i

ÖZET

Doktora Tezi

KIRSAL KESİMDE KURULABİLECEK DOĞALGAZ YAKITLI

OTOPRODÜKTÖR KOJENERASYON SANTRALLERİ

ÜZERİNE BİR ARAŞTIRMA

Osman Tolga YENİCE

Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü

Tarım Makinaları Anabilim Dalı

Danışman: Prof. Dr. Mustafa Özcan ÜLTANIR

Bu çalışmada, Türkiye’nin elektrik enerjisi üretiminde özel sektör olarak büyük katkısı

olan otoprodüktör kojenerasyon santralleri tanıtılmış, kullanılan sistemler akış

diyagramları halinde sunulmuş, teknik ve ekonomik değerlendirmelerde bulunulmuştur.

Elde edilen verilere göre teknik ve ekonomik analizler yapılmış, bilgisayar simülasyon

programı hazırlanmıştır. Simülasyon programı sonuçları gerçek santral verileri ile

karşılaştırılmıştır. Ayrıca hazırlanan programın kojenerasyon santrali fizibilite raporu

hazırlanması açısından uygun olduğu belirlenmiştir.

2005, 76 sayfa

ANAHTAR KELİMELER : Kojenerasyon santraller, otoprodüktör, birleşik ısı ve güç

sistemleri, teknik ve ekonomik analiz.

ii

ABSTRACT

Ph. D. Thesis

A RESEARCH ON AUTOPRODUCER COGENERATION POWER PLANTS

WITH NATURAL GAS FUEL FOR RURAL AREAS

Osman Tolga YENİCE

Ankara University Graduate School of Natural and Applied Sciences

Department of Agricultural Machinery

Supervisor: Prof. Dr. Mustafa Özcan ÜLTANIR

In this study, auto producer cogeneration power plants which are used in Turkey’s

private sector that produce electricity are presented. Flow diagrams and economic tables

about cogeneration power plants are shown in this study. According to data from

cogeneration power plants, technique and economic analyses and computer simulation

program is prepared. Results from analyses and computer program are compared with

their real data from cogeneration power plants. These analyses and simulation program

are suitable for making feasibility report about cogeneration power plants.

2005, 76 pages

Key Words: Cogeneration power plants, auto producer, combine heat and power

systems, thermo dynamical and economical analyses.

iii

ÖNSÖZ VE TEŞEKKÜR

Dünyada enerjiye olan talep giderek artmaktadır. Enerji üretiminde amaç kaliteli,

güvenilir ve ekonomik enerji üretimi olmalıdır. Enerji temininde ise sürdürülebilir

kalkınma önem kazanmaktadır. Bugünkü dünyanın yaşam kalitesi yükseltilirken

gelecek dünyaya da aynı yaşam kalitesinin sunulması gerekmektedir. Ülkelerin enerji

politikalarındaki amaç, sürdürülebilir enerji üretimi olmalıdır.

Küresel rekabetin arttığı bir ortamda enerjide sürdürülebilirlik, kaliteyi yükseltmek ve

maliyeti düşürmekle olanaklıdır. Kojenerasyon enerji sistemleri, bu amaç için kullanılan

enerji üretim tekniklerinin başında yer almaktadır. Hem elektriğin hem de ısının birlikte

üretildiği bu sistemler ülkemizdeki elektrik enerjisi üretiminde büyük bir orana sahiptir.

Bu çalışmamda yardımlarını esirgemeyen Sayın danışman hocam Prof. Dr. Mustafa

Özcan ÜLTANIR’a, ve Prof. Dr. Musa AYIK ile Prof. Dr. Selahattin ERAKTAN’a

ayrıca tezin hazırlanması aşamasında incelemelerde bulunduğum Zorlu Enerji, Ak

Enerji ve Ayen Enerji ile Ayanoğlu Salyangoz Fabrikası ve Çanakcılar Seramik

Fabrikası yetkililerine teşekkürlerimi sunarım.

Osman Tolga YENİCE

Ankara, Nisan 2005

iv

İÇİNDEKİLER

ÖZET .................................................................................................................................i ABSTRACT......................................................................................................................ii ÖNSÖZ VE TEŞEKKÜR ................................................................................................iii SİMGELER DİZİNİ .........................................................................................................v ŞEKİLLER DİZİNİ.........................................................................................................vii ÇİZELGELER DİZİNİ ..................................................................................................viii 1. GİRİŞ ........................................................................................................................1 1.1. Türkiye’de Otoprodüktör Elektrik Üretimi.............................................................2 1.2. Kojenerasyon ve Tarihsel Gelişimi.........................................................................5 1.3. Kojenerasyon Sistemlerinin Kullanıldığı Alanlar...................................................6 1.4. Kojenerasyon Tesislerini Oluşturan Sistemler........................................................8 1.5. Kojenerasyon Tesislerinin Üstünlükleri................................................................12 1.6. Türkiye’deki Kojenerasyon Santralleri .................................................................13 2. KAYNAK ÖZETLERİ ..........................................................................................14 3. MATERYAL VE YÖNTEM.................................................................................26 3.1. Materyal ................................................................................................................26 3.1.1. Zorlu enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali................................................26 3.1.2. Ak enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali....................................................29 3.1.3. AYEN enerji kombine çevrim santrali...............................................................31 3.1.4. Ayanoğlu salyangoz fabrikası ............................................................................33 3.1.5. Çanakcılar seramik fabrikası..............................................................................37 3.2. Yöntem..................................................................................................................40 3.2.1. Teknik analiz......................................................................................................40 3.2.1.1. Gaz türbini hesabı ...........................................................................................41 3.2.1.2. Buhar türbini hesabı ........................................................................................42 3.2.1.3. Atık ısı kazanı hesabı ......................................................................................43 3.2.1.4. Jeneratör hesabı ...............................................................................................44 3.2.2. Ekonomik analiz ................................................................................................45 3.2.2.1. Sermaye .........................................................................................................45 3.2.2.2. Keşif özeti .......................................................................................................46 3.2.2.3. Sabit masraflar ................................................................................................47 3.2.2.4. Değişen masraflar............................................................................................48 3.2.2.5. Gelir-gider tablosu ..........................................................................................49 3.2.2.6. Fon akış tablosu ..............................................................................................50 3.2.2.7. İç karlılık oranı ................................................................................................51 3.2.3. Kojenerasyon santrali simülasyon programı ......................................................52 4. ARAŞTIRMA BULGULARI.................................................................................55 4.1. Teknik Bulgular ....................................................................................................55 4.2. Ekonomik Bulgular ...............................................................................................58 4.3. Sonuçların İstatistiksel Analizi .............................................................................66 5. TARTIŞMA VE SONUÇ........................................................................................70 KAYNAKLAR ...............................................................................................................72 EK 1 Visual Basic Simülasyon Program CD'si .................................................................. ÖZGEÇMİŞ ....................................................................................................................76

v

SİMGELER DİZİNİ

ηBrayton Brayton verimi ηc Kompresör etkinliği ηel Jeneratör etkinliği ηG Global etkinlik ηhr Düzeltilmiş etkinlik ηRankine Rankine verimi ηt Gaz türbini ısısal etkinliği BD Bugünkü değer ($) BDDF Bugünkü değer faiz faktörü Bt Her yıl sonunda kalan amortisman ($/yıl) cbuhar Buharın özgül ısısı (kJ/kgK) cegzoz Egzoz gazının özgül ısısı (kJ/kgK) cp doğalgaz Doğalgazın sabit basınçtaki özgül ısısı (kJ/kgK) cp hava Havanın sabit basınçtaki özgül ısısı (kJ/kgK) csu Suyun özgül ısısı (kJ/kgK) Dt t yılı sonundaki amortisman değeri ($/yıl) Ef Yakıtın ısısal gücü (kW) Er Elektrik ihtiyacı (kW) ei Özgül ekserji (kJ/kg) F Faiz artışı sonucu oluşan değer ($) FO Faiz oranı G Nakit giriş ve çıkışları ($) gi Senkronize faktörü H Eşdeğer yıllık kullanma saati (h/yıl) Hd Sistemdeki maksimum ısı (kW) h1 Doygun sıvı entalpisi (kJ/kg) h3 Kuru buhar entalpisi (kJ/kg) h4 Kızgın buhar entalpisi (kJ/kg) hbuhar Kazandan çıkan buharın entalpisi (kJ/kg) hsu Kazanı besleyen suyun entalpisi (kJ/kg) IO İskonto oranı IPL Santral ana parası ($) K Geri ödeme süresi (yıl) Los Gaz türbinindeki kaybolan enerji (kW) megzoz Gaz türbini egzoz miktarı (kg/s) msu Kazan besi suyu miktarı (kg/s) n Faiz ödeme süresi neko Ekonomik ömür (yıl) nhava Havanın polientropik sabitesi P Buhar türbini maksimum basıncı (bar) P1 Gaz türbini giriş basıncı (bar) P2 Gaz türbini sıkışma sonu basıncı (bar) Pi/Po Giriş çıkış basınç oranı Psantral Santralin yatırım miktarı ($) R Yıllık toplam kar ($/yıl)

vi

RG Gaz sabitesi r İç karlılık oranı Sel Elektrik üretimi yıllık karı ($/yıl) Ss Buhar üretimi yıllık karı ($/yıl) s Standart sapma si Buharın giriş entropisi (kJ/kgK) so Buharın çıkış entropisi (kJ/kgK) T1 Çevre sıcaklığı (K) T2 Gaz türbini sıkışma sonu sıcaklığı (K) T3 Gaz türbini yanma sıcaklığı (K) T4 Gaz türbini egzoz sıcaklığı (K) Tel Elektrik tarifesi ($/kWh) tb Buharlaşma sıcaklığı (0C) tbaca Kazan baca gazı sıcaklığı (0C) tegzoz Gaz türbini egzoz gazı sıcaklığı (0C) tk Buhar türbini kızdırma sıcaklığı (0C) tsu Kazana giren besleme suyu sıcaklığı (0C) URB Bakım masrafı (($/kWh) Yel Elektrik üretim maliyeti ($/kWh) Yf Yakıt tüketimi ($/kWh) Ys Buharın üretim maliyeti ($/kWh) YO Yüklenme oranı

vii

ŞEKİLLER DİZİNİ

Şekil 1.1. Kojenerasyon sisteminin şematik görünüşü .....................................................5 Şekil 1.2. Trijenerasyon sisteminin şematik görünüşü .....................................................6 Şekil 1.3. Türkiye’de kojenerasyon tesislerinin kullanıldığı alanlar (Topuz 2001)..........7 Şekil 1.4. Kojenerasyon tesisinin şematik görünümü .......................................................8 Şekil 1.5. Gaz türbini ........................................................................................................9 Şekil 1.6. Gaz motoru .......................................................................................................9 Şekil 1.7. Dizel motor .......................................................................................................9 Şekil 1.8. Atık ısı kazanı .................................................................................................10 Şekil 1.9. Buhar türbini ve çarkı .....................................................................................10 Şekil 2.1. Kojenerasyon sisteminin akış diyagramı ........................................................14 Şekil 2.2. ASPEN yazılım programı akış şeması............................................................15 Şekil 2.3. Sistemin akış şeması .......................................................................................17 Şekil 2.4. Sistemin akış diyagramı ..................................................................................18 Şekil 2.5. Santral akış diyagramı.....................................................................................21 Şekil 3.1. Zorlu Enerji 1 numaralı santral akış şeması....................................................27 Şekil 3.2. Zorlu Enerji 2 numaralı santral akış şeması....................................................27 Şekil 3.3. Ak Enerji akış şeması .....................................................................................30 Şekil 3.4. AYEN Enerji kombine çevrim santrali akış diyagramı ..................................32 Şekil 3.5. Devrek salyangoz fabrikası işlem akış şeması................................................35 Şekil 3.6. Fabrikanın elektrik tüketimi............................................................................36 Şekil 3.7. Çanakçılar seramik fabrikası akış diyagramı. .................................................39 Şekil 3.8. Brayton çevrimi. .............................................................................................41 Şekil 3.9. Rankine çevrimi ..............................................................................................42 Şekil 3.10. Atık ısı kazanı yararlı ve harcanan ısılar.......................................................43 Şekil 3.11. Benzeşim programı teknik analiz akış diyagramı .........................................52 Şekil 3.12. Benzeşim programı ekonomik analiz akış diyagramı ...................................53 Şekil 4.1. Gaz türbini verim ve sıcaklık eğrileri .............................................................67 Şekil 4.2. Buhar türbini verim ve entalpi eğrileri............................................................68 Şekil 4.3. İç karlılık oranı grafiksel analizi .....................................................................69

viii

ÇİZELGELER DİZİNİ

Çizelge 1.1. Enerji kaynaklarına göre üretim payları (%) (Anonim 2002).......................3 Çizelge 1.2. Otoprodüktör santrallerinde kullanılan yakıt miktarları ...............................4 Çizelge 1.3. Otoprodüktör santrallerinin elektrik enerjisi üretimi (GWh)........................4 Çizelge 1.4. Tesislerde kullanılan yakıtlar ve özellikleri................................................11 Çizelge 2.1. İşlem giriş verileri .......................................................................................16 Çizelge 2.2. İşlem çıkış verileri.......................................................................................16 Çizelge 2.3. Elektriksel çıkış verileri ..............................................................................16 Çizelge 2.4. Termoekonomik yöntemle bulunan sonuçlar .............................................18 Çizelge 2.5. Gaz türbini performans değerleri ................................................................22 Çizelge 2.6. Waukesha onayı verilen sistemin sayısal analizi ........................................23 Çizelge 2.7. Waukesha onayı verilen sistemin ekonomik analizi...................................24 Çizelge 3.1. Zorlu enerji santral teknik verileri ..............................................................28 Çizelge 3.2. AYEN Enerji kombine çevrim santrali teknik veriler ................................33 Çizelge 3.3. Fabrikada elektrikle çalışan makinaların çektikleri güçler .........................36 Çizelge 3.4. Seramik fabrikasındaki makinaların çektiği elektrik güçleri ......................38 Çizelge 3.5. Kojenerasyon projesi keşif özeti.................................................................46 Çizelge 3.6. Gelir-gider tablosu ......................................................................................49 Çizelge 3.7. Fon akış tablosu ..........................................................................................50 Çizelge 4.1. AYEN enerji kojenerasyon santrali keşif özeti...........................................59 Çizelge 4.2. AYEN enerji amortisman hesabı ................................................................60 Çizelge 4.3. AYEN Enerji faiz hesabı ............................................................................60 Çizelge 4.4. AYEN Enerji faiz ödemeleri.......................................................................61 Çizelge 4.5. AYEN enerji sigorta teklifi.........................................................................61 Çizelge 4.6. AYEN enerji gelir-gider tablosu ($) ...........................................................62 Çizelge 4.7. AYEN enerji fon akış tablosu (1000$) .......................................................64 Çizelge 4.8. AYEN enerji iç karlılık oranı......................................................................65 Çizelge 4.9. Gaz türbini sayısal analizi...........................................................................66 Çizelge 4.10. Buhar türbini verim analizi .......................................................................67 Çizelge 4.11. İç karlılık oranı sayısal analizi ..................................................................68 Çizelge 5.1. Teknik veriler ile hesapla bulunan verilerin karşılaştırılması.....................70

1

1. GİRİŞ

Dünyada nüfus artışı ile birlikte enerjiye olan talep de hızla artmaktadır. Özellikle fosil

yakıt rezervlerinin giderek azalması enerji kullanımını sıkıntıya sokmaktadır. Enerji

üretiminde çeşitlilik ve var olan her türlü enerji kaynağının kullanılması ülkelerin enerji

politikasındaki hedefi olmalıdır.

Türkiye’de elektrik enerjisi talebi ülke ekonomisinden daha hızlı ilerlemektedir. 2001

yılında ekonomik krizin yaşandığı dönemde bile elektrik üretimi %1 oranında artarak

127.9 milyar kWh’e yükselmiştir. Kapasite yetersiz kaldığı için tüketimin %3.5’i ithalat

yoluyla karşılanmıştır. Devlet Planlama Teşkilatının yapmış olduğu tahminlere göre

önümüzdeki beş yıl boyunca elektrik enerjisi talebinin %9 oranında büyümesi

beklenmektedir (Anonim 2000).

Türkiye’nin elektrik üretimindeki kurulu gücü 2001 yılı sonu itibariyle 23316 MW

seviyelerindedir. 2001 yılında 4.5 milyar kWh elektrik enerjisi ithal edilmiştir. Elektrik

enerjisi talebinin yılda ortalama %8 büyümesi halinde, yirmi yıl sonra elektrik enerjisi

talebi 550 milyar kWh’e ulaşacağı tahmin edilmektedir. Bu yüzden kurulu gücün

110000 MW seviyelerine çıkması gerekmektedir (Anonim 2002).

Ülkemizde elektrik enerjisi talebinin 2001 yılı itibariyle %73’ünü kamu, %13.5’ini özel

sektör karşılamaktadır. Ülkemizin içinde bulunduğu ekonomik sıkıntıdan dolayı özel

sektörün enerji talebini karşılama oranının giderek artması beklenmektedir.

Elektrik enerjisinin özel sektör tarafından üretilmesini gerçekleştiren sektörlerin başında

otoprodüktör santraller gelmektedir. Gereken elektrik enerjisini kaliteli, güvenli ve

ekonomik olarak üretip kendi kuruluş ve ortaklarına sağlayan otoprodüktör

kojenerasyon santrallerinin sayısı 2003 yılında 154’e yükselmiştir. Ortalama

kapasiteleri 23 MW olup toplam kurulu güçleri 3550 MW’ tır. Otoprodüktör

kojenerasyon santrallerin toplam elektrik üretimindeki payı 2003 yılında %16.5

seviyelerindedir ve 2005 yılında bu oranın %18-20’ye yükselmesi beklenmektedir

(Ağış 2003).

2

1.1. Türkiye’de Otoprodüktör Elektrik Üretimi

Otoprodüktörler, kendi faaliyet alanlarının enerji gereksinimlerini karşılamak amacıyla,

belirli kurallara dayanarak kurup işlettiği tesislerde elektrik üreten tüzel kişilerdir.

Otoprodüktörlüğün kurulmasındaki amaç, ülkemizin gittikçe artan enerji gereksinimini

göz önünde bulundurarak kendi kurup işleteceği tesislere daha ekonomik, güvenilir ve

kaliteli enerji sağlamaktır. Bu sistemin 3 önemli fonksiyonu bulunmaktadır

(Taboğlu 2000).

• Özel sektörün enerji yatırımlarına katılmasını sağlayarak ülkenin enerji açığının

kapatılmasına katkıda bulunmak,

• Bu tür tesisleri kuran birimlerin kendi enerji gereksinimlerini ucuz ve güvenilir

biçimde karşılamalarını sağlamak, maliyetlerin azalmasıyla yatırımcıların

rekabet güçlerini artırmak,

• Enerji temininde tek bir üreticiye bağlı kalmaktan kurtulmak.

Ülkemizde otoprodüktörlük ile ilgili yönetmelik değişiklikleri, 6.8.1985 tarih ve

85/9799 sayılı Resmi Gazetede yayınlanan Bakanlar Kurulu Kararı ile “Türkiye Elektrik

Kurumu Dışındaki Kuruluşlara Elektrik Enerjisi Üretim Tesisi Kurma ve İşletme İzni

Verilmesini Belirleyen Yönetmelik” ile başlamış 1996, 1998 ve 2000 yıllarında yapılan

eklerle halen yürürlükte olan şeklini almıştır (Alemdaroğlu 2003).

Yönetmelikte bulunan bazı maddeler aşağıda sıralanmıştır (Ültanır 1998) :

• Otoprodüktörler kendi faaliyet alanlarının enerji ihtiyaçlarını karşılamak üzere

üretim tesisi kuran ve elektrik enerjisi üreten tüzel kişiler, otoprodüktör grupları ise aynı

amaçla elektrik üreten tüzel kişiler grubu olarak tanımlanmaktadır.

