this information. Process data is compacted into valuable information (like key performance indicators or quality grades), visualizing potential improvements or threatening process interference, recommendations or guidance – all at a manageable effort level. 2.1. Principal Functionality Most systems for process monitoring and optimization are just basing on the available data from DCS system – retrieved from field measurements installed in the plant. A powerful and reasonable extension may be done by thermodynamic cycle calculations (as also applied for above mentioned boiler cleaning management), which delivers Figure 5. Illustration of power plant design in EBSILON for process simulation. 102 in addition to the DCS data relevant process information of any component at any operation condition (Figure 5). Beside a very detailed view into the current operation, this tool also enables to simulate potential changes in the plant configuration, exchange of components or new operation strategies. Once the relevant and ideal process data has been calculated using the simulation tool, it is compared with the real process data coming from the plant’s DCS. Deviations signify potential for improvement, which is presented to the operator as a quality grade or monetary loss. Especially the illustration of potential process improvement in form of monetary figures, enables the operator in a very easy way to compare different incidents and define priorities. For further operator support the whole process is summarized in an graphical overview sheet, as shown above (Figure 6). Incidents are indicated in red or yellow color, depending on its importance. Components without potential for improvement or need for interference are displayed in green. By simple clicking on components the operator is able to proceed to more detailed system level and conduct a root cause analysis or investigate potential process improvement. In this way operators get an overview on the plants status and condition with a single view. If any component is not running at ideal conditions, within a few clicks the cause for deviation from optimum operation is identified and the importance of the incident by means of quality grades or monetary losses is recognizable. 2.2. Project Experience As done in the previous chapter, benefits will be shown on basis of experiences from recent projects. The following incident occurred at a power plant of a large European utility with highly experienced staff. After a regular plant shutdown the condenser pressure suddenly increased from 46,1 mbar to 53,2 mbar and the condenser quality grade dropped from 93% (respectively 91%) to 71% (respectively 69%) resulting in a total plant efficiency loss of -0.3 percentage points. Just considering DCS data, it would have been quite difficult to detect the pressure increase of the condenser, as it is highly dependent on ambient temperature, humidity and plant load. But as the applied optimization system was linked to the thermodynamic cycle calculation, all boundary conditions were automatically Figure 6. Illustration of relevant process data for considered, a quality grade was calculated and easy system optimization and incident analysis. the deviation was immediately detected. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Figure 7. Overview screen of cooling system before and after shut down indicating condenser problem. Figure 8. Illustration of condensers with detailed process information. Based on the information provided through our software and after additional investigations, the problem could be solved within a day and increased monetary losses could be avoided. With respect to this incident the operating staff of the power plant stated, that they wouldn’t have recognized this deviation for a long time, without using this monitoring and optimization tool. It was estimated that the approximate savings due to the quick finding and solving of the incident was about 150.000 €. In addition to above mentioned features for analysis of incidents, this tool also enables numerous possibilities for permanent control improvement. Any value measured or calculated may be implemented into free configurable diagrams – very comfortable via drag and drop. Thus enabling to detect quickly dependencies or correlations. To show just one example the improvement of the condenser quality grade is illustrated below. After many years of operation without a monitoring and optimization tool, plant management finally decided to purchase such a system. As the new system enabled visualization of quality grades, the dependency of the condenser pressure (red trend: condenser quality grade) and the water temperature of the ejector pump (green trend) was detected. As the receiver tank of the ejector pump was filled usually once per hour with fresh (cold) water, an improvement in condenser pressure was immediately detectable. By shortening the re-filling process the condenser quality grade could be permanently Figure 9. Condenser quality grade before and after optimization (red trend line: condenser quality grade [-], green trend line: ejector water temperature [°C]) stabilized. What seems to be a very easy correlation, was just not detectable without automatic calculation of quality grades. Sensitized through these findings, the operators continued their investigation and found that an aditional periodical degradation of the condenser quality grade could be solved by simple exchange of the ejector pump nozzle. These two findings led to a significant improvement of the condenser quality grade within a very short time, which the experienced plant personnel has not been aware of since startup of the plant many years ago. Summing up all efficiency benefits and monetary savings during implementation and operation phase of the system, the average efficiency improvement during recent projects was about 0.3 percentage points. 103 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Gazlaştırma ve Biyogaz Büyük Ölçekli Uygulamalar İçin Bir Karşılaştırma Osman TÜRKMEN TRL Trade Ltd. TRL Enerji ve Makina San. ve Tic.Ltd.Şti. Cansın Fırat TÜRKMEN TRL Trade Ltd. TRL Enerji ve Makina San. ve Tic.Ltd.Şti. ÖZET Genel olarak eskiden yeniye doğru enerji ve gübre üretimini amaçlayan depolama ve çöp gazı, biyogaz ve kompostlama, ısıl işlem (yakma) ve ileri ısıl işlem (gazlaştırma) olmak üzere 4 kuşak atık teknolojisi bulunmaktadır. l Topraklarımızın organik madde oranı düşük ve pH’sı yüksek olduğundan, gübreleme ile verilen fakat bitki tarafından alınamayan bitki besin maddelerinin alımı amacıyla, toprak düzenleyici-iyileştirici kullanılmalıdır; bunlar biyogaz ve gazlaştırma sistemleriyle üretilirler ve iyiden kötüye doğru hayvansal, bitkisel ve fosil kaynaklı olmak üzere üç kalitedir. Bu çalışmada, 30.000 büyükbaştan çıkacak 900 ton/gün inek atığının bertarafı için biyogaz ve gazlaştırma teknolojileri açısından karşılaştırmayla tesisin yatırım, işletme ve çevresel maliyetleri incelenmiştir. Veriler gerçek uygulamalardan ve resmi olarak beyan edilen dokümanlardan aktarılmıştır. l l NEDEN ATIKLAR? Dünyada enerji sıkıntılı bir dönemeçtedir. Enerji talep/ arzındaki uygulamalar çevre/ekonomik/sosyal açılardan kesinlikle sürdürülemez. Güneş, rüzgâr ve biyokütle alternatif enerjinin en gözde sektörleridir. Yenilenebilir kaynaklar arasında atıklar en çok gelecek vaat eden enerji kaynağıdır. Geri kazanım, atıkların bertarafı ve çevresel sıkıntıları da ortadan kaldırması avantajıyla yenilenebilir enerjiye olan gereksinimi de arkasına alarak, önemli bir iş alanı haline gelmiştir. Genel olarak eskiden yeniye doğru 4 kuşak atık bertaraf teknolojisi bulunmaktadır: l Birinci kuşak – depolama ve çöp gazı: En eski teknoloji olup, vahşi depolama (gelişigüzel atma) ve düzenli depolama alanları ile tanımlanmaktadır. Patlamaları önlemek için, çöp yığınları arasında ortaya çıkan metanın önceleri borularla alınıp yakılması yapılırken, son zamanlarda bu metan gazının uygun motorlarda yakılarak elektrik üretilmesi (çöp gazı) gerçekleştirilmektedir. Ancak burada en önemli husus, örneğin biyogaz sistemlerinde gaz temizleme ve rehabilitasyon yapılırken, çöp gazı 104 sistemlerinde maalesef bu temizleme yapılmamakta ve kirli gaz neredeyse olduğu gibi yakılarak atmosfere emisyon salınmaktadır. İkinci kuşak – biyogaz ve kompostlama: Atıkların depolanmasında ortaya çıkan metan gazının oksijensiz ortamlarda metajenik bakterilerle üretilmesi simülasyonuyla türemiştir. Hayvanların midesine benzeştirilen sistemlerle organik atıklar oksijensiz ortamda metajenik bakterilerle tüketilir ve metan gazı elde edilir. Bu gaz rehabilite ve temizlenme işlemlerinden sonra uygun kirli gaz motorlarında yakılarak elektrik üretilir. Geriye kalan sentrat ise yeniden işlenerek kompost ve hijyenizasyondan sonra sıvı artık olarak kullanılabilir. Kompostlama ise atıkların içindeki organik bileşenlerin alınması ve gübre hammaddesi veya toprak iyileştirici olarak kullanılması esasına dayanır. Üçüncü kuşak - ısıl işlem (yakma): Oksijenli yakma sistemleri bu kuşağın en çok bilinen teknolojisidir. Dördüncü kuşak - ileri ısıl işlem (piroliz, plazma ve gazlaştırma): Bu teknolojilerde oksijenin olmadığı veya kontrollü oksijen sağlandığı ortamlarda moleküler kırılma sağlanarak syngaz üretilir ve bu syngaz aynen doğal gaz gibi kullanılarak ısı, buhar ve elektrik üretilir. Geriye kalan inert malzeme ise biochar olarak adlandırılan organik bir toprak iyileştirici/gübredir. TÜRKİYE’DE GÜBRE Türkiye’de çok ciddi bir organik ve ekolojik gübre gereksinimi bulunmaktadır. l Birim alanda azotlu gübre tüketimi incelendiğinde Türkiye’nin dünya ortalamasını yakaladığı, ancak AB ülkeleri ile kıyaslandığında bu rakamın düşük olduğu görülmektedir. l Birim alanda fosforlu gübre tüketimimiz dünya ortalamasını yakalarken, potasyumlu gübre tüketimimiz dünya ortalamasının 1/4’ü, AB ülkelerinin ise 1/16’sı seviyesinde kalmıştır. l Toplam etkili BBM olarak birim alanda gübre tüketimi ülkemizde dünya ortalamasından düşük, AB’nin ise ½ gübre tüketildiği görülmektedir. l Ülkemizde gübre tüketimini artırıcı tedbirler uygulanırken, aynı zamanda gübrelemeden doğacak çevre kirliliğini engellemeye yönelik tedbirlerin de alınması gereklidir. l ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Tablo 1. Biyogaz ve Gazlaştırma Teknolojilerinin 900 Ton/Gün Inek Dışkısını Işlemesi Esasına Göre Karşılaştırması Ülkemiz topraklarının organik madde kapsamının düşük ve pH’sının yüksek olması nedeniyle, gübreleme ile toprağa verilen ve toprakta bulunan fakat bitki tarafından alınamayan bitki besin maddelerinin yarayışlılığını artırmak amacıyla, toprak düzenleyici-iyileştirici ve organik gübrelerin kullanımının yaygınlaştırılması gereklidir. l Tarımsal alanlarda oluşan kirliliği, özellikle yoğun tarımın yapıldığı yerlerde, yanlış ve yoğun olarak kullanılan kimyasal gübre, tarım ilaçları ve dengesiz-bilinçsiz yapılan sulama suyu oluşturmaktadır. l Üstelik geleneksel tarım yöntemi, yalnızca çevre kirliliği ve doğal dengenin bozulmasına neden olmamakta, aynı zamanda besin zinciriyle tüm canlılara ulaşarak yaşamlarını tehdit etmektedir. Bu olumsuz etkilerin ortadan kaldırılması amacıyla, kimyasal gübre ve tarımsal savaş ilaçlarının hiç ya da mümkün olduğu kadar az kullanılması, bunların yerine aynı görevi yapan organik gübre ve biyolojik savaş yöntemlerinin alması temeline dayanan, Gıda ve Tarım Organizasyonu (FAO) ve Avrupa Birliği (EU) tarafından konvansiyonel tarıma alternatif olarak da kabul edilen bir üretim şekli geliştirilmiştir. Bu sistem “Ekolojik Tarım”, “Biyolojik Tarım”, “Organik Tarım” gibi farklı isimlerle değerlendirilmektedir. l Firmamızca yapılan piyasa araştırmasında, toprak iyileştiriciler arasında, tüm parametreler göz önüne alınarak yapılan sınıflandırmada aşağıdaki sonuca ulaşılmıştır: l Birinci kalite, hayvansal kaynaklı toprak iyileştiriciler (çiftlik gübresi, tavuk altlıkları). l İkinci kalite, bitkisel kaynaklı toprak iyileştiriciler (ağaç, mantar, domates sapı, pamuk sapı). l 105 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book l l Üçüncü kalite, fosil kaynaklı toprak iyileştiriciler (leonardit ve kayaçlar). İnek atıklarından (çiftlik gübresi) elde edilecek olan biochar, insansal ve hayvansal kaynaklardan elde edilen «birinci kalite» toprak iyileştirici ve organik gübredir. KARŞILAŞTIRMA Tablo 1’de biyogaz ve gazlaştırma teknolojilerinin 900 ton/gün inek dışkısını işlemesi esasına göre karşılaştırması yapılmıştır. SUMMARY There are 4 different waste disposal technologies, from old to new as landfilling and LFG, biogas (AD) and composting, thermal treatment (incineration-combustion) and advanced thermal treatment (gasification – pyrolysis, plasma and gasification). The organic matter (OM) is low and pH is high in Turkish soil. Therefore in order that plant consumes the feed additives by fertilizers, soil amendments shall be used; those are produced by biogas (AD) and gasification systems and categorized from the best to the least as animal, plant and fossil origin ones. In this study, biogas (AD) and gasification systems are compared by investment, operational and environmental costs. Data has been taken by real applications on “need-to-know” basis. In summary; The cost of electricity is 0,1136 €/kWh for biogas (AD) systems and 0,0424 €/kWh for gasification systems respectively. l The capacities are limited for biogas (AD) systems whereas bigger capacities are more welcomed for gasification systems. l Biogas systems are recommended for small (<500 kW) systems. l Investment, operational and environmental costs are bigger for biogas (AD) systems when compared with gasification systems. l Menu is required for biogas (AD) systems whereas single feed is common for gasification systems. l Fresh water consumption is considerable for biogas (AD) systems in the contrary water is recycled and produced at the gasification systems. l Finally, this study indicates that the comparison is 1 to 4 in favor of gasification in terms of ROI (return of investment). l 106 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 107 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Performance Improvements With Steam Turbine Seals – Case Study: Rybnik Power Plant Radoslaw WISNIEWSKI EthosEnergy Sp. z o.o. Eugeniusz MOSKAL EDF Polska Sp.z o.o. Stefan CAUTINO EthosEnergy, Inc. ABSTRACT The Rybnik Power Plant, located in southern Poland, consists of eight LMZ steam turbines with a combined installed generating capacity of 1775MW. Historically, maintenance on the HP and IP sections was performed during standard overhauls and this maintenance did not include significant steam path improvements. However, current market competition and European Union limitations on emissions of atmospheric pollutants have led to the need for continuous plant improvements. This need for continuous improvements drove the operators of the Rybnik Power Plant to seek solutions for increasing the output and efficiency of the HP section for unit #7. Due to their strong history of providing increases to turbine reliability, output and efficiency, EthosEnergy’ s SMART Turbine Seals upgrade was chosen as the optimal solution for Rybnik. Working together, Rybnik and EthosEnergy implemented the ideal configuration of sealing upgrades for the unit. Pre- and post-outage analysis showed that greater than expected performance improvements were realized by the operators of Rybnik #7 as a result of the sealing upgrades. PLANT OVERVIEW The Rybnik Power Plant is located in the Upper Silesia region of southern Poland. It belongs to one of the world’s largest producers of electricity, Electricite de France (EDF). The current installed generating capacity at the Rybnik Power Plant is 1775MW, which accounts for approximately 7% of total capacity installed in Poland. The power plant consumes approximately 4.0-4.5 x 106 metric tonnes (4.4-5.0 x 106 US tons) of hard coal per year and operates eight condensingtype units. All eight 215MW steam turbines are LMZ design and were installed between 1972 and 1978[1]. UNIT DESCRIPTION The subject unit was originally a 215MW LMZ designed impulse-style steam turbine consisting of 3 main sections; a single flow HP, and single flow IP with reheat and a doubleflow LP. The LP section of the unit had been previously modernized with a new high-efficiency steam path, which increased the overall output capacity of the unit. The original OEM design values of average internal efficiencies of the HP, IP and LP sections are 80%, 89% and 84% at nominal conditions, respectively. The nominal inlet steam conditions are 12.75MPa (1850 psi), 535°C (995°F) and 180.6kg/s (1.4 x 106 lb/h). The cooling water system is a closed-type and includes two air coolers. The HP section, which was the focal point of the work scope for the desired upgrades, consists of twelve impulse stages in a rateau arrangement. This configuration consists of a control stage followed by alternating rows of stationary diaphragms and rotating wheels. The original seal configuration consisted of appendages with caulked-in j-strip material for sealing on the bucket covers and t-root packing rings for sealing against the shaft. At the inlet and exhaust areas there is a gland seal system containing t-root packing rings to control leakage. Figure 2. OEM HP cross section, with the highlighted areas signifying locations for sealing upgrades. HP TURBINE SEAL OPTIMIZATION WORKSCOPE EthosEnergy’s work scope for the Rybnik #7 project was focused on the HP section and included the following: Custom modification of HP Inlet Gland 4 to accept Retractable packing and increase structural rigidity. l Figure 1. External view of Rybnik Power Plant. 108 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Rotor Dynamics Analysis to evaluate overall stability margin of the rotor. Supply of 16 rows of Retractable packing and springs in glands Supply of 11 rows of new EthosEnergy Retractable Brush Packing for HP Stages 2TE and 3 - 12. Nominal radial clearance for EthosEnergy Retractable Brush Seal rings was reduced to an effective .003”. Removal of one (1) land on the rotor per inter-stage location as required for implementing Retractable Brush Seals. Balancing of unit after completion of machining. Supply of 11 rows of new EthosEnergy Brush Spill Strips in custom designed appendages for the HP stages 2 - 12 (1 row per stage). Supply of 11 rows of conventional end gland packing and springs. Supply of one (1) new nozzle seal and appendage/housing l Custom Fit Tip Seals Anti-Swirl (feature added to all types of shaft seals) l l l l l Retractable Seals maintain improved seal clearances throughout the operating cycle and allow operators to realize significant performance and operational benefits. The seals are retracted from the rotor during startup, mitigating the possibility of a rub. The seal rings then close in around the shaft as the pressure ramps up to operating condition, closing the rings to effectively operate between 0.38 0.64mm (.015” and .025”) clearance. l l l Figure 3. Developed cross section of Rybnik #7 detailing sealing upgrades. OVERVIEW OF SEALING PRODUCTS Traditional OEM style steam turbine seals have been modernized over the past several decades to improve overall turbine efficiency, reliability and availability. EthosEnergy has been at the forefront of innovation and seal modernizations over the past 30 years. The culmination of this experience is the SMART Turbine Seals package, which includes the following sealing solutions: Retractable Seals Retractable Brush Seals Custom Fit Labyrinth Seals to correct for holder distortion Brush Tip Seals l l l l In Retractable Brush Seals, a “zero clearance” flexible metal brush element is incorporated into the Retractable Seal which achieves a 0.075mm (0.003”) effective radial clearance. When the flexible seal comes in contact with the rotor, steam leakage is greatly reduced, allowing for improved performance. There are a few locations where Retractable or Retractable Brush Seals are not applicable. The shaft end adjacent to the steam seal system is one example. If Retractable Seals were to be placed here, steam would be able to escape through the open seals during startup and a vacuum could not be maintained. Instead, Custom Fit Labyrinth Seals are engineered to keep steam from escaping during startup and create a vacuum. The custom fitting accounts for holder distortion to create a tight seal around the entire circumference of the rotor. Leveraging the success of the Retractable Brush Seal, similar technology was applied to clearances at the blade tip. Typically, blade tip seals (also referred to as spill strips) are installed with a 1.524mm (.060in.) clearance to avoid rubs caused by rotor excursions during start up or shut down at the shaft which is amplified at the blade tip. Since both Retractable Seals and Retractable Brush Seals greatly reduce this problem, Brush Tip Seals allow clearance to typically be reduced to .508mm (.020in). In addition, if any excursions do occur that result in interference with the brush tip seal, the brush will flex with the rotor avoiding a hard rub, helping to maintain intended clearance throughout the operating cycle. As with shaft seals, there are a few locations where brush tips seals are not applicable. These reasons include Solid Particle Erosion (SPE) and geometry concerns. In these cases Custom Fit Tip Seals are typically installed at optimized clearances. Figure 4-7. (from top left to bottom right). Examples of Retractable Seals, Retractable Brush Seals, Brush Tip Seals, and Anti-Swirl feature. When major sealing upgrades are to be installed at tighter than original clearances, a Rotor Dynamics Analysis is recommended. This analysis is particularly crucial when attempting to upgrade an older unit, such as Rybnik #7, as the original stability margin is often below the recommended level. When new seals are installed at a much tighter than design clearance, the steam whirl forces on 109 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book the rotor may change and affect rotor stability. Through a Rotor Dynamics Analysis, the original and upgraded configurations are modeled and the stability margins are calculated. l l l Figure 8. Rotor Dynamic Analysis model, steam force distribution and stability margin graph for Rybnik #7. In situations where the stability margin needs to be increased, Anti-Swirl vanes are added to the higher pressure seal areas to improve the stability of the unit. Maintaining, if not improving upon, OEM rotor stability margin is an important consideration when reducing seal clearances. ENGINEERING REVIEW / PLAN For each opportunity to implement sealing upgrades in a turbine, a complete engineering review is conducted to determine what locations are suitable, what modifications may need to be made to accommodate the sealing upgrades and what areas of concern may require additional analysis. In addition to defining the work scope, calculations are performed to determine the expected performance and heat rate benefits that will be realized upon installation of the sealing upgrades. For the subject unit, Rybnik #7, the engineering review determined that the following modifications were required to implement the optimum level of sealing upgrades: Removal of one rotor land per inter-stage location to accept a retractable brush seal Machining of the diaphragms to accept brush tip seal l l 110 appendages and retractable brush seals Modification of the HP4 gland to accept reconfigured retractable packing seals Modification of the HP4 gland to increase structural integrity Application of 4 rows of Anti-Swirl vanes in stages 2-4 and HP4 Row 1 Figure 9-11. (clockwise from top). Modified HP4 Inlet Gland with 5 Retractable Packing Rings, Retractable Brush Seal with Anti-Swirl feature, Brush Tip Seal Appendage. PERFORMANCE REVIEW Pre-Upgrade Testing and Analysis After the final work scope was defined for the subject turbine, calculations were performed to determine the expected performance, efficiency and heat rate improvements. These calculations were shared with the operators of Rybnik Power Plant in order to establish agreed upon benefits and gains. The long term benefits resulting from the sealing upgrade were also discussed as part of the overall performance expectations. To validate the expected performance, efficiency and heat rate improvements, Rybnik Power Plant contracted the Silesian University of Technology to conduct an independent engineering study [2]. The university study determined that the scope of supply proposed by EthosEnergy would yield the following theoretical performance benefits. Performance Category: Theoretical Performance Improvement: Power Output Improvement +1.41MW Heat Rate Improvement -39.2kJ/kWh (16.85Btu/lb) ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book When compared to the performance benefits presented by EthosEnergy, the theoretical performance benefits calculated by the Silesian University of Technology were more conservative, yet were sufficient to justify economic return on the sealing upgrades [2]. Post-Upgrade Testing and Analysis The Rybnik unit has since been put back into operation and is exceeding expected performance improvements. On the basis of plant performance data collected before and after the sealing upgrades, Silesian University of Technology executed a post-outage study [3] to determine the real performance benefits achieved. EthosEnergy also executed a similar analysis and both studies found that the achieved performance benefits were significantly higher than expected. It was found that there was a significant decrease in the HP exhaust temperature in comparison to the pre-modernization state. This confirmed a large improvement of the HP part efficiency and provided additional heat rate benefit due to reduction of feed water injection into the HP-IP reheat. Actual performance gains were as follows: Performance Category: Actual Performance Improvement: Power Output Improvement +2.43MW Heat Rate Improvement -81.6kJ/kWh (35.08Btu/lb) REFERENCES [1] EDF Companies in Poland. “Elektrownia Rybnik.” Electricite de France, 2012. Web. 3 April 2012. http:// poland.edf.com/edf-companies-in-poland/el-rybnik/ presentation-54151.html [2] Henryk Łukowicz, Wojciech Kosman, Piotr Łukowicz, Marcin Mroncz, Evaluation of influence of HP steals modernization on performance of 200MW unit in Rybnik Power Plant. Part 1. Gliwice, December, 2010. [3] Henryk Łukowicz, Wojciech Kosman, Piotr Łukowicz, Marcin Mroncz, Evaluation of influence of HP steals modernization on performance of 200MW unit in Rybnik Power Plant. Part 2. Gliwice, June, 2011. These improvements exceeded the performance benefits presented by EthosEnergy to the Rybnik Power Plant during the initial proposal stage. Figure 9 shows a comparison of the HP section efficiency before and after the sealing upgrades. At nominal inlet steam flow of 180.6kg/s (1.4 x 106 lb/h) the internal efficiency of the HP section exceeded 83%, more than 3% higher than the pre-outage test indicated. It should also be noted that the unit’s original HP section efficiency was 80-81%. Figure 12. Comparison of HP part internal efficiency before and after installation of sealing upgrades on unit #7 in Rybnik Power Plant. 