ICCI 2013 Proceedings

BİLDİRİLERPROCEEDINGSLNG Prosesi İncelemesi ve DeğerlendirmesiErdinç DELİ, A. Beril TUĞRUL ..................................................................................................................54Deniz Dalgasından Elektrik Enerjisi ÜreteciErtürk GENÇ .............................................................................................................................................58Yenilenebilir Enerji, Çevre, Enerji Verimliliği, FinansmanEsin EREN ................................................................................................................................................62Sürdürülebilir Kentler ve En İyi UygulamalarDr. Baha KUBAN, Esra DEMİR, Caner DEMİR ........................................................................................66Energy Efficiency and Monitoring Strategy inWaste Water Treatment - The Use Of On-Line Data And Energy MonitoringEmily SERRANO, Dr. Heidrun TIPPE .......................................................................................................71Rüzgar Enerjisi Potansiyelinin Belirlenmesi ve Rüzgar Enerji Santrallerinin PerformansDeğerlendirmesinde Ekserji Analizinin Önemiİskender KÖKEY .......................................................................................................................................75Transformatörlerin Arıza Durumunun Tarama Frekans Cevap Analizi Metodu (SFRA) İleİncelenmesiKürşat TANRIÖVEN .................................................................................................................................79Doğal Gaz İletiminde Kesinti /Kısıntı Uygulamaları, Karşılaşılan Sorunlar veÇözüm ÖnerileriMehmet ÖZDAĞLAR .................................................................................................................................84Hukuk ve Temiz EnerjiMetin ATAMER .........................................................................................................................................89How Oil Producers Can Generate Sustainable Electricity From Flared GasMichael HEWSON .....................................................................................................................................92Core Sand Reclamation of Faucet Production in Artema PlantNeslihan TAMSU SELLİ, Ayşe TUNALI ....................................................................................................98Uluslararası Büyük Gaz Projelerinin Geliştirilmesinde Dikkat Edilmesi Gereken RisklerOğuzhan AKYENER ................................................................................................................................100Long Term Electricity Price Predictions for Turkey Between 2013 and 2030Ahmet Cihat TOKER, Ozan KORKMAZ, Erdem SEZER, Oğuz Ali EKİNCİ ...........................................106Gümüşköy Geothermal Energy Power Plant: Current StatusÖzgür Çağlan KUYUMCU, Umut D. SOLAROĞLU, Onur SERİN, Ozan ATALAY, Sertaç AKAR ..........110Petrol ve Jeotermal Enerji Aramacılığında Yerli Sanayinin ÖnemiÖzgür Çağlan KUYUMCU, Oğuz ERTÜRK, A.Bayındır GÜLAY, Umut Destegül SOLAROĞLU ...........114IV

BİLDİRİLERPROCEEDINGSThe Benefits of Inhibited Transformer Oils UsingThe Latest Gas-To-Liquids Based TechnologyDr. Peter SMITH ......................................................................................................................................117Pushing Wind Power in Turkey – The Collaborative ModelPreben Holth SKATVEDT .......................................................................................................................122The Experience With Succesful Execution Of HRSGS for Ambarlı ProjectRadomír NANTL, Jan BYTEŠNÍK, Filip KALČÍK .....................................................................................127Nükleer Enerji Üretiminde Güvenilir Yakıt Çevrimi: ToryumReşat UZMEN .........................................................................................................................................132Calculation of Higher and Lower Heating Values and Chemical Exergy Values ofLiquid Products Obtained From Pyrolysis of Hazelnut CupulaeSelçuk BİLGEN, Sedat KELEŞ, Turgay KAR, Kamil KAYGUSUZ ..........................................................137Climate Change Mitigation in TurkeySedat KELEŞ, Turgay KAR, Selçuk BİLGEN, Kamil KAYGUSUZ ..........................................................141Fast Pyrolysis of Chestnut Cupulae: Yields And Characterization of The Bio-OilTurgay KAR, Sedat KELEŞ, Selçuk BİLGEN, Kamil KAYGUSUZ ..........................................................145Petropower TM and Petro-Poly-Generation: Strategic Options for Power,Hydrogen and Chemicals Production in TurkeySilvio ARIENTI, Noemi FERRARI ...........................................................................................................149Hydropower Practices from An Environmental andSocial Perspective – The Midseff ApproachMSc. Sinem DEMİR, PhD. Murat SARIOĞLU ........................................................................................154Biodiesel Production by Immobilized Lipase from Vegetable Waste OilTogayhan KUTLUK, Bahar GÜRKAYA KUTLUK, Başar UYAR, Nurcan KAPUCU ................................158Due Diligence: Efficiency Increase In Existing Power Stations -A Practice Report-Nick PETERS, Wolfgang A. BENESCH ..................................................................................................160Elektrik OTC (Tezgah Üstü) Piyasalar ve Volt OTC Ticaret PlatformuYusuf BAYRAKTAROĞLU ......................................................................................................................164Yaşam Döngüsü Yönetiminin Sürdürülebilir Şehirler Açısından ÖnemiZ. Murat NAYAL ......................................................................................................................................166Türkiye’de Bireysel Sera Gazı Emisyonları ve Karbon SertifikalarıZeynep Pınar ÖZTÜRK ...........................................................................................................................170V

BİLDİRİLERPROCEEDINGSVI

BİLDİRİLERPROCEEDINGSNÜKLEER TEKNOLOJİ TRANSFERİ İÇİNTÜRKİYE DEĞERLENDİRMESİA. Beril TUĞRULİstanbul Teknik Üniversitesi – Enerji EnstitüsüÖZETTürkiye, nükleer santral kurmak konusunda, milletlerarasıantlaşma ve “yap-işlet” modeli ile nükleer santral kurdurulmasınıbenimsemiş bulunmaktadır. Bu farklı model ile, ülkemiz aynızamanda nükleer teknoloji transferi için de farklı bir yol izlemekdurumu ile karşı karşıyadır. Bu çalışmada, söz konusu bumodel ile bağdaşabilecek nükleer teknoloji transferi ve takipedilmesi gereken yol üzerinde durulacaktır. Bu bağlamda,nükleer teknoloji transferi ile birlikte yapılabilecekler, elealınarak, farklı sektörler açıdan değerlendirmeye gidilmeyeçalışılacaktır. Ayrıca, Türkiye’nin gelecek vizyonu açısındannükleer enerjiye geçişin, sektörel bazda kalite kavramınınyerleşmesine sağlayacağı katkılar ve kalite ve ilgili denetimlerinönemi vurgulanmaktadır.elektrik üretimi için kurulan nükleer güç santralleri, gelişmişülkelerde arka arkaya kurulmuştur. Artan elektrik enerjisiihtiyacı, daha büyük güçlü nükleer santrallerin hayatageçirilmesini gerektirmiştir. Dünyada nükleer santralleresahip ve nükleer teknolojiyi kullanan ülkeler, esas itibariylegelişmiş ülkeler olup halen dünyada (Ocak 2013 itibariyle)437 nükleer güç santrali 31 ülkede çalışmaktadır[2].Şekil 1’de dünyada nükleer teknolojiyi kullanan ülkelergörülmektedir[3].1. GİRİŞ“Nükleer teknoloji” terimi hayli geniş anlamlı bir ifade olmaklaberaber, ticari anlamda nükleer teknoloji ile “nükleer tekniklerve nükleer güç kullanımı için üretilen ve geliştirilen ekipmanlar,elemanlar, sistemler ve ilgili hizmet üretimleri” kastedilmektedir.Bu bağlamda, nükleer güç üretimi çerçevesinde nükleerteknoloji ifadesi; nükleer fisyon reaksiyonunun kontrolluşekilde sürdürülmesi sırasında ortaya çıkan önemli miktardakienerjinin kullanımına ilişkin tüm faaliyet, ekipman ve sistemlerinüretilmesi ve hayata geçirilmesini kapsıyor olmaktadır[1].Bilindiği üzere, ülkemiz, atom enerjisi konusunda ilkharekete geçen ülkelerden biri olmasına karşın ve de birçokkez nükleer santral kurulması girişimlerinin olmuş olmasınakarşın nükleer santral kurma konusunda istenen sonucaulaşılamamıştır. Son olarak, bilindiği üzere, milletlerarasıantlaşma ile ve “yap-işlet” modeli ile nükleer santralkurdurulması benimsenmiş bulunmaktadır. Türkiye nükleersantral kurmak konusunda benimsediği bu model ile, aynızamanda nükleer teknoloji transferi için de farklı bir yolizlemek durumu ile karşı karşıyadır.2. DÜNYADA NÜKLEER TEKNOLOJİNükleer teknolojinin barışçıl kullanımının ortaya çıkmasıylanükleer reaktörlerin kullanımı önem kazanmıştır. Özellikle,Şekil 1. Dünyada nükleer teknolojiyi kullanan ülkeler.Nükleer teknolojinin giderek gelişmesiyle nükleer santralsistemlerinde de önemli gelişmeler olmuştur. Zaman içinde,meydana gelen nükleer kazalar ve bu olaylardan edinilendeneyimler çerçevesinde nükleer teknolojide nükleergüvenliğe verilen önem biteviye artmıştır. Dolayısıyla, dahaileri nükleer teknoloji uygulamalarının hayata geçirilmesidurumu ortaya çıkmış bulunmaktadır. Özellikle de nükleergüvenlik sistemlerinde gelişmeler önemli boyutlarda olmuştur.Bu bağlamda, “Jenerasyon (Generation)” olarak nitelenenfarklı tasarımlar geliştirilmiştir. Şekil 2’de nükleer teknolojigelişimleri ve jenerasyonlar (generations) görülmektedir[4].Günümüzde, Jenerasyon III ve Jenerasyon III+ (GenerationIII ve Generation III+) reaktörlerinin kurulumu söz konusudur.Jenerasyon IV (Generation IV) ise, henüz ticarileşmemiş,üzerinde farklı yönlerden çalışılan genellikle malzemesorunlarını henüz çözememiş, geleceğin reaktörleri olaraknitelenmektedir. 2030’lardan sonra ve belki de dahasonraları hayata geçirileceği düşünülen reaktörleri ifadeetmektedir.Gelişen teknoloji ile, nükleer santral maliyetleri de hayliyükselmiştir. Ancak, nükleer santral dışında konvansiyonelsantral olarak nitelenen termik santrallerin sera gazı1

BİLDİRİLERPROCEEDINGSŞekil 2. Dünyada nükleer santrallerdeki teknolojik gelişim[4].salınımlarına karşın geliştirilmeye çalışılan teknolojileringetirdiği mali yük ve de yakıt fiyatlarındaki büyükyükselmeler, nükleer santrallerin rekabet edebilme şartlarınıdevam ettirmiştir. Fazla olarak, nükleer santrallerde seragazı salınımının olmaması da nükleer santrallerin öneminiartırmıştır.Nükleer santral maliyeti içinde ilk yatırım maliyeti, işletmeve söküm maliyeti oranları Şekil 3’te görülmektedir[5]. Buoranların aynı zamanda, teknolojik açıdan da oransal olarakkatkısını ifade ettiği söylenebilir.Bilindiği üzere, söz konusu milletlerarası antlaşma ile “yapişlet”modeli ile nükleer santral kurdurulması benimsenmişbulunmaktadır. Böylelikle, Türkiye nükleer enerji açılımınıhayata geçirmektedir[7]. Ülkemiz, nükleer santral kurmakkonusunda benimsediği bu model ile, aynı zamandanükleer teknoloji transferi için de farklı bir yol izlemekdurumu ile karşı karşıya olmaktadır. Bir başka deyişle,yap-işlet modeli ile tasarım ve inşaat ile işletmede heraşamadaki sorumluluklar karşı tarafa yüklenmiş olmaktadır.Bu durumda, klasik nükleer santral kurulumunda olduğugibi ana sorumluluk yüklenilmemektedir. Buna karşın,denetleme ve kontrol faaliyetlerinin yanı sıra alt yüklenicilikile teknoloji transferine katkı verilmesi söz konusu olacaktır.Burada önemli bir husus; nükleer teknolojinin bir ileri teknolojiolması ve yüksek kalite standartlarına sahip olunmasınıgerektirmesi ve bu bağlamda teknoloji transferinin sözkonusu olmasıdır.Alt yüklenicilik yoluyla nükleer santrale katkı, özelliklekurulum sırasında önemli olacaktır. Bu bağlamda, Şekil3’de görüldüğü üzere, önemli katkının, en büyük paya sahipinşaat ve kurulum safhasında olması söz konusu olacaktır.Dolayısıyla, yerli katkının bu ilk yatırımda olması önemlidir.Böyle olması, nükleer teknoloji açısından, hem süreç vehem de gelişimin içinde olmak anlamına gelecektir. Bununiçin de, ilk yatırım maliyeti kalemlerine bakarak genel birfikir sahibi olunabilir.Ülkemizde henüz nükleer güç santrali olmaması nedeniylenükleer teknoloji alanında gelişmiş bir altyapımızbulunmamaktadır. Bununla beraber, farklı amaçlarlagelişmiş sanayi dallarında kazanılmış deneyimler sözkonusudur. Bunlar içinde örneğin; inşaat sektörü ileçimento sektörü sayılabilir. Ancak, “nuclear grade” bir başkadeyişle yüksek kaliteli standartlara uygun üretim yapılmasıgerekmektedir. Güney Kore’deki nükleer endüstrinin gelişimibu bakımdan iyi bir örnek oluşturmaktadır. Güney Kore; ilknükleer santralinin kurulumu sırasında %2 oranında yerelkatkıya sahipken, günümüzde bu oranı %90’ların üzerineçıkarabilmiştir.Şekil 3. Nükleer santral maliyeti [5]Nükleer güç santrali, yaklaşık 500 binin üzerinde farklıparçadan oluşan bir proje niteliğindedir. Dolayısıyla da,TÜRKİYE İÇİN NÜKLEER TEKNOLOJİTRANSFERİTürkiye, 12 Mayıs 2010 tarihinde Rusya Federasyonuile Mersin-Akkuyu’da nükleer güç santralinin tesisineve işletimine dair bir işbirliği anlaşması imzalamışbulunmaktadır. Bu antlaşma ülkelerin parlamentolarındanda geçmiş bulunmaktadır. 13 Aralık 2010 tarihinde isekonuya ilişkin proje firması kurulmuştur. Sinop’ta Türkiye’ninikinci grup nükleer santrallerin kurulması için ön çalışmalardevam etmektedir[6]. Yapılan anlaşmayla ve olabilecekgelişmelerle Türkiye’nin Jenerasyon III+ (Generation III+)reaktörlerini kurmayı planladığı anlaşılmaktadır.Şekil 4. Bir nükleer santrala ilişkin başlıca elemanların yerlerininşematik gösterimi[8].2

BİLDİRİLERPROCEEDINGSfarklı sanayi ve hizmet sektörlerini ilgilendirmektedir.Bu bağlamda, NGS inşasında, işletiminde, bakım veonarımında kendi alanlarında deneyimli Türk şirketlerinin degörev alabileceği öngörülebilir. Nükleer güç santrallerindekullanılan komponentler çeşitli olup, Şekil 4’de başlıcaelemanların yerleri şematik olarak görülmektedir[8]. Sözkonusu bu elemanları, 4 ana grupta toplamak mümkündür[9]. Bunlar; “Nükleer Komponent Grubu (Nuclear Island)”,“Türbin Komponent Grubu (Turbine Island)”, “Diğer SantralKomponentleri (Balance of Plant)” ve “Yer Düzenlemesi veİnşaat (Site Development & Construction)”olarak sayılabilir.Bu komponentlerin genel olarak nelerden ibaret olduğunabakmak üzere Tablo 1 - Tablo 4 düzenlenmiştir.Görüldüğü üzere sadece ana başlıklar ile komponentgruplarını sıralamak isteyince bile önemli boyutta komponentve elemanlara gereksinim olacağı anlaşılmaktadır. Bunlardanözellikle “yer düzenlemesi ve inşaat” kısmı ile “destek santralkomponentleri” alt gruplarında ilk santraller için katkı payısağlanabilir. Nükleer güç santrallerinin inşaat aşaması göreliolarak uzun zaman gerektirmektedir. Sürecin başlangıcı ilebirlikte sektörlerimizin ve firmalarımızın kendilerini adapteetmeleri halinde yerli katkı payımızın artabileceği söylenebilir.Fazla olarak, Türk firmaların, ilgili yabancı firmalarlaişbirliğine gitmeleri halinde de yerli katkı payı dolaylı olarakarttırılabilir.Bunlardan ayrı olarak, altyapı yatırımına da gereksinimbulunmaktadır. Burada, hizmet ve reel anlamda altyapıyapılanması gerekmektedir. Hizmet anlamında altyapı,özellikle kalite güvence kavramının her alanda benimsenmişve uygulanıyor olmasını gerektirmektedir. Bu husus, ilgiliTablo 1. Nükleer Komponent (Nuclear Island) Grubu ElemanlarReaktör SoğutucuSistemi* Reaktör Kabı &Bağlantıları** Yakıt** Reaktivite Kontrolu** Isı Değiştirici** Basınçlandıetcı** Reaktör Soğ.Pompası* Güvenlik Vanaları ** Sağlık FiziğiEkipmanları ve İlgili El.Birincil DestekSistemi* Su Telafi&Su ArıtmaSis.* Isıtma - Havalandırma* Radyasyon ÖlçümlemeElemanları* Rad. Atık Elemanları* Radyokimyasal Lab.elemanları* Yangından Korunma El.* Hava kontrol elemanları* AydınlatmaElektrik Ekipaenları* Doğru akımÜreteçleri* Güç Kaynakları* Transformatörler* Şalterler* Kablo ve Ankastrekablo olukları* Kesintisiz GüçKay.* Tehlike anı DieselJeneratörleriMekanik Ekipmanları* Klass 1 Borular* Klass 2 Borular* Klass 3 Borular* Pompalar* Vanalar* Vana Operatörleri* Tanklar* Su depola&drenaj Sis.* Alt elemanlar ve çeşitlisarf malzemeleriEnstrümantasyon &Control Ekipmanları* Proses Bilgisayarları* Simulatörler* Proses Enst.& Detektör.* Monitorler, Control El. &Alarmlar* Tesisat elemanları* İzolasyon Vanaları &Bağlantı Elemanları* Alt elemanlar ve çeşitlisarf malzemeleriTablo 2. Türbin (Turbine Island) Grubu ElemanlarTürbin Grubu* Ana YapıKomponentleri* Krenler veKaldıraçlar* Türbin Binası İçdonanımı* Muhtelif BinaMalzemeleriDestek Sistemleri* Isıtma & Hava.Elemanları* RadyasyonMonitörleri* RadyoaktifAtık İşlemeEemanları* RadyokimyasalLab. Elemanları* YangındanKorunmaElemanları* Yağ SeviyeKoruma Sis.* Genel SahaAydınlatmasıBuharSistemi* Ana Türbin* Jeneratör*Kondansör* Nem Alıcılar* Isıtıcılar* Besleme suyuelemanları* BeslemePompaları* Ayar Vanaları*Sağlık Fiz.iEkipmanları &Malzeme.Elektrik Aksamı* Klas 1E Elektrik SistemiEkipmanları* Mühendislik Ekip.* Alternatif Güç El.* Güç Kaynakları* Transformatörler* Şalterler* Kablo ve Ankastrekablo olukları* Kesintisiz Güç Kay.* Doğru akım üreteçi* Bateriler* Bateri Şarj Edicileri* Dönüştürücüler* Topraklama Elema.* Klas 1E dışı Elek.EMekanikAksam* Klass 1 Borular* Klass 2 Borular* Klass 3 Borular* Pompalar* Dik IsıEşanjörleri* Yatay IsıEşanjörleri* Valfler* Çeşitli sarfmalzemeleriEnstrümantasyon &Kontrol Ekip.ları* Lokal Kontrol Elemanları* Lokal Alarm Panelleri* Proses Alet veDetektörler* Monitörler, Kontrol veAlarm Elemanları* Tesisat elemanları* İzolasyon Vanaları &Bağlantı Elemanları* İletişim Sistemleri* Kontrol Odası Cihaz vePanelleriTablo 3. Yer Düzenlemesi ve İnşaat (Site Development & Construction) Komponent Grubu ElemanlarSaha Hazırlama & İlgili Yapılarİnşaat Ekipmanları &Malzemeleri* Beton Dolgu Elemanları* Farklı beton Çalışmaları* Güvenlik elemanları* Sarf malzemeleri* Saha Lojistik hizmetleri* Geçici havalandırmaEkipmanları* Çeşitli Ekipmanlarİnşaat Destek ServisElemanları* Jeofizik Hizmetleri* Kalite Temin* Taşıma Teçhizat & Elemanları* Yükleme Hizmetleri* Acentalık Hizmetleri* Finansal kiralama Hiz.* Taşıma ve Lojistik Hizmetleri* Geçici Kontrol ve labratuvar veMühendislik Hizmetleri* Diğer hizmetlerİnşaat Malzemeleri* Taşıma ve alt yapı elemanları* İnşaat Ekipmanları* Beton Karıştırıcılar* Bloverler* Portatif Tanklar ve Pompalar* Toprak kaldırma Ekipmanları* İnşaat destek elemanları* Çimento* Çeşitli inşaat malzemeleri3

