ÖZET - Ankara Üniversitesiacikarsiv.ankara.edu.tr/browse/564/868.pdf · ηRankine Rankine verimi...
Transcript of ÖZET - Ankara Üniversitesiacikarsiv.ankara.edu.tr/browse/564/868.pdf · ηRankine Rankine verimi...
i
ÖZET
Doktora Tezi
KIRSAL KESİMDE KURULABİLECEK DOĞALGAZ YAKITLI
OTOPRODÜKTÖR KOJENERASYON SANTRALLERİ
ÜZERİNE BİR ARAŞTIRMA
Osman Tolga YENİCE
Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü
Tarım Makinaları Anabilim Dalı
Danışman: Prof. Dr. Mustafa Özcan ÜLTANIR
Bu çalışmada, Türkiye’nin elektrik enerjisi üretiminde özel sektör olarak büyük katkısı
olan otoprodüktör kojenerasyon santralleri tanıtılmış, kullanılan sistemler akış
diyagramları halinde sunulmuş, teknik ve ekonomik değerlendirmelerde bulunulmuştur.
Elde edilen verilere göre teknik ve ekonomik analizler yapılmış, bilgisayar simülasyon
programı hazırlanmıştır. Simülasyon programı sonuçları gerçek santral verileri ile
karşılaştırılmıştır. Ayrıca hazırlanan programın kojenerasyon santrali fizibilite raporu
hazırlanması açısından uygun olduğu belirlenmiştir.
2005, 76 sayfa
ANAHTAR KELİMELER : Kojenerasyon santraller, otoprodüktör, birleşik ısı ve güç
sistemleri, teknik ve ekonomik analiz.
ii
ABSTRACT
Ph. D. Thesis
A RESEARCH ON AUTOPRODUCER COGENERATION POWER PLANTS
WITH NATURAL GAS FUEL FOR RURAL AREAS
Osman Tolga YENİCE
Ankara University Graduate School of Natural and Applied Sciences
Department of Agricultural Machinery
Supervisor: Prof. Dr. Mustafa Özcan ÜLTANIR
In this study, auto producer cogeneration power plants which are used in Turkey’s
private sector that produce electricity are presented. Flow diagrams and economic tables
about cogeneration power plants are shown in this study. According to data from
cogeneration power plants, technique and economic analyses and computer simulation
program is prepared. Results from analyses and computer program are compared with
their real data from cogeneration power plants. These analyses and simulation program
are suitable for making feasibility report about cogeneration power plants.
2005, 76 pages
Key Words: Cogeneration power plants, auto producer, combine heat and power
systems, thermo dynamical and economical analyses.
iii
ÖNSÖZ VE TEŞEKKÜR
Dünyada enerjiye olan talep giderek artmaktadır. Enerji üretiminde amaç kaliteli,
güvenilir ve ekonomik enerji üretimi olmalıdır. Enerji temininde ise sürdürülebilir
kalkınma önem kazanmaktadır. Bugünkü dünyanın yaşam kalitesi yükseltilirken
gelecek dünyaya da aynı yaşam kalitesinin sunulması gerekmektedir. Ülkelerin enerji
politikalarındaki amaç, sürdürülebilir enerji üretimi olmalıdır.
Küresel rekabetin arttığı bir ortamda enerjide sürdürülebilirlik, kaliteyi yükseltmek ve
maliyeti düşürmekle olanaklıdır. Kojenerasyon enerji sistemleri, bu amaç için kullanılan
enerji üretim tekniklerinin başında yer almaktadır. Hem elektriğin hem de ısının birlikte
üretildiği bu sistemler ülkemizdeki elektrik enerjisi üretiminde büyük bir orana sahiptir.
Bu çalışmamda yardımlarını esirgemeyen Sayın danışman hocam Prof. Dr. Mustafa
Özcan ÜLTANIR’a, ve Prof. Dr. Musa AYIK ile Prof. Dr. Selahattin ERAKTAN’a
ayrıca tezin hazırlanması aşamasında incelemelerde bulunduğum Zorlu Enerji, Ak
Enerji ve Ayen Enerji ile Ayanoğlu Salyangoz Fabrikası ve Çanakcılar Seramik
Fabrikası yetkililerine teşekkürlerimi sunarım.
Osman Tolga YENİCE
Ankara, Nisan 2005
iv
İÇİNDEKİLER
ÖZET .................................................................................................................................i ABSTRACT......................................................................................................................ii ÖNSÖZ VE TEŞEKKÜR ................................................................................................iii SİMGELER DİZİNİ .........................................................................................................v ŞEKİLLER DİZİNİ.........................................................................................................vii ÇİZELGELER DİZİNİ ..................................................................................................viii 1. GİRİŞ ........................................................................................................................1 1.1. Türkiye’de Otoprodüktör Elektrik Üretimi.............................................................2 1.2. Kojenerasyon ve Tarihsel Gelişimi.........................................................................5 1.3. Kojenerasyon Sistemlerinin Kullanıldığı Alanlar...................................................6 1.4. Kojenerasyon Tesislerini Oluşturan Sistemler........................................................8 1.5. Kojenerasyon Tesislerinin Üstünlükleri................................................................12 1.6. Türkiye’deki Kojenerasyon Santralleri .................................................................13 2. KAYNAK ÖZETLERİ ..........................................................................................14 3. MATERYAL VE YÖNTEM.................................................................................26 3.1. Materyal ................................................................................................................26 3.1.1. Zorlu enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali................................................26 3.1.2. Ak enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali....................................................29 3.1.3. AYEN enerji kombine çevrim santrali...............................................................31 3.1.4. Ayanoğlu salyangoz fabrikası ............................................................................33 3.1.5. Çanakcılar seramik fabrikası..............................................................................37 3.2. Yöntem..................................................................................................................40 3.2.1. Teknik analiz......................................................................................................40 3.2.1.1. Gaz türbini hesabı ...........................................................................................41 3.2.1.2. Buhar türbini hesabı ........................................................................................42 3.2.1.3. Atık ısı kazanı hesabı ......................................................................................43 3.2.1.4. Jeneratör hesabı ...............................................................................................44 3.2.2. Ekonomik analiz ................................................................................................45 3.2.2.1. Sermaye .........................................................................................................45 3.2.2.2. Keşif özeti .......................................................................................................46 3.2.2.3. Sabit masraflar ................................................................................................47 3.2.2.4. Değişen masraflar............................................................................................48 3.2.2.5. Gelir-gider tablosu ..........................................................................................49 3.2.2.6. Fon akış tablosu ..............................................................................................50 3.2.2.7. İç karlılık oranı ................................................................................................51 3.2.3. Kojenerasyon santrali simülasyon programı ......................................................52 4. ARAŞTIRMA BULGULARI.................................................................................55 4.1. Teknik Bulgular ....................................................................................................55 4.2. Ekonomik Bulgular ...............................................................................................58 4.3. Sonuçların İstatistiksel Analizi .............................................................................66 5. TARTIŞMA VE SONUÇ........................................................................................70 KAYNAKLAR ...............................................................................................................72 EK 1 Visual Basic Simülasyon Program CD'si .................................................................. ÖZGEÇMİŞ ....................................................................................................................76
v
SİMGELER DİZİNİ
ηBrayton Brayton verimi ηc Kompresör etkinliği ηel Jeneratör etkinliği ηG Global etkinlik ηhr Düzeltilmiş etkinlik ηRankine Rankine verimi ηt Gaz türbini ısısal etkinliği BD Bugünkü değer ($) BDDF Bugünkü değer faiz faktörü Bt Her yıl sonunda kalan amortisman ($/yıl) cbuhar Buharın özgül ısısı (kJ/kgK) cegzoz Egzoz gazının özgül ısısı (kJ/kgK) cp doğalgaz Doğalgazın sabit basınçtaki özgül ısısı (kJ/kgK) cp hava Havanın sabit basınçtaki özgül ısısı (kJ/kgK) csu Suyun özgül ısısı (kJ/kgK) Dt t yılı sonundaki amortisman değeri ($/yıl) Ef Yakıtın ısısal gücü (kW) Er Elektrik ihtiyacı (kW) ei Özgül ekserji (kJ/kg) F Faiz artışı sonucu oluşan değer ($) FO Faiz oranı G Nakit giriş ve çıkışları ($) gi Senkronize faktörü H Eşdeğer yıllık kullanma saati (h/yıl) Hd Sistemdeki maksimum ısı (kW) h1 Doygun sıvı entalpisi (kJ/kg) h3 Kuru buhar entalpisi (kJ/kg) h4 Kızgın buhar entalpisi (kJ/kg) hbuhar Kazandan çıkan buharın entalpisi (kJ/kg) hsu Kazanı besleyen suyun entalpisi (kJ/kg) IO İskonto oranı IPL Santral ana parası ($) K Geri ödeme süresi (yıl) Los Gaz türbinindeki kaybolan enerji (kW) megzoz Gaz türbini egzoz miktarı (kg/s) msu Kazan besi suyu miktarı (kg/s) n Faiz ödeme süresi neko Ekonomik ömür (yıl) nhava Havanın polientropik sabitesi P Buhar türbini maksimum basıncı (bar) P1 Gaz türbini giriş basıncı (bar) P2 Gaz türbini sıkışma sonu basıncı (bar) Pi/Po Giriş çıkış basınç oranı Psantral Santralin yatırım miktarı ($) R Yıllık toplam kar ($/yıl)
vi
RG Gaz sabitesi r İç karlılık oranı Sel Elektrik üretimi yıllık karı ($/yıl) Ss Buhar üretimi yıllık karı ($/yıl) s Standart sapma si Buharın giriş entropisi (kJ/kgK) so Buharın çıkış entropisi (kJ/kgK) T1 Çevre sıcaklığı (K) T2 Gaz türbini sıkışma sonu sıcaklığı (K) T3 Gaz türbini yanma sıcaklığı (K) T4 Gaz türbini egzoz sıcaklığı (K) Tel Elektrik tarifesi ($/kWh) tb Buharlaşma sıcaklığı (0C) tbaca Kazan baca gazı sıcaklığı (0C) tegzoz Gaz türbini egzoz gazı sıcaklığı (0C) tk Buhar türbini kızdırma sıcaklığı (0C) tsu Kazana giren besleme suyu sıcaklığı (0C) URB Bakım masrafı (($/kWh) Yel Elektrik üretim maliyeti ($/kWh) Yf Yakıt tüketimi ($/kWh) Ys Buharın üretim maliyeti ($/kWh) YO Yüklenme oranı
vii
ŞEKİLLER DİZİNİ
Şekil 1.1. Kojenerasyon sisteminin şematik görünüşü .....................................................5 Şekil 1.2. Trijenerasyon sisteminin şematik görünüşü .....................................................6 Şekil 1.3. Türkiye’de kojenerasyon tesislerinin kullanıldığı alanlar (Topuz 2001)..........7 Şekil 1.4. Kojenerasyon tesisinin şematik görünümü .......................................................8 Şekil 1.5. Gaz türbini ........................................................................................................9 Şekil 1.6. Gaz motoru .......................................................................................................9 Şekil 1.7. Dizel motor .......................................................................................................9 Şekil 1.8. Atık ısı kazanı .................................................................................................10 Şekil 1.9. Buhar türbini ve çarkı .....................................................................................10 Şekil 2.1. Kojenerasyon sisteminin akış diyagramı ........................................................14 Şekil 2.2. ASPEN yazılım programı akış şeması............................................................15 Şekil 2.3. Sistemin akış şeması .......................................................................................17 Şekil 2.4. Sistemin akış diyagramı ..................................................................................18 Şekil 2.5. Santral akış diyagramı.....................................................................................21 Şekil 3.1. Zorlu Enerji 1 numaralı santral akış şeması....................................................27 Şekil 3.2. Zorlu Enerji 2 numaralı santral akış şeması....................................................27 Şekil 3.3. Ak Enerji akış şeması .....................................................................................30 Şekil 3.4. AYEN Enerji kombine çevrim santrali akış diyagramı ..................................32 Şekil 3.5. Devrek salyangoz fabrikası işlem akış şeması................................................35 Şekil 3.6. Fabrikanın elektrik tüketimi............................................................................36 Şekil 3.7. Çanakçılar seramik fabrikası akış diyagramı. .................................................39 Şekil 3.8. Brayton çevrimi. .............................................................................................41 Şekil 3.9. Rankine çevrimi ..............................................................................................42 Şekil 3.10. Atık ısı kazanı yararlı ve harcanan ısılar.......................................................43 Şekil 3.11. Benzeşim programı teknik analiz akış diyagramı .........................................52 Şekil 3.12. Benzeşim programı ekonomik analiz akış diyagramı ...................................53 Şekil 4.1. Gaz türbini verim ve sıcaklık eğrileri .............................................................67 Şekil 4.2. Buhar türbini verim ve entalpi eğrileri............................................................68 Şekil 4.3. İç karlılık oranı grafiksel analizi .....................................................................69
viii
ÇİZELGELER DİZİNİ
Çizelge 1.1. Enerji kaynaklarına göre üretim payları (%) (Anonim 2002).......................3 Çizelge 1.2. Otoprodüktör santrallerinde kullanılan yakıt miktarları ...............................4 Çizelge 1.3. Otoprodüktör santrallerinin elektrik enerjisi üretimi (GWh)........................4 Çizelge 1.4. Tesislerde kullanılan yakıtlar ve özellikleri................................................11 Çizelge 2.1. İşlem giriş verileri .......................................................................................16 Çizelge 2.2. İşlem çıkış verileri.......................................................................................16 Çizelge 2.3. Elektriksel çıkış verileri ..............................................................................16 Çizelge 2.4. Termoekonomik yöntemle bulunan sonuçlar .............................................18 Çizelge 2.5. Gaz türbini performans değerleri ................................................................22 Çizelge 2.6. Waukesha onayı verilen sistemin sayısal analizi ........................................23 Çizelge 2.7. Waukesha onayı verilen sistemin ekonomik analizi...................................24 Çizelge 3.1. Zorlu enerji santral teknik verileri ..............................................................28 Çizelge 3.2. AYEN Enerji kombine çevrim santrali teknik veriler ................................33 Çizelge 3.3. Fabrikada elektrikle çalışan makinaların çektikleri güçler .........................36 Çizelge 3.4. Seramik fabrikasındaki makinaların çektiği elektrik güçleri ......................38 Çizelge 3.5. Kojenerasyon projesi keşif özeti.................................................................46 Çizelge 3.6. Gelir-gider tablosu ......................................................................................49 Çizelge 3.7. Fon akış tablosu ..........................................................................................50 Çizelge 4.1. AYEN enerji kojenerasyon santrali keşif özeti...........................................59 Çizelge 4.2. AYEN enerji amortisman hesabı ................................................................60 Çizelge 4.3. AYEN Enerji faiz hesabı ............................................................................60 Çizelge 4.4. AYEN Enerji faiz ödemeleri.......................................................................61 Çizelge 4.5. AYEN enerji sigorta teklifi.........................................................................61 Çizelge 4.6. AYEN enerji gelir-gider tablosu ($) ...........................................................62 Çizelge 4.7. AYEN enerji fon akış tablosu (1000$) .......................................................64 Çizelge 4.8. AYEN enerji iç karlılık oranı......................................................................65 Çizelge 4.9. Gaz türbini sayısal analizi...........................................................................66 Çizelge 4.10. Buhar türbini verim analizi .......................................................................67 Çizelge 4.11. İç karlılık oranı sayısal analizi ..................................................................68 Çizelge 5.1. Teknik veriler ile hesapla bulunan verilerin karşılaştırılması.....................70
1
1. GİRİŞ
Dünyada nüfus artışı ile birlikte enerjiye olan talep de hızla artmaktadır. Özellikle fosil
yakıt rezervlerinin giderek azalması enerji kullanımını sıkıntıya sokmaktadır. Enerji
üretiminde çeşitlilik ve var olan her türlü enerji kaynağının kullanılması ülkelerin enerji
politikasındaki hedefi olmalıdır.
Türkiye’de elektrik enerjisi talebi ülke ekonomisinden daha hızlı ilerlemektedir. 2001
yılında ekonomik krizin yaşandığı dönemde bile elektrik üretimi %1 oranında artarak
127.9 milyar kWh’e yükselmiştir. Kapasite yetersiz kaldığı için tüketimin %3.5’i ithalat
yoluyla karşılanmıştır. Devlet Planlama Teşkilatının yapmış olduğu tahminlere göre
önümüzdeki beş yıl boyunca elektrik enerjisi talebinin %9 oranında büyümesi
beklenmektedir (Anonim 2000).
Türkiye’nin elektrik üretimindeki kurulu gücü 2001 yılı sonu itibariyle 23316 MW
seviyelerindedir. 2001 yılında 4.5 milyar kWh elektrik enerjisi ithal edilmiştir. Elektrik
enerjisi talebinin yılda ortalama %8 büyümesi halinde, yirmi yıl sonra elektrik enerjisi
talebi 550 milyar kWh’e ulaşacağı tahmin edilmektedir. Bu yüzden kurulu gücün
110000 MW seviyelerine çıkması gerekmektedir (Anonim 2002).
Ülkemizde elektrik enerjisi talebinin 2001 yılı itibariyle %73’ünü kamu, %13.5’ini özel
sektör karşılamaktadır. Ülkemizin içinde bulunduğu ekonomik sıkıntıdan dolayı özel
sektörün enerji talebini karşılama oranının giderek artması beklenmektedir.
Elektrik enerjisinin özel sektör tarafından üretilmesini gerçekleştiren sektörlerin başında
otoprodüktör santraller gelmektedir. Gereken elektrik enerjisini kaliteli, güvenli ve
ekonomik olarak üretip kendi kuruluş ve ortaklarına sağlayan otoprodüktör
kojenerasyon santrallerinin sayısı 2003 yılında 154’e yükselmiştir. Ortalama
kapasiteleri 23 MW olup toplam kurulu güçleri 3550 MW’ tır. Otoprodüktör
kojenerasyon santrallerin toplam elektrik üretimindeki payı 2003 yılında %16.5
seviyelerindedir ve 2005 yılında bu oranın %18-20’ye yükselmesi beklenmektedir
(Ağış 2003).
2
1.1. Türkiye’de Otoprodüktör Elektrik Üretimi
Otoprodüktörler, kendi faaliyet alanlarının enerji gereksinimlerini karşılamak amacıyla,
belirli kurallara dayanarak kurup işlettiği tesislerde elektrik üreten tüzel kişilerdir.
Otoprodüktörlüğün kurulmasındaki amaç, ülkemizin gittikçe artan enerji gereksinimini
göz önünde bulundurarak kendi kurup işleteceği tesislere daha ekonomik, güvenilir ve
kaliteli enerji sağlamaktır. Bu sistemin 3 önemli fonksiyonu bulunmaktadır
(Taboğlu 2000).
• Özel sektörün enerji yatırımlarına katılmasını sağlayarak ülkenin enerji açığının
kapatılmasına katkıda bulunmak,
• Bu tür tesisleri kuran birimlerin kendi enerji gereksinimlerini ucuz ve güvenilir
biçimde karşılamalarını sağlamak, maliyetlerin azalmasıyla yatırımcıların
rekabet güçlerini artırmak,
• Enerji temininde tek bir üreticiye bağlı kalmaktan kurtulmak.
Ülkemizde otoprodüktörlük ile ilgili yönetmelik değişiklikleri, 6.8.1985 tarih ve
85/9799 sayılı Resmi Gazetede yayınlanan Bakanlar Kurulu Kararı ile “Türkiye Elektrik
Kurumu Dışındaki Kuruluşlara Elektrik Enerjisi Üretim Tesisi Kurma ve İşletme İzni
Verilmesini Belirleyen Yönetmelik” ile başlamış 1996, 1998 ve 2000 yıllarında yapılan
eklerle halen yürürlükte olan şeklini almıştır (Alemdaroğlu 2003).