111 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book New Horizon In Energy: Shale Gas Selçuk BILGEN Department of Chemistry Karadeniz Technical University İkbal SARIKAYA Department of Chemistry Karadeniz Technical University ABSTRACT Shale gas is one of the most rapidly expanding trends in onshore domestic oil and gas exploration and production today. Shale gas is considered to be unconventional source as the gas may be attached to or adsorbed onto organic matter. The increasing significance of shale gas globally has led to the need for a deeper understanding of shale behavior. Shale gas was of limited importance two decades ago. However, concerns grew that natural gas prices would continue to escalate because of issues related to the price and availability of gas at times of natural disasters. This study presents the methods of shale gas development and the environmental considerations associated with shale gas development. 1. INTRODUCTION The shale gas is the natural gas gathered in the hydrocarbon source rocks, and exists freely in the natural fissures and intergranular pore spaces or is absorbed onto the surface of the kerogen or clay particles. The distinctive difference between shale gas and other types of gas is the typical characteristics of “self-generation and self-storage”. The extraordinary development of national economy and the increasing demands for the energy resources of the society have greatly promoted various kinds of exploration and utilization of gas and oil. The strategic significance of the shale gas arises from its important role in supplementing modem reservoir types and thus the importance of its exploration[1]. It is increasingly claimed that the world is entering a ‘golden age of gas’, with the exploitation of unconventional resources, and in particular shale gas, expected to transform gas markets around the world. This expectation is based upon recent experience in the United States, where the unprecedented growth in production over the last five years has led to oversupply and a collapse in prices. But the future development of shale gas is subject to multiple physical, technical, economic and political uncertainties, including the size and recoverability of the physical resource. Whilst estimates of shale gas resources in the United States remain uncertain, this is eclipsed by 112 the greater uncertainty surrounding these resources in the rest of the World[2]. A significant challenge associated with unconventional gas resource plays is the inability to formulate reliable estimates of the size of the recoverable resource prior to drilling. The usual resource assessment difficulty is exacerbated because of the special physical characteristics of these shale gas systems in the subsurface. Early information about well recoveries is extremely important to local, state, and national government agencies (not to mention the well operators and lease holders) because they must develop reconnaissance assessments of recoverable resources to plan for infrastructure, regulation, and tax revenue recovery. For industry decision makers, the same kind of reconnaissance assessments may help drive decisions to enter and exit plays, acquire and dispose of acreage positions, and make other forms of pre-drilling investments[3]. 2. ORIGIN AND PROPERTIES OF SHALE GAS Shale gas (or gas shale) is natural gas produced from black shale rich in organic matter, or self-generation and selfstorage natural gas continuously accumulated in nanoscale micropores in shale[4]. The expansion in domestic production is largely the result of the ability to extract natural gas from shale formations. Shale gas extraction is possible as a result of two preexisting drilling techniques, horizontal drilling and hydraulic fracturing. In the process of hydraulic fracturing, large amounts of water, as well as a mixture of chemicals and sand, are injected under high pressure into a well. The resulting pressure fractures the rock, allowing the gas to flow to the well bore[5]. The gas produced from the Antrim shale is biogenic in nature. Microbial activity is apparently supported by the invasion of meteoric water from overlying aquifers in the glacial drift, with the formation of gas being linked to the various episodes of Pleistocene glaciation. The fracture network plays an important role because it facilitates water transport and the introduction of microbes, thereby reducing the salinity of formation water and ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book supporting the chemical and biological processes that result in biogenic gas generation. Opening of the fractures themselves may have been enhanced by repeated cycles of glacial advance and retreat. These same forces may also support fracture origin in the Antrim[3]. Shale gas is natural gas (mainly methane) accumulated in organic-rich source rock formations. As an important type of “organic mineral grain”, organic matter can not only provide abundant material basis for conventional oil/ gas reservoirs, itself can also store and produce oil/gas. Lots of researches indicated that the preliminary selection of geothermal origin shale gas zone required that shale should meet some geochemical index, for example, organic matter abundance (TOC) should be over 2%, maturity (Ro) should be higher than 1.1%. Shale gas E&P risks can be significantly reduced in areas where all these standards are mainly fulfilled. Table 1 present summary of shale gas features[4]. Table 1. Summary of Properties of Shale Gas Geological characteristics Development characteristics Same source rock and reservoir, continuous accumulation, saturated accumulation; No evident trap boundary, sealing or cap rock necessary Low individual well production and long production cycle Tight reservoir, mainly nano-scale pores; Natural gas was stored in adsorbed gas and free gas pattern Mainly non-Darcy flow, no water production or very little water production Not controlled by structure, continuous and large area distribution, same area as effective gasgeneration source rock Lower recovery ratio Accumulation and high production condition for core area • TOC>2% (non-resid ual organic carbon; • Brittle mineral (e.g. quartz) content over 40% and clay mineral content less than 30%; • Maturity of dark organic rich shale is over 1.1%; • Air porosity over 2%; • Effective thickness of organic rich shale over 30-50 m Effective development requires horizontal well, multi-stage fracturing, micro-seismic and other advanced technologies to improve “artificial” retiform permeability Large resource potential, with local “sweet spot” core areas Shale porosity, permeability, and their relations under effective stress are crucial for gas flow. Consequently, the change of porosity and permeability under stress would have a significant influence on shale gas performance. Precisely predicting the stress-dependent permeability of shale formation is challenging because the lack of information on stress-induced permeability-porosity at microscale. Many empirical relationships including logarithmic, power law and polynomial functions have been used in different types of rocks[6]. Shale gas can contain thermogenic, biogenic or combined biogenic– thermogenic gases. These formations are typically rich in organic material (OM), tens to hundreds of meters thick, and sufficiently brittle and rigid to allow fracturing for production. They are characterized by widespread gas saturation, subtle trapping mechanisms, seals of variable lithology and relatively short hydrocarbon migration distances[7]. 3. SHALE GAS RESOURCES AND RESERVOIR The number of studies producing resource estimates for shale gas has proliferated in recent years, paralleling the rapid growth in North American shale gas production. While the majority of these estimates refer to the United States, an increasing number of estimates are being produced for other countries and regions. The wide variation in these estimates has contributed to the vigorous debate on the future potential for shale gas. While there has been a general upward trend in US resource estimates, this is not necessarily the case for individual shale plays1 or for other regions of the world[2]. Source rock hydrocarbon is one kind of new resource type, including shale oil, shale gas, coal bed gas etc. which are self generation and self storage, mainly produced from reservoirs inside source rocks. Shale is composed of fine debris, clay and organic matter (the diameter is less than 0.0039 mm). It is laminated or lamellar bedding and brittle sedimentary rock, that is, the fine-grained sedimentary rock with grain size less than 0.0039 mm in America[4]. Shale gas is an unconventional gas system in which shale is both the source of and the reservoir for natural gases that are derived from organic matter within the shale through biogenic and/or thermogenic processes. Unconventional shale gas has evolved into an important resource play for the United States, accounting for approximately 23% of the produced gas in the United States by the end of 2011. China is one country that is relatively rich in shale gas resources. Recoverable shale gas resources are predicted to be approximately 26×1012 m3 in China, which is close to the 28×1012 m3 in the USA, and approximately 58% of those shale gas resources are predicted to be stored in Paleozoic shales in southern China[8]. Shale gas reservoirs have some unique attributes which make hydraulic fracturing a viable option for natural gas production. Unlike conventional gas reservoirs, insufficient permeability, the ultra-low porosity of shale rock, and the limited reservoir contact, but the widespread organic 113 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book matter in shale, cannot offer production in a commercial quantity without stimulation processes. Development of shale resources is still in its early stages and most wells are at the early stage of their working lifetime. Moreover, reservoir simulations and modeling of unconventional reservoirs has gained much attention in the recent years. Many studies have been conducted from the shale pore scale up to reservoir scales to improve the understanding of flow behavior in complex shale formations. Researchers have developed and discussed numerical, quasi-static, analytical and semi-analytical reservoir models for unconventional reservoirs[9]. Today, approximately 20% of the gas produced in the United States comes from shale gas reservoirs. The proportion of gas coming from shale gas reservoirs has increased significantly over the past decade with enhancements of hydraulic fracturing procedures, horizontal well drilling, fracture design and stimulation, seismic data, and a better understanding of shale gas geology. Also, a significant amount of organic matter must be present within these systems; this provides a carbon source for deep thermogenic gas production and a feedstock for biogenic gas production. Because of the size of the gas resource, there is increased focus on research to better understand the geological and geochemical nature of these reservoirs. For biogenic shale gas reservoirs, the focus of the research documented here, they can be thought of as immense bioreactors[10]. As shale reservoirs have very low permeability compared to conventional sandstone or carbonate reservoirs, fluid movement through and from shales is likely to be extremely slow. Therefore the potential for shales at depth to be the source of pollutants in the near-surface environment under natural conditions is low. Geological timescales would be required for significant quantities of hydrocarbons to migrate from a shale reservoir that has not been artificially hydraulically fractured[11]. 4. ENVIRONMENTAL ISSUES FOR SHALE GAS As shale gas and oil exploitation has been carried out primarily onshore to date, the global well inventory in this study reports only the number of hydrocarbon wells drilled onshore, as this provides a more relevant historical context. Data in the public domain were used, sourced either from published reports or from online datasets populated by regulatory authorities. Several comprehensive review papers were also utilized, particularly those addressing the potential of CO2 to leak upwards through wells[11]. While shale gas resources appear to be relatively abundant and widespread throughout much of the world, the willingness to develop these resources varies. Heated 114 debate continues as to whether the economic and energy benefits associated with shale gas extraction are worth the potential environmental impacts. Some countries such as the US, Canada, and more recently the United Kingdom have moved forward with development while France and some regional governments (Quebec, Canada) have placed temporary or permanent moratoria on the high-volume hydraulic fracturing process, citing concerns with respect to environmental safety, public health, and consistency with current policies[12]. Europe’s energy policy is based on three pilars: the internal energy market, climate package and the actions aimed at internal (infrastructure) and external (pipelines and international agreements) security of supply. The discovery of shale gas in Europe, including Poland, will inevitably affect European energy policy. Unconventional Gas gives the opportunity to move away from CO2 emitting power production (coal). Therefore, it contributes to the objectives of European energy policy aimed at reducing greenhouse gases emissions (especially CO2 emissions). The internal market of gas from unconventional sources can be an alternative to exports, allowing for security of supply and lower prices of imported raw material, thus increasing the competitiveness of EU industry. Appearance on the world market unconventional gas has far-reaching geopolitical consequences, that ultimately led to the fact that the price of Russian gas supplies to Europe are renegotiated and revised. Using gas as the main transition fuel to 2030 will reduce the costs of the transition to renewable energy sources, which will help to reduce CO2 emissions and help combat climate change Exploration, documentation and exploitation of shale gas and tight gas has an impact on the atmosphere, soils just like in case of conventional gas exploration. This is due to the use of the same methods and technologies. On the basis of the current, short-term observations carried out by the Polish Geological Institute in cooperation with the University of Science and Technology in Krakow, it is suggested that the nature of these changes is not significant[13]. 5. CONCLUSION Observed impacts and potential environmental risks associated with shale gas development have been delineated and described for some time. New oil and gas developments bring changes to the environmental and socio-economic landscape, particularly in those areas where gas development is a new activity. With these changes have come questions about the nature of shale gas development, the potential environmental impacts, and the ability of the current regulatory structure to deal with this development. Evaluation of the shale gas potential of sedimentary basins has now become an important area of development internationally and is of ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book great national interest as shale gas potential evaluation will have a direct and positive impact on the energy security of many countries which have sizable resources in sedimentary basins. Increased understanding of gas shale reservoirs will enable better decision-making regarding the development of these resources. To find these reserves may be easy but the technology to produce gas therefrom is very expensive. REFERENCES [1] Wenzheng J., Jinchuan Z., Wenlong D., and Xuan T., “Shale Gas Resource Potential in the Upper Yangtze Area”, ICMREE2011, Proceedings 2011 International Conference on Materials for Renewable Energy and Environment, 1542-1544, 2011. [2] McGlade C., Speirs L., and Sorrell S., “Methods of estimating shale gas resources - Comparison, evaluation and implications”, Energy, 59, 116-125, 2013. [3] Coburn T.C., Freeman P.A., and Attanasi E.D., “Empirical methods for detecting regional trends and other spatial expressions in antrim shale gas productivity, with implications for improving resource projections using local nonparametric estimation techniques”, Natural Resources Research, 21(1), 1-21, 2012. [4] Caineng Z., Dazhong D., Shejiao W., Jianzhong L., Xinjing L., Yuman W., Denghua L., and Keming C., “Geological characteristics and resource potential of shale gas in China”, Petroleum exploration and development, 37(6), 641-653, 2010. [5] Blohm A., Peichel J., Smith C., and Kougentakis A., “The significance of regulation and land use patterns on natural gas resource estimates in the Marcellus shale”, Energy Policy, 50, 358-369, 2012. [6] Zhang R., Ning Z., Yang F., Wang X., Zhao H., and Wang Q., “Impacts of nanopore structure and elastic properties on stress-dependent permeability of gas shales”, Journal of Natural Gas Science and Engineering, 26, 1663-1672, 2015. [7] Bernard S., Horsfield B., Schulz H.M., Schreiber A., Wirth R., Vu TTA, Perssen F., Konitzer S., Volk H., Sherwood N., and Fuentes D., “Multi-scale detection of organic and inorganic signatures provides insights into gas shale properties and evolution”, Chemie der Erde, 70(3), 119-133, 2010. [8] Tuo J., Wu C., and Zhang M., “Organic matter properties and shale gas potential of Paleozoic shales in Sichuan Basin, China”, Journal of Natural Gas Science and Engineering, 28, 434-446, 2016. [9] Eshkalak M.O., Aybar U., and Sepehrnoori K., “On the feasibility of re-stimulation of shale wells”, Pet. Sci., 12, 553-559, 2015. [10] Cokar M., Ford B., Gieg L.M., Kallos M.S., and Gates I.D., “Reactive reservoir simulation of biogenic shallow shale sgas systems enabled by experimentally determined methane generation rates”, Energy Fuels, 27, 2413-2421, 2013. [11] Davies R.J., Almond S., Ward R.S., Jackson R.B., Adams C., Worrall F, Herringshaw L.G., Gluyas J.G. and Whitehead M.A., “Oil and gas wells and their integrity: Implications for shale and unconventional resource exploitation”, Marine and Petroleum Geology, 56, 239-254, 2014. [12] Rahm B.G., and Riha S.J., “Toward strategic management of shale gas development: Regional, collective impacts on water resources, Environmental Science & Policy, 17, 12-23, 2012. [13] Uliasz-Misiak B., Przybycin A., and Winid B., “Shale and tight gas in Poland-legal and environmental issues”, Energy Policy, 65, 68-77, 2014. 115 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Bioenergy Potential In Turkey Selçuk BILGEN Department of Chemistry Karadeniz Technical University İkbal SARIKAYA Department of Chemistry Karadeniz Technical University Sedat KELEŞ Department of Chemistry Karadeniz Technical University Kamil KAYGUSUZ Department of Chemistry Karadeniz Technical University ABSTRACT Turkey is an energy importing country. It supplies more than half of the energy requirement by imports. Biomass energy in Turkey is one of the most important renewable energy sources in terms of energy potential. In Turkey, the use of modern biomass energy is important in terms of the country’s economy, and the environment pollution. Turkey has the potential to provide an alternative source of energy from the most appropriate and most costeffective agricultural products according to its ecological conditions. This study shows that biomass energy continues to be the main source of energy for climate change mitigation and energy sustainability in Turkey. 