tc süleyman demirel üniversitesi fen bilimleri enstitüsü doğal gazlı

T.C.
SÜLEYMAN DEMİREL ÜNİVERSİTESİ
FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ
DOĞAL GAZLI KOJENERASYON
SİSTEMİNİN EKSERJETİK
ANALİZİ
NİLAY AKDENİZ
Danışman: Prof. Dr. Mustafa ACAR
YÜKSEK LİSANS TEZİ
MAKİNA MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI
ISPARTA-2007
Fen Bilimleri Enstitüsü Müdürlüğüne
Bu çalışma jürimiz tarafından MAKİNE MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI’ nda
oybirliği/oyçokluğu ile YÜKSEK LİSANS tezi olarak kabul edilmiştir.
Başkan
Prof. Dr. Mustafa ACAR
:…………………………………………………..
Üye
Prof. Dr. Mustafa BAYHAN
: …………………………………………………..
Üye
Yrd.Doç. Dr. Reşat SELBAŞ
: …………………………………………………..
ONAY
Bu tez …../…../ 2007 tarihinde Enstitü Yönetim kurulunca belirlenen yukarıdaki jüri
üyeleri tarafından kabul edilmiştir.
…../…../ 2007
Prof. Dr. Fatma GÖKTEPE
Enstitü Müdürü
İÇİNDEKİLER
Sayfa
1.GİRİŞ………………………………….…………………………………………..
1.1. Enerji Sektörüne Genel Bakış………………………………….………………
1.1.1. Elektrik Enerjisi………………………………….…………………………...
1.1.2. Enerji Arz ve Talebi………………………………………………………….
1.1.3. Genel Enerji Planlaması ve Arz-Talep Dengesi……………………………..
1.1.4. Enerji Sektörünün Sera Gazı Emisyonlarına Etkileri………………………..
1.1.5. Enerji Sektöründen Kaynaklanan Sera Gazı Emisyonları……………………
1.1.5.1. CO2 Emisyonları………………………………….………………………..
1.1.5.2. CH4 Emisyonları………………………………….………………………...
1.1.5.3. N2O Emisyonları………………………………….………………………..
1.1.5.4. NOx Emisyonları………………………………….………………………..
1.1.5.5. CO Emisyonları………………………………….…………………………
1.1.6. Elektrik Üretimi ve Kurulu Gücü…………………………………………….
1.1.7. Kojenerasyon Uygulamaları Ve Sera Gazları Emisyonlarına Etkisi…………
1.1.8. Türkiye’de Emisyon Azaltımı İçin Teşvik Mekanizmaları…………………..
2. KAYNAK BİLGİSİ………………………………….…………………………...
3. MATERYAL VE YÖNTEM……………………………….……………………
3.1. Materyal…………………..…………….……………………………………...
3.1.1. Kojenerasyonun Tanımı…………………...…………………………………
3.1.2. Kojenerasyon Sistemi Teknolojileri………………………………….………
3.1.3. Gaz Türbinli Kojenerasyon Tekniği………………………………….………
3.1.3.1. Basit Çevrimli Gaz Türbinli Kojenerasyon………………………………...
3.1.3.2. Rejeneratör İlaveli Gaz Türbinli Kojenerasyon Sistemi……………………
3.1.3.3. Kapasite Ve Performans………………………………….………………...
3.1.3.4. Bakım………………………………….…………………………………....
3.1.3.5. Isı Geri Kazanımı………………………………….………………………..
3.1.3.6. Çevresel Etkiler………………………………….…………………………
3.1.4. Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemi Teknolojileri…………………………
3.1.5. İçten Yanmalı Motor Kojenerasyonu………………………………………...
3.1.5.1. Gaz Motorlu Kojenerasyon Sistemleri……………………………………..
3.1.5.2. Dizel Motorlu Kojenerasyon……………………………………………….
3.1.6. Kombine Çevrimli Kojenerasyon Sistemleri…………………………………
3.1.7. Bileşik Isı – Güç Üretim Sistemlerinin Karşılaştırılması…………………….
3.1.7.1. Yakıt………………………………….…………………………………….
3.1.7.2. Elektrik / Isı Oranı…………………...….………………………………….
3.1.7.3. Yük Eğrisi………………………………….……………………………….
3.1.7.4. Start Sayısı…………………….……………………………………………
3.1.7.5. Ortam Sıcaklığı…………………….……………………………………….
3.1.7.6. Toplam Sistem Kapasitesi…………………….……………………………
i
1
3
5
6
7
10
14
14
15
15
16
17
17
18
20
23
28
28
28
29
30
31
32
33
33
34
34
34
35
36
37
38
40
40
41
44
44
44
44
3.1.7.7. Elektriğin Kalitesi…………………….…………………………………….
3.1.7.8. Elektriğin Fiyatı…………………….………………………………………
3.1.8. Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Üretim Santralinin Termodinamik
Çözümlenmesi……….…………………………………………………….
3.1.8.1. Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Santralinin Tanıtılması………………………
3.1.8.2. Gazlı Kuvvet Çevrimi…………………….………………….…………….
3.2. YÖNTEM………………….…………………………………………………..
3.2.1. Termodinamiğin 1. Yasasının Uygulanması…………………….…………...
3.2.1.1. Kontrol Hacmi: Yanma Odası …………………….……………………….
3.2.1.2. Kontrol Hacmi: Kompresör ve Türbin…………………….……………….
3.2.1.3. Kontrol Hacmi: Hava Ön ısıtıcısı…………………….…………………….
3.2.1.4. Kontrol Hacmi: Atık Isı Kazanı…………………….………………………
3.2.2. Termodinamiğin İkinci Kanunu ve Entropi…………………….…………….
3.2.2.1. Ekserji Analizi …………………….………………………………………
3.2.2.2. Fiziksel Ekserjilerin Hesabı…………………….………………………….
3.2.2.3. Kimyasal Ekserjinin Hesaplanması…………………….…………………..
3.2.2.4. Çevrimdeki Ekipmanlarda Yok Edilen Ekserjilerin Hesaplanması………..
3.2.3. Ekonomik Analiz...………………….………………………………………..
3.2.3.1. Sistem Değerlendirmesi İçin Termoekonomik Değişkenler……………….
3.2.4. Gaz Türbini Çevriminin Performans Analizi…………………….…………..
4. ARAŞTIRMA BULGULARI…………………………………………………….
4.1. Enerji Santralinin Tanımı…………………….………………………………...
4.2. Sabit, Değişebilen ve Bağımlı Parametreler…………………….……………..
4.3. Hesaplama Yöntemleri …………………….………………………………….
4.3.1. Havanın Kompresörden Çıkış Sıcaklığının ve Yakıt-Hava Karışım Oranının
Hesaplanması…………………….…………………………………………...
4.3.1.1. Havanın Kompresörden Çıkış Sıcaklığını (T2) Hesaplama Yöntemi……...
4.3.1.2. Yakıt Hava Karışımının Oranını Hesaplama Yöntemi……………………..
4.3.2. Yakıtın ve Havanın Kütle Akış Debilerinin ve Elde Edilecek Doymuş
Buharın Sıcaklığının (T9) Hesaplanması…………….……………………..
4.3.2.1. Yakıtın ve Havanın Kütlesel Akış Debilerini Hesaplama Yöntemi ………
4.3.2.2. Elde Edilecek Doymuş Buharın Sıcaklığının Hesaplanması (T9)………….
4.3.3. Termodinamik Çözümlemenin Hesaplanma Yöntemi…………………….…
4.3.4. Ekserji Analizi…………………….………………………………………….
4.3.4.1. Fiziksel, Kimyasal ve Toplam Ekserjilerin Hesaplama Yöntemi…………..
4.3.4.2. Ekserji Verimini Hesaplama Yöntemi…………………….………………..
4.3.4.3. Çevrimdeki Ekipmanların Yok Edilen Ekserjilerini Hesaplama Yöntemi…
4.3.4.4. Yüzde A ve Yüzde B oranlarını Hesaplama Yöntemi……………………...
4.4. Enerji Santralinin Ekserji Analizi…………………….………………………...
4.4.1. Sabit Parametreler…………………….………………………………………
4.4.2. Değişebilen Parametreler…………………….……………………………….
4.4.3. Ekserji Verimi…………………….…………………………………………..
4.5. Enerji Santralinin Ekonomik Analizi…………………….…………………….
ii
44
45
46
46
47
48
48
48
51
53
54
54
55
55
59
60
63
65
66
68
68
68
69
69
70
72
73
73
76
76
85
85
85
85
86
86
86
86
88
89
4.5.1. Gaz Türbinli Kojeneratör Santralde Üretim Maliyeti………………………...
4.5.1.1. GPC 30 DLE Model Kawasaki Kojenerasyon Sisteminde Enerji Üretim
Randımanları…………………….………………………………………..
4.5.1.2. GPC 15 DLE Model Kawasaki Kojenerasyon Sisteminde Enerji Üretim
Randımanları…………………….………………………………………...
4.5.2. Gaz Motorlu Kojeneratör Santralde Üretim Maliyeti………………………..
4.5.2.1. TCG 2032 V 16 Model Deutz Kojeneratör Santralde Enerji Üretim
Randımanları…………………….………………………………………..
4.5.2.2. TCG 2020 V 20 Model Deutz Kojeneratör Santralde Enerji Üretim
Randımanları………………………………………………………………
4.5.3. Gaz Türbinli Ve Gaz Motorlu İki Farklı Kojenerasyon Sisteminin
Ekonomik Analiz Sonuçları…..……….…………………………………..
5. TARTIŞMA VE SONUÇ……………...…….…………………………………...
6. KAYNAKLAR…………………….……………………………………………..
EKLER…………………….……………………………………………………......
Ek 1 Termodinamik Tablolar…………………………………………………...
Ek 2 SDÜ Elektrik Tüketimleri…………………………………………………
Ek 3 Kojenerasyon Tesislerinden Görüntüler…………………………………..
Ek 4 Hazırlanan Bilgisayar Programı…………………………………………..
ÖZGEÇMİŞ………………………………………………………………………..
iii
89
89
91
92
93
94
95
97
98
101
101
115
119
127
138
ÖZET
Yüksek Lisans Tezi
DOĞAL GAZLI KOJENERASYON SİSTEMİNİN EKSERJETİK ANALİZİ
Nilay AKDENİZ
Süleyman Demirel Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü
Makina Mühendisliği Anabilim Dalı
Juri: Prof. Dr. Mustafa ACAR (Danışman)
Prof. Dr. Mustafa BAYHAN
Yrd.Doç. Dr. Reşat SELBAŞ
Gelişen teknoloji, artan nüfus popülâsyonu ve daha konforlu bir yaşam arzusu,
insanoğlunun enerjiye olan talebini artırmıştır. Artan bu talebi karşılamak için fosil
kökenli enerjilerin yoğun bir şekilde kullanımı devam etmektedir. Bu kullanımın
yaklaşık 50-100 yıllık bir geleceğinin kaldığı öngörülmekle birlikte, bu enerjilerin
kullanımı ciddi çevre sorunlarına da yol açmaktadır. Fosil kökenli kaynakların
kullanımı ile ortaya çıkan bu zararlı emisyonlar küresel bazda ısınmalara, iklim
değişikliklerine ve çevre kirliğine yol açmaktadır. Kojenerasyon (Bileşik Isı Güç
Sistemleri) aynı anda elektrik ve ısı enerjisini bir tekil ısı kaynağından elde eden ısıl
sistem olarak tanımlanabilir. Endüstriyel ve konut uygulamaları için bu enerji
türlerinden her ikisine de ihtiyaç duyulmaktadır. Bileşik Isı Güç Sistemlerinde en
önemli amaç yakıtın enerjisinden en üst düzeyde yararlanmaktır. Isı ve mekanik
enerjinin ayrı ayrı üretildiği klasik tesislerin toplam faydalı enerji yönünden
yararlanma oranı %55–65 civarında olmasına karşılık kojenerasyon tesislerinde bu
değer %80–90 civarındadır.
Bu çalışmada, Süleyman Demirel Üniversitesi’nin elektrik ve ısı enerjisi ihtiyacını
karşılamak üzere tasarlanmış olan 10MW gücündeki doğal gazlı kojenerasyon
tesisinin termodinamik, ekserji ve ekonomik analizleri yapılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Kojenerasyon, Doğal Gaz, Enerji Analizi, Ekserji Analizi,
Ekonomik Analiz.
2007,150 sayfa
iv
ABSTRACT
M.Sc. Thesis
EXERGETIC ANALYSIS OF COGENERATION SYSTEM
WITH NATURAL GAS
NİLAY AKDENİZ
Süleyman Demirel University Graduate School of Applied and Natural Sciences
Mechanical Engineering Department
Thesis Committee: Prof. Dr. Mustafa ACAR (Supervisor)
Prof. Dr. Mustafa BAYHAN
Asst. Prof. Reşat SELBAŞ
By the advanced technology and increasing population, people desire to live in more
comfort status, as a result of this the demand for energy increased. In order to reply
this demand fossil originated energies are still utilizing densely. If consumption will
happen more and more, the fossil energy sources run out of within 50-100 years and
it will caused serious enviromental pollution. The harmful emissions is consisted,
climates can be changed irregular and to be caused glubolar heating by use of fossil
originated energy. Cogeneration system can be described, to provide electricity and
heat energy at the same time from a singular heat source. For both industrial and
construction systems all we need both these energy sources. In combined heat and
power system the most important aim is to benefit the highest effinciency of the
fuels. Although in classical plants which produce heat and mechanical energy
separately the ratio of energy effinceincy is %55-65, in cogeneration plants this
effinciency is about %80-90.
In this study thermodinamic, exergy and also economic analysis of a natural gas
cogeneration plant which has a power of 10 MW are done in order to reply the
demand of electricity and heat energy need of Suleyman Demirel Univesity.
Keywords: Cogeneration, Natural Gas, Exergy Analysis, Economic Analysis.
2007, 150 Pages
v
TEŞEKKÜR
Çalışmamın her aşamasında gerekli teşvik ve desteği veren, bilgi ve tecrübelerinden
istifade ettiğim Danışman Hocam Sayın Prof. Dr. Mustafa ACAR’ a sonsuz
teşekkürlerimi sunarım.
Ayrıca çalışmalarım esnasında ilgi, destek, yapıcı eleştiri ve önerilerde bulunan
Sayın Yrd. Doç. Dr. İbrahim ÜÇGÜL’ e, tezin hazırlanma aşamasındaki yardımları
ve desteklerinden dolayı Sayın Ramazan ŞENOL, Sayın Ziya YABUZ ve Sayın Erol
ÖZGENÇ’ e, sabırlarından dolayı kıymetli aileme teşekkürlerimi sunarım.
Nilay AKDENİZ
Isparta, 2007
vi
SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ
T
s
.
m
λ
χ
LHV
.
Q
.
W
V
h
g
z
h
M
Wnet
η sc
η st
rp
P
k
Cp
Cv
R
EPH
EKN
EPT
ECH
ePH
eKN
ePT
eCH
Po
To
E
t
v
s
eT
e-PH
e-CH
CK
i
Wel
Sıcaklık
Özgül Entropi (kj/kg K)
Kütlesel Debi (kg/s)
Yakıt-Hava Karışımı Oranı
Mol Oranı
Yakıt Alt Isıl Değeri (kj/kmol)
Birim Zamanda Isı Gecişi (kW)
Güç,Birim Zamanda Yapılan İş (kW)
Hız (m/s)
Özgül Entalpi (kj/kg)
Yerçekim İvmesi (m/s2)
Yükseklik (m)
Molar Entalpi (J/mol)
Mol Kütlesi (kg/kmol)
Net Güç (kW)
Kompresörün İzentropik Verimi
Türbinin İzentropik Verimi
Basınç Oranı
Basınç (kPa)
Özgül Isıların Oranı (Cp/Cv)
Sabit Basınçta Özgül Isı (kj/(kgK))
Sabit Hacimde Özgül Isı (kj/(KgK))
Gaz Sabiti (kj/kgK)
Fiziksel Ekserji (MJ)
Kinetik Ekserji (MJ)
Potansiyel Ekserji (MJ)
Kimyasal Ekserji (MJ)
Birim Kütle Başına Düşen Fiziksel Ekserji (MJ/kg)
Birim Kütle Başına Düşen Kinetik Ekserji (MJ/kg)
Birim Kütle Başına Düşen Potansiyel Ekserji(MJ/kg)
Birim Kütle Başına Düşen Kimyasal Ekserji(MJ/kg)
Çevre Basıncı (kPa)
Çevre Sıcaklığı (K)
Toplam Enerji (kj/kg)
Zaman (s)
Özgül Hacim (m3/kg)
Molar Entropi (J/molK)
Molar Toplam Akış Ekserjisi (J/mol)
Molar Fiziksel Ekserji (J/mol)
Molar Kimyasal Ekserji ( J/mol)
Sabit Yıllık Amortisman Bedeli
Yıllık Faiz Oranı
Birim Zamanda Üretilen Elektrik Enerjisi (kW)
vii
EY
QP
ηf
RPH
η
ε
ψ
BP
BY
ED
∆
.
(nokta)
(üst çizgi)
o
(çember)
g
ç
H
Y
YÜ
KH
Birim Zamanda Sağlanan Yakıt Enerjisi (kW)
Birim Zamanda Çevreye Verilen Isıl Enerji (kW)
Enerjiden Yararlanma Oranı
Elektrik - Isı Oranı
Isıl Verim
Ekserji Verimi
Basınç Kaybı
Proses Isısının Ekserjisi (J/kg)
Yakıtın Ekserjisi (J/kg)
Yok Edilen Ekserji (J/kg)
Miktarda Sonlu Değişim (J/mol)
Birim Zamanda
Birim Mol İçin
Standart Referans Hali
Giren
Çıkan
Hava
Yakıt
Yanma Ürünü
Kontrol Hacmi
viii
ŞEKİLLER DİZİNİ
Şekil 1.1. Sera etkisi ve dünyanın ısı dengesi……………………………………
Şekil 1.2. Ortalama sıcaklık değişimi……………………………………………
Şekil 1.3. Atmosferde metan gazı artışındaki değişim miktarları……………….
Şekil 1.4. Atmosferde bulunan metan gazlarının yıllara göre değişimi…………
Şekil 1.5. Yıllara göre elektrik üretimi………………………………………......
Şekil 3.1.1. Kojenerasyon ve geleneksel sistemler ile enerji üretimlerinin
sankey diyagramıyla karşılaştırılması……………………………….
Şekil 3.1.2. Gaz türbininin şematik gösterimi……………..…………………......
Şekil 3.1.3. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi……………….........
Şekil 3.1.4. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi enerji dağılımı……
Şekil 3.1.5. Rejeneratör ilaveli gaz türbini kojenerasyon sistemi akış şeması…..
Şekil 3.1.6. Buhar türbinli kojenerasyon sistemi………………………………..
Şekil 3.1.7. Gaz motorlu kojenerasyon sistemi…………………………………
Şekil 3.1.8. Dizel motorlu bileşik ısı-güç sistemi……………………………….
Şekil 3.1.9. Kombine gaz-buhar türbinli kojenerasyon tesis şeması……………
Şekil 3.1.10. Kombine çevrimin termodinamiği………………..……………….
Şekil 3.1.11. Buhar türbinli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı………
Şekil 3.1.12. Dizel motorlu bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı………
Şekil 3.1.13. Kombine çevrimli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı….
Şekil 3.1.14. Isı-Güç üretim oranlarının değişimi…………………..…………...
Şekil 3.1.15. Ortalama elektrik fiyatının satın alının elektrik fiyatına oranı…….
Şekil 3.1.16. Atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretim sistemleri……..
Şekil 3.1.17. İdeal brayton çevriminin T-S diyagramı…………………………..
Şekil 3.2.1. Yanma odası………………………………………………………...
Şekil 3.2.2. Kompresör ve türbin………………………………………………...
Şekil 3.2.3. Hava ön ısıtıcısı….………………………………………………….
Şekil 3.2.4. Atık ısı kazanı………………………………………………………
Şekil 3.2.5. Fiziksel ve kimyasal ekserjilerin hesaplanacağı atık ısı kazanlı gaz
türbinli bileşik ısı-güç üretim santrali……....………………………
Şekil 3.2.6. Kompresör…………………………………………………………...
Şekil 3.2.7. Hava ön ısıtıcısı……………………………………………………..
Şekil 3.2.8. Yanma odası………………………………………………………...
Şekil 3.2.9. Türbin……………………………………………………………….
Şekil 3.2.10. Atık ısı kazanı……………………………………………………..
Şekil 3.2.11. Kojenerasyon sistemleri maliyet grafiği ………………………….
Şekil 3.2.12. Bileşik ısı güç üretim sistemi………..…………..………………...
Şekil 4.3.1. Yanma odası…………..…………..…………..………..…………..
Şekil 4.3.2. Türbin…………..…………..…………..…………..………………
ix
1
1
12
12
17
29
30
31
31
32
35
37
38
39
40
42
42
43
43
45
46
48
48
52
53
54
56
60
61
61
62
62
64
66
72
73
ÇİZELGELER DİZİNİ
Çizelge 1.1. Doğrudan sera gazları konsantrasyonu, değişim oranları ve
atmosferik ömürleri……………………………………………...
Çizelge 1.2. Birincil enerji kaynakları üretimi………………………………..
Çizelge 1.3. Birincil enerji kaynakları tüketimi………………………………
Çizelge 1.4. Kaynaklar bazında toplam nihai enerji tüketimi………………...
Çizelge 1.5. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörel dağılımı (Ktep)……...
Çizelge 1.6. Elektrik enerjisi gelişimi ………………………………………..
Çizelge 1.7. Elektrik enerjisi kurulu güç kapasitesinin kaynaklara göre
gelişimi (MW) .…………………..……………………………...
Çizelge 1.8. Sektörlere göre elektrik tüketim gelişimi (GWh)……………….
Çizelge 1.9. Genel enerji talepleri…………………..………………………..
Çizelge 1.10. Nihai enerji tüketiminin kaynaklara dağılımı………………….
Çizelge 1.11. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörlere dağılımı (bin tep).
Çizelge 1.12. Birincil enerji kaynakları üretim hedefleri……………………..
Çizelge 1.13. Enerji kaynakları ithalatı…………………………………..…...
Çizelge 1.14. Kaynaklar bazında elektrik enerjisi üretimi (GWh)……………
Çizelge 1.15. Yakıt türlerine göre elektrik enerjisinden kaynaklanan CO 2
emisyonları (Gg) …..…………………………………………..
Çizelge 1.16. Elektrik enerjisinden kaynaklanan metan gazı (CH 4 )
emisyonları…………………………………………………….
Çizelge 1.17. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan diazotoksit (N2O)
emisyonları.…………………………………………………...
Çizelge 1.18. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan azot oksit (NOx)
emisyonları..…………………………………………………...
Çizelge 1.19. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan karbonmonoksit
(CO) emisyonları…………………………………………........
1
3
4
4
5
6
6
6
7
7
8
9
9
10
14
15
16
16
17
Çizelge 1.20. CO2 emisyonlarına ilişkin temel bazı göstergeler……………...
18
Çizelge 1.21. OECD ülkeleri CO2 emisyonları göstergeleri (2002)….……….
Çizelge 3.1.1. Yakıtların fiyat ve verim olarak karşılaştırılması………….......
Çizelge 3.1.2. Bileşik ısı-güç üretim sistemlerinin avantaj ve dezavantajları..
Çizelge 3.2.1. Kojenerasyon sistemleri için birim işletme bakım maliyetleri...
Çizelge 4.4.1. Sistemin her aşamadaki değerleri……………………………...
Çizelge 4.4.2. T3 ve T4 sıcaklığında bileşenleri entalpileri…………………....
Çizelge 4.4.3. Sistemin aşamasındaki ekserji düzeyleri………………………
Çizelge 4.4.4. Sistemin enerji yüzdesi………………………………………...
Çizelge 4.4.5. Sisteme ait genel veriler……………………………………….
18
x
41
45
65
87
87
88
88
89
1. GİRİŞ
Küresel iklim sistemi, belki de Yerküre atmosferinin oluşumundan beri, tüm zaman
ve alan ölçeklerinde değişme eğilimi içinde olmuştur. Ancak, 19. yüzyılın
ortalarından beri doğal değişebilirliğe ek olarak, ilk kez insan etkinliklerinin de
küresel iklimi etkilediği yeni bir döneme girilmiştir. İklim değişikliği; Birleşmiş
Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi'nde (İDÇS), “karşılaştırılabilir bir
zaman periyodunda gözlenen doğal iklim değişikliğine ek olarak, doğrudan ya da
dolaylı olarak küresel atmosferin bileşimini bozan insan etkinlikleri sonucunda
iklimde oluşan bir değişiklik” biçiminde tanımlanmıştır. Atmosferdeki karbondioksit
(CO2) ve öteki sera gazı birikimlerinde, sanayi devriminden sonra başlayan hızlı
büyüme eğilimine paralel olarak, küresel ortalama yüzey sıcaklıklarında da belirgin
bir ısınma eğilimi gözlenmektedir. İklim modelleri, küresel ortalama yüzey
sıcaklığında 1,5 ile 5,8 °C arasında bir artış olacağını ve buna bağlı olarak da iklimde
değişikliklerin süreceğini öngörmektedir. Dünya'ya gelen ışınların yaklaşık dörtte
biri, bulutlardan yansıyarak uzaya geri döner. Geri kalan enerjinin yaklaşık dörtte
birini (% 28) stratosferdeki ozon tabakasıyla troposferdeki bulutlar ve su buharı
soğurur. Atmosferin soğurduğu ışınların % 90' ı bizim göremediğimiz kızılötesi ve
morötesi ışınlar, % 10' u da görünür ışındır. Bir başka deyişle atmosfer, Güneş'ten
gelen görünür ışınların onda dokuzunun yeryüzüne ulaşmasını engellemez. Ulaşan
bu ışınlar yeryüzünü ısıtır. Tropikal kuşaktan yükselen sıcak hava kutuplara doğru,
soğuk kutup havası da yüzeye inip ekvatora doğru yönelir. Böylece atmosfer olayları,
su çevrimi, karbon çevrimi vb. süreçler işleyerek dünyada yaşamın sürmesi sağlanır.
Gelen ışınlarla ısınan dünya, tıpkı dev bir radyatör gibi davranmaya başlar. Ancak bu
ısıyı güneş gibi tüm dalga boylarında yayamaz; yalnızca kızılötesi ışınlar biçiminde
yayabilir. Yüzeyden yayılan bu ışınların yalnızca küçük bir bölümü uzaya gidebilir
(Şekil 1.1). Çünkü atmosferde bulunan sera gazları su buharı başta olmak üzere,
karbondioksit ve metan molekülleri bu ışınları soğurur; sonra da yer yüzeyine doğru
geri yansıtır. En büyük pay, % 60-70 ile su buharınındır, ardından karbondioksit ve
metan gelir. Böylece dünyanın yüzeyi ve troposfer, olması gerekenden daha sıcak
olur. Bu olay, güneş ışınlarıyla ısınan ama içindeki ısıyı dışarıya bırakmayan seraları
andırır ve bu nedenle de doğal sera etkisi olarak bilinir (Anonim, 2005).
1
Şekil 1.1. Sera etkisi ve dünyanın ısı dengesi (Anonim, 2005)
Şekil 1.2. Ortalama sıcaklık değişimi (Anonim, 2005)
Dünyada tüketilen enerjiye bağlı olarak dünyanın yüzey sıcaklığı artmaktadır. Her yıl
yükselen enerji tüketimi ile bu artışlar insanlığın önündeki en büyük çevre sorunu
olan atmosferdeki sera gazı CO2 oluşumunun artmasına sebep olmaktadır (Şekil 1.2).
Buna bağlı olarak atmosferde artan CO2 konsantrasyonu ile sera etkisinde büyüme
olmaktadır (Çizelge 1.1).
Çizelge 1.1. Doğrudan sera gazları konsantrasyonu, değişim oranları ve atmosferik
ömürleri (Anonim, 2005)
2
Bir hesaplamaya göre bu düzeydeki bir enerji kullanımına bağlı olarak dünyanın
ortalama sıcaklığı 1997’de 0,0047
o
C artmıştır. CO2 emisyonu miktarının
belirlenmesinde moleküler kütlesi olan 44 gr/mol olarak değil, içeriğindeki C miktarı
olan 12 gr/mol büyüklüğü kullanılmaktadır. 20. yüzyıl boyunca enerji kaynaklı
karbondioksit emisyon miktarı yıllık ortalama 2 Gt mertebesindedir. Yıllık karbon
atımı, son dönemde 8 Gt dolaylarındadır.