• Sanayi tesislerinin yanı sıra, beş bin konutu aşan uydu kent yerleşim birimleri,

hastaneler, dört yıldızlı oteller ve tatil köyleri, organize sanayi bölgeleri, üniversite

kampüsleri otoprodüktör santralleri kurabilirler.

• Belediyeler çöp, çöp gazı, atıklar, biyokütle, rüzgar, güneş enerjisi ile çalışan

otoprodüktör santralı kurabilirler.

3

• Kültür balıkçılığı tesisleri, besicilik tesisleri, kümes hayvanları üretim çiftlikleri,

tarımsal sulama tesisleri; rüzgar ve/veya güneş enerjisi ile çalışan otoprodüktör santralı

kurabilirler.

• Türk Silahlı Kuvvetleri Güçlendirme Vakfı, ortağı olduğu otoprodüktör grubunca

üretilecek enerjiyi T. S. K. ve kurumlarına verebilir.

• Otoprodüktör santralleri; sanayi tesislerinin atık ısısı veya benzeri yan ürünlerden

yararlanan kombine çevrimli, buhar çevrimli, hidrolik, biyokütle, atıklar, rüzgar ve

güneş ile çalışan üretim tesisleri olabilirler. Kurulan otoprodüktör santralin atık ısısı var

ise 12 ay içerisinde değerlendirilmesi esastır.

• Otoprodüktör santraller kendinin ve ortaklarının enerji ihtiyacını karşıladıktan sonra

kalan fazla enerjilerini fiziki bağlantı yaptıkları kuruluşa, tüketiciye uygulanan ortalama

net satış fiyatının % 85’ ini aşmayacak bir fiyatla satarlar.

• Enerjisini iletim ve dağıtım hatlarını kullanarak nakleden otoprodüktörler nakil

bedeli öderler. Nakil bedeli nakledilen enerji miktarı ile orantılı olup, iletim için en fazla

% 10.5, dağıtım içinse % 6.5’tir.

Dağıtım sistemlerindeki sorunlardan kaynaklanan enerji kesilmelerinin meydana

getirdiği olumsuzlukların giderilmesi ve sanayiciye kesintisiz, kaliteli enerji

sunulabilmesi otoprodüktörlerin çekiciliğini arttırmıştır (Klimstra 2003).

1998-2001 yılları arasında enerji kaynaklarına göre Türkiye’de enerji üretiminde en

fazla pay doğal gaz ve linyit santrallerindedir (Çizelge 1.1).

Çizelge 1.1. Enerji kaynaklarına göre üretim payları (%) (Anonim 2002)

Yıllar 1998 1999 2000 2001

Doğalgaz 22 31 37 40Linyit 30 29 28 28Su 38 30 25 20Taşkömürü 3 3 3 3Sıvı Yakıt 6 6 6 8Diğer 1 1 1 1

4

Otoprodüktörlük, doğalgaz kullanımının ülkemizde yaygınlaşmasıyla gelişmiştir. 2000

yılında otoprodüktör üretiminde en fazla kullanılan birincil kaynak % 63’lük payla

doğalgaz olmuştur. Otoprodüktör santrallerde kullanılan yakıt miktarları ve elektrik

enerjisi üretimleri Çizelge 1.2 ve 1.3’de gösterilmektedir (Anonim 2000).

Otoprodüktör santralleri üretimi içinde doğalgaz santrallerinin payı 1991 de % 2.2 den

1999 da % 59.5 e çıkmıştır (Armağan 2003).

Çizelge 1.2. Otoprodüktör santrallerinde kullanılan yakıt miktarları

Yıllar Katı Yakıt (Bin ton)

Sıvı Yakıt (Bin ton)

Doğalgaz (Milyon m3)

1990 282 791 0.2 1991 308 679 18 1992 297 866 29 1993 268 1007 116 1994 242 960 198 1995 156 896 485 1996 192 828 542 1997 201 724 816 1998 249 991 1221 1999 224 870 1735

Çizelge 1.3. Otoprodüktör santrallerinin elektrik enerjisi üretimi (GWh)

Yıllar Katı Yakıtlı

Sıvı Yakıtlı

Doğalgaz Diğer Toplam

1990 376.6 2973.8 1.1 9.8 3361.3 1991 434.0 2818.8 73.4 42.9 3369.1 1992 492.2 3052.7 123.2 59.0 3727.1 1993 503.5 3107.0 489.0 72.4 4171.9 1994 432.1 3167.6 963.9 55.4 4619.0 1995 920.3 2330.9 2143.4 230.3 5624.9 1996 1072.6 2426.0 2386.9 185.1 6070.6 1997 1347.9 2307.7 3795.7 302.6 7753.9 1998 1151.2 3064.1 5627.4 288.6 10131.3 1999 1322.0 3512.4 7453.4 241.2 12529.0

5

1.2. Kojenerasyon ve Tarihsel Gelişimi

Kojenerasyon kelime olarak “Combined Generation” terimlerinin kısaltılmasından

oluşmuştur. Isı ve elektriğin birlikte üretildiği “birleşik üretim” anlamına gelmektedir.

Aynı yakıt kaynağından daha fazla kullanılabilir enerji açığa çıkarttığı için tek amaçlı

üretim sistemlerinden daha verimlidirler. Verimli olmasının yanında egzoz gazlarını da

değerlendirdiğinden CO2 emisyonu azalır. Sistemin şematik görünüşü Şekil 1.1 de

verilmektedir.

Şekil 1.1. Kojenerasyon sisteminin şematik görünüşü

Kojenerasyon teknolojisinin ilk basit örnekleri 20. yüzyılın ilk yarısında görülmüştür.

1973-1979 yılları arasında petrol krizlerinin ardından gelişimini devam ettirerek

uygulamaya konulmuştur.

Kojenerasyon, 20. yüzyılın başlarından itibaren yerleşim birimlerine kurulmuş ve bölge

ısıtılması amaçlanmıştır. Kojenerasyon merkezi ısıtma uygulamalarının yaygın olarak

kullanıldığı bölgelerde daha erken gelişme olanağı bulmuştur. Amerika’da binalar çok

yüksek olduğundan ısıtma sıcak su yerine alçak basınçlı buhar kullanılarak yapılmıştır.

Bu sistemin kullanılmasının bir sebebi de yaz aylarında büyük klima tesisleri için

buhara duyulan ihtiyaç olmuştur. Bu yüzyılın sonunda Amerika’da elektriğin %15’ini

kojenerasyon sistemleri karşılamıştır. İngiltere’de 1945 yılından itibaren kojenerasyon

sistemleri bölge ısıtması şeklinde başlamış ve hızla gelişmiştir. Almanya’da yine

merkezi ısıtma olarak 1930’lu yıllarda başlamıştır. İskandinav ülkelerinde toplam

binaların %30-80’i bu sistemle ısıtılmakta olup ısıtma merkezleri birleşik ısı-güç

üretimi şeklinde düzenlenmiştir.

Doğalgaz Dizel

Benzin LPG

Metan

Kojenerasyon Santrali

Kayıplar % 10-20

Isı Enerjisi % 40-50

Elektrik Enerjisi % 30-40

6

Uygulamada, “üçlü üretim” anlamına gelen trijenerasyon sistemleri de bulunmaktadır.

Isı ve elektrik enerjisinin yanında kojenerasyonun atık gazından elde edilen sıcak su

veya buhar ile soğuk suyun elde edildiği bu sistemler Şekil 1.2 de gösterilmektedir.

Şekil 1.2. Trijenerasyon sisteminin şematik görünüşü

1.3. Kojenerasyon Sistemlerinin Kullanıldığı Alanlar

Kojenerasyon tesislerinin gelişmiş enerji üretim sistemi olarak, kentsel yerleşimler ve

sanayi alanında birçok uygulama alanı bulmaktadır. Kullanılacak tesislerin kapasiteleri

gereksinim duyulan ısı ve elektrik enerjisi miktarına göre belirlenmektedir.

Kojenerasyon tesisleri; petrol rafinerileri, petrokimya kompleksleri, kimya tesisleri,

tekstil boyama tesisleri, kağıt ve selüloz işleme tesisleri, ağaç işleme tesisleri, gıda

üretim tesisleri, gübre tesisleri, tuğla ve seramik tesislerinde kullanılabilmektedir.

Kojenerasyon tesisleri kentsel yerleşimlerin ısıtma ve soğutması amacıyla da

kullanılmaktadır. Aynı zamanda bu yerleşim alanlarında gereksinim duyulan elektrik

enerjisi de sağlanmaktadır. Türkiye’deki kojenerasyon tesislerin kullanıldığı alanlar

Şekil 1.3 de gösterilmektedir.

Günümüzde bölgesel ısınmalar için birçok yerde kojenerasyon uygulamaları

kullanılmaktadır. Ticari ve küçük endüstriyel uygulamalar için de kojenerasyon

sistemleri mümkün olmaktadır. Kojenerasyon sisteminin uygulanmasında en büyük

olumsuzluk, kullanım ve yapım mevzuatlarındaki belirsizlik ve kuruluş maliyetlerinin

yüksek olmasıdır (Piyade 2003).

7

Şekil 1.3. Türkiye’de kojenerasyon tesislerinin kullanıldığı alanlar (Topuz 2001)

Kojenerasyon uygulamalarında elektrik üretiminin dışında sıcak su veya buhar ile

gerçekleştirilmiş çeşitli çalışmalar da görülmektedir. Tayland’da kurulmuş bir tesiste,

absorpsiyonlu sistem ile soğutmada, kojenerasyon sisteminden elde edilen sıcak su ya

da buhar ile gereksinim duyulan soğutma sağlanabilmektedir. Almanya’da kurulan bir

tesiste, kojenerasyon sisteminden elektrik enerjisi üretilirken geri kazanım yoluyla elde

edilen ısı enerjisinden yararlanarak sıcak hava üretilmiş ve mevcut tesisin ihtiyacı olan

kurutma havası sağlanmıştır. Finlandiya’da, bir ekmek fırınında kurulmuş kojenerasyon

tesisinde üretilen elektrik enerjisinin dışında fırının gereksinim duyduğu buhar, düşük

ve yüksek basınçlı olarak sağlanmaktadır. Aynı zamanda buhar sisteminin geri

kazanımından sağlanan ısı enerjisi, eşanjörler yardımıyla merkezi ısıtma amaçlı sıcak

suya dönüşmektedir. Bu uygulamada toplam çevrim verimini arttırmak için ihtiyaç

fazlası enerjinin civarda bulunan kişiler tarafından paylaşılması ile sosyal birliktelik de

sağlanmaktadır. Danimarka’da kurulmuş olan tesiste, yine elektrik üretilirken aynı

zamanda geri kazanılan ısı enerjisi ile sera ısıtması yapılmaktadır. Hollanda’da yapılan

bir kojenerasyon tesisi çöp atıkların birikmesi sonucu oluşan metan gazı kullanılması ile

çalışmaktadır. Bu tesiste, çöplük gazlarının emisyon yoluyla çevreye zarar vermesini ve

metan patlamalarını engellemek için elektrik üretimi sağlanmaktadır (Yiğit 2004).

8

1.4. Kojenerasyon Tesislerini Oluşturan Sistemler

Kojenerasyon tesislerinin basit çevrimdeki sistemlerden daha yüksek verimle

çalışmasının başlıca nedeni egzoz gazlarından faydalanarak ikinci bir enerji üretmektir.

Basit bir çevrimde, sadece elektrik üreten gaz türbini ya da motor, enerjinin % 30-40’ını

elektriğe çevirirken; kojenerasyon sisteminde dışarıya atılacak ısının büyük kısmı

kullanılabilir enerjiye dönüşmektedir (Türkel 2001). Böylece toplam enerji girişinin %

60-90’ı değerlendirilmektedir. Bu tekniğe aynı zamanda Birleşik Isı-Güç Sistemleri

(Combined Heat and Power Systems) denilmektedir. Şekil 1.4’de kojenerasyon

tesislerini oluşturan sistemin şematik görünüşü verilmektedir.

Kojenerasyon tesislerinde jeneratörü tahrik eden gaz türbini, gaz motoru ve dizel

motoru olmak üzere 3 farklı motor kullanılmaktadır.

Gaz türbini (Şekil 1.5), havayı sıkıştırıp, gaz veya sıvı yakıtı yakarak elektrik

jeneratörünü döndüren sistemdir. Gaz türbininden çıkan egzoz gazları, sıcaklığı çok

fazla olduğundan, atık ısı kazanında değerlendirilip yüksek verimde ısı enerjisi elde

etmede kullanılmaktadır. Gaz türbinleri genel olarak 1 MW ve üstü güçlerde

kullanılmakta ve ısı üretimleri türbin çıkış gücünün 2.5 – 3 katı kadar olmaktadır.

Şekil 1.4. Kojenerasyon tesisinin şematik görünümü

9

Şekil 1.5. Gaz türbini

Gaz motorları; düşük devirli, otto çevrimli, çok silindirli ve 50-3500 kW güç aralığında

çalışan sistemdir ve ısı üretimleri güç çıkışının 1-1.5 katı kadar olmaktadır. Gaz

motorları; doğalgaz, propan veya biogaz ile çalışabilmektedir. Azot oksit emisyonu

düşük olduğundan çevre dostudur. Gaz motoru Şekil 1.6 da gösterilmektedir.

Şekil 1.6. Gaz motoru

Dizel motorlar çok silindirli olup 200-22000 kW çıkış güçleri arasında çalışmaktadır.

Dizel motorlarda motorin ya da ağır fueloil yakıtlar kullanılmaktadır. Elektrik üretim

verimi yüksek, atık ısı üretimi düşüktür. Genellikle güç çıkışına eşit bir ısı üretimine

sahiptir (Şekil 1.7).

Şekil 1.7. Dizel motor

10

Kojenerasyon tesislerinin diğer önemli kısmını, egzoz gazlarının değerlendirildiği atık

ısı kazanları oluşturmaktadır. Atık ısı kazanları (Şekil 1.8), gaz türbinleri, gaz motorları

ya da dizel motorların egzoz çıkışlarına monte edilmektedir. Egzoz gazları, kazana

besleme suyu ve kondenser ile giren suyu kızdırma sıcaklığı değerine getirerek buhara

dönüştürmektedir. Oluşan buhar da amaca uygun olarak sıcak su veya buhar olarak

sisteme verilmektedir.

Şekil 1.8. Atık ısı kazanı

Buhar türbinleri, atık ısı kazanından gelen yüksek basınçlı buhar ile çalışmaktadır.

Buhar türbini gelen buhar ile dönü hareketi elde etmekte ve jeneratörü çevirerek ikinci

kez elektrik enerjisi üretmektedir. İsteğe bağlı olarak basınçlı buharı direk olarak

sisteme, buhar ya da sıcak su olarak verebilmektedir. Buhar türbini Şekil 1.9’da

gösterilmektedir.

Şekil 1.9. Buhar türbini ve çarkı

11

Kojenerasyon tesislerinde kullanılan yakıt tipi genel olarak doğalgazdır. Doğalgazın

ekonomik oluşu, depolanma gereksiniminin olmaması, yanma özelliğinin iyi olması ve

çevre dostu olması kullanım alanını genişletmektedir. Doğalgazı izleyen diğer yakıtlar;

propan, dizel, sıvı yakıt no 4, sıvı yakıt no 6 ve nafta olarak sıralanabilir.

Doğalgaz ve propan ticari olarak kullanılırken biyogaz, kok gazı ve odun gazı çöplükler

ya da özel gazlar üreten tesislerde kullanılmaktadır. Dizel yakıtının yanması verimli,

emisyon oranı düşüktür. Fiyatı sebebiyle kojenerasyon sistemlerinde ana yakıt olarak

kullanılması ekonomik değildir. Ancak gaz kesintilerine karşı ek yakıt olarak ve elektrik

kesintilerinde dizel jeneratörü çalıştırması sırasında kullanılması uygun görünmektedir.

Sıvı yakıtların emisyonlarında arıtma gerektirdiği için bu tesislerde ekonomik olarak

kullanılamamaktadır.

Gaz yakıtların türbin ve motorlarda yakılabilmesi için en önemli kriterler metan sayısı,

ısıl değeri ve doğrusal alev hızıdır. Bu özelliklerden oluşan ve uygulamada kullanılan

gazlar Çizelge 1.4’te gösterilmektedir (İnallı vd 2002).

Çizelge 1.4. Tesislerde kullanılan yakıtlar ve özellikleri

Yakıt Birleşimi Özgül Ağırlık (kg/nm3)

Alt Isıl değeri (kWh/nm3)

Metan Sayısı Doğrusal Alev hızı (cm/s)

H2 Hidrojen 0.0899 2.996 0 302 CH4 Metan 0.717 9.971 100 41 C3H8 Propan 2.003 26 33 45 CO Karbon

monoksit 1.25 3.51 75 24

Doğalgaz CH4 %88.5 C2H6 %4.7 C3H8 %1.6 C4H10 %0.2 N2 %5

0.798 10.14 80 41

Arıtma Gazı CH4 %65 CO2 %35

1.158 6.5 135 27

Çöplük Gazı CH4 %50 CO2 %40 N2 %10

1.274 4.98 150 20

Odun Gazı H2 %7 CO %17 CNHM %5 N2 %56 CO2 %15

1.25 1.38 13

12

1.5. Kojenerasyon Tesislerinin Üstünlükleri

Kojenerasyon tesislerinin en büyük üstünlüğü, gereksinim duyulan enerji türlerini

istenildiği zaman ve miktarda üretebilmesidir. Bu tesisler, kendi enerjilerini kendileri

ürettiklerinden dışa bağımlı değildir.

Üretilen enerjideki kalite ve devamlılık diğer bir üstünlüğüdür. Böylece elektrik

kesilmesi, frekans ve voltajdaki düzensizlikler ortadan kalkmış olmaktadır.

Kojenerasyon tesislerine yapılan kredi harcamaları uzun vadede geri ödemeli olduğu

için enerji daha ucuz elde edilmektedir.

Kojenerasyon tesislerinde egzoz gazlarından faydalanıldığından CO2 emisyonları

oldukça düşüktür. Böylece sistem çevre kirliliği yönünden de avantajlı durumdadır.

Kojenerasyon tesislerinin diğer avantajları maddeler halinde aşağıda sıralanmıştır

(Yapıcı 2000):

• Geleneksel elektrik üretiminde elektrik enerjisinin uzak mesafelere naklinde önemli

miktarlarda kayıplar oluşmasına karşın yerel elektrik üretimi sağlayan bu tesislerde

nakil kayıpları ortadan kalkmaktadır.

• Küçük güç ve boyutlarda inşa edilebildiğinden, daha küçük ve yerel şirketlerce

kurulup işletilebilmektedir.

• Enerjinin dönüşümü ve kullanımında verimliliği artırmaktadır.

• Üretim tesislerinin çeşitliliğini artırıp, endüstriyel ve ticari kuruluşlara üretimde

rekabet gücü sağlamaktadır.

• Bu sistemler gelişip yaygınlaştıkça yeni yatırım ve iş olanakları sağlanmaktadır.

• Ulusal enerji maliyetinde büyük miktarda azalma sağlanmaktadır.

• Birincil enerji kullanımındaki yüksek verimlilikten dolayı, yerel ve ithal enerji

kaynaklarından tasarruf sağlanmaktadır.

13

1.6. Türkiye’deki Kojenerasyon Santralleri

Hızla gelişmekte olan ülkemizde enerji gereksinimi, ekonomik büyüme hızının

üzerinde artmaktadır. Elektrik sektörü içinde en büyük paya sahip yakıt girdisi

doğalgazdır. Ülkemizin elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasında önemli rol oynayan

bu tesislere satılan doğalgaz miktarı 1999 yılında 7743 milyar m3 değerine ulaşmış ve

toplam doğalgaz satışlarının % 64’ünü oluşturmuştur. Ülkemizde yaşanan ekonomik

krize karşın kojenerasyon santralleri 2000 yılında Türkiye elektrik enerjisi üretiminin %

12’sini sağlarken, 2003 yılında bu değer % 16.5’e çıkmıştır.