1. INTRODUCTION Global use of fossil fuels has increased since 1850 for dominate energy supply. In this case, increases in carbon dioxide emissions have been inevitable. The provision of energy services have increased in atmospheric GHG concentrations. Biomass is gaining importance as a potential source of renewable energy due to need of sustainable energy and reduction in greenhouse gases[1]. Today the main source of energy production is fossil fuels, but biomass has an opportunity to substitute the usage of fossil fuels to certain extent[2]. Turkey is a country that imports the most part of its energy need, so the foreign dependency on energy is steadily increasing. Turkey has a big potential of biomass energy resources. Although Turkey has a great biomass energy potential, most of the waste biomass species could not be evaluated properly for the energetic purpose[3]. Since Turkey is an agriculture and stockbreeding country, in the long term it has a 116 good potential to replace crude oil and natural gas with biomass for electricity production[4]. Bioenergy contribute towards renewable energy. Therefore it is a useful component for many government and industry strategies[5]. Bioenergy has all of the properties required to meet the challenges associated with increased fossil fuel use. It can provide a viable and reliable source of fuel[6]. Bioenergy can be produced from a variety of biomass feedstock[7]. Bioenergy typically offers constant or controllable output[8]. Biomass easily can replace fossil fuels in the use of modern biomass energy due to the environmental benefits and the renewable. Traditional biomass (wood and dung) in Turkey has a significant energy production rate. This ratio has been decreased with the decline of forests and the reduction seen in animal husbandry, recently. Traditional biomass is usually used in the form of non-commercial fuel and meets a quarter of the domestic energy production. Traditional biomass energy production has been planned 7530 Btep in 2020. Modern biomass started with 17 Btep in 2000. However, there has not been the foresight to future production. Whereas traditional biomass energy production should increasingly be reduced and modern biomass energy production should be increased. This situation will offer new investment fields to investors[9]. 2. CURRENT STATUS OF BIOENERGY IN TURKEY Turkey is an energy importing country. It supplies more than half of the energy requirement by imports. Domestic oil and lignite reserves are limited and the lignite is characterized by high ash, sulfur and moisture content. Because of increasing energy consumption, environmental pollution is ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book becoming a serious problem in the future for the country. In this regard, renewable energy resources appear to be one of the most efficient and effective solutions for sustainable energy development and environmental pollution prevention in Turkey. Turkey’s geographical location has several advantages for extensive use of most of these renewable energy sources. There is enough renewable energy potential in Turkey for fuels and electricity. Especially biomass should be considered and seriously supported by governments and private sectors. Considering the natural resources and extent of agro-economic infrastructure, Turkey yields a significant potential in biomass[10]. The Republic of Turkey located in southeastern Europe and southwestern Asia, has an area of over 785347 km2 and a population of 76 million[11]. In the period by 2030, the world’s energy consumption is projected to rise by 40 percent and is anticipated to be covered to a significant extent from the resources in the region where we are positioned[12]. With the Law for the Utilization of the Renewable Energy Resources for the Electricity Energy Production that was enforced in 2005, the opportunity for the production of electricity energy from the renewable energy resources by the private sector has been provided. Main target for the renewable energy resources is to provide 30 percent share of these resources in the electricity energy production[13]. This means supplying 160000 GWh of electricity annually. In 2013, the electrical energy production of Turkey has realized as 240154.0 million kWh with 657.1 million kWh increase corresponding to 0.3% and the consumption has realized as 246356.6 million kWh with 3986.7 million kWh increase corresponding to 1.6%[14]. Biomass energy delivers energy in all forms that people need. Biomass energy is a stimulus for economic growth and contributes to poverty reduction in developing countries because it meets energy needs at all times and for all countries, without expensive conversion devices[15]. Turkey’s forestry sector has emphasizes the use of wood from forests managed in a sustainable manner as an alternative to using fossil fuels. This approach seeks widespread utilization of forestry resources through forest development by establishing plantations and energy forests[16]. The consumption of forest biomass compared to total energy has slightly decreased from 22 to 14% during the last decade because the consumption of liquefied petroleum gases (LPG) is increasing continuously[17]. Domestic energy consumption accounts for 37% of the total energy consumption and about 45% are biomassbased fuels. Traditional fuels predominate in rural areas; almost all biomass energy is consumed in the household sector from meeting the heating, cleaning and cooking needs of rural people[18]. Biomass (which includes wood, agricultural residues and so on) is widely available. Biomass is the third largest primary energy resource in the world. In many developing countries, fraction of the biomass energy consumed is ranged from 40% to 50% since these countries have large agriculture and forest area[19]. Biomass is the major source of energy in rural Turkey. Biomass is used to meet a variety of energy needs including generating electricity, heating homes, fueling vehicles and providing process heat for industrial facilities. Biomass potential includes wood, animal, and plant wastes[20]. The annual biomass potential of Turkey is approximately 33 Mtoe or 384 GWh. The total recoverable bioenergy potential is estimated to be about 17 Mtoe or 198 GWh as shown in Table 1 for 2008. Turkey’s installed bioenergy capacity for electricity generation is given in Table 2[21]. Between 2007 and 2020, all of the biomass produced is consumed in Turkey[22]. The electrical production from usable biomass has a net impact of 4.4 billion USD in personal and corporate income and represents more than 160000 jobs[20]. Table 1. Turkey’s Annual Biomass Energy Potential in 2008 Annual potential (million tons) Energy value (Mtoe) Crops 70 20 Forest residues 20 5.4 Residues from agro-industry 10 3.0 Residues from wood industry 5 1.6 Animal wastes 6 1.4 Biomass Other 9 1.6 Total 120 33.0 Table 2. Turkey’s bioenergy installed capacity in 2010. License Number Under construction (MW) In production (MW) Total (MW) Biogas 10 11.2 5.2 16.4 Biomass 2 15.6 1.4 17.0 Municipal waste 6 1.8 37.4 39.1 Total bioenergy 18 28.6 43.9 72.5 Turkey’s main biomass production is based on wheat straw, wood and woody materials, cocoon shell, hazelnut shell, grain dust, crop residues and fruit tree residues[23]. There is significant potential to expand biomass use by tapping the large volumes of unused residues and wastes. Based on this diverse range of feedstock’s, the technical potential for biomass is about 1300 EJ/yr by 2030, although most biomass supply scenarios that take into account sustainability constraints indicate an annual potential of between 200 and 500 EJ[22]. 117 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Approximately 3.4 x 107 tons of wheat straw was produces annually in Turkey. The straw is disposed of in the fields either by burning or sometimes by ploughing it back into the soil. Because the higher heating value of straw is about 1/2 that of high-grade coal (its higher heating value is about 28 MJ/kg) the surplus straw is equivalent to about 2.1x107 tons[62]. Hazelnut shell and hazelnut cupulae are potentially important energy sources. The amount produced of hazelnut shell annually in Turkey is estimated to be about 3.5 x 105 tons[24]. The higher heating value of hazelnut shell is 19.2 MJ/kg and its calorific value is equivalent to about 1.9 x 106 kWh. Classic biomass is obtained from conventional sources and methods [25]. Modern biomass is obtained in sustainable manner from renewable sources. Among the biomass energy sources woody biomass seems to be the most interesting because its share of the total production of Turkey is high at 20% and the techniques for converting it to useful energy are not necessarily sophisticated. The consumption of forest biomass compared to total energy has slightly decreased from 22 to 14% during the last decade because the consumption of liquefied petroleum gases (LPG) is increasing continuously. Industrial products such as cotton, flax, sesame seeds and opium poppies have been grown for a long time in Turkey. Soybeans are grown in the Mediterranean region and many kinds of fruit are grown in most parts of the country[11]. Biogas production potential in Turkey has been estimated at 1.5 - 2 Mtoe but only two small units (in total 5 MW) are in operation and one new facility (1 MW) has been licensed[25]. However, since the share of the renewable energy in energy production is so low, the possible contribution of biogas to this share can also be ignored. Preliminary research activities using pilot-scale plants were initiated almost three decades ago by the General Directorate of Electrical Power Resources Survey and Development Administration[21]. These preliminary investigations covered production of biogas only from animal manure. However, these activities were somehow terminated in 1987. Besides, no research activity was encountered on production of biogas from agricultural residues and/or energy crops. Biogas, which is the anaerobic fermentation product of animal dung, has a potential between 2.2 and 3.9 billion m3 per year, corresponding to 1-2 million tons, provided that all dung is used for biogas production[26]. Around 85 % of the total biogas potential is from animal dung, and the remainder is from landfill gas. On the other hand, production of biogas from different types of biomass offers a great opportunity to reduce CO2 emissions and therefore to protect the environment. Turkey has theoretically the capability to produce biogas from biomass sources, 118 as long as legislation procedures for production and conversion of biogas have specifically been identified and implemented[27]. Technological and infrastructural constraints, which may particularly be encountered in rural areas, can be overcome by involvement of both state agencies and private sector together. It is also obvious that more research activity should be conducted about applications of biogas technology in Turkey, considering the country specific conditions. Such research activities will probably result in more efficient efforts for the energypolicy-makers, so that Turkey can accelerate to diverse the energy-mix and increase the share of renewable energy sources in its primary energy production in near future[26]. The role of forest sector in sequestering atmospheric carbon dioxide have long been recognized by scientists and policy makers, and interest in using forests in climate change mitigation efforts has been growing. Examples of how the forest sector can be used to mitigate greenhouse gas accumulation include avoiding deforestation or protecting existing forests, planting new forest area, decreasing harvest intensity, increasing forest growth, increasing carbon storage in harvested wood products (HWP), using wood biomass for energy to replace fossil fuels, and substituting wood for fossil-fuel intensive products[28]. Table 3 gives distribution of forest land between 1973 and 2012 in Turkey while Figure 1 is showing distribution as a percentage of forest land in 2012 in Turkey. There is a total 314602 hectare of degraded coppice forests for energy forestry applications in Turkey in 2012[29]. The improvement of degraded coppice forests is a very important activity, as important a forestation. Converting coppice forests into productive energy forests to meet the continually-increasing fuel requirements in turkey prevents the destruction of highly productive forests, therefore supplying more wood raw material for the forest industry, which at present operates with a low capacity[20]. Use of biomass is a very sensitive matter because of the potential financial impact in Turkey where forest wastes or wastes from wood-processing industries such as lumber and furniture factories, could be used profitably in local boilers. Agricultural and municipal solid wastes, as energy sources are available economically in Turkey. Table 4 shows energy production, consumption and the role of biomass in Turkey[30]. Bioenergy has been to substitute renewable sources of biomass, including woody biomass derived from conventionally managed forests, for fossil fuels used to generate energy[31]. Woody biomass is obtained from various sources depending on the dominant vegetation type as well as the distance, accessibility and availability of woody biomass stocks in the ecosystem. Woody biomass ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Table 3. Distribution of Forest Land (1973 - 2012) Forest form 1973 High forest Coppice forest 1999 High forest Coppice forest 2005 High forest Coppice forest 2009 High forest Coppice forest 2010 High forest Coppice forest 2012 High forest Coppice forest Total (Hectare) Productive (Hectare) Degraded (Hectare) 20 199 296 10 934 607 9 264 689 8 856 457 6 176 899 2 679 558 11 342 839 4 757 708 6 585 131 20 763 248 14 418 340 6 344 908 10 027 568 8 237 753 1 681 006 10 735 680 6 180 587 4 555 093 21 188 747 15 439 595 5 749 152 10 621 221 8 940 215 1 681 006 10 567 526 6 499 380 4 068 146 21 389 783 16 305 210 5 084 573 10 972 509 9 494 322 1 478 187 10 417 274 6 810 888 3 606 386 21 537 091 16 662 379 4 874 712 11 202 837 9 782 513 1 420 324 10 334 254 6 879 866 3 454 388 21 678 134 17 260 592 4 417 542 11 558 668 10 281 727 1 276 940 10 119 466 6 978 864 3 140 602 is obtained in large quantities from closed forests, open forests, woodlands and wooded grasslands[32]. Compared to other forms of biomass, woody biomass is by far the dominant contributor to bioenergy consumption in Turkey. Its share of the total energy production of Turkey is high at 21%. Consequently further discussion will concentrate on woody biomass. Figure 1. Distribution as a percentage of forest land in 2012 in Turkey. 3. CONCLUSION Turkey government must act urgently and decisively to develop sustainable, clean and renewable energy sources. Biomass can supply a sustainable solution to today’s environmental and energy problems. Substantial effort must be devoted to the development of biomass use both for the sake of the future and for the conservation of natural resources and environment. Biomass as a modern fuel has availability, versatility, sustainability, global and local environmental benefits, and development and entrepreneurial opportunities. Policy options and implementation strategies for biomass as clean, sustainable and renewable resource should be developed in Turkey. Government must give confidence and support to think tanks of local universities to initiate research related to biomass energy resources to increase the efficiencies of existing bio-gasifiers. Table 4. Energy Production, Consumption and The Role of Biomass in Turkey (1000 TOE/year) 2000 2002 2004 2006 2008 Total energy demand 77624 75465 82010 94663 103138 Total energy production 26808 24648 23626 26540 30328 Supply by renewables 10149 10077 10783 10541 9360 Biomass and wastes 6546 6039 5550 5162 5042 Wood/wood waste 6541 6032 5542 5133 4765 Biogas 5 7 9 14 34 Municipal solid waste - - - - 0.1 Biofuels 0 0 0 21 16 Biomass and wastes 8.43% 8.00% 6.77% 5.45% 4.94% Wood/wood waste 8.43% 8.00% 6.76% 5.42% 4.90% Biogas 0.01% 0.02% 0.03% 0.05% 0.07% - - - - - 0.00% 0.00% 0.00% 0.02% 0.01% Municipal solid waste Biofuels REFERENCES [1] Lopamudra D., Ptasinski K.J., and Janssen FJJG., “A review of the primary measures for tar elimination in biomass gasification processes”, Biomass Bioenergy, 24, 125-140, 2003. [2] Link S., Arvelakis S., Paist A., Martin A., Liliedahl T., and Sjöström K., “Atmospheric fluidized bed gasification of untreated and leached olive residue, and cogasification of olive residue, reed, pine pellets and Douglas fir woodchips”, Applied Energy, 94, 89-97, 2012. [3] Popov V., Itoh H., and Brebbia C.A. (Eds.), “Waste management and the environment VI”, WIT Press, Southampton, UK, 2012. [4] Christiansen B. and Basilgan M., “Economic behavior, game theory, and technology in emerging markets”, Business Science Reference, New York, USA, 2014. [5] Pogson M., Hastings A., and Smith P., “How does bioenergy compare with other land-based renewable energy sources globally?”, GCB Bioenergy, 5(5), 513524, 2013. [6] Brenes M.D., “Biomass and bioenergy: New research”, Nova Science Publishers, New York, USA, 2006. 119 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book [7] Abbasi T., and Abbasi S.A, “Renewable energy sources: Their impact on global warming and pollution”, PHI Learning Private Limited, New Delhi, India, 2010. [8] Parikka M., “Global biomass fuel resources”, Biomass and Bioenergy, 27, 613-620, 2004. [9] Bilgen S., Keleş S., Sarıkaya İ., Kaygusuz K., “A perspective for potential and technology of bioenergy in Turkey: Present case and future view”, Renewable and sustainable Energy Reviews, 48, 228-239, 2015. [10] Keleş S., and Bilgen S., “Renewable energy sources in Turkey for climate change mitigation and energy sustainability”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 16, 5199-5206, 2012. [11] TUIK, Turkish Statistical Institute, Turkey’s statistical yearbook 2012, Prime Ministry of Turkey, Ankara, Turkey, 2012. [12] MENR, The Republic of Turkey Ministry of Energy and Natural Resources Strategic Plan (2010-2014), Ankara, Turkey. [13] OECD/IEA, International Energy Agency, Oil and Gas Emergency Policy - Turkey 2013. [14] TEIAS, Turkish Electricity Transmission Company. Annual Report 2013, TEIAS, Ankara, Turkey, 2014. [15] Bildirici M.E., “Economic Growth and Biomass Energy”, Biomass and Bioenergy, 50, 19-24, 2013. [16] Bilgen S., Keleş S. and Kaygusuz K., “The role of biomass in greenhouse gas mitigation”, Energy Sources, Part A, 29, 1243-1252, 2007. [17] Saracoglu N., “The importance of bioenergy and energy forestry for Turkey”, Zero Emission Power Generation Workshop 16th to 18th April 2007, TUBİTAK, Turkey. [18] Kaygusuz K., “Biomass as a clean and sustainable fuel”, Energy Source, Part A, 31, 1069-1080, 2009. [19] Bilgen S., “The determination of the chemical exergy values of Indonesian biomass and biomass residues”, Journal of Biobased Materials and Bioenergy, 8, 8893, 2014. [20] Saracoglu N., “The biomass potential of Turkey for energy production: Part I”, Energy Sources, Part B, 5, 272-278, 2010. [21] EIE, General Directorate of Electrical Power Resources Survey and Development Administration, Renewable Energy in Turkey, Ankara, Turkey, 2010. [22] Kotcioglu İ., “Clean and sustainable energy policies in Turkey”, Renewable and Sustainable Energy Review, 15, 5111-5119, 2011. [23] Melikoglu M., “Vision 2023: Feasibility analysis of Turkey’s renewable energy projection”, Renewable Energy, 50, 570-575, 2013. [24] Demirbay A., Pehlivan E., and Altun T., “Potential evolution of Turkish agricultural residues as bio-gas, biochar and bio-oil sources”, Int. J. Hydrogen Energy, 31, 613-620, 2006. [25] Erdem Z.B., “The contribution of renewable resources 120 in meeting Turkey’s energy-related challenges”, Renewable and Sustainable Energy Review, 14,27102722, 2010. [26] Demirel B., Onay T.T., and Yenigün O., “Application of biogas technology in Turkey”, World Academy of Science, Engineering and Technology, 67, 818-822, 2010. [27] Gokcol C., Dursun B., Alboyacı B., and Sunan E., “Importance of biomass energy as alternative to other sources in Turkey”, Energy Policy, 37, 424-431, 2009. [28] Bilgen S., “Structure and environmental impact of global energy consumption”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 38, 890-902,2014. [29] Republic of Turkey, Ministry of Forestry and Water Affairs, Forestry Statistics, Turkish Statistical Institute, Printing Division, Ankara, Turkey, 2012. [30] MENR, Ministry of Energy and Natural Resources, Energy report in Turkey by 2009. [31] Richardson J. (Ed.), “Bioenergy from sustainable forestry: Guiding principles and practice”, Kluwer Academic Publishers, New York, USA, 2002. [32] Kaya D., “Renewable energy policies in Turkey”, Distributed Generation & Alternative Energy Journal, 20(1), 37-53, 2005. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Status of Fossil And Renewable Energy Resources in Turkey Selçuk BILGEN Department of Chemistry Karadeniz Technical University ABSTRACT To reduce import dependency in the energy sector, Turkey announced long-term targets for electricity energy to produce more electricity from national sources. One of the main targets is defined as increasing the use of renewable energy resources as an alternative to the fossil fuels. The EU has adopted an energy policy for non-member countries to minimize emissions from carbon sources, and to decouple energy costs from oil prices. The current trend of rising fossil fuel prices and environmental issues are forcing Turkey to improve sustainable energy planning. This study aims to find out which energy sources can contribute to the transition toward a renewable energy future for Turkey. 1. INTRODUCTION Industrialization, urbanization and population growth in Turkey has resulted in a large increase in energy demand. With a rapidly growing economy (the world’s seventeenth largest economy), Turkey has become one of the fastest growing energy markets in the world. Over the last decade, Turkey has been the second country, after China, in terms of natural gas and electricity demand increase. Turkey is expected to become one of the most dynamic energy economies of the world in terms of increase in energy demand[1]. The world’s population has increased by 2.5 times since 1950, and the energy demand has increased sevenfold. Compared to the present, in 2030, it is expected to increase in a ratio ranging from 40 to 50% of the energy consumption worldwide, and to increase higher than 100% of this consumption in Turkey. In 2011, Turkey had obtained 2.33% from renewable energy sources, 1.7% from liquid fuels, 22.8% from hydroelectric, 28.2% from coal, 44.7% from natural gas all self-produced. The main objective for renewable energy sources of the Ministry of Energy is to ensure that a level of 30% of the share of electricity production is from these resources in 2023 [2]. As it is presented in Table 1, the share of electricity generation seems stable 22–25% for the whole period[3]. Turkey’s energy consumption has been growing faster than its production[4]. The total primary energy production met around 28% of total primary energy demand of the country in 2014[5]. Natural gas is the greatest source in the energy consumption with a share of 32%. Lignite coal is major Table 1. Capacity Forecast by Plant Type, MW 2010 2020 2030 2040 2050 0 3 000 10 000 20 000 30 000 Lignite and coal 10 650 16 300 21 500 30 300 39 100 Gas and oil 16 850 29 400 42 100 55 300 68 550 Hydro stations 16 400 23 080 29 580 33 100 36 600 Nuclear stations Wind 750 3 400 9 400 14 750 20 100 Solar 0 200 9 200 24 200 39 200 Other 350 1 650 2 250 2250 2250 Total 45 000 77 050 124 050 179 900 235 800 Reserve 30.6% 18.2% 23.8% 25.9% 27.1% domestic energy source of Turkey and its reserves are 12.4 billion tons. Since most of the lignite reserves are low in quality, they are used mostly in electricity generation. On the other hand, Turkey has very limited natural gas reserves. 