1 - Süleyman Demirel Üniversitesi

ABSTRACTM.Sc. ThesisEXERGETIC ANALYSIS OF COGENERATION SYSTEMWITH NATURAL GASNİLAY AKDENİZSüleyman Demirel University Graduate School of Applied and Natural SciencesMechanical Engineering DepartmentThesis Committee: Prof. Dr. Mustafa ACAR (Supervisor)Prof. Dr. Mustafa BAYHANAsst. Prof. Reşat SELBAŞBy the advanced technology and increasing population, people desire to live in morecomfort status, as a result of this the demand for energy increased. In order to replythis demand fossil originated energies are still utilizing densely. If consumption willhappen more and more, the fossil energy sources run out of within 50-100 years andit will caused serious enviromental pollution. The harmful emissions is consisted,climates can be changed irregular and to be caused glubolar heating by use of fossiloriginated energy. Cogeneration system can be described, to provide electricity andheat energy at the same time from a singular heat source. For both industrial andconstruction systems all we need both these energy sources. In combined heat andpower system the most important aim is to benefit the highest effinciency of thefuels. Although in classical plants which produce heat and mechanical energyseparately the ratio of energy effinceincy is %55-65, in cogeneration plants thiseffinciency is about %80-90.In this study thermodinamic, exergy and also economic analysis of a natural gascogeneration plant which has a power of 10 MW are done in order to reply thedemand of electricity and heat energy need of Suleyman Demirel Univesity.Keywords: Cogeneration, Natural Gas, Exergy Analysis, Economic Analysis.2007, 150 Pagesv

TEŞEKKÜRÇalışmamın her aşamasında gerekli teşvik ve desteği veren, bilgi ve tecrübelerindenistifade ettiğim Danışman Hocam Sayın Prof. Dr. Mustafa ACAR’ a sonsuzteşekkürlerimi sunarım.Ayrıca çalışmalarım esnasında ilgi, destek, yapıcı eleştiri ve önerilerde bulunanSayın Yrd. Doç. Dr. İbrahim ÜÇGÜL’ e, tezin hazırlanma aşamasındaki yardımlarıve desteklerinden dolayı Sayın Ramazan ŞENOL, Sayın Ziya YABUZ ve Sayın ErolÖZGENÇ’ e, sabırlarından dolayı kıymetli aileme teşekkürlerimi sunarım.Nilay AKDENİZIsparta, 2007vi

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİTSıcaklıks Özgül Entropi (kj/kg K)Kütlesel Debi (kg/s).mλχLHV.Q.WYakıt-Hava Karışımı OranıMol OranıYakıt Alt Isıl Değeri (kj/kmol)Birim Zamanda Isı Gecişi (kW)Güç,Birim Zamanda Yapılan İş (kW)VHız (m/s)hÖzgül Entalpi (kj/kg)g Yerçekim İvmesi (m/s 2 )zYükseklik (m)hMolar Entalpi (J/mol)M Mol Kütlesi (kg/kmol)W net Net Güç (kW)η sc Kompresörün İzentropik Verimiη st Türbinin İzentropik Verimir pBasınç OranıPBasınç (kPa)kÖzgül Isıların Oranı (Cp/Cv)C p Sabit Basınçta Özgül Isı (kj/(kgK))C v Sabit Hacimde Özgül Isı (kj/(KgK))RGaz Sabiti (kj/kgK)E PH Fiziksel Ekserji (MJ)E KN Kinetik Ekserji (MJ)E PT Potansiyel Ekserji (MJ)E CH Kimyasal Ekserji (MJ)e PH Birim Kütle Başına Düşen Fiziksel Ekserji (MJ/kg)e KN Birim Kütle Başına Düşen Kinetik Ekserji (MJ/kg)e PT Birim Kütle Başına Düşen Potansiyel Ekserji(MJ/kg)e CH Birim Kütle Başına Düşen Kimyasal Ekserji(MJ/kg)P o Çevre Basıncı (kPa)T o Çevre Sıcaklığı (K)EToplam Enerji (kj/kg)tZaman (s)vÖzgül Hacim (m 3 /kg)sMolar Entropi (J/molK)e TMolar Toplam Akış Ekserjisi (J/mol)e -PH Molar Fiziksel Ekserji (J/mol)e -CH Molar Kimyasal Ekserji ( J/mol)C K Sabit Yıllık Amortisman BedeliiYıllık Faiz OranıBirim Zamanda Üretilen Elektrik Enerjisi (kW)W elvii

E YQ PηfBirim Zamanda Sağlanan Yakıt Enerjisi (kW)Birim Zamanda Çevreye Verilen Isıl Enerji (kW)Enerjiden Yararlanma OranıR PH Elektrik - Isı OranıηIsıl VerimεEkserji VerimiψBasınç KaybıBPProses Isısının Ekserjisi (J/kg)B Y Yakıtın Ekserjisi (J/kg)E D Yok Edilen Ekserji (J/kg)∆ Miktarda Sonlu Değişim (J/mol). (nokta)Birim Zamanda- (üst çizgi)Birim Mol İçino (çember) Standart Referans HaligGirençÇıkanHHavaYYakıtYÜ Yanma ÜrünüKH Kontrol Hacmiviii

ŞEKİLLER DİZİNİŞekil 1.1. Sera etkisi ve dünyanın ısı dengesi…………………………………… 1Şekil 1.2. Ortalama sıcaklık değişimi…………………………………………… 1Şekil 1.3. Atmosferde metan gazı artışındaki değişim miktarları………………. 12Şekil 1.4. Atmosferde bulunan metan gazlarının yıllara göre değişimi………… 12Şekil 1.5. Yıllara göre elektrik üretimi………………………………………...... 17Şekil 3.1.1. Kojenerasyon ve geleneksel sistemler ile enerji üretimlerininsankey diyagramıyla karşılaştırılması………………………………. 29Şekil 3.1.2. Gaz türbininin şematik gösterimi……………..…………………...... 30Şekil 3.1.3. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi………………......... 31Şekil 3.1.4. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi enerji dağılımı…… 31Şekil 3.1.5. Rejeneratör ilaveli gaz türbini kojenerasyon sistemi akış şeması….. 32Şekil 3.1.6. Buhar türbinli kojenerasyon sistemi……………………………….. 35Şekil 3.1.7. Gaz motorlu kojenerasyon sistemi………………………………… 37Şekil 3.1.8. Dizel motorlu bileşik ısı-güç sistemi………………………………. 38Şekil 3.1.9. Kombine gaz-buhar türbinli kojenerasyon tesis şeması…………… 39Şekil 3.1.10. Kombine çevrimin termodinamiği………………..………………. 40Şekil 3.1.11. Buhar türbinli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı……… 42Şekil 3.1.12. Dizel motorlu bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı……… 42Şekil 3.1.13. Kombine çevrimli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı…. 43Şekil 3.1.14. Isı-Güç üretim oranlarının değişimi…………………..…………... 43Şekil 3.1.15. Ortalama elektrik fiyatının satın alının elektrik fiyatına oranı……. 45Şekil 3.1.16. Atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretim sistemleri…….. 46Şekil 3.1.17. İdeal brayton çevriminin T-S diyagramı………………………….. 48Şekil 3.2.1. Yanma odası………………………………………………………... 48Şekil 3.2.2. Kompresör ve türbin………………………………………………... 52Şekil 3.2.3. Hava ön ısıtıcısı….…………………………………………………. 53Şekil 3.2.4. Atık ısı kazanı……………………………………………………… 54Şekil 3.2.5. Fiziksel ve kimyasal ekserjilerin hesaplanacağı atık ısı kazanlı gaztürbinli bileşik ısı-güç üretim santrali……....……………………… 56Şekil 3.2.6. Kompresör…………………………………………………………... 60Şekil 3.2.7. Hava ön ısıtıcısı…………………………………………………….. 61Şekil 3.2.8. Yanma odası………………………………………………………... 61Şekil 3.2.9. Türbin………………………………………………………………. 62Şekil 3.2.10. Atık ısı kazanı…………………………………………………….. 62Şekil 3.2.11. Kojenerasyon sistemleri maliyet grafiği …………………………. 64Şekil 3.2.12. Bileşik ısı güç üretim sistemi………..…………..………………... 66Şekil 4.3.1. Yanma odası…………..…………..…………..………..………….. 72Şekil 4.3.2. Türbin…………..…………..…………..…………..……………… 73ix

ÇİZELGELER DİZİNİÇizelge 1.1. Doğrudan sera gazları konsantrasyonu, değişim oranları veatmosferik ömürleri……………………………………………... 1Çizelge 1.2. Birincil enerji kaynakları üretimi……………………………….. 3Çizelge 1.3. Birincil enerji kaynakları tüketimi……………………………… 4Çizelge 1.4. Kaynaklar bazında toplam nihai enerji tüketimi………………... 4Çizelge 1.5. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörel dağılımı (Ktep)……... 5Çizelge 1.6. Elektrik enerjisi gelişimi ……………………………………….. 6Çizelge 1.7. Elektrik enerjisi kurulu güç kapasitesinin kaynaklara göregelişimi (MW) .…………………..……………………………... 6Çizelge 1.8. Sektörlere göre elektrik tüketim gelişimi (GWh)………………. 6Çizelge 1.9. Genel enerji talepleri…………………..……………………….. 7Çizelge 1.10. Nihai enerji tüketiminin kaynaklara dağılımı…………………. 7Çizelge 1.11. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörlere dağılımı (bin tep). 8Çizelge 1.12. Birincil enerji kaynakları üretim hedefleri…………………….. 9Çizelge 1.13. Enerji kaynakları ithalatı…………………………………..…... 9Çizelge 1.14. Kaynaklar bazında elektrik enerjisi üretimi (GWh)…………… 10Çizelge 1.15. Yakıt türlerine göre elektrik enerjisinden kaynaklanan CO 2emisyonları (Gg) …..………………………………………….. 14Çizelge 1.16. Elektrik enerjisinden kaynaklanan metan gazı (CH 4 )emisyonları……………………………………………………. 15Çizelge 1.17. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan diazotoksit (N 2 O)emisyonları.…………………………………………………... 16Çizelge 1.18. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan azot oksit (NO x )emisyonları..…………………………………………………... 16Çizelge 1.19. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan karbonmonoksit(CO) emisyonları…………………………………………........ 17Çizelge 1.20. CO 2 emisyonlarına ilişkin temel bazı göstergeler……………... 18Çizelge 1.21. OECD ülkeleri CO 2 emisyonları göstergeleri (2002)….………. 18Çizelge 3.1.1. Yakıtların fiyat ve verim olarak karşılaştırılması…………....... 41Çizelge 3.1.2. Bileşik ısı-güç üretim sistemlerinin avantaj ve dezavantajları.. 45Çizelge 3.2.1. Kojenerasyon sistemleri için birim işletme bakım maliyetleri... 65Çizelge 4.4.1. Sistemin her aşamadaki değerleri……………………………... 87Çizelge 4.4.2. T 3 ve T 4 sıcaklığında bileşenleri entalpileri………………….... 87Çizelge 4.4.3. Sistemin aşamasındaki ekserji düzeyleri……………………… 88Çizelge 4.4.4. Sistemin enerji yüzdesi………………………………………... 88Çizelge 4.4.5. Sisteme ait genel veriler………………………………………. 89x

1. GİRİŞKüresel iklim sistemi, belki de Yerküre atmosferinin oluşumundan beri, tüm zamanve alan ölçeklerinde değişme eğilimi içinde olmuştur. Ancak, 19. yüzyılınortalarından beri doğal değişebilirliğe ek olarak, ilk kez insan etkinliklerinin deküresel iklimi etkilediği yeni bir döneme girilmiştir. İklim değişikliği; BirleşmişMilletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi'nde (İDÇS), “karşılaştırılabilir birzaman periyodunda gözlenen doğal iklim değişikliğine ek olarak, doğrudan ya dadolaylı olarak küresel atmosferin bileşimini bozan insan etkinlikleri sonucundaiklimde oluşan bir değişiklik” biçiminde tanımlanmıştır. Atmosferdeki karbondioksit(CO 2 ) ve öteki sera gazı birikimlerinde, sanayi devriminden sonra başlayan hızlıbüyüme eğilimine paralel olarak, küresel ortalama yüzey sıcaklıklarında da belirginbir ısınma eğilimi gözlenmektedir. İklim modelleri, küresel ortalama yüzeysıcaklığında 1,5 ile 5,8 °C arasında bir artış olacağını ve buna bağlı olarak da iklimdedeğişikliklerin süreceğini öngörmektedir. Dünya'ya gelen ışınların yaklaşık dörttebiri, bulutlardan yansıyarak uzaya geri döner. Geri kalan enerjinin yaklaşık dörttebirini (% 28) stratosferdeki ozon tabakasıyla troposferdeki bulutlar ve su buharısoğurur. Atmosferin soğurduğu ışınların % 90' ı bizim göremediğimiz kızılötesi vemorötesi ışınlar, % 10' u da görünür ışındır. Bir başka deyişle atmosfer, Güneş'tengelen görünür ışınların onda dokuzunun yeryüzüne ulaşmasını engellemez. Ulaşanbu ışınlar yeryüzünü ısıtır. Tropikal kuşaktan yükselen sıcak hava kutuplara doğru,soğuk kutup havası da yüzeye inip ekvatora doğru yönelir. Böylece atmosfer olayları,su çevrimi, karbon çevrimi vb. süreçler işleyerek dünyada yaşamın sürmesi sağlanır.Gelen ışınlarla ısınan dünya, tıpkı dev bir radyatör gibi davranmaya başlar. Ancak buısıyı güneş gibi tüm dalga boylarında yayamaz; yalnızca kızılötesi ışınlar biçimindeyayabilir. Yüzeyden yayılan bu ışınların yalnızca küçük bir bölümü uzaya gidebilir(Şekil 1.1). Çünkü atmosferde bulunan sera gazları su buharı başta olmak üzere,karbondioksit ve metan molekülleri bu ışınları soğurur; sonra da yer yüzeyine doğrugeri yansıtır. En büyük pay, % 60-70 ile su buharınındır, ardından karbondioksit vemetan gelir. Böylece dünyanın yüzeyi ve troposfer, olması gerekenden daha sıcakolur. Bu olay, güneş ışınlarıyla ısınan ama içindeki ısıyı dışarıya bırakmayan seralarıandırır ve bu nedenle de doğal sera etkisi olarak bilinir (Anonim, 2005).1

Şekil 1.1. Sera etkisi ve dünyanın ısı dengesi (Anonim, 2005)Şekil 1.2. Ortalama sıcaklık değişimi (Anonim, 2005)Dünyada tüketilen enerjiye bağlı olarak dünyanın yüzey sıcaklığı artmaktadır. Her yılyükselen enerji tüketimi ile bu artışlar insanlığın önündeki en büyük çevre sorunuolan atmosferdeki sera gazı CO 2 oluşumunun artmasına sebep olmaktadır (Şekil 1.2).Buna bağlı olarak atmosferde artan CO 2 konsantrasyonu ile sera etkisinde büyümeolmaktadır (Çizelge 1.1).Çizelge 1.1. Doğrudan sera gazları konsantrasyonu, değişim oranları ve atmosferikömürleri (Anonim, 2005)2

Bir hesaplamaya göre bu düzeydeki bir enerji kullanımına bağlı olarak dünyanınortalama sıcaklığı 1997’de 0,0047o C artmıştır. CO 2 emisyonu miktarınınbelirlenmesinde moleküler kütlesi olan 44 gr/mol olarak değil, içeriğindeki C miktarıolan 12 gr/mol büyüklüğü kullanılmaktadır. 20. yüzyıl boyunca enerji kaynaklıkarbondioksit emisyon miktarı yıllık ortalama 2 Gt mertebesindedir. Yıllık karbonatımı, son dönemde 8 Gt dolaylarındadır.1.1. Enerji Sektörüne Genel BakışSon yıllarda birincil enerji üretiminde göreceli bir azalma yaşanmıştır. 2003 yılındatoplam birincil enerji üretimi 23,8 Mtep olup, toplam enerji talebinin %28’inekarşılık gelmiştir. Çizelge-1.2’de gösterildiği gibi taşkömürü, linyit ve petrol üretimi2000 yılından itibaren azalmış ve en büyük azalma hidroelektrik üretimindeyaşanmıştır. 2001 yılından itibaren ise hidroelektrik üretiminde artış gerçekleşmişolup, 2001 yılında 24010 GWh iken 2003’de 35330 GWh’e çıkmıştır. Doğalgazınbirincil enerjideki payı az olmakla beraber 2003 yılının sonunda 561 milyon m 3 ’eulaşmıştır. Kömür üretiminin azalmasına rağmen yerli kaynak olan linyitin önemidevam etmiştir. 1990-2003 yılları arası Birincil Enerji Kaynakları Tüketim değerleriÇizelge-1.3’de verilmektedir. Toplam Birincil Enerji Tüketimi 2001 yılında yaşananekonomik krizin etkisi ile 2000 yılındaki 81,3 Mtep değerinden yaklaşık % 6,5 azalışile 2001 yılında 76 Mtep olarak gerçekleşmiştir. Bununla birlikte ekonomidekiiyileşme ile 2002 yılında 78,7 Mtep olan Birincil Enerji Tüketimi % 6,5 büyüme ile2003 yılında 83,4 Mtep olarak gerçekleşmiştir. 1990-2003 yılları arasında toplambirincil enerji arzı yıllık ortalama % 3,6 artışla 53 Mtep’den 83,4 Mtep’ne ulaşmıştır.Çizelge 1.2. Birincil enerji kaynakları üretimi (Anonim, 2005)3

Çizelge 1.3. Birincil enerji kaynakları tüketimi (Anonim, 2005)Kaynaklara göre Toplam Nihai Enerji Tüketimi Çizelge-1.4’de verilmiştir. Nihaienerji tüketimi 1990 yılında 41,6 Mtep’ den yıllık ortalama % 3,3 artışla 2003 yılında63,8 Mtep’ ne ulaşmıştır. 2003 yılında nihai enerji tüketiminde petrol % 41,3, doğalgaz % 12,4, taş kömürü % 9,9, linyit % 5,2, elektrik enerjisi % 14,6, yenilenebilirkaynaklar % 10,8 ikincil kömür ise % 5,8 oranında pay almıştır. Çizelge-1.5’de1990-2003 yılları arasıdaki sektörler bazında nihai enerji tüketimi gösterilmektedir.1990 yılında % 37’lik payla nihai enerji tüketiminde ilk sırayı alan konut sektörü2003 yılında % 30 ile ikinci sıraya düşerken söz konusu dönem başında % 35’leikinci sırayı alan sanayi sektörü dönem sonunda % 42 ile ilk sırada yer almıştır.Çizelge 1.4. Kaynaklar bazında toplam nihai enerji tüketimi (Anonim, 2005)4

Çizelge 1.5. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörel dağılımı(Ktep)(Anonim,2005)1.1.1. Elektrik EnerjisiSon yıllarda elektrik sektöründeki talep artışı ekonomik büyüme ve artan hayatstandartlarına bağlı olarak önemli artış göstermiştir. 2001 ekonomik krizinden sonraelektrik talebi 2000 yılına göre % 1,2 azalmıştır. Ekonomik düzelmeye bağlı olarakda net tüketim (2002 yılında % 6,1 - 2003 yılında % 6,9 oranında) artmayabaşlamıştır. Çizelge-1.6’da 1990- 2003 yılları arası kurulu güç kapasitesi, üretim vetüketim gelişimi verilmiştir. Kurulu güç kapasitesi önemli ölçüde artmış ve sonverilere göre 35587 MW seviyelerine ulaşmıştır. Elektrik üretimi 1990 ve 2003yılları arasında % 7,1’lik bir yıllık ortalama büyüme hızı ile artmıştır. 1990 yılındaki46,8 TWh olan net elektrik tüketimi 2003 yılında 110 TWh’e ulaşmıştır. Kişi başı netelektrik tüketimi ise 1990 yılında 786 kWh iken 1554 kWh’ye ulaşmış, aynı zamandakişi başı brüt elektrik tüketimi ise 1990 yılında 958 kWh iken, 2003’te 1994 kWh’yeulaşmıştır.Çizelge-1.7’de gösterildiği gibi toplam kurulu gücün % 64,7’si termik kaynaklardan(23008 MW) elde edilmiş, kalanı % 35,3’ü ise (12 576 MW) hidrolikkaynaklardandır. Linyit kullanan termik santraller 1985’e kadar toplam termalkapasitede en büyük paya sahipti. 1990’dan sonra Linyit kullanan termik santrallerinpayı azalırken doğal gaz yakıtlı termik santrallerin kurulmasına olan eğilim artmıştır.2003’te doğalgazlı, kömürlü ve sıvı yakıtlı santraller sırasıyla toplam kurulu gücün% 32,3, % 23,2, % 9’unu oluşturmuşlardır.5

Çizelge 1.6. Elektrik enerjisi gelişimi (Anonim, 2005)Çizelge 1.7. Elektrik Enerjisi kurulu güç kapasitesinin kaynaklara göre gelişimi(MW) (Anonim, 2005)1.1.2. Enerji Arz ve TalebiSektörler bazında elektrik tüketimi Çizelge-1.8’de verilmiştir. Yıllardır Türkiye’deen büyük enerji tüketen sektör sanayi sektörü olmuştur. Sanayi sektörünün tüketimibüyük ölçüde arttığı halde (1990’da 29,2 TWh, 2003’te 53,2 TWh ) bu sektörüntoplam tüketim içindeki payı (1990’da % 62,4, 2003’te % 48,4) azalmıştır. Diğertaraftan konut ve hizmet sektörünün toplam tüketim içindeki payı 1990’da %36,5’ten, 2003’te % 47,5’e artmıştır.Çizelge 1.8. Sektörlere göre elektrik tüketim gelişimi (GWh) (Anonim, 2005)6

Toplam Hidrolik potansiyelimizin % 35’i işletmede olup, % 9’u inşa halinde, kalan%56’sı ise değerlendirilme safhasındadır. Termik potansiyelimizin halen yarıdanfazlası kullanılmamakla beraber linyitte kullanma oranları inşa halinde olansantrallerin de devreye girmesiyle biraz daha yükselerek % 50’lere yaklaşmaktadır.1.1.3. Genel Enerji Planlaması ve Arz-Talep Dengesi2003 yılında 83,8 Mtep olan genel enerji talebinin yıllık ortalama % 5,9 artış hızı ile2005 yılında 91 Mtep, 2010 yılında 125,6 Mtep ve 2020 yılında 222,3 Mtep’neulaşması beklenmektedir (Çizelge 1.9).Çizelge 1.9. Genel enerji talepleri (Anonim, 2005)Çizelge 1.10. Nihai enerji tüketiminin kaynaklara dağılımı (Anonim, 2005)7