Yönetmelikte bulunan bazı maddeler aşağıda sıralanmıştır (Ültanır 1998) :
• Otoprodüktörler kendi faaliyet alanlarının enerji ihtiyaçlarını karşılamak üzere
üretim tesisi kuran ve elektrik enerjisi üreten tüzel kişiler, otoprodüktör grupları ise aynı
amaçla elektrik üreten tüzel kişiler grubu olarak tanımlanmaktadır.
• Sanayi tesislerinin yanı sıra, beş bin konutu aşan uydu kent yerleşim birimleri,
hastaneler, dört yıldızlı oteller ve tatil köyleri, organize sanayi bölgeleri, üniversite
kampüsleri otoprodüktör santralleri kurabilirler.
• Belediyeler çöp, çöp gazı, atıklar, biyokütle, rüzgar, güneş enerjisi ile çalışan
otoprodüktör santralı kurabilirler.
3
• Kültür balıkçılığı tesisleri, besicilik tesisleri, kümes hayvanları üretim çiftlikleri,
tarımsal sulama tesisleri; rüzgar ve/veya güneş enerjisi ile çalışan otoprodüktör santralı
kurabilirler.
• Türk Silahlı Kuvvetleri Güçlendirme Vakfı, ortağı olduğu otoprodüktör grubunca
üretilecek enerjiyi T. S. K. ve kurumlarına verebilir.
• Otoprodüktör santralleri; sanayi tesislerinin atık ısısı veya benzeri yan ürünlerden
yararlanan kombine çevrimli, buhar çevrimli, hidrolik, biyokütle, atıklar, rüzgar ve
güneş ile çalışan üretim tesisleri olabilirler. Kurulan otoprodüktör santralin atık ısısı var
ise 12 ay içerisinde değerlendirilmesi esastır.
• Otoprodüktör santraller kendinin ve ortaklarının enerji ihtiyacını karşıladıktan sonra
kalan fazla enerjilerini fiziki bağlantı yaptıkları kuruluşa, tüketiciye uygulanan ortalama
net satış fiyatının % 85’ ini aşmayacak bir fiyatla satarlar.
• Enerjisini iletim ve dağıtım hatlarını kullanarak nakleden otoprodüktörler nakil
bedeli öderler. Nakil bedeli nakledilen enerji miktarı ile orantılı olup, iletim için en fazla
% 10.5, dağıtım içinse % 6.5’tir.
Dağıtım sistemlerindeki sorunlardan kaynaklanan enerji kesilmelerinin meydana
getirdiği olumsuzlukların giderilmesi ve sanayiciye kesintisiz, kaliteli enerji
sunulabilmesi otoprodüktörlerin çekiciliğini arttırmıştır (Klimstra 2003).
1998-2001 yılları arasında enerji kaynaklarına göre Türkiye’de enerji üretiminde en
fazla pay doğal gaz ve linyit santrallerindedir (Çizelge 1.1).
Çizelge 1.1. Enerji kaynaklarına göre üretim payları (%) (Anonim 2002)
Yıllar 1998 1999 2000 2001
Doğalgaz 22 31 37 40Linyit 30 29 28 28Su 38 30 25 20Taşkömürü 3 3 3 3Sıvı Yakıt 6 6 6 8Diğer 1 1 1 1
4
Otoprodüktörlük, doğalgaz kullanımının ülkemizde yaygınlaşmasıyla gelişmiştir. 2000
yılında otoprodüktör üretiminde en fazla kullanılan birincil kaynak % 63’lük payla
doğalgaz olmuştur. Otoprodüktör santrallerde kullanılan yakıt miktarları ve elektrik
enerjisi üretimleri Çizelge 1.2 ve 1.3’de gösterilmektedir (Anonim 2000).
Otoprodüktör santralleri üretimi içinde doğalgaz santrallerinin payı 1991 de % 2.2 den
1999 da % 59.5 e çıkmıştır (Armağan 2003).
Çizelge 1.2. Otoprodüktör santrallerinde kullanılan yakıt miktarları
Yıllar Katı Yakıt (Bin ton)
Sıvı Yakıt (Bin ton)
Doğalgaz (Milyon m3)
1990 282 791 0.2 1991 308 679 18 1992 297 866 29 1993 268 1007 116 1994 242 960 198 1995 156 896 485 1996 192 828 542 1997 201 724 816 1998 249 991 1221 1999 224 870 1735
Çizelge 1.3. Otoprodüktör santrallerinin elektrik enerjisi üretimi (GWh)
Yıllar Katı Yakıtlı
Sıvı Yakıtlı
Doğalgaz Diğer Toplam
1990 376.6 2973.8 1.1 9.8 3361.3 1991 434.0 2818.8 73.4 42.9 3369.1 1992 492.2 3052.7 123.2 59.0 3727.1 1993 503.5 3107.0 489.0 72.4 4171.9 1994 432.1 3167.6 963.9 55.4 4619.0 1995 920.3 2330.9 2143.4 230.3 5624.9 1996 1072.6 2426.0 2386.9 185.1 6070.6 1997 1347.9 2307.7 3795.7 302.6 7753.9 1998 1151.2 3064.1 5627.4 288.6 10131.3 1999 1322.0 3512.4 7453.4 241.2 12529.0
5
1.2. Kojenerasyon ve Tarihsel Gelişimi
Kojenerasyon kelime olarak “Combined Generation” terimlerinin kısaltılmasından
oluşmuştur. Isı ve elektriğin birlikte üretildiği “birleşik üretim” anlamına gelmektedir.
Aynı yakıt kaynağından daha fazla kullanılabilir enerji açığa çıkarttığı için tek amaçlı
üretim sistemlerinden daha verimlidirler. Verimli olmasının yanında egzoz gazlarını da
değerlendirdiğinden CO2 emisyonu azalır. Sistemin şematik görünüşü Şekil 1.1 de
verilmektedir.
Şekil 1.1. Kojenerasyon sisteminin şematik görünüşü
Kojenerasyon teknolojisinin ilk basit örnekleri 20. yüzyılın ilk yarısında görülmüştür.
1973-1979 yılları arasında petrol krizlerinin ardından gelişimini devam ettirerek
uygulamaya konulmuştur.
Kojenerasyon, 20. yüzyılın başlarından itibaren yerleşim birimlerine kurulmuş ve bölge
ısıtılması amaçlanmıştır. Kojenerasyon merkezi ısıtma uygulamalarının yaygın olarak
kullanıldığı bölgelerde daha erken gelişme olanağı bulmuştur. Amerika’da binalar çok
yüksek olduğundan ısıtma sıcak su yerine alçak basınçlı buhar kullanılarak yapılmıştır.
Bu sistemin kullanılmasının bir sebebi de yaz aylarında büyük klima tesisleri için
buhara duyulan ihtiyaç olmuştur. Bu yüzyılın sonunda Amerika’da elektriğin %15’ini
kojenerasyon sistemleri karşılamıştır. İngiltere’de 1945 yılından itibaren kojenerasyon
sistemleri bölge ısıtması şeklinde başlamış ve hızla gelişmiştir. Almanya’da yine
merkezi ısıtma olarak 1930’lu yıllarda başlamıştır. İskandinav ülkelerinde toplam
binaların %30-80’i bu sistemle ısıtılmakta olup ısıtma merkezleri birleşik ısı-güç
üretimi şeklinde düzenlenmiştir.
Doğalgaz Dizel
Benzin LPG
Metan
Kojenerasyon Santrali
Kayıplar % 10-20
Isı Enerjisi % 40-50
Elektrik Enerjisi % 30-40
6
Uygulamada, “üçlü üretim” anlamına gelen trijenerasyon sistemleri de bulunmaktadır.
Isı ve elektrik enerjisinin yanında kojenerasyonun atık gazından elde edilen sıcak su
veya buhar ile soğuk suyun elde edildiği bu sistemler Şekil 1.2 de gösterilmektedir.
Şekil 1.2. Trijenerasyon sisteminin şematik görünüşü
1.3. Kojenerasyon Sistemlerinin Kullanıldığı Alanlar
Kojenerasyon tesislerinin gelişmiş enerji üretim sistemi olarak, kentsel yerleşimler ve
sanayi alanında birçok uygulama alanı bulmaktadır. Kullanılacak tesislerin kapasiteleri
gereksinim duyulan ısı ve elektrik enerjisi miktarına göre belirlenmektedir.
Kojenerasyon tesisleri; petrol rafinerileri, petrokimya kompleksleri, kimya tesisleri,
tekstil boyama tesisleri, kağıt ve selüloz işleme tesisleri, ağaç işleme tesisleri, gıda
üretim tesisleri, gübre tesisleri, tuğla ve seramik tesislerinde kullanılabilmektedir.
Kojenerasyon tesisleri kentsel yerleşimlerin ısıtma ve soğutması amacıyla da
kullanılmaktadır. Aynı zamanda bu yerleşim alanlarında gereksinim duyulan elektrik
enerjisi de sağlanmaktadır. Türkiye’deki kojenerasyon tesislerin kullanıldığı alanlar
Şekil 1.3 de gösterilmektedir.
Günümüzde bölgesel ısınmalar için birçok yerde kojenerasyon uygulamaları
kullanılmaktadır. Ticari ve küçük endüstriyel uygulamalar için de kojenerasyon
sistemleri mümkün olmaktadır. Kojenerasyon sisteminin uygulanmasında en büyük
olumsuzluk, kullanım ve yapım mevzuatlarındaki belirsizlik ve kuruluş maliyetlerinin
yüksek olmasıdır (Piyade 2003).
7
Şekil 1.3. Türkiye’de kojenerasyon tesislerinin kullanıldığı alanlar (Topuz 2001)
Kojenerasyon uygulamalarında elektrik üretiminin dışında sıcak su veya buhar ile
gerçekleştirilmiş çeşitli çalışmalar da görülmektedir. Tayland’da kurulmuş bir tesiste,
absorpsiyonlu sistem ile soğutmada, kojenerasyon sisteminden elde edilen sıcak su ya
da buhar ile gereksinim duyulan soğutma sağlanabilmektedir. Almanya’da kurulan bir
tesiste, kojenerasyon sisteminden elektrik enerjisi üretilirken geri kazanım yoluyla elde
edilen ısı enerjisinden yararlanarak sıcak hava üretilmiş ve mevcut tesisin ihtiyacı olan
kurutma havası sağlanmıştır. Finlandiya’da, bir ekmek fırınında kurulmuş kojenerasyon
tesisinde üretilen elektrik enerjisinin dışında fırının gereksinim duyduğu buhar, düşük
ve yüksek basınçlı olarak sağlanmaktadır. Aynı zamanda buhar sisteminin geri
kazanımından sağlanan ısı enerjisi, eşanjörler yardımıyla merkezi ısıtma amaçlı sıcak
suya dönüşmektedir. Bu uygulamada toplam çevrim verimini arttırmak için ihtiyaç
fazlası enerjinin civarda bulunan kişiler tarafından paylaşılması ile sosyal birliktelik de
sağlanmaktadır. Danimarka’da kurulmuş olan tesiste, yine elektrik üretilirken aynı
zamanda geri kazanılan ısı enerjisi ile sera ısıtması yapılmaktadır. Hollanda’da yapılan
bir kojenerasyon tesisi çöp atıkların birikmesi sonucu oluşan metan gazı kullanılması ile
çalışmaktadır. Bu tesiste, çöplük gazlarının emisyon yoluyla çevreye zarar vermesini ve
metan patlamalarını engellemek için elektrik üretimi sağlanmaktadır (Yiğit 2004).
8
1.4. Kojenerasyon Tesislerini Oluşturan Sistemler
Kojenerasyon tesislerinin basit çevrimdeki sistemlerden daha yüksek verimle
çalışmasının başlıca nedeni egzoz gazlarından faydalanarak ikinci bir enerji üretmektir.
Basit bir çevrimde, sadece elektrik üreten gaz türbini ya da motor, enerjinin % 30-40’ını
elektriğe çevirirken; kojenerasyon sisteminde dışarıya atılacak ısının büyük kısmı
kullanılabilir enerjiye dönüşmektedir (Türkel 2001). Böylece toplam enerji girişinin %
60-90’ı değerlendirilmektedir. Bu tekniğe aynı zamanda Birleşik Isı-Güç Sistemleri
(Combined Heat and Power Systems) denilmektedir. Şekil 1.4’de kojenerasyon
tesislerini oluşturan sistemin şematik görünüşü verilmektedir.
Kojenerasyon tesislerinde jeneratörü tahrik eden gaz türbini, gaz motoru ve dizel
motoru olmak üzere 3 farklı motor kullanılmaktadır.
Gaz türbini (Şekil 1.5), havayı sıkıştırıp, gaz veya sıvı yakıtı yakarak elektrik
jeneratörünü döndüren sistemdir. Gaz türbininden çıkan egzoz gazları, sıcaklığı çok
fazla olduğundan, atık ısı kazanında değerlendirilip yüksek verimde ısı enerjisi elde
etmede kullanılmaktadır. Gaz türbinleri genel olarak 1 MW ve üstü güçlerde
kullanılmakta ve ısı üretimleri türbin çıkış gücünün 2.5 – 3 katı kadar olmaktadır.
Şekil 1.4. Kojenerasyon tesisinin şematik görünümü
9
Şekil 1.5. Gaz türbini
Gaz motorları; düşük devirli, otto çevrimli, çok silindirli ve 50-3500 kW güç aralığında
çalışan sistemdir ve ısı üretimleri güç çıkışının 1-1.5 katı kadar olmaktadır. Gaz
motorları; doğalgaz, propan veya biogaz ile çalışabilmektedir. Azot oksit emisyonu
düşük olduğundan çevre dostudur. Gaz motoru Şekil 1.6 da gösterilmektedir.
Şekil 1.6. Gaz motoru
Dizel motorlar çok silindirli olup 200-22000 kW çıkış güçleri arasında çalışmaktadır.
Dizel motorlarda motorin ya da ağır fueloil yakıtlar kullanılmaktadır. Elektrik üretim
verimi yüksek, atık ısı üretimi düşüktür. Genellikle güç çıkışına eşit bir ısı üretimine
sahiptir (Şekil 1.7).
Şekil 1.7. Dizel motor
10
Kojenerasyon tesislerinin diğer önemli kısmını, egzoz gazlarının değerlendirildiği atık
ısı kazanları oluşturmaktadır. Atık ısı kazanları (Şekil 1.8), gaz türbinleri, gaz motorları
ya da dizel motorların egzoz çıkışlarına monte edilmektedir. Egzoz gazları, kazana
besleme suyu ve kondenser ile giren suyu kızdırma sıcaklığı değerine getirerek buhara
dönüştürmektedir. Oluşan buhar da amaca uygun olarak sıcak su veya buhar olarak
sisteme verilmektedir.
Şekil 1.8. Atık ısı kazanı
Buhar türbinleri, atık ısı kazanından gelen yüksek basınçlı buhar ile çalışmaktadır.
Buhar türbini gelen buhar ile dönü hareketi elde etmekte ve jeneratörü çevirerek ikinci
kez elektrik enerjisi üretmektedir. İsteğe bağlı olarak basınçlı buharı direk olarak
sisteme, buhar ya da sıcak su olarak verebilmektedir. Buhar türbini Şekil 1.9’da
gösterilmektedir.
Şekil 1.9. Buhar türbini ve çarkı
11
Kojenerasyon tesislerinde kullanılan yakıt tipi genel olarak doğalgazdır. Doğalgazın
ekonomik oluşu, depolanma gereksiniminin olmaması, yanma özelliğinin iyi olması ve
çevre dostu olması kullanım alanını genişletmektedir. Doğalgazı izleyen diğer yakıtlar;
propan, dizel, sıvı yakıt no 4, sıvı yakıt no 6 ve nafta olarak sıralanabilir.
Doğalgaz ve propan ticari olarak kullanılırken biyogaz, kok gazı ve odun gazı çöplükler
ya da özel gazlar üreten tesislerde kullanılmaktadır. Dizel yakıtının yanması verimli,
emisyon oranı düşüktür. Fiyatı sebebiyle kojenerasyon sistemlerinde ana yakıt olarak
kullanılması ekonomik değildir. Ancak gaz kesintilerine karşı ek yakıt olarak ve elektrik
kesintilerinde dizel jeneratörü çalıştırması sırasında kullanılması uygun görünmektedir.
Sıvı yakıtların emisyonlarında arıtma gerektirdiği için bu tesislerde ekonomik olarak
kullanılamamaktadır.
Gaz yakıtların türbin ve motorlarda yakılabilmesi için en önemli kriterler metan sayısı,
ısıl değeri ve doğrusal alev hızıdır. Bu özelliklerden oluşan ve uygulamada kullanılan
gazlar Çizelge 1.4’te gösterilmektedir (İnallı vd 2002).
Çizelge 1.4. Tesislerde kullanılan yakıtlar ve özellikleri
Yakıt Birleşimi Özgül Ağırlık (kg/nm3)
Alt Isıl değeri (kWh/nm3)
Metan Sayısı Doğrusal Alev hızı (cm/s)
H2 Hidrojen 0.0899 2.996 0 302 CH4 Metan 0.717 9.971 100 41 C3H8 Propan 2.003 26 33 45 CO Karbon
monoksit 1.25 3.51 75 24
Doğalgaz CH4 %88.5 C2H6 %4.7 C3H8 %1.6 C4H10 %0.2 N2 %5
0.798 10.14 80 41
Arıtma Gazı CH4 %65 CO2 %35
1.158 6.5 135 27
Çöplük Gazı CH4 %50 CO2 %40 N2 %10
1.274 4.98 150 20
Odun Gazı H2 %7 CO %17 CNHM %5 N2 %56 CO2 %15
1.25 1.38 13
12
1.5. Kojenerasyon Tesislerinin Üstünlükleri
Kojenerasyon tesislerinin en büyük üstünlüğü, gereksinim duyulan enerji türlerini
istenildiği zaman ve miktarda üretebilmesidir. Bu tesisler, kendi enerjilerini kendileri
ürettiklerinden dışa bağımlı değildir.
Üretilen enerjideki kalite ve devamlılık diğer bir üstünlüğüdür. Böylece elektrik
kesilmesi, frekans ve voltajdaki düzensizlikler ortadan kalkmış olmaktadır.
Kojenerasyon tesislerine yapılan kredi harcamaları uzun vadede geri ödemeli olduğu
için enerji daha ucuz elde edilmektedir.
Kojenerasyon tesislerinde egzoz gazlarından faydalanıldığından CO2 emisyonları
oldukça düşüktür. Böylece sistem çevre kirliliği yönünden de avantajlı durumdadır.
Kojenerasyon tesislerinin diğer avantajları maddeler halinde aşağıda sıralanmıştır
(Yapıcı 2000):
• Geleneksel elektrik üretiminde elektrik enerjisinin uzak mesafelere naklinde önemli
miktarlarda kayıplar oluşmasına karşın yerel elektrik üretimi sağlayan bu tesislerde
nakil kayıpları ortadan kalkmaktadır.
• Küçük güç ve boyutlarda inşa edilebildiğinden, daha küçük ve yerel şirketlerce
kurulup işletilebilmektedir.
• Enerjinin dönüşümü ve kullanımında verimliliği artırmaktadır.
• Üretim tesislerinin çeşitliliğini artırıp, endüstriyel ve ticari kuruluşlara üretimde
rekabet gücü sağlamaktadır.
• Bu sistemler gelişip yaygınlaştıkça yeni yatırım ve iş olanakları sağlanmaktadır.
• Ulusal enerji maliyetinde büyük miktarda azalma sağlanmaktadır.
• Birincil enerji kullanımındaki yüksek verimlilikten dolayı, yerel ve ithal enerji
kaynaklarından tasarruf sağlanmaktadır.
13
1.6. Türkiye’deki Kojenerasyon Santralleri
Hızla gelişmekte olan ülkemizde enerji gereksinimi, ekonomik büyüme hızının
üzerinde artmaktadır. Elektrik sektörü içinde en büyük paya sahip yakıt girdisi
doğalgazdır. Ülkemizin elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasında önemli rol oynayan
bu tesislere satılan doğalgaz miktarı 1999 yılında 7743 milyar m3 değerine ulaşmış ve
toplam doğalgaz satışlarının % 64’ünü oluşturmuştur. Ülkemizde yaşanan ekonomik
krize karşın kojenerasyon santralleri 2000 yılında Türkiye elektrik enerjisi üretiminin %
12’sini sağlarken, 2003 yılında bu değer % 16.5’e çıkmıştır.