70% of the primary energy consumption is met by imported energy sources. This figure shows that Turkey’s dependency on foreign energy will continue to increase in following years in parallel with its economic growth. Turkey should increase the use of domestic sources, since foreign dependence of country can be minimized[4]. Turkey’s thirst for energy is expected to increase in the foreseeable future according to the Turkish government’s ambitious targets in the Vision 2023 agenda. Details of which are given in Table 2[6]. Table 2. Vision 2023 Goals for The Energy Sector of Turkey Area Target Installed power 125 000 MW Share of renewable sources in power generation 30% Nuclear power Eight reactors with a capacity of 10 000 MW Nuclear power (under construction) Four reactors with a capacity of 5 000 MW Coal power 18 500 MW Hydropower Full utilization Wind power 20 000 MW Solar power 3000 MW Geothermal power 600 MW 121 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 2. FOSSIL ENERGY SOURCES OF TURKEY One of most plentiful resources of Turkey is coal. Coal’s share of Turkish power production is between 22% and 29% of mix over the past decade. Indigenous coal fueled 15% of power generation[7]. Turkey has mineable hard coal reserves of approximately 1 billion metric tons[8]. Turkey has around 1.3 billion tons of hard coal of which 0.5 billion tons are proven reserves[9]. Coal could provide 17 000 MW of electricity, or roughly one-third of the current installed capacity. Just under 8900 MW of power is now generated by power plants using locally mined coal. Even as Turkey seeks out more sources of coal, it will take time to bring production up to speed. Since exploration is still under way at coalfields and detailed feasibility work has yet to be carried out, it will likely require imports to meet the government’s targets. In 2010 Turkey purchased some 27 million tons of coal from overseas[7]. As part of the Turkish energy balance, coal is in second place with 30%. Turkey imports approximately 50% of its coal[10]. Turkey’s main hard coal deposits are located in the Zonguldak basin. Hard coal resources in the basin are estimated at some 1335 Mt of which 534 Mt are in the proven category[9]. Lignite is the dominant source of energy produced in Turkey. Nearly 75% of the indigenous lignite is consumed in thermal power plants[1]. Turkey has mineable lignite reserves of about 3.2 billion metric tons[8]. Turkey has around 11.5 billion tons of lignite resources, of which 9.8 billion tons are proven reserves. The most important lignite deposits are located at the Afşin-Elbistan lignite basin of south-eastern Anadolia where the geological and economically mineable reserves are estimated at around 5000 Mt of low quality lignite. Soma basin is the second largest lignite area in Turkey. Other important deposits are located in the Tunçbilek, Seyitömer, Bursa, Çan, Muğla, Beypazarı, Sivas and Konya Karapınar basins. In 2010, lignite output totaled 69.0 Mt. Almost 90% of Turkey’s total lignite production is from opencast mines[9]. As part of the Turkish energy balance, oil is in third place with nearly 20%. Turkey imports nearly 90% of its oil[10]. In 2012, Turkey consumed 728 000 barrels of oil/day. According to the U.S. Energy Information Administration, Turkey’s crude oil imports are expected to double over the next decade[11]. Oil share in the final energy consumption is about 45% while coal and electricity account for 20% and 12% respectively. 85% of oil requirement is imported. Net oil imports are projected to increase to nearly 30.6 Mtoe in 2000 and to 41.5 Mtoe in 2010, while the crude oil production (3.3 Mtoe in 1995) is expected to decrease further[1]. The consumption of natural gas is increasing rapidly. Economic growth and increasing use of natural gas in electric generation, agriculture, and households have 122 kept demand soaring. Turkey’s natural gas consumption started with 0.04 bcm in 1982[12]. In 1995, it represented 8% of the total final energy consumption [1]. The use of natural gas in Turkey has increased by 96% during the 2000s. In Turkey, while there was no natural gas use in 1973, it has the second biggest share of total primary energy consumption with 29.9% of the total after coal with a 31.8% share in 2010. In 2010, total natural gas consumption was around 38.2 bcm per annum but production was only 690 mcm[13]. It is expected that this figure will be about 65 bcm in 2020[12]. The future projections have been conducted for natural gas. These projections illustrate that natural gas consumption will increase in the future. It is expected that natural gas consumption will be 1900.072, 2041.094 and 2153.699 billion cubic feet in 2016, 2017 and 2018, respectively[14]. 3. RENEWABLE ENERGY SOURCES OF TURKEY As seen in Table 3, Turkey has ambitious targets in renewable energy utilization by 2019. For example while two folds increase has been planned in wind, geothermal and biomass installed capacity, 10 folds increase has been targeted in solar energy capacity. However, since renewable energy constitutes only 1.1% of technical potential, Turkey has still economical potential to be exploited in renewable resources. While share of renewables in installed capacity increased 5 folds in 2013 as compared to 2008, share of hydroelectricity in total installed capacity increased by 9.3% as compared to 2006. As a result of incentives, renewable energy capacity increased remark- ably since 2005[6]. Table 3. Planned Installed Power Based on Renewable Energy and Technical Potential, MW Technical potential Base year 2013 2015 2019 Hydraulic 54 000 22 289 25 000 32 000 Wind 114 000 2 759 5 600 10 000 Geothermal 2 000 311 360 700 Solar 56 000 - 300 3 000 Biomass 4 000 237 380 700 Energy type More plants are expected to be built in the near future geothermal energy is used for electric power generation and direct utilization in Turkey. The installed gross capacity for electric power generation is 345 MWe from 11 geothermal power plants in 2014, while new 395 MWe of capacity is still under construction or projected at 19 geothermal fields and will be completed in 2016-2017 [15]. The official target is 600 MW by 2023 although it is 550 MW by 2013 in some reports. When the facilities under construction are finished, total installed capacity will be close to 430 MW [13]. Turkey is first in Europe and 7th in the world in geothermal energy resources for its direct use and for electricity generation. The overall geothermal ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book energy potential of Turkey is estimated to be 35 000 MW. Current geothermal production is approximately 2 Mtoe and expected to increase to 6.3 Mtoe by 2020[16]. In Turkey, hydraulic energy is the most widely used renewable energy type. The installed capacity based on hydraulic energy has continuously increased since 2003, and as of June 2013, it reached to 20 456MW, which is the total of the installed capacities of 424 hydropower plants[17]. Historically there is only one playmaker that is hydropower. Currently, more than 25.0% or 57.5 TWh of the country’s electricity demand is supplied from hydropower. According to official projections this would increase to approximately116.0 TWh in2023. Between 22.0 % and 27.0 % of Turkey’s annual electricity demand should be supplied from hydropower in 2023. Therefore, between 22.5 TWh and 45.0 TWh of electricity should be generated from renewable energy sources other than hydropower to provide a total of 30.0% renewable energy based electricity generation in 2023[6]. Turkey has high solar energy potential. The total solar electricity capacity in Turkey is approximately 380 billion kWh (56 000 MW thermal power). According to the Turkish Ministry of Energy, Turkey is ranked as the second best country in Europe after Spain for solar power generation investments[16]. In Turkey, approximately 30 000 solar water heating systems have been installed since the 1980’s. This is a minute fraction of the total potential. About 50% of existing dwellings could be fitted effectively with a solar water heater. If this potential were extended to 2025, the deployment of approximately 5 million systems would be required. This could save an estimated 30 PJ (9.0 TWh) per year of oil, coal and gas and 2.0 TWh per year of electricity[18]. The forecasts have shown that the solar power potential utilization is becoming more significant after 2020. The projections for 2050 indicate that electricity consumption from small and medium renewable energy sources including solar and wind will constitute 15% of the total, whereas the solar thermal will constitute around 16%. Geothermal and other renewables will remain around 3%. According to the high demand scenario, in 2050 the share of hydropower in overall electricity generation will be 12%, followed by solar power at 7% and wind power at 3%[3]. Turkey has one of the richest wind energy potentials among European countries. Turkey’s total technical potential for wind power is estimated to be around 114.173 MW. Turkey’s total economically feasible potential for wind power is estimated to be 20.000 MW. The most attractive regions for wind energy utilization are the Marmara, Aegean, and Black Sea regions possessing, respectively, 38.5, 23, and 12.5% of the total wind power potential of the country. Although Turkey has much higher technical wind power potential than other European countries, only a very small percentage of this potential is used when compared to those countries. The capacity of wind power has started to increase significantly after the renewable Energy Law in Turkey in 2005. A total of 93 wind projects with a total installed capacity of 3 363 MW have been licensed after the enactment of the law[19]. Wind energy resource isn’t efficiently used in Turkey. Turkey is a country which has wind energy potential on land and sea more than many European countries but the value of installed wind power plants is less than these countries. There is no power generation from offshore wind turbines in Turkey whereas it is surrounded on three sides by seas. The 2023 target which is about the renewable energy generation of Turkey is the 30%. Turkey has a higher potential then a lot of developed countries regarding wind energy, expected efficiency can’t be obtained due to the lack of a national renewable energy policy and the fact that wind energy is not promoted by incentives. Energy planning and management are necessary to promote wind energy which has a vital importance for the development and future of Turkey[20]. 4. CONCLUSION Because of the increasing population and life standards in Turkey, fossil fuel consumption is increasing. As a result, fossil fuels are being depleted rapidly. Another important problem associated with fossil fuels is that their consumption has major negative impacts on the environment. Therefore, Turkey has to include renewable energy alternatives in their future energy plans so that they can produce reliable and environmentally friendly energy. The development and use of renewable energy sources and technologies are increasingly becoming vital for sustainable economic development of Turkey. The selection of the suitable renewable energy sources is very important to plan future’s energy consumption because the most of renewable energy sources are depend on multi criteria decision making. REFERENCES [1] Turkey energy policy, laws and regulations handbook, Volume 1, “Strategic information and basic laws”, International business publications, Washington DC, USA, 2015. [2] Şengül Ü., Eren M., Shiraz S.E., and Gezder V., “Fuzzy TOPSIS method for ranging renewable energy supply systems in Turkey”, Renewable Energy, 75, 617-625, 2015. [3] Basaran S.K., Dogru A.O., Balcik F.B., Ulugtekin N.N., Goksel C., and Sozen S., “Assesment of renewable energy potential and policy in Turkey – Towards the acquisition period in European Union”, Environmental Science & Policy, 46, 82-94, 2015. [4] Capik M., Kolaylı H., and Yılmaz A.O., “A comparative 123 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book study on the demand of Turkey: coal or natural gas, Energy Exploration & Exploitation, 31(1), 119-138, 2013. [5] Bölük G. and Mert M., “The renewable energy, growth and environmental Kuznets curve in Turkey: An ARDL approach”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 52, 587-595, 2015. [6] Melikoglu M., “Hydropower in Turkey: Analysis in the view of Vision 2023”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 25, 503-510, 2013. [7] The report: Turkey 2013, Oxford Business Group. [8] Thakur P., Aminian K., and Schatzel S. (Eds.), “Coal bed methane: From prospect to pipeline”, Elsevier, New York, USA, 2014. [9] Osborne D. (Ed.), “The coal handbook: Towards cleaner production. Volume 2: Coal utilization”, Woodhead Publishing, Oxford, UK, 2013. [10] Aydın-Düzgit S, Huber D, Müftüler-Baç M, Keyman EF, Schwarz M, and Tocci N (Eds.), “Global Turkey in Europe III: Democracy, trace, and Kurdish question in Turkey-EU relations”, Edizioni Nuova Cultura, Roma, 2015. [11] 2015 Turkey Country Report, Rethink Institute, Washington DC, USA. [12] Çetin T., Oğuz F. (Eds.), “The political economy of regulation in Turkey”, Springer, London, UK, 2011. [13] Atiyas I., Çetin T. and Güle G., “Reforming Turkish energy markets: Political economy, regulation and competition in the search for energy policy”, Springer, New York, USA, 2012. [14] Boran F.E., “Forecasting natural gas consumption in Turkey using grey prediction”, Energy Sources, Part B, 10, 208-213, 2015. [15] Bilge A.N., Toy A.Ö. and Günay M.E. (Eds.), “Energy systems and management”, Springer, London, UK, 2015. [16] Turkey investment and business guide, Volume 1, “Strategic and practical information”, International Business Publications, Washington DC, USA, 2015. [17] Güngör-Demirci G., “ Spatial analysis of renewable energy potential and use in Turkey”, Journal of Renewable and Sustainable Energy, 7, 013126, 2015. [18] Aksu A., “Concepts for energy savings in the housing sector of Bodrum, Turkey: Computer based analysis and development of future settlements using renewable energy”, Universitatsbibliothek, Berlin, 2010. [19] Cavallaro F. (Ed.), “Assessment and simulation tools for sustainable energy systems: theory and applications”, Springer, London, UK, 2013. [20] Kaplan Y.A., “Overview of wind energy in the world and assessment of current wind energy policies in Turkey”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 43, 562-568, 2015. 124 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli; Tunceli İli Örneği Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü ÖZET Dünyada ve ülkemizde teknolojinin gelişmesi ve buna bağlı olarak sanayideki gelişmeler enerji ihtiyacını gün geçtikçe artırmaktadır. Enerji kullanımı açısından Türkiye dışa bağımlı bir ülke konumunda bulunmaktadır. Bu nedenle enerji giderleri ülke bütçesinde önemli bir yer tutmaktadır. Bu giderleri asgari seviyelere indirmek için enerji üreten bir ülke konumuna geçmek gerekmektedir. Özellikle Türkiye’de potansiyeli yüksek olan yenilenebilir enerji kaynakları bu nedenle çok önem kazanmaktadır. Dışa bağımlı olduğumuz konvansiyonel enerji kaynakları çevreyi kirletmekte ve her geçen gün çevreyi ve insan sağlığını daha fazla tehdit etmektedir. Bu nedenle, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı teşvik edilmeli, özendirilmeli ve yaygınlaştırılmalıdır. İyi bir fizibilite analizi, üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken verimliliği de artırır. Bu çalışmada 2011-2014 yıllarında saatlik olarak ölçülen güneşli gün – sıcaklık ve geliş açısı verilerine dayanarak Tunceli ilindeki güneş enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir. Anahtar kelimeler: Güneş enerjisi, Tunceli ili, Elektrik. 1. GİRİŞ Dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır. Enerji kaynaklarının günümüz itibariyle büyük bir kısmını fosil tabanlı kaynaklar oluşturmaktadır. Fosil tabanlı enerji kaynaklarının rezervlerinin sınırlı olması ve çevreye verdiği zararlar bilim insanlarını farklı enerji kaynaklarını araştırmaya yönlendirmiştir. Böylelikle alternatif enerji kaynakları üzerinde çalışmalar gün geçtikçe hızlanmış ve çoğalmıştır. Bu kaynakların en önemli ve kullanılabilir olanları güneş, rüzgâr, su, jeotermal ve biyokütle enerjileridir. Aslında dünyanın ve Türkiye’nin sahip olduğu enerji kaynaklarının potansiyelleri düşünüldüğünde rüzgâr enerjisi en başta gelmektedir. Konvansiyonel enerji kaynaklarına oranla yenilenebilir enerji kaynakları önemli bir potansiyele sahiptir. Son yıllarda rüzgâr enerjisi yenilenebilir enerji kaynakları içerisinde en önemli enerji kaynağı olmasına rağmen, güneş enerjisi ile ilgili çalışmalarda oldukça önem kazanmıştır. Güneş enerjisi, güneşin çekirdeğinde yer alan füzyon süreci ile (hidrojen gazının helyuma dönüşmesi) açığa çıkan ışıma enerjisidir. Dünya atmosferinin dışında güneş enerjisinin şiddeti, yaklaşık olarak 1370 W/m² değerindedir, ancak yeryüzüne ulaşan miktarı atmosferden dolayı 0-1100 W/ m² değerleri arasında değişim gösterir. Bu enerjinin dünyaya gelen küçük bir bölümü dahi, insanlığın mevcut enerji tüketiminden kat kat fazladır. Güneş enerjisinden yararlanma konusundaki çalışmalar özellikle 1970’lerden sonra hız kazanmış, güneş enerjisi sistemleri teknolojik olarak ilerleme ve maliyet bakımından düşme göstermiş, çevresel olarak temiz bir enerji kaynağı olarak kendini kabul ettirmiştir. Dünya ile Güneş arasındaki mesafe 150 milyon km’dir. Dünya’ya güneşten gelen enerji, Dünya’da bir yılda kullanılan enerjinin 20 bin katıdır. Güneş ışınımının tamamı yer yüzeyine ulaşamaz, %30 kadarı atmosfer tarafından geriye yansıtılır. Güneş ışınımının %50’si atmosferi geçerek dünya yüzeyine ulaşır. Bu enerji ile Dünya’nın sıcaklığı yükselir ve yeryüzünde yaşam mümkün olur. Rüzgâr hareketlerine ve okyanus dalgalanmalarına da bu ısınma neden olur. Güneşten gelen ışınımının %20’si atmosfer ve bulutlarda tutulur. Yer yüzeyine gelen güneş ışınımının %1’den azı bitkiler tarafından fotosentez olayında kullanılır. Bitkiler, fotosentez sırasında güneş ışığıyla birlikte karbondioksit ve su kullanarak, oksijen ve şeker üretirler. Fotosentez, yeryüzünde bitkisel yaşamın kaynağıdır. Güneş, nükleer enerji dışındaki bütün enerjilerin dolaylı veya direkt kaynağıdır[1]. 2. GÜNEŞ ENERJİSİNİN TARİHSEL GELİŞİMİ VE KULLANIM POTANSİYELİ Dünyada güneş tüm enerji kaynaklarının türediği önemli bir unsurdur. Enerji kaynaklarının başında gelen fosil yakıtlarda, yüzyıllar boyunca güneşten aldığı enerji sayesinde değişime uğrayarak kullanılır hale gelmişlerdir. Fosil yakıtlarının rezervlerinin çok büyük olmadığı düşünüldüğünde yakın gelecekte bitmeleri söz konusudur. Enerji ihtiyacını karşılamak için fosil yakıtların azaldığı düşünüldüğünde bilim insanları başka enerji kaynakları üzerine yoğunlaşmışlardır. Bu yeni enerji kaynaklarının da bulunması ve kullanıma hazır hale getirilmesi için çok uzun bir süre yoktur. Yeni enerji kaynaklarının en önemlisi rüzgâr olmasına rağmen güneş enerjisi de oldukça önemlidir. Güneş enerjisinin kullanımı M.Ö. 400’lü yıllara dayanmaktadır. Önce Sokrat sonra Arşimet güneş enerjisini aktif olarak kullanmışlardır. Ancak en önemli çalışmalar merceğin bulunmasıyla başlamıştır.1725 yılında Belidor 125 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book güneş enerjisi ile çalışan su pompası yapmıştır. 1860’da Fransız bilim adamı Monuchok parabolik aynalar yardımı ile güneş ışınımını odaklayarak küçük bir buhar makinesi üzerinde çalışmış, güneş pompaları ve güneş ocakları üzerinde deney yapmıştır. Ancak bu çalışmaları, petrolün önem kazanması sekteye uğratmıştır. Ancak 1960’lı yıllardan sonra petrol krizinin ortaya çıkması bilim adamlarını alternatif enerji kaynakları konusunda çalışma yapmaya itmiştir. H. Buchberg ve J.R. Roulet adlı bilim adamları güneşi kolektörü ve deposu komple bir sistem yaparak, maliyetleri azaltmak için çalışmalar yapmışlardır. Kurdukları sistemin fiziki olarak yeterliliklerini incelemişlerdir. Y. Jalurai ve S.K. Gupta adlı bilim adamları güneş enerjisi depolama teknikleri üzerinde çalışmalar yapmışlardır. Güneş enerjisi konusundaki ilk ulusal kongre 1975 yılında İzmir’de gerçekleştirilmiştir. Yine ilk pasif güneş enerjisi uygulaması Orta Doğu Teknik Üniversitesi (ODTÜ) bünyesinde 1975 yılında tesis edilmiştir. Güneş enerjisi konusundaki çalışmalar ağırlıklı olarak ODTÜ, İTÜ, Yıldız ve Ege Üniversiteleri tarafından yaygın olarak yürütülmekle beraber, Türkiye’deki tek Güneş Enerjisi Enstitüsü Ege Üniversitesi bünyesinde 1978 yılında kurulmuş ve o günden itibaren faaliyet göstermektedir. 1980’lerin sonunda bu konudaki çalışmaları devlet destekli TÜBİTAK bünyesindeki Marmara Bilimsel ve Endüstriyel Araştırma Enstitüsü (MBEAE) yürütmektedir. MBEAE, güneş enerjisi düşük sıcaklık uygulamaları ve Türk endüstrisinin ısıl enerji ihtiyacının modellenmesi konusundaki projeleri 1977-1985 yılları arasında ağırlıklı olarak desteklemiştir. Yine TÜBİTAK bünyesinde 1986 yılında kurulan Ankara Elektronik Araştırma ve Geliştirme Enstitüsü güneş pillerinin tasarımı ve üretimi konusundaki çalışmaları desteklemektedir. Güneş ışınımı, yaşamın sürdüğü tüm alanlarda kullanılabilir durumdadır[2]. Dünyadaki güneş enerjisinin yoğunluğu, atmosferde metrekare başına 1,35 kW değerindedir. Güneş enerjisi yoğunluğu bakımından dünyanın ayak izi alanının ölçüsü 178x106MW. Dünyanın tüm yüzeyine denk gelen güneş enerjisi, 1,22x1014 TCE (ton kömür eşdeğeri) veya 0.814x1014 TOE (ton petrol eşdeğeri) miktarına denk olmaktadır. Diğer taraftan, bir yılda güneş enerjisinden gelen miktar bilinen kömür rezervlerinin 50 katına, bilinen petrol rezervlerinin 800 katına denk gelmektedir[3]. Küresel enerji talebinde, güneş enerjisi kaynağı çok önemli bir yer teşkil etmektedir. Uluslararası Enerji Ajansı, 2050 yılında küresel elektrik enerjisi üretiminin %11 gibi önemli bir oranının güneş enerjisinden sağlanacağını öngörmektedir[4]. 3. GÜNEŞ ENERJİSİNİN DÜNYA VE TÜRKİYE’DEKİ DURUMU Şekil 1’de görüldüğü gibi son yıllarda güneş enerjisi kullanımı oldukça artmıştır. Özellikle 2008 yılından itibaren güneş enerjisi faydalanılabilir bir enerji türü olmuştur. Şekil 2’de kümülatif olarak güç kapasitesi belirtilmiştir. 126 Şekil 1. Küresel kurulu güç kapasitesi, 2000-2013 (MW) [5][6]. Şekil 2. Küresel kümülatif kurulu güç kapasitesi, 2000-2013 (MW) [5][6]. Tablo 1’de 2013 yılı itibariyle tüm dünyadaki güneş enerji santralleri kapasiteleri görülmektedir. Özellikle İspanya dünyada en fazla güneş enerjisi santrallerine sahip ülkedir. Tablo 1. 2013 Yılı İtibari ile Güneş Enerjisi Santrali Kapasiteleri[7] Tamamlanmış Projeler (MW) Devam Eden Projeler (MW) Lisans alınmış olan Projeler MW) İspanya 2206 50 185 A.B.D. 1073 615 3615 Hindistan 156 425 551 Ülke / Bölge Birleşik Arap Emirlikleri 100 0 0 Çin 21 170 1670 Mısır 20 0 350 Fas 20 160 300 Cezayir 20 0 150 Avustralya 10 44 31 Güney Afrika 0 300 350 Şili 0 110 765 Diğer 37 18 2951 3663 1892 10918 Toplam ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Türkiye güneş enerji santralleri açısından dünyada çok gerilerdedir. Ancak son yıllarda bu alanda çalışmalar oldukça artmıştır. Tablo 2’de 2013 yılı sonuna kadar Türkiye’de illere göre kurulması kararlaştırılan güneş enerji santralleri görülmektedir. Tablo 2. 2013 Yılı Sonuna Kadar Kurulumuna Karar Verilen Güneş Enerjisi Santrali Kapasitesi - İllere Göre Dağılımı [8, 10] Şehir Kapasite (MW) Şehir Kapasite (MW) Şehir Kapasite (MW) Konya-1 46 Niğde Nevşehir - Aksaray 26 Şırnak 11 9 Konya-2 46 Kayseri 25 Adana Osmaniye Van-Ağrı 77 Malatya Adıyaman 22 Muş 9 Antalya-1 29 Hakkari 21 Siirt– BatmanMardin 9 Antalya-2 29 MuğlaAydın 20 Sivas 9 Karaman 38 Isparta-Afyon 18 Elazığ 8 Mersin 35 Denizli 18 Şanlıurfa Diyarbakır 7 K.Maraş Adıyaman 27 Bitlis 16 Erzurum 5 Burdur 26 Tunceli Bingöl 11 Erzincan 3 Tablo 3. Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli ve Güneşlenme Süresi Değerleri (Bölgelere Göre) [1] Bölge Toplam Güneş Enerjisi (kWh/m² - yıl) Güneşlenme Süresi (saat/yıl) Güneydoğu Anadolu 1460 2993 Akdeniz 1390 2956 Doğu Anadolu 1365 2664 İç Anadolu 1314 2628 Ege 1304 2738 Marmara 1168 2409 Karadeniz 1120 1971 Tablo 3 ve Şekil 3’te Türkiye coğrafi bölgelerinin enerji potansiyeli ve güneşlenme süresi değerleri görülmektedir. Şekil 3. Türkiye’nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli haritası[1]. Güneydoğu Anadolu bölgesinden sonra güneş enerjisi ile elektrik üretimi açısından en uygun bölgedir. Şekil 4’te Tunceli’nin kuzey bölgelerinin güneş enerjisi yönünden çok zengin olduğu görülmektedir. Tablo 2’de görüldüğü gibi, Tunceli iline kurulması kararlaştırılan güneş enerji santrallerinin gücü azımsanmayacak bir değere sahiptir. Şekil 4. Tunceli ili ve çevre bölgeler güneş radyasyon haritası[11]. Şekil 5. Tunceli ili global radyasyon değerleri (KWh/ m2-gün). Türkiye, coğrafi konumu itibariyle sahip olduğu güneş enerjisi potansiyeli açısından çoğu ülkeye göre oldukça iyi durumdadır. Türkiye’nin en fazla güneş enerjisi alan bölgesi Güney Doğu Anadolu Bölgesi ve Akdeniz bölgesi olup bunu Doğu Anadolu bölgesi takip etmektedir[9]. 