Talebin kaynaklara dağılım oranına baktığımızda; 2003 yılında kömür % 26,8, petrol%38, doğalgaz % 23,2, hidrolik % 3,6, ticari olmayan yakıtlar % 6,9, yeni veyenilenebilir kaynaklar % 1,5 pay alırken, bu payların 2020 yılında kömür % 36,2,petrol % 27,5, doğalgaz % 23,2, hidrolik % 4,2, ticari olmayan yakıtlar % 1,8, yenive yenilenebilir kaynaklar % 3,4 ve nükleerin % 3,7 olması beklenmektedir. 2003yılında 1184 kgpe olan kişi başına genel enerji tüketiminin, 2005 yılında 1287 kgpe,2010 yılında 1601 kgpe ve 2020 yılında ise 2533 kgpe olması beklenmektedir.2003 yılında 63,8 Mtep olan nihai enerji tüketiminin yıllık ortalama % 5,8’lik artışla2020 yılında 167,8 Mtep’ne ulaşması beklenmektedir. 2003 yılında % 41 olanpetrolün payının 2020 yılında % 33’e düşmesi, aynı şekilde ticari olmayankaynakların payının da % 9'dan % 2'ye düşmesi, aynı yıllar itibariyle % 15 olanelektrik enerjisinin payının % 22’ye, % 21 olan toplam kömürün payının % 25’e,doğalgazın % 12’den % 15’e, yenilenebilir enerji kaynaklarının ise % 2’den % 3’eçıkması beklenmektedir (Çizelge 1.10).Çizelge 1.11. Genel ve nihai enerji tüketiminin sektörlere dağılımı (BİN TEP)(Anonim, 2005)2003-2020 yılları arasında tüketimin sektörlere dağılımı incelendiğinde, 2003 yılında% 42 ile en yüksek payı alan sanayi sektörünün bu durumunu koruması ve 2020yılında % 46 ile yine en yüksek paya sahip olması, ulaştırma sektörünün payının %19’dan % 20’ye çıkması aynı şekilde 2003 yılında % 24 olan çevrim sektörününpayının 2020 yılında % 25’e ulaşması, bu dönem içerisinde diğer sektörlerinpaylarının ise düşmesi beklenmektedir (Çizelge 1.11). Bugün bilinen rezervler gözönüne alınarak belirlenen ülkemiz birincil enerji kaynakları üretim hedefleri aşağıdaverilmektedir. Üretimlerinde önemli artış olması beklenen enerji kaynaklarımız8

linyit ve hidrolik enerji kaynaklarıdır. Linyitin yıllık ortalama % 9,3 artış hızı ileüretiminin 2003 yılındaki 46 milyon ton seviyesinden 2020 yılında 210 milyon ton’aulaşması, hidrolik enerjinin ise yine aynı dönemlerde yıllık ortalama % 6,9 artış hızıile 35.330 GWh’ten 109.524 GWh’e ulaşması beklenmektedir. Böylece 2003 yılında23,8 Mtep olan birincil enerji kaynakları üretimlerinin yıllık ortalama % 6,1 artış hızıile, 2005 yılında 23,1 Mtep’e, 2010 yılında 36,7 Mtep’e ve 2020 yılında ise 65,6Mtep’e ulaşması beklenmektedir (Çizelge 1.12).Çizelge 1.12. Birincil enerji kaynakları üretim hedefleri (Anonim, 2005)Ülkemizde hemen her türlü enerji kaynağı mevcut olmakla birlikte, linyit ve hidrolikenerji kaynağının dışındaki enerji kaynakları ihtiyaçlarımıza cevap verebilecekmiktarda değildir. Sanayileşmemize ve gelişmemize paralel olarak artan enerjitalebimizin güvenilir olarak karşılanmasının sağlanmasında, bugün olduğu gibigelecekte de enerji ithalatı kaçınılmaz olmaktadır. Önümüzdeki yıllarda ithaledilmesi planlanan enerji kaynakları ve bunların miktarları aşağıda verilmektedir.Çizelge 1.13. Enerji kaynakları ithalatı (Anonim, 2005)2003 yılında 65,2 Mtep civarında olan toplam enerji ithalatının, 2010 yılında 89,6Mtep, 2020 yılında 157,3 Mtep olması beklenmektedir. 2003 yılında toplam enerji9

ithalatında petrol % 52 ile en fazla paya sahip olup, bunu % 29 ile doğalgaz, % 19 iletaşkömürü takip etmektedir. Bu oranların 2020 yılında petrol % 38, doğalgaz % 33,taşkömürü % 28 ve % 1 ile elektrik enerjisi takip etmektedir.Uzun yıllardan beri elektrik enerjisi üretiminde önemli bir yer tutan linyitsantrallerinin payında, doğal gaz santrallerinin devreye alınmaları ile bir azalmanınolduğu bilinmektedir. Önümüzdeki yıllarda da yeni linyit santrallerinin devreyealınmaları ile 2003 yılında üretimde % 17 olan payının 2020 yılında % 25’eulaşması, buna karşılık ithal kömür santrallerinin da devreye alınması ile taşkömürüsantrallerinin payının 2003 yılında % 6’dan, 2020 yılında % 9’a ulaşması, doğalgazsantrallerinin ise 2020 yılında % 34 ile en fazla payı alması beklenmektedir.Çizelge 1.14. Kaynaklar bazında elektrik enerjisi üretimi (GWh) (Anonim, 2005)2020 yılında nükleer enerjinin elektrik enerjisi üretimine katkısının % 7 civarındaolması beklenmektedir. Üretimin termik/hidrolik dengesine bakılacak olursa; 2003yılında % 75 termik, % 25 hidrolik olan oranın, 2020 yılında % 77 termik, % 23hidrolik olduğu gözlenmektedir. 2020 yılında Türkiye toplam hidrolik enerjipotansiyelinin yaklaşık % 87’si değerlendirilmiş olacaktır (Çizelge 1.14).1.1.4. Enerji Sektörünün Sera Gazı Emisyonlarına Etkileriİnsan kökenli sera etkisinin oluşumunda karbondioksitin payı % 55'ten fazla,metanın % 20, kloroflorokarbonun % 18, nitrozoksitin % 5, ozonun ise % 2 dir.Atmosferdeki su buharı ile birleşen SO 2 ve NO x ise esas olarak asit yağmurlarına yolaçmaktadır. Atmosferdeki su buharı ile birleşen SO 2 ve NO x sülfürik ve nitrik asitoluşturmakta ve bu da dünyanın ekolojik dengesinin bozulmasına neden olmaktadır.Karbondioksit esas itibariyle tabiatta karbon çevriminde karbonun aldığı formlardanbirisidir. Fosil yakıt olarak tabir edilen yakıtların yakılması neticesinde yanma ürünü10

olarak açığa çıkar. Bunun yanı sıra bazı kimyasal, elektrokimyasal ve biyokimyasalsüreçler neticesinde de karbondioksit oluşur. Bu süreçlerden en önemlisi doğadakikarbon çevrimi içerisinde CO 2 dönüşümünün olduğu denizlerde meydana gelensüreçtir. Bu süreç içerisinde açığa çıkan CO 2 atmosfere yükselir. Daha sonra tekrartoprağa ve suya döner. Bu çevrim tabii hayatın devamlılığındaki temeldöngülerdendir. Bunun dışında dünya üzerindeki bitki ve ağaçların yanması veyakılması neticesinde de atmosfere oldukça büyük miktarlarda karbondioksit salınır.Karbondioksit atmosferde diğer sera gazları ile birlikte dünyanın ısı ve sıcaklıkdengesini korur. Ancak sanayileşme ile birlikte bu denge üzerinde insan tesiri önemlibir etken olarak ortaya çıkmaktadır. Sera etkisini oluşturan bileşenlerdenkarbondioksitte oldukça uzun zaman dilimlerinde görülebilecek değişiklik son 160yılda insan eliyle yapılan işler neticesinde olmuştur. Öyle ki 10.000 yılda olabilecekbu değişime son 100 yılda ulaşılmıştır. Karbondioksit miktarı 180 ppm’den 280ppm’e çıkmıştır. Her yıl insan kaynaklı net 3,25 milyar ton karbon atmosfereverilmektedir.Bu değişimin ana unsuru sanayileşmedir. Sanayileşme ile birlikte fosil yakıtlarınkullanımının artması, orman alanlarının ve tarım alanlarının azalması ve değişikamaçlarla kullanılması bu unsurun bileşenleridir. Bunda en büyük pay, enerji üretimiiçin fosil yakıt kullanımı ve endüstriyel süreçlere aittir. Son araştırmalar dünyagenelinde CO 2 emisyonlarının % 50'sinin ve CH 4 emisyonlarının % 13’ünün insanetkinliklerine bağlı olarak oluştuğunu ortaya koymuştur. Geçmiş 100.000 yıl içindeatmosferdeki metan konsantrasyonu hacimsel olarak 0,7 ppm iken; son 250 yılda budeğer 1,72 ppm'e çıkmıştır. Çizelge-1’de sera gazları miktarları, değişim oranları veatmosferde bulunma zamanları verilmiştir. Linyit kömürüne kıyasla taşkömürü çokdaha fazla metan içermektedir. Kömürün oluşum proseslerine ve yaşına bağlı olarakda bir ton kömürden 0-85 m 3 metan gazı açığa çıkabilir.Şekil 1.3’de 1984 ile 2000 yılları arasında atmosferde bulunan metan gazımiktarlarının artışındaki değişim gösterilmektedir. 1990’lı yıllara kadar daha lineersayılabilecek bir artış varken 1990’lı yıllardan sonraki değişim daha dalgalı birözellik arz eder.11

Şekil 1.3. Atmosferde metan gazı artışındaki değişim miktarları (Anonim, 2005)Şekil 1.4’de atmosferde bulunan metan gazı miktarının yıllara bağlı olarak değişimiverilmiştir. Grafikten de görüleceği gibi artış eğiliminde bir azalma söz konusudur.Şekil 1.4. Atmosferde bulunan metan gazlarının yıllara göre değişimi (Anonim,2005)Metan doğal olarak doğada birçok yerde ve şekilde oluşmaktadır. Metan dünyadakisera etkisinin oluşmasında en az karbondioksit ve su buharı kadar tehlikelidir. Bunedenle de metan oluşumu kontrol altına alınmalı ve oluştuğu kaynaktazararsızlaştırılmalı ve mümkünse de değerlendirilmelidir. 1980’li yıllar da iklimdeğişikliğinin daha hissedilir boyutlara ulaşması ile enerji ekonomi ve çevre birliktedeğerlendirilmeye başlanmıştır. enerji, ekonomi ve çevre gereklerinin geliştiğisürdürülebilir kalkınma yaklaşımının öne çıktığı 80’li yıllardan sonra bu yaklaşımdaha geçerli bir gereklilik olarak büyük önem kazanmıştır. Bu gün enerjikullanımının olduğu her alanda 3E (Energy, Economy, Environment) yaklaşımıolarak adlandırılan bu yaklaşım bir zorunluluk gibi algılanmaktadır. İklimdeğişikliklerinin bazı sınırlamalar ve düzenlemeler getirilmesi gerekliliğine yolaçması ile birlikte enerji-ekonomi-çevre dünya ölçeğinde ele alınarak çeşitlimodeller, yaklaşımlar ve zorunluluklar ortaya çıkmıştır. Bu itibarla Rio de Janerio ve12

üretim yöntemlerinin bir ürünü özelliğindedir. Bu bakımdan bir enerji kaynağı olarakdeğil de bir enerji taşıma ve kullanım biçimi olarak ayırmak gerekir. Boyutuitibariyle problemin tam olarak çözümünü mümkün kılmamasına karşın yenilenebilirenerji uygulamalarının yaygınlaşması emisyonları belirli bir oranda azaltabilecek veproblemin kaynağına yönelik bir yaklaşımdır. Ancak, bugün için bu çözüm yolununyaygınlaşmasına ilişkin düzenlemeler gerekmektedir.1.1.5. Enerji Sektöründen Kaynaklanan Sera Gazı Emisyonları1.1.5.1. CO 2 EmisyonlarıBilindiği üzere sera gazı emisyonlarının çok büyük bir bölümü enerji sektöründenkaynaklanmakta olup, artan enerji tüketimine paralel olarak emisyon değerleri deartmaktadır. Bu çerçevede, Türkiye genelinde, birincil enerji kullanımındankaynaklanan toplam CO 2 emisyon değerleri 1990 yılında 127.2 Milyon ton iken 2003yılında bu değer 213 Milyon tona ulaşmıştır.Taş kömüründen kaynaklanan CO 2 emisyonlarının 2002 yılından itibaren artmasınaözel sektör tarafından tesis edilen yüksek kalorili ithal kömür ile çalışan 1320 MWkurulu gücünde Sugözü Termik Santralı ile 200 MW kurulu gücündeki diğersantraller etkili olmuştur. Ayrıca 2002 yılından itibaren yaklaşık iki yıl içinde 5000MW’a yakın Adapazarı, Bursa, İzmir, Ankara Doğal Gaz Kombine Çevrim (DGKÇ)Santralleri Türkiye elektrik üretim kurulu gücüne ilave olmuştur. Bu yakıt ikamesiyaklaşımı özellikle linyit kaynaklı sera gazları emisyonunu azalmasında etkiliolmuştur (Çizelge 1.15).Çizelge 1.15. Yakıt türlerine göre elektrik enerjisinden kaynaklanan CO 2 emisyonları(Gg) (Anonim, 2005)14

Elektrik üretiminde, birçok ülkede, özellikle gelişmekte olan ülkelerde olduğu gibi,Türkiye’de de, günümüz koşullarında en bol ve yaygın yerli enerji kaynağı olanlinyitlerin kullanımının sürdürülmesi kaçınılmazdır. Bununla birlikte ülkemizde CO 2emisyonu az olan doğalgaz ve yüksek kalorili ithal kömür de kullanmaktadır. Ayrıcaenerji talebinin önemli bir bölümünü de yenilenebilir kaynak olan hidroelektriksantrallerinden karşılamaktadır.1.1.5.2. CH 4 EmisyonlarıMetan (CH 4 ) ; doğal olarak doğada birçok yerde ve şekilde oluşmaktadır. Metan gazı(CH 4 ), doğalgaz yakıtının ana bileşenidir ve bu gazın neden olduğu sera etkisi CO 2gazından 21 kat daha fazladır. Metan dünyadaki sera etkisinin oluşmasında en azkarbondioksit ve su buharı kadar tehlikelidir. Bu nedenle de metan oluşumu kontrolaltına alınmalı ve oluştuğu kaynakta zararsızlaştırılmalı ve mümkünse dedeğerlendirilmelidir (Çizelge 1.16).Çizelge 1.16. Elektrik enerjisinden kaynaklanan metan gazı (CH 4 ) emisyonları(Anonim, 2005)1.1.5.3. N 2 O Emisyonları1990-2003 yılları arasına N 2 O emisyonları yaklaşık % 70 oranında artmıştır. En fazlaartış ise 2000-2001 yılları arasında gerçekleşmiştir.15

Çizelge 1.17. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan diazotoksit (N 2 O)emisyonları (Anonim, 2005)1.1.5.4. NO x EmisyonlarıCO 2 dışında, yüksek yanma sıcaklıklarında ortaya çıkan NO x emisyonları dolaylı seragazıdır. NO x ’ in % 3’ü, ozon oluşturan gazların da % 14’ü enerji aktivitelerindenkaynaklanmaktadır.Çizelge 1.18. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan azot oksit (NO x ) emisyonları(Anonim, 2005)16

1.1.5.5. CO Emisyonları1990–2003 yılları arasına CO emisyonları % 152 oranında artmıştır.Çizelge 1.19. Elektrik enerjisi sektöründen kaynaklanan karbonmonoksit (CO)emisyonları (Anonim, 2005)1.1.6. Elektrik Üretimi ve Kurulu GücüTürkiye’nin elektrik üretimi kurulu gücü 1990 yılında 16318 MW iken 2003 yılında% 118 artışla 35587 MW’a ulaşmıştır, diğer taraftan Şekil 1.5'den görüleceği üzere2000 yılında 124,9 Milyar kWh olan brüt elektrik enerjisi üretimi, 2001 yılındayaşanan ekonomik krizin etkisiyle 122,7 Milyar kWh’e düşmüştür. 2003 yılında ise2002 yılına göre % 8,6 lık bir artışla 140, 6 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir.Şekil 1.5. Yıllara göre elektrik üretimi (Anonim, 2005)17

Çizelge 1.20. CO 2 emisyonlarına ilişkin temel bazı göstergeler (Anonim, 2005)Çizelge 1.20’de Dünya ve OECD ortalaması ile Türkiye’nin emisyonlarına ilişkinbazı göstergeler verilmektedir. Türkiye 2002 yılı sonuna göre dünya ülkeleri arasındatoplam CO 2 emisyonunda 23, kişi başına CO 2 emisyonu açısından 78, CO 2emisyonunun gayrisafi yurtiçi hasıla’ya oranında 61. ve CO 2 emisyonunun satın almagücü paritesine göre hesaplanmış GSYİH’ya oranında ise yine 61. sırada yeralmaktadır. 2002 yılı sonu itibariyle OECD ülkelerinin CO 2 emisyonlarına ilişkinbazı karşılaştırmalar Çizelge 1.21’de verilmektedir. Çizelge 1.21’in incelemesindende görüleceği üzere toplam CO 2 emisyonu açısından 13. sırada bulunan Türkiye,OECD’ye üye ülkeler arasında en düşük kişi başına CO 2 emisyonuna sahip ülkedir.Çizelge 1.21. OECD ülkeleri CO 2 emisyonları göstergeleri (2002) (Anonim, 2005)18

1.1.7. Kojenerasyon Uygulamaları ve Sera Gazları Emisyonlarına EtkisiSera gazlarının azaltılmasında yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının çokbüyük bir etkisinin olduğu açıktır. Örneğin; Jeotermal enerji, rüzgâr enerjisi, güneşenerjisi, hidrolik enerji, biyokütle ve biyogaz gibi kaynakların kullanımı ileKojenerasyon Uygulamalarının sera gazı azaltımında etkileri önemli bir roloynamaktadır.Çok çeşitli yakıtlar kullanılabilmesi özelliği ile sadece doğalgaza dayalı değil, diğeryakıtları da kullanarak, katma değer yaratan kojenerasyon sistemlerinin, yüksekenerji çevrim verimi sayesinde yılda 2 milyon ton fuel-oil eşdeğeri yakıt tasarrufusağlanmakta bunun da ülke ekonomisine katkısı yaklaşık 500 Milyon ABD dolarıcivarında olması sebebi ile oldukça önemlidir. Kojenerasyon tesislerinin 2.500 MWtürbinli, yaklaşık 2.000 MW gaz motorlu tesis edilmeleri ile, ülkemizde bu güçteelektrik üretimi yapacak toplam 4.500 MW kömürlü santraller ile karşılaştırıldığında,çok büyük miktarda CO 2 tasarrufunun sağlanacağı görülmektedir. Sağlanan CO 2tasarrufunun detaylı hesapları aşağıda verilmektedir. Ucuz ve kaliteli enerji üretimiözelliği ile Kojenerasyon tesisleri tüketim bölgelerinin yanına kurulduklarından,iletim ve dağıtım hat kayıplarının olmaması özelliği ile yılda 2.800.000 MWhelektrik enerjisi tasarruf edilmektedir. 2.500 MW Türbinli, 2.000 MW Motorlukojenerasyon sistemi ile ülkemizde bu güçte elektrik üretimi yapacak kömürlüsantraller ile karşılaştırılırsa sera etkisi yaratacak 2.000 ton eşdeğeri CO 2 ( % 50)emisyonu tasarrufu sağlanmaktadır. Kojenerasyon sistemlerinin toplam yıllık elektrikenerjisi üretimi 2003 yılı için 23,2 Milyar kWh olarak alındığında, kojenerasyonsistemleri kullanılarak üretilen elektrik ve ısı enerjisi için yaklaşık 9.05 milyon tonCO 2 emisyon azaltımı sağlanmıştır. Enerji üretim yatırımlarının yüksek verimlikojenerasyon olarak gerçekleşmesi durumunda (yaklaşık 3.000 MW) yıllık CO 2tasarrufunun 8,61 milyon ton/yıl, kojenerasyonun toplu konutlara da uygulanmasıdurumunda 0,23 milyon ton/yıl, mevcut kojenerasyon tesislerinin verimlerinin % 10artırılması durumunda yıllık CO 2 tasarrufunun 0,63 milyon tonu bulacağıhesaplanmaktadır. Sonuç olarak yukarıda bahsedilen yeni ve verim artırıcıuygulamalarla toplam 9,47 milyon ton/yıl CO 2 emisyon tasarrufu sağlanabilecektir.Bu güne kadar kurulmuş olan kojenerasyon tesislerinin sağladığı 9,05 milyon ton’luk19

CO 2 emisyon azaltımı ile beraber yukarıda bahsedilen yeni kojenerasyonuygulamalarından elde edilen toplam 9,47 milyon ton CO 2 emisyon tasarrufunu daekler isek yılda 18,52 milyon ton CO 2 azalması sağlanmış olacaktır.1.1.8. Türkiye’de Emisyon Azaltımı İçin Teşvik Mekanizmaları4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve İlgili Mevzuatı Çerçevesinde YenilenebilirEnerji Kaynaklarının Desteklenmesine ilişkin olarak yapılan düzenlenmeler 7 başlıkaltında toplanmıştır;1) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere lisans almakiçin başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin yüzde biri dışında kalantutarı tahsil edilmemektedir.2) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için ilgili lisanslara derçedilen tesis tamamlanma tarihini izleyen ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedelialınmamaktadır.3) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine, TEİAŞ ve/veya dağıtımlisansı sahibi tüzel kişiler tarafından, sisteme bağlantı yapılmasında önceliktanınmaktadır.4) Perakende satış lisansı sahibi tüzel kişiler, serbest olmayan tüketicilere satışamacıyla yapılan elektrik enerjisi alımlarında, yenilenebilir enerji kaynaklarınadayalı bir üretim tesisinde üretilen elektrik enerjisi satış fiyatı; TETAŞ’ın satışfiyatından düşük veya eşit olduğu ve daha ucuz bir başka tedarik kaynağıbulunmadığı takdirde, öncelikli olarak söz konusu yenilenebilir enerji kaynaklarınadayalı üretim tesisinde üretilen elektrik enerjisini satın almakla yükümlü kılınmıştır.5) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri, Dengeleme ve UzlaştırmaYönetmeliği uyarınca yük alma ve yük atma tekliflerini Piyasa Mali UzlaştırmaMerkezine vermekten ve Milli Yük Tevzi Merkezi tarafından verilecek yük alma veyük atma talimatlarına uygun hareket etmekten muaf tutulmuşlardır. Kojenerasyonözellikli üretim tesisleri de bu kapsamdadır.20

6) Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına İlişkin Usul ve EsaslarHakkındaki Tebliğ uyarınca; ürettikleri elektrik enerjisini toptan satış ve perakendesatış lisansı sahibi tüzel kişilere satan rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri ilekanal tipi hidroelektrik üretim tesislerine, Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğiyürürlülüğe girene kadar söz konusu Tebliğ hükümleri uygulanmayacak ve maliuzlaştırmaya tabi tutulmayacaklardır.7) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde üretim yapan üretim,otoprodüktör ve otoprodüktör grubu lisansı sahibi tüzel kişiler, bir takvim yılındalisanslarında yer alan/öngörülen ortalama yıllık üretim miktarını geçmemek kaydıylaözel sektör toptan satış şirketlerinden elektrik enerjisi satın alabilirler.Gelişmiş ülkelerde yürürlükte olan teşvik önlemleri genellikle göreceli olarak gerikalmış bölgeleri kalkındırmak, teknolojik gelişmeyi devam ettirmek, bazıfaaliyetlerde verimliliği arttırmak ve işsizliği azaltmak için uygulanmaktadır.Gelişmekte olan ülkelerde ise genel anlamda teşvikler, ekonomik ve bölgeselkalkınmayı sağlamak, sanayileşmek, bazı sektörlerde dünya piyasaları ile rekabetedebilme imkânına kavuşmak, kaynakların rasyonel dağılımını sağlamak gibigerekçelere dayanmaktadır.Türkiye gelişmekte olan bir ülke olarak kendine has ekonomik yapısı, bölgeler arasıgelişmişlik düzeyi arasındaki farklılıklar stratejik yönlendirmeyi ve teşvikleri dahauzun yıllar zorunlu kılmaktadır. Çünkü serbest piyasa şartları içinde yeni yatırımyapılması, üretim teknolojilerinin yenilenmesi, ürünlerin çeşitlendirilerek ekonomikdeğerlerde üretilebilmesi için teşvikler gerekli olmaktadır. Ülkemizin 24 Mayıs 2004tarihinde taraf olduğu İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi, atmosferde tehlikeliboyuta varan insan kaynaklı sera gazı emisyonlarının iklim sistemi üzerindekiolumsuz etkisini önlemek ve belli bir seviyede durdurmayı amaçlamaktadır.Türkiye’de 1913 yılından itibaren sanayinin teşviki adı altında bir çok parasal vevergisel araçlarla sanayi ve yatırımlar teşvik edilmiştir. Türk teşvik sistemindeuygulanan belli başlı teşvik mekanizmaları tesis bazında emisyon indirimkarşılığında uygulanması önem arz etmektedir. Ayrıca kısa vadede gerekli alt yapısı21

oluşturularak “Emisyon Borsası” kurulup, tesisler arasında emisyon alım ve satımınaimkan sağlanması, sera gazı indiriminde önemli bir faktör olacaktır.Uygulanacak teşvik sistemi ile yenilenebilir enerji kaynakları başta olmak üzeretesiste yapılacak enerji tasarrufu, teknolojik gelişim ve modernizasyon faaliyetleriyleelde edilen emisyon azaltım miktarı aşağıda verilen ekonomik araçlar vasıtasıylamüteşebbise nakdi veya ayni yardım şeklinde geri dönmesi sağlanmalıdır. Bunlar:gümrük vergisi ve fon muafiyeti, yatırım indirimi, kaynak kullanımını desteklemeprimi, uygun koşullu krediler, vergi, resim ve harç istisnası, yatırım finansmanfonundan yararlanma, bina inşaat harcı istisnası, KDV ertelemesi, makine teçhizatalımında KDV desteği, enerji desteği, arsa temini, dış kredi teminat mektuplarımasraflarına katkı, kalite ve standart sağlama ile taşınma desteği şeklinde olabilir(Anonim, 2005).22

2. KAYNAK BİLGİSİKojenerasyon konusunda yapılan çok sayıda araştırma mevcuttur ve kojenerasyonungelişimi 1970 yılları sonlarına rastlamaktadır. Gaz türbinli kojenerasyonsistemlerinin endüstriyel ilk uygulamaları kimya fabrikaları rafineri ve kağıtfabrikalarında olmuştur (Şenel, 2003).Sürer, “Kombine Gaz/Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemlerinin Termodinamik veEkonomik Analizi” isimli yüksek lisans tez çalışmasında, elektrik üretimi için bileşikgaz/buhar türbini kullanan ve ısı üretimi için buhar türbininden ara buhar çeken birkombine kojenerasyon sistemini incelemiştir.Yang vd. tarafından rejeneratif gaz türbini çevriminin termodinamik karakteristikleriincelenmiştir. Basınç oranı ve ısı dönüştürücü verimi değerlerine bağlı olarak ekyanmasız bir sistemin performans hesapları yapılmıştır.Allen ve Kovacik, “Gaz türbinli kojenerasyon sistemlerinin prensipleri veuygulamaları” başlıklı makalede, gaz türbinli kojenerasyon sistemlerinin avantajlarıve gaz türbini egzozunu kullanan ısı kazanım sisteminin incelenmesi yapılmıştır.Spakasky ve Evans, rankine çevrimi için optimum termodinamik ve ekonomikkoşulların tespitine yönelik analitik bir uygulama çalışmasını gerçekleştirmişlerdir.Wilkinson ve Barnes, “Elektrik ve ısı üretimi için kojenerasyon” adlı kitapta farklıkojenerasyon tekniklerinin birbirleri ile ilişkilerini ele almışlardır. Koşar, elektriküretimi için gaz türbini, proses için gerekli sıcak su veya buhar üretimi içinde ısıçevrim kazanı kullanan bir bileşik ısı güç sistemi simülasyonunu gerçekleştirmiştir.Külçe ve Topuz, çalışmalarında kojenerasyon ve konvansiyonel sistemler ile enerjiüretimlerini incelemişlerdir. Ayrıca ülkemizdeki kojenerasyon tesislerine ait verileride kullanarak sistem seçiminin nasıl olması gerektiği hususunu da ele almışlardır.Şahin ve Kodal, sonlu zaman termodinamiği teorisi çerçevesinde kojenerasyon23

tesislerinin maksimum enerji kriterine göre performans analizlerinigerçekleştirmişlerdir.Koçak ve Gülşen (1998) tarafından kojenerasyonun tanımı, kojenerasyon tekniklerive sistem seçimi konuları incelenmiştir.Çomaklı vd. (2004), “Termal Sistemlerin Ekserjetik Analizi” isimli makalede,ekserjinin genel olarak tanımını yaparak çeşitli ekserji tiplerini ifade etmişlerdir.Ayrıca çeşitli süreçlerdeki ekserji kayıplarını ele almışlardır.İnallı (2002), Yücel ve Işık, “Kojenerasyon Sistemlerinin Teknik ve EkonomikUygulanabilirliği” isimli makalelerinde, kojenerasyon sistemlerinin teknik veekonomik açılardan olabilirliğini tartışmış ve GAP bölgesi için öneminivurgulamışlardır.Arpacı (2002), “Doğal Gazlı Kojenerasyon Sistemlerinde Exergy Analizi” isimliyüksek lisans tez çalışmasında, enerji denge denkleminin uygulandığı termalsistemin ana parçalarını formüle etmiştir. Bu formülasyonun ekserji içeren ayrıgörünüşlerini termal sistemin parçaları içerisinde ekserji akışı, entropi üretim akışı,kullanılabilir iş gibi ekserji oranı terimlerine ayırmıştır.Tekeli (2003), “Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Üretim Sisteminin TermodinamikÇözümlenmesi” isimli yüksek lisans tez çalışmasında, endüstri tesislerinin, topluyerleşimlerin elektrik ve ısı enerjisi ihtiyaçlarının karşılanmasında yaygın olarakkullanılan gaz türbinli bileşik ısı güç sistemlerini incelemiştir. Bu amaçla, uygulamaörnekleri ve ekserji analizi hesaplarını yapmıştır.Çomaklı (2003), “Atatürk Üniversitesi Isıtma Merkezinin Enerji ve Ekserji Analizi”isimli doktora tez çalışmasında, dört kazan, 50’den fazla eşanjör dairesi, 11.988 muzunluğunda kızgın su dağıtım hatları bulunan ve yılda yaklaşık 10.000 (on bin) tonözel kalorifer yakıtı tüketen Atatürk Üniversitesi’nin ısıtma merkezinin enerji veekserji analizini yapmıştır24