2003 yılı verilerine göre ülkemizde mevcut 154 kojenerasyon tesisi bulunmakta, 74
tesis için de lisans çalışmaları devam etmektedir. Kojenerasyon teknolojisi ile elektrik
ve ısı enerjisini birlikte üreten otoprodüktör tesislerinin kapasitesi 3500 MW’ a
ulaşmıştır. 2002 yılındaki ekonomik krize rağmen 20 milyar kWh elektrik enerjisi ve
20000 Terakalori faydalı ısı üretilmiş ve % 65’e varan üretim randımanı ile 2 milyon
TEP birincil enerji tasarrufu sağlanmıştır. Bu değer, enerjinin % 64’ünü ithal eden
ülkemiz için oldukça önemlidir. Ayrıca CO2 gazlarında 10 milyon tonluk azalma
gerçekleşmiştir. Bu özelliklerinden dolayı Avrupa ülkelerinde kojenerasyon
üretimlerine yeşil enerji sertifikası verilmektedir. Sertifikası olan sistemlerde; örneğin
Yunanistan’da kWh başına 2 Eurocent, Almanya’da ise 2-2.5 Eurocent prim
ödenmektedir (Ağış 2003).
Ülkemizde kendi kojenerasyon tesislerini kurmuş birçok büyük firma, ürettikleri
enerjiyi kendi fabrikalarında kullanmakta; ihtiyaç fazlası enerjinin bir kısmını diğer
kuruluşlara bir kısmını da TEAŞ’a satmaktadır.
14
2. KAYNAK ÖZETLERİ
Ligang ve Furimsky (2003), çalışmalarında kojenerasyon santralleri için ASPEN
simülasyon programını geliştirmişlerdir. Hesaplanan değerler, 43.6 MW’lık gaz türbini
ve 28.6 MW’lık buhar türbini çalıştıran santralin verileri ile karşılaştırılmıştır. Bu
program Shell, Texaco, KRW ve BGL petrol firmaları tarafından da kombine çevrim
santrallerinde kullanılmaktadır.
Bu çalışmada baz alınan kombine çevrim santrali, üç adet hastane ve Sağlık Bilim
Merkezi bulunan Ontario’da kurulmuştur. Santral kurulu gücü 70 MW’tır. Atık ısı,
buhar türbininde değerlendirilerek sıcak su ve buhar elde edilerek hastaneler ve sağlık
merkezinde değerlendirilmektedir. Kojenerasyon sisteminin akış şeması Şekil 2.1’de
gösterilmektedir.
Şekil 2.1. Kojenerasyon sisteminin akış diyagramı
Elektrik GE LM-6000 gaz türbini ve iki adet buhar türbini tarafından üretilmektedir.
Doğal gaz ve hava, gaz türbinine sırasıyla 11200 ve 391100 m3/h ile girmektedir.
Ayrıca gaz türbininden çıkan NOx emisyonunu azaltmak için türbine kontrol buharı
girmektedir. Türbinde 1200-1260 0C’de yanma olmakta ve 42 MW güç elde
edilmektedir. Egzoz gazları atık ısı kazanına gönderilmektedir. Buhar türbininin çıkış
15
gücü 8000C’de doğalgaz bulunan ikinci bir ateşleme reaktörü kullanılarak
arttırılmaktadır. Bu reaktör 7540 m3/h doğalgaz ile beslenmektedir. Buhar türbininden
çıkan basınçlı buhar üç farklı basınçla çalışan kazanlara gelerek 6200 kPa yüksek
basınçlı, 690 kPa normal basınçlı ve 138 kPa düşük basınçlı buhar üretilmektedir.
Üretilen buharlar basınçlarına göre hastanelerde kullanılmaktadır. Bu sistem için
tasarlanan ASPEN yazılım programının akış şeması Şekil 2.2’de gösterilmektedir.
Şekil 2.2. ASPEN yazılım programı akış şeması
Programın akış diyagramı 3 ana aşamada gerçekleşmektedir.
• Gaz Türbini
• Atık Isı Kazanı
• Buhar Türbini
16
Programa ait sonuçlar ve santralin gerçek değerleri ile karşılaştırılması Çizelge 2.1, 2.2
ve 2.3’de gösterilmektedir. ASPEN modeliyle bulunan elektriksel güçler gaz türbini ve
buhar türbini için sırasıyla 43.6 ve 28.6 MW iken santralin gerçek güçleri 42 ve 32 MW
değerindedir.
Çizelge 2.1. İşlem giriş verileri
Akış Tanım Debi (m3/h) Sıcaklık (0C) Basınç (kPa) GTFUEL Gaz Türbinini
besleyen doğal gaz
391100 15 101.3
SFFUEL Atık Isı kazanındaki ikinci ateşlenme için doğal gaz
11200 15 101.3
INLETAIR Gaz türbinine giren hava
7540 15 101.3
Çizelge 2.2. İşlem çıkış verileri
Referans Değerler ASPEN Modeli Akış Tanım Debi
(m3/h) Sıcaklık
(0C) Basınç (kPa)
Debi (m3/h)
Sıcaklık (0C)
Basınç (kPa)
STREAM14 AIK YB buhar 10800 482 6200 10730 482 6200 STREAM15 AIK NB buhar 7430 170 690 7430 170 690 STREAM16 AIK AB buhar 3650 126 138 3650 111 138 STREAM21 Buhar Tür’den YB
buhar 9500 432 4315 9500 430 4315
STREAM25 Buhar Tür’den AB buhar
90200 46.5 10.3 95608 46.4 10.3
YB= Yüksek Basınç, NB= Normal Basınç, AB= Alçak Basınç, AIK= Atık Isı Kazanı
Çizelge 2.3. Elektriksel çıkış verileri
Akış Referans Değerler (MW)
ASPEN Modeli (MW)
Gaz Türbini 42 43.6 Y. B. 14 13.4 Buhar Türbini
A. B. 18 15.2
Bu program, kojenerasyon santralinin modellenmesinde, çıkış değerlerinin
belirlenmesinde ticari açıdan uygun bir programdır. Ayrıca kolaylıkla diğer
kojenerasyon santrallerine de adapte edilebilmektedir.
17
Silveira ve Tuna (2003), araştırmalarında birleşik ısı-güç sistemlerinin optimizasyonu
için termoekonomik analiz yöntemi uygulamışlardır. Bu yöntemin amacı
termodinamiğin ikinci yasasına bağlı olarak minimum ekserji üretim maliyetinin
modelini çıkartmaktır. Optimizasyon için seçilen değişkenler; kazandan buhar türbinine
gelen buharın sıcaklık - basınç değerleri, basınç oranı, gaz türbini egzoz sıcaklığı ve
gazın debisidir. Enerji dönüşüm işlemlerinde enerji maliyeti hesaplanmıştır. Bu hesaplar
ve çıkarılan denklemler fizibilite çalışmalarında kullanılmaktadır. Ekserji üretim
maliyeti kojenerasyon sistemlerinin ekonomik analizi için yeni bir yöntemdir. Bu
yöntemde enerji üretiminin optimum maliyeti hesaplanmaktadır.
Optimizasyon modeli ideal gaz prensibi ile tam yanma olacak şekilde hesaplanmaktadır.
Buhar işlemleri için yapılan hesaplarda Rankine çevrimi esas alınmaktadır. Sistemin
akış şeması Şekil 2.3’de gösterilmektedir.
Şekil 2.3. Sistemin akış şeması
Bu yöntem dört adet kojenerasyon sisteminde uygulanmıştır. Bu sistemlerde 6000 kW
elektriksel güç ile 0.25, 0.6, 1.5 MPa basınçlarda buhar ve 0.278, 4.167, 1.389 kg/s gaz
debisi bulunmaktadır.
Birinci sistemde buhar türbininden üç değişik basınçta buhar çıkmaktadır. İkinci
sistemde 3 buhar çıkışının yanında yoğuşma tankına giden farklı basınçta buhar çıkışı
görülmektedir. Üçüncü sistemde gaz türbinine giren hava ön ısıtıcı sisteminden
geçerken dördüncü sistemde ön ısıtıcılı sistem bulunmamaktadır. Tüm sistemler
1.5 MPa basınçta ve 5.834 kg/s debide basınç üretmektedir.
Bu sistemlere ait maliyet ve termodinamik sonuçlar Çizelge 2.4 de gösterilmektedir.
Sistemde amortisman 5 yıl, faiz oranı % 8 alınmıştır.
Kazan Buhar
Türbini
İşlem
Pompa
1
2
3
4
18
Çizelge 2.4. Termoekonomik yöntemle bulunan sonuçlar 1. Durum 2. Durum 3. Durum 4. Durum T (0C) 500 500 T5 (0C) 600 600 P (MPa) 4.8 5.6 Pr 9.7 8.7 EPC ($/h) 510.6 503.6 EPC ($/h) 394.3 372.7 Ep (kW) 2497 6000 Ep (kW) 6000 11550 csh ($/kWh) 0.016 0.022 csh ($/kWh) 0.016 0.014 cElh ($/kWh) 0.029 0.037 cElh ($/kWh) 0.033 0.034 cSe ($/kWh) 0.035 0.039 cSe ($/kWh) 0.040 0.030 cEle ($/kWh) 0.053 0.056 cEle ($/kWh) 0.036 0.038 m1 (kg/s) 5.834 10.386 mG (kg/s) 19.7 36 mfuel (kg/s) 0.368 0.689 mfuel (kg/s) 0.475 0.655 T=Sıcaklık, P=Basınç, Pr=Basınç Oranı, EPC=Yararsız Enerji Maliyeti, csh=Buharın Üretim Maliyeti (enerji tabanlı), cElh= Elektrik Üretim Maliyeti (enerji tabanlı), cse=Buharın Üretim Maliyeti (ekserji tabanlı), cEle= Elektrik Üretim Maliyeti (ekserji tabanlı) m1=Buhar Debisi, mfuel=Yakıt Debisi
Silveira vd (2002), yapmış oldukları çalışmada üniversite kampüsü için kojenerasyon
sisteminin termoekonomik analizini yapmışlardır. Kampus olarak California, USA San
Diego Eyalet Üniversitesi seçilmiştir. Üniversite yılın her günü yirmi dört saat
çalışmaktadır. İhtiyaç duyduğu elektrik ve doğalgazı San Diego Gaz ve Elektrik
biriminden kullanım suyunu ise San Diego Belediyesinden satın almaktadır.
Yerleşkenin elektrik ihtiyacı 9 MW olup tasarlanan kojenerasyon sistemi ile bu değerin
yaklaşık 1/3’ü sağlanmaktadır. Üzerinde yapılan çalışmalarla sisteme 10 yıllık
ekonomik ömür belirlenmiştir.
Santral 466.84 m2 alan için tasarlanmış olup 3355.65 kW gücünde gaz türbini ile
3 MW’lık jeneratörü çalıştırmaktadır. Egzoz gazlarının değerlendirilmesi için gaz
türbini çıkışına atık ısı kazanı yerleştirilmiştir. Sistemin akış diyagramı Şekil 2.4’de
gösterilmektedir.
Şekil 2.4. Sistemin akış diyagramı
19
Sistemin enerji analizi ise aşağıdaki formül seti ile oluşturulmaktadır.
( ) [ ]{ }( ) ( )[ ] ( ){ }
( )[ ]
( ) ( )[ ]
)hh(mHE/)EE(
E/E)TT(mCE
E/ETT/TTTT
WE)TT(mCH
)TT()TT(mCWCPFm/TTmCE1/1TTTT
TT1P/P/TT
wsss
hrelfcpG
fchr
e4pc
fpel
231243cct
gp
14pd
1243p
gcc23pf
tt2143
21)K/1K(
12c12
−=
η+η=+=η=η
−=
=η−+−−η=η
η=
−=
−−−=
=η−=η−η−+−=
+−η= −
Sistemde kullanılacak gaz türbini seçiminde aşağıdaki kriterler göz önüne alınmıştır.
• Yöresel şartlara uygun olmalıdır (sıcaklık 25°C, bağıl nem %80).
• Buhar üretebilmek için egzoz gazı sıcaklığı 150°C olmalıdır.
• Doğalgazın sabit hacimdeki özgül ısısı 35.356 kJ/Nm3 olmalıdır.
• Sabit basınçtaki özgül ısı 1.055 kJ/kgK olmalıdır.
• Jeneratörün mekanik verimi %95 olmalıdır.
• Yanma etkinliği %97 olmalıdır.
• Atık ısının değerlendirme oranı %70 olmalıdır.
Gaz türbini seçiminde enerji-ekonomi analizi, karlılık oranı ve ekserji oranı olarak üç
yöntem uygulanmıştır.
T1= Çevre sıcaklığı (K) T2= Kompresör çıkış sıcaklığı sıcaklığı (K) T3= Türbin giriş sıcaklığı (K) T4= Türbin çıkış sıcaklığı (K) Te= Egzoz Sıcaklığı (K) Ef= Yakıtın ısısal gücü (kW) W= Çıkış gücü (kW) Hd= Sistemdeki maksimum ısı (kW) Ep= Üretilen elektriksel güç (kW) ηt= Gaz türbini ısısal etkinliği ηel= Jeneratör etkinliği Ec= Geri kazanılan ısı (kW) ηhr= Düzeltilmiş etkinlik ηG= Global etkinlik Hs= Buhar halindeki ısısal güç (kW) ηc= Kompresör etkinliği P1= Kompresör giriş basıncı (Pa) P2= Kompresör çıkış basıncı (Pa) m= Egzoz gazı kütlesel debisi (kg/s) mg= Yakıt tüketimi (m3/s) ms= Buhar debisi (kg/s) ηcc=Yanma etkinliği Hs= Buhar halindeki yararlı ısı (kW) hs= Buharın entalpisi (kJ/kg) hw= Besleme suyunun entalpisi (kJ/kg)
20
Enerji-Ekonomi analizinde; yatırım maliyeti ve geri kazanılma süresine göre aşağıdaki
eşitlikler kullanılmıştır.
( )[ ] ( ) ( ) ( )( )[ ][ ] [ ]
[ ])100/r(1q
)1q/()1q(qf
U))2/L(E)(H/Y()HH/(fIYU2/LEEE/YHE/fIIY
kkRBoscsfsRBs
GToscfpfpHRPLel
+=−−=
+++=
+−−+−=
Yel= Elektrik üretim maliyeti ($/kWh), Ys= Buhar üretim maliyeti ($/kWh), IPL= Santral ana parası ($), H= Eşdeğer yıllık kullanma saati (h/yıl), Yf= Yakıt tüketimi ($/kWh), Los= Gaz türbinindeki kaybolan enerji (kW), URB= Bakım masrafı ($/kWh), f= faiz faktörü, k= geri ödeme süresi (yıl), r= faiz oranı
Enerji analizi sonucunda buhar üretimi için en fazla etkinlik değerine sahip gaz türbini
olan M1T-06 Kawasaki ağır yakıtlı gaz türbini seçilmiştir.
Karlılık durumuna göre yapılan analiz sonucu en iyi karı veren gaz türbini CCS7
Hitachi Zosen gaz türbini seçilmiştir. Karlılık durumuna göre yapılan analizde aşağıdaki
formül seti kullanılmıştır.
sel
ssss
elelpel
elelrpelelrel
SSR)YPE(HHS)YT(HES
)YTS(H)EE()YT(HES
+=−=
−=
−−+−=
Ekserji analizine göre aşağıdaki formül seti kullanılmıştır. En düşük ekserji değerine
sahip gaz türbini olarak ASE50 Allied Signal gaz türbini seçilmiştir.
( ) ( )[ ][ ] )P/Pln(TR)T/Tln(TT).T(GCe
,ssThhe
oioGoioiipi
oiooii
+−=−−−=
Ekserji maliyet yönteminin en büyük avantajı tamamen cebirsel eşitlikler
kullanıldığından bilgisayar hesaplaması çok çabuk ve kolay şekilde elde edilebilmesidir.
Sel= Elektrik üretimi yıllık karı ($/yıl) Ss= Buhar üretimi yıllık karı ($/yıl) Er=Elektrik ihtiyacı (kW) Tel=Elektrik tarifesi ($/kWh) R= Yıllık toplam kar ($/yıl)
ei= Özgül ekserji (kJ/kg) hi= Buharın giriş entalpisi (kJ/kg) ho= Buharın çıkış entalpisi (kJ/kg) To= Buhar çıkış sıcaklığı (K) si= Buharın giriş entropisi (kJ/kgK) so= Buharın çıkış entropisi (kJ/kgK) Cp=Sabit basınçta özgül ısı (kJ/kgK) RG= Gaz sabitesi Pi/Po= Giriş çıkış basınç oranı
21
Hepbaşlı ve Özalp (2002), İzmir’deki seramik fabrikasında kojenerasyon uygulamaları
ile ilgili araştırmada bulunmuşlardır. Bu çalışmadaki seramik fabrikası 13 MW
elektriksel kurulu güce sahiptir. Fabrikaya iki ayrı kojenerasyon santrali kurulmuştur.
Kojenerasyon tesislerinin kuruluş amacı elektrik üretiminin yanı sıra seramik işlemleri
için su ve buhar da üretebilmektir. Fabrikanın yıllık elektrik tüketimi 100 milyon
kWh’dir. Doğalgaz hattı henüz bölgede olmadığından sistemde yakıt olarak LPG
kullanılmaktadır.
Birinci santralde toplam güçleri 8.4 MW olan iki adet TN-01 ve TN-02 gaz türbini diğer
santralde ise gücü 4.6 MW olan TN-03 gaz türbini kullanılmaktadır. İlk santralin akış
diyagramı Şekil 2.5 de gösterilmektedir. Egzoz gazlarının geri kazanımı ile iki adet
sıcak su üreticisi devreye girmektedir. Burada farklı sıcaklıklarda iki ayrı sıcak su çıkışı
olmaktadır.
Şekil 2.5. Santral akış diyagramı
Santralin gaz türbinlerinin performans değerleri Çizelge 2.5’te gösterilmektedir.
22
Çizelge 2.5. Gaz türbini performans değerleri Tanım Değer
Gaz Türbini (TN-02) Çalışma saati (saat) 24 LPG tüketimi (kg) 25049 Elektrik üretimi (kWh) 97690 Türbin etkinliği (%) 30.49 Gaz Türbini (TN-03) Çalışma saati (saat) 24 LPG tüketimi (kg) 27656 Elektrik üretimi (kWh) 101440 Türbin etkinliği (%) 28.68
İnallı vd (2002), yapmış oldukları çalışmada kojenerasyon sistemlerinin teknik ve
ekonomik uygulanabilirliğini incelemişlerdir. Kojenerasyon sistemleri teknik yönden
incelenmiş ve formül seti termodinamik çevrimlere göre oluşturulmuştur. Kapasite
seçimi sırasındaki kriterler belirlenmiştir. Bu kriterler aşağıda sıralanmaktadır:
• İşletmenin elektrik-ısı tüketim yapısı
• İşletmenin yıllık çalışma süresi
• İşletmenin enerji ihtiyacı seviyesi
• Birincil enerji kaynaklarının temin edilebilirliği ve ekonomik uygulanabilirliği
Kojenerasyon sistemlerinin ekonomik uygulanabilirliği üzerinde incelemede
bulunulmuştur. Buna göre yıllık net işletme geliri, bölgenin ısı ve elektrik
gereksinimlerinin ayrı ayrı karşılanması durumunda yıllık olarak ödenecek ısıtma,
elektrik, personel, bakım-onarım giderlerinin toplamının çıkartılmasıyla
hesaplanmaktadır. Yatırım gideri ise kojenerasyon sisteminin satın alınması ve
kurulması ile ilgili olarak başlangıçta ödenen para olmaktadır. Bu değerler
belirlendikten sonra geri ödeme süresi, şimdiki değer, yıllık net kazanç gibi ekonomik
analiz yöntemlerinden biri ile yatırım karlılığı hesaplanmaktadır.