4. TUNCELİ İLİ GÜNEŞ ENERJİSİ POTANSİYELİ Doğu Anadolu bölgesinin güneş enerji potansiyeli Şekil 3 incelendiğinde diğer bölgelere oranla oldukça iyi seviyededir. Doğu Anadolu bölgesi, Akdeniz bölgesi ve Şekil 6. Tunceli ili güneşlenme süreleri (saat). 127 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 5. SONUÇ Türkiye’nin gün geçtikçe gelişen bir ülke olduğu düşünüldüğünde enerji ihtiyacının devamlı artacak olması kaçınılmazdır. Özellikle güneş enerjisi bakımından ülkemiz diğer ülkelere oranla yüksek güneş enerjisi potansiyeline sahiptir. Ancak güneş enerjisi potansiyeli Türkiye’den daha düşük olan gelişmiş Avrupa Birliği ülkeleri güneş enerjisinden daha fazla faydalanmaktadır. Değişik türlerde enerji santralleri kurularak ülkenin enerji ihtiyacı karşılanmalı ve dışa bağımlılık asgariye indirilmelidir. Özellikle rüzgâr enerjisi santralleri ve güneş enerjisi santralleri bir an önce kurulmalı ve elektrik üretimi miktarı artırılmalıdır. Rüzgâr enerjisi santralleri gelişimi çok hızlı olmaktadır ama güneş enerjisi santralleri gelişimi oldukça yavaş ilerlemektedir. Tunceli ili Meteoroloji müdürlüğünden alınan 23.01.2015 tarih 983 sayılı yazıdaki meteorolojik bilgilere göre Tunceli ili güneş enerjisi potansiyeli bakımından yatırım için değerlendirilebilir. Yine aynı verilere göre güneşlenme şiddeti ve günlük sıcaklık değeri güneş enerji santralleri kurulumu için ortalama değerlerdedir. Şekil 3’te görüldüğü gibi Tunceli ilinin güneş enerjisi potansiyeli yıllık 1600 ~ 1700 Kwh/m2 arasındadır. KAYNAKLAR [1] http://www.eie.gov.tr (Erişim Tarihi: 16.11.2015). [2] Akpınar A., Kömürcü M. İ., Kankal M., Özölçer İ. H., Kaygusuz K.: “Energy situation and renewables in Turkey and environmental effects of energy use”,Renewable and Sustainable Energy Reviews, 12, (8), , pp. 2013- 2039, October 2008. [3] Özgöçmen A., “Electricity Generation Using Solar Cells”, Gazi University in Turkey, MSc Thesis, May 2007. [4] Research and Development on Renewable Energies: ‘A Global Report on Photovoltaic and Wind Energy’, International Science Panel on Renewable Energies, ISPRE (2009), Paris. [5] PVPS Report Snapshot of Global PV 1992-2013 Preliminary Trends Information from the IEA PVPS Programme, 2013. [6] http://www.epia.org/home (Erişim Tarihi: 14.11.2015) [7] Global Renewable Energy Report, 2014. [8] 6094 sayılı YEK kanun ve bu kanun çerçevesinde yayımlanan 28022 sayı ve 11 Ağustos 2011 tarihli Bakanlık tebliği, Ankara, 2011. [9] Demircan N., Alakavuk Z., Fotovoltaik Prensibiyle Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimi, VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, 17-19 Aralık 2008, İstanbul, UTES’ 2008. [10] Altuntop N., Erdemir D., “Dünyada ve Türkiye’de Güneş Enerjisi ile İlgili Gelişmeler,” Mühendis ve Makina, cilt 54, sayı 639, s. 69-77, 2013. [11] Demir Ş., Güneş Enerjisi Başvuru Süreçleri ve Gelecek Stratejileri, UFTP Çalıştayı, Antalya, Ekim 2011. 128 SUMMARY Energy necessity increases depending on the development of technology. Our energy needs is depending on foreign countries. Therefore, energy expenditures constitute a sizable ratio of our budget. Because of this, renewable energy sources have high potential in our country is becoming very important. In addition, external conventional energy sources which we depend on foreign countries pollute and threat the environment. Therefore, it should encourage the use of renewable energy sources and should be disseminated. However, using the renewable energy sources possible by could be considered new technologies, can be costly. A good feasibility study, redeem the manufacturer from high costs and increases the efficiency. Considered to be Turkey is a developing country, day by day need for energy will be increased. This need can be met by establishing different types of power plants. To reduce dependence on foreign it must pass the condition as energy-producing country. Wind energy and solar energy must be taken seriously cause of a renewable energy source. In recent years, the number of solar field has been increasing in Turkey. Turkey, owned by its geographical location has very good condition compared to most countries in terms of solar energy potential. The most solar energy field of Turkey is South East Anatolia region and the Mediterranean region and eastern Anatolia region followed. When examined Figure 3, solar energy potential of Eastern Anatolia is a very good level compared to other regions of Turkey. After the Mediterranean region and the Southeast Anatolia region, Eastern Anatolia region is the most suitable in terms of electricity generation with solar energy. As can be seen in Table 2, the power of solar panel fields has an important value, which agreed to establish in Tunceli province as seen in Figure 4. Given that Turkey is a developing country day by day, it is inevitable that the energy needed to increase continuously. Especially in terms of solar energy, our country has a high solar energy potential compared to other countries. However, developed European Union countries which have less potential of solar energy from Turkey, benefit from solar energy more than Turkey. According to the meteorological information received from Tunceli Meteorological office when the date 23.01.215, solar energy potential of Tunceli province is suitable for investment in this area. Again according to the same data, solar radiation and daily temperature values are at average for the installation of solar power plants. As can be seen in figure 3, the solar energy potential of Tunceli is between 1600 ~ 1700 kWh / m² per year. Keywords: Solar energy, Tunceli province, electric. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Türkiye’de Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü ÖZET Dünyada ve ülkemizde teknolojinin gün geçtikçe gelişmesi ve buna bağlı olarak sanayideki gelişmeler enerji ihtiyacını gün geçtikçe artırmaktadır. Enerji kullanımı açısından Türkiye dışa bağımlı bir ülke konumunda bulunmaktadır. Bu nedenle enerji giderleri ülke bütçesinde önemli bir yer tutmaktadır Bu giderleri asgari seviyelere indirmek için enerji üreten bir ülke konumuna geçmek gerekmektedir. Özellikle Türkiye de potansiyeli yüksek olan yenilenebilir enerji kaynakları bu nedenle çok önem kazanmaktadır. Dışa bağımlı olduğumuz konvansiyonel enerji kaynakları çevreyi kirletmekte ve her geçen gün çevreyi ve insan sağlığını daha fazla tehdit etmektedir. Bu nedenle, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı teşvik edilmeli, özendirilmeli ve yaygınlaştırılmalıdır. İyi bir fizibilite analizi, üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken verimliliği de arttırır. Bu çalışmada güneşli gün – sıcaklık ve geliş açısı verilerine dayanarak Türkiye’deki güneş enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir. Anahtar kelimeler: Güneş enerjisi, Türkiye, Elektrik. 1. GİRİŞ Dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır. Enerji kaynaklarının günümüz itibariyle büyük bir kısmını fosil tabanlı kaynaklar oluşturmaktadır. Fosil tabanlı enerji kaynaklarının rezervlerinin sınırlı olması ve çevreye verdiği zararlar bilim insanlarını farklı enerji kaynaklarını araştırmaya yönlendirmiştir. Böylelikle alternatif enerji kaynakları üzerinde çalışmalar gün geçtikçe hızlanmış ve çoğalmıştır. Bu kaynakların en önemli ve kullanılabilir olanları güneş, rüzgâr, su, jeotermal ve biyokütle enerjileridir. Aslında dünyanın ve Türkiye’nin sahip olduğu enerji kaynaklarının potansiyelleri düşünüldüğünde rüzgâr enerjisi en başta gelmektedir. Konvansiyonel enerji kaynaklarına oranla yenilenebilir enerji kaynakları önemli bir potansiyele sahiptir. Son yıllarda rüzgâr enerjisi yenilenebilir enerji kaynakları içerisinde en önemli enerji kaynağı olmasına rağmen, güneş enerjisi ile ilgili çalışmalarda oldukça önem kazanmıştır. Güneş enerjisi, güneşin çekirdeğinde yer alan füzyon süreci ile (hidrojen gazının helyuma dönüşmesi) açığa çıkan ışıma enerjisidir. Dünya atmosferinin dışında güneş enerjisinin şiddeti, yaklaşık olarak 1370 W/m² değerindedir, ancak yeryüzüne ulaşan miktarı atmosferden dolayı 0-1100 W/ m² değerleri arasında değişim gösterir. Bu enerjinin dünyaya gelen küçük bir bölümü dahi, insanlığın mevcut enerji tüketiminden kat kat fazladır. Güneş enerjisinden yararlanma konusundaki çalışmalar özellikle 1970’lerden sonra hız kazanmış, güneş enerjisi sistemleri teknolojik olarak ilerleme ve maliyet bakımından düşme göstermiş, çevresel olarak temiz bir enerji kaynağı olarak kendini kabul ettirmiştir. Dünya ile Güneş arasındaki mesafe 150 milyon km’dir. Dünya’ya güneşten gelen enerji, Dünya’da bir yılda kullanılan enerjinin 20 bin katıdır. Güneş ışınımının tamamı yer yüzeyine ulaşamaz, %30 kadarı atmosfer tarafından geriye yansıtılır. Güneş ışınımının %50’si atmosferi geçerek dünya yüzeyine ulaşır. Bu enerji ile Dünya’nın sıcaklığı yükselir ve yeryüzünde yaşam mümkün olur. Rüzgâr hareketlerine ve okyanus dalgalanmalarına da bu ısınma neden olur. Güneşten gelen ışınımının %20 ’si atmosfer ve bulutlarda tutulur. Yer yüzeyine gelen güneş ışınımının %1’den azı bitkiler tarafından fotosentez olayında kullanılır. Bitkiler, fotosentez sırasında güneş ışığıyla birlikte karbondioksit ve su kullanarak, oksijen ve şeker üretirler. Fotosentez, yeryüzünde bitkisel yaşamın kaynağıdır. Güneş, nükleer enerji dışındaki bütün enerjilerin dolaylı veya direkt kaynağıdır[1]. 2. GÜNEŞ ENERJİSİNİN TARİHSEL GELİŞİMİ VE KULLANIM POTANSİYELİ Dünyada güneş tüm enerji kaynaklarının türediği önemli bir unsurdur. Enerji kaynaklarının başında gelen fosil yakıtlarda, yüzyıllar boyunca güneşten aldığı enerji sayesinde değişime uğrayarak kullanılır hale gelmişlerdir. Fosil yakıtlarının rezervlerinin çok büyük olmadığı düşünüldüğünde yakın gelecekte bitmeleri söz konusudur. Enerji ihtiyacını karşılamak için fosil yakıtların azaldığı düşünüldüğünde bilim insanları başka enerji kaynakları üzerine yoğunlaşmışlardır. Bu yeni enerji kaynaklarının da bulunması ve kullanıma hazır hale getirilmesi için çok uzun bir süre yoktur. Yeni enerji kaynaklarının en önemlisi rüzgâr olmasına rağmen güneş enerjisi de oldukça önemlidir. Güneş enerjisinin kullanımı M.Ö. 400 li yıllara dayanmaktadır. Önce Sokrat sonra Arşimet güneş enerjisini aktif olarak kullanmışlardır. Ancak en önemli çalışmalar merceğin bulunmasıyla başlamıştır.1725 yılında Belidor güneş enerjisi ile çalışan su pompası yapmıştır. 1860 da Fransız bilim adamı Monuchok parabolik aynalar yardımı ile güneş ışınımını odaklayarak küçük bir buhar makinesi üzerinde çalışmış, güneş pompaları ve güneş ocakları üzerinde deney yapmıştır. Ancak bu çalışmaları petrolün önem kazanması sekteye uğratmıştır. Ancak 1960’lı yıllardan 129 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book sonra petrol krizinin ortaya çıkması bilim adamlarını alternatif enerji kaynakları konusunda çalışma yapmaya itmiştir. H. Buchberg ve J.R. Roulet adlı bilim adamları güneşi kolektörü ve deposu komple bir sistem yaparak, maliyetleri azaltmak için çalışmalar yapmışlardır. Kurdukları sistemin fiziki olarak yeterliliklerini incelemişlerdir. Y. Jalurai ve S.K. Gupta adlı bilim adamları güneş enerjisi depolama teknikleri üzerinde çalışmalar yapmışlardır. Güneş enerjisi konusundaki ilk ulusal kongre 1975 yılında İzmir’de gerçekleştirilmiştir. Yine ilk pasif güneş enerjisi uygulaması Orta Doğu Teknik Üniversitesi (ODTÜ) bünyesinde 1975 yılında tesis edilmiştir. Güneş enerjisi konusundaki çalışmalar ağırlıklı olarak ODTÜ, İTÜ, Yıldız ve Ege Üniversiteleri tarafından yaygın olarak yürütülmekle beraber, Türkiye’deki tek Güneş Enerjisi Enstitüsü Ege Üniversitesi bünyesinde 1978 yılında kurulmuş ve o günden itibaren faaliyet göstermektedir. 1980’lerin sonunda bu konudaki çalışmaları devlet destekli TÜBİTAK bünyesindeki Marmara Bilimsel ve Endüstriyel Araştırma Enstitüsü (MBEAE) yürütmektedir. MBEAE, güneş enerjisi düşük sıcaklık uygulamaları ve Türk endüstrisinin ısıl enerji ihtiyacının modellenmesi konusundaki projeleri 1977-1985 yılları arasında ağırlıklı olarak desteklemiştir. Yine TÜBITAK bünyesinde 1986 yılında kurulan Ankara Elektronik Araştırma ve Geliştirme Enstitüsü güneş pillerinin tasarımı ve üretimi konusundaki çalışmaları desteklemektedir. Güneş ışınımı, yaşamın sürdüğü tüm alanlarda kullanılabilir durumdadır[2]. Dünya’daki güneş enerjisinin yoğunluğu, atmosferde metrekare başına1,35 kW değerindedir. Güneş enerjisi yoğunluğu bakımından dünyanın ayak izi alanının ölçüsü 178x106MW. Dünya’nın tüm yüzeyine denk gelen güneş enerjisi, 1,22x1014 TCE (ton kömür eşdeğeri) veya0.814x1014 TOE (ton petrol eşdeğeri) miktarına denk olmaktadır. Diğer taraftan, bir yılda güneş enerjisinden gelen miktar bilinen kömür rezervlerinin 50 katına, bilinen petrol rezervlerinin 800 katına denk gelmektedir[3]. Küresel enerji talebinde, güneş enerjisi kaynağı çok önemli bir yer teşkil etmektedir. Uluslararası Enerji Ajansı, 2050 yılında küresel elektrik enerjisi üretiminin %11 gibi önemli bir oranının güneş enerjisinden sağlanacağını öngörmektedir[4]. Tablo 1. Küresel Kurulu Güç Kapasitesi, 2014 (MW)[12] ÜLKE Güneş Enerjisi Kurulu Gücü (MW) Almanya 36,000 Çin 34,000 İtalya 18,400 Japonya 13,600 ABD 10,000 İspanya 4,400 Fransa 4,390 Belçika 2,830 Hindistan 2,630 Yunanistan 2,523 İngiltere 2,500 Bulgaristan 2,210 Çek Cumhuriyeti 2,132 Avustralya 1,298 Romanya 1,100 Danimarka 600 Kanada 444 Güney Kore 442 Avusturya 420 Tayland 317 BAE 100 Türkiye 20 Toplam 140,356 önlemler sonucu 2020 yılına kadar Güneş Enerjisine dayalı elektrik üretimi kurulu gücünün 400 - 600 GW’a ulaşması beklenmektedir (Tablo 2). Tablo 2. 2011 - 2014 Yıllarında Dünyada Güneş Enerjisinin Gelişimi[12] Yıl 2010 2011 2012 2013 2014 Güç (MWp) 40,300 70,500 100,500 138,900 185,000 Büyüme 73 % 75 % 43 % 38 % 33 % 3. GÜNEŞ ENERJİSİNİN DÜNYADAKİ DURUMU Son yıllarda güneş enerjisi kullanımı oldukça artmıştır. Tablo 1’de 2014 yılı sonu itibari ile dünyada ülke bazında güneş enerjisi üretimi tesisi kurulu güçleri görülmektedir. Şekil 1 ve Şekil 2’de dünyada güneş enerjisi kurulu güçleri gösterilmiştir. Teknolojideki gelişmelere bağlı olarak 2014 yılında devreye alınan güneş enerjisi kurulu gücü oldukça artmıştır. Özellikle Çin ve Japonya’da artış miktarının yüksek olduğu görülmektedir. Bu artış oranına göre düşünüldüğünde ve son birkaç yılda dünya genelinde güneş enerjisine yönelim ve ülkelerin aldığı 130 Şekil 1. Küresel kurulu güç kapasitesi, 2004 – 2014[11]. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Tablo 3 ve Şekil 3’te Türkiye coğrafi bölgelerinin enerji potansiyeli ve güneşlenme süresi değerleri görülmektedir. Şekil 2. Küresel kurulu güç artışı, 2013-2014[11]. Şekil 4. Türkiye’nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli haritası[1]. 4. GÜNEŞ ENERJİSİNİN TÜRKİYE’DEKİ DURUMU Türkiye güneş enerji santralleri açısından dünyada çok gerilerdedir. Ancak son yıllarda bu alanda çalışmalar oldukça artmıştır. Tablo 2’de 2013 yılı sonuna kadar Türkiye’de illere göre kurulması kararlaştırılan güneş enerji santralleri görülmektedir. Türkiye, coğrafi konumu itibariyle sahip olduğu güneş enerjisi potansiyeli açısından çoğu ülkeye göre oldukça iyi durumdadır. Türkiye’nin en fazla güneş enerjisi alan bölgesi Güney Doğu Anadolu Bölgesi ve Akdeniz bölgesi olup bunu Doğu Anadolu bölgesi takip etmektedir [1, 9]. Tablo 3. 2013 Yılı Sonuna Kadar Kurulumuna Karar Verilen Güneş Enerjisi Santrali Kapasitesi - İllere Göre Dağılımı [8,10] Şehir Kapasite (MW) Şehir Kapasite (MW) Şehir Kapasite (MW) Konya-1 46 Niğde Nevşehir - Aksaray 26 Şırnak 11 Konya-2 46 Kayseri 25 Adana Osmaniye 9 Van-Ağrı 77 Malatya Adıyaman 22 Muş 9 Antalya-1 29 Hakkari 21 Siirt–Batman- Mardin 9 Antalya-2 29 MuğlaAydın 20 Sivas 9 Karaman 38 Isparta-Afyon 18 Elazığ 8 7 Mersin 35 Denizli 18 Şanlıurfa Diyarbakır K.Maraş Adıyaman 27 Bitlis 16 Erzurum 5 Burdur 26 Tunceli Bingöl 11 Erzincan 3 Şekil 5. Türkiye global radyasyon değerleri (KWh/m²-gün)[1]. Tablo 4. Türkiye Güneş Enerji Potansiyeli ve Güneşlenme Süresi Değerleri (Bölgelere Göre)[1] Toplam Güneş Enerjisi (kWh/m² - yıl) Güneşlenme Süresi (saat/yıl) Güneydoğu Anadolu 1460 2993 Akdeniz 1390 2956 Doğu Anadolu 1365 2664 İç Anadolu 1314 2628 Ege 1304 2738 Marmara 1168 2409 Karadeniz 1120 1971 Bölge Şekil 6. Türkiye güneşlenme süreleri (saat)[1]. 131 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Kaygusuz K.: “Energy situation and renewables in Turkey and environmental effects of energy use”,Renewable and Sustainable Energy Reviews, 12, (8), , pp. 2013- 2039, October 2008. [3] Özgöçmen A.: “Electricity Generation Using Solar Cells”, Gazi University in Turkey, MSc Thesis, May 2007. [4] Research and Development on Renewable Energies: ‘A Global Report on Photovoltaic and Wind Energy’, International Science Panel on Renewable Energies, ISPRE (2009), Paris. [5] PVPS Report Snapshot of Global PV 1992-2013 Preliminary Trends Information from the IEA PVPS Programme, 2013. [6] http://www.epia.org/home (Erişim Tarihi : 14.12.2015) [7] Global Renewable Energy Report, 2014. [8] 6094 sayılı YEK kanun ve bu kanun çerçevesinde yayımlanan 28022 sayı ve 11 Ağustos 2011 tarihli Bakanlık tebliği, Ankara, 2011. [9] Demircan N., Alakavuk Z., Fotovoltaik Prensibiyle Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimi, VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, 17-19 Aralık 2008, İstanbul, UTES’ 2008. [10] Altuntop N., Erdemir D., “Dünyada ve Türkiye’de Güneş Enerjisi ile İlgili Gelişmeler,” Mühendis ve Makina, cilt 54, sayı 639, s. 69-77, 2013. [11] http://www.ren21.net (Erişim tarihi: 11.12.2015) [12] http://www.altungroup.com/ (erişim tarihi: , 11.12.2015) Şekil 7. Türkiye PV tipi-Alan-Üretilebilecek enerji (KWhyıl)[1]. 5. SONUÇ Türkiye’nin gün geçtikçe gelişen bir ülke olduğu düşünüldüğünde enerji ihtiyacının devamlı artacak olması kaçınılmazdır. Özellikle güneş enerjisi bakımından ülkemiz diğer ülkelere oranla yüksek güneş enerjisi potansiyeline sahiptir. Ancak güneş enerjisi potansiyeli Türkiye den daha düşük olan gelişmiş Avrupa birliği ülkeleri güneş enerjisinden daha fazla faydalanmaktadır. Değişik türlerde enerji santralleri kurularak ülkenin enerji ihtiyacı karşılanmalı ve dışa bağımlılık asgariye indirilmelidir. Özellikle rüzgâr enerjisi santralleri ve güneş enerjisi santralleri bir an önce kurulmalı ve elektrik üretimi miktarı artırılmalıdır. Rüzgâr enerjisi santralleri gelişimi çok hızlı olmaktadır ama güneş enerjisi santralleri gelişimi oldukça yavaş ilerlemektedir. Türkiye’nin, 80 milyona yaklaşan nüfusu ile enerji ihtiyacını gidermek için ödediği miktar her geçen gün artmaktadır. Güneş enerjisi Türkiye’nin yenilenebilir enerji yol haritasında önemli bir yere sahiptir. Güneş enerjisi potansiyeli açısından verimli bir coğrafyada bulunan Türkiye, bu potansiyeli aktif olarak kullanamamaktadır. Yıllık ortalama radyasyon değeri ve güneşlenme süresi incelendiğinde güneş enerjisi Türkiye’de halen kullanılmayan en önemli alternatif temiz enerji kaynağıdır. Orta ve uzun vadede gerekli çalışmalar yapılarak dışa bağımlılık belli oranlarda azalacaktır. 2015 yılı itibariyle Türkiye’de kümülatif kurulu güneş enerjisi gücü 55 MW olup hala potansiyelin çok altındadır. Sonuç olarak Türkiye için kaynak bazında elektrik üretimi için güneş enerjisine yapılacak yatırımlar kaynak çeşitliliği bazında büyük önem taşımaktadır. KAYNAKLAR [1] http://www.eie.gov.tr (Erişim Tarihi : 11.12.2015) [2] Akpınar A., Kömürcü M. İ., Kankal M., Özölçer İ. H., 132 SUMMARY Energy necessity increases depending on the development of technology. Our energy needs is depending on foreign countries. Therefore, energy expenditures constitute a sizable ratio of our budget. Because of this, renewable energy sources have high potential in our country is becoming very important. In addition, external conventional energy sources which we depend on foreign countries pollute and threat the environment. Therefore, it should encourage the use of renewable energy sources and should be disseminated. However, using the renewable energy sources possible by could be considered new technologies, can be costly. A good feasibility study, redeem the manufacturer from high costs and increases the efficiency. Considered to be Turkey is a developing country, day by day need for energy will be increased. This need can be met by establishing different types of power plants. To reduce dependence on foreign it must pass the condition as energy-producing country. Wind energy and solar energy must be taken seriously cause of a renewable energy source. In recent years, the number of solar field has been increasing in Turkey. Turkey, owned by its geographical location has very good condition compared to most countries in terms of solar ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book energy potential. The most solar energy field of Turkey is South East Anatolia region and the Mediterranean region and eastern Anatolia region followed. When examined Figure 3, Solar energy potential of Eastern Anatolia is a very good level compared to other regions of Turkey. After the Mediterranean region and the Southeast Anatolia region, Eastern Anatolia region is the most suitable in terms of electricity generation with solar energy. Given that Turkey is a developing country day by day, it is inevitable that the energy needed to increase continuously. Especially in terms of solar energy, our country has a high solar energy potential compared to other countries. However, developed European Union countries which have less potential of solar energy from Turkey, benefit from solar energy more than Turkey With a population reaching 80 million, Turkey’s energy consumption based on primary energy resources is continuing to increase. Solar energy has an important place in Turkey’s renewable energy road map. Solar Energy is the most important alternative clean energy resource which is still untapped in Turkey. Cumulative installed PV power in Turkey is about 55 MW and still very little when compared to its high potential. The yearly average solar radiation is 1311 kWh/m² per year and 3,6 kWh/m² per day. The total yearly insulation period is approximately 2460 hours per year and 7,2 hours per day. The energy yield potential for a PV plant is 1300-1600 kWh/kWp. Keywords: Solar energy, Türkiye, Electric 133 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Türkiye’de Rüzgar Enerjisi İle Elektrik Üretim Potansiyeli Tarkan KOCA İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü Serhat AKSUNGUR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü M. Mustafa UYAR İnönü Üniversitesi Elektrik ve Enerji Bölümü ÖZET Ülkemizde teknoloji ve sanayideki gelişmelerden dolayı enerji ihtiyacı gün geçtikçe artmaktadır. Enerji kullanımı bakımından dışa bağımlı olduğumuzdan, enerji giderleri bütçemizde oldukça büyük bir oran oluşturmaktadır. Ülkemizde potansiyeli yüksek olan yenilenebilir enerji kaynakları bu nedenle çok önem kazanmaktadır. Ayrıca dışa bağımlı olduğumuz konvansiyonel enerji kaynakları çevreyi kirletmekte ve tehdit etmektedir. Bu nedenle, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı teşvik edilmeli ve yaygınlaştırılmalıdır. Ancak yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı yeni sayılabilecek teknolojiler ile mümkün olduğundan maliyetli olabilmektedir. İyi bir fizibilite çalışması, üreticiyi yüksek maliyetlerden kurtarırken verimliliği de artırır. Bu çalışmada Türkiye’deki rüzgâr enerjisi potansiyeli analiz edilmiştir. Bu analiz sonuçlarına göre gerekli fizibilite hesaplamaları yapılmıştır. Anahtar kelimeler: Rüzgâr enerjisi, Türkiye, Elektrik. 