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTablo 4. Destek Santral Komponentleri [Balance of Plant (BOP)] Grubu ElemanlarSantral DestekKomponentlerininTemel Elemanları• Yapı Elemanları• Bina içi Elemanlar• İç Kanallar• Toprak hafriyatı• Deşarj KanallarıHafriyatı• Krenler veKaldıraçlar• Trafolar• Ön gerilmeli betonve kanallar• Yer altı Kablodöşemeleri• Yer altı boruları• Katodik KorumaSistemi• YardımcıSistemler Binası• Diesel Jeneratörler• Bina yapıları• Tehlike anı sistemibinaları• Isı İzlemeElemanları• Donmayı önleyicielemanlar• Prefabrik Binalar• Alt elemanlarve çeşitli sarfmalzemeleriSantral DestekKomponentleri içinYardımcı Elemanları• Isıtma veHavalandırma• Yangından KorunmaElem.• Şalterler• Devre Kesiciler• Yüksek Voltajizolatörleri• Yüksek Voltajkesicileri• Çeşitli alaktrikkasicileri• TopraklamaElemanları• Transformatörler• Kontrol Panelleri• Kontrollu AlanGüvenlik elemanları• Güvenlik Alarmları• Yüksek voltajsigortaları• Ani Basınç Röleleri• AydınlatmaAnahtarları• Fiziksel GüvenlikSistemleri• Su Arıtma Sistemleri• Atık Kontrol Sistemi• Yağ BeslemeSistemleri• Genel SahaAydınlatmasıMekanik Ekipmanları• Nükleer GüvenlikBoruları• Nükleer GüvenlikPompaları• Genel kullanımPompaları• Genel kullanım Boruları• Dik ısı eşanjörleri• Yatay ısı eşanjörleri• Valfler• Valf Operatörleri• Tanklar• Basınçlı GazDepolama sistemleri• Drenajlar• Yüksek Voltaj Kesicileri• Şalterler• Topraklama Şalterleri• Transformatörler• Kontrol Panelleri• İletişim Sistemleri• Güvenlik Alarmları• Yüksek voltaj sigortaları• Ani Basınç Röleleri• Aydınlatma Anahtarları• Su Arıtma Sistemleri• Atık Kontrol Sistemi• Yağ Besleme Sistemleri• Genel SahaAydınlatmasıSuSirkülasyonu• Gelişkin IsıAlıcıları• SirkülasyonİzlemeEkranları• FiltrelemeSistemleri• SirkülasyonSuyu sistemi• Servis SuSistemi• Yüksek BasınlıServis Suyu• Tehlike anıServis Suyu• Tanklar• SoğutmaKuleleri• Deşarj Kanalı• ÇevreMonitoringSistemi• Servis Havasıve KontrolSistemleriElektrikEkipmanları• Nükleer GüvenlikliKlass 1E• Elektrik Sistemleri*• MühendislikEkipmanları• AC Güç• Güç Kaynakları• Transformatörler• Şalterler• Kablo ve Ankastrekablo olukları• Kesintisiz GüçKaynağı• Doğru akımüreteçleri• Bateriler• Bateri ŞarjEdicileri• Dönüştürücüler• TopraklamaElemanları• İç Aydınlatma• Dış Aydınlatma• Klas 1EDışı ElektrikEkipmanları• Alt elemanlarve çeşitli SarfMalzemeleriEnstrümantasyon& KontrolEkipmanları• Lokal Kontrolİstasyonları• Lokal AlarmPanelleri• ProsesEnstrumantasyonDetektörleri• Monitorler, Kontrolelemanları veAlarmlar• Borular ve ilgilişebekeler• Izolasyon Valfleri& Bağlantıelemanları• İletişim Sistemleri• Kontrol OdasıEnstrümantasyonPanellleri• Alt elemanlarve çeşitli sarfmalzemelerimevzuat ve standartların geliştirilmesini gerektirmektedir.Bu konuda bir miktar yol alınmıştır. Ancak, nükleer teknolojidekigelişmeler de takip edilerek mevzuatlarıngeliştirilmesi zorunluluktur. Bunların ötesinde, mevzuatınuygulanması ve denetlenmesi, bunun da ötesinde kalitegüvence kültürünün benimsenmesinin sağlanması veteşvik edilmesi elzemdir. Reel altyapı ile ilgili olarak ise ilgiliüretimin ve üreticilerin ve de kuruluşların teşvik edilmesigerekmektedir. Bunun için de ilgili yasal düzenlemelerinyapılması gerekmektedir. Bunların dışında ilgili lojistikçalışmaların yapılması gerekmektedir.Üretimin yapılması da tek başına yetmemektedir. Nükleersantral elemanları çoğunlukla; ağır, hacimli, ve/veyahassasiyetle taşınması gereken elemanlardır. Miktarda fazla olabilecektir. Eğer bazı elemanların ülke içindeyapılması mümkün olabiliyorsa, bunun taşıması da önemliolacaktır. Denizden taşınma mümkün oluyorsa denizyolu ile, santral yerindeki limana taşınabilecektir. Bunundışında, demiryolu ile taşınma uygun olabilir. Bunun içinde demiryollarının geliştirilmesi gerekecektir. Ayrıca, lojistikmerkezlerin geliştirilmesi ve/veya artırılması gerekecektir.Nükleer santralin hayata geçirilmesi sadece, kurulum veişletim faaliyetlerinden ibaret değildir. Kurulum ve işletimdenayrı olarak, başka hiçbir santral tipinde olmayan birlisanslama ve denetleme faaliyetleri söz konusudur Fazlaolarak, bu lisanslama ve denetlemelerin uluslar arası boyutuda bulunmaktadır. Lisanslama ve denetleme faaliyetlerinindışında, sigortalama ve çevre ölçümleme faaliyetlerinin deolacağı söylenebilir. Tüm bu faaliyetler için yapılacaklarakatkı verilebilecektir.SONUÇTürkiye için kurulması düşünülen nükleer güç santrallerininhayata geçirilmesi teknoloji transferini gündeme getirmektedir.Bu teknoloji transferi bir süreç alacaktır. Bu süreciiyi yönetebilmek, nükleer santrallerin olabilen kısa sürede veolabilen yüksek yerli katkıyla gerçekleşmesini sağlayacaktır.Yukarıda açıklanan tüm hususlar göz önüne alındığındaTürkiye’nin nükleer teknolojiye girişi ve/veya katkı verişi,nükleer teknolojiyi geliştiren ülkelerden farklı olarak şematikolarak Şekil 5’teki biçimde olacaktır denebilir.Yerli katkının olabildiğince yüksek olabilmesi için,öncelikle kurulum aşamasına ilişkin olarak nükleer santralelemanlarından özellikle “yer düzenlemesi ve inşaat” kısmıile “diğer komponent” alt gruplarından başlanmalıdır. Bugruplara ait tüm komponent gruplarına verilebilecek yerlikatkı özel ve kamu kuruluşlar için cesaretlendirilmeli veyüksek kalite ile üretilmelerinin sağlanabilmesi için gerekliteşvik ve desteklerin verilmesi elzem görünmektedir.4

BİLDİRİLERPROCEEDINGSresources/nuclear_power.htm[9] Supply ChainMap - Nuclear Reactor Components,2010.SUMMARYEvaluation of Nuclear Technology Transfer ForTurkeyŞekil 5. Nükleer Teknoloji Transfer Modeli.Ayrıca, lisanslama ve denetlemeye ilişkin eylemler ve işlemlersırasında sorgulama ve irdeleme bağlamında olabildiğincebilinçli davranılması gereklidir. Keza çevre denetleme vesigorta denetlemeleri için de aynı durum geçerlidir. Lisanslamave denetleme başta olmak üzere sigorta denetimleri ve evredenetimleri dört komponent grubu ile ilişkilidir, bir başkadeyişle, tüm komponent grupları ile ilgili eylem silsilelerinikapsayan faaliyetlerdir. Bu faaliyetlerin esas itibariyle ülke içiolması beklenir ve öyle de olmalıdır.Nükleer teknolojiye hizmet veren ve bir ileri teknolojielemanını yüksek kalite ile imal eden ulusal kuruluşlarda,genel imalat kalitesinin de yükseleceği açıktır. Bu da genelolarak ülke üretimi için bir kazanım olacaktır. Bu bağlamda,teknoloji transferi için gerekli; mevzuatlardan standartlara,lojistikten, hükümet tarafından uygulanacak teşviklere kadargeniş bir alanda planlı ve programlı bir eylem manzumesigerekli olmaktadır.Phrase of “nuclear technology” has wide denotation, butit can be declare that it means all the equipments parts,systems and related services and also all methods formanufacturing of them for using nuclear power. Turkey hasstarted to reach nuclear technology in 1950’s, in spite of manyinterferences, nuclear power plants could not constructed.Lastly, an act signed between Russia Federation for toestablish of the first nuclear power plant in Turkey with“build-operate” model. That means Turkey should be adoptin principle on different way for nuclear technology transfer.In this study, it is aimed that evaluation for technologytransfer by having nuclear power plants with applicationof “build-operate” model. For this purpose, equipmentsparts, systems and related services were tabulated in fourgroups as namely; nuclear island, turbine island, balance ofplant and site development & construction. Local sectoralmovements which fallow through during the operations oftechnology transfer, were analyse rationally. In addition ofthem licensing and inspection, insurance and environmentalmonitoring which are related with the four groups of plantcomponent islands. Quality supply and quality control willalso have the highly importance phonemena in relatedactivities. Consequently, some logistic and public acts wouldbe needed for facilitation of the procedures. Therefore, allrelated activities and procedures should be supported andKAYNAKLAR[[1] A.B. Tuğrul, Nükleer Enerji Değerlendirmesi, İTÜ VakfıDergisi, Sayı: 60, s: 46-49, Ocak 2013.[2] http://www.iaea.org/pris/[3] http://en.wikipedia.org/wiki/File:Nuclear_power_stations_updated.png#filehistory[4] http://talknuclear.ca/index.php/2012/04/the-evolutionof-nuclear-power/[5] J.Mason, Introduction to the Costs of Nuclear EnergyProduction 2010.[6] ETKB; Dünyada ve Türkiye’de Enerji Görünümü,2012.[7] A. B. Tuğrul, “Nuclear Energy in the Energy Expansionof Turkey”, “Journal of Energy and Power Engineering,Vol. 5, No 10, pp. 905-910, Oct.2011,[8] http://staff.fcps.net/sgill/content%20pages/energy_5

BİLDİRİLERPROCEEDINGSWIND FARM CONSTRUCTION AND OPERATION & MAINTENANCECONTRACTS CRUCIAL POINTSAbdullah Onur KISARGL Garrad HassanABSTRACTContracts and proposals grow more complex everyyear. Vendors introduce new pricing, licensing models,maintenance options and audit clauses every day. Thisstudy will tackle how a Construction (Turbine supplyagreement, electrical and civil construction contract) andOperation & Maintenance contracts should be handled withminimum risks and maximum economic benefits.1. INTRODUCTIONConsulting Services for a Wind Farm contract reviewconsists of following main components:• terms and conditions,• interfaces and how to handle them,• who will be responsible for documentation, training, andsupport, and what materials will be required,• milestones and deadlines.When these phases are complete, a contract will be signedby all required parties. These phases may be repeatedas often as necessary during the life cycle of a project.For example, a project may involve the purchasing ofa package with a vendor contract, and may also employa consultant partner, which would require one or morecontract negotiations, depending on when the consultantsare involved, and what their responsibilities are.2. CONTRACT TYPESTo date there have been three main contract structuresused for the construction of wind farm projects. It is likelythat the project being reviewed will fall into one of the threefollowing categories:• EPC• Multi Contract• Owner ConstructContracts may be a standard form of contract (e.g. FIDICyellow book) or may be bespoke. In the former, a standard setof conditions may be supplemented by particular conditionsfor the project and by a set of ‘Employer’s Requirements’or work scope, which would have been developed as partof initial contract negotiations. Additionally, contracts willusually include numerous supplements, appendices andschedules defining particular aspects of the work or specificconditions. It is important to understand the structure of thecontract before commencing the review, to ensure thatnothing is missed.2.1. EPC ContractAn ‘EPC’ or ‘Turnkey’ construction project is intended tocover all aspects of project design, installation and testingwith relatively little input from the Sponsor after contractaward. The scope is generally defined by distinct interfacepoints on the electrical works (e.g. outgoing terminal on theHigh Voltage side of the substation) on the civil works (i.e.road junction onto site) and turbine works (generally includesall turbine equipment and SCADA system). In addition, theContractor would be expected to carry out its own surveysfrom which the final project design will be determined, andto confirm the suitability of the turbines for the site.Under the EPC Contract structure, the wind farm owneris taking minimum risk with respect to construction of thewind farm, but normally at an increased project deliverycost. The Grid Connection Agreement is, however, likelyto fall outside an EPC Contract apart from the projectmeeting grid code compliance. In this case the owner willbe taking the risk that the connection will be constructed ontime. In practice, EPC contracts may not be extensive andmay contain specific exclusions, for example: ground risk,weather data, site roads, some equipment purchases.It should be assumed that a contract is turnkey in naturejust because it is titled ‘EPC’ and the detailed scope of workmust be reviewed to check the extent of scope covered.If the scope does not cover all project design, supply andconstruction, there may be other contracts in place and aTSA review and BoP review may be more appropriate.If an EPC contract excludes certain work items for whichanother contract does not exist it may be necessary todetermine how this other work is to be carried out, when,6

BİLDİRİLERPROCEEDINGSand whether it impacts on any work being performed underthe EPC contract.2.2. Multi ContractsUnder a Multi Contract structure the construction of the windfarm will be split into different contracts for the constructionof the different works. The simplest form of this contractstructure is to have a Turbine Supply Agreement (TSA)and a Balance of Plant (BoP) Contract for the civil andelectrical works. A more complex form of this structure is tosplit the BoP works further into some or all of the following:civil works, electrical works, substation works, contestableworks (grid line), design and project management. Underthis structure the owner is taking on more of the constructionrisk for the project and special attention will need to be paidto ensure that interfaces between the contracts are properlyaddressed. Such contracts require significant managementinput and strong interface arrangements.2.3. Owner ConstructWith Owner Construct the wind farm owner is taking on thefull responsibility of the construction of the wind farm. Therewill be multiple contracts for each section of the works – e.g.separate road, excavation and foundation contracts instead ofone civil contract. Under Owner Construct there might be 10 to30 or more different contracts. Design and interface risks willbe of key importance of the work. To date Owner Constructstructures have been uncommon in the Turkey market.In reviewing the construction contracts it should be seek todetermine whether the complete construction of the windfarm is covered under the contracts and whether there areany design risks and interface risks between the contracts.It is likely that there will be residual interface risks due tothe separation of scope items. The Lender and Owner tothe project will be ultimately concerned about the risk ofdelay and increased cost to the Project and a contingencyrecommendation is likely to be required.This study evaluates the following Contracts;• TSA (Turbine Supply Agreement)• BoP Contracts (Civil-Electrical)• Operation and maintenance contractTSA (Turbine Supply Agreement)A Turbine Supply Agreement (TSA) is generally intendedto cover only supply, installation and testing of the turbineelements of the work, with most of the constructionmanagement being performed by another party.The scope is generally defined by distinct interface points(e.g. top flange of foundation section, outgoing MV terminalon the turbine busbar, outgoing communication line on theSCADA system). The contractor would not generally carry outsurveys and would sometimes not confirm the suitability ofthe turbines for the site, which must be validated separately.In practice, TSA contracts may not be extensive and maycontain specific exclusions, for example: turbine transformers,site suitability, etc. The detailed scope of work must bereviewed to check the extent of scope covered and theAuthor checks that excluded items are covered elsewhere.BoPA Balance of Plant Contract (“BoP Contract”) would beused in conjunction with a TSA, where the constructionactivity is shared between two main parties. A BoP contractis generally intended to cover overall project construction,with limited design scope, construction of all projectinfrastructure and overall contract management.The scope is generally defined by distinct interface pointsas for the TSA above. The Contractor would be expected tocarry out surveys required for detailed design, but would notbe expected to take responsibility for transport routes to thesite, which must be validated separately under the TSA.In practice, BoP contracts may not be extensive and maycontain specific exclusions, for example: ground surveys,foundation excavations, on site road access, cabletrenching, etc. The detailed scope of work must be reviewedto check the extent of scope covered and the Author checksthat excluded items are covered elsewhere.As noted above, the BoP contract scope may be split into anumber of other smaller contracts.Operation & Maintenance ContractAn Operation and Maintenance Contract (O&M Contract)is the most common form of contract for addressing turbinemaintenance and repair, over the first few years of aprojects life. In some cases the contract will include defectand performance warranties, in which case the contract canbe referred to as a Warranty Operation and MaintenanceContract (WOM Contract). In other examples the warrantieswill be included within the construction contract.3. CONTRACT ITEMS EVALUATIONSThe Consultant will evaluate following contract items duringto contract review and amend if there is crucial point in any;The project parties; whether this is a draft or final form ofcontract and other relevant details on the structure of theagreement.Scope of works and exclusions.Any scope items for which the Sponsor is responsibleand whether any additional budget contingency might berequired to address these items.Inclusion of quality management, health and safetymanagement, planning office liaison, grid connectionarrangements, documentation and as-built records. It is notalways clear who is responsible for these items.7

BİLDİRİLERPROCEEDINGSDefine who is responsible for:• Ensuring turbine suitability for site;• Final sign off of the ground conditions and foundationdesign;• Compliance with a design life of 20 years;• Grid code compliance.Interfaces with other contractors are addressed under thecontract structure.The equipment requirements are defined in the contractand whether they are comprehensive.Turbines and SCADA it is common to rely on standarddocuments from the manufacturer, which are appendedto the main contract with a further document describingthe project specifics (e.g. hub height, colour, cold weatherpackage, lighting, etc.).The balance of plant specifications -will usually be definedat a basic functional level-, and may include standardspecifications (e.g. standard specifications for foundations,crane pads and road access, plus specific requirements forconcrete, road construction methods etc.).SCADA system adequacy - data collection and operationalcontrol. Any specific SCADA requirements are in place forwind farm management, which is often a separate ‘option’to the standard package.Any areas where the project specifics are unclear. Often theturbine description will be relatively brief comprising generalspecification, electrical data, and performance data while inother cases additional information may be provided (installationguidelines, general foundation arrangement, etc).Provided data is all clearly linked through to main contractand that it is consistent with other information received.The BoP specifications may be very detailed, but if not, asa minimum the relevant design standards and functionalrequirements of the BoP need to be listed.Under strong contract structures it is not always necessaryto perform a detailed design review of the foundations orelectrical system. However, the specifications must takeinto account the turbine supplier’s requirements and sitespecific (e.g. ground conditions and climatic conditions).Where unknown contractors or poor contract structuresare in place detailed design review should be applied. Ifdetailed electrical and civil reviews are being performed,obtain feedback on the specifications. The process of testson completion and sign off in order to achieve final projectcompletion. This generally follows the following process:Civil works• Quality assurance throughout the buildElectrical works• Quality assurance throughout the build• Factory tests for key equipment (e.g. transformers)• Commissioning tests of equipment on energization• Grid Code Tests (often after take over)Turbine works• Mechanical Completion checks• Turbine Commissioning checks on energization• SCADA Commissioning checks• Reliability testing (trial operation)• Grid Code Tests (often after take over)The process of formal taking over under the contract,including whether this may occur in ‘Sections’ or for thewhole project on one date. If any electrical work is to behanded over to the network operator it is typical for a‘declaration of fitness’ for the work to be provided.Any guaranteed date for completion and delay compensationmechanism.Start date of damages ties up with the schedule and thatthere are no gaps.Compensation is payable for the project as a whole or onper turbine/ per foundation/per electrical circuit basis.Project receives full revenue for turbines not eligible forcompensation. The compensation amount is equivalent tolost revenue, or close to it. If the compensation amount islower than the lost revenues, this should be highlighted tothe Lender.Limits of liability for delay damages.Any defects or performance warranties provided anddeviation from industry norms.Any exclusion from the warranties that need to be listed(check definition of Force Majeure).The payment milestones and whether it will be possible tomonitor progress of the work against them.Payments retained until final testing is completion and forpunch list works.Any escrow arrangements in place ormake recommendations if none.REFERENCES[1] Walker R, “Independent Engineering ConstructionContract Review” Issue A, 01 July 2011 © GL GarradHassan 2011[2] Walker R, “Independent Engineering OperatingContract Review” Issue A, 01 July 2011 © GL GarradHassan 20118