Casella vd (2001), yapmış oldukları çalışmada kojenerasyon santrallerinde üretim
maliyetlerinin minimizasyonu ile ilgili eşitlik ve modeller çıkarmışlardır. Gelir ve gider
durumları belirlenerek optimizasyon modellemesi yapılmıştır. Yakıt tüketimleri, bakım
onarım masrafları gibi giderler yıllık grafikler halinde verilmiştir. Yaz ve kış ayları için
ayrı ayrı sistemin çalışma değerleri ve masrafları çıkartılmıştır.
23
Bilgen (2000), gaz türbini, atık ısı kazanı ve buhar türbini ile çalışan kojenerasyon
santrallerinde ekserji ve mühendislik analizlerinin simülasyonu üzerinde çalışma
yapmıştır. Ekserji analizini, termodinamiğin birinci ve ikinci yasasına bağlı olarak
incelemiştir. Mühendislik analizi, yatırım ve geri ödeme maliyetlerine göre
hesaplanmıştır. Bu analizin simülasyonu için algoritma oluşturulmuştur.
Arıkan ve ark. (2000), İTÜ-TÜSİAD URBAN-M3 Projesinde, deprem bölgesindeki
yeni konutlaşma için küçük ölçekli kojenerasyon uygulaması konusunda çalışmışlardır.
Bu proje, 17 Ağustos depremi ile evsiz kalanların bir bölümüne barınma imkanı
sağlamak üzere 785 konut ve sosyal tesislerle birlikte 92000 m2 inşaat alanına
sahiptir. Konutların ısıtılması için düşünülen kojenerasyon tesisinin ekonomik
olabilmesi için ısıtmanın bölgesel yerine tek bir ısı santralinden yapılması uygun
olmaktadır. Tüm kazanlar, pompalar ve diğer ekipmanlar tek bir merkezde
toplanacağından bu sistemin bölgesel ısıtmaya göre ilk yatırım maliyetinin düşmesi,
işletme bakım ve onarım kolaylığı gibi avantajları gözükmektedir. Konutların ısıtılması
için 70/30 °C, kullanım amaçlı 60 °C sıcak su sağlanacaktır. Isı merkezi gücü toplam
12000 kW, elektrik pik yükü 1200 kW, sıcak su ihtiyacı kişi başına 20 litre/gün, toplam
kişi sayısı 4000 olarak düşünülmektedir.
Türkiye’de kullanılan doğalgaz analizine göre Waukesha tarafından Özel Uygulama
Onayı verilen sistemle ilgili işletme ve teknik veriler Çizelge 2.6’da verilmektedir:
Çizelge 2.6. Waukesha onayı verilen sistemin sayısal analizi
Model P48GLD/2 Devir 1500 d/d Net elektrik enerjisi 788 kVA (alternatör çıkışında) Net elektrik üretim verimi % 36.03 (alternatör çıkışında) Birim yakıt tüketimi 9993±%4 kJ/kWh Doğalgaz tüketimi 228 m3/st (Hu=8250 kcal/m3) Egzoz sıcaklığı 392 0C ± 28 0C Egzoz debisi 4523 kg/st Emiş havası 3411 Nm3/st Egzoz (toplam) 540 kW Egzoz (geri kazanılan) 388 kW Toplam yararlanılan ısı 1202 kW
24
Geri kazanılan ısının tamamı ile 103-80 0C, 45 ton/h su üretilecektir. Bu su kışın, ısınma
veya kullanım amaçlı 26 ton/h 70-30 0C sıcak su üretiminde değerlendirilecektir. Yazın
ise 105-80 0C su kullanılarak 140 ton/h 12-7 0C soğuk su üretilecektir.
Ekonomik analizde aşağıdaki değerler esas alınmıştır (Çizelge 6.3).
Çizelge 2.7. Waukesha onayı verilen sistemin ekonomik analizi
Motor kapasitesi (kVA) 788 Sitede kullanılan elektrik (kWh/yıl)
4320000
Elektrik verimi (%100 kapasitede)
36 TEDAŞ elektrik satış fiyatı ($/kWh)
0.046
Isı verimi (%100 kapasitede)
55 Doğalgaz fiyatı ($/m3) 0.208
Elektrik verimi (%50 kapasitede)
32 Doğalgaz alt ısıl değeri (kcal/m3) 8250
Isı verimi (%50 kapasitede) 61 Birim bakım onarım gideri (cent/kWh)
0.0065
Kazan verimi (%) 85 Kojenerasyon birim yatırım maliyeti ($/kW)
600
Kış çalışması (saat) 4234 Kazan birim yatırım maliyeti ($/kW)
30
Yaz çalışması (saat) 4104 Jeneratör birim yatırım maliyeti ($/kW)
120
Elektrik fiyatı ($/kWh) 0.071 Bu verilere göre üretilen elektrik ve ısı enerjisinin satışlarından sağlanılan gelirler
elektrik ve ısı gelirleri olarak hesaplanmıştır. Doğalgaz ve bakım-onarım giderleri de
hesaplanarak yıllık toplam gelir-gider durumu çıkartılmış, toplam yıllık kar elde
edilmiştir. Kojenerasyon tesisinin toplam maliyeti hesaplanarak geri ödeme süresi
bulunmuştur.
Teknik analizde ise elektrik üretimi, geri kazanabilecek ısı, toplam yararlı enerji,
tüketilen yakıt değerlerine göre sistem verimi, gerekli doğalgaz miktarı hesaplanmıştır.
Bu çalışmada kojenerasyon sistemi kullanılarak konut başına 437 m3/yıl doğalgaz
tasarrufu sağlanmaktadır.
Guarinello ve ark. (2000), yapmış oldukları çalışmada kojenerasyon sistemli gaz
türbinlerinin termoekonomik yönden değerlendirilmesini incelemişlerdir. Cabo
(Pernambuca, Brezilya) bölgesindeki sanayinin elektrik ve ısı ihtiyacını karşılamak
amacıyla teknik ve ekonomik yönden analizler yapmışlardır. Termoekonomik analiz
ekserji maliyet metoduna göre belirlenmiş, elektrik ve buhar üretim maliyetleri
çıkartılmıştır.
25
Toral vd (2000), kojenerasyon santrallerinin optimizasyon simülasyonu için SQP paket
program geliştirmişlerdir. Bu program, kombine çevrim santralinde yatırım ve üretim
maliyetleri için ekonomik optimizasyon modeli sunmaktadır. Teknik yönden sistemde
bulunan gaz türbini, atık ısı kazanı, buhar türbini verileri incelenip hesaplanırken
ekonomik yönden de maliyet hesabı yapılmaktadır.
Benelmir vd (1998), kojenerasyon sistemlerinde enerjinin işletilip değerlendirilmesi
üzerinde çalışmışlardır. Geri ödeme süresini en kısa olacak şekilde belirleyip karı
maksimize etmek amaçlanmıştır. Termoekonomik dengenin olabilmesi için, ihtiyaca
göre ısı ve elektrik üretilirken ekonomik yönden de minimum maliyet analizi
yapılmıştır. Termoekonomik analiz mevcut olan üç santral için uygulanmıştır. Temel
yöntem hastanenin enerji gereksinimini karşılayan santral üzerinde yapılmıştır. Sistem
teknik ve ekonomik yönden incelenmiş, uygun eşitlikler belirlenerek rapor halinde
sunulmuştur.
Frangopoulos vd (1996), kombine çevrimli kojenerasyon sistemi ile çalışan
Yunanistan Aspropyrgos Rafinerisinde (HAR) termoekonomik yönden optimazsyon
modeli üzerinde çalışmışlardır. HAR petrol rafinerisi günde 130000 varil petrol
üretmektedir. Rafinerinin elektrik ve ısı ihtiyacı 54 MW kapasiteli kombine çevrimli
kojenerasyon santralinden karşılanmaktadır. Santralde iki adet gaz türbini, iki adet atık
ısı kazanı, dört adet yakıt kazanı ve bir adet buhar türbini bulunmaktadır. Buhar;
yüksek, orta, düşük ve çok düşük olarak dört farklı basınçta üretilmektedir. Yakıt
kazanları düşük sülfür yakıtıyla çalışırken gaz türbinleri dizel yakıt ve LPG ile
çalışmaktadır. Çevresel, ekonomik ve teknik şartlar belirlendikten sonra gereksinim
duyulan elektrik ve buhar miktarları için optimizasyon çalışmaları yapılmıştır. Sistemin
ekonomik yönden minimum masraf modeli belirlenmiştir. Optimizasyon çözümlemeleri
için uygun paket program geliştirilmiştir.
26
3. MATERYAL VE YÖNTEM
3.1. Materyal
Kojenerasyon sisteminin projelenmesi amacıyla gereksinim duyulan ısı ve elektrik
enerjisi miktarının bilinmesi gerekmektedir. Santralin teknik ve ekonomik yönden
irdelenmesi sonucunda santrali oluşturan sistemin toplam güç ve verimleri ile toplam
maliyet ve ekonomik karlılık değerleri bulunmaktadır.
Kojenerasyon sisteminin hangi şekilde ve hangi amaca uygun olması gerektiğini
belirlemek amacıyla Bursa’daki Zorlu Enerji Otoprodüktör Santrali, Yalova’daki Ak
Enerji Otoprodüktör Santrali ve OSTİM-Ankara’daki AYEN Enerji Kombine Çevrim
Santrali’nde incelemelerde bulunulmuştur. Uygun sistem belirlendikten sonra sistemi
oluşturan ekipmanların teknik ve ekonomik yönden değerlendirilmesi amacıyla
gereksinim duyulan enerjinin santrallerde nasıl kullanılabileceği araştırılmıştır. Bu
amaçla Devrek-Zonguldak’ta bulunan Ayanoğlu Salyangoz Fabrikası ile Çanakçılar
Seramik Fabrikasının enerji gereksinimleri belirlenmiş ve bu bölgede kurulabilecek
kojenerasyon santralinin fizibilitesi hazırlanmıştır.
3.1.1. Zorlu enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali
Zorlu Enerji 1993 yılında, Zorlu Holding’e bağlı şirketlerin ortaklığıyla otomotiv ve
tekstil merkezi Bursa’da kurulmuştur. Bursa ve Lüleburgaz’ da iki enerji santralı
bulunan Zorlu Enerji, Korteks, Zorlu Linen ve Zorlu Grubu’nun diğer sanayi
şirketlerine kesintisiz, kaliteli ve güvenli enerji sağlamak üzere planlanmış bir
otoprodüktör şirkettir.
Bursa’da bulunan Zorlu Enerji Otoprodüktör Santralı kombine çevrim ilkesine göre
çalışmaktadır. Santral, doğal gaz ve sıvı yakıtla çalışan çift yakıtlı kombine çevrim
santralı olup, doğal gazın herhangi bir sebeple kesintiye uğraması durumunda nafta
ikincil bir yakıt olarak kullanılmaktadır. Kendi içinde kurulu iki adet santralden elektrik
üretmektedir. Birinci santralde, gaz türbini ve buhar türbini senkron çalışarak tek bir
jeneratörü devitmektedir. Böylece 11 kV ve 50 Hz olarak elde edilen elektrik, trafoda
34.5 kV değerine yükseltilmekte ve 35 MW güç sağlanmaktadır. İkinci santralde ise gaz
türbininin ve buhar türbininin devittikleri jeneratörler ayrı olup, gaz türbininin devittiği
27
jeneratörden 11 kV, 50 Hz değerinde 48 MW, buhar türbinin devittiği jeneratörden de
11 kV, 50 Hz değerinde 12 MW güç elde edilmektedir. Santralin toplam gücü ise 95
MW olmaktadır. Bu santralde egzoz gazları değerlendirilerek de tekrar elektrik enerjisi
üretilmektedir. Her iki santralin akış şeması Şekil 3.1 ve 3.2’de gösterilmektedir.
Şekil 3.1. Zorlu Enerji 1 numaralı santral akış şeması
Şekil 3.2. Zorlu Enerji 2 numaralı santral akış şeması
Her iki santralde kullanılan türbin ve diğer ekipmanların teknik verileri Çizelge 3.1’de
gösterilmektedir.
28
Çizelge 3.1. Zorlu Enerji santral teknik verileri
GAZ TÜRBİNİ Üretici Firma Model No Seri No İşlem Hızı Gücü Giriş hava debisi Doğalgaz miktarı Doğalgaz giriş basıncı Doğalgaz işlem basıncı
General Elektrik LM2500 557-101 Yüksek basınçta 9500 d/d Düşük basınçta 3000 d/d 26 MVA (15°C hava sıcaklığında) 185000 m3/h 5860 kg/h 39.5 Bar (BOTAŞ) 37.9 Bar
JENERATÖR - 1 Üretici firma Çıkış gücü Devir sayısı Çıkış voltajı Çıkış akımı Çıkış frekansı Güç faktörü JENERATÖR – 2 Üretici firma Çıkış voltajı Çıkış akımı JENERATÖR – 3 Üretici firma Çıkış voltajı Çıkış akımı
Turbojeneratör 26.5 MVA (basit çevrim) 35.0 MVA (kombine çevrim) 3000 d/d 197 V 994 A 50 Hz 0.80 Brush Elektrik 216 V 1093 A AEG-ETİ 36 KV 1200 A
BUHAR TÜRBİNİ Üretici firma Model Çıkış gücü Hızı Maksimum Basınç Maksimum Sıcaklık Türbine giren buhar miktarı
Siemens GK 32/45 8.76 MW 9600 d/d 46.5 Bar 395 °C 29631 ton/h (15°C hava sıcaklığında)
ATIK ISI KAZANI Üretici firma Egzoz gazı giriş sıcaklığı Buhar çıkış sıcaklığı Buhar çıkış basıncı Buhar miktarı
DESA 160 °C (15°C hava sıcaklığında)
400 °C 48 Bar 38000 kg/h
Zorlu Enerji TEAŞ ve TEDAŞ’la yaptığı satış ve iletim anlaşması çerçevesinde ulusal
şebeke ağı üzerinden İzmir-Manisa bölgesinde bulunan Vestel Elektronik ve Vestel
Beyaz Eşya şirketlerine de elektrik iletmektedir. Zorlu Enerji Santralleri yıllık
1250 MWh elektrik üretim kapasitesine sahiptir.
29
3.1.2. Ak enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali
16 Mayıs 1989’da kurulan Ak Enerji Elektrik Üretimi Otoprodüktör Grubu A. Ş., kendi
ortaklarının ihtiyacı olan elektrik ve buhar enerjisini ucuz, güvenli ve sürekli karşılayan
bir kuruluştur.
Ak Enerji’nin; Yalova, Çerkezköy, Alaplı ve Bozüyük’ de kurulu santrallerinde; toplam
295.8 MW elektrik, 747 ton/h buhar, sadece Yalova Santralinde ise 59.5 MW elektrik,
470 ton/h buhar üretilmektedir.
Yalova’da bulunan Ak Enerji Otoprodüktör Santralı, doğal gaz ve nafta kullanarak
çalışmaktadır. Sistemde 3 adet kazan, 2 adet de gaz türbini bulunmaktadır. Gaz
türbinleri iki ayrı jeneratörü deviterek toplam 38.5 MVA güç sağlamaktadırlar.
Kazanlardan ve gaz türbinin egzoz gazlarından elde edilen buhar 59 bar basınç
kollektöründe toplanmakta ve 21 ile 6 bar basınç düşürme istasyonları ile buhar
türbinlerinden hem buhar üretilmekte hem de iki adet buhar türbininin devittiği iki ayrı
jeneratörden toplam 21 MVA güç sağlanmaktadır. Böylece elektrikten sağlanan toplam
güç 59.5 MW olmaktadır. Ayrıca 3 adet konvansiyonel kazan ve 2 adet atık ısı
kazanından elde edilen buhar ise 470 ton/h olmaktadır. Bu sistemde egzozdan çıkmadan
önce baca gazlarına su enjekte edilerek işletmedeki sıcak su ihtiyacı da
karşılanmaktadır. Bu durumda dışarı atılan egzoz gazı sıcaklıkları düşürülerek emisyon
da azaltılmış olmaktadır. Santralin akış şeması Şekil 3.3’te gösterilmektedir.
Santrali oluşturan sistemde; MF 111 – Mitsubishi marka gaz türbininin çevirdiği
jeneratör AEG marka olup gücü 17 MW’tır. Gaz türbini doğal gaz ya da nafta yakıtı ile
çalışmaktadır. Gaz türbini egzozundan 25 ton/saat egzoz atık ısı kazanında
değerlendirilmektedir. LM 2500 – General Electric marka gaz türbininin çevirdiği
jeneratör Brush marka olup gücü 21.5 MW’tır. Gaz türbini doğal gaz ya da nafta yakıtı
ile çalışmaktadır Gaz türbini egzozundan 70 ton/h egzoz atık ısı kazanında
değerlendirilmektedir. Sülzer I, Sülzer II ve GAMA marka kazanlar doğalgaz ya da sıvı
yakıt ile çalışmaktadır. Sülzer I ve GAMA marka kazanların bacasından egzoz
çıkmadan önce sıcak su elde etmek amacıyla su enjekte edilmektedir. Kalan egzoz
dışarı atılmaktadır. Her bir kazandan 125 ton/saat buhar çıkmaktadır.
30
Şekil 3.3. Ak Enerji akış şeması
31
Herhangi bir yangın tehlikesine karşılık her bir ünitede otomatik devreye giren yangın
söndürme sistemleri, elektrik kesintilerinde ya da ilk harekette elektriğe gereksinim
duyulduğundan dizel jeneratör ve kazan suyu üniteleri yer almaktadır. Kazan suyu
ünitelerinde kazana verilen su, sistemi bozmayacak şekilde herhangi bir kavitasyon ya
da paslanmaya sebep olmamak için de-iyonize şekildedir. Suyun de-iyonizesi yoğuşma
tanklarında yapılmaktadır. Sisteme ise 4 adet su pompası tarafından gönderilmektedir.
3.1.3. AYEN enerji kombine çevrim santrali
1984 yılında yürürlüğe giren ve ayrıcalıklı şirketler dışındaki özel sektör kuruluşlarının
elektrik tesisini kurma ve işletilmesine imkan sağlayan 3096 sayılı yasa ve ilgili
yönetmeliklerden istifade ile kendi tesislerinin ve grup ortaklarının elektrik ve ısı
enerjisini karşılamak üzere doğalgaz yakıtlı kombine çevrim santrali olarak
kurulmuştur.
OSTİM Organize Sanayi Bölgesi; Ankara’nın sanayi kuruluşlarının bir araya geldiği
sanayiciler topluluğudur. 5000 da alan içerisinde 5000 tane işletme 50000 çalışan kişi
bulunmaktadır. OSTİM’in elektrik ve bölge konutlarının ısı ihtiyacının kesintisiz,
güvenilir, kaliteli ve ucuz olarak temini maksadı ile kurulmasına karar verilen Doğal
Gaz ve Kombine Çevrim Santrali için iki etap planlanmıştır.
İlk etapta 25 MW’lık gaz türbini, atık ısı kazanı ve 10 MW’lık buhar türbini ile toplam
35 MW’lık Kombine Çevrim Santrali, daha sonraki etapta ise bölgenin gelişimine bağlı
olarak, 15 MW’lık gaz türbini ve atık ısı kazanı ilave edilecektir. Kurulan tesis doğalgaz
ile çalışmaktadır. Doğalgaz, BOTAŞ Yapacık Ana doğalgaz boru hattından alınarak,
Ostim’e kadar 24 km’lik 50 bar basınçlı müstakil 12000 Nm3/saat kapasiteli boru hattı
ile gelerek santrali beslemektedir.