1.1. Enerji Sektörüne Genel Bakış
Son yıllarda birincil enerji üretiminde göreceli bir azalma yaşanmıştır. 2003 yılında
toplam birincil enerji üretimi 23,8 Mtep olup, toplam enerji talebinin %28’ine
karşılık gelmiştir. Çizelge-1.2’de gösterildiği gibi taşkömürü, linyit ve petrol üretimi
2000 yılından itibaren azalmış ve en büyük azalma hidroelektrik üretiminde
yaşanmıştır. 2001 yılından itibaren ise hidroelektrik üretiminde artış gerçekleşmiş
olup, 2001 yılında 24010 GWh iken 2003’de 35330 GWh’e çıkmıştır. Doğalgazın
birincil enerjideki payı az olmakla beraber 2003 yılının sonunda 561 milyon m3’e
ulaşmıştır. Kömür üretiminin azalmasına rağmen yerli kaynak olan linyitin önemi
devam etmiştir. 1990-2003 yılları arası Birincil Enerji Kaynakları Tüketim değerleri
Çizelge-1.3’de verilmektedir. Toplam Birincil Enerji Tüketimi 2001 yılında yaşanan
ekonomik krizin etkisi ile 2000 yılındaki 81,3 Mtep değerinden yaklaşık % 6,5 azalış
ile 2001 yılında 76 Mtep olarak gerçekleşmiştir. Bununla birlikte ekonomideki
iyileşme ile 2002 yılında 78,7 Mtep olan Birincil Enerji Tüketimi % 6,5 büyüme ile
2003 yılında 83,4 Mtep olarak gerçekleşmiştir. 1990-2003 yılları arasında toplam
birincil enerji arzı yıllık ortalama % 3,6 artışla 53 Mtep’den 83,4 Mtep’ne ulaşmıştır.
Çizelge 1.2. Birincil enerji kaynakları üretimi (Anonim, 2005)
3
Çizelge 1.3. Birincil enerji kaynakları tüketimi (Anonim, 2005)
Kaynaklara göre Toplam Nihai Enerji Tüketimi Çizelge-1.4’de verilmiştir. Nihai
enerji tüketimi 1990 yılında 41,6 Mtep’ den yıllık ortalama % 3,3 artışla 2003 yılında
63,8 Mtep’ ne ulaşmıştır. 2003 yılında nihai enerji tüketiminde petrol % 41,3, doğal
gaz % 12,4, taş kömürü % 9,9, linyit % 5,2, elektrik enerjisi % 14,6, yenilenebilir
kaynaklar % 10,8 ikincil kömür ise % 5,8 oranında pay almıştır. Çizelge-1.5’de
1990-2003 yılları arasıdaki sektörler bazında nihai enerji tüketimi gösterilmektedir.
1990 yılında % 37’lik payla nihai enerji tüketiminde ilk sırayı alan konut sektörü
2003 yılında % 30 ile ikinci sıraya düşerken söz konusu dönem başında % 35’le
ikinci sırayı alan sanayi sektörü dönem sonunda % 42 ile ilk sırada yer almıştır.
Çizelge 1.4. Kaynaklar bazında toplam nihai enerji tüketimi (Anonim, 2005)
4
Çizelge 1.5. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörel dağılımı(Ktep)(Anonim,
2005)
1.1.1. Elektrik Enerjisi
Son yıllarda elektrik sektöründeki talep artışı ekonomik büyüme ve artan hayat
standartlarına bağlı olarak önemli artış göstermiştir. 2001 ekonomik krizinden sonra
elektrik talebi 2000 yılına göre % 1,2 azalmıştır. Ekonomik düzelmeye bağlı olarak
da net tüketim (2002 yılında % 6,1 - 2003 yılında % 6,9 oranında) artmaya
başlamıştır. Çizelge-1.6’da 1990- 2003 yılları arası kurulu güç kapasitesi, üretim ve
tüketim gelişimi verilmiştir. Kurulu güç kapasitesi önemli ölçüde artmış ve son
verilere göre 35587 MW seviyelerine ulaşmıştır. Elektrik üretimi 1990 ve 2003
yılları arasında % 7,1’lik bir yıllık ortalama büyüme hızı ile artmıştır. 1990 yılındaki
46,8 TWh olan net elektrik tüketimi 2003 yılında 110 TWh’e ulaşmıştır. Kişi başı net
elektrik tüketimi ise 1990 yılında 786 kWh iken 1554 kWh’ye ulaşmış, aynı zamanda
kişi başı brüt elektrik tüketimi ise 1990 yılında 958 kWh iken, 2003’te 1994 kWh’ye
ulaşmıştır.
Çizelge-1.7’de gösterildiği gibi toplam kurulu gücün % 64,7’si termik kaynaklardan
(23008 MW) elde edilmiş, kalanı % 35,3’ü ise (12 576 MW) hidrolik
kaynaklardandır. Linyit kullanan termik santraller 1985’e kadar toplam termal
kapasitede en büyük paya sahipti. 1990’dan sonra Linyit kullanan termik santrallerin
payı azalırken doğal gaz yakıtlı termik santrallerin kurulmasına olan eğilim artmıştır.
2003’te doğalgazlı, kömürlü ve sıvı yakıtlı santraller sırasıyla toplam kurulu gücün
% 32,3, % 23,2, % 9’unu oluşturmuşlardır.
5
Çizelge 1.6. Elektrik enerjisi gelişimi (Anonim, 2005)
Çizelge 1.7. Elektrik Enerjisi kurulu güç kapasitesinin kaynaklara göre gelişimi
(MW) (Anonim, 2005)
1.1.2. Enerji Arz ve Talebi
Sektörler bazında elektrik tüketimi Çizelge-1.8’de verilmiştir. Yıllardır Türkiye’de
en büyük enerji tüketen sektör sanayi sektörü olmuştur. Sanayi sektörünün tüketimi
büyük ölçüde arttığı halde (1990’da 29,2 TWh, 2003’te 53,2 TWh ) bu sektörün
toplam tüketim içindeki payı (1990’da % 62,4, 2003’te % 48,4) azalmıştır. Diğer
taraftan konut ve hizmet sektörünün toplam tüketim içindeki payı 1990’da %
36,5’ten, 2003’te % 47,5’e artmıştır.
Çizelge 1.8. Sektörlere göre elektrik tüketim gelişimi (GWh) (Anonim, 2005)
6
Toplam Hidrolik potansiyelimizin % 35’i işletmede olup, % 9’u inşa halinde, kalan
%56’sı ise değerlendirilme safhasındadır. Termik potansiyelimizin halen yarıdan
fazlası kullanılmamakla beraber linyitte kullanma oranları inşa halinde olan
santrallerin de devreye girmesiyle biraz daha yükselerek % 50’lere yaklaşmaktadır.
1.1.3. Genel Enerji Planlaması ve Arz-Talep Dengesi
2003 yılında 83,8 Mtep olan genel enerji talebinin yıllık ortalama % 5,9 artış hızı ile
2005 yılında 91 Mtep, 2010 yılında 125,6 Mtep ve 2020 yılında 222,3 Mtep’ne
ulaşması beklenmektedir (Çizelge 1.9).
Çizelge 1.9. Genel enerji talepleri (Anonim, 2005)
Çizelge 1.10. Nihai enerji tüketiminin kaynaklara dağılımı (Anonim, 2005)
7
Talebin kaynaklara dağılım oranına baktığımızda; 2003 yılında kömür % 26,8, petrol
%38, doğalgaz % 23,2, hidrolik % 3,6, ticari olmayan yakıtlar % 6,9, yeni ve
yenilenebilir kaynaklar % 1,5 pay alırken, bu payların 2020 yılında kömür % 36,2,
petrol % 27,5, doğalgaz % 23,2, hidrolik % 4,2, ticari olmayan yakıtlar % 1,8, yeni
ve yenilenebilir kaynaklar % 3,4 ve nükleerin % 3,7 olması beklenmektedir. 2003
yılında 1184 kgpe olan kişi başına genel enerji tüketiminin, 2005 yılında 1287 kgpe,
2010 yılında 1601 kgpe ve 2020 yılında ise 2533 kgpe olması beklenmektedir.
2003 yılında 63,8 Mtep olan nihai enerji tüketiminin yıllık ortalama % 5,8’lik artışla
2020 yılında 167,8 Mtep’ne ulaşması beklenmektedir. 2003 yılında % 41 olan
petrolün payının 2020 yılında % 33’e düşmesi, aynı şekilde ticari olmayan
kaynakların payının da % 9'dan % 2'ye düşmesi, aynı yıllar itibariyle % 15 olan
elektrik enerjisinin payının % 22’ye, % 21 olan toplam kömürün payının % 25’e,
doğalgazın % 12’den % 15’e, yenilenebilir enerji kaynaklarının ise % 2’den % 3’e
çıkması beklenmektedir (Çizelge 1.10).
Çizelge 1.11. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörlere dağılımı (BİN TEP)
(Anonim, 2005)
2003-2020 yılları arasında tüketimin sektörlere dağılımı incelendiğinde, 2003 yılında
% 42 ile en yüksek payı alan sanayi sektörünün bu durumunu koruması ve 2020
yılında % 46 ile yine en yüksek paya sahip olması, ulaştırma sektörünün payının %
19’dan % 20’ye çıkması aynı şekilde 2003 yılında % 24 olan çevrim sektörünün
payının 2020 yılında % 25’e ulaşması, bu dönem içerisinde diğer sektörlerin
paylarının ise düşmesi beklenmektedir (Çizelge 1.11). Bugün bilinen rezervler göz
önüne alınarak belirlenen ülkemiz birincil enerji kaynakları üretim hedefleri aşağıda
verilmektedir.
Üretimlerinde önemli artış olması beklenen enerji kaynaklarımız
8
linyit ve hidrolik enerji kaynaklarıdır. Linyitin yıllık ortalama % 9,3 artış hızı ile
üretiminin 2003 yılındaki 46 milyon ton seviyesinden 2020 yılında 210 milyon ton’a
ulaşması, hidrolik enerjinin ise yine aynı dönemlerde yıllık ortalama % 6,9 artış hızı
ile 35.330 GWh’ten 109.524 GWh’e ulaşması beklenmektedir. Böylece 2003 yılında
23,8 Mtep olan birincil enerji kaynakları üretimlerinin yıllık ortalama % 6,1 artış hızı
ile, 2005 yılında 23,1 Mtep’e, 2010 yılında 36,7 Mtep’e ve 2020 yılında ise 65,6
Mtep’e ulaşması beklenmektedir (Çizelge 1.12).
Çizelge 1.12. Birincil enerji kaynakları üretim hedefleri (Anonim, 2005)
Ülkemizde hemen her türlü enerji kaynağı mevcut olmakla birlikte, linyit ve hidrolik
enerji kaynağının dışındaki enerji kaynakları ihtiyaçlarımıza cevap verebilecek
miktarda değildir. Sanayileşmemize ve gelişmemize paralel olarak artan enerji
talebimizin güvenilir olarak karşılanmasının sağlanmasında, bugün olduğu gibi
gelecekte de enerji ithalatı kaçınılmaz olmaktadır. Önümüzdeki yıllarda ithal
edilmesi planlanan enerji kaynakları ve bunların miktarları aşağıda verilmektedir.
Çizelge 1.13. Enerji kaynakları ithalatı (Anonim, 2005)
2003 yılında 65,2 Mtep civarında olan toplam enerji ithalatının, 2010 yılında 89,6
Mtep, 2020 yılında 157,3 Mtep olması beklenmektedir. 2003 yılında toplam enerji
9
ithalatında petrol % 52 ile en fazla paya sahip olup, bunu % 29 ile doğalgaz, % 19 ile
taşkömürü takip etmektedir. Bu oranların 2020 yılında petrol % 38, doğalgaz % 33,
taşkömürü % 28 ve % 1 ile elektrik enerjisi takip etmektedir.
Uzun yıllardan beri elektrik enerjisi üretiminde önemli bir yer tutan linyit
santrallerinin payında, doğal gaz santrallerinin devreye alınmaları ile bir azalmanın
olduğu bilinmektedir. Önümüzdeki yıllarda da yeni linyit santrallerinin devreye
alınmaları ile 2003 yılında üretimde % 17 olan payının 2020 yılında % 25’e
ulaşması, buna karşılık ithal kömür santrallerinin da devreye alınması ile taşkömürü
santrallerinin payının 2003 yılında % 6’dan, 2020 yılında % 9’a ulaşması, doğalgaz
santrallerinin ise 2020 yılında % 34 ile en fazla payı alması beklenmektedir.
Çizelge 1.14. Kaynaklar bazında elektrik enerjisi üretimi (GWh) (Anonim, 2005)
2020 yılında nükleer enerjinin elektrik enerjisi üretimine katkısının % 7 civarında
olması beklenmektedir. Üretimin termik/hidrolik dengesine bakılacak olursa; 2003
yılında % 75 termik, % 25 hidrolik olan oranın, 2020 yılında % 77 termik, % 23
hidrolik olduğu gözlenmektedir. 2020 yılında Türkiye toplam hidrolik enerji
potansiyelinin yaklaşık % 87’si değerlendirilmiş olacaktır (Çizelge 1.14).
1.1.4. Enerji Sektörünün Sera Gazı Emisyonlarına Etkileri
İnsan kökenli sera etkisinin oluşumunda karbondioksitin payı % 55'ten fazla,
metanın % 20, kloroflorokarbonun % 18, nitrozoksitin % 5, ozonun ise % 2 dir.
Atmosferdeki su buharı ile birleşen SO2 ve NOx ise esas olarak asit yağmurlarına yol
açmaktadır. Atmosferdeki su buharı ile birleşen SO2 ve NOx sülfürik ve nitrik asit
oluşturmakta ve bu da dünyanın ekolojik dengesinin bozulmasına neden olmaktadır.
Karbondioksit esas itibariyle tabiatta karbon çevriminde karbonun aldığı formlardan
birisidir. Fosil yakıt olarak tabir edilen yakıtların yakılması neticesinde yanma ürünü
10
olarak açığa çıkar. Bunun yanı sıra bazı kimyasal, elektrokimyasal ve biyokimyasal
süreçler neticesinde de karbondioksit oluşur. Bu süreçlerden en önemlisi doğadaki
karbon çevrimi içerisinde CO2 dönüşümünün olduğu denizlerde meydana gelen
süreçtir. Bu süreç içerisinde açığa çıkan CO2 atmosfere yükselir. Daha sonra tekrar
toprağa ve suya döner. Bu çevrim tabii hayatın devamlılığındaki temel
döngülerdendir. Bunun dışında dünya üzerindeki bitki ve ağaçların yanması ve
yakılması neticesinde de atmosfere oldukça büyük miktarlarda karbondioksit salınır.
Karbondioksit atmosferde diğer sera gazları ile birlikte dünyanın ısı ve sıcaklık
dengesini korur. Ancak sanayileşme ile birlikte bu denge üzerinde insan tesiri önemli
bir etken olarak ortaya çıkmaktadır. Sera etkisini oluşturan bileşenlerden
karbondioksitte oldukça uzun zaman dilimlerinde görülebilecek değişiklik son 160
yılda insan eliyle yapılan işler neticesinde olmuştur. Öyle ki 10.000 yılda olabilecek
bu değişime son 100 yılda ulaşılmıştır. Karbondioksit miktarı 180 ppm’den 280
ppm’e çıkmıştır. Her yıl insan kaynaklı net 3,25 milyar ton karbon atmosfere
verilmektedir.
Bu değişimin ana unsuru sanayileşmedir. Sanayileşme ile birlikte fosil yakıtların
kullanımının artması, orman alanlarının ve tarım alanlarının azalması ve değişik
amaçlarla kullanılması bu unsurun bileşenleridir. Bunda en büyük pay, enerji üretimi
için fosil yakıt kullanımı ve endüstriyel süreçlere aittir. Son araştırmalar dünya
genelinde CO2 emisyonlarının % 50'sinin ve CH4 emisyonlarının % 13’ünün insan
etkinliklerine bağlı olarak oluştuğunu ortaya koymuştur. Geçmiş 100.000 yıl içinde
atmosferdeki metan konsantrasyonu hacimsel olarak 0,7 ppm iken; son 250 yılda bu
değer 1,72 ppm'e çıkmıştır. Çizelge-1’de sera gazları miktarları, değişim oranları ve
atmosferde bulunma zamanları verilmiştir. Linyit kömürüne kıyasla taşkömürü çok
daha fazla metan içermektedir. Kömürün oluşum proseslerine ve yaşına bağlı olarak
da bir ton kömürden 0-85 m3 metan gazı açığa çıkabilir.
Şekil 1.3’de 1984 ile 2000 yılları arasında atmosferde bulunan metan gazı
miktarlarının artışındaki değişim gösterilmektedir. 1990’lı yıllara kadar daha lineer
sayılabilecek bir artış varken 1990’lı yıllardan sonraki değişim daha dalgalı bir
özellik arz eder.
11
Şekil 1.3. Atmosferde metan gazı artışındaki değişim miktarları (Anonim, 2005)
Şekil 1.4’de atmosferde bulunan metan gazı miktarının yıllara bağlı olarak değişimi
verilmiştir. Grafikten de görüleceği gibi artış eğiliminde bir azalma söz konusudur.
Şekil 1.4. Atmosferde bulunan metan gazlarının yıllara göre değişimi (Anonim,
2005)
Metan doğal olarak doğada birçok yerde ve şekilde oluşmaktadır. Metan dünyadaki
sera etkisinin oluşmasında en az karbondioksit ve su buharı kadar tehlikelidir. Bu
nedenle de metan oluşumu kontrol altına alınmalı ve oluştuğu kaynakta
zararsızlaştırılmalı ve mümkünse de değerlendirilmelidir. 1980’li yıllar da iklim
değişikliğinin daha hissedilir boyutlara ulaşması ile enerji ekonomi ve çevre birlikte
değerlendirilmeye başlanmıştır. enerji, ekonomi ve çevre gereklerinin geliştiği
sürdürülebilir kalkınma yaklaşımının öne çıktığı 80’li yıllardan sonra bu yaklaşım
daha geçerli bir gereklilik olarak büyük önem kazanmıştır. Bu gün enerji
kullanımının olduğu her alanda 3E (Energy, Economy, Environment) yaklaşımı
olarak adlandırılan bu yaklaşım bir zorunluluk gibi algılanmaktadır. İklim
değişikliklerinin bazı sınırlamalar ve düzenlemeler getirilmesi gerekliliğine yol
açması ile birlikte enerji-ekonomi-çevre dünya ölçeğinde ele alınarak çeşitli
modeller, yaklaşımlar ve zorunluluklar ortaya çıkmıştır. Bu itibarla Rio de Janerio ve
12
Kyoto ‘da düzenlenen dünya ölçekli toplantılar ile atmosfere verilen emisyon ve
çevre kirliliğine ilişkin düzenlemeler ve zorunluluklar getirilmiştir.
Günümüzde dünyadaki elektrik üretiminin % 36’sı kömürden karşılanmaktadır. Bu
nedenle, linyitin elektrik enerjisi üretiminde kullanılmasında, yeni ve verimli
sürdürülebilir enerji sistemlerinin ve teknolojilerinin uygulanması önemlidir. Elektrik
üretiminden kaynaklanan CO2 emisyonları, yeni ve verimli teknolojilerin
uygulanması ile % 25 ya da daha fazla azaltılabilmektedir. Kömürle birlikte son 20
yılda doğalgaz kullanımında önemli bir artış görülmektedir. Bu artış doğalgazın
karbon içeriğinin düşük olması sebebiyle enerji üretiminden kaynaklanan
karbondioksit atımlarındaki artışın eğilimini düşürmüştür. Dünyada olduğu gibi
ülkemiz için de kömür kullanımından kaynaklanan emisyonların sıfırlanması yakın
dönemde mümkün görülmemektedir. Bu sebeple kömür esaslı elektrik üretimi yapan
santraller için iyileştirmeler düşünülmesi gereken bir yaklaşım olarak ortaya
çıkmıştır. Bu sebeple dünyada ve Türkiye’de bu üretim şeklinin devamından yana bir
eğilim vardır ve uzun bir dönem devam etmesi söz konusudur. Gelişmiş
teknolojilerde, verimliliğin yüksek olması, birim elektrik enerjisi üretimi için
kullanılan yakıt miktarını düşürmekte ve dolayısıyla, birim elektrik enerjisi başına
düşen CO2 emisyonlarının azalmasına neden olmaktadır.
Elektrik enerjisi üretiminde, verimliliğin % 1 artırılması, emisyonlarda % 2-2,5
dolayında bir azalma sağlayabilmektedir. İleri kontrol yöntemleri, karbon ayrıştırma
teknikleri, geliştirilmiş gaz türbinleri, kojenerasyon, atmosferik akışkan yatak,
basınçlı akışkan yatak yakma teknolojileri, bütüncül kömür ve sıvı yakıt gazlaştırma
birleşik çevrim, süper-kritik ve ultra süper-kritik santraller, bu gelişmiş
teknolojilerden bir kaçıdır. Yenilenebilir enerji kaynağı olarak adlandırılan, son 20
yıldır gündemden düşmeyen ve önümüzdeki dönemde de enerji üretim ve kullanım
değişimindeki temel yönelim alanı olarak nitelendirilebilecek enerji üretim
yöntemleri ve araçları önemli bir açılım olarak görülmektedir. Bu yenilenebilir enerji
kaynakları güneş, rüzgâr, hidrolik, jeotermal, deniz dibi akıntı ve biyokütle
enerjilerinden oluşmaktadır. Hidrojen enerjisi olarak adlandırılan enerjinin önemli bir
kullanım alanına haiz olacağı öngörülmektedir. Ancak bu enerji çeşidi diğer enerji
13
üretim yöntemlerinin bir ürünü özelliğindedir. Bu bakımdan bir enerji kaynağı olarak
değil de bir enerji taşıma ve kullanım biçimi olarak ayırmak gerekir. Boyutu
itibariyle problemin tam olarak çözümünü mümkün kılmamasına karşın yenilenebilir
enerji uygulamalarının yaygınlaşması emisyonları belirli bir oranda azaltabilecek ve
problemin kaynağına yönelik bir yaklaşımdır. Ancak, bugün için bu çözüm yolunun
yaygınlaşmasına ilişkin düzenlemeler gerekmektedir.
1.1.5. Enerji Sektöründen Kaynaklanan Sera Gazı Emisyonları
1.1.5.1. CO2 Emisyonları
Bilindiği üzere sera gazı emisyonlarının çok büyük bir bölümü enerji sektöründen
kaynaklanmakta olup, artan enerji tüketimine paralel olarak emisyon değerleri de
artmaktadır. Bu çerçevede, Türkiye genelinde, birincil enerji kullanımından
kaynaklanan toplam CO2 emisyon değerleri 1990 yılında 127.2 Milyon ton iken 2003
yılında bu değer 213 Milyon tona ulaşmıştır.
Taş kömüründen kaynaklanan CO2 emisyonlarının 2002 yılından itibaren artmasına
özel sektör tarafından tesis edilen yüksek kalorili ithal kömür ile çalışan 1320 MW
kurulu gücünde Sugözü Termik Santralı ile 200 MW kurulu gücündeki diğer
santraller etkili olmuştur. Ayrıca 2002 yılından itibaren yaklaşık iki yıl içinde 5000
MW’a yakın Adapazarı, Bursa, İzmir, Ankara Doğal Gaz Kombine Çevrim (DGKÇ)
Santralleri Türkiye elektrik üretim kurulu gücüne ilave olmuştur. Bu yakıt ikamesi
yaklaşımı özellikle linyit kaynaklı sera gazları emisyonunu azalmasında etkili
olmuştur (Çizelge 1.15).
Çizelge 1.15. Yakıt türlerine göre elektrik enerjisinden kaynaklanan CO2 emisyonları
(Gg) (Anonim, 2005)
14
Elektrik üretiminde, birçok ülkede, özellikle gelişmekte olan ülkelerde olduğu gibi,
Türkiye’de de, günümüz koşullarında en bol ve yaygın yerli enerji kaynağı olan
linyitlerin kullanımının sürdürülmesi kaçınılmazdır. Bununla birlikte ülkemizde CO2
emisyonu az olan doğalgaz ve yüksek kalorili ithal kömür de kullanmaktadır. Ayrıca
enerji talebinin önemli bir bölümünü de yenilenebilir kaynak olan hidroelektrik
santrallerinden karşılamaktadır.
1.1.5.2. CH4 Emisyonları
Metan (CH4) ; doğal olarak doğada birçok yerde ve şekilde oluşmaktadır. Metan gazı
(CH4), doğalgaz yakıtının ana bileşenidir ve bu gazın neden olduğu sera etkisi CO2
gazından 21 kat daha fazladır. Metan dünyadaki sera etkisinin oluşmasında en az
karbondioksit ve su buharı kadar tehlikelidir. Bu nedenle de metan oluşumu kontrol
altına alınmalı ve oluştuğu kaynakta zararsızlaştırılmalı ve mümkünse de
değerlendirilmelidir (Çizelge 1.16).
Çizelge 1.16. Elektrik enerjisinden kaynaklanan metan gazı (CH4) emisyonları
(Anonim, 2005)
1.1.5.3. N2O Emisyonları
1990-2003 yılları arasına N2O emisyonları yaklaşık % 70 oranında artmıştır. En fazla
artış ise 2000-2001 yılları arasında gerçekleşmiştir.
15
Çizelge 1.17. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan diazotoksit (N2O)
emisyonları (Anonim, 2005)
1.1.5.4. NOx Emisyonları
CO2 dışında, yüksek yanma sıcaklıklarında ortaya çıkan NOx emisyonları dolaylı sera
gazıdır. NOx’ in % 3’ü, ozon oluşturan gazların da % 14’ü enerji aktivitelerinden
kaynaklanmaktadır.
Çizelge 1.18. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan azot oksit (NOx) emisyonları
(Anonim, 2005)
16
1.1.5.5. CO Emisyonları
1990–2003 yılları arasına CO emisyonları % 152 oranında artmıştır.
Çizelge 1.19. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan karbonmonoksit (CO)
emisyonları (Anonim, 2005)
1.1.6. Elektrik Üretimi ve Kurulu Gücü
Türkiye’nin elektrik üretimi kurulu gücü 1990 yılında 16318 MW iken 2003 yılında
% 118 artışla 35587 MW’a ulaşmıştır, diğer taraftan Şekil 1.5'den görüleceği üzere
2000 yılında 124,9 Milyar kWh olan brüt elektrik enerjisi üretimi, 2001 yılında
yaşanan ekonomik krizin etkisiyle 122,7 Milyar kWh’e düşmüştür. 2003 yılında ise
2002 yılına göre % 8,6 lık bir artışla 140, 6 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir.
Şekil 1.5. Yıllara göre elektrik üretimi (Anonim, 2005)
17
Çizelge 1.20. CO2 emisyonlarına ilişkin temel bazı göstergeler (Anonim, 2005)
Çizelge 1.20’de Dünya ve OECD ortalaması ile Türkiye’nin emisyonlarına ilişkin
bazı göstergeler verilmektedir. Türkiye 2002 yılı sonuna göre dünya ülkeleri arasında
toplam CO2 emisyonunda 23, kişi başına CO2 emisyonu açısından 78, CO2
emisyonunun gayrisafi yurtiçi hasıla’ya oranında 61. ve CO2 emisyonunun satın alma
gücü paritesine göre hesaplanmış GSYİH’ya oranında ise yine 61. sırada yer
almaktadır. 2002 yılı sonu itibariyle OECD ülkelerinin CO2 emisyonlarına ilişkin
bazı karşılaştırmalar Çizelge 1.21’de verilmektedir. Çizelge 1.21’in incelemesinden
de görüleceği üzere toplam CO2 emisyonu açısından 13. sırada bulunan Türkiye,
OECD’ye üye ülkeler arasında en düşük kişi başına CO2 emisyonuna sahip ülkedir.
Çizelge 1.21. OECD ülkeleri CO2 emisyonları göstergeleri (2002) (Anonim, 2005)
18
1.1.7. Kojenerasyon Uygulamaları ve Sera Gazları Emisyonlarına Etkisi
Sera gazlarının azaltılmasında yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının çok
büyük bir etkisinin olduğu açıktır. Örneğin; Jeotermal enerji, rüzgâr enerjisi, güneş
enerjisi, hidrolik enerji, biyokütle ve biyogaz gibi kaynakların kullanımı ile
Kojenerasyon Uygulamalarının sera gazı azaltımında etkileri önemli bir rol
oynamaktadır.