BİLDİRİLERPROCEEDINGSSHALE GAZ REZERVLERİNİN ENERJİ ARZ GÜVENLİĞİ AÇISINDANÖNEMİ VE TÜRKİYE İÇİN SENARYOLARArif ÖZDEN*BOTAŞ Genel MüdürlüğüUluslararası Projeler DepartmanıEmre Can DAĞLIOĞLUBOTAŞ Genel MüdürlüğüUluslararası Projeler DepartmanıÖZETGünümüzde gerçekleştirilen yeni enerji kaynakları keşifçalışmalarının dünya enerji tercihlerini değiştireceği kaçınılmazbir gerçektir. Konvansiyonel olmayan [unconventional]kaynakların keşfi ve endüstrinin hızlı gelişimi, dünya enerjipiyasalarını yeniden şekillendirmektedir. Enerji oyununayeni oyuncular katılmakta ve büyük oyuncular arasında güçdengeleri değişmektedir. Konvansiyonel olmayan kaynaklararasında shale gas [kaya gazı], özellikle ABD’de son yıllardayaşanan gelişmeler sayesinde günümüzün en büyükenerji kozlarından biri haline gelmiştir. Bu durum, shale gazrezervlerine sahip Avrupa ve Türkiye açısından yeni enerjisenaryoları doğurmaktadır. Bu çalışma, Türkiye’de var olanshale gaz rezervlerinin, günümüz teknolojisinin imkânlarıylasahip olduğu ve fırsatları göz önünde bulundurarak yenienerji senaryolarını analiz etmeyi amaçlamaktadır.1. GİRİŞ2010 yılında, dünya enerji piyasalarını sarsan haberABD’den geldi. ABD, tüm geleneksel doğalgaz üreticilerinigeride bırakarak, dünyanın en büyük doğalgaz üreticisikoltuğuna oturdu. Ülkenin shale gaz üretiminin 4,87Tcf’ye ulaşarak, toplam gaz üretiminin %23’ünüoluşturması tüm dünyanın dikkatinin bu yeni alternatifenerji kaynağına yönelmesine neden oldu. 2000 yılındakishale gaz üretiminin sadece 0,39 Tcf olduğu göz önünealınırsa, bu hızlı artışın, ABD için ne kadar önemli olduğudaha net anlaşılabilir (Yalçın, 2013). Gaz ithalatınaolan gereksinimin giderek azalması ve gaz fiyatlarınındüşmesi, sadece ABD’yi değil, tüm dünyayı etkileyecekbir gelişme olarak değerlendirilmektedir. EIA’nın (U.S.Energy Information Administration [ABD Enerji BilgiYönetimi]) 2012 yılı raporunda, 2035 yılında shale gazüretiminin 390 milyar metreküpe [bcm] yükseleceği vedünya doğalgaz üretiminin (475 bcm) yaklaşık %82’sinioluşturacağının öngörülmesi, bu gelişmenin dünya enerjigeleceği açısından önemini açıkça ortaya koymaktadır(EIA, 2012). Bu sebeple shale gaz, bir “game changer”[oyunu değiştiren] olarak görülmekte ve ülkeler tarafındanönem atfedilmektedir (KPMG, 2011).Çin ve ABD, en çok rezerve sahip olan ülkeler olsa da,toplam 32 ülkede tespit edilen 48 basen bulunmakta vepek çok ülke enerji stratejilerini yeni kaynak uyarıncadeğiştirmektedir. Mevcut shale gaz üretimi ise sadece ABD,Çin, Avusturalya ve Kanada’da gerçekleştirilmekle beraber,özellikle Orta ve Kuzey Avrupa ve Hindistan’da çalışmalarbaşlamıştır (EIA, 2011).Bu şartlar altında, mevcut enerji ihtiyacının ağırlıklı çoğunluğunuhidrokarbon ithalatıyla karşılayan ve hidrokarbonkaynakları çok kısıtlı olan Türkiye açısındanyerli doğal gaz üretimini gerçekleştirme olasılığının oluşmasıbüyük fırsattır. Bu çalışmada “senaryo planlamametodolojisi”yle bu fırsatın gelişme durumları, potansiyelbelirsizlik faktörlerine dayanan senaryolar ile açıklanmayaçalışılmaktadır. Senaryolar 2023 yılı uyarıncaoluşturulacaktır. Metodoloji uyarınca ilk önce shale gazendüstrisinin hem teknik hem de ticari açıdan analizi yapılacaktır.Daha sonra shale gaz sektörü ile ilgili mevcutve gelecekte olması muhtemel belirsizlikler irdelenip “belirsizlikmatris”i oluşturulacaktır. Bu matrise dayanan senaryolarele alınacak ve senaryolar ışığında uzun vadelisektör performansının enerji arz güvenliğine etkileri irdelenecektir.Son bölümde ise senaryolar ışığında TWOSmatrisi uygulanarak, 2023 yılına yönelik potansiyel stratejilerele alınacaktır.2. SHALE GAZShale gaz en kısa tanımıyla kayalar arasında sıkışmışgazdır. Bu gazın mevcudiyetinin tespiti, yatay ve doğrudansondajlarla petrol üreten kayaçların içine ulaşmak ilemümkündür. Tespitinde sonra üretimi ise kayalar arasınasıkışmış olan gazın su basıncı kullanılarak yeryüzüneçıkarılması şeklindedir (Twine ve Jackson, 2012). Shalegazda, çoğunlukla metan ağırlıklı (>%90) bir gaz bileşimisöz konusudur.Shale gazın günümüzde bu denli gelişmesinin en büyüknedeni 1990’lı yıllarda geliştirilen teknolojilerdir. Buteknolojiler temelde iki etmene dayanmaktadır: Yatay sondaj[horizontal drilling] ve suyla çatlatma [hydrofracturing].Bunun için önce düşey olarak açılan sondaj kuyuları* Yazışmadan sorumlu yazar. İletişim için arif.ozden@botas.gov.tr9

BİLDİRİLERPROCEEDINGSvasıtasıyla bünyesinde gaz bulunan kayalara ulaşılır.Daha sonra yatay veya eğik sondaj yardımıyla bu birimiçerisinde olabildiğince uzun bir mesafe boyunca ilerlenir(Şengüller, 2012). Yüksek basınçlı su kullanılarak gaziçeren bu kayalarda çatlaklar oluşturulur ve oluşturulançatlakların temiz ve iyi boylanmış kumla doldurularaktekrar kapanmaları önlenir. Bunun sonucunda, gazın açılankuyuya doğru hareketlenmesine olanak sağlayan bir ağyapısı oluşturulmuş olur. “Suyla çatlatma” operasyonu içinözel donanım ve ekiplerden yararlanılır (Yalçın, 2013). Buyöntemde kullanılan sıvı kokteylin içeriği tam olarakaçıklanmasa da, muhteviyatının ağırlıklı çoğunluğunu tuzlar,doğal yollardan oluşmuş radyoaktif maddeler, arsenik,benzen ve cıva oluşturmaktadır (Dağlıoğlu, 2011: 36).rekabet düzeyine bakılmıştır. Bu model sayesinde, Şekil1’de görüleceği gibi Türkiye shale gaz sektörünün yapısıincelenmekte ve sektör ile ilgili güçlü ve zayıf yönlereulaşılmaktadır.3. TÜRKİYE SHALE GAZ POTANSİYELİÜlkemizdeki shale gaz çalışmaları henüz başlangıçaşamasında olmasına karşın, Türkiye Petrolleri AnonimOrtaklığı’nın (TPAO) petrol arama çalışmaları sonucundaoluşturulmuş olan bilgi birikimi sayesinde, 2012’de Shellşirketiyle birlikte Güneydoğu Anadolu Bölgesi’nde sondajlıkaya gazı arama çalışmaları başlatılmıştır (Şengüller,2012). Bu çalışmada hedef, bölgedeki ana kayalardanbiri olan Dadaş Formasyonu’dur. Erken Siluryen-GeçDevoniyen yaşındaki bu birim organik madde miktarıve olgunluk açısından uygun özelliklere sahiptir. Suylaçatlatma operasyonunun başarısı açılmakta olan kuyudatest edildikten sonra üretim çalışmalarına başlanabilecektir.Türkiye’de bu amaçla çalışılmakta olan bir diğer bölgeTrakya Havzası olup, bu bölgede değerlendirilen birimOligosen yaşlı Mezardere Formasyonu’dur. Bu iki bölgedışında Doğu Anadolu, Toroslar, Tuz Gölü ve Batı Karadenizbölgelerindeki basenlerde kaya gazı potansiyeli söz konusuolabilirse de (Dağlıoğlu, 2011: 25-30; Aydemir vd., 2010),bu potansiyelin kesinleştirilmesi için yeni çalışmalaragereksinim vardır. Zonguldak Havzası’nda yapılmış olanKömür Gazı (CBM) çalışmaları bu yöredeki kaya gazıçalışmalarına da önemli katkılar sağlayabilecek bir veri vebilgi birikimi sağlamış durumdadır (Yalçın, 2013).Güneydoğu Anadolu ve Trakya bölgelerinde tahmin edilenüretilebilir shale gaz rezervi yaklaşık 424 bcm’dir (EIA,2011). Ülkemizin 2011 yılı doğal gaz tüketiminin 44,2 bcmolduğu düşünülürse bu rezervin bugünkü tüketim miktarı ileülkemizin 10 yıllık ihtiyacını karşılayacak düzeyde olduğuortaya çıkmaktadır. Shale gaz Türkiye açısından enerji arzgüvenliği açısından bir çeşitlendirme şansı tanıyabilecektir.4. TÜRKİYE SHALE GAZ SEKTÖRÜ YAPISIBu çalışmada, Türkiye shale gaz sektörü yapısının analiziiçin Michael Porter’ın ezber bozan işletme analiz modelibeş güç analizine dayanan bir model kullanılacaktır.Modelde Türkiye shale gaz sektörüne giriş yapacakfirmalara, sektörün tedarikçilerine, sektöre ikame olabileceksektörlere, sektörün potansiyel müşterilerine ve potansiyelŞekil 1. Sektörü Etkileyen 6 Güç (Porter, 1980).Yapılan analiz sonucunda, sektörün güçlü ve zayıf yönleriTablo 1’deki şekilde sıralanabilir:Tablo 1. Türkiye Shale Gaz Sektörünün Güçlü ve ZayıfYönleriGüçlü YönlerZayıf Yönler• Sektörün müşterileri vepazarı mevcuttur.• Rekabet az olduğu içinüretici firmaların gelmelerimümkündür.• İkame sektörlerine oran-la daha verimli ve bilindikbir enerji kaynağıdır.İthal ikamesi sebebiyle•devlet desteği.• TPAO’nun yabancıortaklık tecrübesi.• Gelişen ve büyüyenTürkiye’de yatırım yapmakolaylığı.• Zonguldak’ta çıkarılankömür gazı tecrübesininshale gaza aktarılabilmeihtimali.• Sadece yabancı firmalarınkonuda teknik bilgiye sahipolması.• Çevresel sıkıntıların mevcutolması.• Enerji fiyatlarındaki dalgalıyapı sebebiyle gelecek tahmininzor olması.• Diğer konvansiyonel olmayanenerji yöntemlerine yapılanyatırımlar ve ayrılan bütçeleryüzünden shale gaza ayrımyapılmama ihtimali.Avrupa Birliği’nin bakış açısı.•• Türkiye’deki toprak mülkiyetiyapısı.• Uzman işgücü açığı.Bu analiz ışığında Türkiye shale gaz sektörü için en önemlive temel yetkinliğin, mevcut bir pazara sahip olması enbüyük dezavantajın ise teknoloji çevre ve enerji arazisisıkıntıları olduğu söylenebilir.5. TÜRKİYE SHALE GAZ SEKTÖRÜ İLE İLGİLİSENARYOLAR VE BELİRSİZLİK DÜZEYLERİSenaryo planlama metodolojisinde, sektör üzerindekibelirsizlik faktörleri pestel adı ile bilinen ve politik, ekonomik,sosyo-kültürel, teknolojik, çevresel ve hukuksal makroetmenlere dayanarak elde edilmiştir. Shale gaz sektörüiçin politik ve hukuki etmenler bir arada ele alınmış ve bumaddelere ek bu alanlar tarafından kapsanmayan noktalarise ekonomik, sosyo-kültürel, teknolojik, çevresel ve diğerfaktörler adı altında Tablo 2’deki gibi ele alınmıştır:10

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTablo 2. Türkiye Shale Gaz Sektörü Belirsizlik FaktörleriPolitik ve Hukuki1. Türkiye Hükümetinin altyapı yatırım trendi2. Avrupa birliğinin genişlemesi3. Milletlerarası STK’ların bakış açısı4. Ortadoğu ve Kuzey Afrika’da olumlu gelişmeler5. Hazar konusunda gelişmeler6. Enerji alanında konsolidasyonlar7. Hükümetin üretim teşvikleri sağlaması8. Doğalgaz taşıyan ana hatlarda özelleştirme dalgası9. Yeni enerji kaynaklarına sağlanan teşvikler10. AB içinde gelişen yenilenebilir enerji dalgasının yükselmesi11. Doğalgaz fiyatları hesaplanması yönteminin petrolden bağımsız hale gelmesi12. Avrupa Birliği’nin shale gaz yaptırımları13. Avrupa Birliği’nin birincil enerji kaynaklarına tekrardan yönelmesi14. Türkiye de lokasyon belirlenmesi zorluğu15. Lokasyonlar hakkında mülkiyet sorunlarıSosyo-Kültürel23. Şehirleşme düzeyinin yükselmesi24. Tüketim25. Elektrik tüketimi26. Milliyetçilik27. Sosyal stresÇevresel33. Çevresel zarar düzeyi34. Su kullanım düzeyi35. Yeni çevresel düzenlemeler36. Birincil enerji kaynakları tüketimi üzerine çevresel endişelerEkonomik16. Enerji harcamaların GDP içindeki konumu17. Enerji fiyatlarında dalgalanmalar18. Satın alma gücü19. Resesyon tehdidi20. Rekabetin artması21. Doğalgaz fiyatları22. Yeni ülkelerin doğalgaz tüketmeye başlamasıTeknolojik28. Sondaj teknolojisi29. Yerli firmaların know how öğrenmesi30. Yatay sondaj teknolojisi31. Yeni enerji çözümlerinin varlığı32. Shale gaz sektöründeki metalaşma düzeyiDiğer Etmenler37. TerörizmBelirsizlik faktörlerindeki hareketler, önem ve belirsizlikdüzeyi en yüksek faktörler olarak Şekil 2’deki “belirsizlikmatrisi” belirlenmiştir:Şekil 2. Belirsizlik matrisiBu matris uyarınca öne çıkan belirsizlikler genellikleteknolojik, politik ve hukuki ve çevresel etmenlere bağlıbelirsizliklerdir. Öne çıkan belirsizlikler ise; Hazar konusu,devletin üretim teşvikleri, Avrupa Birliği’nin shale gaza bakışaçısı, Türkiye’deki lokasyonların bulunması ve mülkiyetsorunları, doğal gaz fiyatlarının hesaplanma yönteminindeğişmesi, doğalgaz fiyatlarındaki değişim, tüketiminartması, sondaj teknolojisi, yerli firmaların know howkazanması, su kullanım düzeyi ve çevresel yaptırımlardır.Bu belirsizlikleri temel alan senaryolar ise “Enerji Hub’ı”,“Teknolojik Uygulamalar” ve “Çevre ve Yasalar’dır.Enerji Hub’ı senaryosuna göre, 2023 yılında Türkiye Hazarbölgesindeki olumlu gelişmeler sayesinde bir enerji hub’ıhaline gelmiştir. Bu durum içeride doğal gaz fiyatlarınındüşmesine neden olmuş ve doğalgazın kullanımı artmıştır.Shale gaz ile ilgili teşvikler gerçekleşmemiş ve yeterli knowhow elde edilmemiştir. Shale gaz ile ilgili iki temel sıkıntıolan su kullanımı ve lokasyon belirleme üzerine çalışmalaryapılmamıştır. Shale gaz öncelikli enerjiler arasında değildir.Bu senaryonun tehditleri; enerjide dışa bağımlılığın artışı,enerji çeşitlendirmesinin yapılmaması, terörizm ve çevreseltehditler; fırsatları ise transit ülke konumunun kazanılması,sanayi üretiminin artması ve kısmi enerji arz güvenliğidir.Teknolojik Uygulamalar senaryosuna göre, 2023 yılındaTürkiye’de lokasyonların belirlenip mülkiyet sıkıntılarınçözülmesinden sonra, sağlanan devlet üretim teşvikleri veözel sektör devlet işbirliği sayesinde artan shale gaz üretimmiktarları, hem yurtdışından teknoloji transferini kolaylaştırmış,hem de yabancı firmaların yerli firmalar ile çalışmalarınıhızlandırmıştır. Bu durumun temel nedenlerinden bir tanesiyurtdışından borular ile gelen gazın fiyatının yükselmesidir.Fakat Türkiye’nin sahip olduğu shale gaz kuyuları ve teknolojikavantajı ile doğalgaz fiyatlarını mümkün olduğu kadar indirmeyibaşarabilmiştir. En temel sıkıntılar olan su tüketim miktarı veçevresel sorunlar ise teknolojik gelişmeler ile aşılabilmiştir.Yatay sondaj yöntemin yaygınlaşması yerli ve yabancı pekçok firma için hem konvansiyonel hidrokarbonlarda, hem dekonvansiyonel olmayan hidrokarbonlarda arama ve çıkarmafaaliyetlerini artırmıştır. Bu senaryoyla ilgili tehditler, shalegaz rezervlerinin yeterli büyüklükte olmaması ve sektördekiyabancı ağırlığı iken; fırsatlar ise teknolojik gelişmelerle diğerkonvansiyonel olmayan yöntemlerde ilerleme sağlanması,teknoloji satış imkanı, yerli enerji devleri oluşumu ve birsüreliğine enerji arz güvenliğidir.11

BİLDİRİLERPROCEEDINGSÇevre ve Yasalar senaryosunda, Türkiye’de shale gaziçin temel sıkıntılar içinde yer alan lokasyon ve su tüketimikonularında gelişmeler kat edilemediği için shale gazteknolojisi yaygınlaştırılamamıştır. Su kaynaklarında azalmashale gazın düşünülmemesinin en önemli nedenlerindenbiri olarak gösterilmektedir. Ayrıca shale gazın çevreyeetkileri sebebiyle Avrupa Birliği’nde başlayan yasaklamakampanyaları Türkiye’yi de içine almıştır. Bu sebepleshale gaz rezervleri, hem yeterli teknoloji sıkıntısı, hemde çevresel faktörler yüzünden ele alınmamıştır. Çevre veYasalar senaryosundaki tehditler, enerji arz güvenliği veteknolojik olarak geri kalma; fırsatlar ise çevresel düzen vesu kaynaklarının kontrolüdür.Senaryolara göre belirsizlik faktörleri değişim düzeyleriTablo 3’teki gibidir:6. SENARYOLAR IŞIĞINDA POTANSİYELSTRATEJİLEROluşturulan üç senaryo ve ele alınan tehditler ve fırsatlaruyarınca oluşturulan TWOS matrisi sayesinde güçlü vezayıf yönleri kullanarak tehditlerden kaçınmak ve fırsatlarıdeğerlendirmek için stratejiler yaratılmıştır. Bu bağlamda,2023 yılında Türkiye shale gaz sektörünün enerji arzgüvenliğine katkı sunabilmesi için önerilen stratejilerşunlardır:• Know how transferi• Yeni bir teşvik politikası• AR-GE faaliyetleri için yabancı ortaklıklar ve Türkiyeiçerisinde AR-GE tesisleri• Yerli-yerli ve yerli-yabancı işbirlikleri• Çevresel düzenlemeler• Enerji çeşitlendirmesi• Hidrokarbon yatakları için enerji arazisi düzenlemeleri• Yenilebilir enerji kaynakları yatırımları• Konvansiyonel olmayan hidrokarbonlar alanında uzmanişgücü yetiştirme programları7. SONUÇ VE ÖNERİLERGünümüzde, neredeyse her türlü sanayi kuruluşunun vehanenin en önemli girdisi olan enerjinin arz güvenliğininsağlanması ve ekonomik anlamda istikrarlı bir şekildesürdürülebilmesi, gelecek açısından sürdürülebilir büyümeamacı için çok kritik bir öneme sahiptir. Sektörlerinuluslararası rekabet gücünü artırabilmek ve hane halkınınyaşam kalitesini yükseltebilmek için, kaliteli enerjinin,uygun fiyattan temin edilebilmesi ve verimli kullanılabilmesigerekmektedir. Enerjide arz güvenliğinin sağlanması veenerji sektörünün rekabetçi bir yapıya kavuşturulmasıve gerekli çeşitliliğin sağlanabilmesi ile mümkündür. Buçalışmada 2023 yılı için senaryo planlama metodolojisi ileüç farklı 2023 Türkiye’sini ele alan senaryo oluşturulmuşTablo 3. Senaryolara göre Belirsizlik Faktörleri Değişim DüzeyleriBelirsizlikFaktörleri5.Hazar konusundagelişmeler14/15.Lokasyonbelirleme vemülkiyet34.Su kullanımdüzeyi21. Konvansiyoneldoğal gaz fiyatları7.Hükümetin üretimteşviki12. AB’nin shalegaz yaptırımlarıEnerji Hub’ıHazar Bölgesi gazıkullanımı yüksekTeknolojikUygulamalarHazar bölgesi Gazıkullanımı yokturÇevre ve YasalarHazar bölgesi Gazıkullanımı çok azNotlarÖzellikle Türkmenistan gazkaynakları Türkiye’yi enerji hub’ıyapabilirSorunlar aynı Sorunlar çözüldü Sorunlar daha da arttı Türkiye’de shale gaz lokasyonlarıbelirlenmesi sıkıntıları ve bualanların mülkiyeti ile ilgili yasaldüzenleme yapılmalıdır.15-19 milyon litre/1kuyu1000 m 3 doğal gaz 250dolardan ucuz10 milyon litredenaz/1 kuyu1000 m 3 doğal gaz400 dolardan yüksek15-19 milyon litre/1 kuyu su kaynağısıkıntısı1000 m 3 doğal gaz alımfiyatı 250-400 dolarcivarı1 kuyu için su ile çatlatmayönteminde 15-19 milyon litre sukullanılır (IEA, 2009).Bugün ki ortalama doğalgazfiyatı 250-400 dolar arasındadeğişmektedir.Yok Yüksek düzeyde var Yok Shale gaz üretim teşvikiNötrOlumlu yaptırımlardesteklerOlumsuz yaptırımlarAB’nin shale gaz bakış açısı30. Yatay sondaj Teknoloji aynı düzeyde Teknolojik gelişmeler Teknoloji aynı düzeyde Yatay sondaj teknolojisi gelişimdüzeyi29. Yerli firmalarınknow howöğrenmesi24. Doğal gaztüketimi35 Çevreseldüzenlemeler11 Doğal gaz fiyatıbelirleme metoduYok Var Yok Türkiye menşei firmaların sondajkabiliyetiTahminden yüksek Tahmin seviyesinde Düşük 2020 yılında doğalgaz tüketiminin59 bcm olması beklenmektedir.Çevresel düzenlemelerbugün ki durum ile aynıÇevresel sorun yokÇevresel yasalar shalegaza izin vermiyorYeni ulusal ya da uluslararasıçevre düzenlemeleriPetrole dayanan Petrolden bağımsız Petrole dayanan Doğalgaz fiyatları petroldekideğişimlere dayanmaktadır.12