2003 yılı verilerine göre ülkemizde mevcut 154 kojenerasyon tesisi bulunmakta, 74

tesis için de lisans çalışmaları devam etmektedir. Kojenerasyon teknolojisi ile elektrik

ve ısı enerjisini birlikte üreten otoprodüktör tesislerinin kapasitesi 3500 MW’ a

ulaşmıştır. 2002 yılındaki ekonomik krize rağmen 20 milyar kWh elektrik enerjisi ve

20000 Terakalori faydalı ısı üretilmiş ve % 65’e varan üretim randımanı ile 2 milyon

TEP birincil enerji tasarrufu sağlanmıştır. Bu değer, enerjinin % 64’ünü ithal eden

ülkemiz için oldukça önemlidir. Ayrıca CO2 gazlarında 10 milyon tonluk azalma

gerçekleşmiştir. Bu özelliklerinden dolayı Avrupa ülkelerinde kojenerasyon

üretimlerine yeşil enerji sertifikası verilmektedir. Sertifikası olan sistemlerde; örneğin

Yunanistan’da kWh başına 2 Eurocent, Almanya’da ise 2-2.5 Eurocent prim

ödenmektedir (Ağış 2003).

Ülkemizde kendi kojenerasyon tesislerini kurmuş birçok büyük firma, ürettikleri

enerjiyi kendi fabrikalarında kullanmakta; ihtiyaç fazlası enerjinin bir kısmını diğer

kuruluşlara bir kısmını da TEAŞ’a satmaktadır.

14

2. KAYNAK ÖZETLERİ

Ligang ve Furimsky (2003), çalışmalarında kojenerasyon santralleri için ASPEN

simülasyon programını geliştirmişlerdir. Hesaplanan değerler, 43.6 MW’lık gaz türbini

ve 28.6 MW’lık buhar türbini çalıştıran santralin verileri ile karşılaştırılmıştır. Bu

program Shell, Texaco, KRW ve BGL petrol firmaları tarafından da kombine çevrim

santrallerinde kullanılmaktadır.

Bu çalışmada baz alınan kombine çevrim santrali, üç adet hastane ve Sağlık Bilim

Merkezi bulunan Ontario’da kurulmuştur. Santral kurulu gücü 70 MW’tır. Atık ısı,

buhar türbininde değerlendirilerek sıcak su ve buhar elde edilerek hastaneler ve sağlık

merkezinde değerlendirilmektedir. Kojenerasyon sisteminin akış şeması Şekil 2.1’de

gösterilmektedir.

Şekil 2.1. Kojenerasyon sisteminin akış diyagramı

Elektrik GE LM-6000 gaz türbini ve iki adet buhar türbini tarafından üretilmektedir.

Doğal gaz ve hava, gaz türbinine sırasıyla 11200 ve 391100 m3/h ile girmektedir.

Ayrıca gaz türbininden çıkan NOx emisyonunu azaltmak için türbine kontrol buharı

girmektedir. Türbinde 1200-1260 0C’de yanma olmakta ve 42 MW güç elde

edilmektedir. Egzoz gazları atık ısı kazanına gönderilmektedir. Buhar türbininin çıkış

15

gücü 8000C’de doğalgaz bulunan ikinci bir ateşleme reaktörü kullanılarak

arttırılmaktadır. Bu reaktör 7540 m3/h doğalgaz ile beslenmektedir. Buhar türbininden

çıkan basınçlı buhar üç farklı basınçla çalışan kazanlara gelerek 6200 kPa yüksek

basınçlı, 690 kPa normal basınçlı ve 138 kPa düşük basınçlı buhar üretilmektedir.

Üretilen buharlar basınçlarına göre hastanelerde kullanılmaktadır. Bu sistem için

tasarlanan ASPEN yazılım programının akış şeması Şekil 2.2’de gösterilmektedir.

Şekil 2.2. ASPEN yazılım programı akış şeması

Programın akış diyagramı 3 ana aşamada gerçekleşmektedir.

• Gaz Türbini

• Atık Isı Kazanı

• Buhar Türbini

16

Programa ait sonuçlar ve santralin gerçek değerleri ile karşılaştırılması Çizelge 2.1, 2.2

ve 2.3’de gösterilmektedir. ASPEN modeliyle bulunan elektriksel güçler gaz türbini ve

buhar türbini için sırasıyla 43.6 ve 28.6 MW iken santralin gerçek güçleri 42 ve 32 MW

değerindedir.

Çizelge 2.1. İşlem giriş verileri

Akış Tanım Debi (m3/h) Sıcaklık (0C) Basınç (kPa) GTFUEL Gaz Türbinini

besleyen doğal gaz

391100 15 101.3

SFFUEL Atık Isı kazanındaki ikinci ateşlenme için doğal gaz

11200 15 101.3

INLETAIR Gaz türbinine giren hava

7540 15 101.3

Çizelge 2.2. İşlem çıkış verileri

Referans Değerler ASPEN Modeli Akış Tanım Debi

(m3/h) Sıcaklık

(0C) Basınç (kPa)

Debi (m3/h)

Sıcaklık (0C)

Basınç (kPa)

STREAM14 AIK YB buhar 10800 482 6200 10730 482 6200 STREAM15 AIK NB buhar 7430 170 690 7430 170 690 STREAM16 AIK AB buhar 3650 126 138 3650 111 138 STREAM21 Buhar Tür’den YB

buhar 9500 432 4315 9500 430 4315

STREAM25 Buhar Tür’den AB buhar

90200 46.5 10.3 95608 46.4 10.3

YB= Yüksek Basınç, NB= Normal Basınç, AB= Alçak Basınç, AIK= Atık Isı Kazanı

Çizelge 2.3. Elektriksel çıkış verileri

Akış Referans Değerler (MW)

ASPEN Modeli (MW)

Gaz Türbini 42 43.6 Y. B. 14 13.4 Buhar Türbini

A. B. 18 15.2

Bu program, kojenerasyon santralinin modellenmesinde, çıkış değerlerinin

belirlenmesinde ticari açıdan uygun bir programdır. Ayrıca kolaylıkla diğer

kojenerasyon santrallerine de adapte edilebilmektedir.

17

Silveira ve Tuna (2003), araştırmalarında birleşik ısı-güç sistemlerinin optimizasyonu

için termoekonomik analiz yöntemi uygulamışlardır. Bu yöntemin amacı

termodinamiğin ikinci yasasına bağlı olarak minimum ekserji üretim maliyetinin

modelini çıkartmaktır. Optimizasyon için seçilen değişkenler; kazandan buhar türbinine

gelen buharın sıcaklık - basınç değerleri, basınç oranı, gaz türbini egzoz sıcaklığı ve

gazın debisidir. Enerji dönüşüm işlemlerinde enerji maliyeti hesaplanmıştır. Bu hesaplar

ve çıkarılan denklemler fizibilite çalışmalarında kullanılmaktadır. Ekserji üretim

maliyeti kojenerasyon sistemlerinin ekonomik analizi için yeni bir yöntemdir. Bu

yöntemde enerji üretiminin optimum maliyeti hesaplanmaktadır.

Optimizasyon modeli ideal gaz prensibi ile tam yanma olacak şekilde hesaplanmaktadır.

Buhar işlemleri için yapılan hesaplarda Rankine çevrimi esas alınmaktadır. Sistemin

akış şeması Şekil 2.3’de gösterilmektedir.

Şekil 2.3. Sistemin akış şeması

Bu yöntem dört adet kojenerasyon sisteminde uygulanmıştır. Bu sistemlerde 6000 kW

elektriksel güç ile 0.25, 0.6, 1.5 MPa basınçlarda buhar ve 0.278, 4.167, 1.389 kg/s gaz

debisi bulunmaktadır.

Birinci sistemde buhar türbininden üç değişik basınçta buhar çıkmaktadır. İkinci

sistemde 3 buhar çıkışının yanında yoğuşma tankına giden farklı basınçta buhar çıkışı

görülmektedir. Üçüncü sistemde gaz türbinine giren hava ön ısıtıcı sisteminden

geçerken dördüncü sistemde ön ısıtıcılı sistem bulunmamaktadır. Tüm sistemler

1.5 MPa basınçta ve 5.834 kg/s debide basınç üretmektedir.

Bu sistemlere ait maliyet ve termodinamik sonuçlar Çizelge 2.4 de gösterilmektedir.

Sistemde amortisman 5 yıl, faiz oranı % 8 alınmıştır.

Kazan Buhar

Türbini

İşlem

Pompa

1

2

3

4

18

Çizelge 2.4. Termoekonomik yöntemle bulunan sonuçlar 1. Durum 2. Durum 3. Durum 4. Durum T (0C) 500 500 T5 (0C) 600 600 P (MPa) 4.8 5.6 Pr 9.7 8.7 EPC ($/h) 510.6 503.6 EPC ($/h) 394.3 372.7 Ep (kW) 2497 6000 Ep (kW) 6000 11550 csh ($/kWh) 0.016 0.022 csh ($/kWh) 0.016 0.014 cElh ($/kWh) 0.029 0.037 cElh ($/kWh) 0.033 0.034 cSe ($/kWh) 0.035 0.039 cSe ($/kWh) 0.040 0.030 cEle ($/kWh) 0.053 0.056 cEle ($/kWh) 0.036 0.038 m1 (kg/s) 5.834 10.386 mG (kg/s) 19.7 36 mfuel (kg/s) 0.368 0.689 mfuel (kg/s) 0.475 0.655 T=Sıcaklık, P=Basınç, Pr=Basınç Oranı, EPC=Yararsız Enerji Maliyeti, csh=Buharın Üretim Maliyeti (enerji tabanlı), cElh= Elektrik Üretim Maliyeti (enerji tabanlı), cse=Buharın Üretim Maliyeti (ekserji tabanlı), cEle= Elektrik Üretim Maliyeti (ekserji tabanlı) m1=Buhar Debisi, mfuel=Yakıt Debisi

Silveira vd (2002), yapmış oldukları çalışmada üniversite kampüsü için kojenerasyon

sisteminin termoekonomik analizini yapmışlardır. Kampus olarak California, USA San

Diego Eyalet Üniversitesi seçilmiştir. Üniversite yılın her günü yirmi dört saat

çalışmaktadır. İhtiyaç duyduğu elektrik ve doğalgazı San Diego Gaz ve Elektrik

biriminden kullanım suyunu ise San Diego Belediyesinden satın almaktadır.

Yerleşkenin elektrik ihtiyacı 9 MW olup tasarlanan kojenerasyon sistemi ile bu değerin

yaklaşık 1/3’ü sağlanmaktadır. Üzerinde yapılan çalışmalarla sisteme 10 yıllık

ekonomik ömür belirlenmiştir.

Santral 466.84 m2 alan için tasarlanmış olup 3355.65 kW gücünde gaz türbini ile

3 MW’lık jeneratörü çalıştırmaktadır. Egzoz gazlarının değerlendirilmesi için gaz

türbini çıkışına atık ısı kazanı yerleştirilmiştir. Sistemin akış diyagramı Şekil 2.4’de

gösterilmektedir.

Şekil 2.4. Sistemin akış diyagramı

19

Sistemin enerji analizi ise aşağıdaki formül seti ile oluşturulmaktadır.

( ) [ ]{ }( ) ( )[ ] ( ){ }

( )[ ]

( ) ( )[ ]

)hh(mHE/)EE(

E/E)TT(mCE

E/ETT/TTTT

WE)TT(mCH

)TT()TT(mCWCPFm/TTmCE1/1TTTT

TT1P/P/TT

wsss

hrelfcpG

fchr

e4pc

fpel

231243cct

gp

14pd

1243p

gcc23pf

tt2143

21)K/1K(

12c12

−=

η+η=+=η=η

−=

=η−+−−η=η

η=

−=

−−−=

=η−=η−η−+−=

+−η= −

Sistemde kullanılacak gaz türbini seçiminde aşağıdaki kriterler göz önüne alınmıştır.

• Yöresel şartlara uygun olmalıdır (sıcaklık 25°C, bağıl nem %80).

• Buhar üretebilmek için egzoz gazı sıcaklığı 150°C olmalıdır.

• Doğalgazın sabit hacimdeki özgül ısısı 35.356 kJ/Nm3 olmalıdır.

• Sabit basınçtaki özgül ısı 1.055 kJ/kgK olmalıdır.

• Jeneratörün mekanik verimi %95 olmalıdır.

• Yanma etkinliği %97 olmalıdır.

• Atık ısının değerlendirme oranı %70 olmalıdır.

Gaz türbini seçiminde enerji-ekonomi analizi, karlılık oranı ve ekserji oranı olarak üç

yöntem uygulanmıştır.

T1= Çevre sıcaklığı (K) T2= Kompresör çıkış sıcaklığı sıcaklığı (K) T3= Türbin giriş sıcaklığı (K) T4= Türbin çıkış sıcaklığı (K) Te= Egzoz Sıcaklığı (K) Ef= Yakıtın ısısal gücü (kW) W= Çıkış gücü (kW) Hd= Sistemdeki maksimum ısı (kW) Ep= Üretilen elektriksel güç (kW) ηt= Gaz türbini ısısal etkinliği ηel= Jeneratör etkinliği Ec= Geri kazanılan ısı (kW) ηhr= Düzeltilmiş etkinlik ηG= Global etkinlik Hs= Buhar halindeki ısısal güç (kW) ηc= Kompresör etkinliği P1= Kompresör giriş basıncı (Pa) P2= Kompresör çıkış basıncı (Pa) m= Egzoz gazı kütlesel debisi (kg/s) mg= Yakıt tüketimi (m3/s) ms= Buhar debisi (kg/s) ηcc=Yanma etkinliği Hs= Buhar halindeki yararlı ısı (kW) hs= Buharın entalpisi (kJ/kg) hw= Besleme suyunun entalpisi (kJ/kg)

20

Enerji-Ekonomi analizinde; yatırım maliyeti ve geri kazanılma süresine göre aşağıdaki

eşitlikler kullanılmıştır.

( )[ ] ( ) ( ) ( )( )[ ][ ] [ ]

[ ])100/r(1q

)1q/()1q(qf

U))2/L(E)(H/Y()HH/(fIYU2/LEEE/YHE/fIIY

kkRBoscsfsRBs

GToscfpfpHRPLel

+=−−=

+++=

+−−+−=

Yel= Elektrik üretim maliyeti ($/kWh), Ys= Buhar üretim maliyeti ($/kWh), IPL= Santral ana parası ($), H= Eşdeğer yıllık kullanma saati (h/yıl), Yf= Yakıt tüketimi ($/kWh), Los= Gaz türbinindeki kaybolan enerji (kW), URB= Bakım masrafı ($/kWh), f= faiz faktörü, k= geri ödeme süresi (yıl), r= faiz oranı

Enerji analizi sonucunda buhar üretimi için en fazla etkinlik değerine sahip gaz türbini

olan M1T-06 Kawasaki ağır yakıtlı gaz türbini seçilmiştir.

Karlılık durumuna göre yapılan analiz sonucu en iyi karı veren gaz türbini CCS7

Hitachi Zosen gaz türbini seçilmiştir. Karlılık durumuna göre yapılan analizde aşağıdaki

formül seti kullanılmıştır.

sel

ssss

elelpel

elelrpelelrel

SSR)YPE(HHS)YT(HES

)YTS(H)EE()YT(HES

+=−=

−=

−−+−=

Ekserji analizine göre aşağıdaki formül seti kullanılmıştır. En düşük ekserji değerine

sahip gaz türbini olarak ASE50 Allied Signal gaz türbini seçilmiştir.

( ) ( )[ ][ ] )P/Pln(TR)T/Tln(TT).T(GCe

,ssThhe

oioGoioiipi

oiooii

+−=−−−=

Ekserji maliyet yönteminin en büyük avantajı tamamen cebirsel eşitlikler

kullanıldığından bilgisayar hesaplaması çok çabuk ve kolay şekilde elde edilebilmesidir.

Sel= Elektrik üretimi yıllık karı ($/yıl) Ss= Buhar üretimi yıllık karı ($/yıl) Er=Elektrik ihtiyacı (kW) Tel=Elektrik tarifesi ($/kWh) R= Yıllık toplam kar ($/yıl)

ei= Özgül ekserji (kJ/kg) hi= Buharın giriş entalpisi (kJ/kg) ho= Buharın çıkış entalpisi (kJ/kg) To= Buhar çıkış sıcaklığı (K) si= Buharın giriş entropisi (kJ/kgK) so= Buharın çıkış entropisi (kJ/kgK) Cp=Sabit basınçta özgül ısı (kJ/kgK) RG= Gaz sabitesi Pi/Po= Giriş çıkış basınç oranı

21

Hepbaşlı ve Özalp (2002), İzmir’deki seramik fabrikasında kojenerasyon uygulamaları

ile ilgili araştırmada bulunmuşlardır. Bu çalışmadaki seramik fabrikası 13 MW

elektriksel kurulu güce sahiptir. Fabrikaya iki ayrı kojenerasyon santrali kurulmuştur.

Kojenerasyon tesislerinin kuruluş amacı elektrik üretiminin yanı sıra seramik işlemleri

için su ve buhar da üretebilmektir. Fabrikanın yıllık elektrik tüketimi 100 milyon

kWh’dir. Doğalgaz hattı henüz bölgede olmadığından sistemde yakıt olarak LPG

kullanılmaktadır.

Birinci santralde toplam güçleri 8.4 MW olan iki adet TN-01 ve TN-02 gaz türbini diğer

santralde ise gücü 4.6 MW olan TN-03 gaz türbini kullanılmaktadır. İlk santralin akış

diyagramı Şekil 2.5 de gösterilmektedir. Egzoz gazlarının geri kazanımı ile iki adet

sıcak su üreticisi devreye girmektedir. Burada farklı sıcaklıklarda iki ayrı sıcak su çıkışı

olmaktadır.

Şekil 2.5. Santral akış diyagramı

Santralin gaz türbinlerinin performans değerleri Çizelge 2.5’te gösterilmektedir.

22

Çizelge 2.5. Gaz türbini performans değerleri Tanım Değer

Gaz Türbini (TN-02) Çalışma saati (saat) 24 LPG tüketimi (kg) 25049 Elektrik üretimi (kWh) 97690 Türbin etkinliği (%) 30.49 Gaz Türbini (TN-03) Çalışma saati (saat) 24 LPG tüketimi (kg) 27656 Elektrik üretimi (kWh) 101440 Türbin etkinliği (%) 28.68

İnallı vd (2002), yapmış oldukları çalışmada kojenerasyon sistemlerinin teknik ve

ekonomik uygulanabilirliğini incelemişlerdir. Kojenerasyon sistemleri teknik yönden

incelenmiş ve formül seti termodinamik çevrimlere göre oluşturulmuştur. Kapasite

seçimi sırasındaki kriterler belirlenmiştir. Bu kriterler aşağıda sıralanmaktadır:

• İşletmenin elektrik-ısı tüketim yapısı

• İşletmenin yıllık çalışma süresi

• İşletmenin enerji ihtiyacı seviyesi

• Birincil enerji kaynaklarının temin edilebilirliği ve ekonomik uygulanabilirliği

Kojenerasyon sistemlerinin ekonomik uygulanabilirliği üzerinde incelemede

bulunulmuştur. Buna göre yıllık net işletme geliri, bölgenin ısı ve elektrik

gereksinimlerinin ayrı ayrı karşılanması durumunda yıllık olarak ödenecek ısıtma,

elektrik, personel, bakım-onarım giderlerinin toplamının çıkartılmasıyla

hesaplanmaktadır. Yatırım gideri ise kojenerasyon sisteminin satın alınması ve

kurulması ile ilgili olarak başlangıçta ödenen para olmaktadır. Bu değerler

belirlendikten sonra geri ödeme süresi, şimdiki değer, yıllık net kazanç gibi ekonomik

analiz yöntemlerinden biri ile yatırım karlılığı hesaplanmaktadır.