Çok çeşitli yakıtlar kullanılabilmesi özelliği ile sadece doğalgaza dayalı değil, diğer
yakıtları da kullanarak, katma değer yaratan kojenerasyon sistemlerinin, yüksek
enerji çevrim verimi sayesinde yılda 2 milyon ton fuel-oil eşdeğeri yakıt tasarrufu
sağlanmakta bunun da ülke ekonomisine katkısı yaklaşık 500 Milyon ABD doları
civarında olması sebebi ile oldukça önemlidir. Kojenerasyon tesislerinin 2.500 MW
türbinli, yaklaşık 2.000 MW gaz motorlu tesis edilmeleri ile, ülkemizde bu güçte
elektrik üretimi yapacak toplam 4.500 MW kömürlü santraller ile karşılaştırıldığında,
çok büyük miktarda CO2 tasarrufunun sağlanacağı görülmektedir. Sağlanan CO2
tasarrufunun detaylı hesapları aşağıda verilmektedir. Ucuz ve kaliteli enerji üretimi
özelliği ile Kojenerasyon tesisleri tüketim bölgelerinin yanına kurulduklarından,
iletim ve dağıtım hat kayıplarının olmaması özelliği ile yılda 2.800.000 MWh
elektrik enerjisi tasarruf edilmektedir. 2.500 MW Türbinli, 2.000 MW Motorlu
kojenerasyon sistemi ile ülkemizde bu güçte elektrik üretimi yapacak kömürlü
santraller ile karşılaştırılırsa sera etkisi yaratacak 2.000 ton eşdeğeri CO2 ( % 50)
emisyonu tasarrufu sağlanmaktadır. Kojenerasyon sistemlerinin toplam yıllık elektrik
enerjisi üretimi 2003 yılı için 23,2 Milyar kWh olarak alındığında, kojenerasyon
sistemleri kullanılarak üretilen elektrik ve ısı enerjisi için yaklaşık 9.05 milyon ton
CO2 emisyon azaltımı sağlanmıştır. Enerji üretim yatırımlarının yüksek verimli
kojenerasyon olarak gerçekleşmesi durumunda (yaklaşık 3.000 MW) yıllık CO2
tasarrufunun 8,61 milyon ton/yıl, kojenerasyonun toplu konutlara da uygulanması
durumunda 0,23 milyon ton/yıl, mevcut kojenerasyon tesislerinin verimlerinin % 10
artırılması durumunda yıllık CO2 tasarrufunun 0,63 milyon tonu bulacağı
hesaplanmaktadır. Sonuç olarak yukarıda bahsedilen yeni ve verim artırıcı
uygulamalarla toplam 9,47 milyon ton/yıl CO2 emisyon tasarrufu sağlanabilecektir.
Bu güne kadar kurulmuş olan kojenerasyon tesislerinin sağladığı 9,05 milyon ton’luk
19
CO2 emisyon azaltımı ile beraber yukarıda bahsedilen yeni kojenerasyon
uygulamalarından elde edilen toplam 9,47 milyon ton CO2 emisyon tasarrufunu da
ekler isek yılda 18,52 milyon ton CO2 azalması sağlanmış olacaktır.
1.1.8. Türkiye’de Emisyon Azaltımı İçin Teşvik Mekanizmaları
4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve İlgili Mevzuatı Çerçevesinde Yenilenebilir
Enerji Kaynaklarının Desteklenmesine ilişkin olarak yapılan düzenlenmeler 7 başlık
altında toplanmıştır;
1) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak
için başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin yüzde biri dışında kalan
tutarı tahsil edilmemektedir.
2) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için ilgili lisanslara derç
edilen tesis tamamlanma tarihini izleyen ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedeli
alınmamaktadır.
3) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine, TEİAŞ ve/veya dağıtım
lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından, sisteme bağlantı yapılmasında öncelik
tanınmaktadır.
4) Perakende satış lisansı sahibi tüzel kişiler, serbest olmayan tüketicilere satış
amacıyla yapılan elektrik enerjisi alımlarında, yenilenebilir enerji kaynaklarına
dayalı bir üretim tesisinde üretilen elektrik enerjisi satış fiyatı; TETAŞ’ın satış
fiyatından düşük veya eşit olduğu ve daha ucuz bir başka tedarik kaynağı
bulunmadığı takdirde, öncelikli olarak söz konusu yenilenebilir enerji kaynaklarına
dayalı üretim tesisinde üretilen elektrik enerjisini satın almakla yükümlü kılınmıştır.
5) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri, Dengeleme ve Uzlaştırma
Yönetmeliği uyarınca yük alma ve yük atma tekliflerini Piyasa Mali Uzlaştırma
Merkezine vermekten ve Milli Yük Tevzi Merkezi tarafından verilecek yük alma ve
yük atma talimatlarına uygun hareket etmekten muaf tutulmuşlardır. Kojenerasyon
özellikli üretim tesisleri de bu kapsamdadır.
20
6) Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar
Hakkındaki Tebliğ uyarınca; ürettikleri elektrik enerjisini toptan satış ve perakende
satış lisansı sahibi tüzel kişilere satan rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri ile
kanal tipi hidroelektrik üretim tesislerine, Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği
yürürlülüğe girene kadar söz konusu Tebliğ hükümleri uygulanmayacak ve mali
uzlaştırmaya tabi tutulmayacaklardır.
7) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde üretim yapan üretim,
otoprodüktör ve otoprodüktör grubu lisansı sahibi tüzel kişiler, bir takvim yılında
lisanslarında yer alan/öngörülen ortalama yıllık üretim miktarını geçmemek kaydıyla
özel sektör toptan satış şirketlerinden elektrik enerjisi satın alabilirler.
Gelişmiş ülkelerde yürürlükte olan teşvik önlemleri genellikle göreceli olarak geri
kalmış bölgeleri kalkındırmak, teknolojik gelişmeyi devam ettirmek, bazı
faaliyetlerde verimliliği arttırmak ve işsizliği azaltmak için uygulanmaktadır.
Gelişmekte olan ülkelerde ise genel anlamda teşvikler, ekonomik ve bölgesel
kalkınmayı sağlamak, sanayileşmek, bazı sektörlerde dünya piyasaları ile rekabet
edebilme imkânına kavuşmak, kaynakların rasyonel dağılımını sağlamak gibi
gerekçelere dayanmaktadır.
Türkiye gelişmekte olan bir ülke olarak kendine has ekonomik yapısı, bölgeler arası
gelişmişlik düzeyi arasındaki farklılıklar stratejik yönlendirmeyi ve teşvikleri daha
uzun yıllar zorunlu kılmaktadır. Çünkü serbest piyasa şartları içinde yeni yatırım
yapılması, üretim teknolojilerinin yenilenmesi, ürünlerin çeşitlendirilerek ekonomik
değerlerde üretilebilmesi için teşvikler gerekli olmaktadır. Ülkemizin 24 Mayıs 2004
tarihinde taraf olduğu İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi, atmosferde tehlikeli
boyuta varan insan kaynaklı sera gazı emisyonlarının iklim sistemi üzerindeki
olumsuz etkisini önlemek ve belli bir seviyede durdurmayı amaçlamaktadır.
Türkiye’de 1913 yılından itibaren sanayinin teşviki adı altında bir çok parasal ve
vergisel araçlarla sanayi ve yatırımlar teşvik edilmiştir. Türk teşvik sisteminde
uygulanan belli başlı teşvik mekanizmaları tesis bazında emisyon indirim
karşılığında uygulanması önem arz etmektedir. Ayrıca kısa vadede gerekli alt yapısı
21
oluşturularak “Emisyon Borsası” kurulup, tesisler arasında emisyon alım ve satımına
imkan sağlanması, sera gazı indiriminde önemli bir faktör olacaktır.
Uygulanacak teşvik sistemi ile yenilenebilir enerji kaynakları başta olmak üzere
tesiste yapılacak enerji tasarrufu, teknolojik gelişim ve modernizasyon faaliyetleriyle
elde edilen emisyon azaltım miktarı aşağıda verilen ekonomik araçlar vasıtasıyla
müteşebbise nakdi veya ayni yardım şeklinde geri dönmesi sağlanmalıdır. Bunlar:
gümrük vergisi ve fon muafiyeti, yatırım indirimi, kaynak kullanımını destekleme
primi, uygun koşullu krediler, vergi, resim ve harç istisnası, yatırım finansman
fonundan yararlanma, bina inşaat harcı istisnası, KDV ertelemesi, makine teçhizat
alımında KDV desteği, enerji desteği, arsa temini, dış kredi teminat mektupları
masraflarına katkı, kalite ve standart sağlama ile taşınma desteği şeklinde olabilir
(Anonim, 2005).
22
2. KAYNAK BİLGİSİ
Kojenerasyon konusunda yapılan çok sayıda araştırma mevcuttur ve kojenerasyonun
gelişimi
1970
yılları
sonlarına
rastlamaktadır.
Gaz
türbinli
kojenerasyon
sistemlerinin endüstriyel ilk uygulamaları kimya fabrikaları rafineri ve kağıt
fabrikalarında olmuştur (Şenel, 2003).
Sürer, “Kombine Gaz/Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemlerinin Termodinamik ve
Ekonomik Analizi” isimli yüksek lisans tez çalışmasında, elektrik üretimi için bileşik
gaz/buhar türbini kullanan ve ısı üretimi için buhar türbininden ara buhar çeken bir
kombine kojenerasyon sistemini incelemiştir.
Yang vd. tarafından rejeneratif gaz türbini çevriminin termodinamik karakteristikleri
incelenmiştir. Basınç oranı ve ısı dönüştürücü verimi değerlerine bağlı olarak ek
yanmasız bir sistemin performans hesapları yapılmıştır.
Allen ve Kovacik, “Gaz türbinli kojenerasyon sistemlerinin prensipleri ve
uygulamaları” başlıklı makalede, gaz türbinli kojenerasyon sistemlerinin avantajları
ve gaz türbini egzozunu kullanan ısı kazanım sisteminin incelenmesi yapılmıştır.
Spakasky ve Evans, rankine çevrimi için optimum termodinamik ve ekonomik
koşulların tespitine yönelik analitik bir uygulama çalışmasını gerçekleştirmişlerdir.
Wilkinson ve Barnes, “Elektrik ve ısı üretimi için kojenerasyon” adlı kitapta farklı
kojenerasyon tekniklerinin birbirleri ile ilişkilerini ele almışlardır. Koşar, elektrik
üretimi için gaz türbini, proses için gerekli sıcak su veya buhar üretimi içinde ısı
çevrim kazanı kullanan bir bileşik ısı güç sistemi simülasyonunu gerçekleştirmiştir.
Külçe ve Topuz, çalışmalarında kojenerasyon ve konvansiyonel sistemler ile enerji
üretimlerini incelemişlerdir. Ayrıca ülkemizdeki kojenerasyon tesislerine ait verileri
de kullanarak sistem seçiminin nasıl olması gerektiği hususunu da ele almışlardır.
Şahin ve Kodal, sonlu zaman termodinamiği teorisi çerçevesinde kojenerasyon
23
tesislerinin
maksimum
enerji
kriterine
göre
performans
analizlerini
gerçekleştirmişlerdir.
Koçak ve Gülşen (1998) tarafından kojenerasyonun tanımı, kojenerasyon teknikleri
ve sistem seçimi konuları incelenmiştir.
Çomaklı vd. (2004), “Termal Sistemlerin Ekserjetik Analizi” isimli makalede,
ekserjinin genel olarak tanımını yaparak çeşitli ekserji tiplerini ifade etmişlerdir.
Ayrıca çeşitli süreçlerdeki ekserji kayıplarını ele almışlardır.
İnallı (2002), Yücel ve Işık, “Kojenerasyon Sistemlerinin Teknik ve Ekonomik
Uygulanabilirliği” isimli makalelerinde, kojenerasyon sistemlerinin teknik ve
ekonomik açılardan olabilirliğini tartışmış ve GAP bölgesi için önemini
vurgulamışlardır.
Arpacı (2002), “Doğal Gazlı Kojenerasyon Sistemlerinde Exergy Analizi” isimli
yüksek lisans tez çalışmasında, enerji denge denkleminin uygulandığı termal
sistemin ana parçalarını formüle etmiştir. Bu formülasyonun ekserji içeren ayrı
görünüşlerini termal sistemin parçaları içerisinde ekserji akışı, entropi üretim akışı,
kullanılabilir iş gibi ekserji oranı terimlerine ayırmıştır.
Tekeli (2003), “Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Üretim Sisteminin Termodinamik
Çözümlenmesi” isimli yüksek lisans tez çalışmasında, endüstri tesislerinin, toplu
yerleşimlerin elektrik ve ısı enerjisi ihtiyaçlarının karşılanmasında yaygın olarak
kullanılan gaz türbinli bileşik ısı güç sistemlerini incelemiştir. Bu amaçla, uygulama
örnekleri ve ekserji analizi hesaplarını yapmıştır.
Çomaklı (2003), “Atatürk Üniversitesi Isıtma Merkezinin Enerji ve Ekserji Analizi”
isimli doktora tez çalışmasında, dört kazan, 50’den fazla eşanjör dairesi, 11.988 m
uzunluğunda kızgın su dağıtım hatları bulunan ve yılda yaklaşık 10.000 (on bin) ton
özel kalorifer yakıtı tüketen Atatürk Üniversitesi’nin ısıtma merkezinin enerji ve
ekserji analizini yapmıştır
24
Ergezen (2001), “Enerji üretiminde kojenerasyon teknolojilerinin incelenmesi” isimli
yüksek lisans tez çalışmasında, kojenerasyonun tanımı yapılarak tarihçesi anlatılmış,
kojenerasyon teknikleri hakkında bilgiler verilip Türkiye’deki ve Avrupa’daki
durumu incelenmiştir. Ayrıca kojenerasyon sistem tasarımı anlatılıp örnek
uygulamalar incelenmiştir.
Savruk (2001), “Thermodynamic Analysis of Gas/Steam Combined Cycle Power
Plants” isimli yüksek lisans tez çalışmasında, gaz türbini için türbin genleşme
yolunun soğutmalı ve soğutmasız bölümlere ayrıldığı bir termodinamik soğutma
modeli geliştirilmiştir. Ayrıca Ambarlı, Bursa ve Trakya kombine çevrim
santrallerindeki gaz türbini verileri kullanılarak modelin geçerliliğinin incelenmesi
ve uygun birkaç teknoloji tanımlama parametresinin seçilmesi gerçekleştirilmiştir.
Bu parametreler gaz türbini ve kombine çevrimin performans değerlendirmesinde
kullanılmıştır. Konvensiyonel entalpi bazlı analizlere ilaveten ekserji analizleri de
gerçekleştirilmiştir.
Güneş (2001), “Energy and Cost Analysis of A Cogeneration System” isimli yüksek
lisans tez çalışmasında, Desa Enerji Kojenerasyon Tesisi’nin enerji ve maliyet
analizleri üzerinde bir çalışma yapmıştır.
Sevilgen (2002), “Enerji Üretim Sistemlerinin Ekserjoekonomik Analizi” isimli
doktora tez çalışmasında enerji üretim sistemlerinin ekserjoekonomik analizi için
yeni bir model tasarlamıştır. Daha önce önerilmiş olan modellerin aksine tasarımda
belirli bir enerji üretim sistemi göz önüne alınmamış çok genel bir model ortaya
konmuştur.
Buckley (2006), “Overview of Cogeneration At LSU” isimli yüksek lisans tez
çalışmasında, bir kojenerasyon tesisinin optimizasyon problemi için ideal gaz ve
gerçek gaz termodinamiğinin karşılaştırılmasını içeren eğitsel bir modülün
planlanması ve uygulanması ele alınmıştır. LSU kojenerasyon sisteminin daha
verimli ve daha ekonomik çalışma şartlarına getirilmesi için mevcut çalışma şartları
25
ve optimum mevsimsel – günlük işletme stratejileri karşılaştırılmıştır. Bu amaçla
sisteme ait termodinamik hesaplamalar yapılmıştır.
Sevilgen (2004), “Exergoeconomıc Analysis of Cogeneration System” isimli
makalesinde, gaz türbin gruplu kojenerasyon tesisine ekserjoekonomik analiz
uygulamıştır. Analizde kompresör basınç oranı, rejeneratör verimi ve atık ısı kazanı
minimum sıcaklık farkı parametre olarak alınmıştır. Parametrelerin, teknik
performans kriterleri olarak seçilen ekserji verimi ve net iş ile buharın ekserji toplamı
olarak tanımlanan toplam ekserji üzerine etkileri incelenmiştir. Ayrıca parametrelerin
tesisin birim ürün maliyetlerine etkileri incelenmiştir. Her bir teknik kriteri
maksimum yapan parametre değerleri bulunmuş ve tesisin ürünleri olan elektrik ve
ısının birim ekserji maliyetlerini minimum yapan parametre değerleri ile
karşılaştırılarak farklılığı belirlenmiştir.
Temir ve Bilge (2004), “Isıl Sistemlerin Termoekonomik Çözümlenmesi” isimli
makalelerinde, ısıl sistemlerin analizinde kullanılmak üzere termodinamiğin II.
yasası ile ekonomik analizin birleştirildiği bir yöntem tanıtılmıştır. R134a ile çalışan
bir kademeli buhar sıkıştırmalı bir soğutma sistemine uygulanmıştır.
Yeşilata vd. (2003), “İdeal Bir Soğutma Sisteminin Termoekonomik Optimizasyonu”
isimli makalelerinde, içten tersinir Carnot çevrimi ile çalışan bir buzdolabı soğutma
sisteminin“yapısal bağ katsayılar metodu” ile termoekonomik analizi yapılmaktadır.
Analizde temel amaç, evaporatör için termoekonomik açıda optimum ısı transfer
alanını, sistemin uzun dönem maliyetini direkt olarak etkileyen bazı ekonomik
parametrelere bağlı tespit etmektir. Elde edilen sonuçlar, optimum evaporatör alanı
seçiminde sistem ömrü, sistemin yıllık çalışma süresi ve yıllık enflasyon oranı gibi
parametrelerin önemli derecede etkili olduğunu göstermektedir.
Oğuz ve Öztürk (2000), “Kabuk - Boru Tipi Isı Değiştiricilerinin Termoekonomik
Optimizasyonu İçin Örnek Bir Uygulama” isimli makalelerinde, perdeli, kabuk boru
tipi bir ısı değiştiricisinin termoekonomik optimizasyon metodu geliştirilmeye
çalışılmıştır. Dizayn edilen ısı değiştiricisinin ısı yükü sabit tutulmuş, optimize
26
edilecek parametre olarak sıcak akışkanın giriş sıcaklığı seçilmiştir. Bununla beraber,
değişen giriş sıcaklığının akışkanın özelliklerine olan etkisi ihmal edilmemiş ve
toplam ısı geçiş katsayısı bir değişken olarak ele alınmıştır. Isı değiştiricisinin
tasarımında, üç farklı konfigürasyon kullanılmış ve her konfigürasyon için
değiştiricinin maliyeti farklı yollarla hesaplanmıştır.
Durmuş vd. (2002), “Akım Ortamına Yerleştirilen Kesik Konik Türbülatörlerin Sabit
Yüzey Sıcaklığına Sabit Bir Tüpte Isı Transferi ve Ekserji Kaybına Etkisi” isimli
makalelerinde, dış yüzeyi buhar ile ısıtılan sabit cidar sıcaklığına sahip bir tüp
içerisindeki akışta, ısı transferini arttırmak için kesik koni şeklinde türbülatörler
kullanmışlardır. Tüp içerisinden akmakta olan akışkan hava olup, deneyler
5000<Re<30000 aralığında yapılmıştır. Tüpte; ısı transferi, basınç kaybı ve ekserji
analizi türbülatörlü ve türbülatörsüz haller için hesaplanmış, birbirleri ile
karşılaştırmalar yapılmış ve ampirik bağıntılar elde edilmiştir.
27
3. MATERYAL VE YÖNTEM
3.1. Materyal
3.1.1. Kojenerasyonun Tanımı
Kombine çevrim (CHP) ve kojenerasyon teknolojisi, bileşik ısı ve güç sistemini
(BIGS) ortaya koymuştur. Bileşik ısı güç sisteminin temel özelliği birincil yakıttan
elektrik ve ısının bütünleşik (entegre) biçimde elde olunması, hem güç ve hem de ısı
talebinin birlikte karşılanmasıdır (Ergezen, 2001). Bu amaçla elektrik ve ısı merkezi
bir santralde üretilip kullanım yerlerine taşınabilir veya santral doğrudan kullanım
yerinde kurulabilir. Oto prodüktör santral bir kojenerasyon santrali olabilir. Bu
durum santralde sadece elektrik üretilmeyip atık ısıdan da yararlanıldığı zaman söz
konusudur. Enerjinin verimli kullanımı bakımından tercih edilen oto prodüktör
santralin bir kojenerasyon santrali olmasıdır (Arpacı, 2002).
Yüzyılımızın ilk yarısında ilk basit örnekleri görülen bu tür uygulama ucuz yakıt
döneminde terk olunmuş 1973-1979 yapay petrol bunalımlarının ardından
geliştirilerek yeniden uygulamaya aktarılmıştır. Bileşik ısı güç çevrimi kömür, petrol
türevi yakıtlar doğalgaz ve biyokütle yakıtlar gibi çeşitli yakıtlarla yapılabilmektedir.
Klasik buhar türbinli termik santralde kondenser ünitesinden atılan ısının atılmak
yerine teknolojik ısı olarak ısıtma veya sanayi amaçlı kullanımı klasik santrali bileşik
(ya da entegre) santrale dönüştürmektedir. Kojenerasyon sistemleri genellikle yüksek
sıcaklıkta çalışan çevrimler için uygundur. Bileşik çevrimde tüketiciye ısı ve elektrik
ayrı ayrı aynı tesisten verilmektedir. Tek bir tesiste elektrik üretilirken ortaya çıkan
atık ısının ek bir donanımla yeniden elektrik üretiminde kullanılması kombine
çevrim olmaktadır.
Kombine çevrim santralleri esnek işletmeciliğe olanak tanımakta istenilirse türbinden
çekilecek ara buhar bölgesel ısıtmada ya da sanayide teknolojik ısı olarak
kullanılmaktadır. Ancak kombine çevrim için santralden dışarı ısı verilmesi zorunlu
değildir. Böylece ısı ve mekanik enerjinin ayrı ayrı üretildiği klasik tesislerin toplam
faydalı enerji yönünden yararlanma oranı %55–65 civarında olmasına karşılık
kojenerasyon tesislerinde %80–90 civarındadır. Kombine çevrimin yanı sıra
28
tüketiciye yalnızca elektrik ve/veya istenirse ısı verilmesine olanak tanıyan sistemler
kojenerasyon
sistemleridir.
Günümüz
teknolojisinde
kombine
çevrim
ve
kojenerasyon daha çok gaz türbinli santrallerle uygulanmakta yakıt olarak petrol
türevleri doğalgaz, kömürden veya biyokütle’den elde olunan sentetik gaz
kullanılmaktadır. Doğalgaz santralleri tümüyle kombine çevrim santralleri olarak
kurulmaktadır. Kojenerasyon ve geleneksel sistemler ile enerji üretimlerinin sankey
diyagramında gösterimi Şekil 3.1.1’de verilmiştir.
Şekil 3.1.1. Kojenerasyon ve geleneksel sistemler ile enerji üretimlerinin sankey
diyagramıyla karşılaştırılması (Koçak, Gülşen, 1998)
3.1.2. Kojenerasyon Sistemi Teknolojileri
Kojenerasyon sisteminin seçimi için çeşitli alternatifler bulunmaktadır. Bu
alternatifleri şöyle sıralayabiliriz.
1. Gaz Türbinli Sistemler
2. Buhar Türbinli Sistemler
3. Gaz ve Buhar Türbinli Kombine Sistemler
4. Gaz Motorlu Sistemler
29
3.1.3. Gaz Türbinli Kojenerasyon Tekniği
Gaz türbini son yıllarda geniş ölçekli ısı ve elektriğin birlikte üretildiği sistemler için
kullanılan en yaygın ana makine olmuştur. Gaz türbini bir veya daha fazla yanma
odasında yakılan yakıttan (12–13 bar) üretilen basınçlı yanma gazları ile bir motorun
ve buna bağlı şaftın dönmesiyle mekanik güç üretir. Bu şekilde tahrik edilen
jeneratörden elektrik enerjisi elde edilir. Aynı veya başka bir güç türbini de yakma
havasını sıkıştırmak için kullanılır (Şekil 3.1.2).
Şekil 3.1.2. Gaz türbininin şematik gösterimi
Yanma gazları türbine 900-12000C sıcaklıkta girerler ve 450-5500C sıcaklıkta egzoz
edilirler. Egzoz gazlarının sahip olduğu bu yüksek sıcaklık çevresi için bir ısı enerjisi
kaynağıdır. Kullanılır ısı/güç oranı aralığı gaz türbininin karakteristikliklerine bağlı
olarak 1.5/1 ile 3/1 arasındadır. Gaz türbini yakıtı yakmak için gerekli olan hava
miktarından daha fazlasını içine alır. Bu yüzden egzoz gazları fazla miktarda oksijen
içerirler. Bu fazla oksijen ile ekstra yakıt yakılabilir. Böylece ilave yanma, toplam
ısı/güç oranını 10/1 kadar yüksek değerlere çıkarabilir. Gaz türbinleri yüksek
güvenilirlikte ve minimum bakım ihtiyacı ile çalışır. Dünyada gaz türbinleri 500
kWe’ den 200 MW’ a kadar geniş bir güç aralığında üretilirler. Ancak 1 MWe’ den
küçük türbinler, düşük verimlilikte çalışırlar ve birim kWe başına yüksek yatırım
maliyeti gerektirirler (Tekeli, 2003).
30
3.1.3.1. Basit Çevrimli Gaz Türbinli Kojenerasyon
Gaz türbinleri çok farklı çevrim konfigürasyonlarıyla işletilebilir. Basit çevrimli gaz
türbinli kojenerasyon tesisi bir tek şafttan tahrik olan hava kompresörü, yanma odası,
gaz türbini, türbine bağlı bir elektrik jeneratörü ve atık ısı kazanından oluşmaktadır.
Şekil 3.1.3. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi (Sürer,2003)
Basit çevrimli gaz türbinleri genellikle 25 MW’ tan daha az güç üretiminden
kullanılmaktadır. Şekil 3.1.3’ de basit çevrimli bir gaz türbinli kojenerasyon sistemi
şeması görülmektedir.
Kayıp
Elektrik Verimi
Isıl Verim
Şekil 3.1.4. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi enerji dağılımı (Arpacı,
2002)
31
Basit çevrimli gaz türbinli kojenerasyon sistemlerinin enerji dağılımı şekil 3.1.4’de
gösterilmiştir. Buna göre birincil enerji girdisi %100 alındığında elektrik verimi
%30, ısıl verim %60, kayıp ise %10 olmaktadır.
3.1.3.2. Rejeneratör İlaveli Gaz Türbinli Kojenerasyon Sistemi
Basit gaz türbinli kojenerasyon sistemini iyileştirmenin çeşitli metotları vardır. Genel
olarak iyileştirilmiş bir gaz türbini çevrimine, basit çevrimli gaz türbininden farklı
olarak bir rejeneratör ilave edilmiştir. Bu rejeneratör gaz türbininden çıkan gazların
egzoz enerjisini kullanarak, kompresörden çıkan sıkıştırılmış havanın yanma odasına
girmeden önce ön ısıtılma işlemini sağlar.
Kojenerasyonun uygulandığı bina, kurum veya işletmenin sabit “elektrik ve termik
yükü” biliniyorsa, gaz türbininin egzoz gazları bir atık ısı kazanına verilir. Bu kazan
ısıtma, ısıtma ve diğer termik uygulamalar için buhar üretir. Bu tip işletmeler
türbinin elektriksel ve termik kapasitelerini kullanarak performansını artırabilirler.
Şekil 3.1.5’ de rejeneratör ilaveli bir gaz türbini kojenerasyon sistemi akış şeması
görülmektedir.
Şekil 3.1.5. Rejeneratör ilaveli gaz türbini kojenerasyon sistemi akış şeması
(Sürer,2003)
32
3.1.3.3. Kapasite Ve Performans
Gaz türbinleri uçak türevi ve ağır hizmet tipi olarak ikiye ayrılır. Uçak türevi
türbinler hafif ve küçüktür. Ağır hizmet tipleri daha pahalı olabilir. Ancak bakım
onarım giderleri daha azdır. İki tip arasındaki farkta günümüzde git gide
azalmaktadır. Türbinler birkaç yüz KWatt’ tan 240 MWatt’ a kadar değişik
kapasitelerde üretilmektedir. Türbinlerin verimi kapasiteye yakından bağlıdır. (%2040) küçük türbinlerin verimi (5 MW’ın altı) motorlara göre daha düşüktür.
Türbinlerin performansı pek çok koşula bağlı olarak değişebilir. Bu koşullar
aşağıdaki gibi özetlenebilir.
-
Hava arttıkça kapasite düşer.
-
Deniz seviyesinden yükseldikçe kapasite düşer.
-
Giriş ve egzozdaki basınç kayıpları arttıkça kapasite ve verim düşer.
-
Kısmi yüklerde verim düşer.
Genellikle türbinler yüksek devirde yaklaşık 20000d/d çalışırlar. Bu nedenle
çoğunlukla bir dişli kutusu kullanılması gerekebilir. Bu da %1-2 gibi bir kayba neden
olur. Türbin kojenerasyon sisteminde kullanılıyorsa jeneratörün %2-4 civarında olan
kayıplarını da dikkate almak gerekir. Toplam mekanik kayıplar türbinin net
kapasitesini belirtmesinde önemlidir.
3.1.3.4. Bakım
Türbin tasarımı planlı bakım için durma süresini mümkün olduğunca kısıtlamak
üzere kolay demontaj ve parça değişimine olanak verir. Her turbo makinenin günlük
olarak kontrolü zorunludur. Ayda bir daha kapsamlı bir bakım gerekir. Genellikle
aylık bakımlar türbin durdurulmadan yapılabilir. 4000-8000 saatte bir türbin
durdurularak kanatçık egzozunu ve yakıt sistemleri kontrol edilir. Duyar elemanlar
ve kontroller, yakıcıların temizliği ve yardımcı sistemler gözden geçirilir. 25000 saat
gibi aralıklarla ana bakım yapılır. Bakım onarım ihtiyacı yakıt türü, çalışma şekli ve
ortam koşullarına bağlı olarak değişir.