BİLDİRİLERPROCEEDINGSve enerji arz güvenliği açısından shale gaz sektörüincelenmiştir.Bu bağlamda, shale gazın Türkiye’nin enerji arz güvenliğineve enerji çeşitliliğine katkıda bulunabilmesi için kısa vadedeshale gaz endüstrisi ile ilgili olan en temel sorunların çözümekavuşturulması için adımlar atılmalıdır. Bunlar teknoloji ile ilgiliyetersizlikler ve lokasyonlar ile ilgili sıkıntılardır. Bu sebeplekısa vadede “konvansiyonel olmayan doğal gaz” alanındauzmanlaşmak üzere hem teknik hem de idari personelyetiştirme programları devreye alınabilir. Aynı zamandayabancı firmalar ile kısa vadede ortaklıklar başlatılarakteknoloji transferi hızlandırılmalıdır. Bir diğer önemli hususise lokasyon sorunlarıdır. Bu tarz sorunlar ortaya çıkmadangerekli teknik çalışmalar yapılıp hidrokarbon bölgeleri tespitedilmelidir ve tespit edilen bölgeler enerji arazisi olarak elealınıp özel statüye kavuşturulmalıdır.Orta vadede ise çevresel sorunlar üzerine odaklanılmalıdır.Üretim için teşvikler, orta vadeli programlarda ele alınmalıve Avrupa Birliği’ndeki durum gözden geçirilmelidir. Üretimteşvikleri, hem teknolojik anlamda gelişme sağlayacak, hemde enerji arz güvenliği konusunda Türkiye’yi bir adım önetaşıyacaktır. Kısa vadede başlatılan yabancı ortaklıklardayerli payının orta vadede artırılması için çalışmalar da budönemde devreye alınmalıdır.Uzun vadede ise, konvansiyonel olmayan yöntemlerdesağlanan gelişmeler ile Avrupa ve hatta dünya piyasası içinbüyük oyuncular yaratabilmek adına teknoloji geliştirmeçabalarına başlanmalıdır. Bunun için en uygun alan ise kısavadede yabancılardan öğrenilen yatay sondaj teknolojisiüzerine yapılacak AR-GE faaliyetleri ile geleceğin aramayönteminin tespitidir. Bu amaçla ülke içinde belli bir bölgede AR-GE üssü kurulmalıdır. Ayrıca gelişmekte olancoğrafyalara teknoloji satışı gerçekleştirilmesi, enerji arzgüvenliği açısından konvansiyonel olmayan hidrokarbonlaralanında bir dünya şirketi yaratmak hem yararlı hem dedestekleyici olacaktır.Tüm bu çalışmalar dâhilinde uzun vadede enerji arzgüvenliğinin sağlanabilmesi için shale gaz bir destekleyiciaraçtır. Bu yüzden shale gaz, diğer konvansiyonel olmayanhidrokarbonlar ile birlikte ele alınmalı ve yenilenebilirenerji ve nükleer enerji ile birlikte düşünülmelidir. 2023Türkiyesi’nin enerji arz güvenliği çeşitlendirme ve yerlipayındaki artıştan geçmektedir.KAYNAKÇA[1] Yalçın, MN, “Kaya Gazı (Shale Gas)”, Doğal Gaz,http://www.dogalgaz.com.tr/yayin/219/kaya-gazishale-gas_6551.html,2013.[2] EIA, Annual Energy Outlook 2012 with Projectionsto 2035, http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/0383(2012).pdf, 2012.[3] KPMG, Shale Gas – A Global Perspective, http://www.gses.com/images/documents/shale-gas-globalperspective.pdf,2011.[4] EIA, World Shale Gas Resources: an Initial Assessmentof 14 Regions outside the United States, http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf, 2011.[5] Twine, T. & Jackson, M., Special Report on EconomicConsiderations Surrounding Potential Shale GasResources in the Southern Karoo of South Africa,http://www-static.shell.com/content/dam/shell/static/zaf/downloads/aboutshell/econometrix/econometrixreport.pdf,2012.[6] Şengüller, İ., “Şeyl Gazı (Shale Gas) ve EkonomikDeğeri”, MTA Ekonomi Bülteni 13, http://www.mta.gov.tr/v2.0/birimler/redaksiyon/ekonomi-bultenleri/2012_13/MTA_EkonomiBulteni_13_8-ilkersenguler.pdf, 2012.[7] Dağlıoğlu, EC., Shale gas: an “Opportunity” or a“Threat” for Turkey?, Yayınlanmamış yüksek lisanstezi, Exeter Üniversitesi Enerji Politikaları Programı,2011.[8] Aydemir, A., Corbacioglu, H., Guzel, A., Bozdogan,N., Beser, P., Potential Unconventional Reservoirs inDifferent Basins of Turkey, AAPG European RegionAnnual Conference, Kiev-Ukrayna, 17-19 Ekim 2010SUMMARYUnconventional gas resources are increasingly important inthe quest for energy security. The use of horizontal drilling inconjunction with hydraulic fracturing has greatly expandedthe ability of producers to profitably recover natural gasand oil from low-permeability geologic plays—particularly,shale plays. One of the most important unconventionalgas resources is shale gas. After 2000, shale gas playsan important role to shake energy industry and change theplayer future forecast.Shale gas is natural gas produced from shale formations.In terms of its chemical makeup, shale gas is basicallya dry gas composed of mostly methane. Various factorswhich have contributed to its rapid development are mainlyadvancement in horizontal drilling, hydraulic fracturing,and, perhaps most importantly, rapid increase in naturalgas prices in the last several years as a result of significantsupply and demand pressures. However thanks tohorizontal and directional drilling and hydraulic fracturing Adramatic rise in US shale gas production has happened andit affected US to reach record levels of gas production andled to continuing weak gas prices. The U.S Shale effect ledother countries in all over the World especially Europeannations try to be part of shale game. Turkey is also followerof US in order to its energy security.The primary energy supply of Turkey is dependent on gasand oil imports. The national resources are present butcan supply only about 10% of demand. Turkey is one of13

BİLDİRİLERPROCEEDINGSthe biggest energy importers in the Europe. Therefore,any development in energy sector inevitably necessitatesevaluating the situation of Turkey due to its rapid economicgrowth and long term economic target. Shale gas is veryimportant to help Turkish energy security. This studyaims to evaluate the value of shale gas by using scenarioplanning methodology that uses uncertainties to guess whatthe future will be in order to represent the year of 2023.Turkey has two main basins for shale gas development oneof them in south east of Turkey the other is in Thrace region.Regarding six force and uncertainties analysis the maindrawbacks of Turkish shale gas sector are environmentalconcerns, legislation about land where shale gas basin init and technology. Depending on these uncertainties threescenarios were created, these are;• Energy Hub• Technological development• Environment and legislation.These three scenarios helped to create three differentworld in 2023, and regarding scenarios this paper comeswith suggestions for Turkish shale gas industry, In shortterm Turkey should focus on how to solve the problemon land acquisition and technological issue. This papersuggested that primarily Turkey should focus on educationof labor force to manage shale gas both technically andcommercially and using collaboration method to find foreigndeveloped partner. In Medium term, Turkey should dealwith environmental issue and government promotion onthe production of shale gas. In long term, turkey shouldfocus on research and development activity to create newtechnology about unconventional energy.14

BİLDİRİLERPROCEEDINGSUSAGE OF RAW AND FIRED PORCELAIN STONEWARE TILE WASTES AS AFILLER IN STAIN RESISTANT COATINGAyşe TUNALIEczacibasi Building Products Co. VitrA Innovation CenterBozuyuk/Bilecik-TurkeyNeslihan TAMSU SELLIEczacibasi Building Products Co. VitrA Innovation CenterBozuyuk/Bilecik-TurkeyABSTRACTWorld resources are being reduced day by day. Hereby,sustainable tile production is gaining importance byproducing it with sustainable process which uses lesser rawmaterial. 22 million square meter floor, wall and porcelainstoneware tiles are produced in VitrA Bozuyuk plant in ayear. As it can also be seen in production amounts, there isa huge raw materials income to the campus every year andat the end of the production, high amount of various wastesoccur. Under the current circumstances, 24.000 ton/yearraw and 18.000 ton/year fired wastes occur in porcelainstoneware tile production.Use of porcelain tile raw and fired wastes, which occur inthe production of porcelain tile, in stain resistant coating wasresearched in this study. The improved coating was appliedon to the polished porcelain stoneware tile to close thepores and other surface defects. It was aimed to increasethe stain resistance of the polished porcelain tiles with thedeveloped solution. The stain resistance of the tile surfacewas measured by following the ISO standard. It has beenshown that prepared coating prevents contamination.1. INTRODUCTIONPorcelain stoneware tiles are important constructionmaterials used in almost all buildings. Porcelain tile resistsabrasion well and has a high breakage threshold, makingit ideal for highly trafficked and industrial areas, in additionto being easy-to-clean and thus perfect for paving areaswhere hygiene is of prime importance[1].The production of these tiles normally starts from rawmaterial, grinding and mixing, granulating by spraydrying, pressing, firing and/or polishing and glazing[2].The search for a new aesthetics has given rise to a broadspectrum of end product finishes, such as polishing. Twocommon types of porcelain tile finishes are the so-called‘natural’ (i.e. as-fired, unpolished) and polished porcelaintile. Natural porcelain tile undergoes no treatment afterfiring; its appearance is natural, and closely resemblesthat of rocks or stones found in nature, such as slate,marble, or granite. The polished finish is obtained bygrinding and polishing after firing, in order to providethe product with a high-gloss finish like that of polishedmarble or granite[1]. However, the polishing process,which is industrially performed to improve the aestheticappearance of the product, can promote irreversibledamages, mainly due to the opening of the closedporosity and the formation of superficial flaws. Thesedrawbacks lead to strength degradation of the processedsurface with the consequent worsening of the functionalproperties in working conditions, especially in terms ofstain resistance and wear behavior[3-6].The aim of this work is to fill up the inhomogenities andin the same time, to waterproof the surface against thestaining agents. In order to reduce these drawbacks, thepossibility of surface coating with organic-inorganic hybridfilm was investigated as a solution and porcelain tile raw(unfired, green body wastes) and fired wastes were usedas a filler in the protective film.2. EXPERIMENTAL PROCEDUREIn this study, porcelain tile raw and fired wastes were usedas inorganic filler in the stain resistant coating. Chemicalanalyses of the porcelain tile raw and fired wastes areshown in Table 1.Table 1. Chemical Compositions Of The WastesCompositionsPorcelain tileraw wastesPorcelain tile firedwastesAl 2O 318.94 20.16SiO 264.76 66.54Na 2O 2.63 2.79K 2O 1.48 1.77MgO 1.02 1.36CaO 2.72 3.48ZnO - 0.14TiO 20.53 0.6Fe 2O 30.79 1.46ZrO 2- 0.52P 2O 50.1 0.05L.O.I a 7.03 1.1315

BİLDİRİLERPROCEEDINGSFirstly, fired wastes were crushed into small particles thenmilled in a laboratory ball mill (Ceramic Instrument SD/2 -1000) with water. After that slurry was sieved with 45 μmand dried in an electric oven at 120 o C to obtain powder.Raw wastes were also milled with water without crushingand same sieving and drying procedure were applied.Particle size and distribution (Table 2) was determined bylaser diffraction (Malvern Mastersizer 2000-G).Table 2. Particle Size Distribution Of The Raw And FiredPorcelain Tile Wastes After MillingNumune adı d (0.1 μm) d (0.5 μm) d (0.9 μm)G-H 1.3 5.4 18.7G-P 1.2 6.5 22.2Compositions of the prepared coatings are shown inTable 3. The reagents employed were tetraalkoxysilane(Si(OR) 4,) and alkyltrialkoxysilane (RSi(OR) 3) to obtainhybrid network, acidic catalyst for hydrolysis, inorganicparticles to fill the pores and solvent to dilute. In the fiststep, Si(OR) 4and RSi(OR) 3were diluted in solvent. Afterthis step waste particles were added to this diluted mixture.Then final mixture was stirred at room temperature for 1 h inthe presence of acidic catalyst to complete hydrolysis andcondensation reactions.Table 3. Designed CompositionCompositions RW (wt %) FW (wt %)Si(OR) 410-15 10-15RSi(OR) 320-30 20-30Porcelain raw wastes 20-25 -Porcelain fired wastes - 20-25Solvent 50-60 50-60Solutions were applied onto the tiles, which was heated at(80 o C) on the drying-oven, by means of dropper and solutionscoured with the help of a soft cloth by scattering. After theapplication, tiles have been kept for a week in order for thesolvent to move away completely and the solution reactionto complete. At the end of the week, stain tests of the tileswere done according to the ISO 10545-14 standard.Figure 1. Staining agents applied on the tile surfaces.The amount of staining was determined by visual inspectionafter each cleaning step:• mild washing with warm water,• washing with warm water plus a neutral detergent,• vigorous brushing with a rotary equipment plus an alkalinedetergent[4].3. RESULTS AND DISCUSSIONStained condition and condition after cleaning with water,neutral detergent and alkaline detergent are given inFigure 2. All these data are given for standart polished tilecoffee tea Red wineGreenstainingpasteOlive oilİodinesolutionMethyleneblueBlack jointPotassium sealerpermanganateThe test method consists of maintaining various stainingagents (green staining paste-chromium oxide particles in lightoil, olive oil, and iodine solution) in contact with the workingsurface of the tile for an established time, then cleaning withvarious agents and finally a visual inspection to detect anychanges. The stain resistance and the cleanability of the tileworking surface were appraised following the ISO-10545-14 standard. Stain tests were done for the stain makers(tea, coffee, red wine, methylene blue solutions, potassiumpermanganate and black joint filler) apart from the standardstaining agents. Staining agents are seen in Figure 1.Liquid stains were applied onto the tile with dropper andiodine solution was closed with watch glass. Black joint fillerwas applied with spatula then the stains were kept on thetiles for 24 hours. Tile surfaces were cleaned then.Figure 2. Cleanability test apllied to the standart polishedporcelain tile, the tile coated with RW solution and the tile coatedwith FW solution.16

BİLDİRİLERPROCEEDINGS(uncoated), the tile coated with RW solution and the tilecoated with FW solution.All the staining agents that are mentioned in the standards(green staining paste, olive oil, iodine solution) are cleanedfrom the tile surface to which RW and FW filing solutionsare applied when it is washed with alkaline detergent. Whilegreen staining paste and olive oil is cleaned with just water,iodine solution is cleaned after alkaline detergent use.Cleanability performance of the tile coated with RW solutionis not enough. Tea, coffee and red wine are not cleanedfrom RW coated tile surface when they are washed with hotwater, neutral detergent and also alkaline detergent.Coffee, red wine and black joint sealant stains which arenot in the standards but are seen in daily life are cleanedfrom FW coated tile surface when they are washed with hotwater. Methylene blue and potassium permanganate stainsleft small stain after alkaline detergent use.4. CONCLUSIONIt is seen that fired porcelain tile wastes shows better fillingproperties than the raw wastes in the stain resistant coating.It has been identified that fired porcelain tile wastes can beused as a filler for stain resistant coating.REFERENCES[1] Sa´nchez. E, Garcı´a-Ten. J, Sanz. V, and Moreno.A, “Porcelain tile: Almost 30 years of steady scientifictechnologicalevolution” Ceramics International, Vol.36,pp.831–845, 2010.[2] Wattanasiriwech. D, Saiton. A, and Wattanasiriwech.S, “Paving blocks from ceramic tile production waste”Journal of Cleaner Production, Vol.17, pp.1663–1668,2009.[3] Espesito. L, Tucci. A, Rastelli. E, Palmonari. C, andSelli. S, “Stain resistance of porcelain stoneware tiles”Am. Ceram. Soc. Bull., Vol.81 (10), pp.38–42, 2002.[4] Dondi. M, Ercolani. G, Guarini. G, Melandri. C,Raimando. M, Rocha E Almendra. E, and TenorioCavalcante. PM, “The role of surface microstructure onthe resistance to stain of porcelain stoneware tiles” J.Eur. Ceram. Soc., Vol.25 (4), pp.357–365, 2005.[5] Silva. G, Munõz. A, Felicu. C, Ibanez. MJ, Barbera. J,and Soler. C, “Abrasion resistance of ceramic flooringin actual heavy traffic conditions” In Proceedings ofQualicer, pp.79–82, 2002.[6] Tucci. A, Espesito. L, Malmusi. L, and Piccinini. A,“Wear resistance and stain resistance of porcelainstoneware tiles”, Key Engineering Materials, pp1759-1762, 2002.17

BİLDİRİLERPROCEEDINGSFEASIBLITY STUDY OF AN OFFSHORE WIND FARM IN BOZCAADABarış GÜZELEnergy InstituteIstanbul Technical UniversityProf. Dr. Bihrat ÖNÖZFaculty of Civil EngineeringIstanbul Technical UniversityProf. Dr. Sedat KABDAŞLIFaculty of Civil EngineeringIstanbul Technical UniversityABSTRACTIn this paper, Turkish Wind Energy Atlas is consulted andoffshore areas having high wind potential are marked out, ofwhich Bozcaada is chosen. In the case study of Bozcaada,WaSP (Wind Atlas Analysis and Application Program)software is used. The wind speed and direction data between1999-2010 years are provided from General Directorate ofState Meteorology and analyzed with WaSP. For the turbinesiting and advanced analysis, digital topographic maps areacquired by Global Mapper Software which converted theShuttle Radar Topography files into the vector maps. Thesedigital maps are processed in WaSP Map Editor softwarewith roughness, bathymetry and exclusion areas. All of theprocessed data are imported to WaSP so that wind atlasand resource grids are developed. For the feasibility study,two different depth scenarios; depths shallower than 20mand 45m and four different turbine scenarios that will beapplied in the both depth scenarios are prepared. In eachscenario, turbines are sited on resource grids of Bozcaada,total energy production is calculated with WaSP, a detailedcost analysis is worked out and after considering costbenefitanalysis, the most feasible scenarios are pointedout.1. INTRODUCTIONThe increasing demand for energy and the unavoidablenegative effects to nature have led the renewable energytechnologies to gain more importance and become one ofthe widely used energy source in the past half century.Wind energy, having free fuel and being an environmentfriendly, competitive and aesthetical technology is thesymbol of renewable energy. The next step of wind energyis the rapidly growing and wide spreading offshore windenergy.Steadier and faster offshore winds lead offshore wind energyturbines to have more energy production capacity and atthe same time, they are more advantageous in logisticalterms. The first offshore wind farm was installed on 1991and since 2000s there has been an enormous increasein global installations. Today the total installed capacity isapproximately 3.5 GW, 4 GW is in installation stage andthere is a total of 19 GW approved projects [1].This paper is based on a MSc. Thesis [2], in which afeasibility study of an offshore wind farm in Turkey is done.Bozcaada is chosen for a case study considering its highpotential according to Turkish Wind Energy Atlas. UsingWaSP (Wind Atlas Analysis and Application Program)software, hourly wind datas for ten years are analyzed.Topographic and bathymetric maps are generated digitally,combined with wind datas wind resource maps are created.Micrositing has been applied to two different water depthlevels with four different turbine models. Total energyproduction is calculated with WaSP, a detailed cost analysisis worked out and after considering cost-benefit analysis,the most feasible scenarios are pointed out2. WIND ASSESMENTHourly average wind speed and direction data of 1999-2010period are acquired from DMİ. These datas are analyzedwith WaSP Climate Analyst software. The results show thatmain wind direction is Northeast (sector 2; 30 o ); averagewind speed and power density for this sector is 7.60 m/s and457 W/m 2 ’in the following order. Wind speed of all sectorsaverage is 6.03 m/s and power density is 314 W/m 2 .3. VECTOR MAP ANALYSISDigital topographic map of Bozcaada is generated fromShuttle Radar Topography Mission (STRM) DEM maps viaGlobal Mapper software. Roughness lines are applied tothis map according to satellite images of the area.State of the art technologies limit the turbine installation to acertain water depth. As the micrositing will be done on opensea, water depth lines must be visible on the digital map.For this purpose, bathymetric maps are acquired from theOffice of Navigation, Hydrography and Oceanography andapplied to the digital map using background map functionof WaSP. 20m and 45m water depth lines, military drill andprohibited areas, sea transport and anchoring areas areapplied on the digital map.18