1. GİRİŞ İnsanoğlunun diğer canlılardan ayrılan en önemli özelliklerinden biri doğal ortam ile etkileşiminde kendisine avantaj sağlayan enerji kaynaklarından yararlanabilmesidir. Enerjinin her alanda kullanılabilir olması önemli bilimsel ve teknolojik gelişmelerin alt yapısını oluşturmaktadır. Ülkemizde ve dünyada gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyaç artmaktadır. Buda insanoğlunu yeni enerji kaynakları bulmaya yönlendirmiştir. Özellikle yenilenebilir enerji kaynakları birçok avantajlı taraflarından dolayı bilim insanlarının ilgisini çekmiştir. Mevcut tükenebilir enerji kaynaklarındaki azalmalar ki bunlar; kömür, petrol, doğalgaz gibi fosil yakıtlardır. Ayrıca fosil tabanlı enerji kaynaklarının küresel ısınma, çevre ve hava kirliliği, asit yağmurları gibi olumsuz sonuçları canlı yaşamını tehdit etmektedir. Bu problemlerden dolayı artan hassasiyet bu zararları en aza indirgemeyi gerektirmektedir. Canlı sağlığını tehdit eden unsurların en aza indirilmesi için uygulanan teknolojilerin 134 getirdiği maliyetler ve kullanılan kaynakların yenilenebilir olmayışı yenilenebilir enerjilerin önemini artırmıştır. Bunun sonucu olarak çevre dostu olan, yakıt maliyeti olmayan, kaynaklardan elektrik üretimi zorunlu hale gelmiştir. Bu kaynakların en önemlileri ve başta gelenleri rüzgâr enerjisi, güneş enerjisi, hidrolik enerji, jeotermal enerji ve biyokütle enerjileridir. Türkiye’nin konvansiyonel enerji kaynakları ile yenilenebilir enerji kaynaklarının potansiyelleri karşılaştırıldığında, özellikle rüzgâr enerjisi büyük bir önem arz etmektedir. Rüzgâr enerjisi, güneş enerjisinin dolaylı bir şeklidir. Rüzgâr kaynaklı elektrik enerjisi üretimi, yenilenebilir enerji kaynakları içinde en gelişmişidir. Dünyada olduğu gibi Türkiye’de de rüzgâr enerjisinin hızlı bir şekilde gelişmesinin birçok nedeni vardır. Bunlar, rüzgârın atmosferde doğal olarak oluşması, yakıt maliyetinin sıfır olması, kurulum sürecinin kolay olması ve maliyetinin de gün geçtikçe azalıyor olmasıdır. Rüzgâr enerjisine temiz enerji denilmesinin en önemli nedeni rüzgâr enerjisinden elektrik üretim sürecinin karbon bağımsız olmasıdır. Neticesinde de çevre kirliliğine neden olmamaktadır[1]. Rüzgâr hızına bağlı olarak elde edilebilecek elektrik enerjisi miktarı iyi analiz edilmelidir. Rüzgâr hızı ve güç yoğunluğuna bağlı olan rüzgâr kaynak derece ve sınıfları Tablo 1’de görülmektedir[2]. Tablo 1. Rüzgâr Hız - Güç Sınıflandırması[2] Rüzgâr Kaynak Derecesi Rüzgâr Sınıfı 50 m. Yükseklikteki Rüzgâr Hızı (m/s) 50 m. Yükseklikteki Rüzgâr Güç Yoğunluğu (W/m²) Zayıf 1 < 5,5 < 200 Düşük 2 5.5 – 6.5 200 – 300 Orta 3 6.5 – 7.0 300 – 400 İyi 4 7.0 – 7.5 400 – 500 Çok iyi 5 7.5 – 8.0 500 – 600 Mükemmel 6 8.0 – 9.0 600 – 800 Olağanüstü 7 > 9.0 > 800 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book 2. RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYADAKİ DURUMU 2014 GWEC raporuna göre dünyada toplam kurulu güç rüzgâr enerji santrali 369,597 GW değerine ulaşmıştır. Tablo 1’de kıtalara göre ülkelerin rüzgâr enerjisi üretim kapasitesi görülmektedir[3]. Tablo 2. Küresel Kurulu Rüzgâr Enerjisi (MW) – Bölgesel Dağılım[3] 2013 sonu 2014 Toplam (2014 sonu itibariyle) Mısır 550 60 610 Tunus 245 - 245 1,602 934 2,535 Çin 91,413 23,196 114,60 Hindistan 20,150 2,315 22,465 Japonya 2,669 130 2,789 Tayvan 614 18 633 Güney Kore 561 47 609 115,968 26,007 141,964 Almanya 34,250 5,279 39,165 İspanya 22,959 28 22,987 İngiltere 10,711 1,736 12,440 İtalya 8,558 108 8,663 Fransa 8,243 1,042 9,285 Danimarka 4,807 105 4,883 Portekiz 4,730 184 4,914 İsveç 4,382 1,050 5,425 Polonya 3,390 444 3,834 Türkiye 2,958 804 3,763 Hollanda 2,671 141 2,805 Romanya 2,600 354 2,954 İrlanda 2,049 222 2,272 Yunanistan 1,866 114 1,980 Avusturya 1,684 411 2,095 3. RÜZGÂR ENERJİSİNİN DÜNYADAKİ DURUMU Türkiye rüzgâr kaynakları açısından oldukça zengindir. Yıllık olarak ortalama değerler baz alındığında, Türkiye’nin en iyi rüzgâr kaynağı alanları kıyı şeritleri, yüksek bayırlar ile dağların tepesi ve yakınında bulunmaktadır. 7 m/s’den büyük rüzgâr hızları göz önüne alınarak Türkiye rüzgâr enerjisi potansiyeli 47.849 MW olarak belirlenmiştir. Yıllara göre Türkiye’deki kurulu rüzgâr enerji santrali üretim değerleri Şekil 1’de görülmektedir[4]. AFRIKA ve ORTA DOĞU Diğerleri Toplam ASYA Diğerleri Toplam AVRUPA Diğerleri 5,715 835 6,543 Toplam 121,573 12,858 134,007 A.B.D 61,100 4,854 65,879 Kanada 7,823 1,871 9,694 Meksika 1,917 634 2,551 Brezilya 3,466 2,472 5,939 Şekil 1. Türkiye’de kurulu rüzgâr enerjisi (MW) - Yıllara göre dağılım[4]. Türkiye Rüzgâr enerjisi Potansiyel Atlasına göre; Balıkesir, İstanbul, Çanakkale, İzmir, Manisa, Hatay, Sinop, Samsun, Mardin, Malatya, Erzurum, Karaman ve Afyon illeri Rüzgâr enerjisinden faydalanılabilir illerdir. Yer seviyesinden 50 metre yükseklikteki rüzgâr potansiyelleri incelendiğinde Ege, Marmara, Doğu Akdeniz ve Doğu Anadolu bölgelerinin yüksek potansiyele sahip olduğu görülmektedir. İllere göre kurulu rüzgâr enerjisi Şekil 2’de görülmektedir[4]. AMERIKA Avustralya 3,239 567 3,806 Toplam 74,497 4,953 79,450 Genel Toplam 318,644 51,473 369,597 Şekil 2. İllere göre kurulu rüzgâr enerjisi (MW)[4]. Günümüzde Türkiye, 11 GW mevcut proje stoku ve ulusal hedefi 2023 yıllında 20 GW olan rüzgâr enerjisi kapasitesi ile Avrupa’daki en önemli rüzgâr pazarıdır. Türkiye’nin kendi bölgesinde bir enerji üssü haline gelmiş olması, Türkiye’de yatırım fırsatları oluşturmaktadır. 135 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Rüzgâr enerjisi santralleri dışa bağımlı olmadığından ekonomik özgürlük de sağlamaktadır. Rüzgâr enerjisi ile üretilen elektrik enerjisi, yenilenebilir enerji grubu içerisinde yer alarak Kyoto Protokolü uyarınca elektrik enerjisi ihracına ortam yaratmıştır[4]. Rüzgar enerjisi ile elektrik üretimi açısından 2014 yılında 804MW eklenerek 2014 yılı sonu itibariyle 3763 MW değerine ulaşılmıştır. Türkiye’nin en iyi rüzgar kaynakları Çanakkale, İzmir, Balıkesir, Hatay ve İstanbul illerinde yer almaktadır. Türkiye de 2014 yılı sonu itibarıyla, Ege Bölgesinde 1359 MW ve Akdeniz bölgesinde 543 MW Marmara bölgesinde ise 1,486 MW olmak üzere kurulu rüzgar enerji santrali mevcuttur. 4. SONUÇ Türkiye’nin gelişmekte olan bir ülke olduğu düşünüldüğünde gün geçtikçe enerjiye olan ihtiyacı artacaktır. Farklı türdeki enerji santralleri kurularak bu ihtiyacın giderilebileceği görülmektedir. Dışa bağımlılığı azaltmak için enerji üreten ülke konumuna geçmek gerekmektedir. Rüzgâr enerjisi, yenilenebilir enerji kaynağı olduğundan önemsenmelidir. Son yıllarda Türkiye’de rüzgâr enerji santralleri sayısı giderek artmaktadır. Günümüzde rüzgâr enerjisi bakımından Türkiye önemli bir pazara sahiptir. Önümüzdeki 10 yıl içinde Türkiye’deki rüzgâr enerjisi kurulu kapasitesinin yaklaşık 10,5 GW olacağı tahmin edilmektedir. Ayrıca gerekli düzenleme ve modernizasyonun yapılmasıyla bu değerlerin 20 GW’a kadar yükselebileceği de öngörülmektedir. Türkiye’nin engin rüzgâr kaynakları önümüzdeki yıllarda önemli yatırımlar çekeceği de önemli bir gerçektir. KAYNAKLAR [1] Topçu S., Menteş Ş.S., Yurdanur S.Ü., Aslan Z., “Rüzgâr Enerjisi Potansiyelinin belirlenmesinde Yer Seçiminin Önemi: Sinop Örneği”, MMO, II. Çevre ve Enerji Kongresi, İstanbul, pp. 145-154, 2001. [2] http://nukte.org/ruzgarenerji, (Erişim Tarihi: 16.11.2015). [3] http://www.gwec.net (Erişim Tarihi: 18.11.2015). [4] http://tureb.com.tr (Erişim Tarihi: 18.11.2015). [5] T.C. Orman ve Su İşleri Bakanlığı Meteoroloji Genel Müdürlüğü, Meteorolojik Bilgi (03.12.2014). [6] http://www.eie.gov.tr/ (Erişim Tarihi: 08.11.2015). [7] Ilkılıc C., Aydin H., Behçet R. “The Current Status of Wind Energy in Turkey and in the World”, Energy Policy,39(2), pp.961-967, 2011. [8] Köksal N.S., “Manisa/Kırkağaç Rüzgar Enerjisi Potansiyelinin İncelenmesi”, Kırkağaç Meslek Yüksekokulu Sempozyumu, 2012. [9] Ilkılıç C., “Wind Energy and Assessment of Wind Energy Potential in Turkey”, Renewable & Sustainable Energy Reviews, 16(2), pp. 1165-1173, 2012. 136 [10] Şahin B., Bilgili M., “Wind Characteristics and Energy Potential in Belen-Hatay, Turkey”, International Journal of Green Energy, 6, pp.157-172. 2009 [11] Aktacir M.A., Yeşilata B., Işıker Y. “FotovoltaikRüzgâr Hibrid Güç Sistemi Uygulaması”, Yeni Enerji. Yenilenebilir Enerji Teknolojileri, 3, 56-62,2008 [12] Brian D.V., Byron A. “Neal Analysis of Off-Grid Hybrid Wind Turbine/Solar PV Water Pumping Systems”, Solar Energy, 86, pp.1197–1207, 2012. SUMMARY Our country’s energy needs increasing day by day due to developments in technology and industry. Our energy needs is depending on foreign countries. Therefore, energy expenditures constitute a sizable ratio of our budget. Because of this, renewable energy sources have high potential in our country is becoming very important. In addition, external conventional energy sources which we depend on foreign countries pollute and threat the environment. Therefore, it should encourage the use of renewable energy sources and should be disseminated. However, using the renewable energy sources possible by could be considered new technologies, can be costly. A good feasibility study, redeem the manufacturer from high costs and increases the efficiency. Considered to be Turkey is a developing country, day by day need for energy will be increased. This need can be met by establishing different types of power plants. To reduce dependence on foreign it must pass the condition as energyproducing country. Wind energy must be taken seriously cause of a renewable energy source. In recent years, the number of wind power plants has been increasing in Turkey. The Turkish market at present has a large pipeline of projects. The Turkish Wind Energy Association estimates that under the current regulatory framework a total installed capacity of about 10.5 GW will be reached within the next ten years, but it could be as high as 20 GW with the right amendments to the regulatory framework. Regardless, Turkey’s vast wind resources are likely to attract significant investment in the coming years. Keywords: Wind energy, Türkiye, Electric ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Biomass Combustion Turgay KAR Department of Chemistry, Karadeniz Technical University Sedat KELEŞ Department of Chemistry, Karadeniz Technical University Kamil KAYGUSUZ Department of Chemistry, Karadeniz Technical University ABSTRACT In today’s world, there is a growing interest in the use of biomass for energy purposes. The reasons include economic, political and environmental concerns, as well as the need to provide energy using renewable resources, reduce dependence on foreign fossil fuels, create more jobs per unit of energy produced and considerably reduce the environmental impact. Biomass combustion simply means burning organic material, in other words combustion is a complex phenomenon involving simultaneous coupled heat and mass transfer with chemical reaction and fluid flow. For millennia, humans have used biomass combustion to create heat and, later, to generate power through steam. Wood is the most commonly used feedstock, a wide range of materials can be burned. These include residuals and byproducts such as straw, bark residuals, sawdust and shavings from sawmills, as well as so-called “energy crops” such as switchgrass, poplar and willow that are grown specifically to create feedstock. Still so today, the most widely applied conversion method for biomass is combustion. Use of biomass resources as wood to be burned typically associated with low conversion efficiency and high pollutant emissions. Burning of wood and agricultural materials in open fires and simple stoves for cooking and space heating is common around the world and a vital source of heat, although less desirable than advanced conversion techniques from the perspective of atmospheric pollution and undue health impacts from incomplete combustion. İntegration of power and heat generation in biorefinery operations will also lead to capacity expansions for biomass combustion and related systems. This report outlines biomass combustion, system designs and feedstock properties. 1. INTRODUCTION Since humans first learned to manage fire a quarter of a million years ago or more[1], the burning of fuels has served as a defining phenomenon for the development of societies. Releasing the energy needed for large-scale land clearing and agricultural expansion, combustion also provided the means for industrial growth, rapid transportation, the increase and concentration of populations, the waging of world wars, and the globalization of trade and culture. As the world population continues to expand, the environmental impacts of current fuel burning practices con not be sustained into the future[2]. In today’s world, there is a growing interest in the use of bio- mass for energy purposes[3-7]. The reasons include economic, political and environmental concerns, as well as the need to provide energy using renewable resources, reduce dependence on foreign fossil fuels, create more jobs per unit of energy produced and considerably reduce the environmental impact[8-12]. The majority of biomass waste products actually available are deprecated and may potentially be used as an energy source. In addition, many types of biomass forms can be grown as energetic crops to be consumed on-site, eliminating the dependence on third parties to supply raw materials[13]. 2. THE BIOMASS ASH FORMATION The elements that form the ashes are present in biomass as salts that are chemically bonded to the carbon structure (inherent ash), or they can come with biomass as mineral soil particles that have been caught during growth or are swiped during harvest and transport (foreign ash) [14]. The inherent ash components are homogeneously distributed in the fuel and are much more mobile than the trapped ash compounds, and therefore, they react chemically during combustion[15]. A fraction of these ash-forming compounds are volatilised and become part of the gas phase[16]. The volatilised amount depends on the characteristics of the fuel, the atmosphere surrounding the particle and the burner technology[17]. For example, a high combustion temperature and a reducing atmosphere enhance the volatilisation of environmentally relevant elements, such as heavy metals (Zn, Pb, etc.)[18]. Metals and metal oxides are partially evaporated at high temperatures within the fuel particles and they become an active part of the reactions during the gas phase[19]. 137 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book During its tour in the boiler fire, channels will precipitate at low temperatures and will nucleate on the surface as fine particles of CaO. They then become part of the gases in what is called “fly-ash” (size<1 μm). Due to a reoxidation– nucleation–coalescence process, these particles agglomerate, composing an ash type larger than10 μm known as coarse fly-ash[20]. Figure 1 shows the typical grate furnace with bottom ashes being formed. Non-volatile ash compounds that remain in the still-combust- ing particles may be melted and coalesced on or in the surface of the particle depending on the temperature and chemical composition of both the particle and the surrounding gases[21]. This results in ash particles that have a wide range of compositions, sizes and characteristics related to the original mineral. Depending on the density and size of these particles the technology used and the speed of the gases a fraction of these ashes can be entrained by the gases, but in general, the majority is deposited on the grid, forming the so-called “grate ashes”[22], as seen in Figure 2. Table 1 presents the ash average composition obtained from the combustion of some of the most common biomass forms. Due to complex alterations between K, Cl, P, Si and Ca, each element cannot be evaluated individually without including interactions between different oxides and equilibrium compositions, which are also highly dependent on the type of biomass, operational conditions and generated steam parameters. For example, a Cl content of less than 0.1% is not enough to avoid corrosion problems with heaters if you are dealing with a high temperature steam[28]. The ashes originated from biomass combustion after being collected are usually characterized using several laboratorial techniques, such is inductively coupled plasma atomic emission spectrometry (ICP-AES), X-ray fluorescence (XRF), X-ray diffraction (XRD), scanning electron microscopy (SEM) with energy dispersive X-ray spectrometry(EDX), and ion chromatography(IC)[29]. ICP-AES, XRF and SEM-EDX are usually applied to analyze the major elements present in the fuel as hand deposits, including Si, Al, Fe, Ca, Mg, Ti, Na, K, P, Cland S, as well as Pb and Zn for some fuels[30]. 3. MINERAL AND CHEMICAL COMPOSITION OF BIOMASS ASH Biomass is considered as important non-fossil renewable energy source and its combustion or co-combustion with hard coal in power plants in Poland increases systematically. Chemical and mineral composition of biomass ash differ significantly from coal ash. In case of co-combustion the composition and properties of fly ash and slag differ from the composition of ash and slag obtained during combustion of coal. Modified composition of fly ash produced in cocombustion influences possibilities of its application. The composition of coal ash varies within broad range but silicates or aluminosilicates are dominant components. Variation of chemical composition of biomass ash is very high. This study is based on 8 samples of biomass used in power plants in Poland. SiO2 content is relatively high in the straw ash (>66 wt% in ash obtained at 475°C and >73 wt% 138 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book in ash obtained at 800°C) or beech bark (ca. 56 wt% at 475 °C and ca. 58 wt% at 800°C) and very low in sunflower husks ash (36 wt% (475°C) and >42 wt% (800°C); in palm kernel ash varies from 21.6 (475°C) to 32.6 (900°C). CaO content is relatively high in beech bark ash – 15.4 wt% (475°C) and 17.7 (800°C). In several biomass ash samples MgO content exceeds 10 wt% (corn barn, straw and palm kernel). It is worthy to add that chemical composition of biomass used as fuel can vary significantly because it is related not only to vegetation type but also to soil conditions influencing vegetation growth and composition of detrital components (derived from soil, atmospheric dust particles deposited during cultivation or storage). Chemical composition of biomass ash results in its very variable mineral composition. Several samples are rich in K and Mg phosphates, other rich in carbonates (e.g. calcite, fairchildite, kutnahorite), sulphates (arcanite) and lime beside other components as quartz or cristobalite, and Fe oxides. Addition of these components to coal ash component results in high variability of composition and properties of ash obtained in co-combustion. The real influence of biomass co-combustion with coal on fly ash composition is related not only to the chemical and mineral composition of biomass ash but also ash content in biomass. Ash content in saw dust biomass is often very low[31]. corresponding effects, can be found in several research and technical studies[35]. One of the most important features of the ash of biomass is its behavior at high temperatures, particularly its melting behavior. The mechanisms of fusion and agglomeration of ash particles on burners’ grates and particle agglomeration processes on moving bed and fluidized bed burners are very important and must be taken into account when they are designed[36]. The melting behavior of the ash is also an important factor in determining the propensity of the different fuels to form deposits of slagorash vitrification, either on the grate or the boiler surface walls. Phase diagrams are a good starting point to study the behavior of the ash at high temperatures, where the influence is shown having a composition at the melting temperature, determined by the system design. Several studies use the ternary system CaO–SiO2–K2O phase diagram, where the melting temperatures of all possible compositions are plotted[37]. In these diagrams, woody biomass ash is presented as having high melting points and behavior that is in sensitive to changes in the composition [38], while typical fast-growing biomass ash, which is high in K, is presented as being dominated by eutectic system characteristics with low temperatures and large variations in composition[39]. 4. PHYSICAL AND CHEMICAL BEHAVIOUR OF THE ASHES The inorganic components that support biomass can be evenly distributed in the organic fuel, as inorganic component grains in the fuel particles and as foreign material brought to the process[32]. During the combustion process of the particle, the balance of the ash’s inorganic fraction that is formed then undergoes a series of simultaneous physical and chemical transformations in order to form ash particles as a result of segregation, evaporation, precipitation, nucleation and coalescence processes. These particles have a wide spectrum in terms of size, shape and composition. This depends on many factors, primarily the morphology and composition of the fuel, the combustion temperature and residence time[33]. During combustion several chemical and physical changes of the minerals at high temperature occur[34]. Silica will melt partially or totally and will interact chemically with other components of the ash, primarily forming alkali metal silicates (K and Na). Alumina-silicates will suffer partial or total fusion. Carbonates, oxalates, chlorides and other salts will be decomposed. Alkali metals and other heavy metals will be volatilized. The particles will suffer fragmentation by thermal shock and rapid emission of gases, as well as the mineral particles will coalesce and agglomerate. The type of combustion equipment used is also relevant in terms of the behavior of the ash, since the combustion conditions are different. For example in moving bed equipment, ash fusion may not be so troublesome as it is in fixed-bed situations, as there is less coalescence of the molten particles. Details of each type of biomass-burning technology, along with its 5. COMBUSTION SYSTEMS Direct combustion is the best established and most commonly used technology for converting biomass to heat. During combustion, biomass fuel is burnt in excess air to produce heat. The first stage of combustion involves the evolution of combustible vapors from the biomass, which burn as flames. The residual material, in the form of charcoal, is burnt in a forced air supply to give more heat. The hot combustion gases are sometimes used directly for product drying, but more usually they are passed through a heat exchanger to produce hot air, hot water or steam. The combustion efficiency depends primarily on good contact between the oxygen in the air and the biomass fuel. The main products of efficient biomass combustion are carbon dioxide and water vapor, however tars, smoke and alkaline ash particles are also emitted. Minimization of these emissions and accommodation of their possible effects are important concerns in the design of environmentally acceptable biomass combustion systems. Biomass combustion systems, based on a range of furnace designs, can be very efficient at producing hot gases, hot air, hot water or steam, typically recovering 65-90% of the energy contained in the fuel. Lower efficiencies are generally associated with wetter fuels. To cope with a diversity of fuel characteristics and combustion requirements, a number of designs of combustion furnaces or combustors are routinely utilized around the world. 