OSTİM Organize Sanayi Bölgesi ve bölge sınırları içinde bulunan sanayi; kooperatifleri
ve diğer grup ortaklarının enerji talepleri ile ilk aşamada 188 milyon kWh olan tüketim,
2005 yılında 280 milyon kWh’e ulaşması beklenmektedir. İlk etapta kurulan 35 MW’lık
santral 280 milyon kWh enerji üretecektir. Üretilen bu enerjinin bir kısmı ile Ostim
bölgesinin ihtiyacının tamamı karşılandıktan sonra, kalan kısmı da transfer yoluyla
diğer grup ortakları ve serbest tüketicilere verilecektir. Bölge içinde bulunan atölye ve
32
işyerlerinin ısı ve sıcak su ihtiyacının da ilave bir yatırımla santralden karşılanması
mümkün olabilecektir. Buhar türbini alçak basınç kademesine elektrik üretmek için
verilen 4.5 bar 260 0C’deki buhar kış aylarında türbine verilmeyip buhar ve ısı satışı
yapılacaktır. Sistemin akış şeması Zorlu Enerji I. no’lu santrali ile aynı olup
Şekil 3.4’de, teknik verileri ise Çizelge 3.2’de gösterilmektedir.
Şekil 3.4. AYEN Enerji kombine çevrim santrali akış diyagramı
LM2500+
29 MW
9.5 MW
33
Çizelge 3.2. AYEN Enerji kombine çevrim santrali teknik veriler
GAZ TÜRBİNİ Üretici Firma Model No Gücü Doğalgaz giriş basıncı
General Elektrik (USA) LM2500 31 MVA(15°C hava sıcaklığında) 30 Bar (BOTAŞ)
JENERATÖR Üretici firma Nominal gücü Devir sayısı Çıkış voltajı Çıkış frekansı Güç faktörü
Brush Electrical Machines (UK) 47.5 MVA 1500 d/d 10500 Volt 50 Hz 0.80
BUHAR TÜRBİNİ İmalatçı firma Tipi Çıkış gücü Maksimum Basınç Maksimum Sıcaklık Türbine giren buhar miktarı
Thermodin (Fransa) Alçak basınç kondenser su soğutmalı 9.125 MW 55 Bar (Yüksek Basınç) 4.5 Bar (Alçak Basınç) 460 °C / 258 °C 28.8 ton/h (Yüksek Basınç) 6.77 ton/h (Alçak Basınç)
ATIK ISI KAZANI İmalatçı firma Buhar çıkış sıcaklığı Buhar çıkış basıncı Buhar miktarı Kazana giren Egzoz Sıcaklığı Baca Sıcaklığı Kazana giren su sıcaklığı
Aalborg Engineering (Danimarka) 480/260 °C 56 /5.5 Bar 30/6.8 ton/saat 495 °C 102 °C 70 °C (30 ton/h)
3.1.4. Ayanoğlu salyangoz fabrikası
Zonguldak’ın Devrek ilçesine bağlı Çaydeğirmeni Beldesi’nde kurulu Ayanoğlu
Salyangoz Fabrikası’nda mevsim koşullarına göre yılın 150 günü salyangoz eti, 90 günü
kara salyangozu kabuğu, 60 günü dondurulmuş salyangoz eti (dolma) ve 30 günü de
mantar üretimi gerçekleşmektedir. 1997 yılında 20 bin metrekare alan üzerine
300 milyar lira yatırım gerçekleştirilerek faaliyete geçirilen fabrikada son 6 yılda
6100328 $ tutarında kara salyangozunun eti, kabuğu ve dolması ihraç edilmiştir. 2002
yılı sonu itibariyle Fransa’ya 1000000 $ tutarında ihracat yapılmıştır. Ulaşım kasalara
biriktirilen salyangozların araçlara yerleştirilmesiyle gerçekleştirilmektedir.
Zonguldak, Bartın, Karabük, Kastamonu ve yakın çevrelerden halk tarafından toplanan
salyangozlar çuvallanmış şekilde fabrikaya getirilmektedir. 2003 yılı itibariyle kilosuna
34
kalitesine göre 500-750 bin lira değer biçilmektedir. Çuvallardan alınan salyangozlar
kasalarda dinlendirilmeye alınmaktadır. 1-2 gün dinlenen salyangozlar kasalarla –2°C de
bir hafta süreyle soğuk hava depolarında muhafaza edilmektedir. Buradaki amaç
hayvanın uykuya dalması ve dilinin dışarı çıkmasını engellemektir.
Bu aşamadan sonra hayvan ikinci kez –18°C de dondurularak öldürülmektedir. 12-13
gün dondurulmaya bırakılan salyangozlar donunun çözülmesi için buharla ısıtılmış
salyangoz buz çözme makinasına getirilmektedir. Buradan da boyutlarına göre
sınıflandırılması için kalibre makinasına girmektedir.
Sınıflanan salyangozlar bantlı götürücüye gelmektedir. Bandın kenarlarında kabuktan
eti alma işlemini gerçekleştirmektedir. Etleri kabuklarından ayrılan salyangozların et
kısmı tuzla karıştırılarak kazanda +45° de 10-15 dakika haşlanmaktadır.
Etler soğuk su ile yıkanıp ayıklanmakta ve etin pis kısımları çöpe atılmaktadır. İşlem el
ile yapıldığı için dezenfekte olarak tekrar buharla ısınan suda 15-30 dakika
yıkanmaktadır.
Etler 0°C de dinlendirilmeye alınmaktadır. Daha sonra kalibre ve dolma atölyesinde
amaca göre sırf et olarak ya da dolma olarak hazırlanan salyangozlar –40°C sabit şokta
24 saat bekletilerek dondurulur. Donmuş salyangoz etleri –20°C depolarda gelen
siparişe göre bekletilmektedir.
Etinden ayrılıp kalibre edilmiş salyangoz kabukları 6 gözlü yıkama havuzlarında
içlerine çamaşır suyu ve deterjan konarak temizlenmekte, kurutma makinasında ise
kurutularak kalibre edilmiş şekilde çuvallanmaktadır. Kurutma makinasının içinde
dönen bir tambur bulunmaktadır. Tambura giren salyangozlar LPG ile çalışan kurutma
makinasında 250°C de kurutulmaktadır. 5-6-8-10-12-14 numara olarak sınıflandırılan
kabuklar isteğe göre kabuk olarak ya da içine et ve baharat sosu hazırlanıp dolma olarak
ihraç edilmektedir. Kabuk içine konan etler şoklanarak dondurulmaya alınmaktadır.
Kabuklarda herhangi bir ezilme veya delik görülürse yama işlemi de yine işçiler
tarafından yapılmaktadır. Salyangoz fabrikası iş akış şeması Şekil 3.5’de
gösterilmektedir.
35
Fabrikada kullanılan su 45 m derinlikteki artezyen kuyudan dalgıç pompa ile
çekilmektedir. Buhar olarak kullanılacak su önce arıtılmaktadır. Buhar kazanına gelen
su buhar kanallarıyla buhar olarak sisteme dağılmaktadır. Buhar kazanı çalışma basıncı
5 bar, kapasitesi 480,000 kcal/h dir. Buhar kazanı Zonguldak Taş Kömürü
işletmesinden yılda yaklaşık 200-250 ton kömürle çalışmaktadır (2003 yılı için
125 YTL/ton). Günde 450-500 kg kömürle 500 litre suyu buhara dönüştürmektedir.
Buhar fabrikada haşlama amaçlı, kalorifer sisteminde ısınma amaçlı ve yıkama
işleminde sıcak su amaçlı kullanılmaktadır.
Fabrikanın elektrik ihtiyacı 250 kVA’lık trafodan sağlanmaktadır. Ayrıca 255 kVA
değerinde elektrik kesintisine karşı 1 adet jeneratör bulunmaktadır. Fabrikanın elektrikle
çalışan makinelarının, 2002 yılı aylara göre elektrik tüketim bedelleri Şekil 3.6’daki
grafikte listesi ise Çizelge 3.3’de gösterilmektedir.
Şekil 3.5. Devrek salyangoz fabrikası işlem akış şeması
36
0102030405060708090
100
1000kWhA
ra.0
1
Oca
.02
Şub
.02
Mar
.02
Nis
.02
May
.02
Haz
.02
Tem
.02
Ağu
.02
Eyl
.02
Eki
.02
Kas
.02
Ara
.02
Oca
.03
Şub
.03
Mar
.03
Fatura Tarihleri
Elektrik Tüketimi
Şekil 3.6. Fabrikanın elektrik tüketimi
Çizelge 3.3. Fabrikada elektrikle çalışan makinaların çektikleri güçler
37
3.1.5. Çanakcılar seramik fabrikası
Çanakcılar Seramik Fabrikası Zonguldak-Gökçebey Beldesinde 150000 m2’lik alana
kurulmuş, bünyesinde 8 mühendis, 8 teknisyen, 15 usta, 265 işçi, 20 idari personel
olmak üzere toplam 316 kişi barındıran bir fabrikadır. Yıllık üretim kapasitesi olarak
44212 adet banyo takımı, 99200 tuvalet taşı, 40000 lavabo, 20000 eviye, 30000 klozet
ve 100000 adet banyo aksesuarları üretmektedir.
Fabrikaya çamur olarak gelen hammadde 6 adet değirmende karıştırılarak
öğütülmektedir. Öğütülen çamurlar yumuşaması için açıcılara gelmektedir. Eleme
yapıldıktan sonra işlenmiş çamur dinlendirilmesi için havuzlarda 3 gün boyunca
beklemeye alınmaktadır.
Diğer taraftan çamurun üstüne kaplayan sır üretimi yapılmaktadır. 11 adet sır
değirmenlerinde hazırlanan sır yine çamurdan ayrı dinlendirme havuzlarında
dinlendirilmektedir. Aynı zamanda renk verebilmek için sırlara istenen renkler de yine
bu aşamada katılmaktadır.
Bir başka işlem aşaması da alçı ile kalıp hazırlamaktır. Çamura istenilen şekli
verebilmek için hazırlanan alçı kalıplar 4 gün boyunca kurutmaya alınmaktadır.
Daha önce hazırlanıp havuzda dinlenmeye alınan çamurlar tezgahlara dizilen alçı
kalıplara doldurulmaktadır. Alçı kalıplar bu aşamada çamurun suyunu emmekte ve
çamur kuruyunca kalıptan çıkarılmaktadır. İstenilen şekilde çıkarılan çamurlar fırında
12 saat kurutmaya alınmaktadır. Kurutulan yarı ürünler kontrol edilip tozundan
temizlendikten sonra daha önceden hazırlanan sırlarla kaplanmak üzere sır tezgahlarına
gelmektedir. İstenilen renkte sırlar yarı ürün üzerine basınç tabancalarıyla püskürtülerek
pişirilmek üzere tünel fırına girmektedir. Fırında değişik sıcaklıklarda pişirilen ürünler
üzerine şekil verilmek istendiğinde, daha önceden hazırlanan şekiller ürün üzerine
yapıştırılıp tekrar fırına verilmektedir. Pişirme sırasında ürün 16-17 saat fırında
kalmaktadır. Bu aşamada sabit sıcaklık yoktur. Çamur içindeki kilin özelliğinden dolayı
ilk aşamada ve son aşamada sıcaklık 573°C ortalarda ise sıcaklık 1200°C ye
çıkmaktadır. Aksi takdirde üründe çatlamalar olmakta ve ürün atılmaktadır. Fırından
çıkarılıp tekrar kontrol edilen ürünler paketlenmek üzere depolanmaktadır. Fabrikada
38
elektrikle çalışan makinaların çektikleri güçler Çizelge 3.4’de gösterilmektedir.
Fabrikanın akış şeması ise Şekil 3.7’da gösterilmektedir.
Çizelge 3.4. Seramik fabrikasındaki makinaların çektiği elektrik güçleri
Cihaz Çekilen Güç (kW) Cihaz Çekilen Güç (kW) Tünel Fırın 200 Alçı Kalıp 12 Kamara Fırın 60 Kalite Ayırım 7 Elektrikli Fırın 75 Laboratuar 30 Kurutma Fırnı – 1 100 Hidrofor 17 Kurutma Fırını – 2 100 Mekanik Bakım 75 Kompresörler 112 Kurutma Odası – 1 8 Çamurhane 580 Kurutma Odası – 2 8 Dökümhane 200 İdare Binası 15 Kabin Sırlama 50 Bant Sırlama 21
TOPLAM 1670 kW
Mevcut elektrik besleme durumu; 800 kVA Ana Besleme, 330 kVA İşbir marka
jeneratör, 148 kVA Caterpillar marka jeneratör ve yıllık elektrik tüketimleri; 2002 yılı
itibariyle toplam 3613 MVA’dir. Fırınların LPG ile çalışmaktadır. 2002 yılı itibariyle
toplam 822923 m3 LPG tüketilmiştir.
Fabrikadaki sistem LPG yakıt ile çalışmaktadır. Ancak halen kullanmakta olduğu LPG
nin kg fiyatı 2003 yılı itibariyle 1,2 YTL/m3 iken CNG (sıkıştırılmış doğalgaz)
800 TL/m3’tür. Bu yüzden sistemi ve fırınları LPG yerine CNG yakıtına dönüştürmek
istenmektedir. Maliyet açısından karlılık görünürken özgül ısıları bakımından CNG
9400 kcal/kg, LPG 11000 kcal/kg olarak da kayıp gözükmektedir. Bu arada bölgede
doğalgaz olması durumunda m3 fiyatı 1,2 YTL den 0,33 YTL/m3 düşecektir. Sonuç
olarak Çanakcılar Seramik Fabrikasına kojenerasyon ile verilecek toplam elektriksel
güç 1670 kW’tir.
39
Şekil 3.7. Çanakçılar seramik fabrikası akış diyagramı
40
3.2. Yöntem
Projelenecek kojenerasyon santralinin üreteceği elektrik enerjisi miktarı; Ayanoğlu
Salyangoz Fabrikası ve Çanakcılar Seramik Fabrikasının gereksinim duyduğu elektrik
enerjisine göre belirlenmiştir. Santralin çalışması Zorlu Enerji Kojenerasyon
Santrali’ndeki sisteme adapte edilmiştir. Santralde gaz türbini ve buhar türbini senkron
çalışarak jeneratörü devitmekte ve elektrik enerjisi üretilmektedir. Gaz türbininden
çıkan egzoz gazları atık ısı kazanında değerlendirilerek buhar türbinine basınçlı buhar
göndermektedir.
Araştırma konusu kojenerasyon santrali; Zorlu Enerji Kojenerasyon Santrali verilerine
göre teknik yönden incelenerek termodinamik eşitlikleri çıkartılmış, AYEN Enerji
verilerine göre de ekonomik yönden incelenerek sistemin karlılığı ve fizibilitesi ortaya
konmuştur. Oluşturulan formül setleri Visual Basic’te hazırlanan programda bilgisayar
ortamında değerlendirilmiştir.
Hesapla bulunan sonuçlar istatistiksel olarak değerlendirilip grafik analizleri yapılmıştır.
Teknik yönden gaz ve buhar türbinlerinin verim analizleri ile ekonomik yönden iç
karlılık oranı analizi sayısal ve grafiksel olarak incelenmiştir.
3.2.1. Teknik analiz
Kojenerasyon santrallerini oluşturan sistem elemanlarının termodinamik açıdan
değerlendirilmesi yapılmıştır. Sistem elemanları aşağıda sıralanmıştır:
• Gaz türbini
• Buhar türbini
• Atık ısı kazanı
• Jeneratör
Her bir makinanın teknik yönden çalışma şekli incelenmiş, güçleri ile verimleri
hesaplanmıştır. Hesaplanan değerlerle Zorlu Enerji Kojenerasyon santralinden alınan
verilerle karşılaştırılmıştır.
41
3.2.1.1. Gaz türbini hesabı
Gaz türbini verimi, Brayton çevrimi esas alınarak hesaplanmaktadır. Brayton çevrimi
Şekil 3.7’de verilmiştir (Ültanır 1987).
Şekil 3.8. Brayton çevrimi.
Gaz türbini P-V diyagramında kabul edilen değerler;
T1 = 288 K = 15°C (Çevre sıcaklığı)
P1 = 1 bar = 105 Pa (Atmosfer basıncı)
nhava = 1.23
cphava = 1.0035 kJ/kgK
cpdoğalgaz = 0.67 kJ/kgK
P2 (sıkışma sonu basınç) ve T4 (egzoz sıcaklığı) gaz türbini katalog değerlerinden
alınmıştır. Buna göre gaz türbini sıkışma sonu ve yanma sıcaklıkları ile verimi aşağıdaki
şekilde hesaplanmaktadır.
(3) P/P
11
(2) T
TTT
TT
(1) PP
TT
n/)1n(
12Bry
2
23
1
14
n/)1n(
2
1
2
1
−
−
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=η
−=
−
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
P
V
Yakıt
Kompresör
Gaz Türbini
Jeneratör
Egzoz Gazı
2
1
3
4
42
Gaz türbini mil gücü ve elektriksel gücü ise;
Gazın debisi x Doğal gazın ısıl değeri x ηBry = Gaz Türbini Gücü (kW) (4)
Gaz Türbin Gücü x Jeneratör Verimi = Gaz Türbini Elektriksel Gücü (kWe) (5)
şeklinde hesaplanmaktadır.
3.2.1.2. Buhar türbini hesabı
Buhar türbini verimi Rankine Çevrimi ile hesaplanmaktadır. Rankine çevrimi
Şekil 3.8’ de gösterilmektedir (Ültanır 1987).
Şekil 3.9. Rankine çevrimi
Rankine çevrimi ile çalışan buhar türbini verimi, yararlı entalpi farkının toplam entalpi
farkına oranıyla hesaplanmaktadır.
(6) hhhh
13
43Rankine −
−=η
Kuru buharın entalpisi (h4) Regnault bağıntısından yararlanılarak, buharlaşma sıcaklığı
da (t4) Dupperet bağıntısından yararlanılarak hesaplanmıştır (Ültanır 1987).
h4 = 606.5 + (0.305.tb) (7)
44b P100tt == (8)
T
S
4
2
3
1
Atık Isı Kazanı
Buhar Türbini
Jeneratör
Kondenser
t1
t3
t4
43
Kızgın buharın entalpisi kızdırma sıcaklığına bağlı olarak (tk) hesaplanmaktadır.
h3 = 606.5 + 0.305.tb + 0.4805 (tk – tb) (9)
Sıvı durumdaki entalpi değeri ise;
h1 = csu x Δt (10)
ile hesaplanmaktadır. Δt; buharlaşma sıcaklığı ile kazana giren besi suyunun sıcaklık
farkından oluşmaktadır. Besi suyu sıcaklığı buharlaşma sıcaklığına göre çok düşük
değerde olduğundan ihmal edilebilir. Suyun özgül ısısı 1 kcal/kg olduğuna göre, bu
durumda;
h1 = t4 (11)
olmaktadır.
h1, h3, h4 değerleri kcal/kg, tk ve tb değerleri 0C birimlerindedir. IS birim sistemine
uymak için bulunan h3 ve h4 değerlerini kJ/kg birimlerine çevirmek için 4.19 değeriyle
çarpılması gerekmektedir.
Buhar Türbini Elektriksel Gücü (kW) = Buhar Türbin Gücü x Jeneratör Verimi (12)
şeklinde hesaplanmaktadır.
3.2.1.3. Atık ısı kazanı hesabı
Atık ısı kazanı verim hesabı kazanda kullanılan yararlı ısının kazanda harcanan ısıya
oranıyla hesaplanmaktadır. Kazanın çalışma şeması Şekil 3.9’da gösterilmektedir.
Şekil 3.10. Atık ısı kazanı yararlı ve harcanan ısılar
Atık Isı Kazanı
Q buharQ su
Q giriş Q baca
44
[ ] (14) )tt(c.m
18.4x)xtc()xt305.0(5.606(m
(13) )tt(c.m
)hh(m
bacaegzozegzozegzoz
susubsukazan
bacaegzozegzozegzoz
subuharsukazan
−−+
=η
−−
=η
Kazan veriminin hesaplanmasında gaz türbini egzoz gazı miktarı (megzoz), kazana giren
besleme suyu miktarı (msu), kazandan çıkan baca sıcaklığı (tbaca) ve gaz türbini egzoz
sıcaklığı (tegzoz) değerleridir.