Ergezen (2001), “Enerji üretiminde kojenerasyon teknolojilerinin incelenmesi” isimliyüksek lisans tez çalışmasında, kojenerasyonun tanımı yapılarak tarihçesi anlatılmış,kojenerasyon teknikleri hakkında bilgiler verilip Türkiye’deki ve Avrupa’dakidurumu incelenmiştir. Ayrıca kojenerasyon sistem tasarımı anlatılıp örnekuygulamalar incelenmiştir.Savruk (2001), “Thermodynamic Analysis of Gas/Steam Combined Cycle PowerPlants” isimli yüksek lisans tez çalışmasında, gaz türbini için türbin genleşmeyolunun soğutmalı ve soğutmasız bölümlere ayrıldığı bir termodinamik soğutmamodeli geliştirilmiştir. Ayrıca Ambarlı, Bursa ve Trakya kombine çevrimsantrallerindeki gaz türbini verileri kullanılarak modelin geçerliliğinin incelenmesive uygun birkaç teknoloji tanımlama parametresinin seçilmesi gerçekleştirilmiştir.Bu parametreler gaz türbini ve kombine çevrimin performans değerlendirmesindekullanılmıştır. Konvensiyonel entalpi bazlı analizlere ilaveten ekserji analizleri degerçekleştirilmiştir.Güneş (2001), “Energy and Cost Analysis of A Cogeneration System” isimli yükseklisans tez çalışmasında, Desa Enerji Kojenerasyon Tesisi’nin enerji ve maliyetanalizleri üzerinde bir çalışma yapmıştır.Sevilgen (2002), “Enerji Üretim Sistemlerinin Ekserjoekonomik Analizi” isimlidoktora tez çalışmasında enerji üretim sistemlerinin ekserjoekonomik analizi içinyeni bir model tasarlamıştır. Daha önce önerilmiş olan modellerin aksine tasarımdabelirli bir enerji üretim sistemi göz önüne alınmamış çok genel bir model ortayakonmuştur.Buckley (2006), “Overview of Cogeneration At LSU” isimli yüksek lisans tezçalışmasında, bir kojenerasyon tesisinin optimizasyon problemi için ideal gaz vegerçek gaz termodinamiğinin karşılaştırılmasını içeren eğitsel bir modülünplanlanması ve uygulanması ele alınmıştır. LSU kojenerasyon sisteminin dahaverimli ve daha ekonomik çalışma şartlarına getirilmesi için mevcut çalışma şartları25

ve optimum mevsimsel – günlük işletme stratejileri karşılaştırılmıştır. Bu amaçlasisteme ait termodinamik hesaplamalar yapılmıştır.Sevilgen (2004), “Exergoeconomıc Analysis of Cogeneration System” isimlimakalesinde, gaz türbin gruplu kojenerasyon tesisine ekserjoekonomik analizuygulamıştır. Analizde kompresör basınç oranı, rejeneratör verimi ve atık ısı kazanıminimum sıcaklık farkı parametre olarak alınmıştır. Parametrelerin, teknikperformans kriterleri olarak seçilen ekserji verimi ve net iş ile buharın ekserji toplamıolarak tanımlanan toplam ekserji üzerine etkileri incelenmiştir. Ayrıca parametrelerintesisin birim ürün maliyetlerine etkileri incelenmiştir. Her bir teknik kriterimaksimum yapan parametre değerleri bulunmuş ve tesisin ürünleri olan elektrik veısının birim ekserji maliyetlerini minimum yapan parametre değerleri ilekarşılaştırılarak farklılığı belirlenmiştir.Temir ve Bilge (2004), “Isıl Sistemlerin Termoekonomik Çözümlenmesi” isimlimakalelerinde, ısıl sistemlerin analizinde kullanılmak üzere termodinamiğin II.yasası ile ekonomik analizin birleştirildiği bir yöntem tanıtılmıştır. R134a ile çalışanbir kademeli buhar sıkıştırmalı bir soğutma sistemine uygulanmıştır.Yeşilata vd. (2003), “İdeal Bir Soğutma Sisteminin Termoekonomik Optimizasyonu”isimli makalelerinde, içten tersinir Carnot çevrimi ile çalışan bir buzdolabı soğutmasisteminin“yapısal bağ katsayılar metodu” ile termoekonomik analizi yapılmaktadır.Analizde temel amaç, evaporatör için termoekonomik açıda optimum ısı transferalanını, sistemin uzun dönem maliyetini direkt olarak etkileyen bazı ekonomikparametrelere bağlı tespit etmektir. Elde edilen sonuçlar, optimum evaporatör alanıseçiminde sistem ömrü, sistemin yıllık çalışma süresi ve yıllık enflasyon oranı gibiparametrelerin önemli derecede etkili olduğunu göstermektedir.Oğuz ve Öztürk (2000), “Kabuk - Boru Tipi Isı Değiştiricilerinin TermoekonomikOptimizasyonu İçin Örnek Bir Uygulama” isimli makalelerinde, perdeli, kabuk borutipi bir ısı değiştiricisinin termoekonomik optimizasyon metodu geliştirilmeyeçalışılmıştır. Dizayn edilen ısı değiştiricisinin ısı yükü sabit tutulmuş, optimize26

edilecek parametre olarak sıcak akışkanın giriş sıcaklığı seçilmiştir. Bununla beraber,değişen giriş sıcaklığının akışkanın özelliklerine olan etkisi ihmal edilmemiş vetoplam ısı geçiş katsayısı bir değişken olarak ele alınmıştır. Isı değiştiricisinintasarımında, üç farklı konfigürasyon kullanılmış ve her konfigürasyon içindeğiştiricinin maliyeti farklı yollarla hesaplanmıştır.Durmuş vd. (2002), “Akım Ortamına Yerleştirilen Kesik Konik Türbülatörlerin SabitYüzey Sıcaklığına Sabit Bir Tüpte Isı Transferi ve Ekserji Kaybına Etkisi” isimlimakalelerinde, dış yüzeyi buhar ile ısıtılan sabit cidar sıcaklığına sahip bir tüpiçerisindeki akışta, ısı transferini arttırmak için kesik koni şeklinde türbülatörlerkullanmışlardır. Tüp içerisinden akmakta olan akışkan hava olup, deneyler5000

3. MATERYAL VE YÖNTEM3.1. Materyal3.1.1. Kojenerasyonun TanımıKombine çevrim (CHP) ve kojenerasyon teknolojisi, bileşik ısı ve güç sistemini(BIGS) ortaya koymuştur. Bileşik ısı güç sisteminin temel özelliği birincil yakıttanelektrik ve ısının bütünleşik (entegre) biçimde elde olunması, hem güç ve hem de ısıtalebinin birlikte karşılanmasıdır (Ergezen, 2001). Bu amaçla elektrik ve ısı merkezibir santralde üretilip kullanım yerlerine taşınabilir veya santral doğrudan kullanımyerinde kurulabilir. Oto prodüktör santral bir kojenerasyon santrali olabilir. Budurum santralde sadece elektrik üretilmeyip atık ısıdan da yararlanıldığı zaman sözkonusudur. Enerjinin verimli kullanımı bakımından tercih edilen oto prodüktörsantralin bir kojenerasyon santrali olmasıdır (Arpacı, 2002).Yüzyılımızın ilk yarısında ilk basit örnekleri görülen bu tür uygulama ucuz yakıtdöneminde terk olunmuş 1973-1979 yapay petrol bunalımlarının ardındangeliştirilerek yeniden uygulamaya aktarılmıştır. Bileşik ısı güç çevrimi kömür, petroltürevi yakıtlar doğalgaz ve biyokütle yakıtlar gibi çeşitli yakıtlarla yapılabilmektedir.Klasik buhar türbinli termik santralde kondenser ünitesinden atılan ısının atılmakyerine teknolojik ısı olarak ısıtma veya sanayi amaçlı kullanımı klasik santrali bileşik(ya da entegre) santrale dönüştürmektedir. Kojenerasyon sistemleri genellikle yükseksıcaklıkta çalışan çevrimler için uygundur. Bileşik çevrimde tüketiciye ısı ve elektrikayrı ayrı aynı tesisten verilmektedir. Tek bir tesiste elektrik üretilirken ortaya çıkanatık ısının ek bir donanımla yeniden elektrik üretiminde kullanılması kombineçevrim olmaktadır.Kombine çevrim santralleri esnek işletmeciliğe olanak tanımakta istenilirse türbindençekilecek ara buhar bölgesel ısıtmada ya da sanayide teknolojik ısı olarakkullanılmaktadır. Ancak kombine çevrim için santralden dışarı ısı verilmesi zorunludeğildir. Böylece ısı ve mekanik enerjinin ayrı ayrı üretildiği klasik tesislerin toplamfaydalı enerji yönünden yararlanma oranı %55–65 civarında olmasına karşılıkkojenerasyon tesislerinde %80–90 civarındadır. Kombine çevrimin yanı sıra28

tüketiciye yalnızca elektrik ve/veya istenirse ısı verilmesine olanak tanıyan sistemlerkojenerasyon sistemleridir. Günümüz teknolojisinde kombine çevrim vekojenerasyon daha çok gaz türbinli santrallerle uygulanmakta yakıt olarak petroltürevleri doğalgaz, kömürden veya biyokütle’den elde olunan sentetik gazkullanılmaktadır. Doğalgaz santralleri tümüyle kombine çevrim santralleri olarakkurulmaktadır. Kojenerasyon ve geleneksel sistemler ile enerji üretimlerinin sankeydiyagramında gösterimi Şekil 3.1.1’de verilmiştir.Şekil 3.1.1. Kojenerasyon ve geleneksel sistemler ile enerji üretimlerinin sankeydiyagramıyla karşılaştırılması (Koçak, Gülşen, 1998)3.1.2. Kojenerasyon Sistemi TeknolojileriKojenerasyon sisteminin seçimi için çeşitli alternatifler bulunmaktadır. Bualternatifleri şöyle sıralayabiliriz.1. Gaz Türbinli Sistemler2. Buhar Türbinli Sistemler3. Gaz ve Buhar Türbinli Kombine Sistemler4. Gaz Motorlu Sistemler29

3.1.3. Gaz Türbinli Kojenerasyon TekniğiGaz türbini son yıllarda geniş ölçekli ısı ve elektriğin birlikte üretildiği sistemler içinkullanılan en yaygın ana makine olmuştur. Gaz türbini bir veya daha fazla yanmaodasında yakılan yakıttan (12–13 bar) üretilen basınçlı yanma gazları ile bir motorunve buna bağlı şaftın dönmesiyle mekanik güç üretir. Bu şekilde tahrik edilenjeneratörden elektrik enerjisi elde edilir. Aynı veya başka bir güç türbini de yakmahavasını sıkıştırmak için kullanılır (Şekil 3.1.2).Şekil 3.1.2. Gaz türbininin şematik gösterimiYanma gazları türbine 900-1200 0 C sıcaklıkta girerler ve 450-550 0 C sıcaklıkta egzozedilirler. Egzoz gazlarının sahip olduğu bu yüksek sıcaklık çevresi için bir ısı enerjisikaynağıdır. Kullanılır ısı/güç oranı aralığı gaz türbininin karakteristikliklerine bağlıolarak 1.5/1 ile 3/1 arasındadır. Gaz türbini yakıtı yakmak için gerekli olan havamiktarından daha fazlasını içine alır. Bu yüzden egzoz gazları fazla miktarda oksijeniçerirler. Bu fazla oksijen ile ekstra yakıt yakılabilir. Böylece ilave yanma, toplamısı/güç oranını 10/1 kadar yüksek değerlere çıkarabilir. Gaz türbinleri yüksekgüvenilirlikte ve minimum bakım ihtiyacı ile çalışır. Dünyada gaz türbinleri 500kWe’ den 200 MW’ a kadar geniş bir güç aralığında üretilirler. Ancak 1 MWe’ denküçük türbinler, düşük verimlilikte çalışırlar ve birim kWe başına yüksek yatırımmaliyeti gerektirirler (Tekeli, 2003).30

3.1.3.1. Basit Çevrimli Gaz Türbinli KojenerasyonGaz türbinleri çok farklı çevrim konfigürasyonlarıyla işletilebilir. Basit çevrimli gaztürbinli kojenerasyon tesisi bir tek şafttan tahrik olan hava kompresörü, yanma odası,gaz türbini, türbine bağlı bir elektrik jeneratörü ve atık ısı kazanından oluşmaktadır.Şekil 3.1.3. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi (Sürer,2003)Basit çevrimli gaz türbinleri genellikle 25 MW’ tan daha az güç üretimindenkullanılmaktadır. Şekil 3.1.3’ de basit çevrimli bir gaz türbinli kojenerasyon sistemişeması görülmektedir.KayıpElektrik VerimiIsıl VerimŞekil 3.1.4. Basit çevrimli gaz türbini kojenerasyon sistemi enerji dağılımı (Arpacı,2002)31

Basit çevrimli gaz türbinli kojenerasyon sistemlerinin enerji dağılımı şekil 3.1.4’degösterilmiştir. Buna göre birincil enerji girdisi %100 alındığında elektrik verimi%30, ısıl verim %60, kayıp ise %10 olmaktadır.3.1.3.2. Rejeneratör İlaveli Gaz Türbinli Kojenerasyon SistemiBasit gaz türbinli kojenerasyon sistemini iyileştirmenin çeşitli metotları vardır. Genelolarak iyileştirilmiş bir gaz türbini çevrimine, basit çevrimli gaz türbininden farklıolarak bir rejeneratör ilave edilmiştir. Bu rejeneratör gaz türbininden çıkan gazlarınegzoz enerjisini kullanarak, kompresörden çıkan sıkıştırılmış havanın yanma odasınagirmeden önce ön ısıtılma işlemini sağlar.Kojenerasyonun uygulandığı bina, kurum veya işletmenin sabit “elektrik ve termikyükü” biliniyorsa, gaz türbininin egzoz gazları bir atık ısı kazanına verilir. Bu kazanısıtma, ısıtma ve diğer termik uygulamalar için buhar üretir. Bu tip işletmelertürbinin elektriksel ve termik kapasitelerini kullanarak performansını artırabilirler.Şekil 3.1.5’ de rejeneratör ilaveli bir gaz türbini kojenerasyon sistemi akış şemasıgörülmektedir.Şekil 3.1.5. Rejeneratör ilaveli gaz türbini kojenerasyon sistemi akış şeması(Sürer,2003)32

3.1.3.3. Kapasite Ve PerformansGaz türbinleri uçak türevi ve ağır hizmet tipi olarak ikiye ayrılır. Uçak türevitürbinler hafif ve küçüktür. Ağır hizmet tipleri daha pahalı olabilir. Ancak bakımonarım giderleri daha azdır. İki tip arasındaki farkta günümüzde git gideazalmaktadır. Türbinler birkaç yüz KWatt’ tan 240 MWatt’ a kadar değişikkapasitelerde üretilmektedir. Türbinlerin verimi kapasiteye yakından bağlıdır. (%20-40) küçük türbinlerin verimi (5 MW’ın altı) motorlara göre daha düşüktür.Türbinlerin performansı pek çok koşula bağlı olarak değişebilir. Bu koşullaraşağıdaki gibi özetlenebilir.- Hava arttıkça kapasite düşer.- Deniz seviyesinden yükseldikçe kapasite düşer.- Giriş ve egzozdaki basınç kayıpları arttıkça kapasite ve verim düşer.- Kısmi yüklerde verim düşer.Genellikle türbinler yüksek devirde yaklaşık 20000d/d çalışırlar. Bu nedenleçoğunlukla bir dişli kutusu kullanılması gerekebilir. Bu da %1-2 gibi bir kayba nedenolur. Türbin kojenerasyon sisteminde kullanılıyorsa jeneratörün %2-4 civarında olankayıplarını da dikkate almak gerekir. Toplam mekanik kayıplar türbinin netkapasitesini belirtmesinde önemlidir.3.1.3.4. BakımTürbin tasarımı planlı bakım için durma süresini mümkün olduğunca kısıtlamaküzere kolay demontaj ve parça değişimine olanak verir. Her turbo makinenin günlükolarak kontrolü zorunludur. Ayda bir daha kapsamlı bir bakım gerekir. Genellikleaylık bakımlar türbin durdurulmadan yapılabilir. 4000-8000 saatte bir türbindurdurularak kanatçık egzozunu ve yakıt sistemleri kontrol edilir. Duyar elemanlarve kontroller, yakıcıların temizliği ve yardımcı sistemler gözden geçirilir. 25000 saatgibi aralıklarla ana bakım yapılır. Bakım onarım ihtiyacı yakıt türü, çalışma şekli veortam koşullarına bağlı olarak değişir.33

3.1.3.5. Isı Geri KazanımıTürbinde şaft gücüne dönüşmeyen enerjinin hemen hemen tümü egzoz gazlarınageçer egzoz oldukça temizdir ve doğrudan proses uygulamalarında (kurutma vs.)kullanılabileceği gibi atık ısı kazanına gönderilerek buhar veya kızgın sıcak suüretilebilir. Türbinler fazla hava ile çalıştığından egzoz oksijence zengindir ve kanaltipi bir yakıcıda ilave yakıt yakılarak ısı miktarı arttırılabilir.3.1.3.6. Çevresel EtkilerDoğalgazla çalıştığında türbin emisyonları NO x , CO ve yanmamış hidrokarbonlardır.SO x emisyonu fazla kükürt içeren fuel-oil kullanılması halinde sorun olabilir.Emisyon kontrolü için bir yöntem olarak imalatçılar yakıcı ve yanma odasıtasarımlarını değiştirerek yanma prosesini kontrol altına almıştır. Bu yöntemle NO xemisyonları %80 oranında azalma mümkündür. Bir diğer yaklaşım yanma bölgesinesu veya buhar enjeksiyonudur. Bu kontrol yönteminin esası alev sıcaklığınındüşürülmesidir ve pek çok etkisi vardır. Öncelikle artan kütlesel debi türbinkapasitesini arttırır. Buhar enjeksiyonu türbin verimini %20, kapasitesini ise %50 yevaran oranlarda arttırabilir. Buna karşın su enjeksiyonu %5 civarında verim kaybınaneden olur. Bu yöntemle NO x emisyonları azalırken CO ve yanmamış HC(hidrokarbon) emisyonları bir miktar artar. Korozyonu önlemek için enjekte edilensuyun çok iyi demineralize edilmesi gerekir. NO x kontrolü için üçüncü yöntem seçicikatalitik indirgemedir.3.1.4. Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemi TeknolojileriKojenerasyon sistemleri arasında kullanılan en eski teknoloji, buhar türbinleri ilekurulan sistemlerde mevcuttur. Uzun zamandır elektrik ve ısı üretimi içinkullanılmaktadır. Bu sistemlerde buhar üretimi için doğal gaz, LPG, Fuel-Oil, Kömürve çöp gazı kullanılır. Kullanılan yakıtların çeşitliliği bir avantaj gibi gözüksede,çevreye etkileri söz konusu olduğunda baca gazı emisyon değerlerinin gerekensınırlarda tutulması için alınacak önlemler sisteme ek maliyet getireceğinden34

ekonomik olmayabilir. Buhar türbinli sistemler, Elektrik gereksiniminden daha çokbuharın gerekli olduğu tesisler için avantajlı olur. Buhar türbinli kojenerasyonsistemleri sürekli üretim halinde olan Kâğıt, Cam, Petrokimya, Petrol Rafineri, Besinİşleme endüstrileri için uygundur.Şekil 3.1.6. Buhar türbinli kojenerasyon sistemiBuhar, türbinlerindeki buhar kazanında yakıtın yanması ile açığa çıkan kimyasalenerji, suyu buharlaştırır. Buhar türbinlerinde genişleyerek türbinin dönmesini sağlar.Elde edilen bu mekanik enerji bir mil ile jeneratörü tahrik eder ve elektrik enerjisielde edilir (Şekil 3.1.6.).Buhar türbininin verimliliği, işletme şekline ve yapılan bakıma bağlıdır. Buhartürbinlerinin yılda toplam 150 saat bakım süresi vardır. Ayrıca 150 saat kadar dazorunlu duruş süresi gereklidir. Böylece buhar türbinlerinin toplam çalışabilirliği%95 dolaylarındadır. Buhar türbinlerinin ömürleri yapılan bakım ve işletme şeklinebağlı olarak 30 yıl veya üzeri olabilmektedir (Arpacı, 2002).3.1.5. İçten Yanmalı Motor KojenerasyonuMotorlu kojenerasyon sistemleri kullanılan yakıtın termik enerjisini elektriğedönüştürüp açığa çıkan atık ısınında kullanımına imkân vererek sistem verimininartmasını sağlayan sistemlerdir. Kullanılan yakıtın %35-40’ı elektriğe %45-50’si ise35

kullanılır termal enerjiye dönüşebilmektedir. Sadece %10-15’lik bir kayıp sözkonusudur. Motorlu kojenerasyon sistemleri motor, jeneratör, ısı değiştiricileri veelektrik enerjisi kullanım ekipmanlarından oluşur. Kombine ısı/güç sistemlerindekullanılan motorlar otomobillerde kullanılan benzin ve dizel motorlara benzeyeniçten yanmalı motorlardır. Kullanılabilir ısı/güç oranı temel olarak 0.5 ile 2arasındadır. Egzoz gazı geniş ölçüde fazla hava içerir. İlave yanma mümkündür vebu oran 5’ e çıkarılabilir.İçten yanmalı motorlar küçük kapasiteli kojenerasyon alanında hızlı bir şekildegelişmektedir. Küçük çaptaki (1-10 MW arasındakiler) içten yanmalı motorlarınönemli bir bölümü yakıt olarak motorin veya benzin yakarlar bunlar daha çokbesleme ünitesi olarak ya da ani güç kesintilerinde devreye girerek alternatif güçüretimi yapmak için kullanılırlar. Bugün üreticiler çeşitli ölçülerde doğalgazlı,yüksek güçlü ve yüksek verimli kojenerasyon paketleri sunmaktadırlar. Bukojeneratörler çeşitli küçük ve orta büyüklükteki tesis uygulamalarında kullanılırlar.Bu modeller sessiz ve temiz çalışan motorlar olup temel yük taleplerinde çeşitliişletmelerde kullanılabilir. Doğalgazlı içten yanmalı motor kojenerasyon paketlerioptimal elektrik ve termik yük verecek şekilde ve optimum tesis verimi ile birliktekullanıcıya sunulmaktadırlar.Bugün doğalgazlı motor kojenerasyon tesis maliyeti 800-1500 $/KW arasındadeğişmektedir. Bununla birlikte emisyonların azaltılması için uygun sayılabilecek birkojenerasyon paketidir. İçten yanmalı motorlar 10 MW’tan daha az kapasitelikojenerasyon uygulamalarda optimal performans sağlar.3.1.5.1. Gaz Motorlu Kojenerasyon SistemleriGünümüzde gaz motorlarının kullanımı giderek artmaktadır. Gaz motorları özellikle3.5 MW’ ın altındaki güçlerde türbinlere daha verimli bir çevrimle çalışmaktadır. Birgaz motorunda %40 elektrik, %50 ısı eldesi mümkündür.Gaz motorunda yakıt ve yanma havası karbüratörde karıştırılıp sıkıştırılır. Motorunvuruntu yapmaması için sıkıştırma oranı 12,5 i geçmemelidir. Sıkıştırılan karışım36

uji vasıtasıyla ateşlenerek yanma sağlanır ve motor mekanik güç üretir (Şekil 3.1.7).Yakıt olarak genelde doğal gaz kullanılır. Fakat alternatif yakıt olarak Biyogaz,Kanalizasyon gazı, Çöplük gazı, LPG, Propan, Rafineri gazı, Kok gazıkullanılabilmektedir. Bu yakıtların kullanılabilmesi için de aşağıdaki özelliklerisağlaması gerekir.1. Gazın kalorifik değeri belli bir seviyenin altında olmaması gerekir.2. Motorda vuruntu olmasını engelleyecek oktan derecesine sahip olmalıdır.3. İstenmeyen bileşenler, tanınmamış değerlerin altında olmamalıdır.Atık arıtma tesislerinde kanalizasyon gazı (sewageas), çöp depolama tesislerindençöplük gazı (Landfill gas) ve benzer şekilde biogaz elde edilebilmektedir.Atıklardan elde edilen bu gazlar elektrik ve ısı üretmek için doğrudan kullanılabilir.Şekil 3.1.7. Gaz motorlu kojenerasyon sistemi (Arpacı, 2002)3.1.5.2. Dizel Motorlu KojenerasyonDizel motorlu bileşik ısı güç üretiminde motorun egzoz gazları bir atık ısıkazanından geçirilerek buhar veya sıcak su elde etmek için kullanılır (Şekil 3.1.8).Ayrıca motorun soğutma suyundan da sıcak su üretimi için yararlanılabilir.Motordan soğutma suyu 1200 C civarında bir sıcağa sahip ısı kaynağı37

oluşturmaktadır. Bu sistemlerde elektrik üretim gücü 0.5 ile 10 MW ısıl verim ise %40-50 arasındadır. Dizel motorlu bileşik ısı güç üretiminde elektrik ısı oranı yaklaşık1’dir. Burada da, atık gazlar ısı gereksiniminin az olduğu zamanlarda yönlendirmemekanizmasıyla doğrudan atmosfere verilebilir. Bu motorlarda yakıt seçeneklerimotorin, doğalgaz, LPG ve naftadır. Şekilde dizel motorlu bileşik ısı güç sistemigörülmektedir.Şekil 3.1.8. Dizel motorlu bileşik ısı-güç sistemiDizel motorlar 2 ve 4 zamanlı olmak üzere 2 türlü üretilirler. 4 zamanlı motorlarmodül başına azami 20 MW’ a kadar üretilirken 2 zamanlı motorlar modül başınaazami 70 MW’ a kadar üretim yapacak şekilde imal edilirler. Elektrik verimlerinegöre 4 zamanlı motorlar % 44-45 civarındayken 2 zamanlı motorlar % 46-47civarındadır.3.1.6. Kombine Çevrimli Kojenerasyon SistemleriBu sistemlerde atık ısı kazanında üretilen buhar, elektrik üretimini arttırmak için birbuhar türbinine ısı ve güç talep durumuna göre kısmen veya tamamen gönderilebilir.Bu gaz türbini sistemlerinde sıkça uygulanmaktadır. Kombine çevrimler yakıtenerjisinin % 40 ya da daha fazlasını elektriğe çevirebilmektedir. Eğer ilave yanma38

kullanılıyorsa kombine sistem değişen ısı ve elektrik talebini karşılama esnekliğinesahiptirler. Gaz ve buhar türbininden oluşan kombine çevrim kojenerasyon tesisininprensip şeması Şekil 3.1.9’ daki gibidir.Termodinamik olarak kombine çevrim Brayton üst çevrimi ile bir Rankine altçevriminden oluşmaktadır. Brayton çevriminden açığa çıkan egzoz gazında ki atık ısıRankine çevrimi için ısı kaynağıdır. Kombine çevrim gaz türbininin yüksek girişsıcaklığı ile buhar türbinin düşük çıkış sıcaklığı avantajını bir araya getirerek yüksekverimli güç üretimini sağlar. Bu sistemle ısıl talepler istenilen buharın termodinamiközelliklerine göre ya doğrudan atık ısı kazanından ya da buhar türbininden çekilenbuhar ile karşılanabilir.Şekil 3.1.9.Kombine gaz-buhar türbinli kojenerasyon tesis şeması (Sürer,2003)Kojenerasyon sisteminde atık ısı kazanı prosesi gerekli buharın az bir miktarınısağlar ya da elektrik üretimini arttırmak için ve egzoz gazı içerisindeki NO xemisyonunu azaltmak için gaz türbinine buharın kalitesinin iyi olması kaydı ile buharenjekte edilebilir. Enjekte edilen buhar miktarı arttıkça üretilen elektrik miktarı daartar. Atık ısı kazanında üretilen buharın bir kısmını doğrudan gaz türbinine enjekteetmenin en önemli avantajlarından biri değişen proses gereksinimlerine göre sisteminuyum gösterebilmesidir.39