Casella vd (2001), yapmış oldukları çalışmada kojenerasyon santrallerinde üretim

maliyetlerinin minimizasyonu ile ilgili eşitlik ve modeller çıkarmışlardır. Gelir ve gider

durumları belirlenerek optimizasyon modellemesi yapılmıştır. Yakıt tüketimleri, bakım

onarım masrafları gibi giderler yıllık grafikler halinde verilmiştir. Yaz ve kış ayları için

ayrı ayrı sistemin çalışma değerleri ve masrafları çıkartılmıştır.

23

Bilgen (2000), gaz türbini, atık ısı kazanı ve buhar türbini ile çalışan kojenerasyon

santrallerinde ekserji ve mühendislik analizlerinin simülasyonu üzerinde çalışma

yapmıştır. Ekserji analizini, termodinamiğin birinci ve ikinci yasasına bağlı olarak

incelemiştir. Mühendislik analizi, yatırım ve geri ödeme maliyetlerine göre

hesaplanmıştır. Bu analizin simülasyonu için algoritma oluşturulmuştur.

Arıkan ve ark. (2000), İTÜ-TÜSİAD URBAN-M3 Projesinde, deprem bölgesindeki

yeni konutlaşma için küçük ölçekli kojenerasyon uygulaması konusunda çalışmışlardır.

Bu proje, 17 Ağustos depremi ile evsiz kalanların bir bölümüne barınma imkanı

sağlamak üzere 785 konut ve sosyal tesislerle birlikte 92000 m2 inşaat alanına

sahiptir. Konutların ısıtılması için düşünülen kojenerasyon tesisinin ekonomik

olabilmesi için ısıtmanın bölgesel yerine tek bir ısı santralinden yapılması uygun

olmaktadır. Tüm kazanlar, pompalar ve diğer ekipmanlar tek bir merkezde

toplanacağından bu sistemin bölgesel ısıtmaya göre ilk yatırım maliyetinin düşmesi,

işletme bakım ve onarım kolaylığı gibi avantajları gözükmektedir. Konutların ısıtılması

için 70/30 °C, kullanım amaçlı 60 °C sıcak su sağlanacaktır. Isı merkezi gücü toplam

12000 kW, elektrik pik yükü 1200 kW, sıcak su ihtiyacı kişi başına 20 litre/gün, toplam

kişi sayısı 4000 olarak düşünülmektedir.

Türkiye’de kullanılan doğalgaz analizine göre Waukesha tarafından Özel Uygulama

Onayı verilen sistemle ilgili işletme ve teknik veriler Çizelge 2.6’da verilmektedir:

Çizelge 2.6. Waukesha onayı verilen sistemin sayısal analizi

Model P48GLD/2 Devir 1500 d/d Net elektrik enerjisi 788 kVA (alternatör çıkışında) Net elektrik üretim verimi % 36.03 (alternatör çıkışında) Birim yakıt tüketimi 9993±%4 kJ/kWh Doğalgaz tüketimi 228 m3/st (Hu=8250 kcal/m3) Egzoz sıcaklığı 392 0C ± 28 0C Egzoz debisi 4523 kg/st Emiş havası 3411 Nm3/st Egzoz (toplam) 540 kW Egzoz (geri kazanılan) 388 kW Toplam yararlanılan ısı 1202 kW

24

Geri kazanılan ısının tamamı ile 103-80 0C, 45 ton/h su üretilecektir. Bu su kışın, ısınma

veya kullanım amaçlı 26 ton/h 70-30 0C sıcak su üretiminde değerlendirilecektir. Yazın

ise 105-80 0C su kullanılarak 140 ton/h 12-7 0C soğuk su üretilecektir.

Ekonomik analizde aşağıdaki değerler esas alınmıştır (Çizelge 6.3).

Çizelge 2.7. Waukesha onayı verilen sistemin ekonomik analizi

Motor kapasitesi (kVA) 788 Sitede kullanılan elektrik (kWh/yıl)

4320000

Elektrik verimi (%100 kapasitede)

36 TEDAŞ elektrik satış fiyatı ($/kWh)

0.046

Isı verimi (%100 kapasitede)

55 Doğalgaz fiyatı ($/m3) 0.208

Elektrik verimi (%50 kapasitede)

32 Doğalgaz alt ısıl değeri (kcal/m3) 8250

Isı verimi (%50 kapasitede) 61 Birim bakım onarım gideri (cent/kWh)

0.0065

Kazan verimi (%) 85 Kojenerasyon birim yatırım maliyeti ($/kW)

600

Kış çalışması (saat) 4234 Kazan birim yatırım maliyeti ($/kW)

30

Yaz çalışması (saat) 4104 Jeneratör birim yatırım maliyeti ($/kW)

120

Elektrik fiyatı ($/kWh) 0.071 Bu verilere göre üretilen elektrik ve ısı enerjisinin satışlarından sağlanılan gelirler

elektrik ve ısı gelirleri olarak hesaplanmıştır. Doğalgaz ve bakım-onarım giderleri de

hesaplanarak yıllık toplam gelir-gider durumu çıkartılmış, toplam yıllık kar elde

edilmiştir. Kojenerasyon tesisinin toplam maliyeti hesaplanarak geri ödeme süresi

bulunmuştur.

Teknik analizde ise elektrik üretimi, geri kazanabilecek ısı, toplam yararlı enerji,

tüketilen yakıt değerlerine göre sistem verimi, gerekli doğalgaz miktarı hesaplanmıştır.

Bu çalışmada kojenerasyon sistemi kullanılarak konut başına 437 m3/yıl doğalgaz

tasarrufu sağlanmaktadır.

Guarinello ve ark. (2000), yapmış oldukları çalışmada kojenerasyon sistemli gaz

türbinlerinin termoekonomik yönden değerlendirilmesini incelemişlerdir. Cabo

(Pernambuca, Brezilya) bölgesindeki sanayinin elektrik ve ısı ihtiyacını karşılamak

amacıyla teknik ve ekonomik yönden analizler yapmışlardır. Termoekonomik analiz

ekserji maliyet metoduna göre belirlenmiş, elektrik ve buhar üretim maliyetleri

çıkartılmıştır.

25

Toral vd (2000), kojenerasyon santrallerinin optimizasyon simülasyonu için SQP paket

program geliştirmişlerdir. Bu program, kombine çevrim santralinde yatırım ve üretim

maliyetleri için ekonomik optimizasyon modeli sunmaktadır. Teknik yönden sistemde

bulunan gaz türbini, atık ısı kazanı, buhar türbini verileri incelenip hesaplanırken

ekonomik yönden de maliyet hesabı yapılmaktadır.

Benelmir vd (1998), kojenerasyon sistemlerinde enerjinin işletilip değerlendirilmesi

üzerinde çalışmışlardır. Geri ödeme süresini en kısa olacak şekilde belirleyip karı

maksimize etmek amaçlanmıştır. Termoekonomik dengenin olabilmesi için, ihtiyaca

göre ısı ve elektrik üretilirken ekonomik yönden de minimum maliyet analizi

yapılmıştır. Termoekonomik analiz mevcut olan üç santral için uygulanmıştır. Temel

yöntem hastanenin enerji gereksinimini karşılayan santral üzerinde yapılmıştır. Sistem

teknik ve ekonomik yönden incelenmiş, uygun eşitlikler belirlenerek rapor halinde

sunulmuştur.

Frangopoulos vd (1996), kombine çevrimli kojenerasyon sistemi ile çalışan

Yunanistan Aspropyrgos Rafinerisinde (HAR) termoekonomik yönden optimazsyon

modeli üzerinde çalışmışlardır. HAR petrol rafinerisi günde 130000 varil petrol

üretmektedir. Rafinerinin elektrik ve ısı ihtiyacı 54 MW kapasiteli kombine çevrimli

kojenerasyon santralinden karşılanmaktadır. Santralde iki adet gaz türbini, iki adet atık

ısı kazanı, dört adet yakıt kazanı ve bir adet buhar türbini bulunmaktadır. Buhar;

yüksek, orta, düşük ve çok düşük olarak dört farklı basınçta üretilmektedir. Yakıt

kazanları düşük sülfür yakıtıyla çalışırken gaz türbinleri dizel yakıt ve LPG ile

çalışmaktadır. Çevresel, ekonomik ve teknik şartlar belirlendikten sonra gereksinim

duyulan elektrik ve buhar miktarları için optimizasyon çalışmaları yapılmıştır. Sistemin

ekonomik yönden minimum masraf modeli belirlenmiştir. Optimizasyon çözümlemeleri

için uygun paket program geliştirilmiştir.

26

3. MATERYAL VE YÖNTEM

3.1. Materyal

Kojenerasyon sisteminin projelenmesi amacıyla gereksinim duyulan ısı ve elektrik

enerjisi miktarının bilinmesi gerekmektedir. Santralin teknik ve ekonomik yönden

irdelenmesi sonucunda santrali oluşturan sistemin toplam güç ve verimleri ile toplam

maliyet ve ekonomik karlılık değerleri bulunmaktadır.

Kojenerasyon sisteminin hangi şekilde ve hangi amaca uygun olması gerektiğini

belirlemek amacıyla Bursa’daki Zorlu Enerji Otoprodüktör Santrali, Yalova’daki Ak

Enerji Otoprodüktör Santrali ve OSTİM-Ankara’daki AYEN Enerji Kombine Çevrim

Santrali’nde incelemelerde bulunulmuştur. Uygun sistem belirlendikten sonra sistemi

oluşturan ekipmanların teknik ve ekonomik yönden değerlendirilmesi amacıyla

gereksinim duyulan enerjinin santrallerde nasıl kullanılabileceği araştırılmıştır. Bu

amaçla Devrek-Zonguldak’ta bulunan Ayanoğlu Salyangoz Fabrikası ile Çanakçılar

Seramik Fabrikasının enerji gereksinimleri belirlenmiş ve bu bölgede kurulabilecek

kojenerasyon santralinin fizibilitesi hazırlanmıştır.

3.1.1. Zorlu enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali

Zorlu Enerji 1993 yılında, Zorlu Holding’e bağlı şirketlerin ortaklığıyla otomotiv ve

tekstil merkezi Bursa’da kurulmuştur. Bursa ve Lüleburgaz’ da iki enerji santralı

bulunan Zorlu Enerji, Korteks, Zorlu Linen ve Zorlu Grubu’nun diğer sanayi

şirketlerine kesintisiz, kaliteli ve güvenli enerji sağlamak üzere planlanmış bir

otoprodüktör şirkettir.

Bursa’da bulunan Zorlu Enerji Otoprodüktör Santralı kombine çevrim ilkesine göre

çalışmaktadır. Santral, doğal gaz ve sıvı yakıtla çalışan çift yakıtlı kombine çevrim

santralı olup, doğal gazın herhangi bir sebeple kesintiye uğraması durumunda nafta

ikincil bir yakıt olarak kullanılmaktadır. Kendi içinde kurulu iki adet santralden elektrik

üretmektedir. Birinci santralde, gaz türbini ve buhar türbini senkron çalışarak tek bir

jeneratörü devitmektedir. Böylece 11 kV ve 50 Hz olarak elde edilen elektrik, trafoda

34.5 kV değerine yükseltilmekte ve 35 MW güç sağlanmaktadır. İkinci santralde ise gaz

türbininin ve buhar türbininin devittikleri jeneratörler ayrı olup, gaz türbininin devittiği

27

jeneratörden 11 kV, 50 Hz değerinde 48 MW, buhar türbinin devittiği jeneratörden de

11 kV, 50 Hz değerinde 12 MW güç elde edilmektedir. Santralin toplam gücü ise 95

MW olmaktadır. Bu santralde egzoz gazları değerlendirilerek de tekrar elektrik enerjisi

üretilmektedir. Her iki santralin akış şeması Şekil 3.1 ve 3.2’de gösterilmektedir.

Şekil 3.1. Zorlu Enerji 1 numaralı santral akış şeması

Şekil 3.2. Zorlu Enerji 2 numaralı santral akış şeması

Her iki santralde kullanılan türbin ve diğer ekipmanların teknik verileri Çizelge 3.1’de

gösterilmektedir.

28

Çizelge 3.1. Zorlu Enerji santral teknik verileri

GAZ TÜRBİNİ Üretici Firma Model No Seri No İşlem Hızı Gücü Giriş hava debisi Doğalgaz miktarı Doğalgaz giriş basıncı Doğalgaz işlem basıncı

General Elektrik LM2500 557-101 Yüksek basınçta 9500 d/d Düşük basınçta 3000 d/d 26 MVA (15°C hava sıcaklığında) 185000 m3/h 5860 kg/h 39.5 Bar (BOTAŞ) 37.9 Bar

JENERATÖR - 1 Üretici firma Çıkış gücü Devir sayısı Çıkış voltajı Çıkış akımı Çıkış frekansı Güç faktörü JENERATÖR – 2 Üretici firma Çıkış voltajı Çıkış akımı JENERATÖR – 3 Üretici firma Çıkış voltajı Çıkış akımı

Turbojeneratör 26.5 MVA (basit çevrim) 35.0 MVA (kombine çevrim) 3000 d/d 197 V 994 A 50 Hz 0.80 Brush Elektrik 216 V 1093 A AEG-ETİ 36 KV 1200 A

BUHAR TÜRBİNİ Üretici firma Model Çıkış gücü Hızı Maksimum Basınç Maksimum Sıcaklık Türbine giren buhar miktarı

Siemens GK 32/45 8.76 MW 9600 d/d 46.5 Bar 395 °C 29631 ton/h (15°C hava sıcaklığında)

ATIK ISI KAZANI Üretici firma Egzoz gazı giriş sıcaklığı Buhar çıkış sıcaklığı Buhar çıkış basıncı Buhar miktarı

DESA 160 °C (15°C hava sıcaklığında)

400 °C 48 Bar 38000 kg/h

Zorlu Enerji TEAŞ ve TEDAŞ’la yaptığı satış ve iletim anlaşması çerçevesinde ulusal

şebeke ağı üzerinden İzmir-Manisa bölgesinde bulunan Vestel Elektronik ve Vestel

Beyaz Eşya şirketlerine de elektrik iletmektedir. Zorlu Enerji Santralleri yıllık

1250 MWh elektrik üretim kapasitesine sahiptir.

29

3.1.2. Ak enerji otoprodüktör kojenerasyon santrali

16 Mayıs 1989’da kurulan Ak Enerji Elektrik Üretimi Otoprodüktör Grubu A. Ş., kendi

ortaklarının ihtiyacı olan elektrik ve buhar enerjisini ucuz, güvenli ve sürekli karşılayan

bir kuruluştur.

Ak Enerji’nin; Yalova, Çerkezköy, Alaplı ve Bozüyük’ de kurulu santrallerinde; toplam

295.8 MW elektrik, 747 ton/h buhar, sadece Yalova Santralinde ise 59.5 MW elektrik,

470 ton/h buhar üretilmektedir.

Yalova’da bulunan Ak Enerji Otoprodüktör Santralı, doğal gaz ve nafta kullanarak

çalışmaktadır. Sistemde 3 adet kazan, 2 adet de gaz türbini bulunmaktadır. Gaz

türbinleri iki ayrı jeneratörü deviterek toplam 38.5 MVA güç sağlamaktadırlar.

Kazanlardan ve gaz türbinin egzoz gazlarından elde edilen buhar 59 bar basınç

kollektöründe toplanmakta ve 21 ile 6 bar basınç düşürme istasyonları ile buhar

türbinlerinden hem buhar üretilmekte hem de iki adet buhar türbininin devittiği iki ayrı

jeneratörden toplam 21 MVA güç sağlanmaktadır. Böylece elektrikten sağlanan toplam

güç 59.5 MW olmaktadır. Ayrıca 3 adet konvansiyonel kazan ve 2 adet atık ısı

kazanından elde edilen buhar ise 470 ton/h olmaktadır. Bu sistemde egzozdan çıkmadan

önce baca gazlarına su enjekte edilerek işletmedeki sıcak su ihtiyacı da

karşılanmaktadır. Bu durumda dışarı atılan egzoz gazı sıcaklıkları düşürülerek emisyon

da azaltılmış olmaktadır. Santralin akış şeması Şekil 3.3’te gösterilmektedir.

Santrali oluşturan sistemde; MF 111 – Mitsubishi marka gaz türbininin çevirdiği

jeneratör AEG marka olup gücü 17 MW’tır. Gaz türbini doğal gaz ya da nafta yakıtı ile

çalışmaktadır. Gaz türbini egzozundan 25 ton/saat egzoz atık ısı kazanında

değerlendirilmektedir. LM 2500 – General Electric marka gaz türbininin çevirdiği

jeneratör Brush marka olup gücü 21.5 MW’tır. Gaz türbini doğal gaz ya da nafta yakıtı

ile çalışmaktadır Gaz türbini egzozundan 70 ton/h egzoz atık ısı kazanında

değerlendirilmektedir. Sülzer I, Sülzer II ve GAMA marka kazanlar doğalgaz ya da sıvı

yakıt ile çalışmaktadır. Sülzer I ve GAMA marka kazanların bacasından egzoz

çıkmadan önce sıcak su elde etmek amacıyla su enjekte edilmektedir. Kalan egzoz

dışarı atılmaktadır. Her bir kazandan 125 ton/saat buhar çıkmaktadır.

30

Şekil 3.3. Ak Enerji akış şeması

31

Herhangi bir yangın tehlikesine karşılık her bir ünitede otomatik devreye giren yangın

söndürme sistemleri, elektrik kesintilerinde ya da ilk harekette elektriğe gereksinim

duyulduğundan dizel jeneratör ve kazan suyu üniteleri yer almaktadır. Kazan suyu

ünitelerinde kazana verilen su, sistemi bozmayacak şekilde herhangi bir kavitasyon ya

da paslanmaya sebep olmamak için de-iyonize şekildedir. Suyun de-iyonizesi yoğuşma

tanklarında yapılmaktadır. Sisteme ise 4 adet su pompası tarafından gönderilmektedir.

3.1.3. AYEN enerji kombine çevrim santrali

1984 yılında yürürlüğe giren ve ayrıcalıklı şirketler dışındaki özel sektör kuruluşlarının

elektrik tesisini kurma ve işletilmesine imkan sağlayan 3096 sayılı yasa ve ilgili

yönetmeliklerden istifade ile kendi tesislerinin ve grup ortaklarının elektrik ve ısı

enerjisini karşılamak üzere doğalgaz yakıtlı kombine çevrim santrali olarak

kurulmuştur.

OSTİM Organize Sanayi Bölgesi; Ankara’nın sanayi kuruluşlarının bir araya geldiği

sanayiciler topluluğudur. 5000 da alan içerisinde 5000 tane işletme 50000 çalışan kişi

bulunmaktadır. OSTİM’in elektrik ve bölge konutlarının ısı ihtiyacının kesintisiz,

güvenilir, kaliteli ve ucuz olarak temini maksadı ile kurulmasına karar verilen Doğal

Gaz ve Kombine Çevrim Santrali için iki etap planlanmıştır.

İlk etapta 25 MW’lık gaz türbini, atık ısı kazanı ve 10 MW’lık buhar türbini ile toplam

35 MW’lık Kombine Çevrim Santrali, daha sonraki etapta ise bölgenin gelişimine bağlı

olarak, 15 MW’lık gaz türbini ve atık ısı kazanı ilave edilecektir. Kurulan tesis doğalgaz

ile çalışmaktadır. Doğalgaz, BOTAŞ Yapacık Ana doğalgaz boru hattından alınarak,

Ostim’e kadar 24 km’lik 50 bar basınçlı müstakil 12000 Nm3/saat kapasiteli boru hattı

ile gelerek santrali beslemektedir.