3.2.1.4. Jeneratör hesabı
Jeneratör hesabında öncelikle santralin elektrik enerjisi vereceği fabrikaların tükettikleri
elektriksel tüketim değerlerine bağlı olarak alternatörün her fabrika için yüklenme
oranları hesaplanmaktadır.
Fabrikalarda çalışan elektriksel tüketicilerin tümünün aynı zaman periyodunda
çalışmaması nedeniyle eş zamanlılık katsayısı da (senkronize faktörü) hesaplanmaktadır
(Yavuzcan 1990).
Nmaksimum = En fazla tüketilen elektrik enerjisi miktarı / (çalışma saati x 30) (15)
gi = Nmaksimum/Ni (16)
YO = Nmaksimum/Nfabrika (17)
Nmaksimum= Çekilen maksimum güç (kW)
Ni= Tüm elektriksel tüketicilerin kurulu gücü toplamı (kW)
Nfabrika= Fabrikaların gereksinim duyduğu toplam güç (kW)
YO= Alternatörün yüklenme oranı
gi = Eşzamanlılık katsayısı
Alternatörün yüklenme oranı (YO); gaz türbininin devittiği jeneratör grubunun hangi
fabrikaya hangi oranda yüklenmeyle elektrik verdiğini gösteren yüzde değeridir.
45
3.2.2. Ekonomik analiz
Kojenerasyon santralinin ekonomik yönden maliyet analizinin yapılması ve amortisman
süresince kar durumunun ortaya çıkartılması fizibilite araştırması yönünden gereklidir.
Projelenen santralin ekonomik analizi aşağıdaki başlıklar altında incelenmiştir:
• Yatırımcının sermaye durumu
• Keşif özeti
• Toplam Masraflar (sabit masraflar + değişen masraflar)
• Gelir-gider tablosu
• Fon akış tablosu
• İç karlılık oranı
3.2.2.1. Sermaye
Kojenerasyon santrali kurabilmek için yatırım yapacak kişinin sermaye durumunu
belirlemesi gerekmektedir. Yatırımcının toplam sermayesi; santralinin keşif özeti
belirlenirken, proje tutarına eşit ya da fazla olmalıdır. Toplam sermaye iki şekilde
incelenmektedir (Eraktan 1991).
a. Kaynağına göre sermaye
b. Kullanılış biçimine göre sermaye
Kaynağına göre sermaye kişinin kendine ait öz kaynak sermayesi ve kendine ait
olmayan dış kaynak sermayesinin toplamından oluşmaktadır. Kullanılış biçimine göre
sermaye ise sabit ve değişen sermayenin toplamından oluşmaktadır. Sabit sermaye
makina, bina ve arazi bedelini, değişen sermaye de kişinin sahip olduğu menkul
kıymetleri içermektedir.
Santrali kuracak kişinin başka ortakları olması durumunda her bir ortak kişinin
sermayeleri, toplam sermayeyi oluşturmaktadır. Proje bedelinin belirlenmesindeki sınır,
sermaye durumuna göre belirlenmektedir.
46
3.2.2.2. Keşif özeti
Kurulacak kojenerasyon santralinin fizibilite durumu belirlenirken keşif özetinin
yapılması gerekmektedir. Keşif özeti ile toplam proje bedeli ortaya çıkarılmakta,
yatırımlar bu bedele göre değerlendirilmektedir. Ostim Sanayi Bölgesi-Ankara’da
kurulan AYEN Enerji Kojenerasyon Santralinde incelenen ekonomik verilere göre keşif
özetini oluşturan parametreler Çizelge 3. 5’de gösterilmektedir.
Çizelge 3.5. Kojenerasyon projesi keşif özeti
İç Piyasadan Sağlanan Yatırım
($)
Dış Piyasadan Sağlanan Yatırım
($)
Toplam Yatırım ($)
A) Arsa B) SABİT YATIRIM 1. Etüt – Proje 2. İnşaat İşleri 3. Makine Teçhizat (Gaz Türbini ve Jeneratör Seti ve Komple Yedek Parçaları)
4. Taşıma ve Sigorta Giderleri 5. Gümrükleme Giderleri 6. Montaj Giderleri 7. Genel Giderler 8. Beklenmeyen Giderler TOPLAM SABİT YATIRIM TUTARI
C) İşletme Sermayesi TOPLAM PROJE BEDELİ Yukarıdaki çizelgede, santralin kurulması sırasında gereksinim duyulan harcama kalemleri gösterilmiştir. Buna göre:
• Etüt-proje: Proje için devlete ödenen miktar • İnşaat işleri: Santralin kurulum aşamasındaki yapım masrafları • Makine ve Teçhizat: Santrale, yurtdışından yurtdışı kredi ile getirilen makinalara
ödenen miktar • Taşıma ve Sigorta: Makinaların taşınması ve sigortalanması için harcanan miktar. • Gümrükleme: Yurtdışından gelen makinaların gümrük giderleri, • Montaj: Makinaların santrale kurulumu sırasında ödenen miktar, • Genel Giderler: Santralin kurulum aşamasında proje bedeli dışındaki giderler. • Beklenmeyen Giderler: Fizibilite sırasında olmayıp da yapım aşamasında
çıkabilecek ek giderler (inşaat işleri için proje giderinin %10, elektrik işleri için proje giderinin %5).
• İşletme sermayesi: Santralin kurulum bedeli amorte edilip kara geçilene kadar yapılan harcamalar (yatırım tutarı dışında fatura kesilmeden yapılan giderler).
47
3.2.2.3. Sabit masraflar
Kojenerasyon santralinin kurulması ve işletilmesi aşamasında yıl içerisinde her türlü
şartta miktarı değişmeyen masrafları oluşturmaktadır. Sabit masraflar aşağıda
sıralanmaktadır:
• Amortisman
• Faiz
• Sigorta
• Kira
3.2.2.3.1. Amortisman hesabı
Kojenerasyon santralinin maliyetinin yararlı ömrüne sistematik bir şekilde dağıtılması
amortisman payı ile sağlanmaktadır. İşletmelerde bir yıldan daha uzun süre kullanılan,
aşınma ve yıpranmaya uğrayan varlıkların değerleri, yararlı ömürleri içinde amortisman
ayrılmak yoluyla yok edilmektedir. Amortisman, yapılan çalışmada doğru hat
yöntemiyle hesaplanmıştır. Hesaplama yöntemi aşağıdaki gibidir (Işık 1999):
Dt = Psantral/neko (18)
Bt = Psantral - Dt.t (19)
Kojenerasyon santrallerinin proje aşamasında kullanılan ekonomik ömür Enerji
Bakanlığı verilerine göre 20 yıl olarak belirlenmiştir. Hesaplamalar sırasında her yıl için
ödenecek amortisman değeri sabit masrafların amortisman payını oluşturmaktadır.
3.2.2.3.2. Faiz hesabı
Kojenerasyon santralini kuracak şirket veya kişilerin kendi sermayesi dışında aldıkları
kredilere ait yıllık ödediği faiz değeri sabit masrafların faiz paylarını oluşturmaktadır.
Kojenerasyon santralinin kurulması sırasında makina ve teçhizat için alınan kredi
yabancı kaynaklıdır. Yurt dışı kaynaklı ve proje için verilen kredilerin yıllık faiz oranı
% 10 olup geri ödeme süresi 10 eşit takside bölünmektedir. Yıllık ödenecek faiz miktarı
her altı ayda bir çekilen kredinin %10’u ve o dönemdeki faiz miktarından oluşmaktadır.
Faiz hesabı bileşik faiz yöntemine göre yapılmaktadır (Işık 1999).
48
F = Psantral (1+FO)n (20)
F = Faiz artış sonucu oluşan değer ($)
Psantral = Santralin yatırım değeri ($)
FO = Faiz oranı
n = Faiz ödeme süresi
3.2.2.3.3. Sigorta hesabı
Kojenerasyon santrallerinde çalışan makinalara, binaya, işçilere ve üçüncü şahıslara, her
türlü kaza, yangın, infilak, terör, depreme karşı yıllık ödenmesi gereken sigorta miktarı
sabit masrafların sigorta giderlerini oluşturmaktadır. AYEN Enerjinin Finans
Sigorta’dan aldığı verilere göre; bina, makine, tesisat yatırım bedelinin binde 5 oranı
yangın/yıldırım/infilak/terör, binde 3.3 oranı deprem primi, her yıl sigorta şirketine prim
ödenmesi gerekmektedir.
3.2.2.3.4. Kira hesabı
Kojenerasyon santralinin kurulması sırasında bina, makina ve arsa yatırımcının öz malı
değil ise bunlara karşılık her yıl ödediği kira bedeli sabit masrafların kira masraflarını
oluşturmaktadır.
3.2.2.4. Değişen masraflar
Yıl içerisinde kullanımına bağlı olarak değişim gösteren masrafların toplamı değişen
masrafları oluşturmaktadır. Değişen masraflar aşağıda sıralanmaktadır ($/yıl):
• Doğalgaz (Santralin kullandığı doğalgazın metreküp miktarına göre her yıl
ödediği miktar)
• İşçilik (Santralinde geçici ve daimi olarak çalıştırdığı teknik eleman veya işçilere
ödediği yıllık miktar)
• Su-Elektrik (Santralde kullanılan yıllık su ve elektrik giderleri, kendi ürettiği
elektriği kullanması durumunda hesaba alınmamaktadır.)
49
• Akaryakıt (Fabrika dışına araçlarla yapılan ulaşımlar sırasında harcanan yıllık
benzin, dizel ve LPG harcamaları)
• Tamir-Bakım (Santralde çalışan makinaların yıllık tamir-bakım masrafları)
• Ulaşım-Taşıma (Santrale gelecek makinaların taşınma, gümrük masrafları ve
ulaştırılması için harcanan miktar)
• Haberleşme (Santralde kullanılan telefon, faks, internet’in yıllık masrafları)
3.2.2.5. Gelir-gider tablosu
Gelir – Gider Tablosu kojenerasyon sisteminin 20 yıllık ekonomik ömrü boyunca,
elektrik satışından elde edeceği miktardan oluşan gelir ile faiz, gaz harcamaları, vergi
gibi giderlerden oluşan bir çizelgedir. Çizelge 3.6 AYEN enerji’de yapılan
değerlendirmelere göre gelir-gider tablosunun parametrelerini göstermektedir.
Çizelge 3.6. Gelir-gider tablosu
1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl A Toplam Enerji
Üretimi (kWh)
B Satış Fiyatı
C Proje Geliri
D Proje Gideri
E Yakıt Gideri
F Proje Karı
G Yurtdışı Kredi Faizi
H Yurtiçi Kredi Faizi
İ Vergiden Önceki Kar
J Yatırım İndirimi
K Stopaj L Vergiden
Sonraki Kar
50
Yukarıdaki çizelgede, her yıl üretilmesi düşünülen toplam enerji miktarı (kWh) ile satış
fiyatının belirlenmesi durumunda diğer veriler aşağıdaki şekilde hesaplanmaktadır:
• C ($/yıl) = A x B • D ($/yıl) = Toplam masraf
[(sabit masraf–amortisman) + (değişen masraf–yakıt gideri)]
• E = Doğalgaz gideri ($/m3yıl)
• F ($/yıl) = C – (D + E) • İ ($/yıl) = F – (G + H) • J ($/yıl) = İ • K ($/yıl) = Stopaj • L ($/yıl) = J – K
Yatırım indirimi; daha az vergi ödemek amacıyla vergiden muaf olunan kısımların
toplam masraflardan çıkarılmasıdır. Kalan kısmın % 19.8’i stopaj vergisi olarak devlete
ödenmekte, böylece vergiden sonraki kar hesaplanabilmektedir. Vergiler kanun ve
yönetmelik içerisinde her sene değişmektedir. Bu oranlar 2004 yılı için geçerli
değerlerdir.
3.2.2.6. Fon akış tablosu
Kojenerasyon santralinin gelir-gider tablosundan sonra fon akış tablosu
oluşturulmaktadır. Bu tablo ile amortisman ve kredi taksitleri göz önüne alınarak her
yıla ait öz sermaye karı bulunmaktadır. Fon akış tablosu Çizelge 3.7’de
gösterilmektedir.
Çizelge 3.7. Fon akış tablosu
1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl L Vergiden Sonraki Kar
M Amortisman
N Toplam Fon
O Yurtdışı Kredi Taksitleri
P Yurtiçi Kredi Taksitleri
R Öz Sermaye Geri Ödeme
S Öz Sermaye Karı T Toplam Kar
51
Gelir-gider tablosunun devamı olan fon akış tablosunu oluşturan veriler aşağıdaki
şekilde hesaplanmaktadır.
N ($/yıl) = L + M
S ($/yıl) = N – (O + P + R)
T ($/yıl) = Σ S (yıl)
Fon akış tablosu ile kojenerasyon santralin 20 yıllık ekonomik ömrü süresince her yıla
ait kar ve toplam kar durumu ortaya çıkmaktadır.
3.2.2.7. İç karlılık oranı
Santral fizibilitesinin belirlenmesinde kullanılan en etkili değerlerden birisi iç karlılık
oranıdır (Cesur ve Cingöz 2001). İç karlılık oranı; yatırımın yararlı ömrü süresince
sağlayacağı nakit girdisini yatırım tutarına eşitleyen faiz oranıdır. Nakit giriş ve
çıkışlarının bugünkü değerlerinin birbirine eşit olduğu, yani yatırımın net bugünkü
değerinin sıfır olduğu faiz değeridir. İç karlılık oranının, yatırımcının almış olduğu
kredinin %10 faiz oranından yüksek olması gerekmektedir. İç karlılık oranı kısaca
yatırımın ekonomik ömrü sonunda şimdiki değeri göz önüne alınarak % 10 ve üstü
oranlarda kar ettiği değerdir. Kredi faizleri % 10 olduğundan, iç karlılık oranının %
10’un altında bir değerde olması tesisin ekonomik olmadığını göstermektedir.
İç karlılık oranı (iç verim oranı) aşağıdaki gibi hesaplanmaktadır
(Cesur ve Cingöz 2001).
( ) ( ) ( )(21)
r1G....
r1G
r1GBD n
n2
21
+++
++
+=
BD = Bugünkü Değer
G= Nakit Girişleri, Nakit Çıkışları
r= İç Karlılık Oranı
NBD (Net Bugünkü Değer) = BD Nakit Girişleri – BD Nakit Çıkışları
52
NBD = 0 durumunda,
BD Nakit Girişleri = BD Nakit Çıkışları
Kısaca nakit giriş ve çıkışlarını birbirine eşitleyen “r” değeri iç karlılık oranı olarak
tanımlanmaktadır (Akgüç 1989).
3.2.3. Kojenerasyon santrali simülasyon programı
Kojenerasyon santralinin kurulumu ve fizibilitesi için yapılan çalışmada, teknik ve
ekonomik analiz eşitliklerinin bilgisayar programına adapte edilmesi amaçlanmıştır.
Teknik ve ekonomik analiz bölümlerinde belirtilen işlemler bilgisayar tarafından
yapılmakta ve sonuçlar tablo halinde sunulmaktadır. Simülasyon programının yapılması
aşamasında Visual Basic 6.0 programı kullanılmıştır. Programın akış diyagramı Şekil
3.11 ve 3.12’de gösterilmektedir.
Şekil 3.11. Benzeşim programı teknik analiz akış diyagramı
HESAPLAR
TEKNİK HESAPLAR
Jeneratör
Atık Isı Kazanı
Buhar Türbini
Gaz Türbini Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
53
Şekil 3.12. Benzeşim programı ekonomik analiz akış diyagramı
Masraflar
Sigorta
Faiz
Amortisman
Sabit Masraflar
Kira
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Değişen Masraflar
Su-Elektrik
İşçilik
Doğalgaz
Akaryakıt
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Haberleşme
Ulaşım-Taşıma
Tamir-Bakım Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
TOPLAM MASRAF
EKONOMİK HESAPLAR
Keşif Özeti
Sermaye
Veriler İşlem Sonuç
Kullanılış Biçimine Göre
Kaynağına Göre
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
54
Şekil 3.13. Benzeşim programı ekonomik analiz akış diyagramı (devam)
Gelir-Gider Tablosu
Fon akış Tablosu
İç Karlılık Oranı
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
Veriler İşlem Sonuç
55
4. ARAŞTIRMA BULGULARI
Kojenerasyon santralinin üreteceği elektriksel gücü belirlemek amacıyla Ayanoğlu
Salyangoz Fabrikası ve Çanakcılar Seramik Fabrikası’nın enerji gereksinimleri
incelenmiştir. Gaz türbini ve buhar türbininin aynı jeneratörü deviteceği kojenerasyon
sisteminde üretilecek toplam elektriksel güç 2 MW olarak belirlenmiştir. Bu bölümde
gereksinim duyulan güce göre teknik ve ekonomik araştırma bulguları verilmiştir.
4.1. Teknik Bulgular
Sistemde çalışması düşünülen gaz türbini, buhar türbini, atık ısı kazanı ve jeneratörün
çalışma parametreleri sayısal olarak değerlendirilmiştir.
Gaz türbini hesabı yapılırken Brayton çevriminden yararlanılmış ve türbin verimi
hesaplanmıştır. Bazı değerler, güce göre belirlenen türbin kataloglarından alınmıştır.
T1 = 288 K (15 °C)P1 = 1 bar = 105 Pa
P2 = 4 MPa = 4x106 Pa
T4 = 723 K
nhava = 1.23
cphava = 1.0035 kJ/kg
cpdoğalgaz = 0.67 kJ/kg
50%49.83P/P
11
K1441.154TT
TTT
TT
K574.0697TPP
TT
n/)1n(
12Bry
32
23
1
14
2
n/)1n(
2
1
2
1
≈=⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=η
=⇒−
=−
=⇒⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
−
−
Doğalgazın ısıl değeri 34567.5 kJ/m3, gaz türbini elektriksel gücü 2 MW ve jeneratör
verimi %95 alınarak eşitlik 4 ve 5’e göre;
Gaz Türbini Mil Gücü = Elektriksel Güç / Jeneratör Verimi = 2.105 MW
Gazın Debisi = Gaz Türbini Mil Gücü / (Doğalgaz ısıl değeri x ηbrayton) = 0.1222 m3/s
56
15°C hava sıcaklığı, 450 °C gaz türbini egzoz sıcaklığı ve 4 MPa sıkışma işlemi sonu
basınç değeri, 2 MW elektriksel gaz türbini gücü ve % 95 jeneratör alınarak, sıkışma
sonu sıcaklık (T2) 574.0697 K, yanma sıcaklığı (T3) 1441.154 K, gaz türbini verimi %
50 ve gazın debisinin de 0.1222 m3/s hesaplanmıştır.
Buhar türbini veriminin hesaplanmasında Rankine çevriminden yararlanılmıştır.
Buhar türbininin üretebileceği maksimum buhar basıncı ve sıcaklığının (katalog)
bilinerek eşitlik 6’daki verim değeri hesaplanmaktadır.
Maksimum buhar basıncını 47 bar, buhar sıcaklığını da 400 °C alınarak;
t4 = 100 4maksP = 261.83 °C
h4 = 606.5 + (0.305 x t4) = 686.358 kcal/kg = 2875.84 kJ/kg
h3 = 606.5 + 0.305.t4 + 0.4805 (tmaksimum – t4) = 752.748 kcal/kg = 3154.015 kJ/kg
h1 = csu x t4 = 261.83 kcal/kg = 1097.08 kJ/kg
13
43Rankine hh
hh−−
=η = 0.1352 = % 13.52
Elektriksel gücü 2 MW kabul ettiğimiz koşulda eşitlik 12’ye göre;
Buhar Türbini Mil Gücü = Elektriksel Güç / Jeneratör Verimi = 2.105 MW
Atık ısı kazanı hesabında kazan verimi; kazana giren ve çıkan ısıların oranlanmasıyla
aşağıdaki şekilde bulunmaktadır:
Atık ısı kazanı verileri;
Cbuhar = 1.9228 kJ/kgK
Cegzoz = 1.1386 kJ/kgK
Csu = 4.18 kJ/kgK
tegzoz = 457 °C
tbaca = 111 °C
tsu = 73 °C
tbuhar = 400 °C
mbuhar = 11.027 kg/s
megzoz = 130.3 kg/s
57
Atık ısı kazanı verileri, bu sistemi kullanan Zorlu Enerji kazan girdilerinden alınmıştır.