139 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Underfeed Stokers Biomass is fed into the combustion zone from underneath a firing grate. These stoker designs are only suitable for small scale systems up to a nominal boiler capacity of 6 MWth and for biomass fuels with low ash content, such as wood chips and sawdust. High ash content fuels such as bark, straw and cereals need more efficient ash removal systems. Sintered or molten ash particles covering the upper surface of the fuel bed can cause problems in underfeed stokers due to unstable combustion conditions when the fuel and the air are breaking through the ash covered surface. Grate Stokers The most common type of biomass boiler is based on a grate to support a bed of fuel and to mix a controlled amount of combustion air, which often enters from beneath the grate. Biomass fuel is added at one end of the grate and is burned in a fuel bed which moves progressively down the grate, either via gravity or with mechanical assistance, to an ash removal system at the other end. In more sophisticated designs this allows the overall combustion process to be separated into its three main activities: Initial fuel drying Ignition and combustion of volatile constituents Burning out of the char. Grate stokers are well proven and reliable and can tolerate wide variations in fuel quality (i.e. variations in moisture content and particle size) as well as fuels with high ash content. They are also controllable and efficient. • • • Fluidized Bed Boilers The basis for a fluidized bed combustion system is a bed of an inert mineral such as sand or limestone through which air is blown from below. The air is pumped through the bed in sufficient volume and at a high enough pressure to entrain the small particles of the bed material so that they behave much like a fluid. The combustion chamber of a fluidized bed plant is shaped so that above a certain height the air velocity drops below that necessary to entrain the particles. This helps retain the bulk of the entrained bed material towards the bottom of the chamber. Once the bed becomes hot, combustible 140 material introduced into it will burn, generating heat as in a more conventional furnace. The proportion of combustible material such as biomass within the bed is normally only around 5%. The primary driving force for development of fluidized bed combustion is reduced SO2 and NOx emissions from coal combustion. Bubbling fluidized bed (BFB) combustors are of interest for plants with a nominal boiler capacity greater than 10 MWth. Circulating fluidized bed (CFB) combustors are more suitable for plants larger than 30 MW. The minimum plant size below which CFB and BFB technologies are not economically competitive is considered to be around 5-10 MW. 6. BIOMASS FEEDSTOCK PROPERTIES USED FOR IT’S COMBUSTION Biomass is a generic term for all vegetable material. It is generally a term for material derived from growing plants or from animal manure. The first biomass sources used on Earth were wood and dry grass, and for a long time these were used for cooking and heating. Products with fuel characteristics that are obtained biotechnologically from plant sources are defined as biomass energy sources. Generally, biomass is an easily obtained energy source and therefore it is especially important for countries with forest and agriculture-based economics and those having limited sources of energy. According to another definition, the term “biomass” refers to wood, short rotation woody crops, agricultural wastes, short-rotation herbaceous species, wood wastes, bagasse, industrial residues, waste paper, municipal solid waste, sawdust, bio solids, grass, waste from food processing, aquatic plants and algae animal wastes, and a host of other materials. Biomass is the plant and animal material, especially agricultural waste products, used as a source of fuel. Biomass as the solar energy stored in chemical form in plant and animal materials is among the most precious and versatile resources on Earth. It is a rather simple term for all organic materials that stem from plants, trees, crops and algae. Biomass is organic material that has stored sunlight in the form of chemical energy. Biomass is commonly recognized as an important renewable energy, which is considered to be such a resource that during the growth of plants and trees; solar energy is stored as chemical energy via photosynthesis, which can be released via direct or indirect combustion. All biomass is produced by green plants converting sunlight into plant material through photosynthesis. Photosynthesis is a carbon fixation reaction by reduction of carbon dioxide. The fixation or reduction of carbon dioxide is a light independent process. Although some of the steps in photosynthesis are still not completely understood, the overall photosynthetic equation has been known since the 1800s. The components of biomass include cellulose, hemicelluloses, lignin, extractives, lipids, proteins, simple sugars, starches, water, hydrocarbons, ash, and other compounds. Two larger carbohydrate categories that have significant value are cellulose and hemicelluloses ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book (holocellulose). The lignin fraction consists of non-sugar type macromolecules. Three structural components are cellulose, hemicelluloses, and lignin, which have the rough formulae CH1.67O0.83, CH1.64O0.78, and C10H11O3.5, respectively [40]. REFERENCES [1] Niele, F. (2005) Energy-Engine of Evolution, Elsevier, Amsterdam. [2] Brown, Robert C. (2011). Thermochemical Processing of Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power. USA: Wiley A John Wiley and Sons, Ltd, Publication. [3] Ruiz JA, et al. Biomass gasification for electricity generation: review of current technology barriers. RenewSustainEnergyRev2013; 18:174–83. [4] Abuelnuor AAA, et al. Characteristics of biomass in flameless combustion: a review. Renew Sustain Energy Rev 2014;33: 363–70. [5] Saidur R,et al. A review on exergy analysis of biomass based fuels. Renew Sustain Energy Rev 2012;16(2): 1217–22. [6] Sahu SG, Chakraborty N, Sarkar P. Coal–biomass cocombustion: an over- view. Renew Sustain Energy Rev 2014;39:575–86. [7] Nunes LJR, Matias JCO, Catalão JPS. Are view on torrefied biomass pellet sasa sustainable alternative to coal in power generation. Renew Sustain Energy Rev 2014;40:153–60. [8] Nunes LJR, Matias JCO, Catalão JPS. A review on torrefied biomass pellet sasa sustainable alternative to coal in power generation. Renew Sustain Energy Rev 2014;40:153–60. [9] Abbasi T, Abbasi SA. Biomass energy and the environmental impacts associated with its production and utilization. Renew Sustain Energy Rev 2010;14 (3):919–37. [10] Laser M, Lynd LR. Comparative efficiency and driving range of light-and heavy-duty vehicles powered with biomass energy stored in liquid fuels or batteries. Proc Natl Acad Sci 2014;111(9):3360–4. [11] Zanuncio AJV, et al. Physical and colorimetric changes in Eucalyptus grand is wood after heat treatment. Bio Resources 2013;9(1):293–302. [12] Zabalza B, Ignacio AVC, Usón AA. Life cycle assessment of building materials: comparative analysis of energy and environmental impacts and evaluation of the eco-efficiency improvement potential. Build Environ 2011;46(5):1133– 40. [13]Corma A, et al. Production of high-quality diesel from biomass waste pro-ducts. Angew Chem 2011;123(10):2423–6. [14] Hansen UE, Nygaard I. Sustainable energy transitions in emerging economies: the formation of a palm oil biomass waste-to-energy niche in Malaysia 1990– 2011.Energy Policy 2014;66:666–76. [15] Merlino G, et al. Shifts of microbial community structure during an aerobic digestion of a gro-industrial energetic crops and food industry by products. J Chem Technol Biotechnol 2012;87(9):1302–11. [16] Williams A, et al. Pollutants from the combustion of solid biomass fuels. Prog Energy Combust Sci 2012;38(2):113– 37. [17] Vassilev SV, et al. An overview of the chemical composition of biomass. Fuel 2010;89(5):913–33. [18] Vassilev SV, et al. An overview of the composition and application of bio- mass ash.Part1. Phase–mineral and chemical composition and classification. Fuel 2013;105:40–76. [19] Vassilev SV, et al. An overview of the composition and application of bio- mass ash.Part1. Phase–mineral and chemical composition and classification. Fuel 2013;105:40–76 [20] Boström D, et al. Ash transformation chemistry during combustion of bio-mass. Energy Fuels 2011;26(1):85– 93. [21] Nordgren D, et al. Ash transformations in pulverised fuel co-combustion of straw and woody biomass. Fuel Process Technol 2013;105:52–8. [22] TeixeiraP, et al. Use of chemical fractionation to understand partitioning of biomass ash constituents during co-firing in fluidized bed combustion. Fuel 2012;101:215–27. [23] Pengthamkeerati P, Satapanajaru T. Analysis and modeling of column operations on reactive dye removal onto alkaline-treated biomass fly ash. Desalin Water Treat 2013;54(1):1–8. [24] Pengthamkeerati P, et al. Alkaline treatment of biomass fly ash for reactive dye removal from aqueous solution. Desalination 2010;261(1):34–40. [25] Vassilev Stanislav V, Vassileva Christina G, Baxter David. Trace element con- centrations and associations in some biomass ashes. Fuel 2014;129:292–313. [26] Febrero Lara, et al. Characterization and comparison of biomass ashes with different thermal historiesusing TG-DSC.J Therm Anal Calorim2014;118 (2):669–80. [27] Huang S, et al. Thephysico chemical properties and catalytic characteristics of different biomass ashes. Energy Sources, PartA: Recovery, Util Environ Eff 2014;36(4):402–10. [28] Pisa I, Lazaroiu G. Influence of co-combustion of coal/biomass on the corrosion. Fuel Process Technol 2012;104:356–64. [29] Zhou Chuncai, et al. Investigation on thermal and trace element characteristics during co-combustion biomass with coal gangue. Bioresour Technol 2015;175:454–62. [30] Liu Na, et al. Sampling procedure in a willow plantation for chemical elements important for biomass combustion quality. Fuel2015;142:283–8. [31] European Mineralogical Conference Vol. 1, EMC2012423-1, 2012 European Mineralogical Conference 2012 141 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book © Author(s) M. Michalik and W. Wilczynska-Michalik Jagiellonian University, Institute of Geological Sciences, Krakow, Poland (marek.michalik@uj.edu.pl). [32] Eberhardt TL, Pan H. Analysis of the fly ash from the processing of wood chips in a pilot-scale downdraft gasifier: comparison of inorganic constituents determined by PIXE and ICP-AES. Biomass Bioenergy 2013;51:163–8. [33] Nunes L.J.R, Matias J.C.O, Catalão J.P.S. Biomass combustion systems: A review on the physical and chemical properties of the ashes. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 53(2016) 235–242. [34] Abraham R, et al. Physicochemical characterization and possible applications of the waste biomass ash from oleoresin industries of India.Fuel 2013;109:366–72. [35] Li L, et al. Heavy metal characterization of circulating fluidized bed derived biomass ash. J Hazard Mater 2012;233:41–7. [36] Wiinikka H, Grönberg C, BomanC. Emissions of heavy metals during fixed-bed combustion of six biomass fuels. Energy Fuels 2013;27(2):1073–80. [37] Tan Z, Lagerkvist A. Phosphorus recovery from the biomass ash: a review. Renew Sustain Energy Rev2011;15(8):3588–602. [38] Koukouzas N, Ketikidis C, Itskos G. Heavy metal characterization of CFB derived coal fly ash. Fuel Process Technol 2011;92(3):441–6. [39] Piotrowska P, et al. Fluidized-bed combustion of mixture so frape seed cake and bark: the resulting bed agglomeration characteristics. Energy Fuels 2012;26(4):2028–37. [40] http://www.springer.com/978-1-84882-010-4 142 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Hydrothermal Biomass Processing Turgay KAR Department of Chemistry Karadeniz Technical University Sedat KELEŞ Department of Chemistry Karadeniz Technical University Kamil KAYGUSUZ Department of Chemistry Karadeniz Technical University ABSTRACT Hydrothermal processing has been considered a cost-effective pretreatment and in general, the major advantages that this process offers are: the process does not require the addition and recovery of chemicals different from water, limited equipment corrosion problems, simple and economical operation. For that reason, the hydrothermal processing can be considered an environmentally friendly fractionation process. Hydrothermal processing, also known as “Hydrothermal Upgrading (HTUs)”, is a biomass conversion technology introduced by the Shell Oil Company in the1980s. The term “hydrothermal” used this report refers to the processing of biomass in water slurries at elevated temperature and pressure to facilitate the chemical conversion of the organic structures in biomass into useful fuels or chemicals. In this method, the thermal degradation of biomass takes place in water and affects the physicochemical properties of water. For example, its dielectric Constant is reduced at high temperatures. Therefore, while organic substances are insoluble in water under normal conditions, water can become a good solvent for non-polar substances under supercritical conditions. An increase in the ionic character of water can facilitate acid– base-catalyzed reactions. Additionally, most biomasses contain significant amounts of moisture. Raw materials must first be dried if the hydrothermal method is not used. This requires additional costs in industrial applications. For these reasons, the conversion of biomass into precious products by hydrothermal processing is a major subject of research. 1. INTRODUCTION As an alternative to fossil fuels, biomass has a high utilization potential and is one of the most important energy sources of the future[1,2]. One of the advantages of biomass is that it is a clean energy source. CO2, taken from the atmosphere by plants through photosynthesis, is utilized by the plant as a source of energy and returned to the atmosphere without additional CO2 release. Another advantage of biomass is that it is renewable. The formation of fossil fuels takes millions of years, while plants used as a source of biomass grow in periods of months or years. Plants can be directly used as a source o biomass or as various raw materials with low economic value, such as plant-based waste, industrial waste, household waste, and animal waste. Significant progress, especially in developed nations, has been made in obtaining fuel from biomass. Applications, such as the production of ethanol from corn and biodiesel from oil crops like canolaor waste oils are rapidly increasing[3]. Hydrothermal processing describes the thermal treatment of wet biomass at elevated pressures to produce carbohydrate, liquid hydrocarbons, or gaseous products depending upon the reaction conditions[4]. Hydrothermal processing, also known as “Hydrothermal Upgrading (HTUs)”, is a biomass conversion technology introduced by the Shell Oil Company in the 1980s. In this method, the thermal degradation of biomass takes place in water and affects the physicochemical properties of water[5]. While organic substances are insoluble in water under norma lconditions, water can become a good solvent for non-polar substances under supercritical conditions. An increase in the ionic character of water can facilitate acid– base catalyzed reactions[6]. Raw materials must first be dried if the hydrothermal method is not used. This requires addi- tional costs in industrial applications. For these reasons, the conversion of biomass into precious products by hydrothermal processing is a majör subject of research. Biomasses are organic substances mainly composed of carbon, hydrogen and oxygen, are living or have recently lived in the world, and have solar energy stored in its molecular bonds. Biomass has a high utilization potential among renewable energy resources. Examples of biomass include plants, such as trees, algae, corn, wheat, rye straw, grass, and fruit, vegetable wastes, plant- based waste, urban waste and agro-industrial waste[7-11]. A wide variety of studies has been conducted on the use of biomass as a source for renewable energy and an alternative to fossil fuels; interest in biomass continues to grow in an increasing trend[12-16]. The moisture content, calorific value, fixed carbon and volatile matter content, ash and residual. 143 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Contents, alkali metal content and cellulose/lignin ratio play important roles in the selection of a biomass as an energy source[17]. The amount and type of energy obtained vary according to properties of the selected biomass and the applied conversion technology. Biomass can be directly used in combustion processes in order to obtain heat or to generate electricity[18]. A biomass is any heterogeneous mixture of organic substances and a small amount of inorganic substances. Cellulose, hemicellu- lose, lignin, and extractives are the main components of lignocel- lulosic materials. Algal biomass mainly constitutes lipids, carbohydrates and proteins. The amount of each component in biomass varies according to the type of biomass, tissue type, growth stage and growing conditions of the plant[19,20]. Biomass has a high oxygen content compared with fossil fuels. Typically, by biomass dry weight, 30–40% is oxygen, 30–60% is carbon and 5–6% is hydrogen depending on the ash content. Nitrogen sülfür and chlorine make up less than 1% of the biomass and can be found in the structure of some types of biomass[21]. Elements of biomass, in the order of decreasing prevalence, are C, O, H, N, Ca, K, Si, Mg, and Al[22]. Inorganic components of the biomass are contained in the ash. The carbohydrate portion of biomass is composed of cellulose and hemicellulose, whereas the non-carbohydrate portion is composed of lignin[23]. Cellulose and hemicellulose provide structural and mechanical strength to the plant, while lignin, a non-carbohydrate, maintains the stability of these structures[24]. 2. HYDROTHERMAL PROCESSING Hydrothermal processing is an important thermochemical conversion process used to convert biomass into valuable products or biofuel. Hydrothermal liquefaction and gasification are two basic types of hydrothermal processes. Hydrothermal carbonization is a relatively new method and has gained prominence in recent years[25-27]. Typical hydrothermal processing conditions are temperatures of 523–647 K and pressures from 4 to 22 MPa. The temperature is sufficient to initiate pyrolytic mechanisms in the biopolymers, while the pressure is sufficient to maintain a liquid water processing phase[28]. The application of hydrothermal gasification to biomass with a moisture content of at least 30% under supercritical conditions requires less energy than that required for pre-drying the biomass[29]. Therefore, it is an appropriate process for the utilization of biomass wastes with high moisture contents generated by the agriculture and food industries and plants such as algae. The hydrothermal process can also be carried out at low temperatures and removes oxygen from biomass. Additionally, potential phase shifts can be prevented by performing the process under pressure resulting in increased process yields[30]. Lifecycle analysis (LCA) is very important in order to assess the benefits of hydrothermal processing of 144 biomass. Previous studies concerning lifecycle analysis(LCA) analysis of hydrothermal algal biomass showed that the process can be aviable and economic option. However, the aqueous phase and by products should be used effectively. The aqueous phase can be used in either gasification or cultivation medium for biomass[31-32]. The byproducts can be used in the production of electricity and process heat, as well as the recovery of inherent nutrients[33]. Besides the benefits of hydrothermal biomass processing, there are also some disadvantages. The method requires large water handling equipment and capabilities[34], typically uses more complex and expensive reactors [35], and is difficult to manage the separation and extraction procedures at the industrial scale. Additionally, it is difficult to calculate the gas yield because o fa complex mass balance due to variability in the hydrothermal media[36,37]. The hydrothermal process is divided into two reaction conditions: subcritical and supercritical water conditions. These two conditions are determined by the critical point of water (i.e., 374 °C and 22.1MPa). For each condition, water has different characteristics[38]. Subcritical Processing in the Liquid Phase At subcritical conditions the vapor pressure of water is a direct function of the temperature. In order to maintain liquid water in the processing environment, the operating pressure must be maintained above the vapor pressure. If the operating pressure is allowed to drop below the vapor pressure, the water will boil to regenerate sufficient water vapor to increase the pressure back to the vapor pressure. In this manner a hydrothermal process system can “boil dry” if allowed to depressurize[39]. Near the critical temperature, changes invapor pressure, liquid density, dielectric constant, and solvating power happen quickly with small changes in temperature. For example, with a temperature increase from 573K to 647 K, the operating pressure must be increased by 13.5MPa in order to maintain the liquid phase[40]. In addition, the volume of the liquid water will have expanded by 230% because of the drop in density of the liquid phase. Although the actual solubilities of inorganic materials in water have not been extensively determined near the critical point of water, it is clear from the available data, e.g. that for sodium carbonate[41], that they will have only limited solubility in water near the critical point. In the case of sodium carbonate, its solubility drops significantly over the range from 512K to 621 K, from 18.7 wt% to <2.0 wt%. A final important consideration is that the liquid water is an ionic reaction environment. The ion product of liquid water near its critical temperature is much higher than at ambient conditions. Ionizable compounds will be present as ions and able to react via ionic mechanisms. The ionic medium facilitates mass transfer. Hydroxyl and hydronium ions are present for reacting with the substrates such that both acid-catalyzed and base-catalyzed reactions can be facilitated. Siskin and Katritzky[42] have provided ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book examples of many organic molecules previously considered unreactive in liquid water that undergo chemical reactions when the water temperature was increased from 523K to 623 K. Similar mechanisms can also have deleterious effects when considering corrosion of the reactor metallurgy and structure. The pressurized operating environment requires a high-pressure reactor system, typically constructed of steel. Because of corrosion concerns, stainless steel (typically 300 series) appears to be required for this processing environment. Attack of the metals by the ionic species is a significant concern in designing and specifying materials of construction for such processes. Supercritical Processing in the Vapor Phase There are important differences in chemical processing in water at supercritical conditions versus subcritical. Kruse[43] states, “In no other solvent can the properties near and above the critical point be changed more strongly as a function of pressure and temperature than in water.” At supercritical conditions the dielectric constant of water moves toward one, after dropping from over 80 at ambient conditions to less than 20 at the critical temperature, 647 K. The drop in dielectric constant also favors free radical reactions over ionic mechanisms. As a result of the drop in the dielectric constant, the solubility of salts decreases while that of organic substances and permanent gases, like nitrogen and hydrogen, increases. In fact, water can be mixed with these gases in all ratios at supercritical conditions. At supercritical water conditions, the density of the processing environment is a function of pressure and temperature, as in the gas phase. Both the change in solubilities and density affect mass transfer rates. In the early 1980s many researchers expected altered and enhanced rates of chemical reaction to occur in supercritical solvents. It has been shown that this is not the case – there is no dramatic inflection in reaction rates in passing into the supercritical region. This was first pointed out in the early work on catalytic hydrothermal gasification[44], but has been confirmed numerous times since, as recently as a cellobiose decomposition study in 1998[45]. Separation and extraction of products Separation and extraction procedures of the biomass products under hydrothermal conditions are important. There are various separation and extraction procedures for each type of product. Yuan et al. investigated hydrothermal liquefactions of biomass at 200, 220, 250, 300 and 310 °C [46]. After the HT Lprocessing of biomass, gaseous products were vented, and liquefaction products were filtered under vacuum. The liquid portion contain edwater soluble products and analyzed for total organic carbon(TOC). The solid portion on the filter paper was extracted with tetrahydrofuran(THF) and analyzed by gas chromatography–mass spectrometry(GC–MS). Solid residue products (i.e.,THF-insolublecompounds) were obtain ed by drying in anovenat 105°C. The products were analyzed by a scanning electron microscope(SEM), a Fourier transform infrared spectrometer (FTIR) and an elemental analyzer. Kumar and Gupta obtained bio- crude from switch grass under subcritical water conditions between 235 and 260 °C[47]. Water soluble products were determined by a high performance liquid chromatography(HPLC) technique with refractive index detection. The determination of phenolic compounds wasper formed using GC–MS. Solid products were driedinanovenat1051C andanalyzedforthecarbohydrate composition. Bio-char products were analyzed by X-ray diffraction (XRD), FTIR, and SEM techniques. The subcritical/nearcritical liquefaction of woody biomass(Jackpine sawdust) was carried out at between 280 and 380 °C[48]. REFERENCES [1] McKendry P., Energy production from biomass. Part1: overview of biomass. Bioresour Technol 2002;83:37– 46. [2] Tekin K., Karagöz S.,t-BuOK catalyzed bio-oil production from woody biomass under sub-critical wate rconditions. Environ Chem Lett 2013;11:25–31. [3] Tekin K., Karagöz S., Bektaş S., A review of hydrothermal biomass processing. Renewable and Sustainable Energy Reviews 40(2014)673–687. [4] Brown, Robert C., (2011), Thermochemical Processing of Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power. USA: Wiley A John Wiley and Sons, Ltd, Publication. [5] Brunner G., Near critical and supercritical water.Part1. Hydrolytic and hydrothermal processes. J Supercrit Fluids 2009;47:373–81. [6] Elliott DC., Hydrothermal processing, thermochemical processing of biomass: conversion into fuels. In:Brown RC, editor. Chemicals and power. Chichester, UK: John Wiley&Sons, Ltd.;2011.p.200–31. [7] Wormeyer K., Ingram T., Saake B., Brunner G., SmirnovaI. Comparison of different pretreatment methods for lignocellulosic materials. Part II: ınfluence of pretreatment on the properties of rye straw lignin. Bioresour Technol 2011;102:4157–64. [8] Akalin M.K., Tekin K., Karagöz S., Hydrothermal liquefaction of cornelian cherry Stones for bio-oil production. Bioresour Technol 2012;110:682–7. [9] Jamari S.S., Howse JR., The effect of the hydrothermal carbonization process on palm oil empty fruit bunch. Biomass Bioenergy 2012;47:82–90. [10] Biller P., Friedman C., Ross A.B., Hydrothermal microwave processing of microalgae as a pre-treatment and extraction technique for bio-fuel sand bio-products. Bioresour Technol 2013;136:188–95. [11] Takata E., Tsutsumi K., Tsutsumi Y., Tabata K., Production of monosaccharides from napier grass by hydrothermal process with phosphoric acid. Bioresour Technol 2013;143:53–8. 