BİLDİRİLERPROCEEDINGSton to a value of 3,01c€/kWh year. This generated value ismultiplied by net energy production to determine the carbonemission income for each scenario[4].Energy production of each scenario is analyzed and it isseen that production is directly proportional with installedcapacity. Although there is a slight difference between theinstalled capacity of 3MW and 3.6MW turbine scenariostheir net productions are close. The reason is the rotordiameter, 3.6MW turbine has 107m rotor diameter and3MW turbine has 112m rotor diameter. As the rotor diameterincreases, yield from the wind flow is increased and thereis a big surplus on the energy production. Net productionsand net incomes of turbine scenarios in descending orderare; 3.6MW 107m, 3MW 112m, 2.6MW 100m and 1.8MW100m.7. COST ANALYSISFor investment cost analysis, a literature research hasbeen performed for MW based costs. Coots are definedas; 1.050.000€/MW for turbine and tower, 120.000€/MWfor planning, engineering and environmental analyses and65.000 €/MW for other costs[4,5].Cabling and transformer costs are defined as; 85.000€/kmfor cabling between turbines, 500.000€/km for main cablingto onshore, 400.000€/km for cabling between onshore tomain connection point to grid and 8mil.€/180MW for farmtransformer[6,7]. Turbine layouts in WaSP are transferredto Google Earth software for calculating the cabling costs.Connection point to grid is determined from Wind EnergyPotential Atlas which is provided by General Directorateof Electric Power Resources Survey and DevelopmentAdministration. Cabling between turbines and inland cablingare excessive due to many turbines being microsited in thelayouts and the connection to grid being in Ezine. Total costfor cabling and transformer tends to increase comparing20m scenario to 45m but cost per turbine is slightly lower in45m compared to 20m.Foundation costs are calculated according to steel weightsof turbines depending on water depth, foundation type andsoil conditions. Bozcaada seabed soil formation is composeof coarse gravels and mostly sand[8]. This formationbelongs to soft type of soil and more steel is needed forthe foundations. Monopile foundations do not have requiredstrength and stiffness for waters deeper than 20m so tripodfoundations are chosen for 20-45m water depths. Turbinecoordinates and bathymetric maps are combined via Surfersoftware to determine each turbine foundation’s waterdepth. After a literature research and several calculationsa graph (Figure 7.1) is created showing water depthturbinepower-foundation weight. Weight calculations ofother turbines and scenarios are derived from this graph’scalculations.Figure 7.1. Foundation weights based on water depth and turbinepower.Foundation costs for each scenario is calculated bymultiplying the specific weight for each turbine with themanufacturing cost 1,75€/kg. Installation cost is calculatedconsidering 3,5 days for installation, 2 installation vesselsand 139.200€ for vessel rent[7].Turbine lifetime is considered as 30 years and discountrate is based on European Central Bank’s Euro rate, %1,75. As a result of the cost tables, Bozcaada has a totalinvestment cost of 1,6 – 1,9 mil. €/MW which is lower thanglobal offshore wind farm costs with a n average of 2,1 mil.€/MW[5].8. CONCLUSIONWith total investment cost and net production income,feasibility study for each scenario in 20m and 45m depthsare carried out. In the tables 8.1 and 8.2 below; totalcost, yearly production net incomes, payback times andnet incomes after payback for local manufacturing caseand standard manufacturing case are generated for allscenarios. Payback times for 20m scenarios with standardmanufacturing are between 10-11,5 years. This timedecreases significantly 3 years with the incentives providedto local manufacturing of turbines.It is seen in Table 8.1 that 3MW 112m and 2.6MW 100mturbines have the shortest payback time. 1.8MW 100mis the last both on payback time and on net income afterpayback. Despite having the largest installed capacity,3.6MW 107m’s payback time is longer than 3MW 112mand 2.6MW 100m’s and there is little difference in netincome after payback compared to 3MW 112m. This isrelated to direct effect of rotor swept area to net energyproduction. 3MW 112m is the ideal choice for this depthscenario considering both short payback time and high netincome after payback.Table 8.2 shows the feasibility parameters of 45m depthscenario. It is seen that there are differences between thedepth scenarios. 3.6MW 107m has a better payback timethan 2.6MW 100m. This is because of the additional turbinesin the 45m scenario have sufficient energy production toovercome the investment cost. 1.8MW 100m has again theworst payback time and net income after payback. Theseresults show that offshore wind farms have large investment20

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTable 8.1. Feasibility Parameters for 20m Depth Scenario [4,5,6]No Turbines Total Cost (€)12341.8MW(100m)3MW(112m)2.6MW(100m)3.6MW(107m)170.298.289247.574.618203.815.841286.212.782LocalManufactureYearly NetIncome (€/year)StandardManufactureYearly NetIncome (€/year)27.803.308,32 19.233.652,3246.416.065,31 32.109.504,8136.902.541,42 25.528.280,4248.952.756,71 33.864.326,21Table 8.2. Feasibility Parameters for 45m Depth Scenario [4,5,6]LocalManufacturePayback(years)StandardManufacturePayback(years)Net Income AfterPayback (local)[€]Net IncomeAfter Payback(standard) [€]7,9 11,5 613.751.545 356.661.8656,9 10,0 1.072.146.981 642.950.1667,1 10,3 843.360.423 502.132.5937,6 10,9 1.098.254.086 645.601.171No Turbines Total Cost (€)12341.8MW(100m)3MW(112m)2.6MW(100m)3.6MW(107m)LocalManufactureYearly NetIncome (€/year)349.153.019 56.897.043,66511.869.440 93.369.464,91457.630.633 74.775.064,68593.227.650 99.322.109,91StandardManufactureYearly NetIncome (€/year)39.359.990,6664.590.724,4151.727.570,6868.708.619,41LocalManufacturePayback(years)StandardManufacturePayback(years)Net IncomeAfter Payback(local)[€]Net IncomeAfter Payback(standard) [€]7,94 11,48 1.255.144.785 729.033.1957,09 10,25 2.138.779.8421.275.417.6277,92 11,45 1.651.127.029 959.702.2097,73 11,17 2.212.090.4021.293.685.687costs and to have a feasible investment, turbines with goodenergy yield must be considered. With short payback timeand high net income after payback, 3MW 112m is the idealchoice for 45m depth scenario too.When both depth scenarios are compared, although thereis a minor increase in payback time, net incomes afterpayback doubles. Thus, if the investment cost is financeableto the investor, 45m scenario should be chosen over 20mscenario and 3MW 112m should be the turbine choice.This study aims to be an example to offshore wind energyfeasibility and to be a guide to investments in this sector.REFERENCESdocuments/00_POLICY_document/ Economics_of_Wind_Energy__March_2009_.pdf[5] Url-1 < http://newenergynews.blogspot.com/2010/09/cost-of-offshore-wind-from-may-11.html >[6] Nielsen, P., 2003. Offshore Wind Energy ProjectsFeasibility Study Guidelines. SEAWIND- ALTENERPROJECT[7] ODE, 2007. Study of The Costs of Offshore WindGeneration- A Report to the Renewables AdvisoryBoard (RAB) & DTI[8] Yıldız, A., Toker, V., 2001. Gökçeada-Bozcaada-Çanakkale (KD Ege Denizi) Üçgenindeki DipSedimanlarında Güncel diatomeler[1] EWEA, 2011. The European Offshore Wind IndustryKey Trends and Statistics 2010, European WindEnergy Association. http://www.ewea.org/fileadmin /ewea_documents/documents/00_POLICY _document/Offshore_Statistics/110120_Offshore_stats_Exec_Sum.pdf[2] Güzel, B., 2012. “Açık Deniz Rüzgar Enerjisi, FizibiliteAdımları ile Bozcaada ve Gökçeada Örnek Çalışması”,İTÜ Enerji Enstitüsü, Yüksek Lisans Tezi.[3] Altuntaşoğlu, Z.T., 2011. “Türkiye’de Rüzgâr Enerjisi,Mevcut Durum, Sorunlar”, Mühendis ve Makina Cilt:52 Sayı: 617, s. 56-63[4] EWEA, 2009. The Economics of Wind Energy.http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/21

BİLDİRİLERPROCEEDINGSINTERNATIONAL WIND TURBINE FOUNDATION DESIGN 2012 –EXEMPLIFIED BY A 6.0 MWBarkın CERENCOWI A/S, DenmarkABSTRACTA certification scheme is being used for international windturbine foundation designs to ensure safe designs in termsof conformity. There are several standards and guidelines tosupport it depending on the regulations of the country wherethe foundation is going to be built. Onshore foundations can bedesigned in several types depending on the soil characteristics.The plate concept foundation is transferring the wind turbineloads from the bottom of the tower through a plinth to a platewhich is in contact with soil. The most serious challenge in thedesign procedure is the dynamics of the loading.1. INTERNATIONAL CERTIFICATION SYSTEMWind Turbine foundation design of 2012 is normally followingthe certification scheme of IEC 61400-22:2010. In Europe, theEN Eurocodes provide standards and a set of guidelines tosupport it. This system ensures safe designs of wind turbinefoundations - as far as possible today. The internationalwind turbine foundation designers, such as COWI, use thestandards for the foundation designs. Since not all subjectsrelevant for the wind turbine foundation design is coveredby the standards, well documented literature is also used tosupport the standards. The risk of facing problems growsdramatically in case the system is not followed.The international standard, IEC 61400-22:2010 is a systemto define the rules and procedures for a certificationsystem of wind turbines. The standard includes both typecertification and certification of wind turbine projects installedonshore or offshore. The rules for conformity assessmentof wind turbines with respect to specific standards andother technical requirements, relating to safety, reliability,performance, testing and interaction with electrical powernetworks are given in the standard.The conformity evaluation of a wind turbine type is developedby following the certification procedures, which results in:• A type certificate;• A project certificate;• A component certificate; or• A prototype certificate.A type certificate covers a wind turbine, including the towerand the proposed type of connection between tower andfoundation while the purpose of project certification is toevaluate whether type-certified wind turbines and particularfoundation designs are in conformity with the externalconditions, applicable construction and electrical codes andother requirements relevant to a specific site.The certification body shall evaluate whether the windconditions, other environmental conditions, electricalnetwork conditions and soil properties at the site conformto those defined in the design documentation for the windturbine type and foundation. The evaluation includes safetyand quality. The design evaluation of the foundation shall atleast include the evaluation of:• Foundation design with respect to the integrated loads,• Stiffness and damping calculations to compare with theload assumptions,• Geotechnical design documentation based on designbasis,• Design documentation for the foundation,• Manufacturing, transportation, installation and maintenanceplan with respect to foundation structural integrity,• Proposed corrosion protection system against designpremises specified in the design basis.2. FOUNDATION CONCEPTSOnshore foundations can be designed in several types.The loads from the wind turbine are transferred to theground through a reinforced concrete spread footing anddepending on the bearing capacity of the ground, spreadfootings can be:• Directly founded,• Placed on piles, or• Fixed to the ground by rock anchors. Below is given anexample of each of the mentioned foundation concepts.2.1. Direct Founded Spread Footing - Plate ConceptThe foundation plate is placed directly on the ground ifthe soil below foundation level has required strength tosupport the soil pressure created. In the traditional plate22

BİLDİRİLERPROCEEDINGSconcept, soil above the plate is used as ballast. The loadsfrom the wind turbine are transferred into the plate throughthe interface structure (embedded steel, anchor cage). Thedeadweight of foundation and the backfill work as stabilizingagainst tilting of the foundation due to the moment createdby the wind turbine load.COWI has designed several direct foundations, amongothers, an onshore wind turbine test site for a 6MWSiemens turbine in the city of Osterild, which is located atthe northwest of Denmark. In Figure 1 a photo from theconstruction site illustrates the intensity of the reinforcement,particularly near the plinth. The foundation has a slab sizein (inscribed) diameter of 29.5m.Figure 2. Construction phase after piles are placed.Figure 1. Construction phase before casting of concrete.2.2. Foundation On PilesIf the bearing capacity of the ground near the existingterrain level is not sufficient, piling is required in order toincrease the load bearing capacity of the foundation. Thepiles transfer the turbine loads on the foundation plate tothe deep more rigid ground soil by avoiding the shallowunstable soil material. The tilting resistance of the foundationcomes from the tension and compression resistance of thepiles. The plate is working as a monolithic pile cab, which isattached to the interface structure of the turbine.Figure 3. Construction phase after the main bottom reinforcementis placed and the concrete in the top of the piles have beenremoved in order to expose the reinforcement for anchoring.COWI has designed several foundations on piles. Twophotos from a near shore wind farm in the west of Denmarkhave been presented below. The foundation is surroundedby a closed sheet pile wall in order to create a dry workingarea.2.3. Rock Anchored FoundationsFoundations on the bedrock can be anchored to theground in order to eliminate the need for backfill and takeadvantage of high strength rock at the surface and close tothe surface.This type of foundation is fixed to the strong bedrockunderneath by post-tensioned rock anchors. The anchorskeep the foundation attached to the ground together withstabilizing contribution of the deadweight of foundation andFigure 4. Construction phase before the casting of concrete.backfill, so that tilting of the foundation against the turbineloads does not occur. For the installation of rock anchors,a hole into the ground is drilled. The depth depends onsoil/rock densities and strengths, required free length andbonding length for the anchors. Grout is injected from thebottom of the hole to fill in the gaps from the bonding zoneand flush away the undesired material in the hole. Threaded23

BİLDİRİLERPROCEEDINGSbar (steel tendon) is inserted with a cover that preventsbonding to unstable material. After the grout cures, abearing plate and locking nut are installed. Then the tendonis pulled to a prescribed post-tension load and lock in placeto limit future movement. Relatively small foundations canbe designed by using rock anchors.COWI has designed foundations with rock anchors. Belowis shown a photo from an onshore wind farm in the middleof Sweden. The foundation is anchored to a very strongbedrock layer and the foundation slab size of ~10m couldbe reached.3. LOAD MECHANISMIn the traditional plate concept, soil above the plate is usedas ballast. In the center, a plinth transfers the loads fromthe wind turbine into the plate. The structure is solid andconsists of layers of very dense reinforcement in the bottomand in the top of the plate. Shear reinforcement transfersloads between top and bottom layers. Huge post-tensionedbolts (or embedded steel) carry loads from the tower baseflange through the plinth into the plate, where an “anchorring” distributes the loads to the concrete. Above the anchorring, concrete suffers from severe fatigue loading and theanchor ring must be wide and the concrete may have to beof high strength.On top of the plinth, the problem is even more serious. Anextremely strong grout is used below the tower bottom flangeto distribute the loads into the plinth and the fatigue problemof the concrete below the grout is at the fatigue limit.Figure 6. Schematic for types of cracks in the concrete, takenfrom[1].Wind turbine foundations have experienced many differenttypes of cracks. Design errors, insufficient concrete coverand improperly installed reinforcement are the mainreasons of most of the damages. Air voids between theconcrete and the tower due to insufficient injection mightalso cause serious problems in terms of structural safety.Few examples of foundations, which have failed becausethey were designed to resist the ultimate static loading only,are shown below[1].Figure 5. Sketch of a typical foundation cross-section.Figure 7. Crack in concrete.4. FAULTS AND CHALLENGES4.1. In GeneralThe most serious challenge in the design procedure is thedynamics of the loading, in other words, fatigue damage.Many civil engineers are highly skilled in static design andmake the mistake to underestimate the difficulties of fatigue.Many wind turbine foundations fail due to this problem.The stresses, which are transferred from the tower to thefoundation through a small surface, are great. Therefore,it is extremely important to have an even surface betweenthe load spreading steel flanges and concrete surface. Theconcrete may crack due to the high stress contributionsin case of unevenness. There might be other reasons forthe crack propagation. Possible types of the cracks in theconcrete are given in Figure 6.Figure 8. Theoretical crackpropagation.Figure 9. Air voids in thegrout.24

BİLDİRİLERPROCEEDINGSIn case of crack propagation in the reinforced concrete, thewater might follow the crack path and reach the inner partsof the concrete, where the reinforcement will be exposed tothe water and the risk of corrosion will arise. The surfacebetween the steel elements and concrete is also a possibleroute for the water leaked into the concrete due to dynamicloading. Additional consequences would be leaching ofconcrete and frost damage depending on the environmentalconditions at the wind farm.4.2. 6.0 MW Siemens FoundationThe 6.0 MW SWP foundation is of the traditional plateconcept. As early as May 2011, Siemens installed the firstprototype of its new 6.0 MW turbine using a 120 meterrotor. On 6 October 2012, Siemens Energy began fieldtesting of its new 154 meter rotor for the 6.0 MW offshorewind turbine in Osterild, Denmark. Osterild is the first site inthe world where wind turbines as high as the pylons on thebiggest bridges can be tested and further developed underoptimum wind conditions.A wind turbine is much more than a tower with blades; it isa complex piece of high-tech machinery with up to 20.000components that must interact for the turbine to producea satisfactory power output. The location of the duneplantation Osterild Klitplantage and its weather conditionsmake it a perfect wind turbine test site.COWI has designed an octagonal foundation with an inscribeddiameter of 29.5m for the SWT-6.0-154 turbine. The SWT-6.0-154 turbine is equipped with 75 metres long rotor blades. Witha record rotor diameter of 154 meters, each SWT-6.0-154turbine can produce 25 GWh of clean electricity in offshorelocations, enough to supply 6.000 households. It has nowbeen operating successfully since then.Challenges from Osterild test site can be summarized asbelow:• Political issues: The environmental impact of thestructure is considered. Local communities and NGOsprotest against the turbine construction because of birdmigration, aesthetics, noise, etc.• Logistical issues: Due to the size of tower, thetransportation of the tower and concrete required goodplanning at first and then good cooperation betweenSWP and legal authorities.• Structural issue: Massive concrete structure might causethermal cracking in concrete. There was a simulation ofplate beforehand and then continues check of heat inconcrete with the sensors placed in several locationsin concrete plate. Anchoring system of the steel towerrequired wider and thicker anchoring plate and longerbolts. The classical plinth design of SWP has beenchanged by using longer bolts which are embedded intothe plate instead of plinth. Choosing the right groutingmaterial was also a challenge for Osterild wind turbineproject.5. CONCLUSIONWind Turbine foundation design of 2012 is normallyfollowing the certification scheme of IEC 61400-22:2010. Itis highly important to follow the procedures specified in thescheme in order to design structurally safe foundations inconformity with the wind turbines.Figure 10. Aerial view of Osterild site.The foundations might be designed in several types, amongothers, direct founded spread footing is the most commonone. Since the foundations are exposed to big bendingmoments, cracks develop as in all reinforced concretestructures. Although the cracks are inevitable, the size ofthem can be limited by careful design and detailing.COWI has designed a spread footing with an inscribeddiameter of 29.5m for the 6.0 MW Siemens turbine, which isa prototype turbine located at a test site in Osterild, Denmark.The design required overcoming a lot of challenges due tothe size of the structure and the large stresses created atthe interface between the turbine and the foundation.REFERENCESFigure 11. Plan view of the construction site.[1] Hassanzadeh, M., “Cracks in onshore win powerfoundations. Causes and consequences”, Elforsk AB,January 2012.25

BİLDİRİLERPROCEEDINGSINTEGRATED ELECTRICITY MARKET MODELING FOR TURKEYBaşak ULUCA TUNCELICF InternationalABSTRACTTurkey’s electricity demand is projected to continue itsstrong growth in the foreseeable future. Even underconservative demand growth scenarios, tens of billionsof dollars of investment will be required in the powersector over the next two decades. Turkey’s challenges inmeeting future electricity needs are complex and requirean integrated approach that simultaneously takes intoconsideration different aspects of this complicated problem.Policy makers set ambitious goals that will shape the futureof the power sector and integrated modeling frameworkscan guide policies and regulations to help meet these goals.Integrated modeling can inform policies that will encouragenew generation while accounting for resource diversity,renewable energy, energy efficiency, environmental, andsocioeconomic considerations. These models are frequentlyutilized in policy impact assessments and can be valuablein guiding electricity sector decisions in Turkey.1. INTRODUCTIONIn May 2009, a diverse set of electricity sector policieswas adopted by the Higher Board of Planning in Turkeyas presented in the Electricity Energy Market and SupplySecurity Strategy Paper [1]. These multidimensionalpolicies encompass a broad range of areas including energysupply security, resource utilization, energy efficiency, andenvironment. Ambitious targets were set in each of theseareas that must be met in the next decade. However,actions to meet policy goals in one area impact the others;some policy goals may complement each other andsome may be conflicting. An integrated electricity marketmodeling framework captures these interactions and feedbackeffects and can inform policy making.2. KEY LONG-TERM ELECTRICITY MARKETGOALS AND STRATEGIESEnergy supply security is at the center of energy policymaking in Turkey. Environment is another importantcomponent of energy policy. In order to achieve targetsrelated to different policy goals, strategies were developedthat include increasing resource diversity through increasedutilization of domestic coal and renewable resources,increasing energy efficiency, and reducing the impact ofelectricity sector activities on environment[2]. These goalsand strategies are interrelated. There is a delicate balancebetween securing electricity supply and doing so withminimum impact on the environment and economy. Themeasures to mitigate the environmental effects of electricitygeneration have implications on renewables developmentand vice versa. Rapid development of intermittent resourceshas implications on electricity supply security and reliability.Renewables and energy efficiency development fit wellwith the goal of increasing self-reliance and the low carboneconomy vision, but most projects require financial supportto come to fruition or have other obstacles slowing theirintegration to the mix. The level of investment incentivesprovided to renewables has been a topic of debate. Someof the policy interactions that must be considered in policydesign and assessment are further discussed in section 2.1through 2.5.2.1. Increasing Resource Diversity with More PriorityGiven To Local ResourcesIn order to achieve greater resource diversity and lessreliance on imported natural gas, one strategy is to fullydevelop the estimated 17,000 MW additional lignite potentialby 2023. Coal power plant investments are highly capitalintensive and require a long lead time to develop. The lowquality of Turkish lignite has implications on technologychoice and environmental compliance, all of which drivethe investment decisions and risks associated withthese projects. Turkey’s existing lignite power plants arerelatively old and inefficient. Higher quality imported coalplants that use more conventional coal technologies havedominated the coal power plant developments. In orderto encourage investment in lignite power plants, variousinvestment incentives were recently put in place includingVAT exemption, customs duty exemption, tax reduction,social security premium support, income tax withholdingallowance, interest rate support, land allocation, and VATrefund[3]. Increased utilization of local lignite in electricitygeneration is important for resource diversification andreducing import dependency; however, this policy will haveserious implications on environment and human health.26