Şekil 3.1.10. Kombine çevrimin termodinamiği (Çengel ve Boles,1996)3.1.7. Bileşik Isı – Güç Üretim Sistemlerinin KarşılaştırılmasıBileşik ısı – güç üretim sistemleri, sistemin ekonomikliği, teknik açıdan toplamsistemin etkinliğini ve kullanıcının gereksinimlerini dikkate alarak, uygun bir şekildeseçilmelidir. Bu seçimde rol oynayan faktörlerin başlıcaları şunlardır;1. Yakıt2. Elektrik/ısı oranı3. Yük eğrisi4. Start sayısı5. Ortam sıcaklığı6. Toplam sistemin kapasitesi7. Elektriğin kapasitesi8. Elektriğin Fiyatı3.1.7.1. YakıtMotorlar ve türbinlerde kullanılan yakıtlar aşağıdaki gibi sınıflandırılır; Doğalgaz,Propan, Dizel, Nr 4 ve Nr 6 fuel-oil, Çöplük gazı gibi yakıtlar gaz ve dizel motorlardakullanılabilmektedir. Gaz motorlarda kullanılabilen gazlar için metan numarası ve altısıl değer çok önem taşımaktadır.40

Dizel motorlarda dizel doğrudan kullanılırken, Nr 4 ve 6 ancak yakıt ön hazırlamaünitelerinde temizlendirildikten, basınçlandırıldıktan ve viskozitesi ayarlandıktan(Isıtıldıktan) sonra yakılabilmektedir.Gaz türbinlerinde ise doğal gaz, LPG, Nafta, Dizel gibi yakıtlar yakılabilmektedir.Türbin LPG ile çalıştırılacak ise dizel ile çalıştırılmaya başlayıp bir süre sonra LPGye döndürülmektedir. Direk LPG ile start edilmemektedir.Kullanılan yakıtlardan bazıları yakma verimleri; alt ısıl değerleri ve fiyatları gözönüne alınarak değerlendirilirse;Çizelge 3.1.1. Yakıtların fiyat ve verim olarak karşılaştırılmasıYakıt Isıl Değeri Birim Fiyat Ortalama Cent/kWhYanmaVerimiDoğalgaz 8250 Kcal/nm3 18 cent/nm3 %92 2,04 cent/kWhNr6 Fueloil 9200 Kcal/kg 18 cent/kg %82 2,05 cent/kWhLPG 11000Kcal/kg 32 cent/kg %90 2,78 cent/kWhPropan 11100 Kcal/kg 61 cent/kg %90 5,25 cent/kWhMotorin 10200 Kcal/kg 60 cent/kg %84 6,02 cent/kWhElektrik 860 Kcal/kWh 7,3 cent/kWh %99 7,3 cent/kWhŞebeke FiyatıÇizelge 3.1.1’den de anlaşıldığı üzere sürekli elektrik ve ısı üretiminde doğal gaz veağır yakıt kullanılması ekonomik çözüm olarak karşımıza çıkmaktadır.3.1.7.2. Elektrik / Isı OranıUygulanacak bileşik ısı-güç sistemin ısı ve mekanik güç ihtiyaçları, önemli seçimparametrelerini oluşturmaktadır. Bu seçimde önemli olan kurulacak sistemin tesis ısıve mekanik ihtiyaçlarıyla ölçülmesidir. Tesis kurulurken düşünülmesi gereken ilkdurum, tesisin elektrik ihtiyacının mı yoksa proses ısı ihtiyacının mı fazla olmasıgerektiğidir.41

Buhar türbinli sistemler, proses ısı ihtiyacının fazla olduğu zaman tercih edilir.Türbinden atılan buhar, yüksek basınçlı olduğunda elektrik güç çıkışı oransal olarakazalır.Şekil 3.1.11.Buhar türbinli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı (Tekeli,2003)Şekil 3.1.12. Dizel motorlu bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı (Tekeli,2003)Farklı bileşik ısı-güç üretim sistemleri için, elektriksel/ısı oranları çeşitlendirilebilir.Yüksek elektrik/ısı oranı için sistem dizaynında, birim elektrik başına yakıt tüketimartar. Bu yüzden bileşik ısı-güç üretim sisteminde tüm yakıt kullanım verimliliğiartar. Kullanıcının elektrik ve yüksek ya da düşük basınç da buhar ihtiyacına göre42

kullanılan sistemin tipine bağlıdır. Aşağıda kombine bir sistem için enerji akışdiyagramı görülmektedir.Şekil 3.1.13. Kombine çevrimli bileşik ısı-güç üretim sisteminin enerji akışı (Tekeli,2003)Bileşik ısı-güç sistemlerini karşılaştırmak, bu sistemlerin ısı/güç üretim oranlarınaynı olması sebebiyle zordur. Aşağıdaki şekilde, bazı bileşik ısı-güç üretimsistemlerinin üretilen proses buhar basınçlarının 3 bar olması durumundaki eldeedilen ısı ve gücün değişimi görülmektedir.Şekil 3.1.14. Isı-güç üretim oranlarının değişimi (Tekeli,2003)Grafikte görüldüğü üzere güç ihtiyacının ısı ihtiyacına göre daha az olduğudurumlarda, karşı basınçlı buhar türbini en uygun çözümdür. Tam tersi durumda güçihtiyacı fazla olursa birleşik gaz – buhar güç çevrimi en uygun çözüm olur. Atık ısıkazanlı gaz türbini çevrimi bu ikisi arasında bir konumdadır.43

3.1.7.3. Yük EğrisiYük eğrisi; günün, haftanın, yılın çeşitli zamanlarında çok dengesiz olabilir. Örnekolarak, ısıtma yükü kışın artar, elektrik ihtiyacı geceleri daha fazladır. Endüstriyel birtesiste günün bir vardiyası boyunca pik buhar ve elektrik talebi olabilir. Sonuç olarakısı ve elektrik talepleri aynı anda birbirleriyle karşılanamayabilir. Bu gibi durumlardayük eğrisi birden fazla aralığa bölünerek, tüketim birden fazla modül ile karşılanır.3.1.7.4. Start SayısıGaz motorlarında daha kolay devreye alınabilmesinden dolayı senelik start sayılarıfazla olan işletmeler için gaz motoru kullanımı kaçınılmaz hale gelir.3.1.7.5. Ortam SıcaklığıGaz türbinlerinin çıkış güçleri ve ısıl oranları, ortam sıcaklığına fazla duyarlılıkgöstermektedir. Gaz motorları ise, ortam sıcaklığına çok fazla duyarlı olmadığındanbazı uygulamalarda, gaz motoru kullanımı zorunlu hale gelir.3.1.7.6. Toplam Sistem KapasitesiBileşik ısı-güç üretim sisteminde ihtiyaç duyulan güçler büyüdükçe, seçilen sistem,gaz türbinine doğru yönelmektedir.3.1.7.7. Elektriğin KalitesiElektrikteki frekans ve gerilim hassasiyetinin yüksek olduğu işlemlerde bazensistemin karlılığına ya da şebeke elektriğinin sürekliliğine bakmaksızın, bileşik ısıgüçüretim sisteminin yatırımı zorunlu hale gelir. Özellikle hassas elektronikcihazların bulunduğu tesislerde (Tekstil, Bilgisayar vb.) frekans ve gerilimdeğerlerinin toleransı çok azdır. Tesiste bu türden sorunlar varsa, bileşik ısı-güçüretim sistemi bu kuruluş için kaçınılmaz olmaktadır; Tolerans miktarı azaldıkçasistem seçimi gaz motorundan gaz türbinine doğru kaymaktadır.44

3.1.7.8. Elektriğin FiyatıElektrik fiyat açısından sistemleri karşılaştırdığımız zaman; genel olarak şebekedenalınan elektriğin fiyatı, üretilen elektriğin fiyatından düşükse en ekonomik çözümkarşı basınçlı buhar türbinidir. Eğer şebeke elektriğinin fiyatı üretilen elektriğinfiyatından yüksekse en uygun çözüm gaz buhar güç çevrimi olacaktır. Bunun sebebigaz-buhar çevrimi ile tesis elektrik ihtiyacının büyük bir kısmını ucuz maliyetlekarşılayabiliyor olmasıdır. Aşağıdaki şekilde ortalama elektrik fiyatının, satın alınanelektrik fiyatına göre değişimi görülmektedir.Şekil 3.1.15. Ortalama elektrik fiyatının satın alının elektrik fiyatına oranı(Tekeli,2003)Aşağıdaki tabloda bileşik ısı-güç üretim sistemlerinin avantaj ve dezavantajlarısıralanmıştır.Çizelge 3.1.2. Bileşik ısı-güç üretim sistemlerinin avantaj ve dezavantajları (Tekeli,2003)SİSTEM AVANTAJ DEZAVANTAJKarşı BasınçlıBuhar türbiniAra buhar almalıBuhar türbiniAtık ısı kazanlıGaz türbini• Yüksek Yakıt Verimi• Basitlik• Düşük Kaliteli Yakıta Uygunluk• Dizayn ve operasyonda esneklik• Düşük kaliteli yakıta uygunluk• Yüksek yakıt verimliliği• Basitlik• Kısa zamanda devreye girmeKombine Sistem • Optimum yakıt verimliliği• Maliyet Düşüklüğü• Dizayn ve operasyondaesneklik azlığı• Pahalılık• Yakıt verimi düşüklülüğü• Ortalama düzeyde kısmiyüklere cevap verilebilmekabiliyeti• Düşük kaliteli yakıtlarınkullanım sınırlılığı• Kısmi yüklerikarşılamadaki yetersizlik• Düşük kaliteli yakıtlarınkullanım sınırlılığı45

3.1.8. Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Üretim Santralinin TermodinamikÇözümlenmesi3.1.8.1 Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Santralinin TanıtılmasıÇevre koşullarındaki hava, kompresör tarafından emilerek sıkıştırılır. Ve bununsonucunda basıncı ve sıcaklığı artar. Yüksek basınçlı hava, hava ön ısıtıcısı adıverilen ters akışlı bir ısı değiştiricisinden geçirilerek türbinden çıkan yanma sonugazlarıyla ısıtılır. Isıtılan havayla yakıtın sabit basınçta yanmanın meydana geldiğiyanma odasına girer. Yanma sonunda oluşan yüksek sıcaklıktaki gaz genişletilerektürbinde iş’e çevrilir. Türbinden çıkan egzoz gazları ilk önce hava ön ısıtıcısındangeçirilir. Daha sonra yüksek sıcaklıktaki gazlar atmosfere atılmadan önce atık ısıbuhar kazanında buhar veya sıcak su üretilmek için kullanılır.KompresörT O = 298 K,P O = 1 bar (1 atm)Şekil 3.1.16. Atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretim sistemleri3.1.8.2. Gazlı Kuvvet ÇevrimiGüç üreten makinelerin büyük çoğunluğu bir termodinamik çevrime dayanır. Gerçekısı makinelerinde karşılaşılan çevrimlerin çözümlenmesini yapmak zordur, çünküsürtünmeyi, denge haline ulaşmak için yeterince zaman olması ve benzeri nedenlerigöz önüne almak gerekir. Bir çevrimin analitik çözümlenmesini yapabilmek içinzorluklar alt edilebilecek düzeye indirilir. Başka bir deyişle, bazı kabuller yapılır.46

Gerçek çevrim, içten tersinmezliklerden arındırıldığı zaman gerçek çevrimebenzeyen, fakat tümüyle tersinir hal değişimlerinden oluşan bir çevrim elde edilir.Böyle bir çevrim ideal çevrim diye adlandırılır. Gaz türbinleri için ideal çevrim,Brayton çevrimidir ve aşağıdaki belirtilen dört içten tersinir hal değişiminden oluşur.Şekil 3.1.17. İdeal brayton çevriminin T-S diyagramı (Çengel ve Boles,1996)İdeal Brayton Çevrimin Evreleri:1-2 Kompresörde izantropik sıkıştırma2-3 Sisteme sabit basınçta (P=Sabit) ısı geçişi3-4 Türbinde izantropik genişleme4-1 Çevreye sabit basınçta (P=Sabit) ısı geçişi47

3.2. YÖNTEM3.2.1. Termodinamiğin 1. Yasasının UygulanmasıAtık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretim santralinin 1. yasa uygulamasınınyapılabilmesi için ilk önce kontrol hacimlerinin doğru olarak seçilmesigerekmektedir.3.2.1.1. Kontrol Hacmi: Yanma OdasıYanma işleminde, kimyasal reaksiyon öncesi var olan maddeler yanma işleminegirenler ve reaksiyon sonunda oluşan maddeler ise yanma sonu ürünleri olarakadlandırılır.103Yanma Odası4Şekil 3.2.1. Yanma odasıKütlenin korunumu ilkesine göre;Birim zaman kontrolhacmine giren toplamkütle=Birim zamanda kontrolhacminden çıkan toplamkütleVeya;∑ m g = ∑ mç(3.1)m =H+ mYmYÜ(3.2)şeklinde verilir.Kimyasal reaksiyon esnasında mol miktarının korunması söz konusu değildir. Havave yakıt miktarını belirleyebilmek için yanma işlemlerinde kullanılan bir parametreolan yakıt hava oranı ( λ ), yakıt mol miktarının hava mol miktarına oranıdır.48

λ =nnyH=Yakıt Mol MiktarıHava Mol Miktarı(3.3)Ya da;nnYÜH= 1+λ =Yanma Ürünleri Mol MiktarıHavanın MolMiktarı(3.4)Yanma odasında, yanmanın tam olduğu kabul edilir. Yakıt ( CH 4 ) teorik yanması;λ CH 4 + [ 0, 7748N 2 + 0,2059O2+ 0,003CO2+ 0,019H 2O]→[ + λ ][ χ N + χ O + χ CO + χ H O]1 2 O 2 CO 2 H O 2N2222Karbon, hidrojen, oksijen ve azot mol oranlarının yanma ürünlerinin mol oranlarınıveren ifadeler;χχN 2CO0, 7748=1 + λ20,0003 + λ=1 + λχO 2χH 20,2059 − 2λ=1+λO0,019 + 2λ=1+λ(3.6)olur. Yakıt-Hava karışımı oranının belirlenmesinde termodinamiğin 1. yasasıenerjinin korunumu ilkesinden faydalanılır. Enerji korunumu ilkesine göre; (Çengelve Boles,1996).veyaQBirimZamandaIsı ve İşOlarakSınırlarıGeçenToplamEnerjiKH−WKH= ∑ mçBirim ZamandaKütle ile birlikdeKH’den çıkantoplam enerji⎛ 2⎜VÇh + +⎜ ç gz2⎝Her Çıkış İçinç⎞⎟−⎟∑ m⎠g⎛ 2⎜ Vgh + +⎜ g gz2⎝Her Giriş İçinBirim zamandakütle ile birlikteKH’ye girentoplam enerjig⎞⎟⎟⎠(3.7)49

Potansiyel ve kinetik enerjileri ihmal edilirse:QKH( ∆ h + ∆ke+∆pe)− WKH= m(3.8)denklemi elde edilir (Çengel ve Boles,1996).Yanma odasında bir iş yapılamadığından dolayı iş terimi sıfır olur (W=0), potansiyelenerji∆ pe ve kinetik enerjiYanma odası için enerjinin korunumu ilkesine göre;∆ ke değerleri çok küçük olduğundan dolayı ihmal edilir.0 = Q −W+ n .h + n .h −n. h (Bejan vd., 1996) (3.9)KHKHyYHHYÜYÜolur.Isı kayıpları yakıtın alt ısıl değerini ( LHV ) % 2 si kadardır (Bejan vd., 1996)..QKH.= −0,02 n LHV = n ( −0,02λLHV )(3.10)Y.HHY( 1 ) hYÜ0 −0,02λ LHV + h + λh− + λ= (3.11)denklemleri elde edilir.İdeal gaz-karışım prensipleri ile hava ve yanma ürünlerinin entalpileri aşağıdatanımlanan denklemler yardımıyla[ 0 , 7748 h N + 0 ,2059 h O + 0 ,0003 h CO 0 ,019 h H O ]( T )h H+2 222= (3.12)+ [ h H ]( T4)(3.13)( λ ) h = 0, 7748h N + ( 0,2059 − 2λ) hO+ ( 0,0003+λ) hCO+ ( 0,019 + 2 )1 YÜ λ2 222O3şeklinde hesaplanır.(3.11) , (3.12) ve (3.13) numaralı denklemlerden faydalanarak yakıt-hava karışımoranı ( λ ) elde edilir.0 , 7748 ∆hN + 0 ,2059 ∆hO + 0 ,0003 ∆hCO + 0 ,019 ∆h2H 2Oλ =(3.14)h Y − 0 ,02 LHV −22( − 2h O h CO 2h H O )( T )2+2+2450

elde edilir.(3.14) numaralı denklemde kullanılan ∆ h N 2 , h O 2sıcaklıklarında sahip olunan entalpilerin farklarıdır.∆ , h CO 2∆ bileşenlerin T 3 ve T 4Yakıtın ve havanın kütle debilerinin hesabı içinm⎛ M⎜⎝⎟ ⎞⎠YY= λ ⎜ mH(3.15)MHBurada ;M Y = Yakıtın moleküler ağırlığıM H = Havanın moleküler ağırlığıh y = Yakıtın 298, 15 K ( 25 o C) ve 1 bar basınçtaki entalpisidir.3.2.1.2. Kontrol Hacmi: Kompresör ve TürbinKompresör, havanın basıncını yükseltir. Türbinde ise yüksek basınçlı yanma ürünlerimil üzerine yerleştirilmiş kanatçıklara karşı iş yapar.Milin dönmesi ile aynı zamandakompresöre güç aktarır.Kontrol hacmi için enerjinin korunumu ilkesine göre ;KHKHH( h1− h2) + n ( h4h5)0 = Q − W + n−(3.16)YÜelde edilir.Kompresör ve türbinde mil işine göre küçük olduğundan dolayı ihmal edilebilir.W KH bileşik ısı güç sistemlerinden elde edilen net güç olup;H( h1− h2) + ( 1 + )( h4h5)Wnet0 = − +λ −(3.17)nşeklinde verilir.Kompresörün izentropik verimi;51

h− h2s 1η komp =(3.18)h2− h1Şekil 3.2.2. Kompresör ve türbinTürbinin izentropik verimi ;h− h4 5η türbin =(3.19)h4− h5sşeklindedir.Kütlenin korunum ilkesine göre ;Kompresör : m 1 = m 2 = m h (3.20)Türbin : m 4 = m 5 = m YÜ (3.21)denklemleri elde edilir.Kompresörün basınç oranırpkk-1p2⎡T2⎤= = ⎢ ⎥ (3.22)p1⎣T1⎦şeklinde verilir.k, özgül ısı oranıdır.52

cpk =c(3.23)cv− c R(3.24)p v =(3.23) ve (3.24) denklemleri yardımı ile aşağıdaki denklemler elde edilir.k=k − 1rp=p2p1cpR⎡T= ⎢⎣ Tc p2 ⎤ R⎥1 ⎦(3.25)(3.22.a)3.2.1.3. Kontrol Hacmi: Hava Ön ısıtıcısıBu kontrol hacmi için enerji dengesi enerji korunumu ilkesine göre;53Şekil 3.2.3. Hava ön ısıtıcısı( h2− h3) + n ( h5h6)0 −= QKH−WKH+ nHYÜ(3.26)şeklinde ve kütlenin korunumu ilkesine göre ;m 2 + m5= m3+ m6(3.27)şeklinde yazılabilir.Denklem 3.26’nın çözümünden elde edilen h 6 değerine göre T 6 sıcaklığı iterasyonlahesaplanabilir.3.2.1.4. Kontrol Hacmi: Atık Isı KazanıBu kontrol hacmi için enerji dengesi;53

Şekil 3.2.4. Atık ısı kazanıEnerjinin korunumu ilkesine göre;( h6− h7) + m ( h )0 n YÜ+ h= (3.28)ve kütlenin korunum ilkesine göre;6 m8= m7m9889m + +(3.29)eşitliği elde edilir.Yanma sonucu oluşan gazlar, su buharının çiğ noktası sıcaklığından daha düşük birsıcaklığa soğutulduğu zaman, bir miktar su oluşur. Çiğ noktası sıcaklığınınbilinmesinin büyük önemi vardır. Çünkü su damlacıkları genellikle kükürt dioksitlebirleşerek, paslanmaya yol açan sülfürik asit’i oluşturur. Genellikle yanma sonuoluşan gazların atık ısı kazanından çıkış sıcaklığının maksimum 400 K olması istenir.3.2.2. Termodinamiğin İkinci Kanunu ve EntropiTermodinamiğin birinci kanunu, enerjinin miktarı üzerinde durur ve enerjinin haldeğişimleri sırasındaki dönüşümleri sayısal değerlerle ifade eder. Farklı enerjikaynaklarının nitelikleri arasında ayrım yapmaz. Termodinamiğin ikinci kanunu iseenerjinin miktarının yanında kalitesini de ön plana çıkarır. Dolayısıyla ikinci kanun,bir enerji kaynağının maksimum iş potansiyeli üzerinde durur. Bir sistemde entropiüretimi, iş yapma imkânlarının değerlendirilememesi, enerji niteliğinin azalmasınaneden olur. Bu bakımdan araştırmacılar bir sistemin değerlendirmesindetermodinamiğin birinci kanunu ile ikinci kanunu birlikte düşünülerek analizedilmesinin daha doğru olacağını söylemişlerdir ( Çengel ve Boles 1996 ).54

Termodinamiğin ikinci kanununun ortaya çıkardığı en önemli kavramlar tersinmezlikve entropidir.3.2.2.1. Ekserji AnaliziEkserjinin çok çeşitli bileşenleri vardır. Eğer nükleer, magnetik ve yüzeygerilimlerinin tesirleri yok kabul edilirse, ekserji dört ana parçaya ayrılabilir. Bunlar:fiziksel ekserji, kimyasal ekserji, potansiyel ekserji ve kinetik ekserjidir.E +PT KN CH PH= E + E + E E(3.30)Kinetik ve potansiyel ekserjinin toplamına termodinamik ekserji adı verilmektedir.Sistemin sahip olduğu kinetik ve potansiyel enerji prensip olarak %100 verimli işedönüştürülebilir. Dolayısıyla sistemin potansiyel ve kinetik ekserjileri, sahip olduğupotansiyel ve kinetik enerjilere eşittir. Özgül olarak bu ekserjiler aşağıdaki gibiyazılabilir.2( 1 / 2) VKNe = (3.31)e PT = g.z(3.32)3.2.2.2. Fiziksel Ekserjilerin HesabıAşağıda sırasıyla her bir haldeki akışkanın sahip olduğu fiziksel ekserji miktarlarınınhesaplanmasında kullanılacak denklemler verilecektir (Kotas, 1995).1.hali içinPHE 1 = h1 – h 0 – T 0 (s 1 -s 0 ) (3.33)PHE 1 =mH__1__h − h0H__−T0( sM1−__s 0)(3.33.a)M H : havanın moleküler ağırlığıdır.55