OSTİM Organize Sanayi Bölgesi ve bölge sınırları içinde bulunan sanayi; kooperatifleri

ve diğer grup ortaklarının enerji talepleri ile ilk aşamada 188 milyon kWh olan tüketim,

2005 yılında 280 milyon kWh’e ulaşması beklenmektedir. İlk etapta kurulan 35 MW’lık

santral 280 milyon kWh enerji üretecektir. Üretilen bu enerjinin bir kısmı ile Ostim

bölgesinin ihtiyacının tamamı karşılandıktan sonra, kalan kısmı da transfer yoluyla

diğer grup ortakları ve serbest tüketicilere verilecektir. Bölge içinde bulunan atölye ve

32

işyerlerinin ısı ve sıcak su ihtiyacının da ilave bir yatırımla santralden karşılanması

mümkün olabilecektir. Buhar türbini alçak basınç kademesine elektrik üretmek için

verilen 4.5 bar 260 0C’deki buhar kış aylarında türbine verilmeyip buhar ve ısı satışı

yapılacaktır. Sistemin akış şeması Zorlu Enerji I. no’lu santrali ile aynı olup

Şekil 3.4’de, teknik verileri ise Çizelge 3.2’de gösterilmektedir.

Şekil 3.4. AYEN Enerji kombine çevrim santrali akış diyagramı

LM2500+

29 MW

9.5 MW

33

Çizelge 3.2. AYEN Enerji kombine çevrim santrali teknik veriler

GAZ TÜRBİNİ Üretici Firma Model No Gücü Doğalgaz giriş basıncı

General Elektrik (USA) LM2500 31 MVA(15°C hava sıcaklığında) 30 Bar (BOTAŞ)

JENERATÖR Üretici firma Nominal gücü Devir sayısı Çıkış voltajı Çıkış frekansı Güç faktörü

Brush Electrical Machines (UK) 47.5 MVA 1500 d/d 10500 Volt 50 Hz 0.80

BUHAR TÜRBİNİ İmalatçı firma Tipi Çıkış gücü Maksimum Basınç Maksimum Sıcaklık Türbine giren buhar miktarı

Thermodin (Fransa) Alçak basınç kondenser su soğutmalı 9.125 MW 55 Bar (Yüksek Basınç) 4.5 Bar (Alçak Basınç) 460 °C / 258 °C 28.8 ton/h (Yüksek Basınç) 6.77 ton/h (Alçak Basınç)

ATIK ISI KAZANI İmalatçı firma Buhar çıkış sıcaklığı Buhar çıkış basıncı Buhar miktarı Kazana giren Egzoz Sıcaklığı Baca Sıcaklığı Kazana giren su sıcaklığı

Aalborg Engineering (Danimarka) 480/260 °C 56 /5.5 Bar 30/6.8 ton/saat 495 °C 102 °C 70 °C (30 ton/h)

3.1.4. Ayanoğlu salyangoz fabrikası

Zonguldak’ın Devrek ilçesine bağlı Çaydeğirmeni Beldesi’nde kurulu Ayanoğlu

Salyangoz Fabrikası’nda mevsim koşullarına göre yılın 150 günü salyangoz eti, 90 günü

kara salyangozu kabuğu, 60 günü dondurulmuş salyangoz eti (dolma) ve 30 günü de

mantar üretimi gerçekleşmektedir. 1997 yılında 20 bin metrekare alan üzerine

300 milyar lira yatırım gerçekleştirilerek faaliyete geçirilen fabrikada son 6 yılda

6100328 $ tutarında kara salyangozunun eti, kabuğu ve dolması ihraç edilmiştir. 2002

yılı sonu itibariyle Fransa’ya 1000000 $ tutarında ihracat yapılmıştır. Ulaşım kasalara

biriktirilen salyangozların araçlara yerleştirilmesiyle gerçekleştirilmektedir.

Zonguldak, Bartın, Karabük, Kastamonu ve yakın çevrelerden halk tarafından toplanan

salyangozlar çuvallanmış şekilde fabrikaya getirilmektedir. 2003 yılı itibariyle kilosuna

34

kalitesine göre 500-750 bin lira değer biçilmektedir. Çuvallardan alınan salyangozlar

kasalarda dinlendirilmeye alınmaktadır. 1-2 gün dinlenen salyangozlar kasalarla –2°C de

bir hafta süreyle soğuk hava depolarında muhafaza edilmektedir. Buradaki amaç

hayvanın uykuya dalması ve dilinin dışarı çıkmasını engellemektir.

Bu aşamadan sonra hayvan ikinci kez –18°C de dondurularak öldürülmektedir. 12-13

gün dondurulmaya bırakılan salyangozlar donunun çözülmesi için buharla ısıtılmış

salyangoz buz çözme makinasına getirilmektedir. Buradan da boyutlarına göre

sınıflandırılması için kalibre makinasına girmektedir.

Sınıflanan salyangozlar bantlı götürücüye gelmektedir. Bandın kenarlarında kabuktan

eti alma işlemini gerçekleştirmektedir. Etleri kabuklarından ayrılan salyangozların et

kısmı tuzla karıştırılarak kazanda +45° de 10-15 dakika haşlanmaktadır.

Etler soğuk su ile yıkanıp ayıklanmakta ve etin pis kısımları çöpe atılmaktadır. İşlem el

ile yapıldığı için dezenfekte olarak tekrar buharla ısınan suda 15-30 dakika

yıkanmaktadır.

Etler 0°C de dinlendirilmeye alınmaktadır. Daha sonra kalibre ve dolma atölyesinde

amaca göre sırf et olarak ya da dolma olarak hazırlanan salyangozlar –40°C sabit şokta

24 saat bekletilerek dondurulur. Donmuş salyangoz etleri –20°C depolarda gelen

siparişe göre bekletilmektedir.

Etinden ayrılıp kalibre edilmiş salyangoz kabukları 6 gözlü yıkama havuzlarında

içlerine çamaşır suyu ve deterjan konarak temizlenmekte, kurutma makinasında ise

kurutularak kalibre edilmiş şekilde çuvallanmaktadır. Kurutma makinasının içinde

dönen bir tambur bulunmaktadır. Tambura giren salyangozlar LPG ile çalışan kurutma

makinasında 250°C de kurutulmaktadır. 5-6-8-10-12-14 numara olarak sınıflandırılan

kabuklar isteğe göre kabuk olarak ya da içine et ve baharat sosu hazırlanıp dolma olarak

ihraç edilmektedir. Kabuk içine konan etler şoklanarak dondurulmaya alınmaktadır.

Kabuklarda herhangi bir ezilme veya delik görülürse yama işlemi de yine işçiler

tarafından yapılmaktadır. Salyangoz fabrikası iş akış şeması Şekil 3.5’de

gösterilmektedir.

35

Fabrikada kullanılan su 45 m derinlikteki artezyen kuyudan dalgıç pompa ile

çekilmektedir. Buhar olarak kullanılacak su önce arıtılmaktadır. Buhar kazanına gelen

su buhar kanallarıyla buhar olarak sisteme dağılmaktadır. Buhar kazanı çalışma basıncı

5 bar, kapasitesi 480,000 kcal/h dir. Buhar kazanı Zonguldak Taş Kömürü

işletmesinden yılda yaklaşık 200-250 ton kömürle çalışmaktadır (2003 yılı için

125 YTL/ton). Günde 450-500 kg kömürle 500 litre suyu buhara dönüştürmektedir.

Buhar fabrikada haşlama amaçlı, kalorifer sisteminde ısınma amaçlı ve yıkama

işleminde sıcak su amaçlı kullanılmaktadır.

Fabrikanın elektrik ihtiyacı 250 kVA’lık trafodan sağlanmaktadır. Ayrıca 255 kVA

değerinde elektrik kesintisine karşı 1 adet jeneratör bulunmaktadır. Fabrikanın elektrikle

çalışan makinelarının, 2002 yılı aylara göre elektrik tüketim bedelleri Şekil 3.6’daki

grafikte listesi ise Çizelge 3.3’de gösterilmektedir.

Şekil 3.5. Devrek salyangoz fabrikası işlem akış şeması

36

0102030405060708090

100

1000kWhA

ra.0

1

Oca

.02

Şub

.02

Mar

.02

Nis

.02

May

.02

Haz

.02

Tem

.02

Ağu

.02

Eyl

.02

Eki

.02

Kas

.02

Ara

.02

Oca

.03

Şub

.03

Mar

.03

Fatura Tarihleri

Elektrik Tüketimi

Şekil 3.6. Fabrikanın elektrik tüketimi

Çizelge 3.3. Fabrikada elektrikle çalışan makinaların çektikleri güçler

37

3.1.5. Çanakcılar seramik fabrikası

Çanakcılar Seramik Fabrikası Zonguldak-Gökçebey Beldesinde 150000 m2’lik alana

kurulmuş, bünyesinde 8 mühendis, 8 teknisyen, 15 usta, 265 işçi, 20 idari personel

olmak üzere toplam 316 kişi barındıran bir fabrikadır. Yıllık üretim kapasitesi olarak

44212 adet banyo takımı, 99200 tuvalet taşı, 40000 lavabo, 20000 eviye, 30000 klozet

ve 100000 adet banyo aksesuarları üretmektedir.

Fabrikaya çamur olarak gelen hammadde 6 adet değirmende karıştırılarak

öğütülmektedir. Öğütülen çamurlar yumuşaması için açıcılara gelmektedir. Eleme

yapıldıktan sonra işlenmiş çamur dinlendirilmesi için havuzlarda 3 gün boyunca

beklemeye alınmaktadır.

Diğer taraftan çamurun üstüne kaplayan sır üretimi yapılmaktadır. 11 adet sır

değirmenlerinde hazırlanan sır yine çamurdan ayrı dinlendirme havuzlarında

dinlendirilmektedir. Aynı zamanda renk verebilmek için sırlara istenen renkler de yine

bu aşamada katılmaktadır.

Bir başka işlem aşaması da alçı ile kalıp hazırlamaktır. Çamura istenilen şekli

verebilmek için hazırlanan alçı kalıplar 4 gün boyunca kurutmaya alınmaktadır.

Daha önce hazırlanıp havuzda dinlenmeye alınan çamurlar tezgahlara dizilen alçı

kalıplara doldurulmaktadır. Alçı kalıplar bu aşamada çamurun suyunu emmekte ve

çamur kuruyunca kalıptan çıkarılmaktadır. İstenilen şekilde çıkarılan çamurlar fırında

12 saat kurutmaya alınmaktadır. Kurutulan yarı ürünler kontrol edilip tozundan

temizlendikten sonra daha önceden hazırlanan sırlarla kaplanmak üzere sır tezgahlarına

gelmektedir. İstenilen renkte sırlar yarı ürün üzerine basınç tabancalarıyla püskürtülerek

pişirilmek üzere tünel fırına girmektedir. Fırında değişik sıcaklıklarda pişirilen ürünler

üzerine şekil verilmek istendiğinde, daha önceden hazırlanan şekiller ürün üzerine

yapıştırılıp tekrar fırına verilmektedir. Pişirme sırasında ürün 16-17 saat fırında

kalmaktadır. Bu aşamada sabit sıcaklık yoktur. Çamur içindeki kilin özelliğinden dolayı

ilk aşamada ve son aşamada sıcaklık 573°C ortalarda ise sıcaklık 1200°C ye

çıkmaktadır. Aksi takdirde üründe çatlamalar olmakta ve ürün atılmaktadır. Fırından

çıkarılıp tekrar kontrol edilen ürünler paketlenmek üzere depolanmaktadır. Fabrikada

38

elektrikle çalışan makinaların çektikleri güçler Çizelge 3.4’de gösterilmektedir.

Fabrikanın akış şeması ise Şekil 3.7’da gösterilmektedir.

Çizelge 3.4. Seramik fabrikasındaki makinaların çektiği elektrik güçleri

Cihaz Çekilen Güç (kW) Cihaz Çekilen Güç (kW) Tünel Fırın 200 Alçı Kalıp 12 Kamara Fırın 60 Kalite Ayırım 7 Elektrikli Fırın 75 Laboratuar 30 Kurutma Fırnı – 1 100 Hidrofor 17 Kurutma Fırını – 2 100 Mekanik Bakım 75 Kompresörler 112 Kurutma Odası – 1 8 Çamurhane 580 Kurutma Odası – 2 8 Dökümhane 200 İdare Binası 15 Kabin Sırlama 50 Bant Sırlama 21

TOPLAM 1670 kW

Mevcut elektrik besleme durumu; 800 kVA Ana Besleme, 330 kVA İşbir marka

jeneratör, 148 kVA Caterpillar marka jeneratör ve yıllık elektrik tüketimleri; 2002 yılı

itibariyle toplam 3613 MVA’dir. Fırınların LPG ile çalışmaktadır. 2002 yılı itibariyle

toplam 822923 m3 LPG tüketilmiştir.

Fabrikadaki sistem LPG yakıt ile çalışmaktadır. Ancak halen kullanmakta olduğu LPG

nin kg fiyatı 2003 yılı itibariyle 1,2 YTL/m3 iken CNG (sıkıştırılmış doğalgaz)

800 TL/m3’tür. Bu yüzden sistemi ve fırınları LPG yerine CNG yakıtına dönüştürmek

istenmektedir. Maliyet açısından karlılık görünürken özgül ısıları bakımından CNG

9400 kcal/kg, LPG 11000 kcal/kg olarak da kayıp gözükmektedir. Bu arada bölgede

doğalgaz olması durumunda m3 fiyatı 1,2 YTL den 0,33 YTL/m3 düşecektir. Sonuç

olarak Çanakcılar Seramik Fabrikasına kojenerasyon ile verilecek toplam elektriksel

güç 1670 kW’tir.

39

Şekil 3.7. Çanakçılar seramik fabrikası akış diyagramı

40

3.2. Yöntem

Projelenecek kojenerasyon santralinin üreteceği elektrik enerjisi miktarı; Ayanoğlu

Salyangoz Fabrikası ve Çanakcılar Seramik Fabrikasının gereksinim duyduğu elektrik

enerjisine göre belirlenmiştir. Santralin çalışması Zorlu Enerji Kojenerasyon

Santrali’ndeki sisteme adapte edilmiştir. Santralde gaz türbini ve buhar türbini senkron

çalışarak jeneratörü devitmekte ve elektrik enerjisi üretilmektedir. Gaz türbininden

çıkan egzoz gazları atık ısı kazanında değerlendirilerek buhar türbinine basınçlı buhar

göndermektedir.

Araştırma konusu kojenerasyon santrali; Zorlu Enerji Kojenerasyon Santrali verilerine

göre teknik yönden incelenerek termodinamik eşitlikleri çıkartılmış, AYEN Enerji

verilerine göre de ekonomik yönden incelenerek sistemin karlılığı ve fizibilitesi ortaya

konmuştur. Oluşturulan formül setleri Visual Basic’te hazırlanan programda bilgisayar

ortamında değerlendirilmiştir.

Hesapla bulunan sonuçlar istatistiksel olarak değerlendirilip grafik analizleri yapılmıştır.

Teknik yönden gaz ve buhar türbinlerinin verim analizleri ile ekonomik yönden iç

karlılık oranı analizi sayısal ve grafiksel olarak incelenmiştir.

3.2.1. Teknik analiz

Kojenerasyon santrallerini oluşturan sistem elemanlarının termodinamik açıdan

değerlendirilmesi yapılmıştır. Sistem elemanları aşağıda sıralanmıştır:

• Gaz türbini

• Buhar türbini

• Atık ısı kazanı

• Jeneratör

Her bir makinanın teknik yönden çalışma şekli incelenmiş, güçleri ile verimleri

hesaplanmıştır. Hesaplanan değerlerle Zorlu Enerji Kojenerasyon santralinden alınan

verilerle karşılaştırılmıştır.

41

3.2.1.1. Gaz türbini hesabı

Gaz türbini verimi, Brayton çevrimi esas alınarak hesaplanmaktadır. Brayton çevrimi

Şekil 3.7’de verilmiştir (Ültanır 1987).

Şekil 3.8. Brayton çevrimi.

Gaz türbini P-V diyagramında kabul edilen değerler;

T1 = 288 K = 15°C (Çevre sıcaklığı)

P1 = 1 bar = 105 Pa (Atmosfer basıncı)

nhava = 1.23

cphava = 1.0035 kJ/kgK

cpdoğalgaz = 0.67 kJ/kgK

P2 (sıkışma sonu basınç) ve T4 (egzoz sıcaklığı) gaz türbini katalog değerlerinden

alınmıştır. Buna göre gaz türbini sıkışma sonu ve yanma sıcaklıkları ile verimi aşağıdaki

şekilde hesaplanmaktadır.

(3) P/P

11

(2) T

TTT

TT

(1) PP

TT

n/)1n(

12Bry

2

23

1

14

n/)1n(

2

1

2

1

−

−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=η

−=

−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

P

V

Yakıt

Kompresör

Gaz Türbini

Jeneratör

Egzoz Gazı

2

1

3

4

42

Gaz türbini mil gücü ve elektriksel gücü ise;

Gazın debisi x Doğal gazın ısıl değeri x ηBry = Gaz Türbini Gücü (kW) (4)

Gaz Türbin Gücü x Jeneratör Verimi = Gaz Türbini Elektriksel Gücü (kWe) (5)

şeklinde hesaplanmaktadır.

3.2.1.2. Buhar türbini hesabı

Buhar türbini verimi Rankine Çevrimi ile hesaplanmaktadır. Rankine çevrimi

Şekil 3.8’ de gösterilmektedir (Ültanır 1987).

Şekil 3.9. Rankine çevrimi

Rankine çevrimi ile çalışan buhar türbini verimi, yararlı entalpi farkının toplam entalpi

farkına oranıyla hesaplanmaktadır.

(6) hhhh

13

43Rankine −

−=η

Kuru buharın entalpisi (h4) Regnault bağıntısından yararlanılarak, buharlaşma sıcaklığı

da (t4) Dupperet bağıntısından yararlanılarak hesaplanmıştır (Ültanır 1987).

h4 = 606.5 + (0.305.tb) (7)

44b P100tt == (8)

T

S

4

2

3

1

Atık Isı Kazanı

Buhar Türbini

Jeneratör

Kondenser

t1

t3

t4

43

Kızgın buharın entalpisi kızdırma sıcaklığına bağlı olarak (tk) hesaplanmaktadır.

h3 = 606.5 + 0.305.tb + 0.4805 (tk – tb) (9)

Sıvı durumdaki entalpi değeri ise;

h1 = csu x Δt (10)

ile hesaplanmaktadır. Δt; buharlaşma sıcaklığı ile kazana giren besi suyunun sıcaklık

farkından oluşmaktadır. Besi suyu sıcaklığı buharlaşma sıcaklığına göre çok düşük

değerde olduğundan ihmal edilebilir. Suyun özgül ısısı 1 kcal/kg olduğuna göre, bu

durumda;

h1 = t4 (11)

olmaktadır.

h1, h3, h4 değerleri kcal/kg, tk ve tb değerleri 0C birimlerindedir. IS birim sistemine

uymak için bulunan h3 ve h4 değerlerini kJ/kg birimlerine çevirmek için 4.19 değeriyle

çarpılması gerekmektedir.

Buhar Türbini Elektriksel Gücü (kW) = Buhar Türbin Gücü x Jeneratör Verimi (12)

şeklinde hesaplanmaktadır.

3.2.1.3. Atık ısı kazanı hesabı

Atık ısı kazanı verim hesabı kazanda kullanılan yararlı ısının kazanda harcanan ısıya

oranıyla hesaplanmaktadır. Kazanın çalışma şeması Şekil 3.9’da gösterilmektedir.

Şekil 3.10. Atık ısı kazanı yararlı ve harcanan ısılar

Atık Isı Kazanı

Q buharQ su

Q giriş Q baca

44

[ ] (14) )tt(c.m

18.4x)xtc()xt305.0(5.606(m

(13) )tt(c.m

)hh(m

bacaegzozegzozegzoz

susubsukazan

bacaegzozegzozegzoz

subuharsukazan

−−+

=η

−−

=η

Kazan veriminin hesaplanmasında gaz türbini egzoz gazı miktarı (megzoz), kazana giren

besleme suyu miktarı (msu), kazandan çıkan baca sıcaklığı (tbaca) ve gaz türbini egzoz

sıcaklığı (tegzoz) değerleridir.