BİLDİRİLERPROCEEDINGS2.2. Integrating Nuclear Resources intoThe Supply MixPursuing nuclear generation is a strategy to increaseresource diversity and to ensure supply security. Turkeyhas struggled to make this goal a reality for a long time, butthe first nuclear plant is currently in the advanced stages ofplanning with targeted operation date of 2020. There is anambitious plan to bring additional nuclear plants online in thenext decade. Nuclear power plant development is a processthat is full of uncertainties in terms of costs, regulations,and technology. Construction schedule and cost overrunsare common among new nuclear projects worldwide. Thereare many uncertainties to overcome until the first nucleargeneration becomes a reality. Nuclear generation doesnot produce the harmful pollutants; however, there are stillsignificant environmental risks associated with it.2.3. Increasing The Share Of Renewable Resources InElectricity SupplyDeveloping Turkey’s abundant renewable resources plays anintegral role in ensuring supply security. Resource utilizationtargets were developed including increasing the shareof renewable energy to 30% of the total supply by 2023,utilizing all technical and economical hydro capacity by 2023,increasing installed wind capacity to 20,000 MW by 2023,and increasing installed geothermal capacity to 600 MWby 2023[1]. In order to encourage the rapid development ofrenewable resources and to meet these aggressive targets,various incentives are provided such as feed-in tariffs andpurchase guarantees. There are additional incentivesprovided for components manufactured domestically as wellas other forms of incentives. The appropriate level and typeof incentives play a key role in renewable development.Further, large scale integration of renewable resources,especially intermittent resources such as wind and solar,has implications for electric system reliability. Intermittentresources generally require to be backed up by a resourcethat can respond quickly and flexibly to changes in demandand generation interruptions such as natural gas powerplants, pumped storage or demand-side management. Inother words, increasing renewable development will haveimplications on Turkey’s electric capacity mix. Anotheraspect of renewable development is the impact on thetransmission system investments. Turkey’s renewableresources are geographically dispersed and are generallyfar from demand centers. Increasing renewables requireinvestment in transmission network in order to efficientlyaccommodate high levels of intermittent resources.2.4. Increasing Energy EfficiencyEnergy efficiency is becoming an increasingly importantpart of energy policy. There is an increasing awarenessof the impact of energy efficiency on energy security,environment, and economy. The Higher Board of Planningapproved the Energy Efficiency Strategy Paper in 2012which discusses the energy efficiency targets and theactivities needed to achieve these targets [4]. The planis to reduce energy intensity by 20% by 2023 comparedto 2011 through improvements in energy use in industry,buildings, services, transportation and energy. Electricityconsumption can be reduced at substantial rates in thesesectors; especially in key industries such as iron andsteel (21%), cement (7%), textile (57%), food (25%) andelectricity generation (26%)[5]. Considering that industrialelectricity consumption is about one-half of total electricityconsumption in Turkey (46% in 2010) [6], the importanceof successful energy efficiency measures becomes moreevident. Residential and commercial electricity use makeup 40% of the total electricity consumption and estimatedenergy savings potential is over 30% leading to furthersignificant reductions in electricity consumption. Despitethe fact that awareness is high and participation in energyefficiency projects through incentives is on the rise, thegoal to reduce the energy intensity by 20% over the nextten years is aggressive. Reaching high levels of energyefficiency penetration will have significant implications onTurkey’s generation mix and the renewable development.Over time, there will be trade-offs among pursuingenergy efficiency measures, supply-side alternatives orenvironmental mitigation measures to meet policy goals.2.5. Reducing The Negative Effects Of Activities InThe Areas Of Energy And Natural Resources OnEnvironmentThere are multiple components of the energy policy inrelation to environment. Among those are assessingthe cost of environmental compliance and the impact ofenvironmental policies on energy investments, reducingenergy sector greenhouse gas emissions, and moving to alow-carbon economy. All of which will play an increasinglyimportant role in shaping the power sector in Turkey. Overthe next decade, air, water and waste regulations will comeinto sharper focus, requiring increasingly sophisticatedanalyses of their impacts on supply security, capacitydevelopment and electricity market prices. Currently, thereare no mandatory greenhouse gas reduction targets oremissions trading mechanisms in place in Turkey; however,a move towards such compliance mechanisms willsignificantly impact the dynamics of the electricity market.3. CHARACTERISTICS OF INTEGRATEDELECTRICITY MARKET MODELINGElectricity sector policy goals are multidimensional andhighly interrelated. Quantifying the impacts of issues ofthis scope and complexity requires extensive expertiseand capability in each of the key areas – power, fuel,renewables, energy efficiency, and environment - aswell as an integrated analytical framework to bring it alltogether. Such an analytical framework simultaneouslyconsiders multiple drivers and assesses their combinedimpact on the electricity sector by capturing the effects andfeedback loops throughout an extended period of time,27

BİLDİRİLERPROCEEDINGSleading to a comprehensive and accurate assessment ofpolicy performance. This integrated framework can be usedto analyze and understand the trade-offs among differentpolicy goals and strategies. It helps in quantifying policyperformance, costs and benefits and contributes to effectivepolicy making.At the core of the integrated electricity market modelingframework is the representation of the power system inTurkey. Power plants are represented in detail includingtheir technology type, size, location, efficiency, fuel,emission, and cost characteristics. Similar information isincluded for future power plants including information onwhen they can be operational. A wide variety of plant typescan be modeled including coal and natural gas fired powerplants, nuclear, hydroelectric, geothermal, biomass, landfill,onshore and offshore wind, solar, fuel cell, pumped storageand cogeneration. Technologies like integrated gasificationcombined cycle with and without carbon capture andsequestration can also be included. A full range of emissioncontrol retrofit options are included in detail. For intermittentpower plants such as wind and solar, expected generationprofiles are taken into account. Demand-side alternatives,both energy efficiency and demand response measures, cansimultaneously be included with supply-side options. Eachoption (e.g., compact fluorescent lighting or load control)is characterized in terms of its load shape impacts, marketpotential, and costs. Turkey can be divided into subregionseach with its own characteristics regarding resource limits,costs, and investment incentives or can be represented asan aggregated region. With multiple regions, a simplifiedtransmission network representation is used to reflect thecapacity and energy transfer capabilities across the regions.The integrated modeling framework can incorporate a varietyof environmental compliance mechanisms to assess differentenvironmental policy measures. One such mechanismrequires that each generator limits its emissions to a givenlevel or install a control technology. Another is a cap-andtrademechanism where a group of units must collectivelyreduce their emissions to a mandated limit. Generators canbuy or sell allowances for every unit of emission up to thecap. Each generator can comply with the requirement byreducing its emissions or buying allowances at the marketprice depending on the economics. The modeling frameworkhas capability to allow generators to comply with regulationsby either reducing generation, fuel switching, installing controlequipment, purchasing allowances, or retiring.4. POLICY ANALYSIS UNDER UNCERTAINTYThe effectiveness of a policy or a group of policies underalternative futures can be assessed using the integratedframework. Scenario analysis is an effective way to informpolicy design through assessing the possible consequencesof the policies under alternate scenarios. Scenariosallow policy makers to assume alternative futures aroundselected uncertain parameters and then to assess how theydiffer from a Business As Usual scenario. For example, theimpact of higher natural gas prices on the performance ofenvironmental or energy security policies can be evaluatedusing this approach. Other uncertainties that can be relevantfor scenario analysis include the following:• Economic growth is stronger than expected leading tohigher than expected electricity demand growth• Global economic recession slows Turkey’s economyleading to a lower than expected demand growth• Access to economic shale gas resources puts a downwardpressure on natural gas prices• Drought periods become frequent and extended• International coal prices increase due to increased globalcompetition5. CONCLUSIONElectricity sector policies in Turkey aim to secure the necessaryresources to meet the growing electricity demand in the nextdecades. These policy goals are multifaceted and strategiesto achieve these goals cover a broad range of areas suchas resource diversity, domestic resource utilization, energyefficiency, and environment. In relation to each of theseareas, many ambitious targets are set. Integrated electricitymarket modeling framework can help assess policies bysimultaneously capturing the complex relationships andinteractions among different areas of energy policy. It canbe used to analyze and understand the trade-offs amongdifferent policy goals and strategies. It helps in quantifyingpolicy performance, costs and benefits. This framework canbe used to conduct scenario analysis to test the robustnessof policy performance under uncertainties. Integratedelectricity market modeling framework is frequently utilized inpolicy assessments and can be valuable in guiding electricitysector decisions in Turkey.REFERENCES[1] Electricity Energy Market and Supply Security StrategyPaper, May 2009 accessed at http://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar_EN/Arz_Guvenligi_Strateji_Belgesi_EN.pdf[2] The Republic of Turkey Ministry of Energy and NaturalResources Strategic Plan (2010-2014) accessed athttp://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar_EN/ETKB_2010_2014_Stratejik_Plani_EN.pdf.[3] Turkey’s Investment Incentive System accessed athttp://www.invest.gov.tr/en-us/investmentguide/investorsguide/pages/incentives.aspx[4] Energy Efficiency Strategy Paper 2012-2023 accessed athttp://www.eie.gov.tr/eie-web/duyurular/EV/EV-Strateji_Belgesi/Energy_Efficiency_Strategy_Paper_2012.pdf[5] Ceylan, Y., “Türkiye’de Sanayide Enerji VerimliliğiÇalışmaları”.[6] Turkey’s Statistical Year Book 2011, Turkish StatisticalInstitute, page 59.28

BİLDİRİLERPROCEEDINGSCFB TECHNOLOGY TO ADDRESS TURKEY’S ROUTE TOA INDEPENDENT ENERGY FUTURE BASED ON COALBatu GÖKERDoosan Power SystemsTurkeyHans PIECHURADoosan Lentjes GmbHGermanyABSTRACTTurkey can draw back on a huge amount of indigenouscoal which to some degree is used to generate power. Afurther usage is very depending on matching Internationalstandards for a clean energy utilization. If this can bemet, Turkey can benefit manifold from the use of itsdomestic fuels, e.g. employing a lot of people, reducingits dependence from importing fuel, increasing energyindependence and numerous others. Thus installing aenvironmentally compliant technology for the use of coal isessential for the country.Under such circumstances the power generation based thelocal fuels is a challenge when gas is not available or athigh price only.The portfolio of Doosan covers the whole range of potentialcoal based combustion applications for Turkey. In addition,the company owns all technologies needed to comply witheven strict environmental limitations as several processesto reduce sulphur dioxides, to limit the formation of NOx andthe emission of particulates. Furthermore, steam turbinemanufacturing is a part of the product portfolio allowing thegroup to provide a full power island to interested customers.A short survey on such range will be given and a moredetailed presentation on the approach towards handling thelocal lignite in a CFB meeting customer requirements.The use of these fuels for power generation requestsfor specific features of the CFB applications in order tomeet the requirements such as more and more stringentemission limits, high boiler efficiency, not seldom projectfinance criteria and others.Examples will highlight the design of different CFB boilersfor Botswana, for the Czech Republic and for France, wherecoal of different quality have been and will be burnt.AVAILABE TECHNOLOGIESThe first picture shows the different technologies applicablefor the intended load range for Turkey. The smaller range,Availabe Technologies for small up to large scale sizes for powergenerationmostly reserved for the local lignite, covers the powergeneration capacities of approx. 100 MWe up to approx.300 MWe based on Circulationg Fluidized Bed (CFB)combustion technology, while the larger sizes will bereserved for Pulverized Coal (PC) processes more basedon fuels with higher values either mined locally or imported.These may range up to 600 MWe and more.The different concept with 2 to 6 cyclones are the result ofthe cyclone volume flows resulting in still experienced sizesof the cyclones. An additional complication results fromthe geographic location of the lignite mines in Turkey, notseldom reaching an elevation of 1.600 m. At such levels, theactual flows, responsible for the cyclone volume flows, dueto the low density are rather high. This implies that basicallyboilers for such lignite are comparable large in relation totheir power output.DEVELOPMENT OF THE LURGI CFB-PROCESSThe CFB process offers, as known, the significantadvantage that today’s emission limits can be met withoutany additional equipment as• Sulphur capture is done in the system utilizing the inherentlimestone in lignite and/or by externally adding additionallimestone.• The formation of nitrogen oxides are inhibited due toa staged air supply in the combustion section and themoderate combustion temperature of around 850 °C.• In addition, the characteristics of the CFB technology allowfor a wide fuel range of changes in the fuel composition.29

BİLDİRİLERPROCEEDINGSThis is especially true for the technology offered by us dueto the use of the external Fluidized Bed Heat Exchanger(FBHE) which is often characterized as a “variable heattransfer surface” and which will be explained later.Over the years this CFB system, originally developedby Lurgi and today marketed by its successor companyDoosan Lentjes, has been developed and improved withrespect to fuel requirement as well as with respect tooptimisation of equipment, its detailed design in specificareas and the arrangement of the equipment. The mostimportant of these features will be highlighted in thefollowing figure:quick and easy response to operational requirementsand simple control of the combustor temperature justby varying the ash flow by means of the Spiess valveaheavy duty equipment with a history of application ofmore than 30 years, coming up in roasting and calciningplants.Over the years the design of the FBHE has undergonesignificant face lifting which may be applied based onthe fuel and the specific plant requirements. Were theFBHEs in the firsts units designed as metal casings witha thick multiple layer refractory lining, the casings of thenext generation were already formed by membrane walls,now requiring only a thin refractory lining, far simpler toerect and to maintain. These FBHEs, however, werestill separate boxes standing or hanging aside the CFBcombustor, requiring numerous down comers and risers asthe connection to the water / steam system. The followinglogical step has been executed first in the two Texas NewMexico plants (175 MWe each) in 1990: the FBHE casingswere integrated into the water wall design of the combustorbottom part.FLUID BED HEAT EXCHANGEROne of the most important features of a Lurgi CFB systemis the Fluidised Bed Heat Exchanger (FBHE), an equipmentallowing heat transfer from hot ash to the water steam side.The main advantages are,• Constant combustion temperature at optimum level, evenover a wide load range, resulting in• Suppressing thermal NO xformation• Minimising limestone consumption for desulphurization• Achieving good carbon burn-out performance over thefull load range• High fuel flexibility, i. e. use of a wide range of fuelsin individual CFB boilers while showing all featuresmentioned above – cf. Figure 2.• High efficiency heat transfer in a none erosiveatmosphere.• The option to chose the optimum position of heat transferareas with respect to part load requirements,• Economic aspects due to minimising heat transferareas,• Varying fuel qualities during boiler operation.• The possibility to place high temperature superheatersurfaces into the FBHE rather than into the corrosivefluegas atmosphere in case of burning high chlorinecontaining fuels, thus avoiding high temperature chlorinecorrosion• No additional heat transfer panels in the erosiveatmosphere of the combustor• No necessity for flue gas recirculation, thus minimisingthe plant´s physical sizeThis change demanded a concept change of the water/steam cycle. Due to the fact, that the FBHEs were directlyattached to the combustor, it proved to be useful to supportthe combustor and FBHE loads from below. Consequentlythe combustor was no longer designed as top supported,like in the first generation of CFB plants, but a bottomsupport or a combination of top and bottom support wasdeveloped. The selection of one of these concepts issubject to conditions as power output, fuel quality, andsteam conditions.FUEL REFERENCESLow quality fuels are generally the preferred feedstockfor CFB units, especially fossil fuels with high ash, highsulphur, and low volatile contents, thus low reactive fuelswith low heating values, but also wood, wood waste,bark, sludges and other waste materials, i.e. fuels,which cannot be handled at all in conventional units orat high additional costs only. The following table showsthe variation of fuels which can be used in CFB boilers,sometimes some of these fuels have been burnt in asingle unit only demonstrating the inherent fuel flexibilityof this design.30

BİLDİRİLERPROCEEDINGSCFB units in the capacity range of 100 – 150MWe havebeen the “standard” utility application in the last 10 – 15years. Examples for the design of such medium sized unitsare:Morupule, Botswana, 150 MWeBotswana can to some degree rely on domestic fuelresources which so far are used in smaller PC fired units(35 MWe) with are aged and no longer complying withenvironmental standars. This fact and the huge need toprovide power for Botswana independant from South Africaand its ongoing lack of power, the local Botswana PowerCompany decided to build for new 150 MWe plants basedon CFB technology.The fuel for such boilers is reasonable and thus the designof a 150 MWe unit could be done with two cyclones only.This is owed to the low volume flow the fuel for this boilerrequires not exceeding out-of-experience sizes for thecyclones design. The 3D-model shows boilers, cyclones,back pass and the fuel silos. The boilers are in thecommissioning stage and will shortly provide electric powerto secure the supply in Botswana.Large CFB applications become more and more state ofthe art for the mid-size range of utiliy applications, e.g. 300MWe. Examples are the early-bird arrival of such plant inGardanne, explained below, and the newer facilities forIndia, i.e. Neyveli in the Tamil Nadu state burning lignite ina 290 MWe boiler and a similar application in Bhavnagar,again lignite based with 290 MWe.Gardanne, France, 250 MWeThe first CFB plant exceeding 200 MWe installed capacitywas the Gardanne boiler commissioned 1995 in the Southof France. This boiler, which had to fit a 250 MWe steamturbine, was designed for dual fuels. The lignite mine wasknown to exhaust during the lifetime of the boiler andthus imported “world-coal” from the nearby harbour inMarseille was considered as a fuel for later use. The fuelcharacteristics were already remarkable different as to beseen on the below figure.Tisova, Czech Republic, 100 MWeSimilar to the GIPCL units the Tisova plant hasincorporated a fully water walled designed CFB bottompart as shown above. The difference in the outerdimensions of a CFB plant of the same capacity, butnot applying the integrated design, can convincingly beseen on the below figure where two boilers in the twobuildings are installed, the lower one keeping the bottomsupported design.The fuel pricing during recent years triggered the incentivefor the owners of the Gardanne plant to even furtherexperiment with other fuels. Thus, they have purchased petcoke to be added to the bituminous coal and for some timeto completely replace coal[1].This gives an excellent proof of the fuel flexibility of a evena large plant if designed with the FBHE which allow foradjustment of process conditions for different fuels.31

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTHE TURKISH CHALLENGETo benefit from the huge local fuel resources ways needto be established to burn those fuels which are oftencharacterized by low heating values due high moistureand ash content, in an environmentally sound manner atthe same meeting the requirements of nowadays privateinvestors regarding profiting from such projects whichusually requires some high availability.To burn local lignite with a lower heating value of slightlyabove 1.000 kcal/kg only is – as proven – possible.However, most of the CFB boilers recently awarded accountfor a significantly higher value which requires less adoptionof the CFB technology to meet owners and environmentalrequirements.What is the Doosan Lentjes approach? Recognizing thatthe lignite combustion shall fulfil the following conditions:• Safe combustion on lignite without supporting fuel duringa wide load range,• Environmental compliance, preferably without add-ongas cleaning equipment,• Optimisation of carbon burnout and efficiency,• A load pattern to follow grid requirements e.G. Allowingfor 60 % operation without supporting fuel,• Easy and reliable operation.Based on such conditions and knowing about the need ofmaintaining a temperature level in the combustion system tofulfil above requirements DL has looked to past experienceand looked into where CFB came from: the combustionof much worse fuel then generally applied today. Initialconcepts have clearly distinguished between combustionand heat removal in the combustions systems. Thus theproposed configuration today accounts for:• An almost adiabatic combustion chamber allowing tomaintain a rather temperature profile of e.g. 850 °C overthe required load range due to the “variable heatingsurface” of the FBHE. Such combustion chamber allowsfor optimisation of sulphur capture, nitrogen oxideinhibition and carbon burn out without taking care of anyneeds to meet heat removal conditions.• A fully separate system to remove the heat, seen as aheat recovery section as a second pass including heatingsurfaces as all economizer and all evaporator bundlesand part of superheater and reheat bundles.• Final superheating and final reheat will be accomplished inthe FBHE allowing to minimize any spray as temperaturecontrol is done by variation of the ash flows across theFBHE.Basic idea behind such approach is to take care of thelow adiabatic combustion temperature of such local lignitein the range of 1.100 °C compared to more conventionalcoal at 1.600 °C. Such low adiabatic temperature requiresto keep the heat in the combustion system during thecombustion process and to delay the heat removal after theflue gas has left the combustion environment. By means ofthe FBHE, the required temperature level can be effectivelycontrolled by the flow ash over a broad load range withoutany additional complication of the combustions process. i.e.maintaining the target temperature of approx. 850 °C overthe full load range and thus avoiding any thermal cycling ofthe internals.Furthermore, such approach allows for rather high steamconditions as there is strict split between the combustionprocess and the heat pickup allowing for an optimizationof either system, e.g. going for higher steam conditions inthe heat recovery section without concerns on e.g. watercirculation. This eases the whole design of the boiler.Such system configuration meets the needed requirementsof owner, operator and grid.Generic technical data, no reference at all to Kangal e.g.Size range 120 – 150 MWe etc.The concept initially was realized in the first CFB plantsin Germany, e.g. Lünen and Duisburg. Both of them weresupplied with full adiabatic combustion chambers improvingthe performance for bad coals. Lünen in the meantime isshut down after more than 30 years of lifetime, while theplant in Duisburg continues to operate as a major source forproviding district heating to the city and thus requiring somehigh availability. Duisburg is in operation since more than20 years based on the proposed concept.REFERENCE[1] T. Le Guével, P. Villemonteix, Provence 250 MW CFB:Two years of operation feedback with firing importedcoal and petroleum coke at the ratio 50 %, VGB 200432