33
3.1.3.5. Isı Geri Kazanımı
Türbinde şaft gücüne dönüşmeyen enerjinin hemen hemen tümü egzoz gazlarına
geçer egzoz oldukça temizdir ve doğrudan proses uygulamalarında (kurutma vs.)
kullanılabileceği gibi atık ısı kazanına gönderilerek buhar veya kızgın sıcak su
üretilebilir. Türbinler fazla hava ile çalıştığından egzoz oksijence zengindir ve kanal
tipi bir yakıcıda ilave yakıt yakılarak ısı miktarı arttırılabilir.
3.1.3.6. Çevresel Etkiler
Doğalgazla çalıştığında türbin emisyonları NOx, CO ve yanmamış hidrokarbonlardır.
SOx emisyonu fazla kükürt içeren fuel-oil kullanılması halinde sorun olabilir.
Emisyon kontrolü için bir yöntem olarak imalatçılar yakıcı ve yanma odası
tasarımlarını değiştirerek yanma prosesini kontrol altına almıştır. Bu yöntemle NOx
emisyonları %80 oranında azalma mümkündür. Bir diğer yaklaşım yanma bölgesine
su veya buhar enjeksiyonudur. Bu kontrol yönteminin esası alev sıcaklığının
düşürülmesidir ve pek çok etkisi vardır. Öncelikle artan kütlesel debi türbin
kapasitesini arttırır. Buhar enjeksiyonu türbin verimini %20, kapasitesini ise %50 ye
varan oranlarda arttırabilir. Buna karşın su enjeksiyonu %5 civarında verim kaybına
neden olur. Bu yöntemle NOx emisyonları azalırken CO ve yanmamış HC
(hidrokarbon) emisyonları bir miktar artar. Korozyonu önlemek için enjekte edilen
suyun çok iyi demineralize edilmesi gerekir. NOx kontrolü için üçüncü yöntem seçici
katalitik indirgemedir.
3.1.4. Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemi Teknolojileri
Kojenerasyon sistemleri arasında kullanılan en eski teknoloji, buhar türbinleri ile
kurulan sistemlerde mevcuttur. Uzun zamandır elektrik ve ısı üretimi için
kullanılmaktadır. Bu sistemlerde buhar üretimi için doğal gaz, LPG, Fuel-Oil, Kömür
ve çöp gazı kullanılır. Kullanılan yakıtların çeşitliliği bir avantaj gibi gözüksede,
çevreye etkileri söz konusu olduğunda baca gazı emisyon değerlerinin gereken
sınırlarda tutulması için alınacak önlemler sisteme ek maliyet getireceğinden
34
ekonomik olmayabilir. Buhar türbinli sistemler, Elektrik gereksiniminden daha çok
buharın gerekli olduğu tesisler için avantajlı olur. Buhar türbinli kojenerasyon
sistemleri sürekli üretim halinde olan Kâğıt, Cam, Petrokimya, Petrol Rafineri, Besin
İşleme endüstrileri için uygundur.
Şekil 3.1.6. Buhar türbinli kojenerasyon sistemi
Buhar, türbinlerindeki buhar kazanında yakıtın yanması ile açığa çıkan kimyasal
enerji, suyu buharlaştırır. Buhar türbinlerinde genişleyerek türbinin dönmesini sağlar.
Elde edilen bu mekanik enerji bir mil ile jeneratörü tahrik eder ve elektrik enerjisi
elde edilir (Şekil 3.1.6.).
Buhar türbininin verimliliği, işletme şekline ve yapılan bakıma bağlıdır. Buhar
türbinlerinin yılda toplam 150 saat bakım süresi vardır. Ayrıca 150 saat kadar da
zorunlu duruş süresi gereklidir. Böylece buhar türbinlerinin toplam çalışabilirliği
%95 dolaylarındadır. Buhar türbinlerinin ömürleri yapılan bakım ve işletme şekline
bağlı olarak 30 yıl veya üzeri olabilmektedir (Arpacı, 2002).
3.1.5. İçten Yanmalı Motor Kojenerasyonu
Motorlu kojenerasyon sistemleri kullanılan yakıtın termik enerjisini elektriğe
dönüştürüp açığa çıkan atık ısınında kullanımına imkân vererek sistem veriminin
artmasını sağlayan sistemlerdir. Kullanılan yakıtın %35-40’ı elektriğe %45-50’si ise
35
kullanılır termal enerjiye dönüşebilmektedir. Sadece %10-15’lik bir kayıp söz
konusudur. Motorlu kojenerasyon sistemleri motor, jeneratör, ısı değiştiricileri ve
elektrik enerjisi kullanım ekipmanlarından oluşur. Kombine ısı/güç sistemlerinde
kullanılan motorlar otomobillerde kullanılan benzin ve dizel motorlara benzeyen
içten yanmalı motorlardır. Kullanılabilir ısı/güç oranı temel olarak 0.5 ile 2
arasındadır. Egzoz gazı geniş ölçüde fazla hava içerir. İlave yanma mümkündür ve
bu oran 5’ e çıkarılabilir.
İçten yanmalı motorlar küçük kapasiteli kojenerasyon alanında hızlı bir şekilde
gelişmektedir. Küçük çaptaki (1-10 MW arasındakiler) içten yanmalı motorların
önemli bir bölümü yakıt olarak motorin veya benzin yakarlar bunlar daha çok
besleme ünitesi olarak ya da ani güç kesintilerinde devreye girerek alternatif güç
üretimi yapmak için kullanılırlar. Bugün üreticiler çeşitli ölçülerde doğalgazlı,
yüksek güçlü ve yüksek verimli kojenerasyon paketleri sunmaktadırlar. Bu
kojeneratörler çeşitli küçük ve orta büyüklükteki tesis uygulamalarında kullanılırlar.
Bu modeller sessiz ve temiz çalışan motorlar olup temel yük taleplerinde çeşitli
işletmelerde kullanılabilir. Doğalgazlı içten yanmalı motor kojenerasyon paketleri
optimal elektrik ve termik yük verecek şekilde ve optimum tesis verimi ile birlikte
kullanıcıya sunulmaktadırlar.
Bugün doğalgazlı motor kojenerasyon tesis maliyeti 800-1500 $/KW arasında
değişmektedir. Bununla birlikte emisyonların azaltılması için uygun sayılabilecek bir
kojenerasyon paketidir. İçten yanmalı motorlar 10 MW’tan daha az kapasiteli
kojenerasyon uygulamalarda optimal performans sağlar.
3.1.5.1. Gaz Motorlu Kojenerasyon Sistemleri
Günümüzde gaz motorlarının kullanımı giderek artmaktadır. Gaz motorları özellikle
3.5 MW’ ın altındaki güçlerde türbinlere daha verimli bir çevrimle çalışmaktadır. Bir
gaz motorunda %40 elektrik, %50 ısı eldesi mümkündür.
Gaz motorunda yakıt ve yanma havası karbüratörde karıştırılıp sıkıştırılır. Motorun
vuruntu yapmaması için sıkıştırma oranı 12,5 i geçmemelidir. Sıkıştırılan karışım
36
buji vasıtasıyla ateşlenerek yanma sağlanır ve motor mekanik güç üretir (Şekil 3.1.7).
Yakıt olarak genelde doğal gaz kullanılır. Fakat alternatif yakıt olarak Biyogaz,
Kanalizasyon gazı, Çöplük gazı, LPG, Propan, Rafineri gazı, Kok gazı
kullanılabilmektedir. Bu yakıtların kullanılabilmesi için de aşağıdaki özellikleri
sağlaması gerekir.
1. Gazın kalorifik değeri belli bir seviyenin altında olmaması gerekir.
2. Motorda vuruntu olmasını engelleyecek oktan derecesine sahip olmalıdır.
3. İstenmeyen bileşenler, tanınmamış değerlerin altında olmamalıdır.
Atık arıtma tesislerinde kanalizasyon gazı (sewageas), çöp depolama tesislerinden
çöplük gazı (Landfill gas) ve benzer şekilde biogaz elde edilebilmektedir.
Atıklardan elde edilen bu gazlar elektrik ve ısı üretmek için doğrudan kullanılabilir.
Şekil 3.1.7. Gaz motorlu kojenerasyon sistemi (Arpacı, 2002)
3.1.5.2. Dizel Motorlu Kojenerasyon
Dizel motorlu bileşik ısı güç üretiminde motorun egzoz gazları bir atık ısı
kazanından geçirilerek buhar veya sıcak su elde etmek için kullanılır (Şekil 3.1.8).
Ayrıca motorun soğutma suyundan da sıcak su üretimi için yararlanılabilir.
Motordan soğutma suyu 120
0
C civarında bir sıcağa sahip ısı kaynağı
37
oluşturmaktadır. Bu sistemlerde elektrik üretim gücü 0.5 ile 10 MW ısıl verim ise %
40-50 arasındadır. Dizel motorlu bileşik ısı güç üretiminde elektrik ısı oranı yaklaşık
1’dir. Burada da, atık gazlar ısı gereksiniminin az olduğu zamanlarda yönlendirme
mekanizmasıyla doğrudan atmosfere verilebilir. Bu motorlarda yakıt seçenekleri
motorin, doğalgaz, LPG ve naftadır. Şekilde dizel motorlu bileşik ısı güç sistemi
görülmektedir.
Şekil 3.1.8. Dizel motorlu bileşik ısı-güç sistemi
Dizel motorlar 2 ve 4 zamanlı olmak üzere 2 türlü üretilirler. 4 zamanlı motorlar
modül başına azami 20 MW’ a kadar üretilirken 2 zamanlı motorlar modül başına
azami 70 MW’ a kadar üretim yapacak şekilde imal edilirler. Elektrik verimlerine
göre 4 zamanlı motorlar % 44-45 civarındayken 2 zamanlı motorlar % 46-47
civarındadır.
3.1.6. Kombine Çevrimli Kojenerasyon Sistemleri
Bu sistemlerde atık ısı kazanında üretilen buhar, elektrik üretimini arttırmak için bir
buhar türbinine ısı ve güç talep durumuna göre kısmen veya tamamen gönderilebilir.
Bu gaz türbini sistemlerinde sıkça uygulanmaktadır. Kombine çevrimler yakıt
enerjisinin % 40 ya da daha fazlasını elektriğe çevirebilmektedir. Eğer ilave yanma
38
kullanılıyorsa kombine sistem değişen ısı ve elektrik talebini karşılama esnekliğine
sahiptirler. Gaz ve buhar türbininden oluşan kombine çevrim kojenerasyon tesisinin
prensip şeması Şekil 3.1.9’ daki gibidir.
Termodinamik olarak kombine çevrim Brayton üst çevrimi ile bir Rankine alt
çevriminden oluşmaktadır. Brayton çevriminden açığa çıkan egzoz gazında ki atık ısı
Rankine çevrimi için ısı kaynağıdır. Kombine çevrim gaz türbininin yüksek giriş
sıcaklığı ile buhar türbinin düşük çıkış sıcaklığı avantajını bir araya getirerek yüksek
verimli güç üretimini sağlar. Bu sistemle ısıl talepler istenilen buharın termodinamik
özelliklerine göre ya doğrudan atık ısı kazanından ya da buhar türbininden çekilen
buhar ile karşılanabilir.
Şekil 3.1.9.Kombine gaz-buhar türbinli kojenerasyon tesis şeması (Sürer,2003)
Kojenerasyon sisteminde atık ısı kazanı prosesi gerekli buharın az bir miktarını
sağlar ya da elektrik üretimini arttırmak için ve egzoz gazı içerisindeki NOx
emisyonunu azaltmak için gaz türbinine buharın kalitesinin iyi olması kaydı ile buhar
enjekte edilebilir. Enjekte edilen buhar miktarı arttıkça üretilen elektrik miktarı da
artar. Atık ısı kazanında üretilen buharın bir kısmını doğrudan gaz türbinine enjekte
etmenin en önemli avantajlarından biri değişen proses gereksinimlerine göre sistemin
uyum gösterebilmesidir.
39
Şekil 3.1.10. Kombine çevrimin termodinamiği (Çengel ve Boles,1996)
3.1.7. Bileşik Isı – Güç Üretim Sistemlerinin Karşılaştırılması
Bileşik ısı – güç üretim sistemleri, sistemin ekonomikliği, teknik açıdan toplam
sistemin etkinliğini ve kullanıcının gereksinimlerini dikkate alarak, uygun bir şekilde
seçilmelidir. Bu seçimde rol oynayan faktörlerin başlıcaları şunlardır;
1. Yakıt
2. Elektrik/ısı oranı
3. Yük eğrisi
4. Start sayısı
5. Ortam sıcaklığı
6. Toplam sistemin kapasitesi
7. Elektriğin kapasitesi
8. Elektriğin Fiyatı
3.1.7.1. Yakıt
Motorlar ve türbinlerde kullanılan yakıtlar aşağıdaki gibi sınıflandırılır; Doğalgaz,
Propan, Dizel, Nr4 ve Nr6 fuel-oil, Çöplük gazı gibi yakıtlar gaz ve dizel motorlarda
kullanılabilmektedir. Gaz motorlarda kullanılabilen gazlar için metan numarası ve alt
ısıl değer çok önem taşımaktadır.
40
Dizel motorlarda dizel doğrudan kullanılırken, Nr4 ve 6 ancak yakıt ön hazırlama
ünitelerinde temizlendirildikten, basınçlandırıldıktan ve viskozitesi ayarlandıktan
(Isıtıldıktan) sonra yakılabilmektedir.
Gaz türbinlerinde ise doğal gaz, LPG, Nafta, Dizel gibi yakıtlar yakılabilmektedir.
Türbin LPG ile çalıştırılacak ise dizel ile çalıştırılmaya başlayıp bir süre sonra LPG
ye döndürülmektedir. Direk LPG ile start edilmemektedir.
Kullanılan yakıtlardan bazıları yakma verimleri; alt ısıl değerleri ve fiyatları göz
önüne alınarak değerlendirilirse;
Çizelge 3.1.1. Yakıtların fiyat ve verim olarak karşılaştırılması
Yakıt
Isıl Değeri
Birim Fiyat
Doğalgaz
Nr6 Fueloil
LPG
Propan
Motorin
Elektrik
8250 Kcal/nm3
9200 Kcal/kg
11000Kcal/kg
11100 Kcal/kg
10200 Kcal/kg
860 Kcal/kWh
18 cent/nm3
18 cent/kg
32 cent/kg
61 cent/kg
60 cent/kg
7,3 cent/kWh
Ortalama
Yanma
Verimi
%92
%82
%90
%90
%84
%99
Cent/kWh
2,04 cent/kWh
2,05 cent/kWh
2,78 cent/kWh
5,25 cent/kWh
6,02 cent/kWh
7,3 cent/kWh
Şebeke Fiyatı
Çizelge 3.1.1’den de anlaşıldığı üzere sürekli elektrik ve ısı üretiminde doğal gaz ve
ağır yakıt kullanılması ekonomik çözüm olarak karşımıza çıkmaktadır.
3.1.7.2. Elektrik / Isı Oranı
Uygulanacak bileşik ısı-güç sistemin ısı ve mekanik güç ihtiyaçları, önemli seçim
parametrelerini oluşturmaktadır. Bu seçimde önemli olan kurulacak sistemin tesis ısı
ve mekanik ihtiyaçlarıyla ölçülmesidir. Tesis kurulurken düşünülmesi gereken ilk
durum, tesisin elektrik ihtiyacının mı yoksa proses ısı ihtiyacının mı fazla olması
gerektiğidir.
41
Buhar türbinli sistemler, proses ısı ihtiyacının fazla olduğu zaman tercih edilir.
Türbinden atılan buhar, yüksek basınçlı olduğunda elektrik güç çıkışı oransal olarak
azalır.
Şekil 3.1.11.Buhar türbinli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı (Tekeli,2003)
Şekil 3.1.12. Dizel motorlu bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı (Tekeli,
2003)
Farklı bileşik ısı-güç üretim sistemleri için, elektriksel/ısı oranları çeşitlendirilebilir.
Yüksek elektrik/ısı oranı için sistem dizaynında, birim elektrik başına yakıt tüketim
artar. Bu yüzden bileşik ısı-güç üretim sisteminde tüm yakıt kullanım verimliliği
artar. Kullanıcının elektrik ve yüksek ya da düşük basınç da buhar ihtiyacına göre
42
kullanılan sistemin tipine bağlıdır. Aşağıda kombine bir sistem için enerji akış
diyagramı görülmektedir.
Şekil 3.1.13. Kombine çevrimli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı (Tekeli,
2003)
Bileşik ısı-güç sistemlerini karşılaştırmak, bu sistemlerin ısı/güç üretim oranların
aynı olması sebebiyle zordur. Aşağıdaki şekilde, bazı bileşik ısı-güç üretim
sistemlerinin üretilen proses buhar basınçlarının 3 bar olması durumundaki elde
edilen ısı ve gücün değişimi görülmektedir.
Şekil 3.1.14. Isı-güç üretim oranlarının değişimi (Tekeli,2003)
Grafikte görüldüğü üzere güç ihtiyacının ısı ihtiyacına göre daha az olduğu
durumlarda, karşı basınçlı buhar türbini en uygun çözümdür. Tam tersi durumda güç
ihtiyacı fazla olursa birleşik gaz – buhar güç çevrimi en uygun çözüm olur. Atık ısı
kazanlı gaz türbini çevrimi bu ikisi arasında bir konumdadır.
43
3.1.7.3. Yük Eğrisi
Yük eğrisi; günün, haftanın, yılın çeşitli zamanlarında çok dengesiz olabilir. Örnek
olarak, ısıtma yükü kışın artar, elektrik ihtiyacı geceleri daha fazladır. Endüstriyel bir
tesiste günün bir vardiyası boyunca pik buhar ve elektrik talebi olabilir. Sonuç olarak
ısı ve elektrik talepleri aynı anda birbirleriyle karşılanamayabilir. Bu gibi durumlarda
yük eğrisi birden fazla aralığa bölünerek, tüketim birden fazla modül ile karşılanır.
3.1.7.4. Start Sayısı
Gaz motorlarında daha kolay devreye alınabilmesinden dolayı senelik start sayıları
fazla olan işletmeler için gaz motoru kullanımı kaçınılmaz hale gelir.
3.1.7.5. Ortam Sıcaklığı
Gaz türbinlerinin çıkış güçleri ve ısıl oranları, ortam sıcaklığına fazla duyarlılık
göstermektedir. Gaz motorları ise, ortam sıcaklığına çok fazla duyarlı olmadığından
bazı uygulamalarda, gaz motoru kullanımı zorunlu hale gelir.
3.1.7.6. Toplam Sistem Kapasitesi
Bileşik ısı-güç üretim sisteminde ihtiyaç duyulan güçler büyüdükçe, seçilen sistem,
gaz türbinine doğru yönelmektedir.
3.1.7.7. Elektriğin Kalitesi
Elektrikteki frekans ve gerilim hassasiyetinin yüksek olduğu işlemlerde bazen
sistemin karlılığına ya da şebeke elektriğinin sürekliliğine bakmaksızın, bileşik ısıgüç üretim sisteminin yatırımı zorunlu hale gelir. Özellikle hassas elektronik
cihazların bulunduğu tesislerde (Tekstil, Bilgisayar vb.) frekans ve gerilim
değerlerinin toleransı çok azdır. Tesiste bu türden sorunlar varsa, bileşik ısı-güç
üretim sistemi bu kuruluş için kaçınılmaz olmaktadır; Tolerans miktarı azaldıkça
sistem seçimi gaz motorundan gaz türbinine doğru kaymaktadır.
44
3.1.7.8. Elektriğin Fiyatı
Elektrik fiyat açısından sistemleri karşılaştırdığımız zaman; genel olarak şebekeden
alınan elektriğin fiyatı, üretilen elektriğin fiyatından düşükse en ekonomik çözüm
karşı basınçlı buhar türbinidir. Eğer şebeke elektriğinin fiyatı üretilen elektriğin
fiyatından yüksekse en uygun çözüm gaz buhar güç çevrimi olacaktır. Bunun sebebi
gaz-buhar çevrimi ile tesis elektrik ihtiyacının büyük bir kısmını ucuz maliyetle
karşılayabiliyor olmasıdır. Aşağıdaki şekilde ortalama elektrik fiyatının, satın alınan
elektrik fiyatına göre değişimi görülmektedir.
Şekil 3.1.15. Ortalama elektrik fiyatının satın alının elektrik fiyatına oranı
(Tekeli,2003)
Aşağıdaki tabloda bileşik ısı-güç üretim sistemlerinin avantaj ve dezavantajları
sıralanmıştır.
Çizelge 3.1.2. Bileşik ısı-güç üretim sistemlerinin avantaj ve dezavantajları (Tekeli,
2003)
SİSTEM
Karşı Basınçlı
Buhar türbini
Ara buhar almalı
Buhar türbini
Atık ısı kazanlı
Gaz türbini
Kombine Sistem
AVANTAJ
• Yüksek Yakıt Verimi
• Basitlik
• Düşük Kaliteli Yakıta Uygunluk
• Dizayn ve operasyonda esneklik
• Düşük kaliteli yakıta uygunluk
•
•
•
Yüksek yakıt verimliliği
Basitlik
Kısa zamanda devreye girme
•
•
Optimum yakıt verimliliği
Maliyet Düşüklüğü
45
DEZAVANTAJ
• Dizayn ve operasyonda
esneklik azlığı
•
•
Pahalılık
Yakıt verimi düşüklülüğü
•
Ortalama düzeyde kısmi
yüklere cevap verilebilme
kabiliyeti
Düşük kaliteli yakıtların
kullanım sınırlılığı
•
•
•
Kısmi yükleri
karşılamadaki yetersizlik
Düşük kaliteli yakıtların
kullanım sınırlılığı
3.1.8. Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Üretim Santralinin Termodinamik
Çözümlenmesi
3.1.8.1 Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Santralinin Tanıtılması
Çevre koşullarındaki hava, kompresör tarafından emilerek sıkıştırılır. Ve bunun
sonucunda basıncı ve sıcaklığı artar. Yüksek basınçlı hava, hava ön ısıtıcısı adı
verilen ters akışlı bir ısı değiştiricisinden geçirilerek türbinden çıkan yanma sonu
gazlarıyla ısıtılır. Isıtılan havayla yakıtın sabit basınçta yanmanın meydana geldiği
yanma odasına girer. Yanma sonunda oluşan yüksek sıcaklıktaki gaz genişletilerek
türbinde iş’e çevrilir. Türbinden çıkan egzoz gazları ilk önce hava ön ısıtıcısından
geçirilir. Daha sonra yüksek sıcaklıktaki gazlar atmosfere atılmadan önce atık ısı
buhar kazanında buhar veya sıcak su üretilmek için kullanılır.
Kompresör
TO = 298 K,
PO = 1 bar (1 atm)
Şekil 3.1.16. Atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretim sistemleri
3.1.8.2. Gazlı Kuvvet Çevrimi
Güç üreten makinelerin büyük çoğunluğu bir termodinamik çevrime dayanır. Gerçek
ısı makinelerinde karşılaşılan çevrimlerin çözümlenmesini yapmak zordur, çünkü
sürtünmeyi, denge haline ulaşmak için yeterince zaman olması ve benzeri nedenleri
göz önüne almak gerekir. Bir çevrimin analitik çözümlenmesini yapabilmek için
zorluklar alt edilebilecek düzeye indirilir. Başka bir deyişle, bazı kabuller yapılır.
46
Gerçek çevrim, içten tersinmezliklerden arındırıldığı zaman gerçek çevrime
benzeyen, fakat tümüyle tersinir hal değişimlerinden oluşan bir çevrim elde edilir.
Böyle bir çevrim ideal çevrim diye adlandırılır. Gaz türbinleri için ideal çevrim,
Brayton çevrimidir ve aşağıdaki belirtilen dört içten tersinir hal değişiminden oluşur.
Şekil 3.1.17. İdeal brayton çevriminin T-S diyagramı (Çengel ve Boles,1996)
İdeal Brayton Çevrimin Evreleri:
1-2
Kompresörde izantropik sıkıştırma
2-3
Sisteme sabit basınçta (P=Sabit) ısı geçişi
3-4
Türbinde izantropik genişleme
4-1
Çevreye sabit basınçta (P=Sabit) ısı geçişi
47
3.2. YÖNTEM
3.2.1. Termodinamiğin 1. Yasasının Uygulanması
Atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretim santralinin 1. yasa uygulamasının
yapılabilmesi için ilk önce kontrol hacimlerinin doğru olarak seçilmesi
gerekmektedir.
3.2.1.1. Kontrol Hacmi: Yanma Odası
Yanma işleminde, kimyasal reaksiyon öncesi var olan maddeler yanma işlemine
girenler ve reaksiyon sonunda oluşan maddeler ise yanma sonu ürünleri olarak
adlandırılır.
10
3
4
Yanma Odası
Şekil 3.2.1. Yanma odası
Kütlenin korunumu ilkesine göre;
Birim zamanda kontrol
hacminden çıkan toplam
kütle
Birim zaman kontrol
hacmine giren toplam =
kütle
Veya;
∑ m g = ∑ mç
(3.1)
m H + m Y = m YÜ
(3.2)
şeklinde verilir.
Kimyasal reaksiyon esnasında mol miktarının korunması söz konusu değildir. Hava
ve yakıt miktarını belirleyebilmek için yanma işlemlerinde kullanılan bir parametre
()
olan yakıt hava oranı λ , yakıt mol miktarının hava mol miktarına oranıdır.
48
λ=
ny
= Yakıt Mol Miktarı
nH
(3.3)
Hava Mol Miktarı
Ya da;
nYÜ
= 1 + λ = Yanma Ürünleri Mol Miktarı
Havanın Mol Miktarı
nH
(3.4)
Yanma odasında, yanmanın tam olduğu kabul edilir. Yakıt ( CH4 ) teorik yanması;
λCH 4 + [0 ,7748 N 2 + 0 ,2059O2 + 0 ,003CO 2 + 0 ,019 H 2 O ] →
[1 + λ ][χ N
2
N 2 + χ O2 O2 + χ CO2 CO2 + χ H 2O H 2 O
]
Karbon, hidrojen, oksijen ve azot mol oranlarının yanma ürünlerinin mol oranlarını
veren ifadeler;
χN2 =
0 ,7748
χO 2 =
1+ λ
χ CO2 =
0 ,0003 + λ
0 ,2059 − 2λ
χ H 2O =
1+ λ
1+ λ
(3.6)
0 ,019 + 2λ
1+ λ
olur. Yakıt-Hava karışımı oranının belirlenmesinde termodinamiğin 1. yasası
enerjinin korunumu ilkesinden faydalanılır. Enerji korunumu ilkesine göre; (Çengel
ve Boles,1996).
Birim
Zamanda
Isı ve İş
Olarak
Sınırları
Geçen
Toplam
Enerji
Birim Zamanda
Kütle ile birlikde
KH’den çıkan
toplam enerji
Birim zamanda
kütle ile birlikte
KH’ye giren
toplam enerji
veya
⎞
⎛
⎛
⎞
V g2
VÇ2
⎜
⎜
⎟
QKH − W KH = ∑ mç hç +
+ gz ç − ∑ m g h g +
+ gz g ⎟
⎟
⎜
⎜
⎟
2
2
⎝
⎠
⎠
⎝
Her Çıkış İçin
49
Her Giriş İçin
(3.7)
Potansiyel ve kinetik enerjileri ihmal edilirse:
QKH − WKH = m(∆h + ∆ke + ∆pe)
(3.8)
denklemi elde edilir (Çengel ve Boles,1996).
Yanma odasında bir iş yapılamadığından dolayı iş terimi sıfır olur (W=0), potansiyel
enerji ∆ pe ve kinetik enerji ∆ ke değerleri çok küçük olduğundan dolayı ihmal edilir.
Yanma odası için enerjinin korunumu ilkesine göre;
0 = QKH −WKH + ny .hY + nH .hH − nYÜ .hYÜ
(Bejan vd., 1996)
(3.9)
olur.
Isı kayıpları yakıtın alt ısıl değerini ( LHV ) % 2 si kadardır (Bejan vd., 1996).
.
.
.
Q KH = −0 ,02 n Y LHV = n H ( −0 ,02λ LHV )
(
(3.10)
)
0 = −0 ,02λ LHV + hH + λ hY − 1 + λ hYÜ
(3.11)
denklemleri elde edilir.
İdeal gaz-karışım prensipleri ile hava ve yanma ürünlerinin entalpileri aşağıda
tanımlanan denklemler yardımıyla
[
]
h H = 0 ,7748 h N 2 + 0 ,2059 h O 2 + 0 ,0003 h CO 2 + 0 ,019 h H 2 O (T 3 )
(3.12)
(1 + λ )hYÜ = [0,7748h N + (0,2059 − 2λ )h O + (0,0003 + λ )h CO + (0,019 + 2λ )h H O ](T 4)
(3.13)
2
2
2
2
şeklinde hesaplanır.
(3.11) , (3.12) ve (3.13) numaralı denklemlerden faydalanarak yakıt-hava karışım
()
oranı λ elde edilir.