3.2.1.4. Jeneratör hesabı

Jeneratör hesabında öncelikle santralin elektrik enerjisi vereceği fabrikaların tükettikleri

elektriksel tüketim değerlerine bağlı olarak alternatörün her fabrika için yüklenme

oranları hesaplanmaktadır.

Fabrikalarda çalışan elektriksel tüketicilerin tümünün aynı zaman periyodunda

çalışmaması nedeniyle eş zamanlılık katsayısı da (senkronize faktörü) hesaplanmaktadır

(Yavuzcan 1990).

Nmaksimum = En fazla tüketilen elektrik enerjisi miktarı / (çalışma saati x 30) (15)

gi = Nmaksimum/Ni (16)

YO = Nmaksimum/Nfabrika (17)

Nmaksimum= Çekilen maksimum güç (kW)

Ni= Tüm elektriksel tüketicilerin kurulu gücü toplamı (kW)

Nfabrika= Fabrikaların gereksinim duyduğu toplam güç (kW)

YO= Alternatörün yüklenme oranı

gi = Eşzamanlılık katsayısı

Alternatörün yüklenme oranı (YO); gaz türbininin devittiği jeneratör grubunun hangi

fabrikaya hangi oranda yüklenmeyle elektrik verdiğini gösteren yüzde değeridir.

45

3.2.2. Ekonomik analiz

Kojenerasyon santralinin ekonomik yönden maliyet analizinin yapılması ve amortisman

süresince kar durumunun ortaya çıkartılması fizibilite araştırması yönünden gereklidir.

Projelenen santralin ekonomik analizi aşağıdaki başlıklar altında incelenmiştir:

• Yatırımcının sermaye durumu

• Keşif özeti

• Toplam Masraflar (sabit masraflar + değişen masraflar)

• Gelir-gider tablosu

• Fon akış tablosu

• İç karlılık oranı

3.2.2.1. Sermaye

Kojenerasyon santrali kurabilmek için yatırım yapacak kişinin sermaye durumunu

belirlemesi gerekmektedir. Yatırımcının toplam sermayesi; santralinin keşif özeti

belirlenirken, proje tutarına eşit ya da fazla olmalıdır. Toplam sermaye iki şekilde

incelenmektedir (Eraktan 1991).

a. Kaynağına göre sermaye

b. Kullanılış biçimine göre sermaye

Kaynağına göre sermaye kişinin kendine ait öz kaynak sermayesi ve kendine ait

olmayan dış kaynak sermayesinin toplamından oluşmaktadır. Kullanılış biçimine göre

sermaye ise sabit ve değişen sermayenin toplamından oluşmaktadır. Sabit sermaye

makina, bina ve arazi bedelini, değişen sermaye de kişinin sahip olduğu menkul

kıymetleri içermektedir.

Santrali kuracak kişinin başka ortakları olması durumunda her bir ortak kişinin

sermayeleri, toplam sermayeyi oluşturmaktadır. Proje bedelinin belirlenmesindeki sınır,

sermaye durumuna göre belirlenmektedir.

46

3.2.2.2. Keşif özeti

Kurulacak kojenerasyon santralinin fizibilite durumu belirlenirken keşif özetinin

yapılması gerekmektedir. Keşif özeti ile toplam proje bedeli ortaya çıkarılmakta,

yatırımlar bu bedele göre değerlendirilmektedir. Ostim Sanayi Bölgesi-Ankara’da

kurulan AYEN Enerji Kojenerasyon Santralinde incelenen ekonomik verilere göre keşif

özetini oluşturan parametreler Çizelge 3. 5’de gösterilmektedir.

Çizelge 3.5. Kojenerasyon projesi keşif özeti

İç Piyasadan Sağlanan Yatırım

($)

Dış Piyasadan Sağlanan Yatırım

($)

Toplam Yatırım ($)

A) Arsa B) SABİT YATIRIM 1. Etüt – Proje 2. İnşaat İşleri 3. Makine Teçhizat (Gaz Türbini ve Jeneratör Seti ve Komple Yedek Parçaları)

4. Taşıma ve Sigorta Giderleri 5. Gümrükleme Giderleri 6. Montaj Giderleri 7. Genel Giderler 8. Beklenmeyen Giderler TOPLAM SABİT YATIRIM TUTARI

C) İşletme Sermayesi TOPLAM PROJE BEDELİ Yukarıdaki çizelgede, santralin kurulması sırasında gereksinim duyulan harcama kalemleri gösterilmiştir. Buna göre:

• Etüt-proje: Proje için devlete ödenen miktar • İnşaat işleri: Santralin kurulum aşamasındaki yapım masrafları • Makine ve Teçhizat: Santrale, yurtdışından yurtdışı kredi ile getirilen makinalara

ödenen miktar • Taşıma ve Sigorta: Makinaların taşınması ve sigortalanması için harcanan miktar. • Gümrükleme: Yurtdışından gelen makinaların gümrük giderleri, • Montaj: Makinaların santrale kurulumu sırasında ödenen miktar, • Genel Giderler: Santralin kurulum aşamasında proje bedeli dışındaki giderler. • Beklenmeyen Giderler: Fizibilite sırasında olmayıp da yapım aşamasında

çıkabilecek ek giderler (inşaat işleri için proje giderinin %10, elektrik işleri için proje giderinin %5).

• İşletme sermayesi: Santralin kurulum bedeli amorte edilip kara geçilene kadar yapılan harcamalar (yatırım tutarı dışında fatura kesilmeden yapılan giderler).

47

3.2.2.3. Sabit masraflar

Kojenerasyon santralinin kurulması ve işletilmesi aşamasında yıl içerisinde her türlü

şartta miktarı değişmeyen masrafları oluşturmaktadır. Sabit masraflar aşağıda

sıralanmaktadır:

• Amortisman

• Faiz

• Sigorta

• Kira

3.2.2.3.1. Amortisman hesabı

Kojenerasyon santralinin maliyetinin yararlı ömrüne sistematik bir şekilde dağıtılması

amortisman payı ile sağlanmaktadır. İşletmelerde bir yıldan daha uzun süre kullanılan,

aşınma ve yıpranmaya uğrayan varlıkların değerleri, yararlı ömürleri içinde amortisman

ayrılmak yoluyla yok edilmektedir. Amortisman, yapılan çalışmada doğru hat

yöntemiyle hesaplanmıştır. Hesaplama yöntemi aşağıdaki gibidir (Işık 1999):

Dt = Psantral/neko (18)

Bt = Psantral - Dt.t (19)

Kojenerasyon santrallerinin proje aşamasında kullanılan ekonomik ömür Enerji

Bakanlığı verilerine göre 20 yıl olarak belirlenmiştir. Hesaplamalar sırasında her yıl için

ödenecek amortisman değeri sabit masrafların amortisman payını oluşturmaktadır.

3.2.2.3.2. Faiz hesabı

Kojenerasyon santralini kuracak şirket veya kişilerin kendi sermayesi dışında aldıkları

kredilere ait yıllık ödediği faiz değeri sabit masrafların faiz paylarını oluşturmaktadır.

Kojenerasyon santralinin kurulması sırasında makina ve teçhizat için alınan kredi

yabancı kaynaklıdır. Yurt dışı kaynaklı ve proje için verilen kredilerin yıllık faiz oranı

% 10 olup geri ödeme süresi 10 eşit takside bölünmektedir. Yıllık ödenecek faiz miktarı

her altı ayda bir çekilen kredinin %10’u ve o dönemdeki faiz miktarından oluşmaktadır.

Faiz hesabı bileşik faiz yöntemine göre yapılmaktadır (Işık 1999).

48

F = Psantral (1+FO)n (20)

F = Faiz artış sonucu oluşan değer ($)

Psantral = Santralin yatırım değeri ($)

FO = Faiz oranı

n = Faiz ödeme süresi

3.2.2.3.3. Sigorta hesabı

Kojenerasyon santrallerinde çalışan makinalara, binaya, işçilere ve üçüncü şahıslara, her

türlü kaza, yangın, infilak, terör, depreme karşı yıllık ödenmesi gereken sigorta miktarı

sabit masrafların sigorta giderlerini oluşturmaktadır. AYEN Enerjinin Finans

Sigorta’dan aldığı verilere göre; bina, makine, tesisat yatırım bedelinin binde 5 oranı

yangın/yıldırım/infilak/terör, binde 3.3 oranı deprem primi, her yıl sigorta şirketine prim

ödenmesi gerekmektedir.

3.2.2.3.4. Kira hesabı

Kojenerasyon santralinin kurulması sırasında bina, makina ve arsa yatırımcının öz malı

değil ise bunlara karşılık her yıl ödediği kira bedeli sabit masrafların kira masraflarını

oluşturmaktadır.

3.2.2.4. Değişen masraflar

Yıl içerisinde kullanımına bağlı olarak değişim gösteren masrafların toplamı değişen

masrafları oluşturmaktadır. Değişen masraflar aşağıda sıralanmaktadır ($/yıl):

• Doğalgaz (Santralin kullandığı doğalgazın metreküp miktarına göre her yıl

ödediği miktar)

• İşçilik (Santralinde geçici ve daimi olarak çalıştırdığı teknik eleman veya işçilere

ödediği yıllık miktar)

• Su-Elektrik (Santralde kullanılan yıllık su ve elektrik giderleri, kendi ürettiği

elektriği kullanması durumunda hesaba alınmamaktadır.)

49

• Akaryakıt (Fabrika dışına araçlarla yapılan ulaşımlar sırasında harcanan yıllık

benzin, dizel ve LPG harcamaları)

• Tamir-Bakım (Santralde çalışan makinaların yıllık tamir-bakım masrafları)

• Ulaşım-Taşıma (Santrale gelecek makinaların taşınma, gümrük masrafları ve

ulaştırılması için harcanan miktar)

• Haberleşme (Santralde kullanılan telefon, faks, internet’in yıllık masrafları)

3.2.2.5. Gelir-gider tablosu

Gelir – Gider Tablosu kojenerasyon sisteminin 20 yıllık ekonomik ömrü boyunca,

elektrik satışından elde edeceği miktardan oluşan gelir ile faiz, gaz harcamaları, vergi

gibi giderlerden oluşan bir çizelgedir. Çizelge 3.6 AYEN enerji’de yapılan

değerlendirmelere göre gelir-gider tablosunun parametrelerini göstermektedir.

Çizelge 3.6. Gelir-gider tablosu

1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl A Toplam Enerji

Üretimi (kWh)

B Satış Fiyatı

C Proje Geliri

D Proje Gideri

E Yakıt Gideri

F Proje Karı

G Yurtdışı Kredi Faizi

H Yurtiçi Kredi Faizi

İ Vergiden Önceki Kar

J Yatırım İndirimi

K Stopaj L Vergiden

Sonraki Kar

50

Yukarıdaki çizelgede, her yıl üretilmesi düşünülen toplam enerji miktarı (kWh) ile satış

fiyatının belirlenmesi durumunda diğer veriler aşağıdaki şekilde hesaplanmaktadır:

• C ($/yıl) = A x B • D ($/yıl) = Toplam masraf

[(sabit masraf–amortisman) + (değişen masraf–yakıt gideri)]

• E = Doğalgaz gideri ($/m3yıl)

• F ($/yıl) = C – (D + E) • İ ($/yıl) = F – (G + H) • J ($/yıl) = İ • K ($/yıl) = Stopaj • L ($/yıl) = J – K

Yatırım indirimi; daha az vergi ödemek amacıyla vergiden muaf olunan kısımların

toplam masraflardan çıkarılmasıdır. Kalan kısmın % 19.8’i stopaj vergisi olarak devlete

ödenmekte, böylece vergiden sonraki kar hesaplanabilmektedir. Vergiler kanun ve

yönetmelik içerisinde her sene değişmektedir. Bu oranlar 2004 yılı için geçerli

değerlerdir.

3.2.2.6. Fon akış tablosu

Kojenerasyon santralinin gelir-gider tablosundan sonra fon akış tablosu

oluşturulmaktadır. Bu tablo ile amortisman ve kredi taksitleri göz önüne alınarak her

yıla ait öz sermaye karı bulunmaktadır. Fon akış tablosu Çizelge 3.7’de

gösterilmektedir.

Çizelge 3.7. Fon akış tablosu

1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl L Vergiden Sonraki Kar

M Amortisman

N Toplam Fon

O Yurtdışı Kredi Taksitleri

P Yurtiçi Kredi Taksitleri

R Öz Sermaye Geri Ödeme

S Öz Sermaye Karı T Toplam Kar

51

Gelir-gider tablosunun devamı olan fon akış tablosunu oluşturan veriler aşağıdaki

şekilde hesaplanmaktadır.

N ($/yıl) = L + M

S ($/yıl) = N – (O + P + R)

T ($/yıl) = Σ S (yıl)

Fon akış tablosu ile kojenerasyon santralin 20 yıllık ekonomik ömrü süresince her yıla

ait kar ve toplam kar durumu ortaya çıkmaktadır.

3.2.2.7. İç karlılık oranı

Santral fizibilitesinin belirlenmesinde kullanılan en etkili değerlerden birisi iç karlılık

oranıdır (Cesur ve Cingöz 2001). İç karlılık oranı; yatırımın yararlı ömrü süresince

sağlayacağı nakit girdisini yatırım tutarına eşitleyen faiz oranıdır. Nakit giriş ve

çıkışlarının bugünkü değerlerinin birbirine eşit olduğu, yani yatırımın net bugünkü

değerinin sıfır olduğu faiz değeridir. İç karlılık oranının, yatırımcının almış olduğu

kredinin %10 faiz oranından yüksek olması gerekmektedir. İç karlılık oranı kısaca

yatırımın ekonomik ömrü sonunda şimdiki değeri göz önüne alınarak % 10 ve üstü

oranlarda kar ettiği değerdir. Kredi faizleri % 10 olduğundan, iç karlılık oranının %

10’un altında bir değerde olması tesisin ekonomik olmadığını göstermektedir.

İç karlılık oranı (iç verim oranı) aşağıdaki gibi hesaplanmaktadır

(Cesur ve Cingöz 2001).

( ) ( ) ( )(21)

r1G....

r1G

r1GBD n

n2

21

+++

++

+=

BD = Bugünkü Değer

G= Nakit Girişleri, Nakit Çıkışları

r= İç Karlılık Oranı

NBD (Net Bugünkü Değer) = BD Nakit Girişleri – BD Nakit Çıkışları

52

NBD = 0 durumunda,

BD Nakit Girişleri = BD Nakit Çıkışları

Kısaca nakit giriş ve çıkışlarını birbirine eşitleyen “r” değeri iç karlılık oranı olarak

tanımlanmaktadır (Akgüç 1989).

3.2.3. Kojenerasyon santrali simülasyon programı

Kojenerasyon santralinin kurulumu ve fizibilitesi için yapılan çalışmada, teknik ve

ekonomik analiz eşitliklerinin bilgisayar programına adapte edilmesi amaçlanmıştır.

Teknik ve ekonomik analiz bölümlerinde belirtilen işlemler bilgisayar tarafından

yapılmakta ve sonuçlar tablo halinde sunulmaktadır. Simülasyon programının yapılması

aşamasında Visual Basic 6.0 programı kullanılmıştır. Programın akış diyagramı Şekil

3.11 ve 3.12’de gösterilmektedir.

Şekil 3.11. Benzeşim programı teknik analiz akış diyagramı

HESAPLAR

TEKNİK HESAPLAR

Jeneratör

Atık Isı Kazanı

Buhar Türbini

Gaz Türbini Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

53

Şekil 3.12. Benzeşim programı ekonomik analiz akış diyagramı

Masraflar

Sigorta

Faiz

Amortisman

Sabit Masraflar

Kira

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Değişen Masraflar

Su-Elektrik

İşçilik

Doğalgaz

Akaryakıt

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Haberleşme

Ulaşım-Taşıma

Tamir-Bakım Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

TOPLAM MASRAF

EKONOMİK HESAPLAR

Keşif Özeti

Sermaye

Veriler İşlem Sonuç

Kullanılış Biçimine Göre

Kaynağına Göre

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

54

Şekil 3.13. Benzeşim programı ekonomik analiz akış diyagramı (devam)

Gelir-Gider Tablosu

Fon akış Tablosu

İç Karlılık Oranı

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

Veriler İşlem Sonuç

55

4. ARAŞTIRMA BULGULARI

Kojenerasyon santralinin üreteceği elektriksel gücü belirlemek amacıyla Ayanoğlu

Salyangoz Fabrikası ve Çanakcılar Seramik Fabrikası’nın enerji gereksinimleri

incelenmiştir. Gaz türbini ve buhar türbininin aynı jeneratörü deviteceği kojenerasyon

sisteminde üretilecek toplam elektriksel güç 2 MW olarak belirlenmiştir. Bu bölümde

gereksinim duyulan güce göre teknik ve ekonomik araştırma bulguları verilmiştir.

4.1. Teknik Bulgular

Sistemde çalışması düşünülen gaz türbini, buhar türbini, atık ısı kazanı ve jeneratörün

çalışma parametreleri sayısal olarak değerlendirilmiştir.

Gaz türbini hesabı yapılırken Brayton çevriminden yararlanılmış ve türbin verimi

hesaplanmıştır. Bazı değerler, güce göre belirlenen türbin kataloglarından alınmıştır.

T1 = 288 K (15 °C)P1 = 1 bar = 105 Pa

P2 = 4 MPa = 4x106 Pa

T4 = 723 K

nhava = 1.23

cphava = 1.0035 kJ/kg

cpdoğalgaz = 0.67 kJ/kg

50%49.83P/P

11

K1441.154TT

TTT

TT

K574.0697TPP

TT

n/)1n(

12Bry

32

23

1

14

2

n/)1n(

2

1

2

1

≈=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=η

=⇒−

=−

=⇒⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

−

−

Doğalgazın ısıl değeri 34567.5 kJ/m3, gaz türbini elektriksel gücü 2 MW ve jeneratör

verimi %95 alınarak eşitlik 4 ve 5’e göre;

Gaz Türbini Mil Gücü = Elektriksel Güç / Jeneratör Verimi = 2.105 MW

Gazın Debisi = Gaz Türbini Mil Gücü / (Doğalgaz ısıl değeri x ηbrayton) = 0.1222 m3/s

56

15°C hava sıcaklığı, 450 °C gaz türbini egzoz sıcaklığı ve 4 MPa sıkışma işlemi sonu

basınç değeri, 2 MW elektriksel gaz türbini gücü ve % 95 jeneratör alınarak, sıkışma

sonu sıcaklık (T2) 574.0697 K, yanma sıcaklığı (T3) 1441.154 K, gaz türbini verimi %

50 ve gazın debisinin de 0.1222 m3/s hesaplanmıştır.

Buhar türbini veriminin hesaplanmasında Rankine çevriminden yararlanılmıştır.

Buhar türbininin üretebileceği maksimum buhar basıncı ve sıcaklığının (katalog)

bilinerek eşitlik 6’daki verim değeri hesaplanmaktadır.

Maksimum buhar basıncını 47 bar, buhar sıcaklığını da 400 °C alınarak;

t4 = 100 4maksP = 261.83 °C

h4 = 606.5 + (0.305 x t4) = 686.358 kcal/kg = 2875.84 kJ/kg

h3 = 606.5 + 0.305.t4 + 0.4805 (tmaksimum – t4) = 752.748 kcal/kg = 3154.015 kJ/kg

h1 = csu x t4 = 261.83 kcal/kg = 1097.08 kJ/kg

13

43Rankine hh

hh−−

=η = 0.1352 = % 13.52

Elektriksel gücü 2 MW kabul ettiğimiz koşulda eşitlik 12’ye göre;

Buhar Türbini Mil Gücü = Elektriksel Güç / Jeneratör Verimi = 2.105 MW

Atık ısı kazanı hesabında kazan verimi; kazana giren ve çıkan ısıların oranlanmasıyla

aşağıdaki şekilde bulunmaktadır:

Atık ısı kazanı verileri;

Cbuhar = 1.9228 kJ/kgK

Cegzoz = 1.1386 kJ/kgK

Csu = 4.18 kJ/kgK

tegzoz = 457 °C

tbaca = 111 °C

tsu = 73 °C

tbuhar = 400 °C

mbuhar = 11.027 kg/s

megzoz = 130.3 kg/s

57

Atık ısı kazanı verileri, bu sistemi kullanan Zorlu Enerji kazan girdilerinden alınmıştır.