BİLDİRİLERPROCEEDINGSBELCHATOW - RETROFITTING THE EU’S LARGEST POWER PLANT SITEDr. Christian STORMBabcock Borsig Steinmüller GmbH(BBS)Dr. Georg GASTEIGERBabcock Borsig Steinmüller GmbH(BBS)Dr. Bernhard PINKERTBabcock Borsig Steinmüller GmbH(BBS)Dipl.-Ing. Frank ADAMCZYKBabcock Borsig Steinmüller GmbH(BBS)mgr inż. Krzysztof MATYSKIEWICZPGE Elektrownia Belchatow S.A.ABSTRACTMost of the power plants in Eastern Europe are 25 to 45years old. The Eastern European countries are obligedto fulfill the European Guidelines to reduce the emissionson air pollutants and dust. Under consideration of theremaining lifetime of pressure parts and the requirementsregarding the environmental protection modernisation is analternative to the construction of new power plants.Units 1-12 of power plant Bełchatów were built between1978 and 1988. The original units were identically equippedand their unit capacity amounts to 370 MW each. At thetime of completion total power reached a capacity of 4,320MW. Since then it is the largest lignite-fired power plantlocation in Europe and one of the largest worldwide.Until now the power plant has been fed up by coal from theopen-cast mining of Klesczów. The annual consumptionamounts to appr. 34 million tons of coal. A modernisationhad become necessary on basis of an operation periodlonger than 150,000 hours. The change of some pressureparts is required latest after 200,000 hours. AdditionallyPoland is obliged to fulfill the European Guideline 2001/80/EG to reduce the emission of air pollutants.Due to the large expense of modernisation the owner PGEdecided to implement measures to increase the efficiency.The measures were elaborated on basis of extended studies.The retrofit works were subdivided into different lots. Thisled to the special situation that all partners were obliged tothe objectives of modernization. In addition to the measureson the steam generator the main works included:• Exchange of the burn-out grate and installation ofmonitoring cameras• Exchange of superheater bundles to increase the lifetimeand steam temperatures• Renewal of the attemporators including the controlvalves• Exchange of the connecting tubes• Installation of an additional feedwater preheater (unit 5)• Installation of a separator in the hot air ducts to reducethe abrasion• Modifying of the coil in the mill chamber and exchange ofthe classifiers• Installation of new steam blowers for purifying the tubebundles and water gun blowers for cleaning the furnacewalls• Installation of an economizer-circulation system for thestart-up process• Exchange of the feedwater start-up control valve• Renewal of cold and hot air ducts• Overhaul of the FD and ID fans1. GENERAL SITUATION OF ENERGY SUPPLY INEASTERN EUROPEAfter a phase of stagnation, the industrial production beginsto grow again in the Eastern European states. But in thelast decades the investment in energy production was low.That is why the installed power plants remained in the statebefore the political change. A lot of power plants are 25 - 45years old. On the other hand the East European statescommitted to fulfill the European Guidelines to reduce theemissions on air pollutants and dust. Under considerationof the remaining lifetime of pressure parts and therequirements to the environmental protection could themodernization be an alternative against the construction ofnew power plants.2. DESCRIPTION OF THE STEAM GENERATORThe units 1 to 12 of the power plant Belchatow were designedas tower type boilers with forced-circulation evaporatorsystem.All boiler walls are formed by means of membranewalls with vertical tubes. The flue gas part behind the furnacecontains of 3 superheaters, 2 reheaters and a 3-stageeconomizer. The bundles of heating surfaces are suspendedby means of supporting tubes. The supporting tubes areconnected as 1 st superheater stage. After leaving the boilerthe flue gas is passed to the regenerative air preheaters.There are 2 air preheaters with vertical shaft installed.The units of the power plant Belchatow are supplied withlignite coal from the mines Kleszczow and Szczercow. Thecombustions system consists of 8 beater-wheel mills, type33

BİLDİRİLERPROCEEDINGSN230.45 (manufaturer FPM Mikolow under licence of EVT)and 2 jet burners for each mill. The burners are aligned toa tangential circuit.The evaporator system of the boiler is equipped with 2circulation pumps, designed for 100 % load (1 operating, 1stand-by pump).The safety equipment of the pressure part includes 2 HPreduction valves and 4 safety valves, installed after thereheater outlet.3. DESCRIPTION OF MODERNIZATION OFUNITS 3, 4 AND 5The modernization of pressure parts and combustionsystem includes the following measures:Installation of a low-NOx firing system by exchange of thecoal dust burners and installation of an overfire air system(2 OFA levels)• Exchange of the burn-out grate and installation ofmonitoring cameras• Exchange of superheater bundles to increase the lifetimeand steam temperatures• Renewal of the attemporators including the control valves• Exchange of the connecting tubes• Installation of an additional feedwater preheater (unit 5)• Installation of a separator in the hot air ducts to reducethe abrasion• Modifying of the coil in the mill chamber and exchange ofthe classifiers• Installation of new steam blowers for purifying the tubebundles and water gun blowers for cleaning the furnacewalls• Installation of an economizer-circulation system for thestart-up process• Exchange of the feedwater start-up control valve• Renewal of cold and hot air ducts• Overhaul of the FD and ID fansNot included in the BBS scope was the modernizationof the steam heated air preheaters and regenerative airpreheaters.4. PROCESS DESIGN OF MODERNIZATION4.1. Water – Steam - CycleThe most important elements to improve the efficiency arethe increase of steam temperatures and pressure. This wasonly possible with the simultaneous exchange of HP and IPsteam pipes and HP and IP as part of the steam turbine.The LP part of the turbines was already modernized in thelast 15 years.Table 1. Process Data Of Original Design And Of ModernizedUnitsOriginal ModernizationDesign Unit 3 Unit 4 Unit 5Year of Contract 2005 2007 2009HP Mass Flow t/h 1090 1,100 1,100 1,125HP SteamTemperature°C 540 550 550 570Reheated SteamTemperature°C 540 570 570 570Boiler FeedwaterTemperature°C 255 255 255 275HP SteamPressureMPa 17.7 18.0 18.0 18.5Gross Efficiency % 38.1 39.3 39.3 40.1Lower CalorificValueMJ/kg 7.75 7.75 7.75 7.75Fuel Mass Flow t/h 442 449 449 431Generated Heat MW 852 870 870 860CombustionPowerMW 946 960 960 948Generator Output MW 360 380 380 380According to the data from Table 1 the gross efficiencycan be increased up to 2 %. After its modernization unit5 achieves an increased combustion power of 2 MW anda higher generator output of 20 MW. The units recentlyoperate by use of coal from the Bełchatów mine. The foulingTable 2. Fuel Characteristics Of ModernizationFigure 1. Boiler drawing unit 5 after modernization (steamtemperatures 570/570 °C, feedwater temperature 275 °C, highestefficiency)Design Coal Fuel RangeCarbon Ma% 23.20Hydrogen Ma% 1.92Sulfur Ma% 1.07 0.6 … 1.85Nitrogen Ma% 0.32Oxygen Ma% 10.69Moisture Ma% 51.40 47 … 56Ash Ma% 11.40 8.7 … 18.4Volatiles {daf} Ma% 54.00 49 … 58LHV MJ/kg 7.75 6.5 … 8.734

BİLDİRİLERPROCEEDINGScharacteristic of this coal is moderate. The modernizationwas carried out under consideration of the future use ofcoal from the Szczerzow mine. This coal contains of a moreunfavorable mineral composition, which with lead to morefouling at the heating surfaces. These facts have alreadybeen considered in the boiler design.4.2. Pressure Part And Superheater CircuitThe increase of superheated steam pressure was notproblematic because the design pressure on the superheateroutlet was 21.0 MPa according to the original design. But theincrease of steam temperatures required the enlargementof heating surfaces and the change of materials.As a result of the enlargement of the reheater surfacesthe superheater P1B, arranged behind the reheaters, nowreceives a lower level of heat. To compensate this andincrease the superheater outlet temperature by 30 K, it wasnecessary to extent the superheater surface substantially.This problem was solved by separation of the evaporatorund the use of the upper part as superheater surface. Forunit 5 the separation point was located at level 45 m.The higher feedwater temperature required the installationof an additional extraction on the HP turbine part and a3 rd feedwater preheater. The cold reheater mass flow wasreduced by 50 t/h. The reduction of the combustion powerrequired the installation of a 4 th stage of superheater P1Band the move of economizer bundles 3 m above. Theeconomizer surface was adapted to the required flue gastemperature of RAPH inlet.4.3. Design Of Firing SystemUnder consideration of the given boundary conditions andthe costs a new design of the firing system was developed.Especially the measures of the furnace chamber and thelevel of the lowest superheater could not be changed underconsideration of the cost. According to the volumetric heatrelease rate of 0.10 MW/m² the furnace outlet temperatureamounts to 1,070 to 1,090 °C. Under consideration ofthe existing hot flue gas recirculation it was not possibleto arrange the overfire air injection between hot flue gasrecirculation and 1 st superheater.The new firing system is based on Low-NOx jet burners with3 coal dust injections according to the newest BBS-design.In order to realize a high jet momentum a high velocity levelat the coal dust and air injections was selected.The first overfire air injection was arranged below thedischarge point of the hot flue gas recirculation. The numberof nozzles was increased from 12 at unit 3 to 18 at unit 5.The optimized arrangement was determined by means ofCFD simulations.The 2 nd stage of overfire air injection was arranged in thearea of superheater 3 under application of lances. TheFigure 2. Lances of overfire air level 2, arranged in the area ofsuperheater 3.reason for this arrangement is the necessary delay time offlue gases between the burners and the last air injection.The number of lances was conditioned by the number ofrows of supporting tubes, the number of nozzles of eachlance follows the number of superheater plates.Figure 3. Arrangement of coal dust burners, overfire air injectionsand burner details.4.4. Coal Mill And ClassifierThe 8 beater-wheel mills are equipped with a geared clutchto influence the speed. The speed can be regulated in therange between 420 and 500 rpm. This allows a maximumvolumetric flow of 320,000 m³/h according to a nominalfuel input of 80 t/h. The need of fuel at 100 % boiler loadamounts to 450 t/h and the can be reached by 6 operatingmills only.The analysis of the mill and classifier showed that theLow-NOx-Combustion required some modifications. Thefirst modification was a new design of the mill chambercoil because the old one was too large which sometimesresulted in an unstable discharge of coal dust.The new designed classifiers were supposed to accomplisha better coal dust distribution to the burner and a morestable transport. For a better control of the flue gastemperature behind the classifier a flue gas recirculation35

BİLDİRİLERPROCEEDINGSduct was installed. The flue gas recirculation is equippedwith an electrical control flap.5. PROCESS DATA OF THE WATER ANDSTEAM PARTA requirement of the modernization contract were someguarantee values for steam temperatures and emissions(CO and NOx) requested by the customer. To fulfill theserequirements the HP steam temperature, in the rangebetween 50 to 100 % boiler load, had to maintain constantas well as the range of the reheater steam temperaturebetween 70 to 100 %.The thermodynamic boiler design was based onmeasurements before the modernization. The results havebeen transformed to the modified firing system. Figure 4shows a comparison between predicted and measuredvalues of the transferred heat to the different heatingsurfaces. The very low transferred power to heatingsurfaces P0 and P1A results from the important content ofmoisture in the saturated steam and has been consideredin the process calculation of unit 5. The required steamtemperatures were reached.firing system. If the combustion operates with a high airexcess the steam temperature was low. After reducing theair excess in the burner level and optimizing the relationbetween the first and the second over-fire-air levels it waspossible to reach the required steam temperatures at partialload. The reduction of the air excess in the burner level ledsimultaneously to lower CO and NO xemissions.6. OPTIMIZATION OF THE FIRING SYSTEMThe optimization of the process engineering was performedby evaluating the process data by the means of numericalcalculations. For the combustion process some CFD studieshave been carried out.Figure 6. CFD simulations of the combustion-temperature profilewith 1200°C-iso-surface.The result of CFD-analysis and test of the firing systemshows that a high level of primary air volume flow has anegative influence on the emissions. This results froma delayed ignition due to the lower momentum of burnerjets and the reduced primary air ratio. For this reason theprimary air flow was reduced which required the increaseof the flue gas temperature prior to the mills. The controlconcept of the mills was modified.Figure 4. Comparison between calculated and measured heatconsumption (unit 3).At the beginning of the optimization it was difficult toreach the required steam temperature at partial load. Thetemperature on superheater outlet was only in the rangebetween 530 and 540 °C due to the low-NOx-optimizedThe next main focus was the general optimization of airflows to the burn-out grate, the mills (primary air), theburners (secondary air) and the overfire and wall air systemsunder consideration of the air staging in the combustionchamber.Figure 7 shows the adaption of the OFA curves during thecommissioning works. The values at nominal load were onlymarginally changed. At partial load a significant modificationof the curves was necessary. At lower loads up to 70 %the OFA1 dominates in the overfire air system. At higherload the OFA2 injection is mainly responsible for controllingemissions. The conclusions of these experiences are:• Under consideration of the existing measures of thecombustion chamber the installation of 2 OFA levels wasindispensable• The OFA2 level must be arranged in the maximumpossible distance to the upper burnerFigure 5. Superheater-characteristics after optimization.A typical run of the emissions and the unit power over 24hrs is shown in Figure 8.36

BİLDİRİLERPROCEEDINGSfeedwater temperature was increased from 255 to 275 °C,additionally. The gross efficiency of the unit was increasedby 2 %. These modifications correspond to a reduced coalconsumption of 70 million tons in 30 years (10 units) whichallows the extension of the coal mines and the power plant’soperation time up to 1½ year.The retrofitting of Poland’s largest coal fired power plantcan be a model for other power plants in Eastern Europe.Figure 7. Optimization of the control curves for the overfire air(unit 5).Figure 8. Generator Output, CO and NOx-Emissions Unit 5 (24hrs, 30 min Mean Values).7. SUMMARY AND UND OUTLOOKThe retrofit of the units 3, 4 and 5 included the extension ofthe lifetime and the reduction of the CO and NO xemissions.The NO xemission was reduced from 350 mg/Nm³ below200 mg/Nm³, the CO emission respectively. Unit 7 is incommissioning phase, Units 8 – 12 will follow between2013 and 2016.Furthermore the unit power was increased from 370 to380 MW. The modernization also increased the boilerefficiency by modernizing the turbine HP and IP partsand increasing the HP and IP temperatures. At unit 5 the37

BİLDİRİLERPROCEEDINGSYENİ DÜNYA DÜZENİNDE İKLİM DEĞİŞİKLİĞİ VE ENERJİ YÖNETİMİÇağla BALCI ERİŞRüzgar DanışmanlıkÖZETBildiri, yeni dünya düzeninde değişen dalgalardasürdürülebilir kalkınma çerçevesinde iklim değişikliği veenerji yönetimine dair bir değerlendirme yapmaktadır.Aşırı fosil kaynaklı enerji tüketiminin neden olduğu iklimdeğişikliği, kuraklık ve afet gibi sosyo-ekonomik çok ciddiproblemlere yol açmaktadır. Kısa süre içerisinde ciddiönlemler alınmaz ve sürdürülebilir kalkınma ile enerjiverimliliği ve emisyon azaltım çalışmaları yapılmaz isebahane olarak kullanılan ekonomik maliyetlerden çok dahabüyük, karşılanması imkansız bedellerle karşılaşılacaktır.1. GİRİŞ20. yüzyılın sonlarına doğru hızla gelişen teknolojik veendüstriyel gelişmeler çevresel değerlerde zarara nedenolmuş ve çözüm için 1972’de Stockholm Konferansı’nda,1983’te Birleşmiş Milletler tarafından oluşturulan DünyaÇevre ve Kalkınma Komisyonu’nda tartışmalar başlamıştır.Gelişmiş ülkelerde tüketimin fazla olması, üçüncü dünyaülkelerinde de nüfus artışının hızı, küresel anlamdaekonomik, sosyal ve çevre sorunlara neden olmuşturve bunlardan bir tanesi de iklim değişikliğidir. İklimdeğişikliğinin en büyük nedeni de enerji tüketimimizin büyükbir kısmının fosil yakıtlara bağlı olması ve enerjiyi verimlietkinyönetememektir.Türkiye, 2011’de %8,5 büyüyerek G-20’de Çin veArjantin’den sonra 3. olmuştur[1]. Enerji kullanımının her yıl%7 artması ve bu enerjinin %70’inin dışarıdan alınması, cariaçığın %80’inin enerjiden kaynaklanmasına yol açmaktadır.(2011 sonu yıl itibariyle 77 milyar dolarlık cari açığın 54milyar doları enerji ithalat faturasıdır[2].) Ayrıca Türkiye’dekişi başına düşen karbon miktarı 5 tona ulaşmıştır[3]. Buverileri değerlendirdiğimizde Türkiye’nin de geçen seneDurban’da yapılan iklim toplantısında Çin ve Hindistan’ınaldığı büyüme ve kirletme tepkisini alması çok yakındır.Burada önemli olan konu, dünyada iklim değişirken,kaynaklar tükenirken ekonominin ya da sanayinin nereyekadar ve nasıl büyüyebileceği konusudur. Dolayısıyladüşük karbon ekonomisine geçişin aktif olarak yaşandığı bugünlerde enerji kaynak sıkıntısı, jeopolitik rekabet konusuolmakta ve küresel çapta siyasal ve ekonomik istikrarındeğişmesine ve bozulmasına yol açmaktadır.2. İKLİM DEĞİŞİKLİĞİ VE ENERJİİklim değişikliği, bilimsel olarak klimatoloji dalına göreincelenen bir tür atmosferik ya da astronomik değişikliklerdir.Dünya eskiden güneş, dünyanın astronomik hareketleri,volkan patlamaları ve kıtaların hareketleri gibi doğaletkenlerden dolayı 150 bin yılda 1 °C derece ısınır ya dasoğurmuş. Ancak artık 1850’de sanayileşmenin yavaş yavaşbaşlaması ile 2000 yılına kadar yani 150 yılda 1 °C dereceısındı. Önümüzdeki 100-150 yılda da dünyanın yaklaşık4-5 °C derece daha ısınması bekleniyor. [4] Kısacasıbiz insanoğlu olarak bu değişimi 1000 kat hızlandırarakkendimize çok büyük bir sorun yarattık ki bu dünya için çokhızlı, çok büyük ve görülmemiş önemli bir problemdir.Sanayileşmenin büyümesi ile doğru orantılı olarak artanenerji talebi ve bunun fosil yakıtlara bağlı olması yıllarcadengede giden karbondioksit miktarını artırdı ve sonuçdünyanın çok hızlı bir ısınmaya doğru gitmesi. Tabi araziörtüsünün değişimi ve nüfus artışı da iklim değişikliğineneden olan etkenler arasındadır.İklim değişikliği; başta afetler olmak üzere, sağlık, hava,tarım, turizm, ormancılık, kıyı ve su kaynakları ile doğalekosistemlerde değişiklik olmak üzere birçok alanda sosyoekonomikaçıdan problemlere neden olmaktadır. Örneğinsu kaynakları konusunu ele aldığımızda Türkiye’de kişibaşına düşen su miktarının 1990’larda 3.000 m³ iken2050 yılında, sadece nüfus artışından dolayı 1.240 m³olması beklendiğini, ancak buna iklim değişikliği etkisini deeklediğimiz zaman, 700 m ³ ’e kadar düşme ihtimali olduğugörülmektedir[5]. Dolayısıyla kuraklık nedeni ile yağışlarında azaldığını dikkate alarak daha fazla su hasat edebilmekiçin, su kaynakları ve su havzaları, sürdürülebilir kalkınmapolitikası çerçevesinde korunmalıdır.Enerji üretim ve tüketim süreçlerinde ortaya çıkan seragazı emisyonları küresel ısınma ve iklim değişikliğinde enbüyük role sahiptir. Dünyada enerji talebindeki yıllık artış38