λ =
0 ,7748 ∆ h N 2 + 0 ,2059 ∆ h O 2 + 0 ,0003 ∆ h CO 2 + 0 ,019 ∆ h H 2 O
h Y − 0 ,02 LHV − − 2 h O 2 + h CO 2 + 2 h H 2 O (T4 )
(
)
50
(3.14)
elde edilir.
(3.14) numaralı denklemde kullanılan ∆ h N 2 , ∆ h O 2 ,
∆ h CO2
bileşenlerin T3 ve T4
sıcaklıklarında sahip olunan entalpilerin farklarıdır.
Yakıtın ve havanın kütle debilerinin hesabı için
⎛M ⎞
mY = λ ⎜⎜ Y ⎟⎟mH
⎝ MH ⎠
(3.15)
Burada ;
MY = Yakıtın moleküler ağırlığı
MH = Havanın moleküler ağırlığı
h y = Yakıtın 298, 15 K ( 25oC) ve 1 bar basınçtaki entalpisidir.
3.2.1.2. Kontrol Hacmi: Kompresör ve Türbin
Kompresör, havanın basıncını yükseltir. Türbinde ise yüksek basınçlı yanma ürünleri
mil üzerine yerleştirilmiş kanatçıklara karşı iş yapar.Milin dönmesi ile aynı zamanda
kompresöre güç aktarır.Kontrol hacmi için enerjinin korunumu ilkesine göre ;
(
)
(
0 = Q KH − W KH + n H h 1 − h 2 + nYÜ h 4 − h 5
)
(3.16)
elde edilir.
Kompresör ve türbinde mil işine göre küçük olduğundan dolayı ihmal edilebilir.
WKH bileşik ısı güç sistemlerinden elde edilen net güç olup;
(
) (
)(
W
0 = − net + h 1 − h 2 + 1 + λ h 4 − h 5
nH
)
şeklinde verilir.
Kompresörün izentropik verimi;
51
(3.17)
η komp =
h 2 s − h1
(3.18)
h 2 − h1
Şekil 3.2.2. Kompresör ve türbin
Türbinin izentropik verimi ;
η türbin =
h4 − h5
h4 − h 5s
(3.19)
şeklindedir.
Kütlenin korunum ilkesine göre ;
Kompresör : m1 = m2 = mh
(3.20)
Türbin
(3.21)
: m4 = m5 = mYÜ
denklemleri elde edilir.
Kompresörün basınç oranı
k
⎡ T ⎤ k -1
p
rp = 2 = ⎢ 2 ⎥
p1 ⎣ T1 ⎦
(3.22)
şeklinde verilir.
k, özgül ısı oranıdır.
52
k=
cp
cv
(3.23)
c p − cv = R
(3.24)
(3.23) ve (3.24) denklemleri yardımı ile aşağıdaki denklemler elde edilir.
cp
k
=
k −1 R
(3.25)
cp
rp =
p 2 ⎡ T2 ⎤ R
=⎢ ⎥
p1 ⎣ T1 ⎦
(3.22.a)
3.2.1.3. Kontrol Hacmi: Hava Ön ısıtıcısı
Bu kontrol hacmi için enerji dengesi enerji korunumu ilkesine göre;
5
3
Şekil 3.2.3. Hava ön ısıtıcısı
(
)
(
0 = QKH − WKH + nH h 2 − h 3 + nYÜ h 5 − h6
)
(3.26)
şeklinde ve kütlenin korunumu ilkesine göre ;
m2 + m5 = m3 + m6
(3.27)
şeklinde yazılabilir.
Denklem 3.26’nın çözümünden elde edilen h6 değerine göre T6 sıcaklığı iterasyonla
hesaplanabilir.
3.2.1.4. Kontrol Hacmi: Atık Isı Kazanı
Bu kontrol hacmi için enerji dengesi;
53
Şekil 3.2.4. Atık ısı kazanı
Enerjinin korunumu ilkesine göre;
(
)
0 = nYÜ h 6 − h 7 + m8 (h8 + h9 )
(3.28)
ve kütlenin korunum ilkesine göre;
m6 + m8 = m7 + m9
(3.29)
eşitliği elde edilir.
Yanma sonucu oluşan gazlar, su buharının çiğ noktası sıcaklığından daha düşük bir
sıcaklığa soğutulduğu zaman, bir miktar su oluşur. Çiğ noktası sıcaklığının
bilinmesinin büyük önemi vardır. Çünkü su damlacıkları genellikle kükürt dioksitle
birleşerek, paslanmaya yol açan sülfürik asit’i oluşturur. Genellikle yanma sonu
oluşan gazların atık ısı kazanından çıkış sıcaklığının maksimum 400 K olması istenir.
3.2.2. Termodinamiğin İkinci Kanunu ve Entropi
Termodinamiğin birinci kanunu, enerjinin miktarı üzerinde durur ve enerjinin hal
değişimleri sırasındaki dönüşümleri sayısal değerlerle ifade eder. Farklı enerji
kaynaklarının nitelikleri arasında ayrım yapmaz. Termodinamiğin ikinci kanunu ise
enerjinin miktarının yanında kalitesini de ön plana çıkarır. Dolayısıyla ikinci kanun,
bir enerji kaynağının maksimum iş potansiyeli üzerinde durur. Bir sistemde entropi
üretimi, iş yapma imkânlarının değerlendirilememesi, enerji niteliğinin azalmasına
neden
olur.
Bu
bakımdan
araştırmacılar
bir
sistemin
değerlendirmesinde
termodinamiğin birinci kanunu ile ikinci kanunu birlikte düşünülerek analiz
edilmesinin daha doğru olacağını söylemişlerdir ( Çengel ve Boles 1996 ).
54
Termodinamiğin ikinci kanununun ortaya çıkardığı en önemli kavramlar tersinmezlik
ve entropidir.
3.2.2.1. Ekserji Analizi
Ekserjinin çok çeşitli bileşenleri vardır. Eğer nükleer, magnetik ve yüzey
gerilimlerinin tesirleri yok kabul edilirse, ekserji dört ana parçaya ayrılabilir. Bunlar:
fiziksel ekserji, kimyasal ekserji, potansiyel ekserji ve kinetik ekserjidir.
E = E PT + E KN + E CH + E PH
(3.30)
Kinetik ve potansiyel ekserjinin toplamına termodinamik ekserji adı verilmektedir.
Sistemin sahip olduğu kinetik ve potansiyel enerji prensip olarak %100 verimli işe
dönüştürülebilir. Dolayısıyla sistemin potansiyel ve kinetik ekserjileri, sahip olduğu
potansiyel ve kinetik enerjilere eşittir. Özgül olarak bu ekserjiler aşağıdaki gibi
yazılabilir.
e KN = (1 / 2 )V 2
(3.31)
e PT = g .z
(3.32)
3.2.2.2. Fiziksel Ekserjilerin Hesabı
Aşağıda sırasıyla her bir haldeki akışkanın sahip olduğu fiziksel ekserji miktarlarının
hesaplanmasında kullanılacak denklemler verilecektir (Kotas, 1995).
1.hali için
PH
E1
= h1 – h0 – T0(s1-s0)
PH
E1
h1 − h0 − T0 ( s1 − s 0 )
= mH
MH
__
__
__
(3.33)
__
(3.33.a)
MH : havanın moleküler ağırlığıdır.
55
Kompresör
To = 298 K
Po = 1 bar (1 atm)
Şekil 3.2.5. Fiziksel ve kimyasal ekserjilerin hesaplanacağı atık ısı kazanlı gaz
türbinli bileşik ısı-güç üretim santrali (Tekeli,2003)
__
__
Bu noktada T1 = T0 ve P1=P0 olduğundan h 0 = h 1 ve s0 = s1
__
PH
E1
__
‘dir.
=0
2.hali için:
__
__
__
__
PH
h − h −T ( s − s 0 )
E 2 = mH 2 0 0 2
(3.34)
MH
3.hali için:
__
PH
E3
__
__ __
h − h −T ( s − s )
= mH 3 0 0 3 0
MH
(3.35)
56
4.hali için:
__
PH
E4
__
__
__
h4 − h0 − T0 ( s4 − s 0 )
M YÜ
= mYÜ
(3.36)
5. hali için:
__
PH
E5
__
__
__
h5 − h0 − T0 ( s5 − s 0 )
M YÜ
= mYÜ
(3.37)
6. hali için:
__
PH
E6
= mYÜ
__
__
__
h6 − h0 − T0 ( s6 − s 0 )
M YÜ
(3.38)
7. hali için:
__
PH
E7
__
__
__
h7 − h0 − T0 ( s7 − s 0 )
= mYÜ
M YÜ
(3.39)
__
__
(3.36), (3.37), (3.38), (3.39) numaralı denklemlerde yer alan h 0 ve s 0 ’ın
hesaplanması:
Yanma sonu gazları su buharın çiğ noktası sıcaklığından daha düşük bir sıcaklığa
soğutulduğu zaman bir miktar su buharı oluşur. 25 0C ve 1 atm basınçtaki karışım
N2(g) , O2(g), CO2(g) ve su buharı H2O(g) ile doymuş sudan H2O(l) oluşur.
χ N 2 , χ O 2 , χ CO2 , χ H 2 O( gaz ) , χ H 2 O(l )
Bileşenlerin 1kmol karışım içerisindeki mol oranlarını gösterir.
|
|
χ |N , χO
, χ CO
, χ |H
2
2
2
[
2 O( g )
Bileşenlerin 1 − χH2O(l )
]
kmol karışım yani gaz fazı içerisindeki mol oranlarını
gösterir.
57
__
__
__
__
__
__
h 0 = χ N h N + χO h O + χCO h CO + χ H O( g) h H O( g) + χ H O(l ) h H O(l)
2
__
__
s 0 = χN s
2
__
sN2
2
2
2
2
__
N
2
2
2
__
+ χ O s O + χ CO s CO +χ H
2
⎛T ,χ | P ⎞
⎜ 0 N 0⎟ =
2
⎝
⎠
2
2
s0
N2
2
χ
__
(T 0 ) − R ln
s O , sCO 2 , s H O( g ) , s
2
H
2
2O( l )
2
2
__
2O( g)
|
N2
s
H O( g)
2
+χH
(3.40)
2
__
2O(l )
s
H O(l )
2
(3.41)
P0
Pref
(3.42)
(3.42) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır.
8. hali için :
PH
E8
= m8(h8 – h0 – T0(s8-s0))
(3.43)
9. hali için:
PH
E9
= m9(h9 – h0 – T0(s9-s0))
(3.44)
10. hali için:
PH
E 10
= m10(h10 – h0 – T0(s10-s0))
(3.45)
T10 = T0’dır.
İdeal gaz prensiplerine göre
PH
E 10 = m10RT0ln
P10
P0
(3.46)
denklemi ile elde edilir.
58
3.2.2.3. Kimyasal Ekserjinin Hesaplanması
1,2,3 Halleri için;
Kimyasal ekserji miktarının hesaplanmasında bileşenlerin 298,15 K sıcaklığındaki ve
1,019 atm basıncındaki molar kimyasal eksejisi, e-CH (kj/kmol) EK-1 ‘ de verilen
Tablo A.2’den alınacaktır. 1,2 ve 3 hallerindeki havanın bileşimi model 1’deki
havanın bileşimine yakındır. Bu yüzden bu noktalarda kimyasal ekserji göz ardı
edilebilecek kadar küçüktür.
E1CH = E2CH = E3CH = 0
(3.47)
4,5,6,7 halleri için:
Yanma ürünlerinin sınırlandırılmış ölü haldeki (T0, P0) yapısı sıvı ve gaz fazından
oluşmaktadır. 1 kmol karışımın χ H 2O (l ) kmol’ ü sıvı, geri kalanı (1- χ H 2O ( l ) ) kmol’
ü ise gaz fazındadır.
Gaz fazındaki bileşenlerin kimyasal ekserjisi;
−CH = Σχ| e−CH + _ T Σχ| ln χ| = χ| e−CH + χ| e−CH + χ| e−CH + χ|
egaz
e−CH
R 0 k
k k
k
N2 N2
O2 O2
CO2 CO2
H2O H2O( g )
⎡ |
⎤
|
|
|
+ RT0 ⎢χ ln−CH + χ ln−CH + χ
ln−CH + χ
ln−CH
02 O2
CO2 CO2
H2O H2O(g) ⎥⎦
⎣ N2 N2
(3.48)
Denklemine eşittir.
Toplam kimyasal ekserji ise;
[
e T− CH = 1 − χ
H 2O ( l )
]e
− CH
gaz
+ χ
H 2O ( l )
− CH
eH
O( l )
2
(3.49)
Denklemine eşittir.
e−CH
E4−CH = E5−CH = E6−CH = E7−CH = mYÜ r
M YÜ
(3.50)
8,9 Halleri için:
Su için standart kimyasal ekserjisi EK-1’de verilen Tablo A.2’den alınır.
59
E8− CH = E9− CH = msu
e −CH
H 2O ( l )
(3.51)
M su
10 Hali için:
Metan için standart kimyasal ekserjisi EK-1’de verilen Tablo A.2’den alınır.
− CH
= m 10
E 10
e − CH
CH 4
M
(3.52)
CH 4
3.2.2.4. Çevrimdeki Ekipmanlarda Yok Edilen Ekserjilerin Hesaplanması
Herhangi bir noktadaki toplam ekseri aşağıdaki denklemle hesaplanır.
ET , i = EiPH + EiCH
(3.53)
Aşağıdaki sırasıyla her bir ekipmanda yok edilen ekserjiler hesaplanmasında
kullanılacak denklemler verilecektir.
— Kompresör
Şekil 3.2.6. Kompresör
⎛
T ⎞
E D = ∑ ⎜ 1 − 0 ⎟ Q j − W KH + E 1 − E 2
T j ⎟⎠
j ⎜⎝
__
WKH = mH ( h1 − h2 ) = mH
(3.54)
__
h1− h2
MH
(3.55)
60
— Hava Ön Isıtıcısı
Şekil 3.2.7. Hava ön ısıtıcısı
Yok edilen ekserji;
⎛ T
ED = ∑ ⎜1 − 0
Tj
j ⎜⎝
⎞
⎟Q j − WKH + E 2 + E5 − E3 − E6
⎟
⎠
(3.56)
Denklemi ile hesaplanır.
— Yanma Odası
Şekil 3.2.8. Yanma odası
Yok edilen ekserji;
⎛
T
ED = ∑ ⎜1 − 0
Tj
j ⎜⎝
⎞
⎟Q j − W KH + E 3 + E10 − E 4
⎟
⎠
Denklemi ile hesaplanır.
— Türbin
Şekil 3.2.9. Türbin
61
(3.57)
Türbinde yok edilen ekserji (3.58) numaralı denklemle hesaplanır.
⎛ T
E D = ∑ ⎜1 − 0
Tj
j ⎜⎝
⎞
⎟Q j − W KH +E 4 − E 5
⎟
⎠
(3.58)
__
W KH = m YÜ ( h 4 − h 5 ) = m YÜ
h
__
4
− h
5
M YÜ
(3.59)
— Atık Isı Kazanı
Şekil 3.2.10. Atık ısı kazanı
Yok edilen Ekserji;
⎛ T
E D = ∑ ⎜1 − 0
Tj
j ⎜⎝
⎞
⎟Q j − W KH +E 6 + E 8 − E 9 − E7
⎟
⎠
(3.60)
Denklemiyle hesaplanır.
62
3.2.3. Ekonomik Analiz
Ekserji analizleri sistem veya alt bölümlerindeki kayıpları ortaya koyar. Böylece
nerede ne kadar iyileştirme potansiyeli olduğu ve bunların önem sıraları dolaylı
olarak belirlenmiş olur. Hatta kayıpları en aza indirecek şartlarda belirlenebilir.
Mühendislik sistemlerinde bununla birlikte ekonomik kıstaslar da göz önüne
alınmalıdır. Örneğin sadece ekserji kaybı dikkate alınarak incelenen bir sistem
ekonomik olabilir. Bu yüzden termodinamik ve ekonomik prensipleri birlikte
değerlendiren analiz yöntemleri geliştirilmiştir. Termodinamikte bu yönteme
“Termoekonomi” adı verilmiştir. Termodinamik incelemeler birinci kanun-enerji
kavramı ile sınırlı olmasına rağmen termoekonomi birinci kanuna ek olarak ikinci
kanun-ekserjiyi kapsar.
Sistemde üretilen faydalı ısı enerjisi önemli miktarlarda ekonomik kazanç sağlar.
Genel olarak ısı enerjisi temininde kullanılan fosil yakıtlar elektriğe göre oldukça
ucuzdur. Bu durum kaçınılmaz olarak daha pahalı olan elektrik enerjisini ve bunun
sağlayacağı kazancı öne çıkarmaktadır. Bununla beraber ısıl güç ihtiyacının fazla
olduğu durumlarda, özellikle Güç/Isı oranı 1 (bir)’den küçük olması durumunda ısı
kazancı çok önem kazanır. Üretilen toplam ısı enerjisi, aynı miktarda ısıl güç elde
etmek amacıyla üretmek için yapılacak harcama kadar kazanç sağladığı düşünülerek
hesaplanır.
Kojenerasyon sistemlerinin ilk yatırım maliyetleri sistemin tipine ve istenen
kapasiteye bağlı olarak önemli değişiklikler gösterir. Aynı kapasite değeri için,
kombine bir sistemin yalnızca buhar türbini veya yalnızca gaz türbini ile kurulacak
bir kojenerasyon tesisinden çok daha ucuz olduğu görülmektedir. Bu ise, kısa ve
uzun vadede önemli bir fiyat avantajı ortaya çıkarır. Tesisin toplam yatırım maliyeti,
değerinin bir yıl için ne kadarının karşılandığı (amortismanı) bir değere getirilmiş
maliyetler üzerinden hesaplanır. En sık kullanılan yöntem, tesisin yatırım ömrü
boyunca her yıl eşit miktarda amortisman sağlayacağı düşünülerek yapılan
hesaplamalardır.
63
Sabit yıllık amortisman veya sabit yıllık sermaye maliyeti olarak adlandırılan bu
yöntemde şimdiki değeri I ($) olan bir yatırımın sabit yıllık amortisman bedeli şu
şekilde hesaplanır (Aybers ve Şahin, 1995);
⎡ i (1 + i )n ⎤
CK = I ⎢
⎥ ($/yıl)
⎢⎣ (1 + i )n − 1 ⎥⎦
Formüldeki
(3.61)
[i(1 + i ) ]/[(1 + i ) − 1]
n
n
çarpanı
“Amortisman
Katsayısı”
olarak
adlandırılmaktadır. i yıllık faiz oranını, n ise tesisin kullanım süresini (yıl)
göstermektedir.
İşletme bakım masrafları işletme esnasındaki tüm işçilik, malzeme tedarik ve
depolaması, tamir ve bakım, sigorta gibi harcamaları kapsar. Bu masrafları iki ana
grupta toplamak mümkündür:
•
Kullanma süresi veya şebeke yük faktörüne bağlı olmayan, yıllık sabit
masraflar,
•
Üretilen enerji ile orantılı yıllık değişken maliyetler.
1600
Buhar Türbinli Sistemler
1400
Gaz Türbinli Sistemler
Euro/kWe
1200
Kombine Sistemler
1000
800
600
400
200
MWe
0
1
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
Şekil 3.2.11. Kojenerasyon sistemleri maliyet grafiği
Kojenerasyon sistemleri için birim güç başına yıllık işletme ve bakım maliyetleri
Çizelge 3.2.1 de verilmiştir. Tablodaki değerler kullanılarak yıllık toplam işletme ve
bakım maliyetleri (Cm) bulunur.
64
Çizelge 3.2.1. Kojenerasyon sistemleri için birim işletme bakım maliyetleri
Sistem Tipi
İşletme ve Bakım Maliyeti1
Buhar Türbinli
2,3-1,5
Gaz Türbinli
5,4-4,6
Kombine
5,4-4,6
1
Büyük kapasiteli sistemler için küçük olan değerler alınmalıdır.
Cf yıllık yakıt maliyeti,
Cf = mF. F
(3.62)
Şeklinde hesaplanır. Burada mf yıllık yakıt tüketimi ve F yakıtın birim fiyatıdır.
m f = 3600
Qv
YÇS (kg/yıl)
H uη b
(3.63)
ile hesaplanır. Formüldeki
Hu
: Kullanılan yakıtın alt ısıl değeri (kj/kg),
YÇS
: Yıllık çalışma saati,
ηb
: Yanma verimidir.
3.2.3.1 Sistem Değerlendirmesi İçin Termoekonomik Değişkenler
Termoekonomik değişkenler olarak bilinen aşağıdaki özellikler; termal sistemlerin
optimizasyonunda ve termoekonomik değerlendirmelerde önemli rol oynarlar.
Bunlar :
•
•
•
•
Yakıt maliyeti, cy
Ürün maliyeti, cü
Tersinmezlik maliyeti, CD
Maliyet farkı oranı, rk
Tersinmezlik Maliyeti:
Termal
sistemlerde
tersinmezliklerden
dolayı
yok
olan
ekserjiden
faydalanılamamaktadır. Bu ise yakıt maliyetini artırmaktadır. Bundan dolayı
tersinmezlik birim maliyeti yakıt birim maliyetine eşit alınmaktadır. Dolayısı ile
tersinmezlik maliyeti CD;
.
.
C D = cy E D
(3.64)
65
şeklinde hesaplanır.
Maliyet Farkı Oranı:
Bir sistemde k elemanının maliyet farkı oranı aşağıdaki gibi hesaplanır.
rk =
ca − c y
cy
(3.65)
Daha önceki denklemlerden hareketle bu oran yeniden,
.
rk =
.
c y E x ,D + Z
(3.66)
.
c y E x ,ü
şeklinde yazılır. Ekserjetik verim ise
.
ψ =
E x ,ü
.
.
= 1−
E x ,y
E x ,D
(3.67)
.
E x ,y
şeklinde hesaplanır. Bu denklem 3.66 denkleminde yerlerine yazılırsa maliyet fark
oranı ekserjetik verime bağlı olarak aşağıdaki gibi hesaplanır.
rk =
1 −Ψ
Ψ
.
+
Z
(3.68)
.
c y E x ,ü
3.2.4. Gaz Türbini Çevriminin Performans Analizi
Bileşik ısı-güç üretimi veya Kojenerasyon ısı ve elektriğin aynı sistemde bir arada
üretilmesi anlamına gelir. Termodinamiğin ikinci yasasına göre, böyle bir sistemde
yakıt enerjisini ancak belirli bir bölümü işe veya elektriğe dönüştürülebilir. Geri
kalan enerji çevreye ısı olarak verilir. Bileşik ısı güç üretiminde çevreye atılan bu
enerjiden yararlanır. Bileşik ısı-güç üretimi ile ilgili üç temel tanım, ısıl verim,
enerjiden yararlanma oranı ve elektrik-ısı oranıdır. Bu tanımlar aşağıda açıklanmıştır.
66
Şekil 3.2.12. Bileşik ısı güç üretim sistemi
Wel sisteminde üretilen elektrik enerjisinin Qp üretilen proses ısısını ve EF ise yakıtın
enerjisini temsil eder.
1- Isıl Verim : Üretilen işin ( Wel ) , sağlanan yakıt enerjisine (EY) oranı ısıl
verim, η olarak tanımlanır.
η=
Wel
EY
(3.69)
2- Enerjiden Yararlanma Oranı : Çevreye atılan ısıl enerji (QP) yararlanılan
toplam enerjinin, sağlanan enerjiye oranıdır.
ηf =
Wel + Q p
EY
(3.70)
3- Elektrik-Isı Oranı : Üretilen işin (elektriğin), kullanılan ısıya oranı, elektrikısı oranı, RPH diye tanımlanır.
R PH =
Wel
Qp
(3.71)
4- Ekserji Verimi: Bp proses ısısının ekserjisi, BY ise yakıtın ekserjisini
gösterir. Yakıtın toplam ekserjisinin (BY), yapılan iş (Wel) ile prosesteki net
ekserjideki (Bp) toplamına oranıdır.
ε=
W net + (E 9 − E 8 )
E 10 + E 1
(3.72)
67
4. ARAŞTIRMA BULGULARI
4.1. Enerji Santralinin Tanımı
Sayısal olarak incelenecek sistem, dördüncü bölümde tanıtımı yapılan, ısı ve
elektriğin bir arada üretildiği atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretim
düzenlemesidir. Bu düzenlemede gaz türbininden çıkan yüksek sıcaklıktaki gazlar,
bir atık ısı kazanında doymuş buhar üretmek için kullanılır.
Tezin amacı, belirlenecek koşullara göre, atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç
üretim santralinin, termodinamik ve ekserji çözümlemesini yapabilmek ve
değişkenlerin değişimine göre santralin davranışını tespit etmek.
4.2. Sabit, Değişebilen ve Bağımlı Parametreler
Sabit parametreler: sabit parametreler, değerleri önceden belirlenmiş değişkenlerdir.
Yukarıda tanımlanan santralle ilgili sabit parametreler aşağıda tanımlanmıştır.
Kompresöre giren havanın mol analizi (%)
Kompresöre giren havanın sıcaklığı
Kompresöre giren havanın basıncı
Hava ön ısıtıcısının gaz kısmındaki basınç
kayıpları
Hava ön ısıtıcısının hava kısmındaki basınç
kayıpları
Atık ısı kazanına giren suyun sıcaklığı
Atık ısı kazanına giren suyun basıncı
Atık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerinin
sıcaklığı
Atık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerinin
basıncı
Atık ısı kazanında gaz kısmındaki basınç kayıpları
Yanma odasına giren yakıtın sıcaklığı
Yanma odasına giren yakıtın basıncı
Yanma odasına giren yakıtın basınç kayıpları
77,48N2, 20,59 O2,
0.03CO2, 1,90 H2O(g)
T1 = 298K
P1= 1 bar
ψ1 = % 3
ψ2 = % 5
T8 = 375K
P8 = 10 bar
T7 = 433K
P7 = 1 bar
ψ3 = % 5
T10 = 284 K
P10 = 16 bar
ψ4 = % 5
Değişebilen Parametreler: değişebilen parametrelerin değerleri, türbine göre
değişebilir.
•
Kompresörün basınç oranı
P2/P1
•
Kompresörün izantropik verimi
ηsc
68
•
Gaz türbininin izantropik verimi
ηst
•
Yanma odasına giren havanın sıcaklığı
T3
•
Türbine giren yanma ürünlerinin sıcaklığı
T4
•
Elde edilecek net iş
Wnet
•
Elde edilecek doymuş buharın basıncı
P9
Bağımlı Parametreler: Bağımlı parametrelerin değerleri, değişebilen ve sabit
parametreler kullanılarak termodinamik modelimizin çözümlenmesiyle hesaplanır.
•
Havanın, yanma ürünlerinin ve elde edilecek doymuş buharın kütlesel akış
debileri
•
Havanın kompresörden çıkış sıcaklığı ve basıncı
•
Hava ön ısıtıcısına giren havanın basıncı
•
Hava ön ısıtıcısından çıkan yanma sonu ürünlerinin basıncı ve sıcaklığı
•
Yanma odasından çıkan yanma sonu ürünlerinin basıncı
•
Gaz türbininden çıkan yanma sonu ürünlerin sıcaklığı ve basıncı
4.3. Hesaplama Yöntemleri
1. Havanın kompresörden çıkış sıcaklığının (T2) ve yakıt-hava karışım oranının
hesaplanması
2. Yakıtın ve havanın kütlesel akış debilerinin ve elde edilecek doymuş buharın
(T9) sıcaklığının hesaplanması
3. Termodinamik çözümleme
4. Ekserji analizi
4.3.1. Havanın Kompresörden Çıkış Sıcaklığının ve Yakıt-Hava Karışım
Oranının Hesaplanması
İlk olarak T2 sıcaklığının hesaplanmasında, kompresörün basınç oranının P2/P1 ve
izentropik verimin ( η SC ) değerleri belirlenmelidir. Yakıt-Hava karışımının
hesaplanmasında T2 sıcaklığının değerine bağlı olarak havanın yanma odasına giriş
sıcaklığı (T3) ve yanma sonu ürünlerin çıkış sıcaklığı (T4) belirlenir. İdeal gazların
69
özgül entalpi ve entropi değerlerinin hesaplanmasında, aşağıdaki verilen denklemler
kullanılmıştır.
298,15 ≤ T ≤ Tmax i ref = 1bar , y = 10 −3 T için entalpi
o
b
d
⎡
⎤
h = 10 3 ⎢ H 1 + ay + y 2 − cy −1 + y 3 ⎥
2
3
⎣
⎦
(4.1)
Entropi ise;
0
s = s + + aInT + by −
c −2 d 2
y + y
2
2
(4.2)
Denklemleri ile hesaplanır.
Yukarıda denklemde kullanılan H+ , S+ , a, b, c ve d sabit değerleri, seçilen elemente
göre EK-1’ de verilen Tablo A.1’ den belirlenir.