KompresörT o = 298 KP o = 1 bar (1 atm)Şekil 3.2.5. Fiziksel ve kimyasal ekserjilerin hesaplanacağı atık ısı kazanlı gaztürbinli bileşik ısı-güç üretim santrali (Tekeli,2003)__0__1Bu noktada T 1 = T 0 ve P 1 =P 0 olduğundan h = h ve 0 1 ‘dir.PHE 1 = 02.hali için:__s = s__PHE 2 =mH____H__h2−h0−T0(s2−M__s 0)(3.34)3.hali için:PHE 3 =mH____H__h3−h0−T0(s3−M__s 0)(3.35)56

4.hali için:____PH h4− h0− T0( s4− s 0 )E 4 = mYÜ(3.36)M5. hali için:YÜ____PHE 5 =mYÜ__h5__− h0− TM0YÜ__( s5−__s 0)(3.37)6. hali için:PHE 6 =mYÜ__h6__− h0−TM0YÜ__( s6−__s0)(3.38)7. hali için:PHE 7 =mYÜ__h7__− h0−TM0YÜ__( s7−__s0)(3.39)(3.36), (3.37), (3.38), (3.39) numaralı denklemlerde yer alan0ve s ’ınhesaplanması:____h 0Yanma sonu gazları su buharın çiğ noktası sıcaklığından daha düşük bir sıcaklığasoğutulduğu zaman bir miktar su buharı oluşur. 25 0 C ve 1 atm basınçtaki karışımN 2(g) , O 2(g) , CO 2(g) ve su buharı H 2 O (g) ile doymuş sudan H 2 O (l) oluşur.χN , χ2 O , χ2 CO , χ2 H 2O, χ( gaz ) H 2O( l )Bileşenlerin 1kmol karışım içerisindeki mol oranlarını gösterir.χ||O|CO, χ , χ , χ|H ON 2 2 2 2 ( g )[ ]Bileşenlerin 1− χ H 2 O () lkmol karışım yani gaz fazı içerisindeki mol oranlarınıgösterir.57

__ __ __ __ ____h = χ h + χ h + χ h + χ h + χ h(3.40)0N2N2O2O2CO2CO2H2O(g)H2O(g)H2O(l)H2O(l)__s0N2__sN2O2__sO2CO2__sCO2H2O(g)__s= χ + χ + χ + χ+ χ(3.41)H O(g)2H2O(l)__sH O(l)2s__N2⎛⎜T⎝0|, χ P⎞0 ⎟ =N 2 ⎠sN 2( T0 )|__χ P0NR lnPref0 2− (3.42)s2)O ,sCO2,sH 2 O( g ,s(3.42) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır.H2O( l )8. hali için :PHE 8 = m8(h 8 – h 0 – T 0 (s 8 -s 0 )) (3.43)9. hali için:PHE 9 = m9(h 9 – h 0 – T 0 (s 9 -s 0 )) (3.44)10. hali için:PHE 10 = m10(h 10 – h 0 – T 0 (s 10 -s 0 )) (3.45)T 10 = T 0 ’dır.İdeal gaz prensiplerine görePHE 10 = m10RT 0 lnP10P0(3.46)denklemi ile elde edilir.58

3.2.2.3. Kimyasal Ekserjinin Hesaplanması1,2,3 Halleri için;Kimyasal ekserji miktarının hesaplanmasında bileşenlerin 298,15 K sıcaklığındaki ve1,019 atm basıncındaki molar kimyasal eksejisi, e -CH (kj/kmol) EK-1 ‘ de verilenTablo A.2’den alınacaktır. 1,2 ve 3 hallerindeki havanın bileşimi model 1’dekihavanın bileşimine yakındır. Bu yüzden bu noktalarda kimyasal ekserji göz ardıedilebilecek kadar küçüktür.ECH CH CH1 2 3 == E = E 0(3.47)4,5,6,7 halleri için:Yanma ürünlerinin sınırlandırılmış ölü haldeki (T 0 , P 0 ) yapısı sıvı ve gaz fazındanoluşmaktadır. 1 kmol karışımın χ kmol’ ü sıvı, geri kalanı (1- χ ) kmol’ü ise gaz fazındadır.H2O(l)H 2 O(l)Gaz fazındaki bileşenlerin kimyasal ekserjisi;−CHe−CH_CH CHeCHeCHegaz = Σχ|k k+ RT Σ| |k k=|e−+|e−+| −+| −0 χ lnχχ χ χχN N O O CO CO H O H O(g)22222222⎡ |+ RT0⎢χ⎣ N2−CH|ln + χN 022−CH| −− ⎤+CH |ln χ ln + χ lnCHO CO CO H O H O(g)⎥2 2 2 2 2 ⎦(3.48)Denklemine eşittir.Toplam kimyasal ekserji ise;e− CHT− CH− CH[ 1 − ] e gaz + e= χ χ(3.49)H 2 O ( l )H 2 O ( l )H2O ( l )Denklemine eşittir.−CHE−CH= E−CH= E−CH= E−CH= mer5 6 7 YÜM YÜ4(3.50)8,9 Halleri için:Su için standart kimyasal ekserjisi EK-1’de verilen Tablo A.2’den alınır.59

E−CH8−CHe−CHH2O( l )= E9= msu(3.51)M su10 Hali için:Metan için standart kimyasal ekserjisi EK-1’de verilen Tablo A.2’den alınır.E−CH10−CHeCH 4= m10M(3.52)CH 43.2.2.4. Çevrimdeki Ekipmanlarda Yok Edilen Ekserjilerin HesaplanmasıHerhangi bir noktadaki toplam ekseri aşağıdaki denklemle hesaplanır.EPHECHT, i = Ei+i(3.53)Aşağıdaki sırasıyla her bir ekipmanda yok edilen ekserjiler hesaplanmasındakullanılacak denklemler verilecektir.— KompresörŞekil 3.2.6. KompresörED⎛ T ⎞0= ∑ ⎜1− ⎟Qj − W KH + E1− E 2j⎜ T ⎟(3.54)⎝ j ⎠WKH__H__h 1 − h= m2H (h1− h2) = mH(3.55)M60

— Hava Ön IsıtıcısıŞekil 3.2.7. Hava ön ısıtıcısıYok edilen ekserji;E⎛⎜T −⎝⎞⎟0D = ∑ 1 Q j −WKH+ E2+ E5− E3− E6j⎜ T ⎟(3.56)jDenklemi ile hesaplanır.⎠— Yanma OdasıŞekil 3.2.8. Yanma odasıYok edilen ekserji;ED⎛ T ⎞=0∑ ⎜1− ⎟Qj − WKH+ E3+ E10− E4j⎜ T ⎟(3.57)⎝ j ⎠Denklemi ile hesaplanır.— TürbinŞekil 3.2.9. Türbin61

Türbinde yok edilen ekserji (3.58) numaralı denklemle hesaplanır.ED⎛⎜T −⎝⎞⎟=0∑ 1 Q j −WKH+ E4− E5j⎜ T ⎟(3.58)j⎠WKH__h 4YÜ__h 5−= m YÜ ( h4− h5) = m YÜ(3.59)M— Atık Isı KazanıŞekil 3.2.10. Atık ısı kazanıYok edilen Ekserji;ED⎛ T ⎞0∑ ⎜1− ⎟Qj −WKH+ E6+ E8− E9− E7j ⎜ T ⎟⎝ j ⎠= (3.60)Denklemiyle hesaplanır.62

3.2.3. Ekonomik AnalizEkserji analizleri sistem veya alt bölümlerindeki kayıpları ortaya koyar. Böylecenerede ne kadar iyileştirme potansiyeli olduğu ve bunların önem sıraları dolaylıolarak belirlenmiş olur. Hatta kayıpları en aza indirecek şartlarda belirlenebilir.Mühendislik sistemlerinde bununla birlikte ekonomik kıstaslar da göz önünealınmalıdır. Örneğin sadece ekserji kaybı dikkate alınarak incelenen bir sistemekonomik olabilir. Bu yüzden termodinamik ve ekonomik prensipleri birliktedeğerlendiren analiz yöntemleri geliştirilmiştir. Termodinamikte bu yönteme“Termoekonomi” adı verilmiştir. Termodinamik incelemeler birinci kanun-enerjikavramı ile sınırlı olmasına rağmen termoekonomi birinci kanuna ek olarak ikincikanun-ekserjiyi kapsar.Sistemde üretilen faydalı ısı enerjisi önemli miktarlarda ekonomik kazanç sağlar.Genel olarak ısı enerjisi temininde kullanılan fosil yakıtlar elektriğe göre oldukçaucuzdur. Bu durum kaçınılmaz olarak daha pahalı olan elektrik enerjisini ve bununsağlayacağı kazancı öne çıkarmaktadır. Bununla beraber ısıl güç ihtiyacının fazlaolduğu durumlarda, özellikle Güç/Isı oranı 1 (bir)’den küçük olması durumunda ısıkazancı çok önem kazanır. Üretilen toplam ısı enerjisi, aynı miktarda ısıl güç eldeetmek amacıyla üretmek için yapılacak harcama kadar kazanç sağladığı düşünülerekhesaplanır.Kojenerasyon sistemlerinin ilk yatırım maliyetleri sistemin tipine ve istenenkapasiteye bağlı olarak önemli değişiklikler gösterir. Aynı kapasite değeri için,kombine bir sistemin yalnızca buhar türbini veya yalnızca gaz türbini ile kurulacakbir kojenerasyon tesisinden çok daha ucuz olduğu görülmektedir. Bu ise, kısa veuzun vadede önemli bir fiyat avantajı ortaya çıkarır. Tesisin toplam yatırım maliyeti,değerinin bir yıl için ne kadarının karşılandığı (amortismanı) bir değere getirilmişmaliyetler üzerinden hesaplanır. En sık kullanılan yöntem, tesisin yatırım ömrüboyunca her yıl eşit miktarda amortisman sağlayacağı düşünülerek yapılanhesaplamalardır.63

Sabit yıllık amortisman veya sabit yıllık sermaye maliyeti olarak adlandırılan buyöntemde şimdiki değeri I ($) olan bir yatırımın sabit yıllık amortisman bedeli şuşekilde hesaplanır (Aybers ve Şahin, 1995);ni( 1 + i)( ) ⎥ ⎥ ⎤n1 + i − 1⎦⎡CK = I ⎢($/yıl) (3.61)⎢⎣Formüldeki ( + i)nn[ 1 ]/[( 1+i)−1]i çarpanı “Amortisman Katsayısı” olarakadlandırılmaktadır. i yıllık faiz oranını, n ise tesisin kullanım süresini (yıl)göstermektedir.İşletme bakım masrafları işletme esnasındaki tüm işçilik, malzeme tedarik vedepolaması, tamir ve bakım, sigorta gibi harcamaları kapsar. Bu masrafları iki anagrupta toplamak mümkündür:• Kullanma süresi veya şebeke yük faktörüne bağlı olmayan, yıllık sabitmasraflar,• Üretilen enerji ile orantılı yıllık değişken maliyetler.Euro/kWe1600140012001000800600Buhar Türbinli SistemlerGaz Türbinli SistemlerKombine Sistemler4002000MWe1 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40Şekil 3.2.11. Kojenerasyon sistemleri maliyet grafiğiKojenerasyon sistemleri için birim güç başına yıllık işletme ve bakım maliyetleriÇizelge 3.2.1 de verilmiştir. Tablodaki değerler kullanılarak yıllık toplam işletme vebakım maliyetleri (C m ) bulunur.64

Çizelge 3.2.1. Kojenerasyon sistemleri için birim işletme bakım maliyetleriSistem Tipi İşletme ve Bakım Maliyeti 1Buhar Türbinli 2,3-1,5Gaz Türbinli 5,4-4,6Kombine 5,4-4,61 Büyük kapasiteli sistemler için küçük olan değerler alınmalıdır.C f yıllık yakıt maliyeti,C f = m F . F (3.62)Şeklinde hesaplanır. Burada m f yıllık yakıt tüketimi ve F yakıtın birim fiyatıdır.mfQv= 3600 YÇS (kg/yıl) (3.63)H ηubile hesaplanır. FormüldekiH uYÇSη b: Kullanılan yakıtın alt ısıl değeri (kj/kg),: Yıllık çalışma saati,: Yanma verimidir.3.2.3.1 Sistem Değerlendirmesi İçin Termoekonomik DeğişkenlerTermoekonomik değişkenler olarak bilinen aşağıdaki özellikler; termal sistemlerinoptimizasyonunda ve termoekonomik değerlendirmelerde önemli rol oynarlar.Bunlar :• Yakıt maliyeti, c y• Ürün maliyeti, c ü• Tersinmezlik maliyeti, C D• Maliyet farkı oranı, r kTersinmezlik Maliyeti:Termal sistemlerde tersinmezliklerden dolayı yok olan ekserjidenfaydalanılamamaktadır. Bu ise yakıt maliyetini artırmaktadır. Bundan dolayıtersinmezlik birim maliyeti yakıt birim maliyetine eşit alınmaktadır. Dolayısı iletersinmezlik maliyeti C D ;.D.y E DC = c(3.64)65

şeklinde hesaplanır.Maliyet Farkı Oranı:Bir sistemde k elemanının maliyet farkı oranı aşağıdaki gibi hesaplanır.rkca− cy= (3.65)cyDaha önceki denklemlerden hareketle bu oran yeniden,rk. .y E x,D + Z.c y E x,üc= (3.66)şeklinde yazılır. Ekserjetik verim ise.x,ü.x,y.E x,D.E x,yEψ = = 1 −(3.67)Eşeklinde hesaplanır. Bu denklem 3.66 denkleminde yerlerine yazılırsa maliyet farkoranı ekserjetik verime bağlı olarak aşağıdaki gibi hesaplanır.1 −Ψr = + Ψkc.Z.y E x,ü(3.68)3.2.4. Gaz Türbini Çevriminin Performans AnaliziBileşik ısı-güç üretimi veya Kojenerasyon ısı ve elektriğin aynı sistemde bir aradaüretilmesi anlamına gelir. Termodinamiğin ikinci yasasına göre, böyle bir sistemdeyakıt enerjisini ancak belirli bir bölümü işe veya elektriğe dönüştürülebilir. Gerikalan enerji çevreye ısı olarak verilir. Bileşik ısı güç üretiminde çevreye atılan buenerjiden yararlanır. Bileşik ısı-güç üretimi ile ilgili üç temel tanım, ısıl verim,enerjiden yararlanma oranı ve elektrik-ısı oranıdır. Bu tanımlar aşağıda açıklanmıştır.66

Şekil 3.2.12. Bileşik ısı güç üretim sistemiW el sisteminde üretilen elektrik enerjisinin Q p üretilen proses ısısını ve E F ise yakıtınenerjisini temsil eder.1- Isıl Verim : Üretilen işin ( W el ) , sağlanan yakıt enerjisine (E Y ) oranı ısılverim, η olarak tanımlanır.Wη =el(3.69)EY2- Enerjiden Yararlanma Oranı : Çevreye atılan ısıl enerji (Q P ) yararlanılantoplam enerjinin, sağlanan enerjiye oranıdır.W el + Qpη f =(3.70)EY3- Elektrik-Isı Oranı : Üretilen işin (elektriğin), kullanılan ısıya oranı, elektrikısıoranı, R PH diye tanımlanır.PHWelQ pR = (3.71)4- Ekserji Verimi: B p proses ısısının ekserjisi, B Y ise yakıtın ekserjisinigösterir. Yakıtın toplam ekserjisinin (B Y ), yapılan iş (W el ) ile prosesteki netekserjideki (B p ) toplamına oranıdır.Wnet+ ( E9− E8)ε =(3.72)E10+ E167

4. ARAŞTIRMA BULGULARI4.1. Enerji Santralinin TanımıSayısal olarak incelenecek sistem, dördüncü bölümde tanıtımı yapılan, ısı veelektriğin bir arada üretildiği atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güç üretimdüzenlemesidir. Bu düzenlemede gaz türbininden çıkan yüksek sıcaklıktaki gazlar,bir atık ısı kazanında doymuş buhar üretmek için kullanılır.Tezin amacı, belirlenecek koşullara göre, atık ısı kazanlı gaz türbinli bileşik ısı-güçüretim santralinin, termodinamik ve ekserji çözümlemesini yapabilmek vedeğişkenlerin değişimine göre santralin davranışını tespit etmek.4.2. Sabit, Değişebilen ve Bağımlı ParametrelerSabit parametreler: sabit parametreler, değerleri önceden belirlenmiş değişkenlerdir.Yukarıda tanımlanan santralle ilgili sabit parametreler aşağıda tanımlanmıştır.Kompresöre giren havanın mol analizi (%) 77,48N 2 , 20,59 O 2 ,0.03CO 2 , 1,90 H 2 O(g)Kompresöre giren havanın sıcaklığıT 1 = 298KKompresöre giren havanın basıncıP 1 = 1 barHava ön ısıtıcısının gaz kısmındaki basınçψ 1 = % 3kayıplarıHava ön ısıtıcısının hava kısmındaki basınçψ 2 = % 5kayıplarıAtık ısı kazanına giren suyun sıcaklığıT 8 = 375KAtık ısı kazanına giren suyun basıncıP 8 = 10 barAtık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerininT 7 = 433KsıcaklığıAtık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerininP 7 = 1 barbasıncıAtık ısı kazanında gaz kısmındaki basınç kayıpları ψ 3 = % 5Yanma odasına giren yakıtın sıcaklığıT 10 = 284 KYanma odasına giren yakıtın basıncıP 10 = 16 barYanma odasına giren yakıtın basınç kayıpları ψ 4 = % 5Değişebilen Parametreler: değişebilen parametrelerin değerleri, türbine göredeğişebilir.• Kompresörün basınç oranı P 2 /P 1• Kompresörün izantropik verimi η sc68

• Gaz türbininin izantropik verimi η st• Yanma odasına giren havanın sıcaklığı T 3• Türbine giren yanma ürünlerinin sıcaklığı T 4• Elde edilecek net iş W net• Elde edilecek doymuş buharın basıncı P 9Bağımlı Parametreler: Bağımlı parametrelerin değerleri, değişebilen ve sabitparametreler kullanılarak termodinamik modelimizin çözümlenmesiyle hesaplanır.• Havanın, yanma ürünlerinin ve elde edilecek doymuş buharın kütlesel akışdebileri• Havanın kompresörden çıkış sıcaklığı ve basıncı• Hava ön ısıtıcısına giren havanın basıncı• Hava ön ısıtıcısından çıkan yanma sonu ürünlerinin basıncı ve sıcaklığı• Yanma odasından çıkan yanma sonu ürünlerinin basıncı• Gaz türbininden çıkan yanma sonu ürünlerin sıcaklığı ve basıncı4.3. Hesaplama Yöntemleri1. Havanın kompresörden çıkış sıcaklığının (T 2 ) ve yakıt-hava karışım oranınınhesaplanması2. Yakıtın ve havanın kütlesel akış debilerinin ve elde edilecek doymuş buharın(T 9 ) sıcaklığının hesaplanması3. Termodinamik çözümleme4. Ekserji analizi4.3.1. Havanın Kompresörden Çıkış Sıcaklığının ve Yakıt-Hava KarışımOranının Hesaplanmasıİlk olarak T 2 sıcaklığının hesaplanmasında, kompresörün basınç oranının P 2 /P 1 veizentropik verimin ( η SC) değerleri belirlenmelidir. Yakıt-Hava karışımınınhesaplanmasında T 2 sıcaklığının değerine bağlı olarak havanın yanma odasına girişsıcaklığı (T 3 ) ve yanma sonu ürünlerin çıkış sıcaklığı (T 4 ) belirlenir. İdeal gazların69

özgül entalpi ve entropi değerlerinin hesaplanmasında, aşağıdaki verilen denklemlerkullanılmıştır.−3max ref10298,15 ≤ T ≤ T i = 1bar,y = T için entalpio 3 ⎡ 1 b 2 −1d 3 ⎤h = 10 ⎢H+ ay + y − cy + y ⎥(4.1)⎣ 23 ⎦Entropi ise;0 +c −2s = s + aInT + by − y +2Denklemleri ile hesaplanır.d2y2(4.2)Yukarıda denklemde kullanılan H + , S + , a, b, c ve d sabit değerleri, seçilen elementegöre EK-1’ de verilen Tablo A.1’ den belirlenir.4.3.1.1. Havanın Kompresörden Çıkış Sıcaklığını (T 2 ) Hesaplama YöntemiKompresörde hava izentropik olarak sıkıştırılmaktadır. Sıkıştırılan gazın kinetik vepotansiyel enerji değişimleri küçük olduğu zaman, izentropik kompresörün sıkıştırmaişi entalpi değişimine eşit olur ve 4.14 numaralı denklem kullanılarak aşağıdakidenklem elde edilir.hh− h2s 12 = h1+(4.3)ηSCBurada h 2 ve h 2s sırasıyla, gerçek ve izentropik hal değişimleri sonunda çıkışentalpilerini simgelemektedir.- 1 halinde entalpi ( h 1 ) ve entropi ( 1 )s değerlerinin hesaplanması:Kompresöre giren havanın molar yüzdesi:% 77,48N2 + %20,59O2+ %0,03CO2+ %1.90H2O( g)(4.4)1 halinde havanın, T 1 sıcaklığındaki entalpi ve entropi değerleri aşağıda ifade edilendenklemler yardımı ile hesaplanır:70

hs( T 1 ) + 0 ,2059 h ( T 1 ) + 0 ,0003 h ( T 1 ) 0 ,019 h ( 11 0 , 7748 sT= ) (4.5)+N 2O2CO 2H 2O( T ) + 0,2059s ( T ) + 0,0003s ( T ) 0,019s ( )1 = 0, 7748s 111T1(4.6)2 ( T 1 )h N , O2N 2O 2CO 2+H 2 Oh ( T ) , h CO ( ), h H O ( ), s N ( ) , s O ( ), s CO ( ) , s H O ( ) değerleri, 4.1 ve12 T 12 T 12 T 12 T 12 T 12 T 14.2 numaralı denklemler ve Ek-1 Tablo A.1 yardımıyla hesaplanır. Bulunan değerler4.5 numaralı denklemde yerine konur.- 2 halinde, kompresörde izentropik hal değişimi sonundaki çıkış sıcaklıgının ( ) vegerçek entalpinin ( h 2 ) hesaplanması:T 2sKompresörlerde izentropik hal değişimi sonunda entropi üretimi sıfırdır:s 2s – s 1 = 0 (4.7)Hava ideal gaz olarak kabul edilir. Havanın, kompresörde oluşan izentropik haldeğişimi sonundaki entropi üretimi, aşağıdaki denklem ile ifade edilir.s2s− s1=0, 7748⎡⎢s⎣− 0 −0( ) ( )2−0T − s T − RIn( ) −0+ ,2059 s T − s ( T )2s1P ⎤⎥P ⎦1N 2⎡P2⎤0 ⎢ 2s 1 − RIn ⎥P1⎦⎣O 2⎡P ⎤+ 0,0003⎢s2s 1 ⎥⎣P1⎦− 0 −0( T ) − s ( T ) − RIn2−0( ) −0+ ,019 s T − s ( T )CO 2⎡P2⎤0 ⎢ 2s 1 − RIn ⎥⎣P1⎦ H2O(4.8)s−0N2−0−0−0( T ),s( T ),s( T ),s( T )1O21CO21H O21Değerleri, 4.1 ve 4.2 numaralı denklemler veEK-1 Tablo A.1 Yardımıyla hesaplanır.Havanın izentropik hal değişimi sonundaki sıcaklığı (T 2s ), 4.8 numaralı denklemyardımıyla hesaplanır.4.3 numaralı denklem yardımıyla 2 halindeki gerçek entalpi değeri ( h 2 ) hesaplanır.71

( T2) + 0,2059hO( T2) + 0,0003hCO( T2) 0,019h H O ( 2h +2 2222 0, 7748h NT= ) (4.9)- Havanın kompresörden çıkış sıcaklığının (T 2 ) hesaplanması:( h 2 ) değerlerinin hesaplanmasından sonra 4.10 numaralı denklem yardımıylahavanın kompresörden çıkış sıcaklığı hesaplanır:( T2) + 0,2059hO( T2) + 0,0003hCO( T2) 0,019hHO( 2h +2 2222 0, 7748hNT= ) (4.10)4.3.1.2. Yakıt Hava Karışımının Oranını ( λ)Hesaplama YöntemiHavayı oluşturan elementlerin ( N 2 , O 2 , CO 2 , H 2 O ) yanma odasına giriş sıcaklığına(T 3 ) ve yanma odasından çıkış sıcaklıklarına (T 4 )’e göre entalpi değerleri, 4.1numaralı denklem ve Ek-1 Tablo A.1 yardımıyla hesaplanır.Şekil 4.3.1. Yanma odasıYukarda hazırlanan çizelge ve 3.14 numaralı denklem yardımıyla yakıt-hava karışımoranı ( λ ) hesaplanır. Yakıt-Hava karışım oranının hesaplanmasından sonra 3.6numaralı denklem yardımıyla yanma sonu ürünlerin mol oranları⎛⎞hesaplanır ⎜χ, χ , χ , χ ⎟ .N O CO H2O⎝ 2 2 2 ⎠72