[ ]

[ ] 59%)111457(x1386.1x3.130

18.4x)1x73()400x305.05.606(027.11

)tt(c.m18.4x)xtc()xt305.0(5.606(m

)tt(c.m)hh(m

kazan

bacaegzozegzozegzoz

susubuharsukazan

bacaegzozegzozegzoz

subuharbuharkazan

≈−−+

=η

−−+

=η

−−

=η

Jeneratör hesabı yapılırken, santralin ürettiği elektrik enerjisini kullanan fabrikaların

elektrik enerjisi gereksinimleri kullanılmıştır. Buna göre;

Ayanoğlu Salyangoz Fabrikası için,

En fazla elektrik Nisan ayında 98080 kWh olarak tüketilmiştir.

Fabrikadaki toplam elektriksel güç 257 kW

Fabrikada günde 16 saat ve 30 gün çalışıldığı kabul edildiğinde (salyangozların

toplanması mevsimlik olduğu için bazı aylar fabrikanın çalışma süresi oldukça kısadır.

Bu yüzden çalışma saati, yıla oranlandığında günlük 16 saat olmaktadır).

Fabrikanın çektiği maksimum güç = 98080 / (16 x 30) = 204.33 kW

Senkronize Faktörü = 204.33 / 257 = % 79.5

Alternatörün yüklenme oranı fabrikanın çektiği maksimum gücün her iki fabrikanın

toplam elektriksel gücü oranına eşit olup, eşitlik 17’ye göre

204.33 / 2000 = 0.102

şeklinde hesaplanmaktadır. Alternatör salyangoz fabrikasına elektrik verirken % 10.2

oranında yüklenmektedir.

58

Çanakcılar Seramik Fabrikası için,

En fazla elektrik Ağustos ayında 334955 kWh olarak tüketilmiştir.

Fabrikadaki toplam elektriksel güç 1670 kW

Fabrikada günde 8 saat ve 30 gün çalışıldığı kabul edildiğinde,

Fabrikanın çektiği maksimum güç = 334955 / (8 x 30) = 1395.64 kW

Senkronize Faktörü = 1395.64 / 1670 = % 83.57

Alternatörün yüklenme oranı = 1395.64 / 2000 = 0.6978

şeklinde hesaplanmaktadır. Alternatör salyangoz fabrikasına elektrik verirken yaklaşık

olarak % 70 oranında yüklenmektedir.

4.2. Ekonomik Bulgular

Kojenerasyon santralin ekonomik olarak değerlendirilip fizibilitesinin çıkarılması için

öncelikle keşif özeti raporunun belirlenmesi gerekmektedir. Keşif özetinde santral

kurulumuna başlamadan önce oluşan giderlerin durumu gösterilmektedir. Santralin

kurulacağı arsa kişinin kendine aitse gider olarak gösterilmemektedir. Etüd ve proje

olarak ödenen miktar, kurulma aşamasında inşaat giderleri, yurt dışı krediyle alınan

makina teçhizat giderleri, makinaların yurt dışından taşınması, sigorta, montaj ve

gümrük giderleri, genel giderler ve beklenmeyen giderler keşif özetini oluşturmaktadır.

Tüm bu giderlerin sonunda proje bedeli hesaplanmaktadır. Toplam proje bedeli kişinin

ya da kuruluşun sermayesinden küçük olmalıdır. Çizelge 4.1’de Ostim Organize Sanayi

Sitesinde kurulan AYEN enerji kojenerasyon santraline ait keşif özeti verilmiştir.

59

Çizelge 4.1. AYEN enerji kojenerasyon santrali keşif özeti

İç Piyasadan

Sağlanan

Yatırım (1000$)

Dış Piyasadan

Sağlanan

Yatırım (1000$)

Toplam Yatırım

(1000$)

A) Arsa

B) SABİT YATIRIM

1. Etüd – Proje 250 250

2. İnşaat İşleri 2000 2000

3. Makine Teçhizat

(Gaz Türbini ve Jeneratör Seti ve

Komple Yedek Parçaları)

14000 14000

4. Taşıma ve Sigorta Giderleri 100 100

5. Gümrükleme Giderleri 140 140

6. Montaj Giderleri

7. Genel Giderler 200 200

8. Beklenmeyen Giderler 269 269

TOPLAM SABİT YATIRIM

TUTARI

2959 14000 16959

C) İşletme Sermayesi 100 100

TOPLAM PROJE BEDELİ 3059 14000 17059

Amortisman hesabı doğru hat yöntemine göre hesaplanmaktadır. Toplam proje

bedelinden işletme sermayesi, taşıma ve sigorta giderleri, gümrükleme giderleri ve

genel giderlerin toplamının düşürülmesi ve çıkan kısmın ekonomik ömre bölünmesiyle

yıllık ödenen amortisman payı bulunmaktadır. Çizelge 4.2 AYEN enerji kojenerasyon

santralinin amortisman hesabını göstermektedir (eşitlik 18, 19).

60

Çizelge 4.2. AYEN enerji amortisman hesabı

GİDERLER (1000$) Toplam Proje Bedeli 17059 İşletme Sermayesi 100Taşıma ve Sigorta Giderleri 100Gümrükleme Giderleri 140Genel Giderler 200Toplam Amortisman 16519Ekonomik Ömür (yıl) 20Yıllık Amortisman Gideri 825,95

Faiz hesabında bileşik faiz yöntemi uygulanmaktadır. Keşif özetinde yer alan makine ve

teçhizat bedelleri (14000000 $) yurt dışı kredi ile ödenmektedir. Kojenerasyon santraller

için geri ödeme süresi 10 eşit taksite bölünmüştür. Bu taksitler 6 ayda bir ödenmektedir.

Ödenecek faiz oranı ise % 10’dur. Çizelge 4.3 faiz hesabını, Çizelge 4.4 taksit

durumlarını ve her taksitte ödenecek faiz miktarlarını göstermektedir (eşitlik 20).

Çizelge 4.3. AYEN Enerji faiz hesabı

Krediyle çekilen para: 14000000 $ Taksit sayısı : 10 Taksit başına ödenen para : 1400000 $ Faiz oranı (bileşik faiz) : % 10

Taksitler ($) Faiz ($)

1. Taksit = 1400000 14000000x0.10x0.5 = 700000

2. Taksit = 1400000 (14000000-1400000)x0.10x0.5 = 630000

3. Taksit = 1400000 (12600000-1400000)x0.10x0.5 = 560000

4. Taksit = 1400000 (11200000-1400000)x0.10x0.5 = 490000

5. Taksit = 1400000 (9800000-1400000)x0.10x0.5 = 420000

6. Taksit = 1400000 (8400000-1400000)x0.10x0.5 = 350000

7. Taksit = 1400000 (7000000-1400000)x0.10x0.5 = 280000

8. Taksit = 1400000 (5600000-1400000)x0.10x0.5 = 210000

9. Taksit = 1400000 (4200000-1400000)x0.10x0.5 = 140000

10. Taksit = 1400000 (2800000-1400000)x0.10x0.5 = 70000

61

Çizelge 4.4. AYEN Enerji faiz ödemeleri

Yıl Ana Para Ödemesi (1000$) Faiz (1000$) Toplam (1000$) 1400 700 1 1400 630

4130

1400 560 2 1400 490

3850

1400 420 3 1400 350

3570

1400 280 4 1400 210

3290

1400 140 5 1400000 70000

3010

14000000 3850000 17850000

Her yıl ödenecek sigorta bedeli santrali kuran şirketin sigortacısı tarafından

belirlenmektedir. Sigortalanacak makine ve teçhizat toplam maliyeti üzerinden

hesaplanmaktadır. AYEN Enerjinin Finans Sigorta şirketi tarafından yapılmış olan

sigorta teklifi ve ödenecek primleri Çizelge 4.5’de gösterilmektedir.

Çizelge 4.5. AYEN enerji sigorta teklifi

Makine Teçhizat = 22514724 $ Teminatlar Sigorta Bedeli ($) Fiyat (%o) Net Prim ($) Yangın/Yıldırım/İnfilak 22514724 0.50 11257 Ek Teminatlar 22514724 0.15 3377 Terör 22514724 0.50 11257 Deprem 22514724 0.33 7477 Net Prim Yangın Sigorta Primi Gelir Vergisi (Yatırım indirimi nedeniyle) Brüt Prim

33369 1126 1725

36220 Mali Sorumluluk = 225000 (YTL) – 21 Kişi Teminatlar Sigorta Bedeli (YTL) Fiyat (%o) Net Prim (YTL) Şahıs Başına Bedeni 140000 1809,523810 Kaza Başına Bedeni 420000 Net Prim Gelir Vergisi (Yatırım indirimi nedeniyle) Brüt Prim

1809,523810 90,476190

1900

Kojenerasyon tesisinin kurulduğu bina ve arsa kira ise yıllık ödenecek kira bedeli sabit

masraflara eklenmelidir. Örnekteki AYEN enerji arsa sahibi olduğu için kira bedeli

ödememektedir.

62

Kojenerasyon santralinde, yıl içerisindeki kullanıma göre belirlenen masrafları değişen

masrafları oluşturmaktadır. Değişen masraflar ile sabit masrafların toplamı ise santralin

yıl içindeki toplam masrafıdır.

Toplam masrafların, santralin gelir-gider tablosunda dökümü yapılarak, elektrik

satışından sağladığı gelirle birlikte kar hesaplama yoluna gidilmektedir. Gelir-gider

tablosu santralin ömrü süresince yapılan bir maliyet özetidir. AYEN enerjinin Ostim

santrali gelir-gider tablosu Çizelge 4.6’de gösterilmektedir.

Çizelge 4.6. AYEN enerji gelir-gider tablosu ($)

1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl Toplam Enerji Üretimi (kWh)

200000000

200000000 200000000 200000000 200000000 200000000

Satış Fiyatı (Cent)

5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5

Proje Geliri 11000000 11000000 11000000 11000000 11000000 11000000

Proje Gideri

1342909 1342909 1342909 1342909 1342909 1342909

Yakıt Gideri

7300000 7300000 7300000 7300000 7300000 7300000

Proje Karı 2357091 2357091 2357091 2357091 2357091 2357091

Yurtdışı Kredi Faizi

1330000 1050000 770000 490000 210000 0

Yurtiçi Kredi Faizi

0 0 0 0 0 0

Vergiden Önceki Kar

1027091 1307091 1587091 1867091 2147091 2357091

Yatırım İndirimi

1027091 1307091 1587091 1867091 2147091 2357091

Stopaj 203364 258804 314244 369684 425124 2357091 Vergiden Sonraki Kar

823727 1048287 1272847 1497407 1721967 1579251

63

Gelir-gider tablosunda toplam enerji üretimi ve satış fiyatının belirlenmesi durumunda

proje geliri

Proje Geliri ($) = 200000000 (kWh) x 5.5 cent = 11000000 $

olarak bulunmuştur.

Kredi faizleri daha önce hesaplanan yöntemle yıllık ödenen faiz bedeli olarak

bulunmaktadır. Krediyi Türkiye’den alıyorsa yurt içi faiz de ayrıca faiz oranı ve ödeme

şekline göre hesaplanmaktadır.

Vergiden önceki kardan stopajı düşerek vergiden sonraki kar hesaplanmaktadır.

Santralin stopaj için ödediği yıllık miktar vergiden sonraki karın %19.8’ini

oluşturmaktadır.

Tüm bu hesaplanan veriler santralin ekonomik süresince çizelge şeklinde gelir-gider

tablosunda özetlenmektedir.

Fon akış tablosunda ise amortisman ve kredi taksitleri devreye girerek santralin yıllık

karı hesaplanmaktadır. Fon akış tablosu Çizelge 4.7’de gösterilmektedir.

Böylece her yıla ait işletmenin karı belirlenmektedir. İlk beş yılda faiz giderlerinden

dolayı kar eksi değerlerde iken yirminci yılın sonunda sistem 30690907 $ kar eder

anlamına gelmektedir.

64

Çizelge 4.7. AYEN enerji fon akış tablosu (1000$)

1. Yıl 2. Yıl 3. Yıl 4. Yıl 5. Yıl …….. 20. Yıl Vergiden Sonraki Kar

823.727 1048.287 1272.847 1497.407 1721.967 1579.251

Amortisman 825.950 825.950 825.950 825.950 825.950 825.950

Toplam Fon 1649.677 1874.237 2098.797 2323.357 2547.917 2405.201

Yurtdışı Kredi Taksitleri

2800.000 2800.000 2800.000 2800.000 2800.000 0

Yurtiçi Kredi Taksitleri

0 0 0 0 0 0

Öz Sermaye Geri Ödeme

152.950 152.950 152.950 152.950 152.950 152.950

Öz Sermaye Karı

-1303.273 -1078.713 -854.153 -629.593 -405.033 2252.251

Toplam Kar -1303.273 -2381.986 -3236.139 -3865.732 -4270.765 30690.907

Santral iç karlılık oranının ekonomik fizibilite açısından hesaplanması gerekmektedir. İç

karlılık oranının %10’luk faiz oranından yüksek çıkması santralin ekonomik olarak

çalışabilmesinin bir göstergesidir.

İç karlılık oranı %10 ile %20 arasında olacağını varsayarsak; %10 ve %20 için net

bugünkü değerin bulunması gerekmektedir. Bulunan değerlerden birisi pozitif diğer

negatif çıkacağından net bugünkü değeri sıfır yapan oran işletmenin iç karlılık oranını

belirmektedir.

İç karlılık oranının hesaplanmasında proje maliyeti, proje karı ve ekonomik ömrün

bilinmesi gerekmektedir. AYEN Enerji verilerine göre proje maliyeti 17059000 $, proje

karı her yıl için 2357091 $ ve ekonomik ömür yirmi yıl olarak belirlenmiştir. % 10 ve

% 20 değerleri için bugünkü değerlerin bulunması Çizelge 4.8’de gösterilmektedir.

Bugünkü Değer Faiz Faktörü (BDFF) = 1/(1+Iskonto Oranı (IO))n (yıl) (22)

Bugünkü Değer (BD) = Nakit Akışı x BDFF (23)

Nakit akışı; sıfırıncı (0.) yılda proje maliyeti olarak alınırken, devam eden yıllarda proje

karı olarak işleme sokulmaktadır (Cesur ve Cingöz 2001).

65

Çizelge 4.8. AYEN enerji iç karlılık oranı

YIL Nakit Akışı

($) BDDF (%10

IO için) BD YILNakit Akışı ($)

BDDF (%20 IO için) BD

0 17059000 1 17059000 0 17059000 1 170590001 2357091 0.909090909 2142810 1 2357091 0.833333333 1964243 2 2357091 0.826446281 1948009 2 2357091 0.694444444 1636869 3 2357091 0.751314801 1770917 3 2357091 0.578703704 1364057 4 2357091 0.683013455 1609925 4 2357091 0.482253086 1136714 5 2357091 0.620921323 1463568 5 2357091 0.401877572 947262 6 2357091 0.56447393 1330516 6 2357091 0.334897977 789385 7 2357091 0.513158118 1209560 7 2357091 0.279081647 657820.8 8 2357091 0.46650738 1099600 8 2357091 0.232568039 548184 9 2357091 0.424097618 999636.7 9 2357091 0.193806699 456820 10 2357091 0.385543289 908760.6 10 2357091 0.161505583 380683.4 11 2357091 0.350493899 826146 11 2357091 0.134587986 317236.1 12 2357091 0.318630818 751041.8 12 2357091 0.112156655 264363.4 13 2357091 0.28966438 682765.3 13 2357091 0.093463879 220302.9 14 2357091 0.263331254 620695.7 14 2357091 0.077886566 183585.7 15 2357091 0.239392049 564268.8 15 2357091 0.064905472 152988.1 16 2357091 0.217629136 512971.7 16 2357091 0.054087893 127490.1 17 2357091 0.197844669 466337.9 17 2357091 0.045073244 106241.7 18 2357091 0.17985879 423943.5 18 2357091 0.037561037 88534.78 19 2357091 0.163507991 385403.2 19 2357091 0.031300864 73778.98 20 2357091 0.148643628 350366.6 20 2357091 0.026084053 61482.49

%10 IO için BD = 17059000 – (2142810+1948009+…+350366.6) = 3008244.42 $

%20 IO için BD = 17059000 – (1964243+1636869+…+61482.49) = -5580957.43 $

İç karlılık oranı bugünkü değerin “0” olduğu oran olup %10 ve %20 arasında

enterpolasyon yapılırsa;

% 20 - % 10 IO için -5580957.43 $ - 3008244.42 $

(% İç karlılık oranı) - % 10 IO için 0 - 3008244.42 $

BD = 0 için İç Karlılık Oranı % 13.5 bulunmaktadır.

İç karlılık oranı %10 faiz oranı değerinden yüksek çıktığı için kojenerasyon sistemi 20

yıllık ekonomik süresi içerisinde ekonomik çalışabileceği vurgulanabilir.

66

4.3. Sonuçların İstatistiksel Analizi

Kojenerasyon santralinin kurulup işletilmesinde gaz türbini ve buhar türbinin verimleri

ile ekonomik yönden kullanılabilir olması için iç karlılık oranı önemli parametreler

olmaktadır. Yapılan hesaplamalarda gaz türbini ve buhar türbini verimine etki eden

faktörler belirlenmiş ve değişik değerler girilerek verime etkisi araştırılmıştır.

Gaz türbini verimine etki eden en önemli faktör türbine giren doğalgazın sıkışma sonu

basıncı olmaktadır. Türbinin uygun gücüne göre sıkışma sonu basınç miktarı arttıkça

gaz türbininin verimi de artış göstermektedir. Aynı zamanda gaz türbini gücü de türbin

doğalgaz debisi ile doğru orantılı değişmektedir. Gaz türbininin sayısal olarak verileri

Çizelge 4.9’da grafik olarak da şekil 4.1’de verilmektedir. Çizelge ile verilen değerler

hazırlanan bilgisayar programından hesaplanmış olup, EK 1’de CD halinde program

verilmektedir.

Çizelge 4.9. Gaz türbini sayısal analizi

T çevre = 15 0C ve T egzoz = 450 0C Sıkışma Sonu Basınç (MPa) Verim (%) Yanma Sıcaklığı (K) Sıkışma Sonu Sıcaklık (K)

1 34.98 1112.06 442 2 42.88 1265.96 504 3 47.05 1365.67 544 4 49.83 1441.15 574 5 51.88 1502.56 599

Sıkışma Sonu Basınç (MPa)

Doğalgaz Debisi (m3/s)

1 0.174 2 0.142 3 0.129 4 0.122

Türbin Gücü = 2 MW

5 0.117 1 0.435 2 0.355 3 0.323 4 0.305

Türbin Gücü = 5 MW

5 0.293 1 0.870 2 0.710 3 0.647 4 0.611

Türbin Gücü = 10 MW

5 0.586 1 4.351 2 3.550 3 3.235 4 3.055

Türbin Gücü = 50 MW

5 2.934

67

Gaz Türbini Verim Eğrisi

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5

Sıkışma Sonu Basınç (MPa)

Verim

(%)

Gaz Türbini Sıcaklıkları

0

500

1000

1500

2000

0 2 4 6

Sıkışma Sonu Basınç (MPa)

Sıca

klık

(K) Yanma

Sıcaklığı

Sıkışma SonuSıcaklık

Şekil 4.1. Gaz türbini verim ve sıcaklık eğrileri

Gaz türbini verimi ile sıkışma sonu basınç arasında, standart sapması (s) 2.096 ve

(R2) %92.6 olan regresyon denkliği aşağıdaki gibidir,

ηBrayton = 33.1 + 4.08 P2 Gaz türbini sıkışma sonu basınç ile yanma sonu sıcaklık ve sıkışma sonu sıcaklık

arasında, standart sapması sırasıyla (s) 0.5245, 0.2111 ve (R2) %100 olan regresyon

denkliği aşağıdaki gibidir.