4.3.1.1. Havanın Kompresörden Çıkış Sıcaklığını (T2) Hesaplama Yöntemi
Kompresörde hava izentropik olarak sıkıştırılmaktadır. Sıkıştırılan gazın kinetik ve
potansiyel enerji değişimleri küçük olduğu zaman, izentropik kompresörün sıkıştırma
işi entalpi değişimine eşit olur ve 4.14 numaralı denklem kullanılarak aşağıdaki
denklem elde edilir.
h 2 = h1 +
h 2 s − h1
(4.3)
η SC
Burada h2 ve h2s sırasıyla, gerçek ve izentropik hal değişimleri sonunda çıkış
entalpilerini simgelemektedir.
- 1 halinde entalpi (h1 ) ve entropi (s 1 ) değerlerinin hesaplanması:
Kompresöre giren havanın molar yüzdesi:
%77 ,48 N 2 + %20 ,59O2 + %0 ,03CO2 + %1.90 H 2 O( g )
(4.4)
1 halinde havanın, T1 sıcaklığındaki entalpi ve entropi değerleri aşağıda ifade edilen
denklemler yardımı ile hesaplanır:
70
h 1 = 0 ,7748 s
N2
(T1 ) + 0 ,2059 h O 2 (T1 ) + 0 ,0003 h CO 2 (T1 ) + 0 ,019 h H 2 O (T1 )
s 1 = 0 ,7748s N 2 (T1 ) + 0 ,2059s O2 (T1 ) + 0 ,0003s CO2 (T1 ) + 0 ,019s H 2O (T1 )
h N 2 (T1 ) , h O 2 (T1 ) , h CO 2 (T1 ) , h H 2O (T1 ) , s N 2 (T1 ) , s O 2 (T1 ) , s CO 2 (T1 ) , s H 2O (T1 )
(4.5)
(4.6)
değerleri, 4.1 ve
4.2 numaralı denklemler ve Ek-1 Tablo A.1 yardımıyla hesaplanır. Bulunan değerler
4.5 numaralı denklemde yerine konur.
- 2 halinde, kompresörde izentropik hal değişimi sonundaki çıkış sıcaklıgının (T2 s ) ve
gerçek entalpinin ( h 2 ) hesaplanması:
Kompresörlerde izentropik hal değişimi sonunda entropi üretimi sıfırdır:
s2s – s1 = 0
(4.7)
Hava ideal gaz olarak kabul edilir. Havanın, kompresörde oluşan izentropik hal
değişimi sonundaki entropi üretimi, aşağıdaki denklem ile ifade edilir.
⎡
P ⎤
⎡
P ⎤
+ 0 ,2059⎢s −0 (T2s ) − s −0 (T1 ) − RIn 2 ⎥
s 2 s − s1 = 0 ,7748 ⎢ s − 0 (T2 s ) − s − 0 (T1 ) − R In 2 ⎥
P1 ⎦ O
P1 ⎦ N
⎣
⎣
2
2
⎡
P ⎤
⎡
P ⎤
+ 0 ,019⎢s −0 (T2 s ) − s −0 (T1 ) − RIn 2 ⎥
+ 0 ,0003⎢ s − 0 (T2 s ) − s − 0 (T1 ) − RIn 2 ⎥
P1 ⎦ H 2O
P1 ⎦ CO
⎣
⎣
2
(4.8)
−0
−0
sN
(T1 ), s O−0 (T1 ), s CO
(T1 ), s H−0 O (T1 ) Değerleri, 4.1 ve 4.2 numaralı denklemler ve
2
2
2
2
EK-1 Tablo A.1 Yardımıyla hesaplanır.
Havanın izentropik hal değişimi sonundaki sıcaklığı (T2s), 4.8 numaralı denklem
yardımıyla hesaplanır.
4.3 numaralı denklem yardımıyla 2 halindeki gerçek entalpi değeri (h 2 ) hesaplanır.
71
h 2 = 0 ,7748 h N 2 (T2 ) + 0 ,2059 h O2 (T2 ) + 0 ,0003h CO2 (T2 ) + 0 ,019 h H 2O (T2 )
-
(4.9)
Havanın kompresörden çıkış sıcaklığının (T2) hesaplanması:
( h 2 ) değerlerinin hesaplanmasından sonra 4.10 numaralı denklem yardımıyla
havanın kompresörden çıkış sıcaklığı hesaplanır:
h 2 = 0 ,7748h N 2 (T2 ) + 0 ,2059hO2 (T2 ) + 0 ,0003hCO2 (T2 ) + 0 ,019h H 2 O (T2 )
(4.10)
4.3.1.2. Yakıt Hava Karışımının Oranını (λ ) Hesaplama Yöntemi
Havayı oluşturan elementlerin ( N2 , O2 , CO2 , H2O ) yanma odasına giriş sıcaklığına
(T3) ve yanma odasından çıkış sıcaklıklarına (T4)’e göre entalpi değerleri, 4.1
numaralı denklem ve Ek-1 Tablo A.1 yardımıyla hesaplanır.
Şekil 4.3.1. Yanma odası
Yukarda hazırlanan çizelge ve 3.14 numaralı denklem yardımıyla yakıt-hava karışım
oranı (λ ) hesaplanır. Yakıt-Hava karışım oranının hesaplanmasından sonra 3.6
numaralı
denklem
yardımıyla
yanma
⎛
⎞
hesaplanır ⎜ χ N 2 , χ O 2 , χ CO 2 , χ H 2O ⎟ .
⎝
⎠
72
sonu
ürünlerin
mol
oranları
4.3.2. Yakıtın ve Havanın Kütle Akış Debilerinin ve Elde Edilecek Doymuş
Buharın Sıcaklığının (T9) Hesaplanması
İlk olarak yakıtın ve havanın kütle akış debilerinin hesaplanması kısmında, türbinin
izentropik veriminin (η St ) ve üretilmesi istediğimiz net gücün (Wnet) değerleri
belirlenmelidir ve mH ve mY hesaplanır. Ardından elde edilecek doymuş buharın
sıcaklığının hesabı yapılır.
4.3.2.1. Yakıtın Ve Havanın Kütlesel Akış Debilerini Hesaplama Yöntemi
Türbine yanma ürünleri, izentropik olarak genişletilmelidir. Türbinin izentropik
verimini ifade eden 3.19 numaralı denklemden 4.11 numaralı denklem elde edilir.
(
h 5 = h 4 − η st h 4 − h 5 s
)
(4.11)
Şekil 4.3.2. Türbin
- Türbinin basınç oranının hesaplanması :
Atık ısı buhar jeneratöründen çıkan yanma ürünlerinin basıncı,
P7
Hava ön ısıtıcısının gaz kısmındaki basınç kayıpları,
ψ 1 = %3
Hava ön ısıtıcısının hava kısmındaki basınç kayıpları,
ψ 2 = %5
Atık ısı buhar jeneratöründe gaz kısmındaki basınç kayıpları,
ψ 3 = %5
Yanma odasındaki basınç kayıpları,
Ψ4 = %5
=
1.013 bar
Yukarıdaki verilen basınç kayıp oranlarına göre 3,4,5,6 hallerindeki basınçlar
aşağıdaki gösterilen denklemler yardımıyla hesap edilir:
(4.12)
P6 = P7 / ψ 3
73
P5 = P6 / Ψ 1
(4.13)
P3 = P2 / Ψ 2
(4.14)
P4 = P 3 / Ψ 4
(4.15)
Türbinin basınç oranı, 4.16 numaralı denklem yardımıyla hesaplanır:
⎛ P4
⎜
⎜P
⎝ 5
⎞
P2Ψ 4Ψ 2
⎟=
⎟ P / (Ψ Ψ )
7
3 1
⎠
(4.16)
- 5 halindeki entalpi (h 5 ) ve sıcaklık (T5) değerlerinin hesaplanması :
Türbinde izentropik hal değişimi sonunda entropi üretimi sıfırdır :
−
−
(4.17)
s 4 − s 5s = 0
Yanma ürünleri ideal gaz olarak kabul edilir. Türbinde yanma ürünlerinin izentropik
hal değişimi sonundaki entropi üretimi, aşağıdaki denklem ile ifade edilebilir:
__
−0
__
−0
⎡−0
⎡−0
P ⎤
P ⎤
+ χ O 2 ⎢ s ( T 4 ) − s ( T 5 S ) − R ln 4 ⎥
s 4 − s 5 s = χ N 2 ⎢ s (T4 ) − s ( T5 S ) − R ln 4 ⎥
P5 ⎦ O
P5 ⎦ N
⎣
⎣
2
2
__ P ⎤
__ P ⎤
−0
−0
⎡−0
⎡−0
+ χ CO2 ⎢ s ( T4 ) − s ( T5 S ) − R ln 4 ⎥
=0
+ χ H2O ⎢ s ( T4 ) − s ( T5S ) − R ln 4 ⎥
P5 ⎦ CO
P5 ⎦ H O
⎣
⎣
2
2
−0
−0
−0
−0
s N 2 (T4 ), s O2 (T4 ), s CO2 (T4 ), s H 2O (T4 )
(4.18)
Değerleri, 4.1 ve 4.2 numaralı denklemler ve
Ek-1 Tablo A.1 yardımıyla hesaplanır.
Türbinin izentropik hal değişimi sonundaki sıcaklığı (T5s), (4.18) numaralı denklem
yardımıyla hesaplanır.
T5s sıcaklığının hesaplanmasından sonra (4.19) numaralı denklem yardımıyla
hesaplanır.
74
__
h 5S
_
_
_
_
__
h 5 S = χ N 2 h N 2 (T5 S ) + χ O2 h O2 (T5 S ) + χ CO2 h CO2 (T5 S ) + χ H 2O h H 2O (T5 S )
(4.19)
Yanma ürünlerinin türbine giriş sırasında sahip olduğu (4 hali) entalpi değeri,
aşağıdaki verilen denklem yardımıyla hesaplanır:
__
_
_
_
_
h 4 = χ N 2 h N 2 (T4 ) + χ O2 h O2 (T4 ) + χ CO2 h CO2 (T4 ) + χ H 2O h H 2O (T4 )
(4.19) ve (4.20) numaralı denklemlerde kullanılan
(4.20)
χ N 2 , χ O2 , χ CO2 , χ H 2 O
ifadeleri yanma sonucunda oluşan gazların mol oranlarını simgelemektedir.
Yanma ürünlerinin türbinden çıkışı sırasında sahip olduğu (5 hali) entalpi değeri
__
h 5S , başta verilen (4.11) numaralı denklem yardımıyla hesaplanır.
__
h5 =
_
_
_
_
χ N2 h N2 (T5 ) + χ O2 h O2 (T5 ) + χ CO2 h CO2 (T5 ) + χ H 2O h H 2O (T5 )
(4.21)
__
5 halinin entalpi h 5S değeri bilindiğine göre (4.21) numaralı denklem yardımıyla 5
halinin sıcaklığı (T5) hesaplanır.
Havanın ve yakıtın kütlesel akış debilerinin hesaplanması:
3.17 numaralı denklemi kullanarak havanın kütlesel akış debisini veren denklem
aşağıdaki şekilde geliştirilir.
mH =
(M H W net )
(4.22)
_ ⎞⎛ _
_ ⎞ ⎛_
_ ⎞⎤
⎡⎛
⎢⎜⎜ 1 + λ ⎟⎟⎜⎜ h 4 − h 5 ⎟⎟ + ⎜⎜ h 1 − h 2 ⎟⎟ ⎥
⎠⎦
⎠ ⎝
⎠⎝
⎣⎝
3.15 numaralı denklem kullanılarak yakıtın kütlesel akış debisi bulunur.
_ M
⎞m
m y = λ ⎛⎜ Y
M H ⎟⎠ H
⎝
(4.23)
75
4.3.2.2. Elde Edilecek Doymuş Buharın Sıcaklığının Hesaplanması (T9)
Bu kısımda belirlenecek basınca göre uygun sıcaklık tespit edilir. Basınç değerleri; 2,
4,10 ve 20 bar ile sınırlandırılmıştır.
4.3.3. Termodinamik Çözümlemenin Hesaplanma Yöntemi
Sonuç tablosunu oluşturan değerlerin bir kısmı daha önceden belirlenmiş (sabit
değerler) veya uygulama sırasında karar verilen değişkenlerdir. Diğer değerler ile
ilgili olarak ise sadece, hangi değerin sabit parametre olduğu, hangi değerin
uygulama sırasında belirlendiği veya hangi değerin hesaplandığı belirtilecektir.
1 Hali
1 Halinin kütlesel akış debisinin hesaplanması:
1 halinin kütlesel akış debisi, 3.20 numaralı denkleme göre hesaplanır:
m1 = m H
1 Halinin basıncının hesaplanması:
Kompresöre giren havanın basıncı, sabit parametre olarak verilmiştir.
P1 = 1,013 bar
1 Halinin sıcaklığının hesaplanması:
Kompresöre giren havanın sıcaklığı, sabit parametre olarak verilmiştir.
T1 = 298,15 K
1 Halinin entalpisinin hesaplanması:
T2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı 1 halinin entalpisi, 4.5
numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:
76
_
__
_
_
_
h 1 = 0 ,7748 h N 2 (T1 ) + 0 ,2059 h O 2 (T1 ) + 0 ,0003 h CO 2 (T1 ) + 0 ,019 h H 2 O (T1 )
(4.24)
1 Halinin entropisinin hesaplanması:
T2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı 1 halinin entropisi,
(4.6) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır.
__
s1
_
_
_
_
= 0 ,7748 s N 2 (T1 ) + 0 ,2059 s O 2 (T1 ) + 0 ,0003 s CO 2 (T1 ) + 0 ,019 s H 2 O (T1 )
(4.25)
2 Hali
2 Halinin kütlesel akış debisinin hesaplanması:
2 halinin kütlesel akış debisi, 3.20 numaralı denkleme göre hesaplanır:
m2 = m H
2 halinin basıncının hesaplanması:
Kompresör basınç oranı (P2/P1) T2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının
hesaplandığı pencerede belirlenmiştir. P2 basıncı, aşağıda verilen denklemden
hesaplanır.
⎛P
P2 = P1 ⎜⎜ 2
⎝ P1
⎞
⎟⎟
⎠
(4.26)
2 halinin sıcaklığının hesaplanması:
2 halinin sıcaklığı, T2 sıcaklığının ve hava – yakıt oranının hesaplandığı yerde
hesaplanmıştır.
2 halinin entalpisinin hesaplanması:
T2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı yerde 2 halinin entalpisi
hesaplanmıştır.
77
_
__
h2
_
_
_
= 0 ,7748 h N 2 (T2 ) + 0 ,2059 h O2 (T2 ) + 0 ,0003 h CO2 (T2 ) + 0 ,019 h H 2O (T2 )
(4.27)
2 halinin entropisinin hesaplanması:
2 halinin entropisi aşağıdaki verilen denkleme göre hesaplanır:
_
__
s
2
_
_
_
= 0 ,7748 s N 2 (T2 ) + 0 ,2059 s O2 (T2 ) + 0 ,0003 s CO2 (T2 ) + 0 ,019 s H 2O (T2 )
(4.28)
3 Hali
3 Halinin kütlesel akış debisinin hesaplanması:
3 halinin kütlesel akış debisi, 3.20 numaralı denkleme göre hesaplanır:
m3 = m H
3 Halinin basıncının hesaplanması:
Yakıtın ve kütle debilerinin hesaplandığı 3 halinin basıncı, (4.14) numaralı denkleme
göre hesaplanmıştır:
P3 = P2 ψ
2
(4.29)
3 halinin sıcaklığının hesaplanması:
3 halinin sıcaklığı, T2, sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı
yerde belirlenmiştir.
3 halinin entalpisinin hesaplanması:
3 halinin entalpisi aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:
__
_
( )
_
_
( )
( )
_
( ) (4.30)
h 3 = 0 ,7748 h N 2 T3 + 0 ,2059 h O 2 T3 + 0 ,0003 h CO 2 T3 + 0 ,019 h H 2 O T3
78
3 halinin entropisinin hesaplanması:
3 halinin entropisi, aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:
__
s3
_
_
_
_
= 0 ,7748 s N 2 (T3 ) + 0 ,2059 s O2 (T3 ) + 0 ,0003 s CO2 (T3 ) + 0 ,019 s H 2O (T3 )
(4.31)
4 Hali
4 halinin kütlesel akış debisi, 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:
m4 = m H + mY = mYÜ
4 halinin basıncının hesaplanması:
4 halinin basıncı (4.15) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:
P4 =
P3
ψ4
(4.32)
4 halinin sıcaklığının hesaplanması:
4 halinin sıcaklığı, T2, sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı
yerde hesaplanmıştır.
4 halinin entalpisinin hesaplanması:
4 halinin entalpisi (4.20) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:
_
_
_
_
__
h 4 = χ N 2 h N 2 (T4 ) + χ O2 h O2 (T4 ) + χ CO2 h CO2 (T4 ) + χ H 2O h H 2O (T4 )
(4.33)
4 halinin entropisinin hesaplanması:
4 halinin entropisi aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:
__
_
_
_
_
s 4 = χ N 2 s N 2 (T4 ) + χ O2 s O2 (T4 ) + χ CO2 s CO2 (T4 ) + χ H 2 O s H 2 O (T4 )
79
(4.34)
5 Hali
5 halinin kütlesel akış debisinin hesaplanır:
5 halinin kütlesel akış debisi 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:
m5 = mH + mY = mYÜ
5 halinin basıncının hesaplanması:
Yakıtın ve kütle debilerinin hesaplandığı 5 halinin basıncı 4.14 numaralı denkleme
göre hesaplanmıştır.
P5 = P6 / Ψ 1
(4.35)
5 halinin sıcaklığının hesaplanması:
5 halinin sıcaklığı yakıtın ve kütle debilerinin hesaplandığı 4.22 denklemine göre
hesaplanmıştır.
5 halinin entalpisinin hesaplanması:
5 halinin entalpisi, 4.11 numaralı denklem göre hesaplanmıştır:
(
h 5 = h 4 − η st h 4 − h 5 s
)
(4.36)
5 halinin entropisinin hesaplanması:
5 halinin entropisi aşağıdaki verilen denkleme göre hesaplanmıştır.
s 5 = χ N 2 s N 2 (T5 ) + χ O2 s CO2 (T5 ) + χ H 2 O s H 2 O (T5 )
6 Hali
6 Halinin Kütlesel akış debisinin hesaplanması:
80
(4.37)
6 halinin kütlesel debisi 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:
m6 = mH + mY =mYÜ
6 halinin basıncının hesaplanması:
6 halinin basıncı, 4.13 numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:
P6 = P7 / ψ 3
(4.38)
6 halinin entalpisinin hesaplanması:
6 halinin entalpisi, 3.26 numaralı denklemi kullanılarak elde edilen 4.39 numaralı
denklem ile hesaplanır:
h6 = h 5 +
h 2 − h3
1+ λ
(
)
(4.39)
6 halinin sıcaklığının hesaplanması:
6 halinin entalpisi T6 sıcaklığına bağlıdır.
h 6 = χ N h N (T6 ) + χ O h O (T6 ) + χ CO h CO (T6 ) + χ H
2
2
2
2
2
2
2O
h H 2O (T6 )
(4.40)
Bir önceki adımda 4.39 numaralı denklem kullanılarak 6 halin entalpisi (h6)
hesaplanmıştır. Bu değer bilindiğine göre 4.40 numaralı denklem yardımıyla 6
halinin sıcaklığı (T6) hesaplanır:
6 halinin entropisinin hesaplanması:
6 halinin entropisi aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:
s6 = χ N 2 s N 2 ( T6 ) + χ O2 s O2 ( T6 ) + χ CO s CO2 ( T6 ) + χ H 2O s H 2O ( T6 )
2
81
(4.41)
7 Hali
7 Halini Kütlesel akış debisinin hesaplanması:
7 halinin kütlesel akış debisi 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:
m7 = mH + mY =mYÜ
7 halinin basıncın hesaplanması:
Atık ısı buhar jeneratöründe çıkan yanma ürünlerinin basıncı sabit parametre olarak
verilmiştir. P7 = 1,013 bar
7 halinin sıcaklığının hesaplanması:
Atık ısı buhar jeneratöründen çıkan yanma ürünlerinin sıcaklığı sabit parametre
olarak verilmiştir. T7 = 421 K
7 halinin entalpisinin hesaplanması:
7 halinin entalpisi aşağıdaki verilen denkleme göre hesaplanır:
h7 = χ N h N (T7 ) + χ O h O2 (T7 ) + χ CO h CO (T7 ) + χ H
2
2
2
2
2
2O
h H 2O (T7 )
(4.42)
7 halinin entropisinin hesaplanması:
7 halinin entropisi aşağıda verilen denklemlere göre hesaplanır.
s 7 = χ N s N (T7 ) + χ O s O (T7 ) + χ CO s CO (T7 ) + χ H
2
2
2
2
2
2
8 Hali
8 halinin basıncının hesaplanması:
82
2O
s H 2O (T7 )
(4.43)
Atık ısı kazanına giren doymuş suyun basıncı sabit parametre olarak verilmiştir.
P8 = 12 bar
8 halinin sıcaklığının hesaplanması:
Atık ısı kazanına giren doymuş suyun sıcaklığı sabit parametre olarak verilmiştir.
T8 = 375 K
8 halinin entalpisinin hesaplanması:
Sıcak su tablosundan okunur.
8 halinin kütlesen akış debisinin hesaplanması:
Kazan kapasitesinden sisteme giren su hesaplanmıştır.
8 halinin entropisinin hesaplanması:
Sıcak su tablosunda okunur.
9 Hali
9 Halinin Basıncının Hesaplanması:
Değişebilen parametrelerde belirtilmiştir.
9 Halinin Sıcaklığının Hesaplanması:
Buhar tablosundan okunmuştur.
9 Halinin Entalpisinin Hesaplanması:
Buhar tablosundan okunmuştur.
9 Halinin Kütlesel Akış Debisinin Hesaplanması:
Kazan kapasitesinden sisteme giren su miktarı (debisi) hesaplanmıştır.
83
9 Halinin Entropisinin Hesaplanması:
Buhar tablosundan okunmuştur.
10 Hali
10 Halinin Kütlesel Akış Debisinin Hesaplanması:
m10=mY
10 Halinin Basıncının Hesaplanması:
Yanma odasına giren yakıtın basıncı sabit parametre olarak verilmiştir. P10 = 12 bar
10 Halinin Sıcaklığının Hesaplanması:
Yanma odasına giren yakıtın sıcaklığı sabit parametre olarak verilmiştir
T10 = 298,15 K
10 Halinin Entalpisinin Hesaplanması:
Yakıt olarak Metan (CH4) kullanılmaktadır. Yakıtın yanma odasına girerken sahip
olduğu entalpi, 4.1 denklemi yardımıyla hesaplanır.
10 Halinin Entropisinin Hesaplanması:
10 halinin entropisi, 4.2 denklemi yardımıyla hesaplanır.
Yoğuşmadan Dolayı Oluşan Yapının Sahip Olduğu Entalpi Ve Entropi:
Yanma sonu ürünlerinin, belirli bir başlangıç halinden çevrenin bulunduğu hale
getirilmesi sıradaki yoğuşmadan dolayı mol oranları değişmektedir. Enerji
hesaplarında kullanılmak üzere bu yapıya sahip olan yanma ürünlerinin entalpi ( h0 )
ve entropi (s0 ) değerleri, 3.33 ve 3.34 numaralı denklemlerin yardımıyla hesaplanır.
84
4.3.4. Ekserji Analizi
1. Fiziksel, Kimyasal ve Toplam Ekserjilerin Hesabı
2. Gaz Türbini-Atık Isı Kazanı Santralinin Ekserji Veriminin Hesabı
3. Çevrimdeki Ekipmanların Yok Olan Ekserjilerin Hesabı
4. Her Bir Ekipmanın Yok Olan Ekserjisinin Toplam Ekserjisine Oranın (Yüzde
A ) Yüzdesel hesabı
5. Her Bir Ekipmanının Yok Olan Ekserjisinin Toplam Ekserjisine Oranının
(Yüzde B ) Yüzdesel Hesabı
4.3.4.1. Fiziksel, Kimyasal ve Toplam Ekserjilerin Hesaplama Yöntemi
Her bir halin fiziksel ve kimyasal ekserji miktarı üçüncü bölümde verilen bağıntılar
yardımıyla hesaplanır. Toplam ekserji miktarları ise o noktaya ait kimyasal ve
fiziksel ekserjilerin toplamına eşittir. Herhangi bir noktadaki toplam ekserji 3.53
numaralı denklemle hesaplanır.
ET ,i = EiPH + EiCH
(4.44)
4.3.4.2. Ekserji Verimini Hesaplama Yöntemi
Fiziksel, kimyasal ve toplam ekserjilerin hesaplanmasından sonra (3.32) numaraları
denklem yardımıyla ekserji verimi hesaplanır.
4.3.4.3. Çevrimdeki Ekipmanların Yok Edilen Ekserjilerini Hesaplama Yöntemi
Her bir haldeki toplam ekserjilerin hesaplanmasından sonra çevrimdeki ekipmanların
(Kompresör, Hava Önce Isıtıcısı, Türbin, Atık Isı Kazanı) yok edilen ekserjileri
dördüncü bölümde verilen bağıntılar yardımıyla hesaplanır.
85
4.3.4.4. Yüzde A ve Yüzde B oranlarını Hesaplama Yöntemi
Yüzde A, çevrimdeki ekipmanların yok edilen ekserjisinin sistemin toplam yok
edilen ekserjisine oranıdır.
Yüzde B, çevrimdeki ekipmanın yok edilen ekserjsinin sistemde kullanılan yakıtın
ekserjisine oranıdır.
4.4. Enerji Santralinin Ekserji Analizi
Dördüncü bölümde gaz türbini- atık ısı kazanı santralinin termodinamik ve ekserji
analizi yapan denklemler çıkarılmıştır. Bu bölümde ise bu denklemler yardımıyla
aşağıda verilen parametreler kullanılarak enerji santralinin ekserji analizi yapılır.
4.4.1. Sabit Parametreler
Kompresöre giren havanın mol analizi (%)
Kompresöre giren havanın sıcaklığı
Kompresöre giren havanın basıncı
Hava ön ısıtıcısının gaz kısmındaki basınç
kayıpları
Hava ön ısıtıcısının hava kısmındaki basınç
kayıpları
Atık ısı kazanına giren suyun sıcaklığı
Atık ısı kazanına giren suyun basıncı
Atık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerinin
sıcaklığı
Atık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerinin
basıncı
Atık ısı kazanında gaz kısmındaki basınç kayıpları
Yanma odasına giren yakıtın sıcaklığı
Yanma odasına giren yakıtın basıncı
Yanma odasına giren yakıtın basınç kayıpları
4.4.2. Değişebilen Parametreler:
•
Kompresörün basınç oranı, P2/P1 = 10
•
Kompresörün izentropik verimi, η sc = 0,86
86
77,48N2, 20,59 O2,
0,03CO2, 1,90 H2O(g)
T1 = 298,15K
P1= 1,013 bar
ψ1 = % 3
ψ2 = % 5
T8 = 298,15K
P8 = 10 bar
T7 = 426K
P7 = 1,013 bar
ψ3 = % 5
T10 = 298,15 K
P10 = 12 bar
ψ4 = % 5
•
Gaz türbininin izentropik verimi, η st = 0,86
•
Yanma odasına giren havanın sıcaklığı, T3 = 850 K
•
Türbine giren yanma ürünlerinin sıcaklığı, T4 = 1520 K
•
Elde edilecek iş, Wnet = 10 MW
•
Elde edilecek doymuş buharın basıncı, P9 = 10 bar
Yakıt hava oranı ; λ = 0,0321
Mol oranları;
χ N 2 = 0,7507
χ O2 = 0 ,1372
χ CO = 0,0314
χH2O = 0,0807
2
Havanın kütlesel akış debisi; mh = 30,5169 kg/s
Yakıtın kütlesel akış debisi; my = 0,5489 kg/s
mH = 30,5169 kg/s + mY = 0,5489 kg/s = 31,0659 kg/s
Çizelge 4.4.1. Sistemin her aşamadaki değerleri
NO
T
P
H
S
Akış Debisi
(K)
(bar)
(kJ/kmol)
(kJ/kmol K)
(kg/s)
1
298,15
1,013
-4713,3
199,346
30,5169
2
604,4692
10,13
4620,2
201,6207
30,5169
3
850
9,6235
12524
213,0101
30,5169
4
1520
9,1423
9299
235,8077
31,0659
5
1005
1,0993
-8839,8
238,8789
31,0659
6
781,2227
1,0663
-16497
230,5494
31,0659
7
426
1,013
-28008
211,5948
31,0659
8
298,15
10
104,89
0,3674
4,6667
9
453,04
8
2778,1
6,5865
4,6667
10
298,15
12
-74873
186,256
0,5489
Çizelge 4.4.2. T3 ve T4 sıcaklığında bileşenleri entalpileri
Bileşen
h3 (850 K)
h4 (1520 K)
∆h (kJ/kmol)
N2
17072
39349
22277
O2
17540
41138
23598
CO2
-367120
-330160
36960
H2O
-221320
-192280
29040
87
Çizelge 4.4.3. Sistemin her aşamasındaki ekserji düzeyleri
Ekipmanlar
Ekserji Miktarı
Yüzde A
Yüzde B
Yanma Odası
8,5503
62,5150
30,0889
Atık Isı Buhar Jen.