4.3.2. Yakıtın ve Havanın Kütle Akış Debilerinin ve Elde Edilecek DoymuşBuharın Sıcaklığının (T 9 ) Hesaplanmasıİlk olarak yakıtın ve havanın kütle akış debilerinin hesaplanması kısmında, türbininizentropik veriminin ( η St ) ve üretilmesi istediğimiz net gücün (W net ) değerleribelirlenmelidir ve m H ve m Y hesaplanır. Ardından elde edilecek doymuş buharınsıcaklığının hesabı yapılır.4.3.2.1. Yakıtın Ve Havanın Kütlesel Akış Debilerini Hesaplama YöntemiTürbine yanma ürünleri, izentropik olarak genişletilmelidir. Türbinin izentropikverimini ifade eden 3.19 numaralı denklemden 4.11 numaralı denklem elde edilir.h( h4− 5s )5 h4− st h= η (4.11)Şekil 4.3.2. Türbin- Türbinin basınç oranının hesaplanması :Atık ısı buhar jeneratöründen çıkan yanma ürünlerinin basıncı,P 7 = 1.013 barHava ön ısıtıcısının gaz kısmındaki basınç kayıpları, ψ 1 = % 3Hava ön ısıtıcısının hava kısmındaki basınç kayıpları, ψ 2 = % 5Atık ısı buhar jeneratöründe gaz kısmındaki basınç kayıpları, ψ 3 = % 5Yanma odasındaki basınç kayıpları, Ψ 4 = % 5Yukarıdaki verilen basınç kayıp oranlarına göre 3,4,5,6 hallerindeki basınçlaraşağıdaki gösterilen denklemler yardımıyla hesap edilir:= ψ(4.12)P6 P7/373

= Ψ(4.13)P5 P6/P3 P2/1= Ψ(4.14)P4 P3/42= Ψ(4.15)Türbinin basınç oranı, 4.16 numaralı denklem yardımıyla hesaplanır:⎛ P⎜⎝ P45⎞⎟=⎠P2Ψ 4Ψ2P /7( Ψ Ψ )31(4.16)- 5 halindeki entalpi ( h 5 ) ve sıcaklık (T 5 ) değerlerinin hesaplanması :Türbinde izentropik hal değişimi sonunda entropi üretimi sıfırdır :−s − −s 0(4.17)4 5s=Yanma ürünleri ideal gaz olarak kabul edilir. Türbinde yanma ürünlerinin izentropikhal değişimi sonundaki entropi üretimi, aşağıdaki denklem ile ifade edilebilir:s4− s5s=χN2⎡−0⎢ s⎣( T )4−0__ P4⎤− s (T5S) − R ln ⎥P5⎦ N2+ χO2⎡ − 0⎢ s ( T⎣4) −− 0s ( T5 S) −__R lnPP45⎥⎦⎤O2⎡−0−0__ P4⎤ ⎡−0−0__ P4⎤+ χCOs (T2 ⎢ 4 ) − s (T5S) − R ln ⎥ + χ H O s (T4) s (T5S) R ln = 02 ⎢ − − ⎥(4.18)⎣P5⎦ ⎣P5⎦CO2H2O−0−0−0−0s N 4 s O 4 s CO 4 s222 H2O( T ),( T ),( T ),( T ) Değerleri, 4.1 ve 4.2 numaralı denklemler veEk-1 Tablo A.1 yardımıyla hesaplanır.4Türbinin izentropik hal değişimi sonundaki sıcaklığı (T 5s ), (4.18) numaralı denklemyardımıyla hesaplanır.T 5s sıcaklığının hesaplanmasından sonra (4.19) numaralı denklem yardımıyla__h 5Shesaplanır.74

____N h2 2 5S O22 5S CO22 5S H2O2__h 5S = χ N ( T ) + χ hO( T ) + χ hCO( T ) + χ h H O ( T5S) (4.19)Yanma ürünlerinin türbine giriş sırasında sahip olduğu (4 hali) entalpi değeri,aşağıdaki verilen denklem yardımıyla hesaplanır:__h = χ T + χ h T + χ h T + χ h T(4.20)4N2____h N24 O O24 CO CO24 H O H2O( ) ( ) ( ) ( )2224(4.19) ve (4.20) numaralı denklemlerde kullanılan χ N 2, χ , χ CO2 ,ifadeleri yanma sonucunda oluşan gazların mol oranlarını simgelemektedir.O 2χ H 2 OYanma ürünlerinin türbinden çıkışı sırasında sahip olduğu (5 hali) entalpi değeri__5S , başta verilen (4.11) numaralı denklem yardımıyla hesaplanır.h5____h N25 O O25 CO CO25 H O H2O( ) ( ) ( ) ( )__h = χ T + χ h T + χ h T + χ h T (4.21)N22225__5 halinin entalpi h 5Sdeğeri bilindiğine göre (4.21) numaralı denklem yardımıyla 5halinin sıcaklığı (T5) hesaplanır.Havanın ve yakıtın kütlesel akış debilerinin hesaplanması:3.17 numaralı denklemi kullanarak havanın kütlesel akış debisini veren denklemaşağıdaki şekilde geliştirilir.mH=⎡⎛_ ⎞⎛_⎢⎜1+ λ ⎟⎜h⎣⎝⎠⎝( M W )4H net_5− h⎞ ⎛ _⎟ + ⎜ h⎠ ⎝1_2− h⎞⎤⎟⎥⎠⎦(4.22)3.15 numaralı denklem kullanılarak yakıtın kütlesel akış debisi bulunur.my_M=⎛ Y ⎞λ ⎜ mM ⎟ H(4.23)H ⎠⎝75

4.3.2.2. Elde Edilecek Doymuş Buharın Sıcaklığının Hesaplanması (T 9 )Bu kısımda belirlenecek basınca göre uygun sıcaklık tespit edilir. Basınç değerleri; 2,4,10 ve 20 bar ile sınırlandırılmıştır.4.3.3. Termodinamik Çözümlemenin Hesaplanma YöntemiSonuç tablosunu oluşturan değerlerin bir kısmı daha önceden belirlenmiş (sabitdeğerler) veya uygulama sırasında karar verilen değişkenlerdir. Diğer değerler ileilgili olarak ise sadece, hangi değerin sabit parametre olduğu, hangi değerinuygulama sırasında belirlendiği veya hangi değerin hesaplandığı belirtilecektir.1 Hali1 Halinin kütlesel akış debisinin hesaplanması:1 halinin kütlesel akış debisi, 3.20 numaralı denkleme göre hesaplanır:m 1 = m H1 Halinin basıncının hesaplanması:Kompresöre giren havanın basıncı, sabit parametre olarak verilmiştir.P 1 = 1,013 bar1 Halinin sıcaklığının hesaplanması:Kompresöre giren havanın sıcaklığı, sabit parametre olarak verilmiştir.T 1 = 298,15 K1 Halinin entalpisinin hesaplanması:T 2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı 1 halinin entalpisi, 4.5numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:76

__1__( ) O ( ) CO ( ) H O ( 1h = 0, 7748 h T + 0,2059 h T + 0,0003 h T + 0,019 h T ) (4.24)N2121_21_21 Halinin entropisinin hesaplanması:T 2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı 1 halinin entropisi,(4.6) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır.__1_N_O_CO( ) ( ) ( ) ( )s = 0, 7748 s T + 0,2059 s T + 0,0003 s T + 0,019 s T (4.25)212121_H2O12 Hali2 Halinin kütlesel akış debisinin hesaplanması:2 halinin kütlesel akış debisi, 3.20 numaralı denkleme göre hesaplanır:m 2 = m H2 halinin basıncının hesaplanması:Kompresör basınç oranı (P 2 /P 1 ) T 2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranınınhesaplandığı pencerede belirlenmiştir. P 2 basıncı, aşağıda verilen denklemdenhesaplanır.⎛ P= P1⎜⎝ P⎞⎟⎠P 22(4.26)12 halinin sıcaklığının hesaplanması:2 halinin sıcaklığı, T 2 sıcaklığının ve hava – yakıt oranının hesaplandığı yerdehesaplanmıştır.2 halinin entalpisinin hesaplanması:T 2 sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığı yerde 2 halinin entalpisihesaplanmıştır.77

__h = 0, 7748 h ( T ) + 0,2059 h ( T ) + 0,0003 h ( T ) + 0,019 h ( T ) (4.27)2_N22_O22_CO22_H O222 halinin entropisinin hesaplanması:2 halinin entropisi aşağıdaki verilen denkleme göre hesaplanır:__s = 0, 7748 s ( T ) + 0,2059 s ( T ) + 0,0003 s ( T ) + 0,019 s ( T ) (4.28)2_N22_O22_CO22_H O223 Hali3 Halinin kütlesel akış debisinin hesaplanması:3 halinin kütlesel akış debisi, 3.20 numaralı denkleme göre hesaplanır:m 3 = m H3 Halinin basıncının hesaplanması:Yakıtın ve kütle debilerinin hesaplandığı 3 halinin basıncı, (4.14) numaralı denklemegöre hesaplanmıştır:P 3 =P2ψ(4.29)23 halinin sıcaklığının hesaplanması:3 halinin sıcaklığı, T 2 , sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığıyerde belirlenmiştir.3 halinin entalpisinin hesaplanması:3 halinin entalpisi aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:__h = 0, 7748 h T + 0,2059 h T + 0,0003 h T + 0,019 h T (4.30)3_N2_( ) ( ) ( ) ( )3O23_CO23_H2O378

3 halinin entropisinin hesaplanması:3 halinin entropisi, aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:__s = 0, 7748 s T + 0,2059 s T + 0,0003 s T + 0,019 s T (4.31)3_N2_O_CO_H( ) ( ) ( ) ( )323232O34 Hali4 halinin kütlesel akış debisi, 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:m 4 = mH+ mY= mYÜ4 halinin basıncının hesaplanması:4 halinin basıncı (4.15) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:PP34 = (4.32)ψ 44 halinin sıcaklığının hesaplanması:4 halinin sıcaklığı, T 2 , sıcaklığının ve yakıt – hava karışım oranının hesaplandığıyerde hesaplanmıştır.4 halinin entalpisinin hesaplanması:4 halinin entalpisi (4.20) numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:__4____h N24 O O24 CO CO24 H O H2O( ) ( ) ( ) ( )h = χ T + χ h T + χ h T + χ h T(4.33)N222244 halinin entropisinin hesaplanması:4 halinin entropisi aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:__s = χ T + χ s T + χ s T + χ s T(4.34)4N2____s N 2 4 O O24 CO CO24 H O H 2O( ) ( ) ( ) ( )222479

5 Hali5 halinin kütlesel akış debisinin hesaplanır:5 halinin kütlesel akış debisi 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:m =5 = mH+ mYmYÜ5 halinin basıncının hesaplanması:Yakıtın ve kütle debilerinin hesaplandığı 5 halinin basıncı 4.14 numaralı denklemegöre hesaplanmıştır.P5 P6/= Ψ(4.35)15 halinin sıcaklığının hesaplanması:5 halinin sıcaklığı yakıtın ve kütle debilerinin hesaplandığı 4.22 denklemine görehesaplanmıştır.5 halinin entalpisinin hesaplanması:5 halinin entalpisi, 4.11 numaralı denklem göre hesaplanmıştır:h( h4− 5s )5 h4− st h= η (4.36)5 halinin entropisinin hesaplanması:5 halinin entropisi aşağıdaki verilen denkleme göre hesaplanmıştır.( T ) + χ s ( T ) χ s ( )s2 22 22 25 χ N s N 5 O CO 5 + H O H O T5= (4.37)6 Hali6 Halinin Kütlesel akış debisinin hesaplanması:80

6 halinin kütlesel debisi 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:m =6 = mH+ mYmYÜ6 halinin basıncının hesaplanması:6 halinin basıncı, 4.13 numaralı denkleme göre hesaplanmıştır:P6 P7/= ψ(4.38)36 halinin entalpisinin hesaplanması:6 halinin entalpisi, 3.26 numaralı denklemi kullanılarak elde edilen 4.39 numaralıdenklem ile hesaplanır:h2− h3h6 = h5+(4.39)( 1 + λ)6 halinin sıcaklığının hesaplanması:6 halinin entalpisi T 6 sıcaklığına bağlıdır.h( T ) + χ h ( T ) + χ h ( T ) χ h ( )6 χ h 666 + T6= (4.40)N2N2O2O2CO2CO2H2OH2OBir önceki adımda 4.39 numaralı denklem kullanılarak 6 halin entalpisi (h 6 )hesaplanmıştır. Bu değer bilindiğine göre 4.40 numaralı denklem yardımıyla 6halinin sıcaklığı (T 6 ) hesaplanır:6 halinin entropisinin hesaplanması:6 halinin entropisi aşağıda verilen denkleme göre hesaplanır:s N N 6 O O 6 CO CO 6 H O H O 6= χ s (T ) + χ s (T ) + χ s (T ) + χ s (T ) (4.41)6 2 22 22 22 281

7 Hali7 Halini Kütlesel akış debisinin hesaplanması:7 halinin kütlesel akış debisi 3.21 numaralı denkleme göre hesaplanır:m =7 = mH+ mYmYÜ7 halinin basıncın hesaplanması:Atık ısı buhar jeneratöründe çıkan yanma ürünlerinin basıncı sabit parametre olarakverilmiştir. P 7 = 1,013 bar7 halinin sıcaklığının hesaplanması:Atık ısı buhar jeneratöründen çıkan yanma ürünlerinin sıcaklığı sabit parametreolarak verilmiştir. T 7 = 421 K7 halinin entalpisinin hesaplanması:7 halinin entalpisi aşağıdaki verilen denkleme göre hesaplanır:h( T ) + χ h ( T ) + χ h ( T ) χ h ( )7 = χ h 777 + T7(4.42)N2N2O2O 2CO2CO2H 2 OH 2 O7 halinin entropisinin hesaplanması:7 halinin entropisi aşağıda verilen denklemlere göre hesaplanır.( T ) + χ s ( T ) + χ s ( T ) s ( )s = χ s 7 77 + χ T7 COO 7 (4.43)N 2N 2O2O2CO22H2OH28 Hali8 halinin basıncının hesaplanması:82

Atık ısı kazanına giren doymuş suyun basıncı sabit parametre olarak verilmiştir.P 8 = 12 bar8 halinin sıcaklığının hesaplanması:Atık ısı kazanına giren doymuş suyun sıcaklığı sabit parametre olarak verilmiştir.T 8 = 375 K8 halinin entalpisinin hesaplanması:Sıcak su tablosundan okunur.8 halinin kütlesen akış debisinin hesaplanması:Kazan kapasitesinden sisteme giren su hesaplanmıştır.8 halinin entropisinin hesaplanması:Sıcak su tablosunda okunur.9 Hali9 Halinin Basıncının Hesaplanması:Değişebilen parametrelerde belirtilmiştir.9 Halinin Sıcaklığının Hesaplanması:Buhar tablosundan okunmuştur.9 Halinin Entalpisinin Hesaplanması:Buhar tablosundan okunmuştur.9 Halinin Kütlesel Akış Debisinin Hesaplanması:Kazan kapasitesinden sisteme giren su miktarı (debisi) hesaplanmıştır.83

9 Halinin Entropisinin Hesaplanması:Buhar tablosundan okunmuştur.10 Hali10 Halinin Kütlesel Akış Debisinin Hesaplanması:m 10 =m Y10 Halinin Basıncının Hesaplanması:Yanma odasına giren yakıtın basıncı sabit parametre olarak verilmiştir. P 10 = 12 bar10 Halinin Sıcaklığının Hesaplanması:Yanma odasına giren yakıtın sıcaklığı sabit parametre olarak verilmiştirT 10 = 298,15 K10 Halinin Entalpisinin Hesaplanması:Yakıt olarak Metan (CH 4 ) kullanılmaktadır. Yakıtın yanma odasına girerken sahipolduğu entalpi, 4.1 denklemi yardımıyla hesaplanır.10 Halinin Entropisinin Hesaplanması:10 halinin entropisi, 4.2 denklemi yardımıyla hesaplanır.Yoğuşmadan Dolayı Oluşan Yapının Sahip Olduğu Entalpi Ve Entropi:Yanma sonu ürünlerinin, belirli bir başlangıç halinden çevrenin bulunduğu halegetirilmesi sıradaki yoğuşmadan dolayı mol oranları değişmektedir. Enerjihesaplarında kullanılmak üzere bu yapıya sahip olan yanma ürünlerinin entalpi ( h 0 )ve entropi ( s 0 ) değerleri, 3.33 ve 3.34 numaralı denklemlerin yardımıyla hesaplanır.84

4.3.4. Ekserji Analizi1. Fiziksel, Kimyasal ve Toplam Ekserjilerin Hesabı2. Gaz Türbini-Atık Isı Kazanı Santralinin Ekserji Veriminin Hesabı3. Çevrimdeki Ekipmanların Yok Olan Ekserjilerin Hesabı4. Her Bir Ekipmanın Yok Olan Ekserjisinin Toplam Ekserjisine Oranın (YüzdeA ) Yüzdesel hesabı5. Her Bir Ekipmanının Yok Olan Ekserjisinin Toplam Ekserjisine Oranının(Yüzde B ) Yüzdesel Hesabı4.3.4.1. Fiziksel, Kimyasal ve Toplam Ekserjilerin Hesaplama YöntemiHer bir halin fiziksel ve kimyasal ekserji miktarı üçüncü bölümde verilen bağıntılaryardımıyla hesaplanır. Toplam ekserji miktarları ise o noktaya ait kimyasal vefiziksel ekserjilerin toplamına eşittir. Herhangi bir noktadaki toplam ekserji 3.53numaralı denklemle hesaplanır.T ,iPHiCHiE = E + E(4.44)4.3.4.2. Ekserji Verimini Hesaplama YöntemiFiziksel, kimyasal ve toplam ekserjilerin hesaplanmasından sonra (3.32) numaralarıdenklem yardımıyla ekserji verimi hesaplanır.4.3.4.3. Çevrimdeki Ekipmanların Yok Edilen Ekserjilerini Hesaplama YöntemiHer bir haldeki toplam ekserjilerin hesaplanmasından sonra çevrimdeki ekipmanların(Kompresör, Hava Önce Isıtıcısı, Türbin, Atık Isı Kazanı) yok edilen ekserjileridördüncü bölümde verilen bağıntılar yardımıyla hesaplanır.85

4.3.4.4. Yüzde A ve Yüzde B oranlarını Hesaplama YöntemiYüzde A, çevrimdeki ekipmanların yok edilen ekserjisinin sistemin toplam yokedilen ekserjisine oranıdır.Yüzde B, çevrimdeki ekipmanın yok edilen ekserjsinin sistemde kullanılan yakıtınekserjisine oranıdır.4.4. Enerji Santralinin Ekserji AnaliziDördüncü bölümde gaz türbini- atık ısı kazanı santralinin termodinamik ve ekserjianalizi yapan denklemler çıkarılmıştır. Bu bölümde ise bu denklemler yardımıylaaşağıda verilen parametreler kullanılarak enerji santralinin ekserji analizi yapılır.4.4.1. Sabit ParametrelerKompresöre giren havanın mol analizi (%) 77,48N 2 , 20,59 O 2 ,0,03CO 2 , 1,90 H 2 O(g)Kompresöre giren havanın sıcaklığı T 1 = 298,15KKompresöre giren havanın basıncıP 1 = 1,013 barHava ön ısıtıcısının gaz kısmındaki basınçψ 1 = % 3kayıplarıHava ön ısıtıcısının hava kısmındaki basınçψ 2 = % 5kayıplarıAtık ısı kazanına giren suyun sıcaklığı T 8 = 298,15KAtık ısı kazanına giren suyun basıncıP 8 = 10 barAtık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerininT 7 = 426KsıcaklığıAtık ısı kazanından çıkan yanma ürünlerininP 7 = 1,013 barbasıncıAtık ısı kazanında gaz kısmındaki basınç kayıpları ψ 3 = % 5Yanma odasına giren yakıtın sıcaklığıT 10 = 298,15 KYanma odasına giren yakıtın basıncıP 10 = 12 barYanma odasına giren yakıtın basınç kayıpları ψ 4 = % 54.4.2. Değişebilen Parametreler:• Kompresörün basınç oranı, P 2 /P 1 = 10• Kompresörün izentropik verimi, η = 0, 86sc86

• Gaz türbininin izentropik verimi, η = 0, 86• Yanma odasına giren havanın sıcaklığı, T 3 = 850 K• Türbine giren yanma ürünlerinin sıcaklığı, T 4 = 1520 K• Elde edilecek iş, W net = 10 MW• Elde edilecek doymuş buharın basıncı, P 9 = 10 barstYakıt hava oranı ; λ = 0,0321Mol oranları;χ N = 0,75072χO = 0, 1372 χCO = 0, 0314 χ 0, 08072H O =2Havanın kütlesel akış debisi; mh = 30,5169 kg/sYakıtın kütlesel akış debisi; my = 0,5489 kg/sm H = 30,5169 kg/s + m Y = 0,5489 kg/s = 31,0659 kg/s2Çizelge 4.4.1. Sistemin her aşamadaki değerleriNO T( K )P(bar)H(kJ/kmol)S(kJ/kmol K)Akış Debisi(kg/s)1 298,15 1,013 -4713,3 199,346 30,51692 604,4692 10,13 4620,2 201,6207 30,51693 850 9,6235 12524 213,0101 30,51694 1520 9,1423 9299 235,8077 31,06595 1005 1,0993 -8839,8 238,8789 31,06596 781,2227 1,0663 -16497 230,5494 31,06597 426 1,013 -28008 211,5948 31,06598 298,15 10 104,89 0,3674 4,66679 453,04 8 2778,1 6,5865 4,666710 298,15 12 -74873 186,256 0,5489Çizelge 4.4.2. T 3 ve T 4 sıcaklığında bileşenleri entalpileriBileşen h 3 (850 K) h 4 (1520 K) ∆ h (kJ/kmol)N 2 17072 39349 22277O 2 17540 41138 23598CO 2 -367120 -330160 36960H 2 O -221320 -192280 2904087

Çizelge 4.4.3. Sistemin her aşamasındaki ekserji düzeyleriEkipmanlar Ekserji Miktarı Yüzde A Yüzde BYanma Odası 8,5503 62,5150 30,0889Atık Isı Buhar Jen. 2,5103 18,3541 8,8339Gaz Türbini 1,0068 7,3611 3,5430Hava Ön Isıtıcısı 0,8873 6,4878 3,1226Hava Kompresörü 0,7224 5,2820 2,543Toplam 13,6771 100 48,1314Çizelge 4.4.4. Sistemin enerji yüzdesiNo Madde Fiziksel Ekserji(MW)Kimyasal Ekserji(MW)ToplamEkserji(MW)1 Hava 0 0 02 Hava 9,2196 0 9,21963 Hava 14,0215 0 14,02154 Yanma Ürü. 33,7654 0,1226 33,8885 Yanma Ürü. 12,8146 0,1226 12,93726 Yanma Ürü. 7,1254 0,1226 7,2487 Yanma Ürü. 0,8020 0,1226 0,92468 Su 0.008866 0,0117 0,02059 Su 3,8219 0,0117 3,833610 Methan 0,2097 28,2070 28,41674.4.3. Ekserji Verimi10( E − E )Wnet+ 9 8ε =(4.45)E + E1ε = 48,6188

Çizelge 4.4.5. Sisteme ait genel verilerKompresör Basınç Oranı P 2 /P 1 10Yakıt Hava Karışım Oranı λ 0,0321Yakıt Akış Debisi m Y 0,5489Havanın Akış Debisi m H 30,5169Doymuş Suyun Debisi m SU 4,6667Yok Edilen Ekserji (Yanma Odası) E D,YO 8,5503Yok Edilen Ekserji (Atık Isı Kazanı) E D,AIK 2,5103Yok Edilen Ekserji (Gaz Türbini) E D,T 1,0068Yok Edilen Ekserji (Hava Ön Isıtıcısı) E D,HOI 0,8873Yok Edilen Ekserji (Kompresör) E D,K 0,7224Yok Edilen Ekserji (Toplam) E D,TOP 13,6771Ekserji Verimi ( %) ε 48,614.5. Enerji Santralinin Ekonomik Analizi4.5.1. Gaz Türbinli Kojeneratör Santralde Üretim MaliyetiBaz Alınan FaktörlerDoğalgaz fiyatı : 0,45 YTL/m 3 (vergiler dahil)Elektrik fiyatı : 0,14 YTL/kWh (vergiler dahil)Doğalgaz ortalama yanış değeri : 10 kWh/m 3kWh birim fiyatı: 0,05 YTL (% 90 kazan randımanında)Kampüs Elektrik Tüketimi : 80.000.000 kWh/yılKampüsün 80.000.000 kWh/yıl olan elektrik ihtiyacını karşılamak üzere üç adetGPC 30 DLE model, bir adet de GPC 15 DLE model Kawasaki marka (EndosanA.Ş.) gaz türbinli kojenerasyon sistemi seçilmiştir.4.5.1.1. GPC 30 DLE Model Kawasaki Kojenerasyon Sisteminde Enerji ÜretimRandımanlarıElektrik : % 23.5 (1 m 3 Doğalgaz = 2.35 kWh elektrik)89

Termik : % 49.1 (1 m 3 Doğalgaz = 4.91 kWh termik)Toplam : % 72.6Doğalgaz İhtiyacı2900 kW × 8000h= 23200000kWh23200000kWh3= 9872340,426m/ yıı32,35kWh/ mÜretilecek Termik Isı Miktarı339872340,426m × 4,91kWh/ m = 48473191, 49kWhÜretim MaliyetiDoğalgaz : :39872340,426m × 0,45YTL= 4442553, 192YTLEPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)23200000 × 0,002 =46400YTLİşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)23200000 × 0,019 =440800YTL(Yedek parça ve motor yağı dahil)Toplam : 4929753,192YTLÜretilen Enerjinin Toplam Tüketim DeğeriElektrik : 23200000 kWh × 0,14YTL/ kWh = 3248000YTLTermik : 48473191 ,49kWh × 0,05YTL/ kWh = 2423659, 575YTLToplam : 5671659,575YTLYıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim Maliyeti90