T3 = 13.9 + 2.48 T2 + 0.238 P2 T2 = - 5.51 - 0.089 P2 + 0.403 T3 Buhar türbininin verimini etkileyen en önemli faktörler; maksimum buhar basıncı ve

buhar sıcaklığıdır. Buhar türbini güçlerine göre maksimum sıcaklık ve basınç değerleri

kataloglardan alınmıştır. 2 MW türbin gücü için çeşitli buhar sıcaklık ve basınç

durumlarındaki verim değişimlerinin sayısal verileri Çizelge 4.10’da, grafiksel

gösterimi ise Şekil 4.2’de verilmiştir.

Çizelge 4.10. Buhar türbini verim analizi

Maksimum Buhar

Basıncı (Bar)

Maksimum Buhar

Sıcaklığı (0C)

Kuru Buhar Entalpisi (kJ/kg)

Kızgın Buhar Entalpisi (kJ/kg)

Doygun Sıvı Entalpisi (kJ/kg)

Verim (%)

50 300 2881.06 2949.68 1114.18 3.7360 350 2896.90 3041.23 1166.14 7.6970 400 2910.88 3133.85 1211.96 11.680 450 2923.43 3227.29 1253.10 15.390 500 2934.85 3321.39 1290.54 19.1

ηBrayton = 33.1 + 4.08 P2

T2 = - 5.51 - 0.089 P2 + 0.403 T3

T3 = 13.9 + 2.48 T2 + 0.238 P2

68

Buhar Türbini Verim-Sıcaklık Eğrisi

0100200300400500600

50 60 70 80 90

Maksimum Buhar Basıncı (Bar)

Verim (%)

MaksimumBuharSıcaklığı (C)

Şekil 4.2. Buhar türbini verim ve entalpi eğrileri

Buhar türbininde maksimum buhar sıcaklığı basınçla doğrudan ilgili olduğundan

hesaba katılmamıştır. Bu durumda buhar türbini verimi ile maksimum buhar basıncı

arasında, s= 0.09214 ve R2= %100 olan regresyon denkliği aşağıdaki gibidir. Entalpi

değerleri için oluşturulan grafikte ilişki cebirsel olduğu için s = 0 ve R2 =%100’dür.

ηRankine = - 15.4 + 0.384 P Kojenerasyon santrali ekonomik olarak irdelendiğinde en önemli kriterlerden birisi iç

karlılık oranıdır. Proje bedeli 100000 $ kabul edilerek 5, 10 ve 20 yıl ekonomik ömürde

hesaplanan iç karlılık oranları Çizelge 4.11’de gösterilmektedir.

Çizelge 4.11. İç karlılık oranı sayısal analizi

Proje Bedeli = 100000 $ Ekonomik Ömür

(Yıl) Proje Karı

($) İç Karlılık Oranı

(%) 26000 9.328000 12.7430000 15.7132000 18.32

5

34000 20.6116000 9.4518000 13.0120000 14.3922000 18.19

10

24000 20.3212000 10.4914000 13.7616000 16.2118000 18.11

20

20000 19.6

Buhar Türbini Entalpi Eğrileri

0

1000

2000

3000

4000

50 60 70 80 90

Maksimum Buhar Basıncı (Bar)

Kuru BuharEntalpisi(kJ/kg)Kızgın BuharEntalpisi(kJ/kg)Doygun SıvıEntalpisi(kJ/kg)

ηRankine = - 15.4 + 0.384 P

h3= 4170+10.1P+0.576h4

h1= -8347-0.00735P+3.28h4

h4= 2542+0.00224P+0.305h1

69

İç karlılık oranında (İKO) yıllık proje karı (PK), işletmenin ekonomik süresine bağlı

olarak değişmektedir. Ekonomik süre kısaldıkça yıllık kar payının yükselmesi

gerekmektedir. Bu değişim Şekil 4.3’teki grafiklerde gösterilmektedir.

Şekil 4.3. İç karlılık oranı grafiksel analizi

İç karlılık oranının tahmin denklemi, proje karına ve ekonomik sürelere göre aşağıdaki

gibidir:

• 5 yıllık ekonomik ömür için

İKO = - 27.0 + 0.00141 PK, s = 0.4114 R2 = 99.4%

• 10 yıllık ekonomik ömür için

İKO = - 11.8 + 0.00135 PK, s = 0.6106 R2= 98.5%

• 20 yıllık ekonomik ömür için

İKO = - 2.42 + 0.00113 PK, s = 0.6387 R2= 97.7%

5 Yıl Ekonomik Ömür İçin İç Karlılık Oranı

0

10000

20000

30000

40000

0 5 10 15 20 25

İç Karlılık Oranı %

Pro

je K

arı $

10 Yıl Ekonomik Ömür İçin İç Karlılık Oranı

05000

1000015000200002500030000

0 5 10 15 20 25

İç Karlılık Oranı (%)

Proj

e Ka

rı (%

)20 Yıl Ekonomik Ömür İçin

İç Karlılık Oranı

0

5000

10000

15000

20000

25000

0 5 10 15 20 25

İç Karlılık Oranı (%)

Proj

e Ka

rı ($

)

İKO=-27+0.00141PK

İKO=-2.42+0.00113PK

İKO=-11.8+0.00135PK

70

5. TARTIŞMA VE SONUÇ

Teknik ve ekonomik analiz ile hazırlanan santral simülasyon programında, otoprodüktör

kojenerasyon santralinin kurulması ve fizibilite çalışması yapılmıştır. Yapılan hesaplar

ve programdan alınan değerler gerçek değerlerle karşılaştırılmıştır.

Santralin teknik analizi sırasında Zorlu Enerji Kojenerasyon Santrali ve AYEN Enerji

Kombine Çevrim Santrali’ne ait gaz türbini, buhar türbini ve atık ısı kazanı verim

değerleri hesaplanmıştır. Hesapla bulunan değerler ile Zorlu Enerji ve AYEN Enerji

ölçüm sonucu alınan değerler Çizelge 5.1’de karşılaştırılmalı olarak verilmektedir.

Çizelge 5.1. Teknik veriler ile hesapla bulunan verilerin karşılaştırılması

Tipi : GE LM6000 Tipi : GE LM2500 Gücü : 41 MVA Gücü : 36 MVA Egzoz Sıcaklığı : 457 0C Egzoz Sıcaklığı : 508 0C Doğalgaz Basıncı : 4.5 MPa Doğalgaz Basıncı : 1.4 MPa GAZ TÜRBİNİ

Zorlu Değerleri

Hesaplanan Değerler

AYEN Değerleri Hesaplanan Değerler

Doğalgaz Miktarı (m3/h)

11248 9019.60 11200 10132

Gaz Türbini Verimi (%)

47 50 36 38

Tipi: Siemens GK 32145 Marka: Thermodln (Fransa) Çıkış Gücü: 8.76 MVA Çıkış Gücü: 12 MVA Maks.Buhar Bas.: 46.5 Bar Maks.Buhar Bas.: 65 Bar Maks Buhar Sıcak: 395 0C Maks Buhar Sıcak: 460 0C

BUHAR TÜRBİNİ

Zorlu Değerleri

Hesaplanan Değerler

AYEN Değerleri Hesaplanan Değerler

Kızgın Buhar Entalpisi (kJ/kg)

3201.1 3144.46 3200.25 3439.75

Kuru Buhar Entalpisi (kJ/kg)

2844.8 2874.95 2820.3 2904.09

Buhar Türbini Verimi (%)

10 13 28 24

Tipi: DESA Marka: Aalborg Engineering (Danimarka) GT Egz Mik: 130.3 kg/s GT Egz Mik: 70 kg/s GT Egzoz Sıcaklığı: 457 0C GT Egzoz Sıcaklığı: 495 0C Baca Sıcaklığı: 111 0C Baca Sıcaklığı: 102 0C AIK Besi Suyu: 11.836 kg/s AIK Besi Suyu: 8.3 kg/s AIK Buhar: 11.836 kg/s AIK Buhar: 8.3 kg/s AIK Besi Suyu Sıcak: 73 0C AIK Besi Suyu Sıcak: 70 0C AIK Buhar Sıcak: 400 0C AIK Buhar Sıcak: 482 0C

ATIK ISI KAZANI

Zorlu Değerleri

Hesaplanan Değerler

AYEN Değerleri Hesaplanan Değerler

Kazan Verimi (%) 71 63 73.6 74.75

71

Otoprodüktör kojenerasyon santraller ülkemizin enerji ihtiyacı için önemli bir

kaynaktır. Otoprodüktörlük sisteminin gelişmesi, enerjideki kaliteyi de artırmaktadır.

Üretilen enerjinin gerilim ve frekansının sabit olabilmesi kalitenin göstergeleri

olmaktadır. Böylece sistem kayıpları düşmekte, gerilim dengede tutulmakta, yatırım

giderleri azalmaktadır. Kojenerasyon tesisleri aynı zamanda ucuz elektrik sunmaktadır.

Kojenerasyon sistemlerinde; hem elektrik hem ısı enerjisi üretilirken, kombine çevrimli

sistemlerde; yine egzoz gazları değerlendirilerek, ikinci jeneratörden tekrar elektrik

enerjisi üretilmektedir. TEAŞ elektriği 2001 yılı başında 7.6 cent/kWh, 2002 yılında 8.3

cent/kWh, 2003 yılında 10 cent/kWh (Ağış 2003) fiyatından satarken otoprodüktörler

5.5-6 cent/kWh fiyatından satmaktadır. Tüm bu gelişmelerden yararlanarak bazı

önerileri aşağıdaki gibi sıralayabiliriz:

• Tez çalışmasında yapılan teknik ve ekonomik analizler ile hazırlanan bilgisayar

simülasyon programı, doğalgazla çalışan otoprodüktör kojenerasyon

santrallerinin fizibilitesinde kullanılabilmektedir.

• Alternatif enerji kaynakları olarak rüzgar, biokütle, jeotermal enerji ve güneş

enerjisi gibi konularda teşvikler artırılmalıdır. Böylece enerjide çeşitlilik

artırılmış olacaktır. Her bölgeye uygun enerji de değerlendirilmiş olacaktır.

• Enerji üretim, iletim ve dağıtım tesislerinde teknik kapasite ve özellikler

artırılmalıdır. Elektrik kayıplarının çok yüksek olduğu ülkemizde dağıtım

şebekeleri yenilenmelidir.

• Kayıpları azaltma noktasında kaçak elektrik kullanım oranını azaltma yolları

araştırılmalı ve uygulanmalıdır. Türkiye’de ortalama kayıp kaçak elektrik oranı

% 20 ile Avrupa ortalamasının (% 10) üzerindedir. Kayıp kaçak elektrik oranı en

yüksek bölgemiz % 30 ile Güneydoğu Anadolu Bölgesi olmakta, onu % 8 ile

Akdeniz ve Karadeniz Bölgeleri izlemektedir.

• Kaliteli elektrik üretimi için kaliteli ve teknik yönden bilgili elemanlar istihdam

edilmelidir.

• Devlet ve özel sektör birlikte hareket ederek ulusal bir enerji stratejisi

geliştirmelidir.

72

KAYNAKLAR

Ağış, Ö. 2003. ICCI 2003 Açılış Konuşması, Swiss Otel, İstanbul.

Akgüç, Ö. 1989. Finansal Yönetim, Muhasebe Enstitüsü, Yayın No: 56, İstanbul.

Alemdaroğlu, N. 2003. Türkiye’de Elektrik Enerjisinin Durumu, ICCI 2003 Konferans

Kitabı, İstanbul.

Anonim. 1998a. 98/11982 Numaralı Karar, Resmi Gazete, Ankara.

Anonim. 1998b. Elektrik Üretiminde Özel Sektörün Yakıt Sorunları ve Çözüm

Önerileri, Enerji Dünyası, Sayı: 18 – 19, Ankara.

Anonim. 2000a. Enerji İstatistikleri, DİE Yayınları, Ankara

Anonim. 2000b. Otoprodüktör, 18 Eylül 2000 Dünya Gazetesi Eki, Ankara.

Anonim. 2000c. Sürdürülebilir Kalkınma ve Nükleer Enerji, Türkiye Atom Enerjisi

Kurumu, Ankara.

Anonim. 2002a. Ak Enerji Kojenerasyon Santrali Araştırma Notları, Yalova.

Anonim. 2002b. Elektrik Sektörü, Deniz Yatırım Araştırma Bölümü, İstanbul.

Anonim. 2002c. Kojenerasyon Nedir?, www.kojenerasyon.com, İstanbul.

Anonim. 2002d. Zorlu Enerji Kojenerasyon Santrali Araştırma Notları, Bursa.

Anonim. 2004. Ayen Enerji Kojenerasyon Santrali Araştırma Notları, Ankara.

Anonymous. 2000. Autoproducers In Turkey 2000, 6. ICCI Conference, İstanbul.

Arıkan, N., Ağabay, Ö. ve Demirçivi, T. 2000. Deprem Bölgesindeki Yeni Konutlaşma

İçin Küçük Ölçekli Kojenerasyon Uygulaması Örneği, İTÜ-TÜSİAD URBAN-

M3 Projesi/Kocaeli, ICCI 2000 Konferans Kitabı, İstanbul.

Armağan, T. 2003. Otoprodüktör Enerji Santrallerinin Enterkonnekte Sisteme

Bağlantısında Karşılaşılan Problemler, ICCI 2003 Konferans Kitabı, İstanbul.

73

Benelmir, R. and Feidt, M. 1998. Energy Cogeneration Systems and Energy

Management Strategy, Energy Conversion & Management 39, 1791-1802.

Bilgen, E. 2000. Exergetic and Engineering Analyses of Gas Tırbine Based

Cogeneration Systems. Energy 25, 1215-1229.

Casella, F., Maffezzoni, C, Piroddi, L. and Pretolani, F. 2001. Minimising Production

Costs in Generation and Cogeneration Plants. Control Engineering Practice 9,

283-295.

Cingöz, A. ve Cesur, M. 2001. Proje Değerlendirme Yöntemleri ve Kullanılan

Enstrümanlar, Türk Kalkınma Bankası A. Ş., Ankara.

Eraktan, S. ve Açıl, F. 2000. Ekonomi, Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Yayın No:

1512, Ankara.

Eraktan, S. 1991. Ekonomi II, Ankara Üniv. Ziraat Fak. Yayın No: 1231, Ders Kitabı

No: 353, III. Baskı, Ankara, 1991.

Frangopoulos, C.A., Lygeros, A.I., Markou, C.T. and Kaloritis, P. 1996.

Thermoeconomic Operation Optimization of the Hllenic Aspropyrgos Refinery

Combined-Cuycle Cogeneration System. Applied Thermal Engineering 16,

949-958.

Gider, A. 2001. Kojenerasyon Tesisleri Yatırımında Danışmanlık Hizmetleri, Türk

Tesisat Mühendisleri Derneği Dergisi, Sayı: 15, Ankara.

Guarinello, F., Cerqueira, S. and Nebra, S. 2000. Thermoeconomic Evaluation of a Gas

Turbine Cogeneration System. Energy Conversion & Management 41, 1191-

1200.

Hepbaşlı, A. ve Özalp, N. 2002. Co-generation Studies in Turkey: An Application of a

Ceramic Factory in İzmir, Turkey. Applied Thermal Engineering 22, 679-691.

Işık, A. 1999. Mühendislik Ekonomisi, Yayım Yeri: Simav, 317 sayfa, Birinci Baskı,

Kütahya.

74

İnallı, M., Yücel, H. ve Işık, E. 2002. Kojenerasyon Sistemlerinin Teknik ve Ekonomik

Uygulanabilirliği, Mühendis ve Makina, Sayı: 506, Web Sitesi:

www.mmo.org.tr, Erişim Tarihi: 2004.

Klimstra, J. 2003. Environmental, Economic and Operational Benefits of Engine-Driven

Cogeneration, ICCI 2003 Konferans Kitabı, İstanbul.

Piyade, Ö. 2003. Elektrik Piyasasının Oluşumunda Kamu Sektörünün Rolü, ICCI 2003

Konferans Kitabı, İstanbul.

Silveria, J.L. and Tuna, C.E. 2003. Thermoeconomic Analysis Method for Optimization

of Combined Heat and Power Systems. Part I, Progress in Energy and

Combustion Science 29, 479-485.

Silveria, J.L., Beyene, A., Leal, E.M., Santana, J.A. and Okada, D. 2002.

Thermoeconomic Analysis of a Cogeneration System of a University Campus,

Applied Thermal Engineering, 22, 1471-1483.

Soysal, İ. 2002. Alternatif Enerji Sistemleri; Kojenerasyon. İstanbul, Web Sitesi:

www.ikitelliorg.com/makaleler/3/ilhan_soysal.htm, Erişim Tarihi: 2004.

Taboğlu, M. 2000. Türk Enerji Sektöründe Otoprodüktör, 6. Uluslararası Kojenerasyon

ve Çevre Konferansı Bildiri Kitabı, İstanbul.

Toral, R., Morton, W. and Mitchell, D.R. 2000. Using New Packages for Modelling,

Equation Oriented Simulation and Optimization of a Cogeneration Plant.

Computers & Chemical Engineering 24, 2667-2685.

Topuz, G. 2001. Çeşitli Kojenerasyon Uygulamaları, Türk Tesisat Mühendisleri

Derneği Dergisi, Sayı: 15, Ankara.

Türkel, M. 2000. Enerji Darboğazı İçindeki Sanayide Kojenerasyonun Yeri. Türkiye

Kojenerasyon ve Otoprodüktörlük Derneği, İstanbul, Web Sitesi:

www.kojenerasyon.com/diger/mturkel1.htm, Erişim Tarihi: 2004.

75

Türkel, M. 2001. Kojenerasyon ve Otoprodüktörlüğe Genel Bakış, Türk Tesisat

Mühendisleri Derneği Dergisi, Sayı: 15, Ankara.

Türkel, M. 2003. Kojenerasyon Tesislerinin, Faydalı Isı İhtiyacı Baz Kabul Edilerek,

Enerji Piyasası Kapsamında Teşvik Edilmesi, ICCI 2003 Konferans Kitabı,

İstanbul.

Ültanır, M. Ö. 1987. Termodinamik, Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Yayınları,

1023, Ankara.

Ültanır, M. Ö. 1998. Elektrik Üretimi Özel Sektöre Bırakılmalı, Enerji Dergisi, Yıl: 3,

Sayı: 5, İstanbul.

Ültanır, M. Ö. 1998. 21. Yüzyıla Girerken Türkiye’nin Enerji Stratejisinin

Değerlendirilmesi, TÜSİAD, Yayın No: 98-12/239, İstanbul.

Yapıcı, Ö. S. 2000. Avrupa’da ve Türkiye’de Kojenerasyon Stratejisi ile

Uygulamalarının Karşılaştırmalı Bir Analizi, 6. Uluslararası Kojenerasyon ve

Çevre Konferansı Bildiri Kitabı, İstanbul.

Yavuzcan, G. 1990. Tarımsal Elektrifikasyon, Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi

Yayınları 1168, Ders Kitabı 332, Ankara.

Yiğit, A. H. 2004. Otoprodüktör Uygulaması, TMMOB Elektrik Mühendisleri Dergisi,

Sayı: 411, Ankara (http://dergi.emo.org.tr).

Zheng, L. and Furimsky, E. 2003. ASPEN Simulation of Cogeneration Plants. Energy

Conversion & Management 44. 1845-1851.

76

ÖZGEÇMİŞ

01.01.1973 yılında Yerköy’de doğdu. İlk, orta ve lise öğrenimini Ankara’da tamamladı.

1991 yılında girdiği Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Tarım Makinaları

Bölümü’nden 1995 yılında mezun oldu. 1995-1998 yılları arasında aynı bölümde

Yüksek Lisans öğrenimini tamamladı. 1997 yılından beri Tarım Makinaları

Bölümü’nde araştırma görevlisi olarak çalışmaktadır.