2,5103
18,3541
8,8339
Gaz Türbini
1,0068
7,3611
3,5430
Hava Ön Isıtıcısı
0,8873
6,4878
3,1226
Hava Kompresörü
0,7224
5,2820
2,543
Toplam
13,6771
100
48,1314
Çizelge 4.4.4. Sistemin enerji yüzdesi
No
Madde
Fiziksel Ekserji
Kimyasal Ekserji
Toplam
(MW)
(MW)
Ekserji
(MW)
1
Hava
0
0
0
2
Hava
9,2196
0
9,2196
3
Hava
14,0215
0
14,0215
4
Yanma Ürü.
33,7654
0,1226
33,888
5
Yanma Ürü.
12,8146
0,1226
12,9372
6
Yanma Ürü.
7,1254
0,1226
7,248
7
Yanma Ürü.
0,8020
0,1226
0,9246
8
Su
0.008866
0,0117
0,0205
9
Su
3,8219
0,0117
3,8336
10
Methan
0,2097
28,2070
28,4167
4.4.3. Ekserji Verimi
ε=
Wnet + (E9 − E8 )
E10 + E1
(4.45)
ε = 48,61
88
Çizelge 4.4.5. Sisteme ait genel veriler
P2/P1
Kompresör Basınç Oranı
10
λ
0,0321
Yakıt Akış Debisi
mY
0,5489
Havanın Akış Debisi
mH
30,5169
Doymuş Suyun Debisi
mSU
4,6667
Yok Edilen Ekserji (Yanma Odası)
ED,YO
8,5503
Yok Edilen Ekserji (Atık Isı Kazanı)
ED,AIK
2,5103
ED,T
1,0068
ED,HOI
0,8873
ED,K
0,7224
ED,TOP
13,6771
Yakıt Hava Karışım Oranı
Yok Edilen Ekserji (Gaz Türbini)
Yok Edilen Ekserji (Hava Ön Isıtıcısı)
Yok Edilen Ekserji (Kompresör)
Yok Edilen Ekserji (Toplam)
ε
Ekserji Verimi ( %)
48,61
4.5. Enerji Santralinin Ekonomik Analizi
4.5.1. Gaz Türbinli Kojeneratör Santralde Üretim Maliyeti
Baz Alınan Faktörler
Doğalgaz fiyatı
: 0,45 YTL/m3
(vergiler dahil)
Elektrik fiyatı
: 0,14 YTL/kWh
(vergiler dahil)
Doğalgaz ortalama yanış değeri
: 10 kWh/m3
kWh birim fiyatı
: 0,05 YTL (% 90 kazan randımanında)
Kampüs Elektrik Tüketimi
: 80.000.000 kWh/yıl
Kampüsün 80.000.000 kWh/yıl olan elektrik ihtiyacını karşılamak üzere üç adet
GPC 30 DLE model, bir adet de GPC 15 DLE model Kawasaki marka (Endosan
A.Ş.) gaz türbinli kojenerasyon sistemi seçilmiştir.
4.5.1.1. GPC 30 DLE Model Kawasaki Kojenerasyon Sisteminde Enerji Üretim
Randımanları
Elektrik
: % 23.5
(1 m3 Doğalgaz = 2.35 kWh elektrik)
89
Termik
: % 49.1
Toplam
: % 72.6
(1 m3 Doğalgaz = 4.91 kWh termik)
Doğalgaz İhtiyacı
2900kW × 8000h = 23200000kWh
23200000kWh
= 9872340,426m 3 / yıı
3
2,35kWh / m
Üretilecek Termik Isı Miktarı
9872340,426m 3 × 4,91kWh / m 3 = 48473191,49kWh
Üretim Maliyeti
Doğalgaz :
:
9872340,426m 3 × 0,45YTL = 4442553,192YTL
EPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)
23200000 × 0,002 = 46400YTL
İşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)
23200000 × 0,019 = 440800YTL (Yedek parça ve motor yağı dahil)
Toplam
: 4929753,192YTL
Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri
Elektrik
: 23200000kWh × 0,14YTL / kWh = 3248000YTL
Termik
: 48473191,49kWh × 0,05YTL / kWh = 2423659,575YTL
Toplam
: 5671659,575YTL
Yıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim Maliyeti
90
Yıllık Tasarruf = 5671659,575YTL - 4929753,192YTL = 741906,3825YTL
GPC 30 DLE model Kawasaki marka kojenerasyon sisteminden üç adet
kullanıldığından dolayı yıllık tasarruf;
741906,3825YTL × 3 = 2225719,148YTL
olacaktır.
4.5.1.2. GPC 15 DLE Model Kawasaki Kojenerasyon Sisteminde Enerji Üretim
Randımanları
Elektrik
: % 24.3
(1 m3 Doğalgaz = 2.43 kWh elektrik)
Termik
: % 50.6
(1 m3 Doğalgaz = 5,60 kWh termik)
Toplam
: % 74.9
Doğalgaz İhtiyacı
1500kW × 8000h = 12000000 kWh
12000000kWh
= 4938271,605m 3 / yıı
3
2,43kWh / m
Üretilecek Termik Isı Miktarı
4938271,605m 3 × 5,60kWh / m 3 = 27654320,99kWh
Üretim Maliyeti
Doğalgaz :
:
4938271,605m 3 × 0,45YTL = 2222222,222YTL
EPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)
12000000 × 0,002 = 24000YTL
İşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)
91
12000000 × 0,019 = 228000YTL (Yedek parça ve motor yağı dahil)
Toplam
: 2474222,222YTL
Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri
Elektrik
: 12000000kWh × 0,14YTL / kWh = 1680000YTL
Termik
: 27654320,99kWh × 0,05YTL / kWh = 1382716,05YTL
Toplam
: 3062716,05YTL
Yıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim Maliyeti
Yıllık Tasarruf = 3062716,05YTL − 2474222,222YTL = 588493,8275YTL
Üç adet GPC 30 DLE model, bir adet de GPC 15 DLE model Kawasaki marka
kojenerasyon sisteminin kullanımıyla, kampüsün 10 MW’ lık elektrik ihtiyacını
karşılarken sağlanan yıllık tasarruf;
2225719,148YTL + 588493,8275YTL = 2814212,976YTL
olur.
4.5.2. Gaz Motorlu Kojeneratör Santralde Üretim Maliyeti
Baz Alınan Faktörler
Doğalgaz fiyatı
: 0,45 YTL/m3
(vergiler dahil)
Elektrik fiyatı
: 0,14 YTL/kWh
(vergiler dahil)
Doğalgaz ortalama yanış değeri
: 10 kWh/m3
kWh birim fiyatı
: 0,05 YTL (% 90 kazan randımanında)
Kampüs Elektrik Tüketimi
: 80.000.000 kWh/yıl
Kampüsün 80.000.000 kWh/yıl olan elektrik ihtiyacını karşılamak üzere iki adet
TCG 2032 V 16 model, bir adet de TCG 2020 V 20 model Deutz marka (Endosan
A.Ş.) gaz motorlu kojenerasyon sisteminden oluşan bir sistem seçilmiştir.
92
4.5.2.1. TCG 2032 V 16 Model Deutz Kojeneratör Santralde Enerji Üretim
Randımanları
Elektrik
: % 41.9
(1 m3 Doğalgaz = 4,19 kWh elektrik)
Termik
: % 44.7
(1 m3 Doğalgaz = 4,47 kWh termik)
Toplam
: % 86.6
Doğalgaz İhtiyacı
4000kW × 8000h = 32000000kWh
32000000kWh
= 7637231,504m 3 / yıı
3
4,19kWh / m
Üretilecek Termik Isı Miktarı
7637231,504m 3 × 4,47kWh / m 3 = 34138424,82kWh
Üretim Maliyeti
Doğalgaz :
:
7637231,504m 3 × 0,45YTL = 3436754,177YTL
EPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)
32000000 × 0,002 = 64000YTL
İşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)
32000000 × 0,019 = 608000YTL (Yedek parça ve motor yağı dahil)
Toplam
: 4108754,177YTL
Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri
Elektrik
: 32000000kWh × 0,14YTL / kWh = 4480000YTL
Termik
: 34138424,82kWh × 0,05YTL / kWh = 1706921,241YTL
93
Toplam
: 6186921,241YTL
Yıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim Maliyeti
Yıllık Tasarruf = 6186921,241 YTL-4108754,177 YTL = 2078167,064 YTL
TCG 2032 V16 model Deutz kojeneratörden iki adet kullanıldığından yıllık tasarruf;
2078167,064 YTL x 2 = 4156334,128 YTL
olacaktır.
4.5.2.2. TCG 2020 V 20 Model Deutz Kojeneratör Santralde Enerji Üretim
Randımanları
Elektrik
: % 42
(1 m3 Doğalgaz = 4,2 kWh elektrik)
Termik
: % 42.7
(1 m3 Doğalgaz = 4,27 kWh termik)
Toplam
: % 84.7
Doğalgaz İhtiyacı
2000kW × 8000h = 16000000kWh
16000000kWh
= 3809523,81m 3 / yıı
3
4,2kWh / m
Üretilecek Termik Isı Miktarı
3809523,81m 3 × 4,27 kWh / m 3 = 16266666,67kWh
Üretim Maliyeti
Doğalgaz :
3809523,81m 3 × 0,45YTL = 1714285,715YTL
EPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)
16000000 × 0,002 = 32000YTL
94
İşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)
16000000 × 0,019 = 304000YTL (Yedek parça ve motor yağı dahil)
Toplam
: 2050285,715YTL
Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri
Elektrik
: 16000000kWh × 0,14YTL / kWh = 2240000YTL
Termik
: 16266666,67kWh × 0,05YTL / kWh = 813333,3335YTL
Toplam
: 3053333,334YTL
Yıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim Maliyeti
Yıllık Tasarruf = 3053333,334 YTL-2050285,715 YTL = 1003047,619 YTL
İki adet TCG 2032 V16 model ve bir adet TCG 2020 V 20 model Deutz marka
kojeneratör kullanımıyla, kampüsün 10 MW’ lık elektrik ihtiyacını karşılarken
sağlanan yıllık tasarruf;
4156334,128 + 103047,619 = 5159381,747YTL
olur.
4.5.3. Gaz Türbinli Ve Gaz Motorlu İki Farklı Kojenerasyon Sisteminin
Ekonomik Analiz Sonuçları
Kampüsün 10 MW’ lık elektrik ihtiyacını karşılamak amacıyla önce üç adet 2,9 MW
ve bir adet 1,5 MW’ lık elektrik üreten bir gaz türbinli kojenerasyon sisteminin
ekonomi analizi yapıldı. Buna göre analiz sonuçlar aşağıdaki gibidir.
Gaz türbinli kojenerasyon tesisinin üretim maliyeti :
(4929753,192YTL × 3) + 2474222,222YTL = 17263481,8YTL
95
Gaz türbinli kojenerasyon tesisinde üretilmesi istenen enerjinin toplam tüketim
değeri:
(5671659,575YTL × 3) + 3062716,05YTL = 20077694,78YTL
Daha sonra ise, iki adet 4 MW ve bir adet 2 MW’ lık elektrik üretimi yapan gaz
motorlu kojenerasyon sisteminin ekonomi analizi yapıldı. Buna göre analiz sonuçlar
aşağıdaki gibidir.
Gaz motorlu kojenerasyon tesisinin üretim maliyeti :
(4108754,177YTL × 2) + 2050285,715YTL = 10267794,07YTL
Gaz motorlu kojenerasyon tesisinde üretilmesi istenen enerjinin toplam tüketim
değeri:
(6186921,241YTL × 2) + 3053333,334YTL = 15427175,82YTL
96
5. TARTIŞMA VE SONUÇ
Günümüzde enerji ihtiyacını karşılamak için gerek birincil enerji kaynaklarından,
gerekse yenilenebilir enerji kaynaklarından yararlanılmaktadır. Ancak yetersiz
kalmaya başlayan bu kaynaklar karşısında yeni arayışlara gidilmektedir. Bu amaçla
çalışmalar yapılırken elde edilecek yeni sistemlerin çevreye zarar vermemesi
gereğine de dikkat edilmelidir. Ayrıca bu sistemler maliyet bakımından mevcut
sistemlerden daha ucuz ve daha yüksek randımanlı olmalıdır. Hem güç hem de ısı
üretilen kojenerasyon teknolojisinde bu özellikler mevcuttur. Kojenerasyon
sistemleri, aynı miktarda yakıt harcayan bir başka sisteme göre yaklaşık % 35 daha
karlıdır. Bunun sebebi ise diğer sistemlerde değerlendirilmeden atmosfere atılan
enerjinin
kojenerasyon
değerlendirilebilmesidir.
sistemlerinde
Kojenerasyon
sisteme
sistemlerinde
geri
atık
ısı
döndürülerek
kazanının
da
kullanımıyla bu kar oranı %50 ye kadar çıkmaktadır.
Bu çalışmada, Süleyman Demirel Üniversitesi kampüsünün 10 MW’ lık elektrik
ihtiyacını karşılaması planlanan bir bileşik ısı-güç sistemi oluşturuldu. Kojenerasyon
sisteminde kullanılacak yakıt olarak doğalgaz seçildi. Hava kompresörü, yanma
odası, gaz türbini, hava ön ısıtıcısı ve ısı rejeneratörü - buhar jeneratöründen oluşan
sistemin öncelikle termodinamik analizi yapıldı. Kojenerasyon sistemi için
değişkenler ve parametreler belirlendikten sonra sistem ekipmanlarının her birinin
giriş ve çıkış noktaları için sıcaklık, basınç, entalpi ve entropi değerleri
hesaplanmıştır. Daha sonra tesisin her bir noktası için öncelikle fiziksel ekserji
analizi ardından da kimyasal ekserji analizi yapılmıştır. Her bir ekipmanın yok olan
ekserjisi hesaplanmıştır.
Kampüs elektrik ihtiyacını karşılaması planlanan kojenerasyon sistemi için yapılan
termodinamik ve ekserji analizleriyle elde edilen sonuçlar yardımıyla gaz türbinli
bileşik ısı-güç sistemlerin verimliliği daha yakından tahmin edilebilecektir.
Gaz türbinli kojenerasyon tesisinin ekonomik analizi yapıldıktan sonra, Endosan
A.Ş. nin ürün kataloğundan biri gaz türbinli diğeri gaz motorlu iki farklı kojeneratör
için maliyet analizleri yapılmıştır. Yapılan bu analizler neticesinde üç adet GPC 30
97
DLE model, bir adet de GPC 15 DLE model Kawasaki
marka gaz türbinli
kojenerasyon sisteminden oluşan tesisle sağlanan yıllık tasarruf 2814212,976 YTL
iken, iki adet TCG 2032 V 16 model, bir adet de TCG 2020 V 20 model Deutz marka
gaz motorlu kojenerasyon sisteminden oluşan bir tesisteki yıllık tasarruf
5159381,747 YTL olarak hesaplanmıştır.
Sonuç olarak, sistemi seçerken ihtiyacın ne olduğu öncelikli olarak belirlenmelidir.
Eğer buhara elektrikten daha çok ihtiyacı olan bir işletmeye motorlu bir kojenerasyon
sistemi uygulanırsa maliyet artar ve kojenerasyon tesisi kurmaktaki amacımızdan
uzaklaşmış oluruz. Bu nedenle tesis kurulmadan önce mutlaka yetkili kişi tarafından
fizibilite yapılmalıdır. Aksi takdirde işletmeci zarar edebilir.
98
6. KAYNAKLAR
Anonim, 2005. Enerji Ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Enerji İşleri Genel Müdürlüğü, Enerji
Sektöründe Sera Gazı Azaltımı Çalışma Grubu Raporu, Ankara.
Anonim, 2006. Yapı İşleri Daire Başkanlığı, Süleyman Demirel Üniversitesi, Isparta.
Arpacı, İ., 2002. Doğal Gazlı Kojenerasyon Sistemlerinde Exergy Analizi, Yüksek Lisans
Tezi, Marmara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, İstanbul.
Aybers, N., Şahin, B., Enerji Maliyeti, Yıldız Teknik Üniversitesi Matbaası, İstanbul, 1995.
Bejan, A., Tsatsaronis, G., Moran, M., Thermal Design and Optimization, John Wiley &Sons
Inc., 1996.
Buckley, R., 2006. Overview of Cogeneration At LSU, Yüksek Lisans Tezi, Louisiana State
University, Department of Chemical Engineering, Baton Rouge, LA 70803.
Çengel, Y.A., Boles, M.A., Mühendislik Yaklaşımıyla Termodinamik, McGraw-Hill Literatür
Yayıncılık, Türkçesi Prof.Dr.Taner Derbentli, İTÜ,1996.
Çomaklı, K., 2003. Atatürk Üniversitesi Isıtma Merkezinin Enerji ve Ekserji Analizi, Doktora
Tezi, Atatürk Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, Erzurum.
Çomaklı, K., Karslı, S., Çomaklı, Ö., Yılmaz, M., 2004. Termal Sistemlerin Ekserjetik
Analizi, Termodinamik, Ocak 2004, Sayı 137.
Endosan A.Ş. Enerji ve Doğalgaz San. ve Tic. A.Ş. Ürün Katalogları.
Ergezen, M.D., 2001. Enerji üretiminde kojenerasyon teknolojilerinin incelenmesi, Yüksek
Lisans Tezi, Marmara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, İstanbul.
Güneş, M.F., 2001. Energy and Cost Analysis of A Cogeneration System, Yüksek Lisans
Tezi, Dokuz Eylül Üniversitesi F.B.E. İzmir.
99
İnallı, M., Yücel, H.L., Işık, E., 2002. Kojenerasyon Sistemlerinin Teknik ve Ekonomik
Uygulanabilirliği, Mühendis ve Makine Mart 2002 - Sayı 506.
Koçak, T., Gülşen, O., “Bölgesel Isıtma ve Kojenerasyon”, Bölgesel Isıtma ve Kojenerasyon
Konferansı, 24-25 Ekim 1998, İstanbul.
Kotas, T.J., 1995. The Exergy Method of Thermal Plant Analysis, Krieger Publishing
Company Malabar, Florida.
Savruk, N., 2001. Thermodynamic Analysis of Gas/Steam Combined Cycle Power Plants,
Yüksek Lisans Tezi, ODTÜ F.B.E. Ankara.
Sevilgen, S.H., 2002. Enerji Üretim Sistemlerinin Ekserjoekonomik Analizi, Doktora Tezi,
Yıldız Teknik Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, İstanbul.
Sürer, F., 2003. Kombine Gaz/Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemlerinin Termodinamik ve
Ekonomik Analizi, Yüksek Lisans Tezi,
Yıldız Teknik Üniversitesi Fen Bilimleri
Enstitüsü, İstanbul.
Şenel,
A.,
2003.
Buhar
Püskürtmeli
Gaz
Türbinli
Kojenerasyon
Sistemlerinin
Termoekonomik Optimizasyonu, Yüksek Lisans Tezi, İstanbul Teknik Üniversitesi Fen
Bilimleri Enstitüsü, İstanbul.
Tekeli, Ç., 2003. Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Üretim Sisteminin Termodinamik
Çözümlenmesi, Yüksek Lisans Tezi, Gebze Yüksek Teknoloji Enstitüsü, Mühendislik
ve Fen Bilimleri Enstitüsü, Gebze.
100
EKLER
EK – 1 Termodinamik Tablolar
101
EK - 1
Tablo A.1 Elementlerin özgül entalpisi ve entropi hesaplarında kullanılan sabitler
Formül
N2(g)
O2(g)
H2(g)
CO2(g)
H2O(g)
H2O(l)
CH4(g)
H+
-9,982
-9,589
-7,823
-413,886
-253,871
-289,932
-81,242
S+
16,203
36,116
-22,966
-87,078
-11,750
-67,147
96,731
a
30,418
29,154
26,882
51,128
34,376
20,355
11,933
b
2,544
6,477
3,586
4,368
7,841
109,198
77,647
c
-0,238
-0,184
-0,105
-1,469
-0,423
2,033
0,142
d
0
-1,017
0
0
0
0
-18,414
Tablo A.2 Elementlerin 298,15 K ve 1,019 atm Basıncında Sabit Oldukları Standart Kimyasal
Ekserjileri, e-CH (kJ/kmol)
Formül
N2(g)
O2(g)
H2(g)
CO2(g)
H2O(g)
H2O(l)
CH4(g)
Model 1
639
3,951
235,249
14,176
8,636
45
824,348
102
Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri
103
Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri (Devam)
104
Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri
105
Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri (Devam)
106
Tablo A.4 Bazı gazların formasyon entalpisi (25 oC) mükemmel gaz entalpisi ve mutlak
entropisi (25 oC, 100KPa) [Kılıç, 1997]
107
Tablo A.4 (Devam)
108
Tablo A.4 (Devam)
109
Tablo A.4 (Devam)
110
Tablo A.4 (Devam)
111
Tablo A.5 Bazı Mükemmel Gazların Özgül Isılarının (kj/kg-K) Sıcaklıkla Değişimi
112
Tablo A.6 Bazı bilinen gazların mükemmel gaz özgül ısıları (a) 300 K Sıcaklıkta
Tablo A.7 özgül ısı,entalpi, mutlak entropi ve gibbs fonksiyonları (kJ/kmol ya da kJ/kmolK* )
113
Tablo A.8 Kojenerasyon sisteminin ekipmanları için maliyet hesabında kullanılan ifadeler.
Tablo A.9 Kojenerasyon sisteminin ekipmanları için maliyet hesabında kullanılan sabitler
114
EK – 2 SDÜ Elektrik Tüketimleri
115
EK – 2 SDÜ Elektrik Tüketimleri (Anonim, 2006.)
ARALIK(2004)
BİRİMİN ADI
ARALIK
YTL.
TÜK.KW.MİK.
OCAK
TÜK.KW.MİK.
REKTÖRLÜK
1.037.587
123.991,71
ARŞ.UYG.HAS.
334.650
39.990,68
285.660
Ş.DEMİREL.
KALP MERK.
59.157
7.069,26
1.431.394 171.051,65
TOPLAM
OCAK
YTL.
ŞUBAT
YTL.
TÜK.KW.MİK.
MART
TÜK.KW.MİK.
NİSAN
MART
YTL.
MAYIS
NİSAN
YTL.
TÜK.KW.MİK.
TÜK.KW.MİK.
HAZİRAN
MAYIS
YTL.
42.982,97
379.962
34.136,37
315.675
37.723,16
297.735
35.579,33
302.565
36.156,52
341.205
40.774,00
272.550
32.569,73
317.055
37.888,07
420.555
50.256,32
60.333
7.209,79
68.985
8.243,71
55.293
6.607,51
44.079
5.267,44
42.420
5.069,19
41.979
5.016,49
63.231
7.556,10
84.042
10.043,02
345.993
41.346,16
504.272
60.260,50
729.423
87.166,04
702.339
83.929,51
646.170
77.217,32
694.491
82.991,73
KASIM
ARŞ.UYG.HAS.
281.865
33.682,87 309.810
37.022,30 355.005
42.423,10 370.530
44.278,33
2.352.555 281.130,33
Ş.DEMİREL.
KALP MERK.
44.457
5.312,61
5.046,60
5.262,42
5.468,20
70.797,55
682.226
81.526,09
791.852
94.626,33
TÜK.KW.MİK.
45.759
850.802
ARALIK
YTL.
101.670,92
REKTÖRLÜK ABONESİ 2005 YILI ELEKTRİK
TÜKETİM GRAFİĞİ
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
5
6
7
AYLAR
8
9
10 11 12
77.936,39
864.287
308.511
TOPLAM
TUTAR
36.867,05
5.242.208 626.444,23
ARŞ. UYG. HASTANESİ ABONESİ 2005 YILI
ELEKTRİK TÜKETİM GRAFİĞİ
TÜKETİM (kWh)
116
2.581.142 308.446,85
44.037
KASIM
YTL.
TOP
.TÜK.
KW.MİK.
51.924,39
TÜK.KW.MİK.
652.187
TOPLAM
46.940,81 434.513
42.231
EKİM
YTL.
ARALIK
39.457,19 392.810
TÜKETİM (kWh)
359.690
31.374,13
TÜK.KW.MİK.
4
32.492,22
262.545
31.802,07 330.185
3
271.901
AĞUSTOS
YTL.
42.505,55
266.126
2
TÜK.KW.MİK.
355.695
REKTÖRLÜK
1
TEMMUZ
YTL.
44.979,20
EKİM
45.405,51
TÜK.KW.MİK.
376.395
EYLÜL
YTL.
592.448
HAZİRAN
YTL.
AĞUSTOS
14.293,63
TÜK.KW.MİK.
TOPLAM
TÜK.KW.MİK.
TEMMUZ
119.612
EYLÜL
BİRİMİN ADI
ŞUBAT
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
1
2
3
4
5
6
7
AYLAR
8
9
10
11
12
103.282,31
ARŞ. UYG. HASTANESİ ABONESİ 2005 YILI
ELEKTRİK TÜKETİM TUTARI GRAFİĞİ
TÜKETİM TUTARI
(YTL)
TÜKETİM TUTARI
(YTL)
REKTÖRLÜK ABONESİ 2005 YILI ELEKTRİK
TÜKETİM TUTARI GRAFİĞİ
60.000,00
40.000,00
20.000,00
0,00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
60.000,00
40.000,00
20.000,00
0,00
1
10 11 12
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12
AYLAR
AYLAR
117
ŞEVKET DEMİREL KALP MERKEZİ ABONESİ
2005 YILI ELEKTRİK TÜKETİM TUTARI GRAFİĞİ
TÜKETİM TUTARI (YTL)
ŞEVKET DEMİREL KALP MERKEZİ ABONESİ
2005 YILI ELEKTRİK TÜKETİM GRAFİĞİ
TÜKETİM (kWh)
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
1
2
3
4
5
6
7
AYLAR
8
9
10
11
12
12.000,00
10.000,00
8.000,00
6.000,00
4.000,00
2.000,00
0,00
1
2
3
4
5
6
7
AYLAR
8
9
10
11
12
SÜLEYMAN DEMİREL ÜNİVERSİTESİ SEZONLUK YAKIT TÜKETİMİ
2005 YILI
KASIM
ARALIK
OCAK
ŞUBAT
MART
NİSAN
MAYIS
HAZİRAN
TEMMUZ
AĞUSTOS
16.440
65.160
105.660
64.420
76.980
91.920
65.000
50.000
-
-
-
535.580
DOĞU KAMP. MERK. DERS. ISI MERKEZİ
(FUEL OİL/KG)
-
15.000
40.000
60.000
55.000
55.000
50.000
40.000
35.000
-
-
-
350.000
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
51.180
18.000
44.000
88.000
92.000
95.300
80.100
85.820
44.500
37.740
10.840
17.060
10.000
623.360
TOPLAM
EKİM
-
EYLÜL
118
AYLAR
BATI KAMPUSU ISI MERKEZİ (FUEL
OİL/KG)
2006 YILI
SPOR SALONU ISI MERKEZİ (LPG/KG)
ARŞ. UYG. HAST. (LPG/KG)
Ek – 3 Kojenerasyon Tesislerinden Görüntüler
119
Ek – 3 Kojenerasyon Tesislerinden Görüntüler (Endosan A.Ş.)