145 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book [12] Cortright R.D., Davda R.R., Dumesic J.A., Hydrogen from catalytic reforming of biomass-derived hydrocarbons in liquid water. Nature 2002;418:964–7. [13] Román-Leshkov Y., Barrett C.J., Liu Z.Y., Dumesic J.A., Production of dimethyl furan for liquid fuels from biomass-derived carbohydrates. Nature 2007;447:982–5. [14] Bond J.Q., Alonso D.M., Wang D., West R.M., Dumesic J.A., Integrated catalytic conversion of gammavalerolactone to liquid alkenes for transportation fuels. Science 2010;327(5969):1110–4. [15] Horne P.A., Williams P.T., The effect of zeolite ZSM5 catalyst deactivation during the upgrading of biomass-derived pyrolysis vapours. J Anal Appl Pyrolysis 1995;34:65–85. [16] Collard F-X., Blin J., Bensakhria A., Valette J., Influence of impregnated metal on the pyrolysis conversion of biomass constituents. J Anal Appl Pyrolysis 2012;95:213–26. [17] McKendry P., Energy production from biomass. Part1: overview of biomass. Bioresour Technol 2002;83:37–46. [18] Bridgwater A.V., Meier D., Radlein D., An overview of fast pyrolysis of biomass. Org Geochem 1999;30:1479–93. [19] Vassilev S.V., Baxter D., Andersen L.K., Vassileva C.G., An overview of the composition and application of biomass ash. Part1: phase-mineral and chemical composition and classification. Fuel 2013;105:40–76. [20] Jenkins B.M., Baxter L.L., Koppejan J., Biomass combustion, thermochemical processing of biomass: conversion into fuels. In:Brown RC, editor. Chemicals and power. Chichester, UK:JohnWiley&Sons,Ltd.;2011.p.13–46. [21] Jenkins B.M., Baxter L.L., Koppejan J., Biomass combustion, thermochemical processing of biomass:conversion into fuels. In:BrownRC, editor. Chemicals and power. Chichester, UK:JohnWiley&Sons,Ltd.;2011.p.13–46. [22] Vassilev S.V., Baxter D., Andersen L.K., Vassileva C.G., An overview of the composition and application of biomass ash. Part1: phase-mineraland chemical composition and classification. Fuel 2013;105:40–76. [23] Tekin K., Karagöz S., Non-catalytic and catalytic hydrothermal liquefaction of biomass. Res Chem Intermed 2013;39:485–98. [24] Basu P., Chapter2 biomass characteristics. In:Basu P, editor. In biomass gasification and pyrolysis. Boston: Academic Press;2010.p.27–63. [25] Sevilla M., Fuertes A.B., Chemical and structural properties of carbonaceous products obtained by hydrothermal carbonization of saccharides. Chem Eur J 2009;15:4195–203. [26] Xiao L.P., Shi Z.J., Xu F., Sun R.C., Hydrothermal carbonization of lignocellulosic biomass. Bioresour Technol 2012;118:619–23. [27] Erlach B., Harder B., Tsatsaronis G., Combined hydrothermal carbonization and gasification of biomass with carbon capture. Energy 2012;45:329–33. [28] Brown, Robert C., (2011). Thermochemical Processing 146 of Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power. USA: Wiley A John Wiley and Sons, Ltd, Publication. [29] Savage P.E., Levine R.B., Huelsman C.M., Hydrothermal processing of biomass: thermochemical conversion of biomass to liquid. In:Crocker M, editor. Fuels and chemicals. Cambridge:RSC Publishing;2010.p.192–215. [30] Peterson A.A., Voge l.F., Lachance R.P., Fröling Jr. M., Antal M.J., Tester J.W., Thermochemical biofuel production in hydrothermal media:a review of sub- and supercritical water technologies. Energy Environm Sci 2008;1: 32– 65. [31] Orfield N.D., Fang A.J., Valdez P.J., Nelson M.C., Savage P.E., Lin X.N., et al. Lifecycle design of analgal biorefinery featuring hydrothermal liquefaction: effect of reaction condition sand an alternative pathway ıncluding microbial regrowth. ACS Sustain Chem Eng2014;2:867– 74. [32] Frank E.D., Elgowainy A., Han J., Wang Z., Lifecycle comparison of hydrothermal liquefaction and lipid extraction pathways to renewable diesel from algae. Mitig Adapt Strateg Glob Change 2013;18:137–58. [33] Gao X., Yu Y., Wu H., Lifecycle energy and carbon footprints of microalgal biodiesel production in Western Australia:a comparison of by products utilization strategies. ACS Sustain Chem Eng 2013;1:1371–80. [34] Elliott D.C., Hydrothermal processing, thermochemical processing of biomass: conversion into fuels. In:Brown RC, editor. Chemical sand power. Chichester, UK: John Wiley&Sons, Ltd.;2011.p.200–31. [35]Zhang L., Xu C., Champagne P., Overview of recent advances in thermochemical conversion of biomass. Energy Convers Manag 2010;51:969–82. [36] Karagöz S., Bhaskar T., Muto A., Sakata Y., Uddin M.A., Low-temperature hydrothermal treatment of biomass: effect of reaction parameters on products and boiling point distributions. Energy Fuels 2004;18:234–41. [37] Karagöz S., Bhaskar T., Muto A., Sakata Y., Comparative studies of oil compositions produced from sawdust, rice husk, lignin and cellulose by hydrothermal treatment. Fuel2005;84:875–84. [38] Tekin K., Akalin M.K., Bektas S., Karagoz S., Hydrothermal wood processing using borax decahydrate and sodium borohydride. J Anal Appl Pyrolysis 2013;106:68–72. [39] Brown, Robert C., (2011), Thermochemical Processing of Biomass Conversion into Fuels, Chemicals and Power. USA: Wiley A John Wiley and Sons, Ltd, Publication. [40] Weast, R.C. and Selby, S.M., (1968) CRC Handbook of Chemistry and Physics, 49th edition, The Chemical Rubber Company, Cleveland, OH, p. D-110. [41] Seidell A., (1953) Solubilities of Inorganic and Metal Organic Compounds, 3rd ed., vol. 1, Van Nostrand, New York, p. 1194. [42] Siskin M., and Katritzky A.R., (1991) Reactivity of organic compounds in hot water: geochemical and technological implications. Science, 254, 231–237. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book [43] Kruse A., (2008) Supercritical water gasification, Biofuels, Bioproducts & Biorefining, 2, 415–437. [44] Elliott D.C. and Sealock L.J.Jr., (1985) Low-temperature gasification of biomass under pressure, in Fundamentals of Thermochemcial Biomass Conversion (eds R.P. Overend, T.A. Milne, and L.K. Mudge), Elsevier Applied Science, London, pp. 937–950. [45] Kabyemela B.M., Takigawa M., Adschiri T. et al. (1998) Mechanisms and kinetics of cellobiose decomposition in sub- and supercritical water. Industrial & Engineering Chemistry Research, 37, 357–361. [46] Yuan X.Z., Tong J.Y., Zeng G.M., LiH, Xie W., Comparative studies of products obtained at different temperatures during straw liquefaction by hotcom- pressed water. Energy Fuels2009;23:3262–7. [47] Kumar S., Gupta R.B., Bio crude production from switch grass using subcritical water. Energy Fuels 2009;23:5151–9. [48] Zhang L., Xu C., Champagne P., Overview of recent advances in thermochemical conversion of biomass. Energy Convers Manag 2010;51:969–82. 147 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Tray Absorber And Retrofit Of Existing Absorber Optimization Of Flue Gas Desulphurization Efficiency* Wolfgang KARL Babcock Noell GmbH ABSTRACT New European or National regulation for SOx-emissions lead to the necessity of installing new flue gas desulphurization plants or the retrofitting of existing ones. Removal efficiencies of 96 – 98% and more also with high incoming SO2 content of 10.000 mg/Nm³ @ 6%O2 and more can be reached by using Babcock Noell Tray absorber technology. Along with this comes a remarkable reduction of dust content at the absorber outlet, reaching a dust separation of 50 – 90%, pending on the dust content at the inlet. With the measures applied by Babcock Noell, new emission levels of e.g. 130 mg/Nm³ for SOx and 8 mg/Nm³ for dust can be reached. Babcock Noell Tray is an in-built unit consisting of a perforated plate which significantly improves the mass transfer between the liquid reagent (lime or limestone) having remarkable advantages both technical and economical compared to the conventional technology of increasing the L/G ratio by installing additional spray levels in the absorber inside. The following survey explains the Tray technology in detail, also giving example and experiences of operating FGD plant working with new installed Tray absorber or retrofitted ones and naming the advantages for the customer. INTRODUCTION New European or National regulation for SOx and dust removal in the clean gas of coal fired power plants require an improvement of the removal efficiency. In many cases, this is accompanied by remarkable higher sulphur content in the coal used as fuel. This means, 200 mg/Nm³ SO2 or less (e.g. 130 mg/Nm³) have to be reached allowing an input of 10.000 mg/Nm³ and more. Existing power plants have to be equipped with new FGD installation as well as existing FGD plants have to be modernized. BABCOCK NOELL’S SCOPE OF SUPPLY Babcock Noell offers the whole range of flue gas cleaning for oil, gas or coal fired power plants which starts from the survey on site together with the customer, followed by tailor made design and layout, delivery, assembly and commissioning till the final acceptance by customer or local authorities. Babcock Noell technologies cover the dedusting, denitrification and desulphurization not only for the erection of new plants but also as retrofit of existing ones in order to fulfill environmental determination. In this field, our engineers are successful and reliable partners for our customer since decades. Dozens of flue gas cleaning plants are under operation since the early eighties. Experiences gained under the well-known name of Noell KRC Umwelttechnik GmbH are now available under the name of Babcock Noell GmbH since 2005. The following text gives detailed information and operational experiences for state of the art desulphurization plants using the Babcock Noell Tray Technology. BABCOCK NOELL TRAY TECHNOLOGY In order to improve the desulphurization efficiency in the absorber, the so called “Tray“-System is installed underneath the first spray level and above the raw flue gas inlet. This Tray System will be placed on top of a new installed support construction. The Tray System consists of a perforated bottom sheet with vertical partition plates made up from individual elements and of the supporting construction underneath the Tray System. The absorber slurry, which is dispersed in the absorber spray levels, is collected on the Tray System and creates a liquid froth layer on the Tray, which is a very effective and intensive zone of mixing and sulphur mass transfer as well as the capture of dust particles in the limestone or lime slurry. At the same time, the dwell time of the absorber slurry in the absorption zone is extended. The vertically arranged partition plates on the Tray System form compartments, which limit the horizontal *This document remains the property of Babcock Noell GmbH and reflects intellectual property, protected by, among other rights, our copyright. Without our permission, it is prohibited to reproduce or publish this document or its contents, in full or in parts, to make any of the foregoing available to any third parties or to use it for any commercial purposes. 148 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book distribution of the liquid in the respective compartment. This eliminates the risk of the unsuitable distribution of liquid and flue gas flow, which is a problem in many types of the spray absorbers. After passing the Tray System, the flue gases pass the contact zone of the absorber spray levels. When planked out the Tray System also serves as an integrated maintenance platform for the inspection and maintenance inside the absorber, without the necessity to install scaffolding. (1) Mist eliminator (2) Spray level (3) Tray (4) Recirculation pumps (5) Oxidation lances (6) Agitators Figure 2. Flue gas distribution without Tray. Figure 1. Principle build up of a Babcock Noell Tray Absorber. Figure 1 shows the Tray directly placed above the flue gas inlet and underneath the first spraying level. Pending on the necessary grade of SOx removal, three to six spray level can be installed. In general it has to be understood that the Tray supersedes one spraying level. Figure 3. Flue gas distribution with Tray. particulate (dust) and SOx removal. Lower slurry to flue gas ratio (L/G) for identical SOx removal performance. Reduced electrical power consumption of the absorber system, compared to the solution with additional spray levels. Saving of at least one spray level and its absorber pumps (new installation) No changes of absorber shell due to design reasons (Tray retrofit). Savings of piping, foundations and works on the electrical equipment and control system The existing absorber recycling pumps will be used with their piping. (Tray retrofit) Less need for the maintenance and the replacement of the wear and spare parts Integrated maintenance platform directly below the absorber spray levels. Reduction of down time due to short time of installation (e.g. Tray retrofit within one month) l l Design of the absorber and especially the Tray with its free passage area of 20 – 50% is based on computational Fluid dynamics studies (CFD studies) as shown in Figure 2 and Figure 3. l l Result: Flue gas distribution directly after Tray installation is homogeneous. ADVANTAGES OF THE BABCOCK NOELL TRAY TECHNOLOGY Homogeneous flue gas distribution over the whole absorber cross section area, especially also at partial and low load conditions. Prolonged dwell time in the absorption zone (hold-up), which allows operation with a higher SO2-content in the flue raw gases. Significantly improved absorber efficiency in the l l l l l l l l 149 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Limestone supply unit, Gypsum discharge unit. Figure 4. Babcock Noell Tray with spraying level, tangential flow type nozzles are used. Technical data: No of units: 2 Power per unit: 315 MW Raw gas volume per unit: 2.080.000 Nm3/h fuel: lignite SO2 – inlet concentration: 5.543 mg/Nm3, dry SO2 – separation efficiency: 97,4 % No of absorber: 2 Place: Isalnita ( Craiova), Romania Order income: August 2011 Commissioning: April 2014 Customer: S.C. Complexul Energetic Craiova S.A. Depending on the tailor made solution, the installation of Tray requires a pressure drop of 3 – 6 mbar. This pressure drop will be saved by using bidirectional nozzles, three stage mist eliminator with optimized design, saving of one or even two spray levels. Nevertheless, ID-fans capacity needs to be duly checked. Very even flow distribution and no plugging due to dry areas underneath the Tray is reported. These effects are characteristics of the special Babcock Noell design, which is based on more than 10 applications for new installation and retrofit in the past ten years and the experience of the former licenser Babcock and Wilcox with Tray technology for FGD in power plants with more than 120.000 MW installed power. In the following some of the latest refrences of Tray installations for new absorbers will be described at first, finally examples for Tray Retrofits will be mentioned. BABCOCK NOELL TRAY ABSORBER, NEW INSTALLATIONS Figure 5. FGD Isalnita, Romania. Scope of supply: Layout, design, construction, delivery assembly and commissioning of a turnkey FGD consisting of: 2 Absorber-Systems with chimney on top, Civil Works, Flue gas ducts, steelworks, I+C, DCS, 2 ID-fans Central 150 Figure 6. FGD Govora, Romania. Scope of supply: Layout, design, construction, delivery assembly and commissioning of a turnkey FGD with chimney on top, Civil Works, Flue gas ducts, steelworks, I+C, DCS, ID-fan, Central Limestone supply unit, Gypsum discharge unit. Technical data: No of units: 1 Power per unit: 200 MW Raw gas volume per unit: 760.000 Nm3/h fuel: lignite coal SO2 – inlet concentration: 6.975 mg/Nm3, dry SO2 – separation efficiency: 97,7 % No of absorber: 1 Place: Govora, Romania Order income: April 2013 Commissioning: End of 2015 Handing over: End of 2015 Customer: Valcea County Scope of supply: Layout, design, construction, delivery assembly and commissioning of a turnkey FGD consisting of: 3 Absorber-Systems, Civil Works, Flue gas ducts, steelworks, I+C, DCS, ID-fans, Central Limestone supply unit, Gypsum discharge unit. ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Figure 7. FGD Turow, Poland. Technical data: No of units: 3 Power per unit: 206 MW Raw gas volume per unit: 1.200.000 Nm³/h Fuel: lignite coal SO2 –inlet concentration: 2.493 mg/Nm³, dry SO2 –removal efficiency: 96 % No. of absorber: 3 Place: Turow, Poland Order income: September 2013 Commissioning: April 2016 Customer: PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S. A. - Oddział Elektrownia Turów, Bogatynia BABCOCK NOELL TRAY RETROFIT Babcock Noell Tray retrofit is the best technical and economic way to upgrade existing absorber in order to achieve higher SOx or dust removal efficiency. This retrofit can be installed in existing open spray absorber or in a double loop spray absorber installed in the 80ies and 90ies of the last century (e.g. Orhaneli, Turkey). SOx clean gas concentration of less than 130 mg/Nm³ and dust contents of less than 8 mg/Nm³ (depending on inlet concentration) can be reached. Figure 8. Tray retrofit with elimination of first spraying level and revamping of second spraying level. SO2 concentration in the raw gas it is necessary to increase the removal efficiency from 90% to 97% in order to reach a SO2 content of 200 mg/Nm³. Therefore, the existing first spray level will be eliminated and replaced by a new spraying level with new inside and outside piping and new spray nozzles with a better and more intense distribution of limestone slurry. The existing spray level three and four remain unchanged. Also modification of absorber pumps will be done only by installing a new impeller for absorber pump 1 to increase the capacity. The slight increase of pressure drop is buffered by the existing capacity of the ID-fan in operation. In all Babcock Noell FGD plants with Tray Absorber technology, it is also reported and measured a huge decrease of dust content in the clean gas from 250 mg/ Nm³ down to less than 20 mg/Nm³ or 20 mg/Nm³ down to 8 mg/Nm³ The following diagrams from a Babcock Noell Tray retrofit in a 600 MW Power Plant in Germany with its before / In many cases it is sufficient to install just a Tray without any changes in the circulation system, ID-fan, Gypsum discharge and sorbent supply. If the SOx concentration of the raw gas increases significantly due to higher sulphur content in the coal, it will be necessary to check and eventually modify the a.m. systems. The slight increase of pressure drop with the Tray installation of 3 – 6 mbar can be buffered by modernization of the spraying system with bidirectional nozzles and modernization of mist eliminator. Figure 8 shows the principle of Tray retrofit plus modernization of spraying level. Due to a 15% higher inlet Diagram 1. 85% SO2 removal without Tray Technology. 151 ICCI 2016 - Bildiriler Kitabı / Proceedings Book Diagram 2. 96% SO2 removal with Tray Technology. after measurements show a significant rise of efficiency from 85% to 96% in SO2 – removal, accompanied with a higher generation of oxidation air. With 2,500 mg/Nm³ SO2 content in the raw gas volume flow of 2.2 Mio actual wet m³/h the SO2 content of the clean gas is more than 400 mg/Nm³. After installing the Babcock Noell Tray, efficiency rises up to 96% as the following Diagram 2 shows with 3,500 mg/Nm³ SO2 content in the raw gas and less than 150 mg/Nm³ in the clean gas. CONCLUSION New installation of FGD equipped with Tray absorber technology in Belgium, Poland, Germany, Romania and a number of retrofitted Absorber in Germany and Czech Republic prove the necessity and functionality of this technology. Babcock Noell Engineers are looking forward to helping the customers in all design, construction, delivery, assembly and commissioning matters not only for Tray retrofit but also for complete new installation of FGD plants including limestone slurry preparation and gypsum dewatering. 152 Energy Events Worldwide Dünya Çapında Enerji Etkinlikleri Leading Trade Fair Network for Renewable and Conventional Power Generation, Power Supply, Transmission, Distribution and Storage Yenilenebilir ve Konvansiyel Enerji Üretimi, Temini, Dağıtımı ve Depolanması Alanında Lider Ticaret Fuarları Ağı Almanya / Germany Türkiye / Turkey Kanada / Canada HANNOVER MESSE Hannover 24 - 28 Nisan / April 2017 Electrotech EURASIA İstanbul 16 - 19 Mart / March 2017 ICCI İstanbul3 - 5 Mayıs / May 2017 CanWEA Calgary 1 - 3 Kasım / November 2016 Solar Canada Toronto 5 - 6 Aralık / December 2016 www.hannovermesse.de/worldwide