Yıllık Tasarruf = 5671659,575YTL- 4929753,192YTL= 741906,3825YTLGPC 30 DLE model Kawasaki marka kojenerasyon sisteminden üç adetkullanıldığından dolayı yıllık tasarruf;741906 ,3825YTL×3 = 2225719, 148YTLolacaktır.4.5.1.2. GPC 15 DLE Model Kawasaki Kojenerasyon Sisteminde Enerji ÜretimRandımanlarıElektrik : % 24.3 (1 m 3 Doğalgaz = 2.43 kWh elektrik)Termik : % 50.6 (1 m 3 Doğalgaz = 5,60 kWh termik)Toplam : % 74.9Doğalgaz İhtiyacı1500 kW × 8000h= 12000000kWh12000000kWh3= 4938271,605m/ yıı32,43kWh/ mÜretilecek Termik Isı Miktarı334938271,605m × 5,60kWh/ m = 27654320, 99kWhÜretim MaliyetiDoğalgaz : :34938271,605m × 0,45YTL= 2222222, 222YTLEPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)12000000 × 0,002 =24000YTLİşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)91

12000000 × 0,019 = 228000YTL (Yedek parça ve motor yağı dahil)Toplam : 2474222,222YTLÜretilen Enerjinin Toplam Tüketim DeğeriElektrik : 12000000 kWh×0,14YTL/ kWh = 1680000YTLTermik : 27654320 ,99kWh×0,05YTL/ kWh = 1382716, 05YTLToplam : 3062716,05YTLYıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim MaliyetiYıllık Tasarruf =3062716 ,05YTL − 2474222,222YTL= 588493, 8275YTLÜç adet GPC 30 DLE model, bir adet de GPC 15 DLE model Kawasaki markakojenerasyon sisteminin kullanımıyla, kampüsün 10 MW’ lık elektrik ihtiyacınıkarşılarken sağlanan yıllık tasarruf;2225719 ,148YTL + 588493,8275YTL= 2814212, 976YTLolur.4.5.2. Gaz Motorlu Kojeneratör Santralde Üretim MaliyetiBaz Alınan FaktörlerDoğalgaz fiyatı : 0,45 YTL/m 3 (vergiler dahil)Elektrik fiyatı : 0,14 YTL/kWh (vergiler dahil)Doğalgaz ortalama yanış değeri : 10 kWh/m 3kWh birim fiyatı: 0,05 YTL (% 90 kazan randımanında)Kampüs Elektrik Tüketimi : 80.000.000 kWh/yılKampüsün 80.000.000 kWh/yıl olan elektrik ihtiyacını karşılamak üzere iki adetTCG 2032 V 16 model, bir adet de TCG 2020 V 20 model Deutz marka (EndosanA.Ş.) gaz motorlu kojenerasyon sisteminden oluşan bir sistem seçilmiştir.92

4.5.2.1. TCG 2032 V 16 Model Deutz Kojeneratör Santralde Enerji ÜretimRandımanlarıElektrik : % 41.9 (1 m 3 Doğalgaz = 4,19 kWh elektrik)Termik : % 44.7 (1 m 3 Doğalgaz = 4,47 kWh termik)Toplam : % 86.6Doğalgaz İhtiyacı4000 kW × 8000h= 32000000kWh32000000kWh3= 7637231,504m/ yıı34,19kWh/ mÜretilecek Termik Isı Miktarı337637231,504m × 4,47kWh/ m = 34138424, 82kWhÜretim MaliyetiDoğalgaz : :37637231,504m × 0,45YTL= 3436754, 177YTLEPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)32000000 × 0,002 =64000YTLİşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)32000000 × 0,019 = 608000YTL (Yedek parça ve motor yağı dahil)Toplam : 4108754,177YTLÜretilen Enerjinin Toplam Tüketim DeğeriElektrik : 32000000 kWh × 0,14YTL/ kWh = 4480000YTLTermik : 34138424 ,82kWh × 0,05YTL/ kWh = 1706921, 241YTL93

Toplam : 6186921,241YTLYıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim MaliyetiYıllık Tasarruf =6186921,241YTL-4108754,177 YTL = 2078167,064 YTLTCG 2032 V16 model Deutz kojeneratörden iki adet kullanıldığından yıllık tasarruf;2078167,064 YTL x 2 = 4156334,128 YTLolacaktır.4.5.2.2. TCG 2020 V 20 Model Deutz Kojeneratör Santralde Enerji ÜretimRandımanlarıElektrik : % 42 (1 m 3 Doğalgaz = 4,2 kWh elektrik)Termik : % 42.7 (1 m 3 Doğalgaz = 4,27 kWh termik)Toplam : % 84.7Doğalgaz İhtiyacı2000 kW × 8000h= 16000000kWh16000000kWh3= 3809523,81m/ yıı34,2kWh/ mÜretilecek Termik Isı Miktarı333809523,81m × 4,27kWh/ m = 16266666, 67kWhÜretim MaliyetiDoğalgaz :33809523,81m × 0,45YTL= 1714285, 715YTLEPDK Otoproduktör Lisans Ücreti : (0,002 YTL/kWh)16000000 × 0,002 =32000YTL94

İşletme, Full Bakım, Onarım, Servis Hizmetleri : (1Cent/kWh)16000000 × 0,019 = 304000YTL (Yedek parça ve motor yağı dahil)Toplam : 2050285,715YTLÜretilen Enerjinin Toplam Tüketim DeğeriElektrik : 16000000 kWh×0,14YTL/ kWh = 2240000YTLTermik : 16266666 ,67kWh×0,05YTL/ kWh = 813333, 3335YTLToplam : 3053333,334YTLYıllık Tasarruf = Üretilen Enerjinin Toplam Tüketim Değeri – Üretim MaliyetiYıllık Tasarruf =3053333,334 YTL-2050285,715 YTL = 1003047,619 YTLİki adet TCG 2032 V16 model ve bir adet TCG 2020 V 20 model Deutz markakojeneratör kullanımıyla, kampüsün 10 MW’ lık elektrik ihtiyacını karşılarkensağlanan yıllık tasarruf;4156334 ,128 + 103047,619 = 5159381,747YTLolur.4.5.3. Gaz Türbinli Ve Gaz Motorlu İki Farklı Kojenerasyon SistemininEkonomik Analiz SonuçlarıKampüsün 10 MW’ lık elektrik ihtiyacını karşılamak amacıyla önce üç adet 2,9 MWve bir adet 1,5 MW’ lık elektrik üreten bir gaz türbinli kojenerasyon sistemininekonomi analizi yapıldı. Buna göre analiz sonuçlar aşağıdaki gibidir.Gaz türbinli kojenerasyon tesisinin üretim maliyeti :( 4929753 ,192YTL × 3) + 2474222,222YTL= 17263481, 8YTL95

Gaz türbinli kojenerasyon tesisinde üretilmesi istenen enerjinin toplam tüketimdeğeri:( 5671659 ,575YTL × 3) + 3062716,05YTL= 20077694, 78YTLDaha sonra ise, iki adet 4 MW ve bir adet 2 MW’ lık elektrik üretimi yapan gazmotorlu kojenerasyon sisteminin ekonomi analizi yapıldı. Buna göre analiz sonuçlaraşağıdaki gibidir.Gaz motorlu kojenerasyon tesisinin üretim maliyeti :( 4108754 ,177YTL × 2) + 2050285,715YTL= 10267794, 07YTLGaz motorlu kojenerasyon tesisinde üretilmesi istenen enerjinin toplam tüketimdeğeri:( 6186921 ,241YTL × 2) + 3053333,334YTL= 15427175, 82YTL96

5. TARTIŞMA VE SONUÇGünümüzde enerji ihtiyacını karşılamak için gerek birincil enerji kaynaklarından,gerekse yenilenebilir enerji kaynaklarından yararlanılmaktadır. Ancak yetersizkalmaya başlayan bu kaynaklar karşısında yeni arayışlara gidilmektedir. Bu amaçlaçalışmalar yapılırken elde edilecek yeni sistemlerin çevreye zarar vermemesigereğine de dikkat edilmelidir. Ayrıca bu sistemler maliyet bakımından mevcutsistemlerden daha ucuz ve daha yüksek randımanlı olmalıdır. Hem güç hem de ısıüretilen kojenerasyon teknolojisinde bu özellikler mevcuttur. Kojenerasyonsistemleri, aynı miktarda yakıt harcayan bir başka sisteme göre yaklaşık % 35 dahakarlıdır. Bunun sebebi ise diğer sistemlerde değerlendirilmeden atmosfere atılanenerjinin kojenerasyon sistemlerinde sisteme geri döndürülerekdeğerlendirilebilmesidir. Kojenerasyon sistemlerinde atık ısı kazanının dakullanımıyla bu kar oranı %50 ye kadar çıkmaktadır.Bu çalışmada, Süleyman Demirel Üniversitesi kampüsünün 10 MW’ lık elektrikihtiyacını karşılaması planlanan bir bileşik ısı-güç sistemi oluşturuldu. Kojenerasyonsisteminde kullanılacak yakıt olarak doğalgaz seçildi. Hava kompresörü, yanmaodası, gaz türbini, hava ön ısıtıcısı ve ısı rejeneratörü - buhar jeneratöründen oluşansistemin öncelikle termodinamik analizi yapıldı. Kojenerasyon sistemi içindeğişkenler ve parametreler belirlendikten sonra sistem ekipmanlarının her biriningiriş ve çıkış noktaları için sıcaklık, basınç, entalpi ve entropi değerlerihesaplanmıştır. Daha sonra tesisin her bir noktası için öncelikle fiziksel ekserjianalizi ardından da kimyasal ekserji analizi yapılmıştır. Her bir ekipmanın yok olanekserjisi hesaplanmıştır.Kampüs elektrik ihtiyacını karşılaması planlanan kojenerasyon sistemi için yapılantermodinamik ve ekserji analizleriyle elde edilen sonuçlar yardımıyla gaz türbinlibileşik ısı-güç sistemlerin verimliliği daha yakından tahmin edilebilecektir.Gaz türbinli kojenerasyon tesisinin ekonomik analizi yapıldıktan sonra, EndosanA.Ş. nin ürün kataloğundan biri gaz türbinli diğeri gaz motorlu iki farklı kojeneratöriçin maliyet analizleri yapılmıştır. Yapılan bu analizler neticesinde üç adet GPC 3097

DLE model, bir adet de GPC 15 DLE model Kawasaki marka gaz türbinlikojenerasyon sisteminden oluşan tesisle sağlanan yıllık tasarruf 2814212,976 YTLiken, iki adet TCG 2032 V 16 model, bir adet de TCG 2020 V 20 model Deutz markagaz motorlu kojenerasyon sisteminden oluşan bir tesisteki yıllık tasarruf5159381,747 YTL olarak hesaplanmıştır.Sonuç olarak, sistemi seçerken ihtiyacın ne olduğu öncelikli olarak belirlenmelidir.Eğer buhara elektrikten daha çok ihtiyacı olan bir işletmeye motorlu bir kojenerasyonsistemi uygulanırsa maliyet artar ve kojenerasyon tesisi kurmaktaki amacımızdanuzaklaşmış oluruz. Bu nedenle tesis kurulmadan önce mutlaka yetkili kişi tarafındanfizibilite yapılmalıdır. Aksi takdirde işletmeci zarar edebilir.98

6. KAYNAKLARAnonim, 2005. Enerji Ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Enerji İşleri Genel Müdürlüğü, EnerjiSektöründe Sera Gazı Azaltımı Çalışma Grubu Raporu, Ankara.Anonim, 2006. Yapı İşleri Daire Başkanlığı, Süleyman Demirel Üniversitesi, Isparta.Arpacı, İ., 2002. Doğal Gazlı Kojenerasyon Sistemlerinde Exergy Analizi, Yüksek LisansTezi, Marmara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, İstanbul.Aybers, N., Şahin, B., Enerji Maliyeti, Yıldız Teknik Üniversitesi Matbaası, İstanbul, 1995.Bejan, A., Tsatsaronis, G., Moran, M., Thermal Design and Optimization, John Wiley &SonsInc., 1996.Buckley, R., 2006. Overview of Cogeneration At LSU, Yüksek Lisans Tezi, Louisiana StateUniversity, Department of Chemical Engineering, Baton Rouge, LA 70803.Çengel, Y.A., Boles, M.A., Mühendislik Yaklaşımıyla Termodinamik, McGraw-Hill LiteratürYayıncılık, Türkçesi Prof.Dr.Taner Derbentli, İTÜ,1996.Çomaklı, K., 2003. Atatürk Üniversitesi Isıtma Merkezinin Enerji ve Ekserji Analizi, DoktoraTezi, Atatürk Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, Erzurum.Çomaklı, K., Karslı, S., Çomaklı, Ö., Yılmaz, M., 2004. Termal Sistemlerin EkserjetikAnalizi, Termodinamik, Ocak 2004, Sayı 137.Endosan A.Ş. Enerji ve Doğalgaz San. ve Tic. A.Ş. Ürün Katalogları.Ergezen, M.D., 2001. Enerji üretiminde kojenerasyon teknolojilerinin incelenmesi, YüksekLisans Tezi, Marmara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, İstanbul.Güneş, M.F., 2001. Energy and Cost Analysis of A Cogeneration System, Yüksek LisansTezi, Dokuz Eylül Üniversitesi F.B.E. İzmir.99

İnallı, M., Yücel, H.L., Işık, E., 2002. Kojenerasyon Sistemlerinin Teknik ve EkonomikUygulanabilirliği, Mühendis ve Makine Mart 2002 - Sayı 506.Koçak, T., Gülşen, O., “Bölgesel Isıtma ve Kojenerasyon”, Bölgesel Isıtma ve KojenerasyonKonferansı, 24-25 Ekim 1998, İstanbul.Kotas, T.J., 1995. The Exergy Method of Thermal Plant Analysis, Krieger PublishingCompany Malabar, Florida.Savruk, N., 2001. Thermodynamic Analysis of Gas/Steam Combined Cycle Power Plants,Yüksek Lisans Tezi, ODTÜ F.B.E. Ankara.Sevilgen, S.H., 2002. Enerji Üretim Sistemlerinin Ekserjoekonomik Analizi, Doktora Tezi,Yıldız Teknik Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, İstanbul.Sürer, F., 2003. Kombine Gaz/Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemlerinin Termodinamik veEkonomik Analizi, Yüksek Lisans Tezi, Yıldız Teknik Üniversitesi Fen BilimleriEnstitüsü, İstanbul.Şenel, A., 2003. Buhar Püskürtmeli Gaz Türbinli Kojenerasyon SistemlerininTermoekonomik Optimizasyonu, Yüksek Lisans Tezi, İstanbul Teknik Üniversitesi FenBilimleri Enstitüsü, İstanbul.Tekeli, Ç., 2003. Gaz Türbinli Bileşik Isı-Güç Üretim Sisteminin TermodinamikÇözümlenmesi, Yüksek Lisans Tezi, Gebze Yüksek Teknoloji Enstitüsü, Mühendislikve Fen Bilimleri Enstitüsü, Gebze.100

EKLEREK – 1 Termodinamik Tablolar101

EK - 1Tablo A.1 Elementlerin özgül entalpisi ve entropi hesaplarında kullanılan sabitlerFormül H + S + a b c dN 2(g) -9,982 16,203 30,418 2,544 -0,238 0O 2(g) -9,589 36,116 29,154 6,477 -0,184 -1,017H 2(g) -7,823 -22,966 26,882 3,586 -0,105 0CO 2(g) -413,886 -87,078 51,128 4,368 -1,469 0H 2 O (g) -253,871 -11,750 34,376 7,841 -0,423 0H 2 O (l) -289,932 -67,147 20,355 109,198 2,033 0CH 4(g) -81,242 96,731 11,933 77,647 0,142 -18,414Tablo A.2 Elementlerin 298,15 K ve 1,019 atm Basıncında Sabit Oldukları Standart KimyasalEkserjileri, e -CH (kJ/kmol)Formül Model 1N 2(g) 639O 2(g) 3,951H 2(g) 235,249CO 2(g) 14,176H 2 O (g) 8,636H 2 O (l) 45CH 4(g) 824,348102

Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri103

Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri (Devam)104

Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri105

Tablo A.3 Düşük Basınçlarda Havanın Termodinamik Özellikleri (Devam)106

Tablo A.4 Bazı gazların formasyon entalpisi (25 o C) mükemmel gaz entalpisi ve mutlakentropisi (25 o C, 100KPa) [Kılıç, 1997]107

Tablo A.4 (Devam)108

Tablo A.4 (Devam)109

Tablo A.4 (Devam)110

Tablo A.4 (Devam)111

Tablo A.5 Bazı Mükemmel Gazların Özgül Isılarının (kj/kg-K) Sıcaklıkla Değişimi112

Tablo A.6 Bazı bilinen gazların mükemmel gaz özgül ısıları (a) 300 K SıcaklıktaTablo A.7 özgül ısı,entalpi, mutlak entropi ve gibbs fonksiyonları (kJ/kmol ya da kJ/kmolK* )113

Tablo A.8 Kojenerasyon sisteminin ekipmanları için maliyet hesabında kullanılan ifadeler.Tablo A.9 Kojenerasyon sisteminin ekipmanları için maliyet hesabında kullanılan sabitler114

EK – 2 SDÜ Elektrik Tüketimleri115

EK – 2 SDÜ Elektrik Tüketimleri (Anonim, 2006.)ARALIK(2004)OCAK ŞUBAT MART NİSAN MAYIS HAZİRAN TEMMUZ AĞUSTOSBİRİMİN ADITÜK.KW.MİK.ARALIKYTL.TÜK.KW.MİK.OCAKYTL.TÜK.KW.MİK.ŞUBATYTL.TÜK.KW.MİK.MARTYTL.TÜK.KW.MİK.NİSANYTL.TÜK.KW.MİK.MAYISYTL.TÜK.KW.MİK.HAZİRANYTL.TÜK.KW.MİK.TEMMUZYTL.TÜK.KW.MİK.AĞUSTOSYTL.REKTÖRLÜK 1.037.587ARŞ.UYG.HAS. 334.650123.991,71 119.612 14.293,63 376.395 44.979,20 355.695 42.505,55 262.545 31.374,13 379.962 45.405,51 271.901 32.492,22 359.690 42.982,9739.990,68 285.660 34.136,37 315.675 37.723,16 297.735 35.579,33 302.565 36.156,52 341.205 40.774,00 272.550 32.569,73 317.055 37.888,07 420.555 50.256,32Ş.DEMİREL.KALP MERK.59.1577.069,26 60.333 7.209,79 68.985 8.243,71 55.293 6.607,51 44.079 5.267,44 42.420 5.069,19 41.979 5.016,49 63.231 7.556,10 84.042 10.043,02TOPLAM 1.431.394 171.051,65 345.993 41.346,16504.272 60.260,50 729.423 87.166,04 702.339 83.929,51 646.170 77.217,32 694.491 82.991,73 652.187 77.936,39 864.287 103.282,31EYLÜL EKİM KASIM ARALIK TOPLAM116BİRİMİN ADIREKTÖRLÜK 266.126TÜK.KW.MİK.EYLÜLYTL.TÜK.KW.MİK.EKİMYTL.TÜK.KW.MİK.KASIMYTL.TÜK.KW.MİK.ARALIKYTL.TOP.TÜK.KW.MİK.TOPLAMTUTAR31.802,07 330.185 39.457,19 392.810 46.940,81 434.513 51.924,39 2.581.142 308.446,85ARŞ.UYG.HAS. 281.865Ş.DEMİREL.KALP MERK.TOPLAM44.45733.682,87 309.810 37.022,30 355.005 42.423,10 370.530 44.278,33 2.352.555 281.130,335.312,61 42.231 5.046,60 44.037 5.262,42 45.759 5.468,20 308.511 36.867,05592.448 70.797,55 682.226 81.526,09 791.852 94.626,33 850.802 101.670,92 5.242.208 626.444,23REKTÖRLÜK ABONESİ 2005 YILI ELEKTRİKTÜKETİM GRAFİĞİARŞ. UYG. HASTANESİ ABONESİ 2005 YILIELEKTRİK TÜKETİM GRAFİĞİTÜKETİM (kWh)500.000400.000300.000200.000100.00001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12TÜKETİM (kWh)500.000400.000300.000200.000100.00001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12AYLARAYLAR

REKTÖRLÜK ABONESİ 2005 YILI ELEKTRİKTÜKETİM TUTARI GRAFİĞİARŞ. UYG. HASTANESİ ABONESİ 2005 YILIELEKTRİK TÜKETİM TUTARI GRAFİĞİTÜKETİM TUTARI(YTL)60.000,0040.000,0020.000,000,001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12TÜKETİM TUTARI(YTL)60.000,0040.000,0020.000,000,001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12AYLARAYLAR117ŞEVKET DEMİREL KALP MERKEZİ ABONESİ2005 YILI ELEKTRİK TÜKETİM GRAFİĞİŞEVKET DEMİREL KALP MERKEZİ ABONESİ2005 YILI ELEKTRİK TÜKETİM TUTARI GRAFİĞİTÜKETİM (kWh)100.00080.00060.00040.00020.00001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12TÜKETİM TUTARI (YTL)12.000,0010.000,008.000,006.000,004.000,002.000,000,001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12AYLARAYLAR

SÜLEYMAN DEMİREL ÜNİVERSİTESİ SEZONLUK YAKIT TÜKETİMİ2005 YILI 2006 YILIEYLÜLEKİMKASIMARALIKOCAKŞUBATMARTNİSANMAYISHAZİRANTEMMUZAĞUSTOSTOPLAM118AYLARBATI KAMPUSU ISI MERKEZİ (FUELOİL/KG) - 16.44065.160 105.660 64.420 76.980 91.920 65.000 50.000 - - - 535.580DOĞU KAMP. MERK. DERS. ISI MERKEZİ(FUEL OİL/KG)SPOR SALONU ISI MERKEZİ (LPG/KG)ARŞ. UYG. HAST. (LPG/KG)--18.00015.000 40.000 60.000 55.000 55.000 50.000 40.000 35.000 - - - 350.000- - - - - - - - - - - 51.18044.000 88.000 92.000 95.300 80.100 85.820 44.500 37.740 10.840 17.060 10.000 623.360

Ek – 3 Kojenerasyon Tesislerinden Görüntüler119

Ek – 3 Kojenerasyon Tesislerinden Görüntüler (Endosan A.Ş.)120

121

122

123

124

125

126

EK – 4 Hazırlanan Bilgisayar Programı127

EK – 4 Hazırlanan Bilgisayar Programıfunction kojen%sabitlerT0=298.15; %KP0=1.013;T1=298.15; %KP1=1.013; %BARpisi1=0.03; %%hava ön ısıtıcısı gaz kısmı basınç kaybıpisi2=0.05; %%hava ön ısıtıcısı hava kısmı basınç kaybıpisi3=0.05; %%rejeneratörün gaz kısmı basınç kaybıpisi4=0.05; %%yanma odası basınç kaybıT8=298.15; %KP8=10; %barT7=426; %KP7=1.013; %ba rT10=298.15; %KP10=12; %barT3=850; %KT4=1520; %KWnet=10000; %KW Kj/snP9=10; %barPR=10; %P2/P1itasc=0.86; %kompresör izentropik verimiitast=0.86; %gaz türbini izentropik verimiP2=10.13; %barMmetan=16.043; %kj/kmolMhava=28.649; %kj/kmolMyu=28.254; %kg/kmolLHV=802.361;%kj/kmolQyok=LHV*0.02; %yanma odası kayıphy=-74.872; %kj/kmol metanın entalpisi T=298.15 K içins10=186.256; %kj/kmol Kh10=-74873; %kj/kmol%değişkenlerhT1N2=0;%T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpilerihT1O2=0;%T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpilerihT1CO2=-393521; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpilerihT1H2O=-241856; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entalpileriST1N2=191.610; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileriST1O2=205.146; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileriST1CO2=213.796; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileriST1H2O=188.821; %T1=298.15 K için havanın bileşenlerinin entropileriPR1=0.97933; %T1=298.15 K içinR=0.287;Rmetan=8.314/16.043 %kj/kgKk=1.4;%program başıh1=(0.7748*hT1N2+0.2059*hT1O2+0.0003*hT1CO2+0.019*hT1H2O) %kj/kmol kompresörgirişi hava entalpisidisp('kj/kmol')s1=(0.7748*ST1N2+0.2059*ST1O2+0.0003*ST1CO2+0.019*ST1H2O) %kj/kmol kompresörgirişi hava entropisi128

s1N2a=ST1N2-8.314*log(0.7748*P1/P1);s1O2a=ST1O2-8.314*log(0.2059*P1/P1);s1CO2a=ST1CO2-8.314*log(0.0003*P1/P1);s1H2Oa=ST1H2O-8.314*log(0.019*P1/P1);s1=0.7748*s1N2a+0.2059*s1O2a+0.0003*s1CO2a+0.019*s1H2Oadisp('kj/kmolK')%******************************disp('kj/kmolK')h0=h1s0=s1h2sN2=1000*[-9.982+30.418*0.001*563+((2.544/2)*(0.001*563)^2)-(-0.238/(0.001*563))];h2sO2=1000*[-9.589+29.154*0.001*563+((6.477/2)*(0.001*563)^2)-(-0.184/(0.001*563))+((-1.017/3)*(0.001*563)^3)];h2sCO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*563+((4.368/2)*(0.001*563)^2)-(-1.469/(0.001*563))];h2sHO2=1000*[-253.871+34.376*0.001*563+((7.841/2)*(0.001*563)^2)-(-0.423/(0.001*563))];h2s=(0.7748*h2sN2+0.2059*h2sO2+0.0003*h2sCO2+0.019*h2sHO2) %kj/kmolx0=[500 1000];[T2s]=fzero('1*30.23*log(x)+0.00345*x+(115000/x^2)-(104*0.000000001*x^2)-193.764',x0)h2=h1+((h2s-h1)/itasc)disp('kj/kmol') %%kj/kmol komp. çıkış entalpisix0=[500 1000];[T2]=fzero('(30.2394*x)+(1727.49*0.000001*x^2)+(230765.7/x)-(69.8*(0.001*x)^3)-19276.33',x0)h3N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*850+((2.544/2)*(0.001*850)^2)-(-0.238/(0.001*850))]h3O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*850+((6.477/2)*(0.001*850)^2)-(-0.184/(0.001*850))+((-1.017/3)*(0.001*850)^3)]h3CO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*850+((4.368/2)*(0.001*850)^2)-(-1.469/(0.001*850))]h3H2O=1000*[-253.871+34.376*0.001*850+((7.841/2)*(0.001*850)^2)-(-0.423/(0.001*850))]h3=(0.7748*h3N2+0.2059*h3O2+0.0003*h3CO2+0.019*h3H2O) %kj/kmoldisp('kj/kmol')h4N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*1520+((2.544/2)*(0.001*1520)^2)-(-0.238/(0.001*1520))]h4O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*1520+((6.477/2)*(0.001*1520)^2)-(-0.184/(0.001*1520))+((-1.017/3)*(0.001*1520)^3)]h4CO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*1520+((4.368/2)*(0.001*1520)^2)-(-1.469/(0.001*1520))]h4H2O=1000*[-253.871+34.376*0.001*1520+((7.841/2)*(0.001*1520)^2)-(-0.423/(0.001*1520))]h4=(0.7507*h4N2+0.1372*h4O2+0.0314*h4CO2+0.0807*h4H2O) %kj/kmoldisp('kj/kmol')deltahN2=h4N2-h3N2; %%N2 için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkıdeltahO2=h4O2-h3O2 ; %%O2 için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkıdeltahCO2=h4CO2-h3CO2 ; %%CO2 için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkıdeltahH2O=h4H2O-h3H2O ; %%H2O için 850 k ve 1520 k arası entalpi farkılamda1=(0.7748*deltahN2)+(0.2059*deltahO2)+(0.0003*deltahCO2)+(0.019*deltahH2O);lamda2=hy-(Qyok);lamda3=((-2*h4O2)+(h4CO2)+(2*h4H2O))/1000;129