[ ]
[ ] 59%)111457(x1386.1x3.130
18.4x)1x73()400x305.05.606(027.11
)tt(c.m18.4x)xtc()xt305.0(5.606(m
)tt(c.m)hh(m
kazan
bacaegzozegzozegzoz
susubuharsukazan
bacaegzozegzozegzoz
subuharbuharkazan
≈−−+
=η
−−+
=η
−−
=η
Jeneratör hesabı yapılırken, santralin ürettiği elektrik enerjisini kullanan fabrikaların
elektrik enerjisi gereksinimleri kullanılmıştır. Buna göre;
Ayanoğlu Salyangoz Fabrikası için,
En fazla elektrik Nisan ayında 98080 kWh olarak tüketilmiştir.
Fabrikadaki toplam elektriksel güç 257 kW
Fabrikada günde 16 saat ve 30 gün çalışıldığı kabul edildiğinde (salyangozların
toplanması mevsimlik olduğu için bazı aylar fabrikanın çalışma süresi oldukça kısadır.
Bu yüzden çalışma saati, yıla oranlandığında günlük 16 saat olmaktadır).
Fabrikanın çektiği maksimum güç = 98080 / (16 x 30) = 204.33 kW
Senkronize Faktörü = 204.33 / 257 = % 79.5
Alternatörün yüklenme oranı fabrikanın çektiği maksimum gücün her iki fabrikanın
toplam elektriksel gücü oranına eşit olup, eşitlik 17’ye göre
204.33 / 2000 = 0.102
şeklinde hesaplanmaktadır. Alternatör salyangoz fabrikasına elektrik verirken % 10.2
oranında yüklenmektedir.
58
Çanakcılar Seramik Fabrikası için,
En fazla elektrik Ağustos ayında 334955 kWh olarak tüketilmiştir.
Fabrikadaki toplam elektriksel güç 1670 kW
Fabrikada günde 8 saat ve 30 gün çalışıldığı kabul edildiğinde,
Fabrikanın çektiği maksimum güç = 334955 / (8 x 30) = 1395.64 kW
Senkronize Faktörü = 1395.64 / 1670 = % 83.57
Alternatörün yüklenme oranı = 1395.64 / 2000 = 0.6978
şeklinde hesaplanmaktadır. Alternatör salyangoz fabrikasına elektrik verirken yaklaşık
olarak % 70 oranında yüklenmektedir.
4.2. Ekonomik Bulgular
Kojenerasyon santralin ekonomik olarak değerlendirilip fizibilitesinin çıkarılması için
öncelikle keşif özeti raporunun belirlenmesi gerekmektedir. Keşif özetinde santral
kurulumuna başlamadan önce oluşan giderlerin durumu gösterilmektedir. Santralin
kurulacağı arsa kişinin kendine aitse gider olarak gösterilmemektedir. Etüd ve proje
olarak ödenen miktar, kurulma aşamasında inşaat giderleri, yurt dışı krediyle alınan
makina teçhizat giderleri, makinaların yurt dışından taşınması, sigorta, montaj ve
gümrük giderleri, genel giderler ve beklenmeyen giderler keşif özetini oluşturmaktadır.
Tüm bu giderlerin sonunda proje bedeli hesaplanmaktadır. Toplam proje bedeli kişinin
ya da kuruluşun sermayesinden küçük olmalıdır. Çizelge 4.1’de Ostim Organize Sanayi
Sitesinde kurulan AYEN enerji kojenerasyon santraline ait keşif özeti verilmiştir.
59
Çizelge 4.1. AYEN enerji kojenerasyon santrali keşif özeti
İç Piyasadan
Sağlanan
Yatırım (1000$)
Dış Piyasadan
Sağlanan
Yatırım (1000$)
Toplam Yatırım
(1000$)
A) Arsa
B) SABİT YATIRIM
1. Etüd – Proje 250 250
2. İnşaat İşleri 2000 2000
3. Makine Teçhizat
(Gaz Türbini ve Jeneratör Seti ve
Komple Yedek Parçaları)
14000 14000
4. Taşıma ve Sigorta Giderleri 100 100
5. Gümrükleme Giderleri 140 140
6. Montaj Giderleri
7. Genel Giderler 200 200
8. Beklenmeyen Giderler 269 269
TOPLAM SABİT YATIRIM
TUTARI
2959 14000 16959
C) İşletme Sermayesi 100 100
TOPLAM PROJE BEDELİ 3059 14000 17059
Amortisman hesabı doğru hat yöntemine göre hesaplanmaktadır. Toplam proje
bedelinden işletme sermayesi, taşıma ve sigorta giderleri, gümrükleme giderleri ve
genel giderlerin toplamının düşürülmesi ve çıkan kısmın ekonomik ömre bölünmesiyle
yıllık ödenen amortisman payı bulunmaktadır. Çizelge 4.2 AYEN enerji kojenerasyon
santralinin amortisman hesabını göstermektedir (eşitlik 18, 19).
60
Çizelge 4.2. AYEN enerji amortisman hesabı
GİDERLER (1000$) Toplam Proje Bedeli 17059 İşletme Sermayesi 100Taşıma ve Sigorta Giderleri 100Gümrükleme Giderleri 140Genel Giderler 200Toplam Amortisman 16519Ekonomik Ömür (yıl) 20Yıllık Amortisman Gideri 825,95
Faiz hesabında bileşik faiz yöntemi uygulanmaktadır. Keşif özetinde yer alan makine ve
teçhizat bedelleri (14000000 $) yurt dışı kredi ile ödenmektedir. Kojenerasyon santraller
için geri ödeme süresi 10 eşit taksite bölünmüştür. Bu taksitler 6 ayda bir ödenmektedir.
Ödenecek faiz oranı ise % 10’dur. Çizelge 4.3 faiz hesabını, Çizelge 4.4 taksit
durumlarını ve her taksitte ödenecek faiz miktarlarını göstermektedir (eşitlik 20).
Çizelge 4.3. AYEN Enerji faiz hesabı
Krediyle çekilen para: 14000000 $ Taksit sayısı : 10 Taksit başına ödenen para : 1400000 $ Faiz oranı (bileşik faiz) : % 10
Taksitler ($) Faiz ($)
1. Taksit = 1400000 14000000x0.10x0.5 = 700000
2. Taksit = 1400000 (14000000-1400000)x0.10x0.5 = 630000
3. Taksit = 1400000 (12600000-1400000)x0.10x0.5 = 560000
4. Taksit = 1400000 (11200000-1400000)x0.10x0.5 = 490000
5. Taksit = 1400000 (9800000-1400000)x0.10x0.5 = 420000
6. Taksit = 1400000 (8400000-1400000)x0.10x0.5 = 350000
7. Taksit = 1400000 (7000000-1400000)x0.10x0.5 = 280000
8. Taksit = 1400000 (5600000-1400000)x0.10x0.5 = 210000
9. Taksit = 1400000 (4200000-1400000)x0.10x0.5 = 140000
10. Taksit = 1400000 (2800000-1400000)x0.10x0.5 = 70000
61
Çizelge 4.4. AYEN Enerji faiz ödemeleri
Yıl Ana Para Ödemesi (1000$) Faiz (1000$) Toplam (1000$) 1400 700 1 1400 630
4130
1400 560 2 1400 490
3850
1400 420 3 1400 350
3570
1400 280 4 1400 210
3290
1400 140 5 1400000 70000
3010
14000000 3850000 17850000
Her yıl ödenecek sigorta bedeli santrali kuran şirketin sigortacısı tarafından
belirlenmektedir. Sigortalanacak makine ve teçhizat toplam maliyeti üzerinden
hesaplanmaktadır. AYEN Enerjinin Finans Sigorta şirketi tarafından yapılmış olan
sigorta teklifi ve ödenecek primleri Çizelge 4.5’de gösterilmektedir.
Çizelge 4.5. AYEN enerji sigorta teklifi
Makine Teçhizat = 22514724 $ Teminatlar Sigorta Bedeli ($) Fiyat (%o) Net Prim ($) Yangın/Yıldırım/İnfilak 22514724 0.50 11257 Ek Teminatlar 22514724 0.15 3377 Terör 22514724 0.50 11257 Deprem 22514724 0.33 7477 Net Prim Yangın Sigorta Primi Gelir Vergisi (Yatırım indirimi nedeniyle) Brüt Prim
33369 1126 1725
36220 Mali Sorumluluk = 225000 (YTL) – 21 Kişi Teminatlar Sigorta Bedeli (YTL) Fiyat (%o) Net Prim (YTL) Şahıs Başına Bedeni 140000 1809,523810 Kaza Başına Bedeni 420000 Net Prim Gelir Vergisi (Yatırım indirimi nedeniyle) Brüt Prim
1809,523810 90,476190
1900
Kojenerasyon tesisinin kurulduğu bina ve arsa kira ise yıllık ödenecek kira bedeli sabit
masraflara eklenmelidir. Örnekteki AYEN enerji arsa sahibi olduğu için kira bedeli
ödememektedir.
62
Kojenerasyon santralinde, yıl içerisindeki kullanıma göre belirlenen masrafları değişen
masrafları oluşturmaktadır. Değişen masraflar ile sabit masrafların toplamı ise santralin
yıl içindeki toplam masrafıdır.
Toplam masrafların, santralin gelir-gider tablosunda dökümü yapılarak, elektrik
satışından sağladığı gelirle birlikte kar hesaplama yoluna gidilmektedir. Gelir-gider
tablosu santralin ömrü süresince yapılan bir maliyet özetidir. AYEN enerjinin Ostim
santrali gelir-gider tablosu Çizelge 4.6’de gösterilmektedir.
Çizelge 4.6. AYEN enerji gelir-gider tablosu ($)
1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl Toplam Enerji Üretimi (kWh)
200000000
200000000 200000000 200000000 200000000 200000000
Satış Fiyatı (Cent)
5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5
Proje Geliri 11000000 11000000 11000000 11000000 11000000 11000000
Proje Gideri
1342909 1342909 1342909 1342909 1342909 1342909
Yakıt Gideri
7300000 7300000 7300000 7300000 7300000 7300000
Proje Karı 2357091 2357091 2357091 2357091 2357091 2357091
Yurtdışı Kredi Faizi
1330000 1050000 770000 490000 210000 0
Yurtiçi Kredi Faizi
0 0 0 0 0 0
Vergiden Önceki Kar
1027091 1307091 1587091 1867091 2147091 2357091
Yatırım İndirimi
1027091 1307091 1587091 1867091 2147091 2357091
Stopaj 203364 258804 314244 369684 425124 2357091 Vergiden Sonraki Kar
823727 1048287 1272847 1497407 1721967 1579251
63
Gelir-gider tablosunda toplam enerji üretimi ve satış fiyatının belirlenmesi durumunda
proje geliri
Proje Geliri ($) = 200000000 (kWh) x 5.5 cent = 11000000 $
olarak bulunmuştur.
Kredi faizleri daha önce hesaplanan yöntemle yıllık ödenen faiz bedeli olarak
bulunmaktadır. Krediyi Türkiye’den alıyorsa yurt içi faiz de ayrıca faiz oranı ve ödeme
şekline göre hesaplanmaktadır.
Vergiden önceki kardan stopajı düşerek vergiden sonraki kar hesaplanmaktadır.
Santralin stopaj için ödediği yıllık miktar vergiden sonraki karın %19.8’ini
oluşturmaktadır.
Tüm bu hesaplanan veriler santralin ekonomik süresince çizelge şeklinde gelir-gider
tablosunda özetlenmektedir.
Fon akış tablosunda ise amortisman ve kredi taksitleri devreye girerek santralin yıllık
karı hesaplanmaktadır. Fon akış tablosu Çizelge 4.7’de gösterilmektedir.
Böylece her yıla ait işletmenin karı belirlenmektedir. İlk beş yılda faiz giderlerinden
dolayı kar eksi değerlerde iken yirminci yılın sonunda sistem 30690907 $ kar eder
anlamına gelmektedir.
64
Çizelge 4.7. AYEN enerji fon akış tablosu (1000$)
1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl Vergiden Sonraki Kar
823.727 1048.287 1272.847 1497.407 1721.967 1579.251
Amortisman 825.950 825.950 825.950 825.950 825.950 825.950
Toplam Fon 1649.677 1874.237 2098.797 2323.357 2547.917 2405.201
Yurtdışı Kredi Taksitleri
2800.000 2800.000 2800.000 2800.000 2800.000 0
Yurtiçi Kredi Taksitleri
0 0 0 0 0 0
Öz Sermaye Geri Ödeme
152.950 152.950 152.950 152.950 152.950 152.950
Öz Sermaye Karı
-1303.273 -1078.713 -854.153 -629.593 -405.033 2252.251
Toplam Kar -1303.273 -2381.986 -3236.139 -3865.732 -4270.765 30690.907
Santral iç karlılık oranının ekonomik fizibilite açısından hesaplanması gerekmektedir. İç
karlılık oranının %10’luk faiz oranından yüksek çıkması santralin ekonomik olarak
çalışabilmesinin bir göstergesidir.
İç karlılık oranı %10 ile %20 arasında olacağını varsayarsak; %10 ve %20 için net
bugünkü değerin bulunması gerekmektedir. Bulunan değerlerden birisi pozitif diğer
negatif çıkacağından net bugünkü değeri sıfır yapan oran işletmenin iç karlılık oranını
belirmektedir.
İç karlılık oranının hesaplanmasında proje maliyeti, proje karı ve ekonomik ömrün
bilinmesi gerekmektedir. AYEN Enerji verilerine göre proje maliyeti 17059000 $, proje
karı her yıl için 2357091 $ ve ekonomik ömür yirmi yıl olarak belirlenmiştir. % 10 ve
% 20 değerleri için bugünkü değerlerin bulunması Çizelge 4.8’de gösterilmektedir.
Bugünkü Değer Faiz Faktörü (BDFF) = 1/(1+Iskonto Oranı (IO))n (yıl) (22)
Bugünkü Değer (BD) = Nakit Akışı x BDFF (23)
Nakit akışı; sıfırıncı (0.) yılda proje maliyeti olarak alınırken, devam eden yıllarda proje
karı olarak işleme sokulmaktadır (Cesur ve Cingöz 2001).
65
Çizelge 4.8. AYEN enerji iç karlılık oranı
YIL Nakit Akışı
($) BDDF (%10
IO için) BD YILNakit Akışı ($)
BDDF (%20 IO için) BD
0 17059000 1 17059000 0 17059000 1 170590001 2357091 0.909090909 2142810 1 2357091 0.833333333 1964243 2 2357091 0.826446281 1948009 2 2357091 0.694444444 1636869 3 2357091 0.751314801 1770917 3 2357091 0.578703704 1364057 4 2357091 0.683013455 1609925 4 2357091 0.482253086 1136714 5 2357091 0.620921323 1463568 5 2357091 0.401877572 947262 6 2357091 0.56447393 1330516 6 2357091 0.334897977 789385 7 2357091 0.513158118 1209560 7 2357091 0.279081647 657820.8 8 2357091 0.46650738 1099600 8 2357091 0.232568039 548184 9 2357091 0.424097618 999636.7 9 2357091 0.193806699 456820 10 2357091 0.385543289 908760.6 10 2357091 0.161505583 380683.4 11 2357091 0.350493899 826146 11 2357091 0.134587986 317236.1 12 2357091 0.318630818 751041.8 12 2357091 0.112156655 264363.4 13 2357091 0.28966438 682765.3 13 2357091 0.093463879 220302.9 14 2357091 0.263331254 620695.7 14 2357091 0.077886566 183585.7 15 2357091 0.239392049 564268.8 15 2357091 0.064905472 152988.1 16 2357091 0.217629136 512971.7 16 2357091 0.054087893 127490.1 17 2357091 0.197844669 466337.9 17 2357091 0.045073244 106241.7 18 2357091 0.17985879 423943.5 18 2357091 0.037561037 88534.78 19 2357091 0.163507991 385403.2 19 2357091 0.031300864 73778.98 20 2357091 0.148643628 350366.6 20 2357091 0.026084053 61482.49
%10 IO için BD = 17059000 – (2142810+1948009+…+350366.6) = 3008244.42 $
%20 IO için BD = 17059000 – (1964243+1636869+…+61482.49) = -5580957.43 $
İç karlılık oranı bugünkü değerin “0” olduğu oran olup %10 ve %20 arasında
enterpolasyon yapılırsa;
% 20 - % 10 IO için -5580957.43 $ - 3008244.42 $
(% İç karlılık oranı) - % 10 IO için 0 - 3008244.42 $
BD = 0 için İç Karlılık Oranı % 13.5 bulunmaktadır.
İç karlılık oranı %10 faiz oranı değerinden yüksek çıktığı için kojenerasyon sistemi 20
yıllık ekonomik süresi içerisinde ekonomik çalışabileceği vurgulanabilir.
66
4.3. Sonuçların İstatistiksel Analizi
Kojenerasyon santralinin kurulup işletilmesinde gaz türbini ve buhar türbinin verimleri
ile ekonomik yönden kullanılabilir olması için iç karlılık oranı önemli parametreler
olmaktadır. Yapılan hesaplamalarda gaz türbini ve buhar türbini verimine etki eden
faktörler belirlenmiş ve değişik değerler girilerek verime etkisi araştırılmıştır.
Gaz türbini verimine etki eden en önemli faktör türbine giren doğalgazın sıkışma sonu
basıncı olmaktadır. Türbinin uygun gücüne göre sıkışma sonu basınç miktarı arttıkça
gaz türbininin verimi de artış göstermektedir. Aynı zamanda gaz türbini gücü de türbin
doğalgaz debisi ile doğru orantılı değişmektedir. Gaz türbininin sayısal olarak verileri
Çizelge 4.9’da grafik olarak da şekil 4.1’de verilmektedir. Çizelge ile verilen değerler
hazırlanan bilgisayar programından hesaplanmış olup, EK 1’de CD halinde program
verilmektedir.
Çizelge 4.9. Gaz türbini sayısal analizi
T çevre = 15 0C ve T egzoz = 450 0C Sıkışma Sonu Basınç (MPa) Verim (%) Yanma Sıcaklığı (K) Sıkışma Sonu Sıcaklık (K)
1 34.98 1112.06 442 2 42.88 1265.96 504 3 47.05 1365.67 544 4 49.83 1441.15 574 5 51.88 1502.56 599
Sıkışma Sonu Basınç (MPa)
Doğalgaz Debisi (m3/s)
1 0.174 2 0.142 3 0.129 4 0.122
Türbin Gücü = 2 MW
5 0.117 1 0.435 2 0.355 3 0.323 4 0.305
Türbin Gücü = 5 MW
5 0.293 1 0.870 2 0.710 3 0.647 4 0.611
Türbin Gücü = 10 MW
5 0.586 1 4.351 2 3.550 3 3.235 4 3.055
Türbin Gücü = 50 MW
5 2.934
67
Gaz Türbini Verim Eğrisi
0
10
20
30
40
50
60
1 2 3 4 5
Sıkışma Sonu Basınç (MPa)
Verim
(%)
Gaz Türbini Sıcaklıkları
0
500
1000
1500
2000
0 2 4 6
Sıkışma Sonu Basınç (MPa)
Sıca
klık
(K) Yanma
Sıcaklığı
Sıkışma SonuSıcaklık
Şekil 4.1. Gaz türbini verim ve sıcaklık eğrileri
Gaz türbini verimi ile sıkışma sonu basınç arasında, standart sapması (s) 2.096 ve
(R2) %92.6 olan regresyon denkliği aşağıdaki gibidir,
ηBrayton = 33.1 + 4.08 P2 Gaz türbini sıkışma sonu basınç ile yanma sonu sıcaklık ve sıkışma sonu sıcaklık
arasında, standart sapması sırasıyla (s) 0.5245, 0.2111 ve (R2) %100 olan regresyon
denkliği aşağıdaki gibidir.