120
121
122
123
124
125
126
EK – 4 Hazırlanan Bilgisayar Programı
127
EK – 4 Hazırlanan Bilgisayar Programı
function kojen
%sabitler
T0=298.15; %K
P0=1.013;
T1=298.15; %K
P1=1.013; %BAR
pisi1=0.03; %%hava ön ısıtıcısı gaz kısmı basınç kaybı
pisi2=0.05; %%hava ön ısıtıcısı hava kısmı basınç kaybı
pisi3=0.05; %%rejeneratörün gaz kısmı basınç kaybı
pisi4=0.05; %%yanma odası basınç kaybı
T8=298.15; %K
P8=10; %bar
T7=426; %K
P7=1.013; %bar
T10=298.15; %K
P10=12; %bar
T3=850; %K
T4=1520; %K
Wnet=10000; %KW Kj/sn
P9=10; %bar
PR=10; %P2/P1
itasc=0.86; %kompresör izentropik verimi
itast=0.86; %gaz türbini izentropik verimi
P2=10.13; %bar
Mmetan=16.043; %kj/kmol
Mhava=28.649; %kj/kmol
Myu=28.254; %kg/kmol
LHV=802.361;%kj/kmol
Qyok=LHV*0.02; %yanma odası kayıp
hy=-74.872; %kj/kmol metanın entalpisi T=298.15 K için
s10=186.256; %kj/kmol K
h10=-74873; %kj/kmol
%değişkenler
hT1N2=0;
%T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpileri
hT1O2=0;
%T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpileri
hT1CO2=-393521; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpileri
hT1H2O=-241856; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpileri
ST1N2=191.610;
%T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileri
ST1O2=205.146;
%T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileri
ST1CO2=213.796; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileri
ST1H2O=188.821; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileri
PR1=0.97933;
%T1=298.15 K için
R=0.287;
Rmetan=8.314/16.043 %kj/kgK
k=1.4;
%program başı
h1=(0.7748*hT1N2+0.2059*hT1O2+0.0003*hT1CO2+0.019*hT1H2O) %kj/kmol kompresör
girişi hava entalpisi
disp('kj/kmol')
s1=(0.7748*ST1N2+0.2059*ST1O2+0.0003*ST1CO2+0.019*ST1H2O) %kj/kmol kompresör
girişi hava entropisi
128
s1N2a=ST1N2-8.314*log(0.7748*P1/P1);
s1O2a=ST1O2-8.314*log(0.2059*P1/P1);
s1CO2a=ST1CO2-8.314*log(0.0003*P1/P1);
s1H2Oa=ST1H2O-8.314*log(0.019*P1/P1);
s1=0.7748*s1N2a+0.2059*s1O2a+0.0003*s1CO2a+0.019*s1H2Oa
disp('kj/kmolK')
%******************************
disp('kj/kmolK')
h0=h1
s0=s1
h2sN2=1000*[-9.982+30.418*0.001*563+((2.544/2)*(0.001*563)^2)-(0.238/(0.001*563))];
h2sO2=1000*[-9.589+29.154*0.001*563+((6.477/2)*(0.001*563)^2)-(0.184/(0.001*563))+((-1.017/3)*(0.001*563)^3)];
h2sCO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*563+((4.368/2)*(0.001*563)^2)-(1.469/(0.001*563))];
h2sHO2=1000*[-253.871+34.376*0.001*563+((7.841/2)*(0.001*563)^2)-(0.423/(0.001*563))];
h2s=(0.7748*h2sN2+0.2059*h2sO2+0.0003*h2sCO2+0.019*h2sHO2) %kj/kmol
x0=[500 1000];
[T2s]=fzero('1*30.23*log(x)+0.00345*x+(115000/x^2)-(104*0.000000001*x^2)193.764',x0)
h2=h1+((h2s-h1)/itasc)
disp('kj/kmol') %%kj/kmol komp. çıkış entalpisi
x0=[500 1000];
[T2]=fzero('(30.2394*x)+(1727.49*0.000001*x^2)+(230765.7/x)(69.8*(0.001*x)^3)-19276.33',x0)
h3N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*850+((2.544/2)*(0.001*850)^2)-(0.238/(0.001*850))]
h3O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*850+((6.477/2)*(0.001*850)^2)-(0.184/(0.001*850))+((-1.017/3)*(0.001*850)^3)]
h3CO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*850+((4.368/2)*(0.001*850)^2)-(1.469/(0.001*850))]
h3H2O=1000*[-253.871+34.376*0.001*850+((7.841/2)*(0.001*850)^2)-(0.423/(0.001*850))]
h3=(0.7748*h3N2+0.2059*h3O2+0.0003*h3CO2+0.019*h3H2O) %kj/kmol
disp('kj/kmol')
h4N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*1520+((2.544/2)*(0.001*1520)^2)-(0.238/(0.001*1520))]
h4O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*1520+((6.477/2)*(0.001*1520)^2)-(0.184/(0.001*1520))+((-1.017/3)*(0.001*1520)^3)]
h4CO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*1520+((4.368/2)*(0.001*1520)^2)-(1.469/(0.001*1520))]
h4H2O=1000*[-253.871+34.376*0.001*1520+((7.841/2)*(0.001*1520)^2)-(0.423/(0.001*1520))]
h4=(0.7507*h4N2+0.1372*h4O2+0.0314*h4CO2+0.0807*h4H2O) %kj/kmol
disp('kj/kmol')
deltahN2=h4N2-h3N2; %%N2 için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkı
deltahO2=h4O2-h3O2 ; %%O2 için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkı
deltahCO2=h4CO2-h3CO2 ; %%CO2 için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkı
deltahH2O=h4H2O-h3H2O ; %%H2O için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkı
lamda1=(0.7748*deltahN2)+(0.2059*deltahO2)+(0.0003*deltahCO2)+(0.019*deltahH2O
);
lamda2=hy-(Qyok);
lamda3=((-2*h4O2)+(h4CO2)+(2*h4H2O))/1000;
129
lamda4=(lamda2-lamda3)*1000;
lamda=lamda1/lamda4 %% lamdanın hesaplanması (yakıt/hava oranı)
XN2=0.7748/(1+lamda) %%Mole fraction N2
XO2=(0.2059-(2*lamda))/(1+lamda)%%Mole fraction O2
XCO2=(0.0003+lamda)/(1+lamda)%%Mole fraction CO2
XH2O=(0.019+(2*lamda))/(1+lamda)%%Mole fraction H2O
fert=XN2*28.013+XO2*31.999+XCO2*44.01+XH2O*18.015
P3=P2*(1-pisi2) %havanın yanma odasına giriş basıncı
P4=P3*(1-pisi4) %yanma ürünlerinin yanma odasından çıkış basıncı
P6=P7/(1-pisi3) %yanma ürünlerinin rejeneratöre giriş basıncı
P5=P6/(1-pisi1) %yanma ürünlerinin türbin çıkış basıncı
PR45=P4/P5 %%türbin basınç oranı
s4N2=16.203+30.418*log(1520)+2.544*0.001*1520-((-0.238/2)/(0.001*1520)^2)
s4O2=36.116+29.154*log(1520)+6.477*0.001*1520-((-0.184/2)/(0.001*1520)^2)+((1.017/2)*(0.001*1520)^2)
s4CO2=-87.078+51.128*log(1520)+4.368*0.001*1520-((-1.469/2)/(0.001*1520)^2)
s4HO2=-11.75+34.376*log(1520)+7.841*0.001*1520-((-0.423/2)/(0.001*1520)^2)
s4=0.7507*s4N2+0.1372*s4O2+0.0314*s4CO2+0.0807*s4HO2
disp('kj/kmolK')
x0=[0 40000];
[sfark45s]=fzero('0.7507*[242.9778-x(1*8.31434*log(8.3165))]+0.1372*[258.4218-x(1*8.31434*log(8.3165))]+0.0314*[294.4668-x(1*8.31434*log(8.3165))]+0.0807*[252.1144-x-(1*8.31434*log(8.3165))]',x0)
s4N2a=s4N2-8.314*log(0.7507*P4/P1)
s4O2a=s4O2-8.314*log(0.1372*P4/P1)
s4CO2a=s4CO2-8.314*log(0.0314*P4/P1)
s4H2Oa=s4HO2-8.314*log(0.0807*P4/P1)
s4=0.7507*s4N2a+0.1372*s4O2a+0.0314*s4CO2a+0.0807*s4H2Oa
disp('kj/kmolK')
x0=[1 100000];
[T5s]=fzero('0.7507*((16.203+(log(x)*30.418)+(2.544*0.001*x))+((0.238/2)/((0.001^2)*(x^2))))+0.1372*(36.116+(log(x)*29.154)+(6.477*0.001*x)((-0.184/2)/((0.001^2)*(x^2)))-((1*(-1.017)/2)*((0.001*x)^2)))+0.0314*(87.078+(1*51.128*log(x))+(4.368*0.001*x)-((1.469/2)/((0.001^2)*(x^2))))+0.0807*(-11.75+(1*34.376*log(x))+(7.841*0.001*x)((-0.423/2)/((0.001^2)*(x^2))))-229.838', x0)
h5sN2=1000*[-9.982+30.418*0.001*920+((2.544/2)*(0.001*920)^2)-(0.238/(0.001*920))]
h5sO2=1000*[-9.589+29.154*0.001*920+((6.477/2)*(0.001*920)^2)-(0.184/(0.001*920))+((-1.017/3)*(0.001*920)^3)]
h5sCO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*920+((4.368/2)*(0.001*920)^2)-(1.469/(0.001*920))]
h5sHO2=1000*[-253.871+34.376*0.001*920+((7.841/2)*(0.001*920)^2)-(0.423/(0.001*920))]
h5s=(0.7507*h5sN2+0.1372*h5sO2+0.0314*h5sCO2+0.0807*h5sHO2) %kj/kmol
h5=h4-(itast*(h4-h5s)) %kj/kmol
disp('kj/kmol')
mh=(Mhava*Wnet)/(((1+lamda)*(h4-h5))+(h1-h2)) %kg/sn
my=mh*lamda*(Mmetan/Mhava)
%kg/sn
%%T3 sıcaklığındaki entropiler
s3N2=16.203+30.418*log(850)+2.544*0.001*850-((-0.238/2)/(0.001*850)^2)
130
s3O2=36.116+29.154*log(850)+6.477*0.001*850-((-0.184/2)/(0.001*850)^2)+((1.017/2)*(0.001*850)^2)
s3CO2=-87.078+51.128*log(850)+4.368*0.001*850-((-1.469/2)/(0.001*850)^2)
s3HO2=-11.75+34.376*log(850)+7.841*0.001*850-((-0.423/2)/(0.001*850)^2)
s3N2a=s3N2-8.314*log(0.7748*P3/P1)
s3O2a=s3O2-8.314*log(0.2059*P3/P1)
s3CO2a=s3CO2-8.314*log(0.0003*P3/P1)
s3H2Oa=s3HO2-8.314*log(0.019*P3/P1)
s3=0.7748*s3N2a+0.2059*s3O2a+0.0003*s3CO2a+0.019*s3H2Oa
disp('kj/kmolK')
%%T2 sıcaklığındaki entropiler
s2N2=16.203+30.418*log(T2)+2.544*0.001*T2-((-0.238/2)/(0.001*T2)^2)
s2O2=36.116+29.154*log(T2)+6.477*0.001*T2-((-0.184/2)/(0.001*T2)^2)+((1.017/2)*(0.001*T2)^2)
s2CO2=-87.078+51.128*log(T2)+4.368*0.001*T2-((-1.469/2)/(0.001*T2)^2)
s2HO2=-11.75+34.376*log(T2)+7.841*0.001*T2-((-0.423/2)/(0.001*T2)^2)
s2N2a=s2N2-8.314*log(0.7748*P2/P1)
s2O2a=s2O2-8.314*log(0.2059*P2/P1)
s2CO2a=s2CO2-8.314*log(0.0003*P2/P1)
s2H2Oa=s2HO2-8.314*log(0.019*P2/P1)
s2=0.7748*s2N2a+0.2059*s2O2a+0.0003*s2CO2a+0.019*s2H2Oa
disp('kj/kmolK')
x0=[-100 40000];
[T5]=fzero('((0.7507*1000*(-9.982+(30.418*0.001*x)+ ((2.544/2)*(0.001*x)^2)(-0.238/(0.001*x))))+(0.1372*1000*(9.589+(29.154*0.001*x)+((6.477/2)*(0.001*x)^2)+(-0.184/(0.001*x))-((1.017/3)*(0.001*x)^3)))+(0.0314*1000*(413.886+(51.128*0.001*x)+((4.368/2)*(0.001*x)^2)-(1.469/(0.001*x))))+(0.0807*1000*(253.871+(34.376*0.001*x)+((7.841/2)*(0.001*x)^2)-(-0.423/(0.001*x)))))-(8.8398e+003)', x0)
s5N2=16.203+30.418*log(T5)+2.544*0.001*T5-((-0.238/2)/(0.001*T5)^2)
s5O2=36.116+29.154*log(T5)+6.477*0.001*T5-((-0.184/2)/(0.001*T5)^2)+((1.017/2)*(0.001*T5)^2)
s5CO2=-87.078+51.128*log(T5)+4.368*0.001*T5-((-1.469/2)/(0.001*T5)^2)
s5HO2=-11.75+34.376*log(T5)+7.841*0.001*T5-((-0.423/2)/(0.001*T5)^2)
s51=(0.7507*s4N2+0.1372*s4O2+0.0314*s4CO2+0.0807*s4HO2)
disp('kj/kmolK')
s5N2a=s5N2-8.314*log(0.791*P5/P1)
s5O2a=s5O2-8.314*log(0.1446*P5/P1)
s5CO2a=s5CO2-8.314*log(0.0331*P5/P1)
s5H2Oa=s5HO2-8.314*log(0.0297*P5/P1)
s5H2Ob=s5HO2-8.314*log(0.051*P5/P1)
s5=0.7507*s5N2a+0.1372*s5O2a+0.0314*s5CO2a+0.0297*s5H2Oa+0.051*s5H2Ob
m6=mh+my %%%%m yanma ürünleri
m4=m6;
m5=m6;
h6=h5+((h2-h3)/(1+lamda))
disp('kj/kmol')
x0=[-100 40000];
[T6]=fzero('((0.7507*1000*(-9.982+(30.418*0.001*x)+ ((2.544/2)*(0.001*x)^2)-(0.238/(0.001*x))))+(0.1372*1000*(9.589+(29.154*0.001*x)+((6.477/2)*(0.001*x)^2)+(-0.184/(0.001*x))-((1.017/3)*(0.001*x)^3)))+(0.0314*1000*(413.886+(51.128*0.001*x)+((4.368/2)*(0.001*x)^2)-(1.469/(0.001*x))))+(0.0807*1000*(-
131
253.871+(34.376*0.001*x)+((7.841/2)*(0.001*x)^2)-(-0.423/(0.001*x)))))-(1.6497e+004)', x0)
h6N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*T6+((2.544/2)*(0.001*T6)^2)-(0.238/(0.001*T6))]
h6O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*T6+((6.477/2)*(0.001*T6)^2)-(0.184/(0.001*T6))+((-1.017/3)*(0.001*T6)^3)]
h6CO2=1000*[(-413.886+(51.128*0.001*T6))+((4.368/2)*(0.001*T6)^2)-(1.469/(0.001*T6))]-(-393522)
h6HO2=1000*[(-253.871+(34.376*0.001*T6))+((7.841/2)*(0.001*T6)^2)-(0.423/(0.001*T6))]-(-241827)
%%T6 sıcaklığındaki entropiler
s6N2=16.203+30.418*log(T6)+2.544*0.001*T6-((-0.238/2)/(0.001*T6)^2)
s6O2=36.116+29.154*log(T6)+6.477*0.001*T6-((-0.184/2)/(0.001*T6)^2)+((1.017/2)*(0.001*T6)^2)
s6CO2=-87.078+51.128*log(T6)+4.368*0.001*T6-((-1.469/2)/(0.001*T6)^2)
s6HO2=-11.75+34.376*log(T6)+7.841*0.001*T6-((-0.423/2)/(0.001*T6)^2)
s61=(0.7507*s6N2+0.1372*s6O2+0.0314*s6CO2+0.0807*s6HO2)
disp('kj/kmolK')
s6N2a=s6N2-8.314*log(0.7507*P6/P1)
s6O2a=s6O2-8.314*log(0.1372*P6/P1)
s6CO2a=s6CO2-8.314*log(0.0314*P6/P1)
s6H2Oa=s6HO2-8.314*log(0.0807*P6/P1)
s6=0.7507*s6N2a+0.1372*s6O2a+0.0314*s6CO2a+0.0807*s6H2Oa
h7N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*T7+((2.544/2)*(0.001*T7)^2)-(0.238/(0.001*T7))]
h7O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*T7+((6.477/2)*(0.001*T7)^2)-(0.184/(0.001*T7))+((-1.017/3)*(0.001*T7)^3)]
h7CO2=1000*[(-413.886+(51.128*0.001*T7))+((4.368/2)*(0.001*T7)^2)-(1.469/(0.001*T7))]
h7HO2=1000*[(-253.871+(34.376*0.001*T7))+((7.841/2)*(0.001*T7)^2)-(0.423/(0.001*T7))]
h7=(0.7507*h7N2+0.1372*h7O2+0.0314*h7CO2+0.0807*h7HO2) %kj/kmol
disp('kj/kmol')
s7N2=16.203+30.418*log(T7)+2.544*0.001*T7-((-0.238/2)/(0.001*T7)^2)
s7O2=36.116+29.154*log(T7)+6.477*0.001*T7-((-0.184/2)/(0.001*T7)^2)+((1.017/2)*(0.001*T7)^2)
s7CO2=-87.078+51.128*log(T7)+4.368*0.001*T7-((-1.469/2)/(0.001*T7)^2)
s7HO2=-11.75+34.376*log(T7)+7.841*0.001*T7-((-0.423/2)/(0.001*T7)^2)
s71=0.7507*s7N2+0.1372*s7O2+0.0314*s7CO2+0.0807*s7HO2
disp('kj/kmolK')
s7N2a=s7N2-8.314*log(0.791*P7/P1)
s7O2a=s7O2-8.314*log(0.1446*P7/P1)
s7CO2a=s7CO2-8.314*log(0.0331*P7/P1)
s7H2Oa=s7HO2-8.314*log(0.0313*P7/P1)
s7=0.7507*s7N2a+0.1372*s7O2a+0.0314*s7CO2a+0.0807*s7H2Oa
T9=453.04;
h9=2778.1
disp('kj/kg')
s9=6.5865 %%kj/kg K
disp('kj/kgK')
h8=104.89 %%kj/kg
disp('kj/kg')
s8=0.3674 %%kj/kg K
disp('kj/kg')
%********************************************************************
132
%********************EKSERJİ HESAPLARI******************************
%*******************************************************************
%1 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef1
Ef1=(h1-h0)-(T0*(s1-s0))
%2 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef2
Ef2=mh*(h2-h0-(T0*((s2)-(s0))))/Mhava
Ef2=Ef2/1000
%3 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef3
disp('MW')
Ef3=mh*(h3-h0-(T0*(s3-s0)))/Mhava
Ef3=Ef3/1000
disp('MW')
hsifir=1000*((0.7507*0)+(0.1372*0)+(0.0314*(-393.521))+(0.0297*(241.856))+(0.051*(-285.829))) %kj/kmol
disp('kj/kmol')
ssifir=(0.7507*193.452)+(0.1372*221.115)+(0.0314*242.022)+(0.0297*217.53)+(0.0
51*69.948) %kj/kmolK
disp('kj/kmolK')
Ef4KW=(mh+my)*(((h4-(hsifir)))-(T0*(s4-ssifir)))/(Myu)
disp('kW')
Ef4=Ef4KW/1000
disp('MW')
%5 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef5
Ef5=(mh+my)*(((h5-(hsifir)))-(T0*(s5-ssifir)))/(Myu)
disp('kW')
Ef5=Ef5/1000
disp('MW')
%6 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef6
Ef6=(mh+my)*(((h6-(hsifir)))-(T0*(s6-ssifir)))/(Myu)
disp('kW')
Ef6=Ef6/1000
disp('MW')
%************************yanlış çıkıo****************************
%7 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef7
Ef7=(mh+my)*(((h7-(hsifir)))-(T0*(s7-ssifir)))/(Myu)
disp('kW')
%8 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef8
msu=14/3
h0su=h8
s0su=s8
Ef8=msu*((h8-h0su)-(T0*(s8-s0su)))
disp('kW')
%9 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef9
Ef9=msu*((h9-h0su)-(T0*(s9-s0su)))
disp('kW')
Ef9=Ef9/1000
disp('MW')
%10 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef10
Ef10=my*(Rmetan*T0*log(P10/P0))/1000 %Mw
disp('MW')
%%**************************kimyasal ekserji********************%%%%%%%%%%
EK1=0
EK2=EK1
EK3=EK1
%%%4 5 6 7 noktaları için kimyasal ekserji
133
XXN2=0.791; %XÜSSÜ N2 GAZ FAZINDAKİ BİLEŞENLERİN MOL ORANLARI
XXO2=0.1446;
XXCO2=0.0331;
XXH2O=0.0313;
en2=639;
eo2=3951;
eco2=14176;
eh2o=8636;
Rkim=8.314
egazkim=((XXN2*en2)+(XXO2*eo2)+(XXCO2*eco2)+(XXH2O*eh2o))+(Rkim*T0*((XXN2*log(
XXN2))+(XXO2*log(XXO2))+(XXCO2*log(XXCO2))+(XXH2O*log(XXH2O))))
ngazfazi=0.949 %kmol 4 noktasında 1 kmol karışımın içindeki gaz miktarı
nsufazi=0.051 %kmol 4 noktasında 1 kmol karışımın içindeki su miktarı
eh2osivi=45 %kj/kmol sıvı faazdaki suyun kimyasal ekserjisi
e4kim=ngazfazi*(egazkim)+nsufazi*(eh2osivi)
Ekim4=(m6*(e4kim/Myu))/1000
disp('MW')
Ekim5=Ekim4
disp('MW')
Ekim6=Ekim4
disp('MW')
Ekim7=Ekim4
disp('MW')
%%% 8 ve 9 noktaları için kimyasal ekserji
Msu=18.015;
Ekim8=(msu*(eh2osivi/Msu))/1000
disp('MW')
Ekim9=Ekim8
%%%%10 noktası için kimyasal ekserji
emetan=824348; %kj/kmol metanın kimyasal ekserjisi
Ekim10=(my*(emetan/Mmetan))/1000
%%%%%%%EKSERJİ TOPLAMLARI%%%%%%%%%%%%%%
E1=(Ef1+EK1)
E2=(Ef2+EK2)
E3=(Ef3+EK3)
E4=(Ef4+Ekim4)
E5=(Ef5+Ekim5)
E6=(Ef6+Ekim6)
E7=(Ef7+Ekim7)
E8=(Ef8+Ekim8)
E9=(Ef9+Ekim9)
E10=(Ef10+Ekim10)
EFT=Ef1+Ef2+Ef3+Ef4+Ef5+Ef6+Ef7+Ef8+Ef9+Ef10
EKIMT=EK1+EK2+EK3+Ekim4+Ekim5+Ekim6+Ekim7+Ekim8+Ekim9+Ekim10
ET=E1+E2+E3+E4+E5+E6+E7+E8+E9+E10
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%EKSERJİ VERİMİ%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
ita=((Wnet/1000)+(E9-E8))/(E10+E1) %%%%%ekserji verimi
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%YANMA ODASININ EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%
EDyodasi=E3+E10-E4
ED2yodasi=(EDyodasi/E10)*(100)
134
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%HAVA ÖNISITICISININ EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%
EDonisit=E2+E5-E3-E6
ED2onisit=(EDonisit/E10)*(100)
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%KOMPRESÖRÜN EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
Wkomp=(mh*((h1-h2)/Mhava))/1000
disp('MW')
EDkomp=0-Wkomp+E1-E2
ED2komp=(EDkomp/E10)*(100)
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%GAZ TÜRBİNİNİN EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%%%%%%
WTUR=(mh+my)*(h4-h5)/(1000*Myu)
disp('MW')
EDTUR=0-WTUR+E4-E5
ED2TUR=(EDTUR/E10)*(100)
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%REJENERATÖRÜN EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
EDREJ=E6+E8-E7-E9
ED2REJ=(EDREJ/E10)*(100)
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
EDOP=EDyodasi+EDonisit+EDkomp+EDTUR+EDREJ %TÜM EKİPMANLARIN EKSERJİ YIKIMI
TOPLAMI
ED1yod=(EDyodasi/EDOP)*(100)
ED1onisit=(EDonisit/EDOP)*(100)
ED1komp=(EDkomp/EDOP)*(100)
ED1tur=(EDTUR/EDOP)*(100)
ED1REJ=(EDREJ/EDOP)*(100)
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%ekserji ve termodinamik hesap sonu
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
%%%%%%EKİPMANLARA AİT SATINALMA MALİYETLERİ İÇİN DENKLEMLERİN ÇÖZÜMÜNDE
%%%%%%KULLANILAN SABİTLER%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
C11=71.10; %$/(Kg/s) KOMPRESÖR
C12=0.9;
%KOMPRESÖR
C21=46.08; %$/(Kg/s) YANMA ODASI
C22=0.995; %YANMA ODASI
C23=0.018; %1/K YANMA ODASI
C24=26.4;
%YANMA ODASI
C31=479.34; %$/(Kg/s) GAZ TÜRBİNİ
C32=0.92;
%GAZ TÜRBİNİ
C33=0.036; %1/K
GAZ TÜRBİNİ
C34=54.4;
%
GAZ TÜRBİNİ
C41=4122;
%$/(m*e1.2) HAVA ÖN ISITICISI
U=0.018 ;
%KW/M2 K
HAVA ÖN ISITICISI
C51=6570;
%$/(KW/K)*e0.8 REJENERATÖR
C52=21276; %$/(Kg/s) REJENERATÖR
C53=1184.4; %$/(Kg/s)*e1.2 REJENERATÖR
%KOMPRESÖR İÇİN
PECac=((C11*mh)/(C12-itasc))*(P2/P1)*log(P2/P1)
disp('$')
%yanma odası%%%%%%%%%555555
PECcc=((C21*mh)/(C22-P4/P3))*(1+exp((C23*T4)-C24))
disp('$')
%gaz türbini%%%%%%
PECgt=((C31*m4)/(C32-itast))*log(P4/P5)*(1+exp((C33*T4)-C34))
disp('$')
%%%%HAVA ÖN ISITICISI %%%%%%%%%%%%%%
DT=((T6-T2)-(T5-T3))/log((T6-T2)/(T5-T3))
ho2t5=22860.75; %kj/kmol
135
hn2t5=22147.7;%kj/kmol
hco2t5=-358771.9;%kj/kmol
hh2ot5=-214893.9;%kj/kmol
hyut5=(0.7507*hn2t5)+(0.1372*ho2t5)+(0.0314*hco2t5)+(0.0807*hh2ot5)
ho2t6=15189.26; %kj/kmol
hn2t6=14816.14;%kj/kmol
hco2t6=-370805.3;%kj/kmol
hh2ot6=-224138.8;%kj/kmol
hyut6=(0.7507*hn2t6)+(0.1372*ho2t6)+(0.0314*hco2t6)+(0.0807*hh2ot6)
hyum=hyut5-hyut6
hyu=hyum/Myu
PECaph=C41*(((m5*(hyu)/(U*DT)))^0.6)
disp('$')
%%%% %%%%%%%%%%%%%REJENERATÖR %%%%%%%%%%%%%%
T8P=T9-15
h8PM=13742.25815-287718
disp('kj/kmol')
h8P=h8PM/Msu
disp('kj/kg')
hT9P9=h9-15971
disp('kj/kg')
Qev=msu*(hT9P9-h8P)
disp('MW')
h7p=h6-((((msu/1000)*(hT9P9-h8P))*1000*Myu)/m6)
disp('kj/kmol')
m7=m6;
x0=[-100 40000];
[T7p]=fzero('((0.7507*1000*(-9.982+(30.418*0.001*x)+ ((2.544/2)*(0.001*x)^2)(-0.238/(0.001*x))))+(0.1372*1000*(9.589+(29.154*0.001*x)+((6.477/2)*(0.001*x)^2)+(-0.184/(0.001*x))-((1.017/3)*(0.001*x)^3)))+(0.0314*1000*(413.886+(51.128*0.001*x)+((4.368/2)*(0.001*x)^2)-(1.469/(0.001*x))))+(0.0807*1000*(253.871+(34.376*0.001*x)+((7.841/2)*(0.001*x)^2)-(-0.423/(0.001*x)))))-(2.5051e+004)', x0)
Qec=m7*(h7p-h7)/Myu
disp('MW')
DTlmec=((T7p-T8P)-(T7-T8))/(log((T7p-T8P)/(T7-T8)))
DTlmev=((T6-T9)-(T7p-T8P))/(log((T6-T9)/(T7p-T8P)))
PEChrsg=C51*(((Qec/DTlmec)^0.8)+((Qev/DTlmev)^0.8))+(C52*msu)+(C53*m7)
PECtop1=PECac+PECcc+PECgt+PECaph+PEChrsg
PECtop=PECtop1*((1.04)^3)
TCI=4*PECtop % TOPLAM YATIRIM MALİYETİ
ieff=0.12 %%paranın ortalama yıllık maliyeti
n=20
%yıl sayısı
CRF=ieff*((1+ieff)^n)/(((1+ieff)^n)-1) %SERMAYE GERİ KAZANIM FAKTÖRÜ
CCL=CRF*TCI %TAŞIMA İÇİN ÖDENEN YILLIK PARA
OMC=0.2*PECtop
%İŞLETME VE BAKIM MALİYETİ
rn=0.04;
k1=(1+rn)/(1+ieff)
CELFom=(k1*(1-(k1^n))/(1-k1))*CRF
%SABİT YÜKSELME SEVİYESİ FAKTÖRÜ
OMCL=OMC*CELFom %belirlenmiş yıllık işletme ve bakım maliyeti
FCyak=0.003*50.01*my*365*24*0.9*3600
%%%yakıt maliyeti
FC=FCyak*((1+0.042)^3)
rn2=0.042
k2=(1+rn2)/(1+ieff)
136
CELFfc=(k2*(1-(k2^n))/(1-k2))*CRF
FCL=CELFfc*FC
137
ÖZGEÇMİŞ
Adı Soyadı
: Nilay AKDENİZ
Doğum Yeri ve Yılı: Zonguldak, 1981
Medeni Hali : Bekar
Yabancı Dili : İngilizce
Eğitim Durumu (Kurum ve Yıl)
Lise
: 1995 – 1999 Karabük Demir-Çelik Süper Lisesi
Lisans
: 1999 – 2003 Isparta Süleyman Demirel Üniversitesi
Çalıştığı Kurum/Kurumlar ve Yıl:
2003 – 2004
MMO Isparta Temsilciliği (Teknik Görevli)
2004 – ….
Süleyman Demirel Üniversitesi Bucak Emin Gülmez Teknik Bilimler
MYO (Öğretim Görevlisi)
138