lamda4=(lamda2-lamda3)*1000;lamda=lamda1/lamda4 %% lamdanın hesaplanması (yakıt/hava oranı)XN2=0.7748/(1+lamda) %%Mole fraction N2XO2=(0.2059-(2*lamda))/(1+lamda)%%Mole fraction O2XCO2=(0.0003+lamda)/(1+lamda)%%Mole fraction CO2XH2O=(0.019+(2*lamda))/(1+lamda)%%Mole fraction H2Ofert=XN2*28.013+XO2*31.999+XCO2*44.01+XH2O*18.015P3=P2*(1-pisi2) %havanın yanma odasına giriş basıncıP4=P3*(1-pisi4) %yanma ürünlerinin yanma odasından çıkış basıncıP6=P7/(1-pisi3) %yanma ürünlerinin rejeneratöre giriş basıncıP5=P6/(1-pisi1) %yanma ürünlerinin türbin çıkış basıncıPR45=P4/P5 %%türbin basınç oranıs4N2=16.203+30.418*log(1520)+2.544*0.001*1520-((-0.238/2)/(0.001*1520)^2)s4O2=36.116+29.154*log(1520)+6.477*0.001*1520-((-0.184/2)/(0.001*1520)^2)+((-1.017/2)*(0.001*1520)^2)s4CO2=-87.078+51.128*log(1520)+4.368*0.001*1520-((-1.469/2)/(0.001*1520)^2 )s4HO2=-11.75+34.376*log(1520)+7.841*0.001*1520-((-0.423/2)/(0.001*1520)^2)s4=0.7507*s4N2+0.1372*s4O2+0.0314*s4CO2+0.0807*s4HO2disp('kj/kmolK')x0=[0 40000];[sfark45s]=fzero('0.7507*[242.9778-x-(1*8.31434*log(8.3165))]+0.1372*[258.4218-x-(1*8.31434*log(8.3165))]+0.0314*[294.4668-x-(1*8.31434*log(8.3165))]+0.0807*[252.1144-x-(1*8.31434*log(8.3165))]',x0)s4N2a=s4N2-8.314*log(0.7507*P4/P1)s4O2a=s4O2-8.314*log(0.1372*P4/P1)s4CO2a=s4CO2-8.314*log(0.0314*P4/P1)s4H2Oa=s4HO2-8.314*log(0.0807*P4/P1)s4=0.7507*s4N2a+0.1372*s4O2a+0.0314*s4CO2a+0.0807*s4H2Oadisp('kj/kmolK')x0=[1 100000];[T5s]=fzero('0.7507*((16.203+(log(x)*30.418)+(2.544*0.001*x))+((-0.238/2)/((0.001^2)*(x^2))))+0.1372*(36.116+(log(x)*29.154)+(6.477*0.001*x)-((-0.184/2)/((0.001^2)*(x^2)))-((1*(-1.017)/2)*((0.001*x)^2)))+0.0314*(-87.078+(1*51.128*log(x))+(4.368*0.001*x)-((-1.469/2)/((0.001^2)*(x^2))))+0.0807*(-11.75+(1*34.376*log(x))+(7.841*0.001*x)-((-0.423/2)/((0.001^2)*(x^2))))-229.838', x0)h5sN2=1000*[-9.982+30.418*0.001*920+((2.544/2)*(0.001*920)^2)-(-0.238/(0.001*920))]h5sO2=1000*[-9.589+29.154*0.001*920+((6.477/2)*(0.001*920)^2)-(-0.184/(0.001*920))+((-1.017/3)*(0.001*920)^3)]h5sCO2=1000*[-413.886+51.128*0.001*920+((4.368/2)*(0.001*920)^2)-(-1.469/(0.001*920))]h5sHO2=1000*[-253.871+34.376*0.001*920+((7.841/2)*(0.001*920)^2)-(-0.423/(0.001*920))]h5s=(0.7507*h5sN2+0.1372*h5sO2+0.0314*h5sCO2+0.0807*h5sHO2) %kj/kmolh5=h4-(itast*(h4-h5s)) %kj/kmoldisp('kj/kmol')mh=(Mhava*Wnet)/(((1+lamda)*(h4-h5))+(h1-h2)) %kg/snmy=mh*lamda*(Mmetan/Mhava) %kg/sn%%T3 sıcaklığındaki entropilers3N2=16.203+30.418*log(850)+2.544*0.001*850-((-0.238/2)/(0.001*850)^2)130

s3O2=36.116+29.154*log(850)+6.477*0.001*850-((-0.184/2)/(0.001*850)^2)+((-1.017/2)*(0.001*850)^2)s3CO2=-87.078+51.128*log(850)+4.368*0.001*850-((-1.469/2)/(0.001*850)^2)s3HO2=-11.75+34.376*log(850)+7.841*0.001*850-((-0.423/2)/(0.001*850)^2)s3N2a=s3N2-8.314*log(0.7748*P3/P1)s3O2a=s3O2-8.314*log(0.2059*P3/P1)s3CO2a=s3CO2-8.314*log(0.0003*P3/P1)s3H2Oa=s3HO2-8.314*log(0.019*P3/P1)s3=0.7748*s3N2a+0.2059*s3O2a+0.0003*s3CO2a+0.019*s3H2Oadisp('kj/kmolK')%%T2 sıcaklığındaki entropilers2N2=16.203+30.418*log(T2)+2.544*0.001*T2-((-0.238/2)/(0.001*T2)^2)s2O2=36.116+29.154*log(T2)+6.477*0.001*T2-((-0.184/2)/(0.001*T2)^2)+((-1.017/2)*(0.001*T2)^2)s2CO2=-87.078+51.128*log(T2)+4.368*0.001*T2-((-1.469/2)/(0.001*T2)^2)s2HO2=-11.75+34.376*log(T2)+7.841*0.001*T2-((-0.423/2)/(0.001*T2)^2)s2N2a=s2N2-8.314*log(0.7748*P2/P1)s2O2a=s2O2-8.314*log(0.2059*P2/P1)s2CO2a=s2CO2-8.314*log(0.0003*P2/P1)s2H2Oa=s2HO2-8.314*log(0.019*P2/P1)s2=0.7748*s2N2a+0.2059*s2O2a+0.0003*s2CO2a+0.019*s2H2Oadisp('kj/kmolK')x0=[-100 40000];[T5]=fzero('((0.7507*1000*(-9.982+(30.418*0.001*x)+ ((2.544/2)*(0.001*x)^2)-(-0.238/(0.001*x))))+(0.1372*1000*(-9.589+(29.154*0.001*x)+((6.477/2)*(0.001*x)^2)+(-0.184/(0.001*x))-((-1.017/3)*(0.001*x)^3)))+(0.0314*1000*(-413.886+(51.128*0.001*x)+((4.368/2)*(0.001*x)^2)-(-1.469/(0.001*x))))+(0.0807*1000*(-253.871+(34.376*0.001*x)+((7.841/2)*(0.001*x)^2)-(-0.423/(0.001*x)))))-(-8.8398e+003)', x0)s5N2=16.203+30.418*log(T5)+2.544*0.001*T5-((-0.238/2)/(0.001*T5)^2)s5O2=36.116+29.154*log(T5)+6.477*0.001*T5-((-0.184/2)/(0.001*T5)^2)+((-1.017/2)*(0.001*T5)^2)s5CO2=-87.078+51.128*log(T5)+4.368*0.001*T5-((-1.469/2)/(0.001*T5)^2)s5HO2=-11.75+34.376*log(T5)+7.841*0.001*T5-((-0.423/2)/(0.001*T5)^2)s51=(0.7507*s4N2+0.1372*s4O2+0.0314*s4CO2+0.0807*s4HO2)disp('kj/kmolK')s5N2a=s5N2-8.314*log(0.791*P5/P1)s5O2a=s5O2-8.314*log(0.1446*P5/P1)s5CO2a=s5CO2-8.314*log(0.0331*P5/P1)s5H2Oa=s5HO2-8.314*log(0.0297*P5/P1 )s5H2Ob=s5HO2-8.314*log(0.051*P5/P1)s5=0.7507*s5N2a+0.1372*s5O2a+0.0314*s5CO2a+0.0297*s5H2Oa+0.051*s5H2Obm6=mh+my %%%%m yanma ürünlerim4=m6;m5=m6;h6=h5+((h2-h3)/(1+lamda))disp('kj/kmol')x0=[-100 40000];[T6]=fzero('((0.7507*1000*(-9.982+(30.418*0.001*x)+ ((2.544/2)*(0.001*x)^2)-(-0.238/(0.001*x))))+(0.1372*1000*(-9.589+(29.154*0.001*x)+((6.477/2)*(0.001*x)^2)+(-0.184/(0.001*x))-((-1.017/3)*(0.001*x)^3)))+(0.0314*1000*(-413.886+(51.128*0.001*x)+((4.368/2)*(0.001*x)^2)-(-1.469/(0.001*x))))+(0.0807*1000*(-131

253.871+(34.376*0.001*x)+((7.841/2)*(0.001*x)^2)-(-0.423/(0.001*x)))))-(-1.6497e+004)', x0)h6N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*T6+((2.544/2)*(0.001*T6)^2)-(-0.238/(0.001*T6))]h6O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*T6+((6.477/2)*(0.001*T6)^2)-(-0.184/(0.001*T6))+((-1.017/3)*(0.001*T6)^3)]h6CO2=1000*[(-413.886+(51.128*0.001*T6))+((4.368/2)*(0.001*T6)^2)-(-1.469/(0.001*T6))]-(-393522)h6HO2=1000*[(-253.871+(34.376*0.001*T6))+((7.841/2)*(0.001*T6)^2)-(-0.423/(0.001*T6))]-(-241827)%%T6 sıcaklığındaki entropilers6N2=16.203+30.418*log(T6)+2.544*0.001*T6-((-0.238/2)/(0.001*T6)^2)s6O2=36.116+29.154*log(T6)+6.477*0.001*T6-((-0.184/2)/(0.001*T6)^2)+((-1.017/2)*(0.001*T6)^2)s6CO2=-87.078+51.128*log(T6)+4.368*0.001*T6-((-1.469/2)/(0.001*T6)^2)s6HO2=-11.75+34.376*log(T6)+7.841*0.001*T6-((-0.423/2)/(0.001*T6)^2)s61=(0.7507*s6N2+0.1372*s6O2+0.0314*s6CO2+0.0807*s6HO2)disp('kj/kmolK')s6N2a=s6N2-8.314*log(0.7507*P6/P1)s6O2a=s6O2-8.314*log(0.1372*P6/P1)s6CO2a=s6CO2-8.314*log(0.0314*P6/P1)s6H2Oa=s6HO2-8.314*log(0.0807*P6/P1)s6=0.7507*s6N2a+0.1372*s6O2a+0.0314*s6CO2a+0.0807*s6H2Oah7N2=1000*[-9.982+30.418*0.001*T7+((2.544/2)*(0.001*T7)^2)-(-0.238/(0.001*T7))]h7O2=1000*[-9.589+29.154*0.001*T7+((6.477/2)*(0.001*T7)^2)-(-0.184/(0.001*T7))+((-1.017/3)*(0.001*T7)^3)]h7CO2=1000*[(-413.886+(51.128*0.001*T7))+((4.368/2)*(0.001*T7)^2)-(-1.469/(0.001*T7))]h7HO2=1000*[(-253.871+(34.376*0.001*T7))+((7.841/2)*(0.001*T7)^2)-(-0.423/(0.001*T7))]h7=(0.7507*h7N2+0.1372*h7O2+0.0314*h7CO2+0.0807*h7HO2) %kj/kmoldisp('kj/kmol')s7N2=16.203+30.418*log(T7)+2.544*0.001*T7-((-0.238/2)/(0.001*T7)^2)s7O2=36.116+29.154*log(T7)+6.477*0.001*T7-((-0.184/2)/(0.001*T7)^2)+((-1.017/2)*(0.001*T7)^2)s7CO2=-87.078+51.128*log(T7)+4.368*0.001*T7-((-1.469/2)/(0.001*T7)^2)s7HO2=-11.75+34.376*log(T7)+7.841*0.001*T7-((-0.423/2)/(0.001*T7)^2)s71=0.7507*s7N2+0.1372*s7O2+0.0314*s7CO2+0.0807*s7HO2disp('kj/kmolK')s7N2a=s7N2-8.314*log(0.791*P7/P1)s7O2a=s7O2-8.314*log(0.1446*P7/P1)s7CO2a=s7CO2-8.314*log(0.0331*P7/P1)s7H2Oa=s7HO2-8.314*log(0.0313*P7/P1)s7=0.7507*s7N2a+0.1372*s7O2a+0.0314*s7CO2a+0.0807*s7H2OaT9=453.04;h9=2778.1disp('kj/kg')s9=6.5865 %%kj/kg Kdisp('kj/kgK')h8=104.89 %%kj/kgdisp('kj/kg')s8=0.3674 %%kj/kg Kdisp('kj/kg')%********************************************************************132

%********************EKSERJİ HESAPLARI******************************%*******************************************************************%1 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef1Ef1=(h1-h0)-(T0*(s1-s0))%2 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef2Ef2=mh*(h2-h0-(T0*((s2)-(s0))))/MhavaEf2=Ef2/1000%3 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef3disp('MW')Ef3=mh*(h3-h0-(T0*(s3-s0)))/MhavaEf3=Ef3/1000disp('MW')hsifir=1000*((0.7507*0)+(0.1372*0)+(0.0314*(-393.521))+(0.0297*(-241.856))+(0.051*(-285.829))) %kj/kmoldisp('kj/kmol')ssifir=(0.7507*193.452)+(0.1372*221.115)+(0.0314*242.022)+(0.0297*217.53)+(0.051*69.948) %kj/kmolKdisp('kj/kmolK')Ef4KW=(mh+my)*(((h4-(hsifir)))-(T0*(s4-ssifir)))/(Myu)disp('kW')Ef4=Ef4KW/1000disp('MW')%5 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef5Ef5=(mh+my)*(((h5-(hsifir)))-(T0*(s5-ssifir)))/(Myu)disp('kW')Ef5=Ef5/1000disp('MW')%6 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef6Ef6=(mh+my)*(((h6-(hsifir)))-(T0*(s6-ssifir)))/(Myu)disp('kW')Ef6=Ef6/1000disp('MW')%************************yanlış çıkıo****************************%7 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef7Ef7=(mh+my)*(((h7-(hsifir)))-(T0*(s7-ssifir)))/(Myu)disp('kW')%8 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef8msu=14/3h0su=h8s0su=s8Ef8=msu*((h8-h0su)-(T0*(s8-s0su)))disp('kW')%9 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef9Ef9=msu*((h9-h0su)-(T0*(s9-s0su)))disp('kW')Ef9=Ef9/1000disp('MW')%10 halinin FİZİKSEL ekserjisi Ef10Ef10=my*(Rmetan*T0*log(P10/P0))/1000 %Mwdisp('MW')%%**************************kimyasal ekserji********************%%%%%%%%%%EK1=0EK2=EK1EK3=EK1%%%4 5 6 7 noktaları için kimyasal ekserji133

XXN2=0.791; %XÜSSÜ N2 GAZ FAZINDAKİ BİLEŞENLERİN MOL ORANLARIXXO2=0.1446;XXCO2=0.0331;XXH2O=0.0313;en2=639;eo2=3951;eco2=14176;eh2o=8636;Rkim=8.314egazkim=((XXN2*en2)+(XXO2*eo2)+(XXCO2*eco2)+(XXH2O*eh2o))+(Rkim*T0*((XXN2*log(XXN2))+(XXO2*log(XXO2))+(XXCO2*log(XXCO2))+(XXH2O*log(XXH2O))))ngazfazi=0.949 %kmol 4 noktasında 1 kmol karışımın içindeki gaz miktarınsufazi=0.051 %kmol 4 noktasında 1 kmol karışımın içindeki su miktarıeh2osivi=45 %kj/kmol sıvı faazdaki suyun kimyasal ekserjisie4kim=ngazfazi*(egazkim)+nsufazi*(eh2osivi)Ekim4=(m6*(e4kim/Myu))/1000disp('MW')Ekim5=Ekim4disp('MW')Ekim6=Ekim4disp('MW')Ekim7=Ekim 4disp('MW')%%% 8 ve 9 noktaları için kimyasal ekserjiMsu=18.015;Ekim8=(msu*(eh2osivi/Msu))/1000disp('MW')Ekim9=Ekim8%%%%10 noktası için kimyasal ekserjiemetan=824348; %kj/kmol metanın kimyasal ekserjisiEkim10=(my*(emetan/Mmetan))/1000%%%%%%%EKSERJİ TOPLAMLARI%%%%%%%%%%%%%%E1=(Ef1+EK1)E2=(Ef2+EK2)E3=(Ef3+EK3)E4=(Ef4+Ekim4)E5=(Ef5+Ekim5)E6=(Ef6+Ekim6)E7=(Ef7+Ekim7)E8=(Ef8+Ekim8)E9=(Ef9+Ekim9)E10=(Ef10+Ekim10)EFT=Ef1+Ef2+Ef3+Ef4+Ef5+Ef6+Ef7+Ef8+Ef9+Ef10EKIMT=EK1+EK2+EK3+Ekim4+Ekim5+Ekim6+Ekim7+Ekim8+Ekim9+Ekim10ET=E1+E2+E3+E4+E5+E6+E7+E8+E9+E10%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%EKSERJİ VERİMİ%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%ita=((Wnet/1000)+(E9-E8))/(E10+E1) %%%%%ekserji verimi%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%YANMA ODASININ EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%EDyodasi=E3+E10-E4ED2yodasi=(EDyodasi/E10)*(100)134

%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%HAVA ÖNISITICISININ EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%EDonisit=E2+E5-E3-E6ED2onisit=(EDonisit/E10)*(100)%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%KOMPRESÖRÜN EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%Wkomp=(mh*((h1-h2)/Mhava))/1000disp('MW')EDkomp=0-Wkomp+E1-E2ED2komp=(EDkomp/E10)*(100)%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%GAZ TÜRBİNİNİN EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%%%%%%WTUR=(mh+my)*(h4-h5)/(1000*Myu)disp('MW')EDTUR=0-WTUR+E4-E5ED2TUR=(EDTUR/E10)*(100)%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%REJENERATÖRÜN EKSERJİ YIKIMI%%%%%%%%%%%%%%%%%%%EDREJ=E6+E8-E7-E9ED2REJ=(EDREJ/E10)*(100)%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%EDOP=EDyodasi+EDonisit+EDkomp+EDTUR+EDREJ %TÜM EKİPMANLARIN EKSERJİ YIKIMITOPLAMIED1yod=(EDyodasi/EDOP)*(100)ED1onisit=(EDonisit/EDOP)*(100)ED1komp=(EDkomp/EDOP)*(100)ED1tur=(EDTUR/EDOP)*(100)ED1REJ=(EDREJ/EDOP)*(100)%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%ekserji ve termodinamik hesap sonu%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%EKİPMANLARA AİT SATINALMA MALİYETLERİ İÇİN DENKLEMLERİN ÇÖZÜMÜNDE%%%%%%KULLANILAN SABİTLER%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%C11=71.10; %$/(Kg/s) KOMPRESÖRC12=0.9; %KOMPRESÖRC21=46.08; %$/(Kg/s) YANMA ODASIC22=0.995; %YANMA ODASIC23=0.018; %1/K YANMA ODASIC24=26.4; %YANMA ODASIC31=479.34; %$/(Kg/s) GAZ TÜRBİNİC32=0.92; %GAZ TÜRBİNİC33=0.036; %1/K GAZ TÜRBİNİC34=54.4; % GAZ TÜRBİNİC41=4122; %$/(m*e1.2) HAVA ÖN ISITICISIU=0.018 ; %KW/M2 K HAVA ÖN ISITICISIC51=6570; %$/(KW/K)*e0.8 REJENERATÖRC52=21276; %$/(Kg/s) REJENERATÖRC53=1184.4; %$/(Kg/s)*e1.2 REJENERATÖR%KOMPRESÖR İÇİNPECac=((C11*mh)/(C12-itasc))*(P2/P1)*log(P2/P1)disp('$')%yanma odası%%%%%%%%%555555PECcc=((C21*mh)/(C22-P4/P3))*(1+exp((C23*T4)-C24))disp('$')%gaz türbini%%%%%%PECgt=((C31*m4)/(C32-itast))*log(P4/P5)*(1+exp((C33*T4)-C34))disp('$')%%%%HAVA ÖN ISITICISI %%%%%%%%%%%%%%DT=((T6-T2)-(T5-T3))/log((T6-T2)/(T5-T3))ho2t5=22860.75; %kj/kmol135

hn2t5=22147.7;%kj/kmolhco2t5=-358771.9;%kj/kmolhh2ot5=-214893.9;%kj/kmolhyut5=(0.7507*hn2t5)+(0.1372*ho2t5)+(0.0314*hco2t5)+(0.0807*hh2ot5)ho2t6=15189.26; %kj/kmolhn2t6=14816.14;%kj/kmolhco2t6=-370805.3;%kj/kmolhh2ot6=-224138.8;%kj/kmolhyut6=(0.7507*hn2t6)+(0.1372*ho2t6)+(0.0314*hco2t6)+(0.0807*hh2ot6)hyum=hyut5-hyut6hyu=hyum/MyuPECaph=C41*(((m5*(hyu)/(U*DT)))^0.6)disp('$')%%%% %%%%%%%%%%%%%REJENERATÖR %%%%%%%%%%%%%%T8P=T9-15h8PM=13742.25815-287718disp('kj/kmol')h8P=h8PM/Msudisp('kj/kg')hT9P9=h9-15971disp('kj/kg')Qev=msu*(hT9P9-h8P)disp('MW')h7p=h6-((((msu/1000)*(hT9P9-h8P))*1000*Myu)/m6)disp('kj/kmol')m7=m6;x0=[-100 40000];[T7p]=fzero('((0.7507*1000*(-9.982+(30.418*0.001*x)+ ((2.544/2)*(0.001*x)^2)-(-0.238/(0.001*x))))+(0.1372*1000*(-9.589+(29.154*0.001*x)+((6.477/2)*(0.001*x)^2)+(-0.184/(0.001*x))-((-1.017/3)*(0.001*x)^3)))+(0.0314*1000*(-413.886+(51.128*0.001*x)+((4.368/2)*(0.001*x)^2)-(-1.469/(0.001*x))))+(0.0807*1000*(-253.871+(34.376*0.001*x)+((7.841/2)*(0.001*x)^2)-(-0.423/(0.001*x)))))-(-2.5051e+004)', x0)Qec=m7*(h7p-h7)/Myudisp('MW')DTlmec=((T7p-T8P)-(T7-T8))/(log((T7p-T8P)/(T7-T8)))DTlmev=((T6-T9)-(T7p-T8P))/(log((T6-T9)/(T7p-T8P)))PEChrsg=C51*(((Qec/DTlmec)^0.8)+((Qev/DTlmev)^0.8))+(C52*msu)+(C53*m7)PECtop1=PECac+PECcc+PECgt+PECaph+PEChrsgPECtop=PECtop1*((1.04)^3)TCI=4*PECtop % TOPLAM YATIRIM MALİYETİieff=0.12 %%paranın ortalama yıllık maliyetin=20 %yıl sayısıCRF=ieff*((1+ieff)^n)/(((1+ieff)^n)-1) %SERMAYE GERİ KAZANIM FAKTÖRÜCCL=CRF*TCI %TAŞIMA İÇİN ÖDENEN YILLIK PARAOMC=0.2*PECtop %İŞLETME VE BAKIM MALİYETİrn=0.04;k1=(1+rn)/(1+ieff)CELFom=(k1*(1-(k1^n))/(1-k1))*CRF %SABİT YÜKSELME SEVİYESİ FAKTÖRÜOMCL=OMC*CELFom %belirlenmiş yıllık işletme ve bakım maliyetiFCyak=0.003*50.01*my*365*24*0.9*3600 %%%yakıt maliyetiFC=FCyak*((1+0.042)^3)rn2=0.042k2=(1+rn2)/(1+ieff)136

ÖZGEÇMİŞAdı Soyadı : Nilay AKDENİZDoğum Yeri ve Yılı: Zonguldak, 1981Medeni Hali : BekarYabancı Dili : İngilizceEğitim Durumu (Kurum ve Yıl)LiseLisans: 1995 – 1999 Karabük Demir-Çelik Süper Lisesi: 1999 – 2003 Isparta Süleyman Demirel ÜniversitesiÇalıştığı Kurum/Kurumlar ve Yıl:2003 – 2004 MMO Isparta Temsilciliği (Teknik Görevli)2004 – …. Süleyman Demirel Üniversitesi Bucak Emin Gülmez Teknik BilimlerMYO (Öğretim Görevlisi)138