T3 = 13.9 + 2.48 T2 + 0.238 P2 T2 = - 5.51 - 0.089 P2 + 0.403 T3 Buhar türbininin verimini etkileyen en önemli faktörler; maksimum buhar basıncı ve
buhar sıcaklığıdır. Buhar türbini güçlerine göre maksimum sıcaklık ve basınç değerleri
kataloglardan alınmıştır. 2 MW türbin gücü için çeşitli buhar sıcaklık ve basınç
durumlarındaki verim değişimlerinin sayısal verileri Çizelge 4.10’da, grafiksel
gösterimi ise Şekil 4.2’de verilmiştir.
Çizelge 4.10. Buhar türbini verim analizi
Maksimum Buhar
Basıncı (Bar)
Maksimum Buhar
Sıcaklığı (0C)
Kuru Buhar Entalpisi (kJ/kg)
Kızgın Buhar Entalpisi (kJ/kg)
Doygun Sıvı Entalpisi (kJ/kg)
Verim (%)
50 300 2881.06 2949.68 1114.18 3.7360 350 2896.90 3041.23 1166.14 7.6970 400 2910.88 3133.85 1211.96 11.680 450 2923.43 3227.29 1253.10 15.390 500 2934.85 3321.39 1290.54 19.1
ηBrayton = 33.1 + 4.08 P2
T2 = - 5.51 - 0.089 P2 + 0.403 T3
T3 = 13.9 + 2.48 T2 + 0.238 P2
68
Buhar Türbini Verim-Sıcaklık Eğrisi
0100200300400500600
50 60 70 80 90
Maksimum Buhar Basıncı (Bar)
Verim (%)
MaksimumBuharSıcaklığı (C)
Şekil 4.2. Buhar türbini verim ve entalpi eğrileri
Buhar türbininde maksimum buhar sıcaklığı basınçla doğrudan ilgili olduğundan
hesaba katılmamıştır. Bu durumda buhar türbini verimi ile maksimum buhar basıncı
arasında, s= 0.09214 ve R2= %100 olan regresyon denkliği aşağıdaki gibidir. Entalpi
değerleri için oluşturulan grafikte ilişki cebirsel olduğu için s = 0 ve R2 =%100’dür.
ηRankine = - 15.4 + 0.384 P Kojenerasyon santrali ekonomik olarak irdelendiğinde en önemli kriterlerden birisi iç
karlılık oranıdır. Proje bedeli 100000 $ kabul edilerek 5, 10 ve 20 yıl ekonomik ömürde
hesaplanan iç karlılık oranları Çizelge 4.11’de gösterilmektedir.
Çizelge 4.11. İç karlılık oranı sayısal analizi
Proje Bedeli = 100000 $ Ekonomik Ömür
(Yıl) Proje Karı
($) İç Karlılık Oranı
(%) 26000 9.328000 12.7430000 15.7132000 18.32
5
34000 20.6116000 9.4518000 13.0120000 14.3922000 18.19
10
24000 20.3212000 10.4914000 13.7616000 16.2118000 18.11
20
20000 19.6
Buhar Türbini Entalpi Eğrileri
0
1000
2000
3000
4000
50 60 70 80 90
Maksimum Buhar Basıncı (Bar)
Kuru BuharEntalpisi(kJ/kg)Kızgın BuharEntalpisi(kJ/kg)Doygun SıvıEntalpisi(kJ/kg)
ηRankine = - 15.4 + 0.384 P
h3= 4170+10.1P+0.576h4
h1= -8347-0.00735P+3.28h4
h4= 2542+0.00224P+0.305h1
69
İç karlılık oranında (İKO) yıllık proje karı (PK), işletmenin ekonomik süresine bağlı
olarak değişmektedir. Ekonomik süre kısaldıkça yıllık kar payının yükselmesi
gerekmektedir. Bu değişim Şekil 4.3’teki grafiklerde gösterilmektedir.
Şekil 4.3. İç karlılık oranı grafiksel analizi
İç karlılık oranının tahmin denklemi, proje karına ve ekonomik sürelere göre aşağıdaki
gibidir:
• 5 yıllık ekonomik ömür için
İKO = - 27.0 + 0.00141 PK, s = 0.4114 R2 = 99.4%
• 10 yıllık ekonomik ömür için
İKO = - 11.8 + 0.00135 PK, s = 0.6106 R2= 98.5%
• 20 yıllık ekonomik ömür için
İKO = - 2.42 + 0.00113 PK, s = 0.6387 R2= 97.7%
5 Yıl Ekonomik Ömür İçin İç Karlılık Oranı
0
10000
20000
30000
40000
0 5 10 15 20 25
İç Karlılık Oranı %
Pro
je K
arı $
10 Yıl Ekonomik Ömür İçin İç Karlılık Oranı
05000
1000015000200002500030000
0 5 10 15 20 25
İç Karlılık Oranı (%)
Proj
e Ka
rı (%
)20 Yıl Ekonomik Ömür İçin
İç Karlılık Oranı
0
5000
10000
15000
20000
25000
0 5 10 15 20 25
İç Karlılık Oranı (%)
Proj
e Ka
rı ($
)
İKO=-27+0.00141PK
İKO=-2.42+0.00113PK
İKO=-11.8+0.00135PK
70
5. TARTIŞMA VE SONUÇ
Teknik ve ekonomik analiz ile hazırlanan santral simülasyon programında, otoprodüktör
kojenerasyon santralinin kurulması ve fizibilite çalışması yapılmıştır. Yapılan hesaplar
ve programdan alınan değerler gerçek değerlerle karşılaştırılmıştır.
Santralin teknik analizi sırasında Zorlu Enerji Kojenerasyon Santrali ve AYEN Enerji
Kombine Çevrim Santrali’ne ait gaz türbini, buhar türbini ve atık ısı kazanı verim
değerleri hesaplanmıştır. Hesapla bulunan değerler ile Zorlu Enerji ve AYEN Enerji
ölçüm sonucu alınan değerler Çizelge 5.1’de karşılaştırılmalı olarak verilmektedir.
Çizelge 5.1. Teknik veriler ile hesapla bulunan verilerin karşılaştırılması
Tipi : GE LM6000 Tipi : GE LM2500 Gücü : 41 MVA Gücü : 36 MVA Egzoz Sıcaklığı : 457 0C Egzoz Sıcaklığı : 508 0C Doğalgaz Basıncı : 4.5 MPa Doğalgaz Basıncı : 1.4 MPa GAZ TÜRBİNİ
Zorlu Değerleri
Hesaplanan Değerler
AYEN Değerleri Hesaplanan Değerler
Doğalgaz Miktarı (m3/h)
11248 9019.60 11200 10132
Gaz Türbini Verimi (%)
47 50 36 38
Tipi: Siemens GK 32145 Marka: Thermodln (Fransa) Çıkış Gücü: 8.76 MVA Çıkış Gücü: 12 MVA Maks.Buhar Bas.: 46.5 Bar Maks.Buhar Bas.: 65 Bar Maks Buhar Sıcak: 395 0C Maks Buhar Sıcak: 460 0C
BUHAR TÜRBİNİ
Zorlu Değerleri
Hesaplanan Değerler
AYEN Değerleri Hesaplanan Değerler
Kızgın Buhar Entalpisi (kJ/kg)
3201.1 3144.46 3200.25 3439.75
Kuru Buhar Entalpisi (kJ/kg)
2844.8 2874.95 2820.3 2904.09
Buhar Türbini Verimi (%)
10 13 28 24
Tipi: DESA Marka: Aalborg Engineering (Danimarka) GT Egz Mik: 130.3 kg/s GT Egz Mik: 70 kg/s GT Egzoz Sıcaklığı: 457 0C GT Egzoz Sıcaklığı: 495 0C Baca Sıcaklığı: 111 0C Baca Sıcaklığı: 102 0C AIK Besi Suyu: 11.836 kg/s AIK Besi Suyu: 8.3 kg/s AIK Buhar: 11.836 kg/s AIK Buhar: 8.3 kg/s AIK Besi Suyu Sıcak: 73 0C AIK Besi Suyu Sıcak: 70 0C AIK Buhar Sıcak: 400 0C AIK Buhar Sıcak: 482 0C
ATIK ISI KAZANI
Zorlu Değerleri
Hesaplanan Değerler
AYEN Değerleri Hesaplanan Değerler
Kazan Verimi (%) 71 63 73.6 74.75
71
Otoprodüktör kojenerasyon santraller ülkemizin enerji ihtiyacı için önemli bir
kaynaktır. Otoprodüktörlük sisteminin gelişmesi, enerjideki kaliteyi de artırmaktadır.
Üretilen enerjinin gerilim ve frekansının sabit olabilmesi kalitenin göstergeleri
olmaktadır. Böylece sistem kayıpları düşmekte, gerilim dengede tutulmakta, yatırım
giderleri azalmaktadır. Kojenerasyon tesisleri aynı zamanda ucuz elektrik sunmaktadır.
Kojenerasyon sistemlerinde; hem elektrik hem ısı enerjisi üretilirken, kombine çevrimli
sistemlerde; yine egzoz gazları değerlendirilerek, ikinci jeneratörden tekrar elektrik
enerjisi üretilmektedir. TEAŞ elektriği 2001 yılı başında 7.6 cent/kWh, 2002 yılında 8.3
cent/kWh, 2003 yılında 10 cent/kWh (Ağış 2003) fiyatından satarken otoprodüktörler
5.5-6 cent/kWh fiyatından satmaktadır. Tüm bu gelişmelerden yararlanarak bazı
önerileri aşağıdaki gibi sıralayabiliriz:
• Tez çalışmasında yapılan teknik ve ekonomik analizler ile hazırlanan bilgisayar
simülasyon programı, doğalgazla çalışan otoprodüktör kojenerasyon
santrallerinin fizibilitesinde kullanılabilmektedir.
• Alternatif enerji kaynakları olarak rüzgar, biokütle, jeotermal enerji ve güneş
enerjisi gibi konularda teşvikler artırılmalıdır. Böylece enerjide çeşitlilik
artırılmış olacaktır. Her bölgeye uygun enerji de değerlendirilmiş olacaktır.
• Enerji üretim, iletim ve dağıtım tesislerinde teknik kapasite ve özellikler
artırılmalıdır. Elektrik kayıplarının çok yüksek olduğu ülkemizde dağıtım
şebekeleri yenilenmelidir.
• Kayıpları azaltma noktasında kaçak elektrik kullanım oranını azaltma yolları
araştırılmalı ve uygulanmalıdır. Türkiye’de ortalama kayıp kaçak elektrik oranı
% 20 ile Avrupa ortalamasının (% 10) üzerindedir. Kayıp kaçak elektrik oranı en
yüksek bölgemiz % 30 ile Güneydoğu Anadolu Bölgesi olmakta, onu % 8 ile
Akdeniz ve Karadeniz Bölgeleri izlemektedir.
• Kaliteli elektrik üretimi için kaliteli ve teknik yönden bilgili elemanlar istihdam
edilmelidir.
• Devlet ve özel sektör birlikte hareket ederek ulusal bir enerji stratejisi
geliştirmelidir.
72
KAYNAKLAR
Ağış, Ö. 2003. ICCI 2003 Açılış Konuşması, Swiss Otel, İstanbul.
Akgüç, Ö. 1989. Finansal Yönetim, Muhasebe Enstitüsü, Yayın No: 56, İstanbul.
Alemdaroğlu, N. 2003. Türkiye’de Elektrik Enerjisinin Durumu, ICCI 2003 Konferans
Kitabı, İstanbul.
Anonim. 1998a. 98/11982 Numaralı Karar, Resmi Gazete, Ankara.
Anonim. 1998b. Elektrik Üretiminde Özel Sektörün Yakıt Sorunları ve Çözüm
Önerileri, Enerji Dünyası, Sayı: 18 – 19, Ankara.
Anonim. 2000a. Enerji İstatistikleri, DİE Yayınları, Ankara
Anonim. 2000b. Otoprodüktör, 18 Eylül 2000 Dünya Gazetesi Eki, Ankara.
Anonim. 2000c. Sürdürülebilir Kalkınma ve Nükleer Enerji, Türkiye Atom Enerjisi
Kurumu, Ankara.
Anonim. 2002a. Ak Enerji Kojenerasyon Santrali Araştırma Notları, Yalova.
Anonim. 2002b. Elektrik Sektörü, Deniz Yatırım Araştırma Bölümü, İstanbul.
Anonim. 2002c. Kojenerasyon Nedir?, www.kojenerasyon.com, İstanbul.
Anonim. 2002d. Zorlu Enerji Kojenerasyon Santrali Araştırma Notları, Bursa.
Anonim. 2004. Ayen Enerji Kojenerasyon Santrali Araştırma Notları, Ankara.
Anonymous. 2000. Autoproducers In Turkey 2000, 6. ICCI Conference, İstanbul.
Arıkan, N., Ağabay, Ö. ve Demirçivi, T. 2000. Deprem Bölgesindeki Yeni Konutlaşma
İçin Küçük Ölçekli Kojenerasyon Uygulaması Örneği, İTÜ-TÜSİAD URBAN-
M3 Projesi/Kocaeli, ICCI 2000 Konferans Kitabı, İstanbul.
Armağan, T. 2003. Otoprodüktör Enerji Santrallerinin Enterkonnekte Sisteme
Bağlantısında Karşılaşılan Problemler, ICCI 2003 Konferans Kitabı, İstanbul.
73
Benelmir, R. and Feidt, M. 1998. Energy Cogeneration Systems and Energy
Management Strategy, Energy Conversion & Management 39, 1791-1802.
Bilgen, E. 2000. Exergetic and Engineering Analyses of Gas Tırbine Based
Cogeneration Systems. Energy 25, 1215-1229.
Casella, F., Maffezzoni, C, Piroddi, L. and Pretolani, F. 2001. Minimising Production
Costs in Generation and Cogeneration Plants. Control Engineering Practice 9,
283-295.
Cingöz, A. ve Cesur, M. 2001. Proje Değerlendirme Yöntemleri ve Kullanılan
Enstrümanlar, Türk Kalkınma Bankası A. Ş., Ankara.
Eraktan, S. ve Açıl, F. 2000. Ekonomi, Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Yayın No:
1512, Ankara.
Eraktan, S. 1991. Ekonomi II, Ankara Üniv. Ziraat Fak. Yayın No: 1231, Ders Kitabı
No: 353, III. Baskı, Ankara, 1991.
Frangopoulos, C.A., Lygeros, A.I., Markou, C.T. and Kaloritis, P. 1996.
Thermoeconomic Operation Optimization of the Hllenic Aspropyrgos Refinery
Combined-Cuycle Cogeneration System. Applied Thermal Engineering 16,
949-958.
Gider, A. 2001. Kojenerasyon Tesisleri Yatırımında Danışmanlık Hizmetleri, Türk
Tesisat Mühendisleri Derneği Dergisi, Sayı: 15, Ankara.
Guarinello, F., Cerqueira, S. and Nebra, S. 2000. Thermoeconomic Evaluation of a Gas
Turbine Cogeneration System. Energy Conversion & Management 41, 1191-
1200.
Hepbaşlı, A. ve Özalp, N. 2002. Co-generation Studies in Turkey: An Application of a
Ceramic Factory in İzmir, Turkey. Applied Thermal Engineering 22, 679-691.
Işık, A. 1999. Mühendislik Ekonomisi, Yayım Yeri: Simav, 317 sayfa, Birinci Baskı,
Kütahya.
74
İnallı, M., Yücel, H. ve Işık, E. 2002. Kojenerasyon Sistemlerinin Teknik ve Ekonomik
Uygulanabilirliği, Mühendis ve Makina, Sayı: 506, Web Sitesi:
www.mmo.org.tr, Erişim Tarihi: 2004.
Klimstra, J. 2003. Environmental, Economic and Operational Benefits of Engine-Driven
Cogeneration, ICCI 2003 Konferans Kitabı, İstanbul.
Piyade, Ö. 2003. Elektrik Piyasasının Oluşumunda Kamu Sektörünün Rolü, ICCI 2003
Konferans Kitabı, İstanbul.
Silveria, J.L. and Tuna, C.E. 2003. Thermoeconomic Analysis Method for Optimization
of Combined Heat and Power Systems. Part I, Progress in Energy and
Combustion Science 29, 479-485.
Silveria, J.L., Beyene, A., Leal, E.M., Santana, J.A. and Okada, D. 2002.
Thermoeconomic Analysis of a Cogeneration System of a University Campus,
Applied Thermal Engineering, 22, 1471-1483.
Soysal, İ. 2002. Alternatif Enerji Sistemleri; Kojenerasyon. İstanbul, Web Sitesi:
www.ikitelliorg.com/makaleler/3/ilhan_soysal.htm, Erişim Tarihi: 2004.
Taboğlu, M. 2000. Türk Enerji Sektöründe Otoprodüktör, 6. Uluslararası Kojenerasyon
ve Çevre Konferansı Bildiri Kitabı, İstanbul.
Toral, R., Morton, W. and Mitchell, D.R. 2000. Using New Packages for Modelling,
Equation Oriented Simulation and Optimization of a Cogeneration Plant.
Computers & Chemical Engineering 24, 2667-2685.
Topuz, G. 2001. Çeşitli Kojenerasyon Uygulamaları, Türk Tesisat Mühendisleri
Derneği Dergisi, Sayı: 15, Ankara.
Türkel, M. 2000. Enerji Darboğazı İçindeki Sanayide Kojenerasyonun Yeri. Türkiye
Kojenerasyon ve Otoprodüktörlük Derneği, İstanbul, Web Sitesi:
www.kojenerasyon.com/diger/mturkel1.htm, Erişim Tarihi: 2004.
75
Türkel, M. 2001. Kojenerasyon ve Otoprodüktörlüğe Genel Bakış, Türk Tesisat
Mühendisleri Derneği Dergisi, Sayı: 15, Ankara.
Türkel, M. 2003. Kojenerasyon Tesislerinin, Faydalı Isı İhtiyacı Baz Kabul Edilerek,
Enerji Piyasası Kapsamında Teşvik Edilmesi, ICCI 2003 Konferans Kitabı,
İstanbul.
Ültanır, M. Ö. 1987. Termodinamik, Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Yayınları,
1023, Ankara.
Ültanır, M. Ö. 1998. Elektrik Üretimi Özel Sektöre Bırakılmalı, Enerji Dergisi, Yıl: 3,
Sayı: 5, İstanbul.
Ültanır, M. Ö. 1998. 21. Yüzyıla Girerken Türkiye’nin Enerji Stratejisinin
Değerlendirilmesi, TÜSİAD, Yayın No: 98-12/239, İstanbul.
Yapıcı, Ö. S. 2000. Avrupa’da ve Türkiye’de Kojenerasyon Stratejisi ile
Uygulamalarının Karşılaştırmalı Bir Analizi, 6. Uluslararası Kojenerasyon ve
Çevre Konferansı Bildiri Kitabı, İstanbul.
Yavuzcan, G. 1990. Tarımsal Elektrifikasyon, Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi
Yayınları 1168, Ders Kitabı 332, Ankara.
Yiğit, A. H. 2004. Otoprodüktör Uygulaması, TMMOB Elektrik Mühendisleri Dergisi,
Sayı: 411, Ankara (http://dergi.emo.org.tr).
Zheng, L. and Furimsky, E. 2003. ASPEN Simulation of Cogeneration Plants. Energy
Conversion & Management 44. 1845-1851.
76
ÖZGEÇMİŞ
01.01.1973 yılında Yerköy’de doğdu. İlk, orta ve lise öğrenimini Ankara’da tamamladı.
1991 yılında girdiği Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Tarım Makinaları
Bölümü’nden 1995 yılında mezun oldu. 1995-1998 yılları arasında aynı bölümde
Yüksek Lisans öğrenimini tamamladı. 1997 yılından beri Tarım Makinaları
Bölümü’nde araştırma görevlisi olarak çalışmaktadır.