BİLDİRİLERPROCEEDINGSortalaması %4,2, karbondioksit artışı %20 ve kişi başınadüşen karbon ton miktarı ortalaması 2 ton iken; Türkiye’ninenerji talebindeki yıllık artışı %7’ye, emisyonlarındakiartış %120’ye çıkmış, kişi başına düşen karbon tonmiktarı da 5 tona ulaşmıştır. Yani dünyada ekonomikbüyüme devam ederken enerji ihtiyacının aynı orandaartmadığı gözlenmektedir ki bu da sürdürülebilir kalkınmapolitikaları ile ekonomik büyümeye zarar vermeden enerjiverimliliğinin artırılması, çevrenin sürekli korunması vedoğal yenilenebilir enerji kaynaklarının verimli kullanılmasıile yapılmaktadır.3. SÜRDÜRÜLEBİLİR KALKINMASürdürülebilir kalkınma bilindiği gibi bugünden geleceğeçevresel, ekonomik ve sosyal boyutlarıyla insan yaşamınıngereksinimleri ile doğal kaynakların sürdürülebilirliğiarasında uyumlu bir plan yapılmasını amaçlamaktadır.Ancak sürdürülebilir kalkınma olayında önceliklere birazdaha dikkat etmeliyiz. Dünyanın bir tarafından afetlerdenkaynaklanan kayıplarda katlanarak artış var. İklim değişikliği1960’lara göre meteorolojik afetleri 2000 yılında 3 katartırmış durumda ve bundan kaynaklanan ekonomik kayıplar9, sigorta kayıpları da 15 kat artmıştır. Bu afetler 1990’lardayani 10 yılda, 608 milyar dolardan fazla küresel ekonomikkayba neden olmuşken 2050 yılına kadar yıllık 300 milyardolarlık bir ekonomik kayıp olacağı bekleniyor[6].Ekonomik olarak en fazla kayıp zengin ülkelerde olsada gayrisafi milli hasılaya baktığımız zaman fakir ülkelerafetlerden çok büyük almaktadır, Türkiye de buna dahildir.Kısaca iklim değişikliği konusu aslında bir afet gibideğerlendirilmesi gereken ekonomik ve insan hakları boyutuolan büyük bir problemdir.4. ÇÖZÜM ÖNERİLERİİklim değişikliği için yapılan bilgilenme, gelişmiş riskyönetimi ve teknolojik gelişimi çalışmaları insanların dahakaliteli yaşamasına da imkan sağlamaktadır[7].İklim değişikliğinde dünyada zarar veren (kuzey ülkeleri) vezarar gören (güney ülkeleri) olmak üzere bir sınıflandırmasöz konusudur. Bu sınıflandırmayı ortadan kaldırmak içindoğaya ve çevreye verdiğimiz zararı konuşmanın ötesindeharekete geçerek azaltmamız ve çözemediğimiz etkilerinekarşılık da hazırlık yapmamız gerekmektedir.Dünyanın iklim değişikliğine çözüm için ortaya koyduğuetiksel argümanlar şunlardır[8]:1. Zarar ve ziyan için sorumluluk2. Atmosferik hedefler3. Emisyon azaltmanın paylaştırılması4. Bilimsel belirsizlik5. Ulusal ekonomilere maliyeti6. Bağımsız olarak harekete geçme7. Yeni teknoloji potansiyeli8. Prosedürel adalet9. İnsan haklarıBurada ulusal ekonomilerde maliyet, uluslararası toplantılardaartık bir mazeret olarak kabul edilmemektedir. Bilindiğigibi Kyoto Protokolü ile proje (CDM ve JI) ve piyasa (ETS)temelli esneklik mekanizmaları ile zorunlu ve bunun yanısıra gönüllü piyasalar ortaya çıkarak iklim değişikliği içinuluslararası karbon piyasası oluşmuş ve sürdürülebilirfinansman sağlanmıştır.2018 ya da 2020 sonrası için sözleşme altında kurulacak yenipiyasa mekanizmalarından yararlanılması beklenmektedir.(Bu çalışmanın yazıldığı sıralarda henüz Doha’da 18.Birleşmiş Millitler İklim Değişikliği Taraflar Konferansıyapılmadı.) Ancak Uluslararası iklim müzakerelerinde hangikararlar alınırsa alınsın yeni bir anlaşmayı bekleyecek kadarvaktimizin olmadığını bilimsel veriler ortaya koymaktadır.Bu aşamada gönüllü piyasanın gelişimi ve devamlılığı asılfarkı yaratabilecek bir durumdur.Eğer önümüzdeki birkaç sene içerisinde ciddi anlamdasera gazı azaltımları gerçekleşmezse iklim değişikliğininetkileri geçen yıl Filipinler, Rusya, Afrika ve Hindistan’dagördüğümüz ya da en son yaşanan Sandy Kasırgası gibiiklim değişikliği ilişkili olaylardan çok daha kötü durumlarayol açacaktır.İklim değişikliğini önlemek için yenilenebilir enerji kullanımıve enerji verimliliğinin artırılması, atık yönetimininetkinleştirilmesi, içme suyu ve kanalizasyon gibi hizmetlerinyaygınlaştırılması ve kalitesinin yükseltilmesi, sera gazısalımını önleyecek ısı yalıtımlarının artırılması, orman vekorunan alanların genişletilmesi, sera gazı yutaklarınınkorunması ve yaygınlaştırılması, biyolojik çeşitliliğinkorunması, sürdürülebilir tarımın desteklenmesi veemisyonların azaltılması gerekmektedir.5. SONUÇAşırı borçlanma ile gerçekçi olmayan ekonomik büyümehedefleri, ekonomik krizlerin ve iklim değişikliğinin en büyüknedenidir. Küresel iklim değişikliği ile mücadele sırasındahem ekonomik hem de etik bir zorunluluk gerçekleşirken,karşılaşacağınız risk de faydaya dönüşmektedir.Değişen dalgalarda, gelişmiş ya da gelişmekte olan ülkelerayrım gözetmeksizin sürdürülemez ekonomik büyümedenvazgeçerek iyi bir yerde denge sağlaması gerekiyor, çünküküçülen ya da büyüyen değil en hızlı şekilde kararlı ekonomipolitikalarının ortaya konulması gerekmektedir.Sürdürülebilir bir kalkınma politikası ile tüketim ve ekonomikbüyüme eşitlenerek, hem ekonomik krizlerin ortayaçıkması hem de doğal kaynakların aşırı şekilde tüketilmesiengellenir.39

BİLDİRİLERPROCEEDINGSKAYNAKLAR[1] Bahçeşehir Üniversitesi Ekonomik ve ToplumsalAraştırmalar Merkezi Raporu (BETAM),Dr. Zümrütİmamoğlu ).[2] Türkiye Ekonomi Politikaları Araştırma Vakfı(TEPAV).[3] Türkiye İstatistik Kurumu 2011.[4] IPCC Report.[5] Wilhite, D., and R. Pulwarty, 2005: Drought, crisesandwater management. In Droughtand Water Crises:Science, Technology and Management, D. Wilhite(ed), 289-298. Taylor and Francis Press.[6] 2005 NatCatService, Geo Risks Research, MunichRe.[7] Tompkins L. E., and Eakin, H., “Managing Privateand Public Adaptation to Climate Change”, GlobalEnvironmental Change.[8] Kadıoğlu, M., 2008: Küresel İklim Değişimi ve Etik,s.393-424, TMMOB İklim Değişimi Sempozyumu, 13-14 Mart, 2008 Ankara.SUMMARYThis paper presents evaluations regarding climate changeand energy management in the new World, within thesustainable development context. Fossil fuel based energyconsumption caused climate change, brings serious socioeconomicproblems such as droughts and disasters.Measures need to be taken in the short run in order to avoidunrecoverable costs. The cost of not putting the measuresin life will be much larger than the economic costs of themeasures which are used as excuses and also irreversible.These measures include energy efficiency and emissionreductions within the sustainable energy context.40

BİLDİRİLERPROCEEDINGSASSESSMENT OF PROJECT ELIGIBILITY FORMIDSEFF-RENEWABLE ENERGY FINANCINGDeniz YURTSEVERMWH Global, TurkeyMichele MANCINIMWH Global, TurkeyMurat SARIOĞLUMWH Global, TurkeyABSTRACTThe Turkish Mid-size Sustainable Energy Financing Facility(MidSEFF) was launched by the European Bank forReconstruction and Development (EBRD) in collaborationwith the European Investment Bank (EIB) and with thesupport of the European Commission (EU) in April 2011.The objective of the Facility is to ensure technical expertiseis developed to identify and prepare technically andenvironmentally feasible renewable energy and energyefficiency projects and that environmental standardsapplied in Turkey for sustainable energy projects convergewith those of the EU. As a result, the Facility is expected toinstigate a self-sustaining market for investment in mediumsizedsustainable energy projects in Turkey.1. INTRODUCTIONThis paper covers MidSEFF modalities of operation,issues evaluated when considering financing opportunityof renewable projects - including policy and regulationsrequirements - and the up to date results of the Facility.Turkey is adopting new, long-term energy strategiesto reduce its dependence on fossil fuels, and in thisperspective, the diffusion of renewable energy and energyefficiency technologies is increasingly vital for a sustainableeconomic development. MidSEFF constitutes an additionalinstrument for local banks and investors to promotesustainable growth financing a wide range of projects:• Wind power plants (5 to 50 MW);• Hydro power plants (5 to 40 MW);• Geothermal power plants (5 to 50 MW);• Solar power plants with installed capacity higher than 1.5MWp;• Energy Efficiency projects;• Bio-Energy and waste-to-energy projects.• Total investment cost of the Sub-project shall not exceedEUR 50 million;• Internal Rate of Return:• Renewable energy projects: > 7%• Energy efficiency projects: > 10%• Net Present Value: > 0 @ 7% discount rate (only for REprojects)• Pay Back Time:

BİLDİRİLERPROCEEDINGSThe purpose of MWH Consultancy Service for MidSEFF isto:• Ensure the compliance with Turkish and EU environmentallegislations and Directives;• Provide Technical and Environmental support duringproject assessment;• Advice on the use of state-of-the-art technologies;• Contribute to the structuring of project-finance schemes;• Carry out Technical, Environmental, and Financial RiskAssessment and mitigation action;• Check the Preliminary Carbon Credit PotentialAssessment;• Ensure the compliance of each project with eligibilitycriteria of the Facility.Figure 3. Loan Shares and Total Energy Production by ProjectType.Figure 2. MidSEFF Process.Figure 2 presents the summary of MidSEFF process interms of deliverables and timeline.3. MidSEFF RESULTS, ECONOMICS AND RISKSequivalent to 32,230 thousand toe. The total renewableenergy and energy saving generated by the projects inthe MidSEFF portfolio corresponds to an annual savingof 480 thousand toe, which constitutes almost the 1.5% ofelectricity production.Table 1 presents annual total energy production, primaryenergy savings and decreased tCO 2by the MidSEFFfinanced projects.3.1. MidSEFF Overall ResultsThe overall up to date results of the Facility are as follows:• 21 projects financed;• Official disbursement of EUR 360 Million;• 4 additional projects are finalized in terms of assessmentand waiting for disbursement;• The expected total disbursement number at the end offirst quarter of 2013 is EUR 434 Million.The following charts illustrate, divided byproject type, the current loan share andtotal energy production of projects financedunder MidSEFF.Considering the 2012 energy balance ¹ , theannual electricity production in Turkey is¹ 2012 Data from http://www.iea.org3.2. The Economics of the Sub-projects Assessed3.2.1. Economics of hydropower projectsThe economical results of a total of ten hydro powerprojects assessed under MidSEFF are presented in Table2 and Table 3. According to the below figures, MidSEFFprojects demonstrated lower investment amounts in termsof specific costs compared to the benchmark numbersTable 1. Energy and CO 2Savings of MidSEFF ProjectsProjectTypeCapacity[MW]EnergyProduced[GWh/yr]PrimaryEnergy[toe /yr]Turkey energy billreduction[million USD/yr]AbatedtCO 2/yrEnergyEfficiency- 38 37,216 23.4 103,202Geothermal 75 516 134,508 84.7 284,764Hydro 149 420 109,371 68.9 231,935Wind 264 761 198,402 125.0 462,030Total 488 1,735 479,497 302.0 1,081,93042

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTable 2. Investment Cost Ranges for Hydro Power ProjectsASSESSED MidSEFF PROJECTSBENCHMARKTotal Cost Specific Cost Specific CostCAPEXValue UoM Averagevalue11 – 35(23 avg.)[mlnEUR]Range1.5 0.8 – 2.3UoM[mln EUR/MW]Referencevalues1.2 – 2.4UoM[mln EUR/MW]Table 3. IRR and PBT Rangesfor Hydro Power ProjectsRange AverageIRR 7% - 20% 11.4%PBT 4.2 - 11 years 7.9 yearsavailable in the market. Internal rate of return (IRR) andpayback time (PBT) values ranged between 7 to 20 percentand 4.2 to 11 years respectively.3.2.2. Economics of wind power projectsSimilarly, the economical results of a total of nine wind powerprojects assessed under MidSEFF are presented in Table4 and Table 5. According to the below figures, MidSEFFprojects demonstrated aligned investment amounts interms of specific costs compared to the benchmark numbersavailable in the market. Internal rate of return (IRR) andpayback time (PBT) values ranged between 9 to 17 percentand 5.8 to 11 years respectively.3.2.3. Economics of geothermal power projectsA total of three geothermal power projects have beenassessed under MidSEFF so far. The economical resultsare presented in Table 6 and Table 7. According tothe below figures, MidSEFF projects demonstratedinvestment amounts in terms of specific costs within therange compared to the benchmark numbers available inthe market. Internal rate of return (IRR) and payback time(PBT) values ranged between 13 to20 percent and 4.9 to7.4 years respectively.3.3. Typical Risks IdentifiedSuccessful project financing must provide a structure tomanage risks in an optimal way that will provide the bestoutcome for all participants. The project risks identified foreach sub-project translates to risk management structurewhich will support the successful development of theproject.Therefore, identification of these risks during the projectdevelopment stage plays a fundamental role for therenewable energy investments. The project risks can befurther classified under three sub-groups as technical,environmental and social and financial risks.3.3.1. Technical risksTechnical risks can include:• Delays in construction times can have a serious impacton completion time for a project, especially when thetask must be completed before further work can begine.g. an access road must be completed, before the mainsite construction can begin. Schedule delays may occurdue to the weather, vendor associated problems, lack ofcoordination between different suppliers, etc.• Contract Strategy can highly affect CAPEX and OPEXcosts; the measures to cover potential default of thesupplier should be included. Insurance can providefinancial protection from delays or damage duringfabrication, transport, installation, construction andoperational stages.• All renewables projects require a degree of civil worksto be carried out, whether at a large scale like buildinga dam or something less obvious such as a concretebase for a small wind turbine. In between there arealways requirements for foundations on which to placeequipment, buildings to house it, and access roads to sitesTable 4. Investment Cost Ranges for Wind Power ProjectsCAPEXASSESSED MidSEFF PROJECTSBENCHMARKTotal Cost Specific Cost Specific CostValue UoM Averagevalue19 – 50(35 avg.)[mlnEUR]Range1.3 1.0 – 1.5UoM[mln EUR/MW]Table 6. Investment Cost Ranges for Geothermal Power ProjectsCAPEXASSESSED MidSEFF PROJECTSReferencevalues1.0 – 1.7UoM[mln EUR/MW]BENCHMARKTotal Cost Specific Cost Specific CostValue UoM Averagevalue34 –47(25 avg.)[mlnEUR]Range1.9 1.6 – 2.6UoM[mln EUR/MW]Referencevalues1.6 – 4UoM[mln EUR/MW]Table 5. IRR and PBT Rangesfor Wind Power ProjectsRange AverageIRR 9% - 17% 13.5%PBT 5.8- 11 years 7.6 yearsTable 7. IRR and PBT Ranges forGeothermal Power ProjectsRange AverageIRR 13% - 20% 17.8%PBT 4.9- 7.4 years 6.3 years43

BİLDİRİLERPROCEEDINGSchosen for development as they are often remote fromthe existing road network infrastructure. Achieving anyof these constructions requires land surveys to establishthe ground composition and the extent of ground worksrequired. It is also necessary to: design input for buildingsas well as roads that comply with regulations, obtain localauthority permission to proceed with construction andreceive final approval to gain completion certification. Thetime necessary to complete these tasks is highly variable,so planning is extremely difficult.3.3.2. Environmental and social risksWhile environmental and social risks are fairly predictablecompared to technical and economic risks, they caninclude critical aspects which need to be addressed.Many of the measures to address these risks are capturedin environmental, social and health and safety impactassessments. Specific measures are then developed tomanage risks identified within the Environmental, Health andSafety plans and monitoring activities. The environmentaland social risks can involve the following issues:• Emissions / Pollution / Contaminations;• Health and Safety;• Destruction / Damage;• Objections by third parties-Stakeholder engagements.3.3.3. Financial risksFinancial Risk involves fluctuations in exchange rates,increase in interest rates, inflation and volatility of electricityprices. These risks can be mitigated by including hedgingfacilities in the finance package against exchange rate andinterest rate fluctuations, using currency and interest rateswaps, interest rate caps and other financing techniques.4. CONCLUSIONSRenewable energy has come to be a matter priority forTurkey over the past few years as it can significantlycontribute to increasing power generation and differentiatingthe energy supply in an environmentally sustainable way.Since Turkey’s reliance on fossil fuels for power generationhas given rise to concerns, the support of domestic energysources such as renewables has gained a new urgency. Inthis context, MidSEFF contributes not only Turkey’s selfsustainedenergy production but also plays an important rolein reducing greenhouse gas emissions (GHG) for climatechange activities. Therefore, Turkey’s new renewableenergy support mechanism is an important step forward forindustry’s development.44

BİLDİRİLERPROCEEDINGSCOMPARISION OF ARTIFICIAL NEURAL NETWORK ANDMULTIPLE REGRESSION MODELS FOR LONG TERMELECTRICITY DEMAND FORECASTINGEda BOLTÜRKIstanbul Commerce UniversityBaşar ÖZTAYŞİIstanbul Technical UniversityMehmet Çağatay BAHADIRIstanbul Technical UniversityABSTRACTBecause of the feature of non-storabilility, electricitydemand forecasting is being significant for companies andcountries. Present Paper compares the forecasting resultsthat obtained from Artificial Neural Network(ANN) andMultiple Linear Regression(MLR) models. Different numberof hidden layers are tried in ANN and the optimum solutionis taken with 10 hidden layers. Also, the same raw data areused in forecasting by MLR. Mean Absolute Error(MAE)are found in order to find which method is useful to getforecasts. In conclusion, the model which gives minimumMAE is better.Keywords: Artificial Neural Networks, ElectricityConsumption, Forecasting, Multiple Linear Regression1. INTRODUCTIONElectricity consumption forecasting is very significantissue in planning and scheduling in energy management.Resources used for producing electricity are various butlimited in todays world. That situation can take the pricesup. Because of that, knowing the electricity consumptionbefore planning is a crucial information for the future.MLR is used in forecasting too. For instance, Blyth andKaka[8] use MLR in S-Curves forecasting. Another study onMLR is done by Chan et al. [9] that is applied to time seriesforecasting. In Sousa et al. [10]’s study and Bandyopadhyayand Chattopadhyay’s study[11], they use ANN and MLRmodels together in forecasting.3. METHODOLOGYFirstly, data is put in ANN. After that, the same raw dataput in MLR model. The results are compared with MAE andforecasts are showed in graphs.3.1. Artificial Neural NetworkThis method is inspired from biological nervous system. Inthe system each neuron has several numbers of inputs andoutputs. The system learns with these data. After learning,new inputs create new outputs. A big ANN system can becomposed from many neurons.In this method, the data is divided in three. Generally %70of data is taken as training,% 15 data is used for testing andthe rest of them is taken for validation. In training step, themodel recognizes the pattern with the training data. Thesedata known as input data.bjElectricity consumption can be categorized in threeways. These are short term, medium term and long term.Generally, short term electricity forecasts are between 3months and 1 year, medium term forecasts are between1 year to 3 years and long term is more that three years.These electricity consumption forecasting problems can besolved in data mining, fuzzy logic, grey systems, particleswarm optimization… etc. In the following part, ANN andMLR models are introduced.Seasonality code : 1-12(starting month )Electricity Consumptionin Month 1Electricity Consumptionin Month 2Electricity Consumptionin Month 3Electricity Consumptionin Month 4Electricity Consumptionin Month 5Electricity Consumptionin Month 6bnElectricityConsumption inMonth 72. LITERATUREIkWjkVjWnjOnANN has been applied in different areas like; regressionanalysis, time series forecasting, classification, robotics and…. etc. The subject of electricity forecasting is widely use inANN with different aims. These can be forecasting the price[1][2] [3][4][5][6], loads[7] and consumption of electricity.Input layer Hidden layer Output layerIk = Input layer vectorVj= Neurons in hidden layerOn= Output layer vectorb = bias vectorW = Weight vectorFigure 1. The ANN System for electricity consumption forecasting.45

BİLDİRİLERPROCEEDINGSIn this figure, first six months are taken as inputs. Firstvariable belongs to January, second variable belongs toFebruary and finaly twelfth value belongs to December. Inorder to include the seasonality, a seventh variable includedto learned system as an output. With all above, an optimumnetwork structure is tried to created.The system can be worked by several times. In our study,the system ends under two criterations. These are selectedas below and these criterations are recognized to system.1. The point that MSE increased again,2. 1000 iterationsIn order to measure the performance, MSE(Mean SquareError ) and MAE(Mean Absolute Error) has applied in theend. The mininum MAE and MSE shows that which systemworks better.1MAE :n∑n1forecasted − actual1 nMSE : ∑ forecasted − actual1n3.2. Multiple Linear RegressionSimple Linear Regression consist of only one variable andlooks like;Y = α+ βX2(1)(2)(3)On the other hand, MLR models involve more than oneregressor variable. MLR model can be shown as follows,Y = β K+0+ β1X1+ β2X2+ βnXnIn this equation, the parameter β ipresents the expectedchange in the response y per unit change in x iwhen all ofthe remaining variables x jare held constant.4. RESEARCH AND STUDYIn this paper, a company’s electricity consumption data areused. Data consist of 150 months.Figure 2. A Company’s electricity consumption data (150 month)(4)Table 1. The Results Of ANN With Different Number Of Neurons In Hidden LayerTraining Validation TestNumber ofNeuron inHidden LayerMSEMAECorelationMSEMAECorelationMSEMAECorelation2 102536578659287 8916191 0,46 77295348674765 7788898 0,46 77150531203435 7644111 0,523 10470196228410 2441389 0,94 12642348749587 2736508 0,93 7825755868678 2111512 0,964 37198727671256 4947922 0,80 38873815349913 5207431 0,81 77030721208998 7656586 0,655 339984741427861 15223251 -0,72 404246312189923 17557932 -0,66 412846241788137 18098983 -0,666 253597239315189 13379856 -0,19 262652344490250 14244848 -0,03 212239491941289 12349966 -0,027 37101460282113 4715558 0,82 58174551731504 6125072 0,69 32365589786328 4525657 0,818 135648073880840 9294161 0,50 71295862910055 6696864 0,68 89908457652731 7503327 0,389 2065833308146 1157094 0,98 2080542026932 1150355 0,98 1711802758184 1068980 0,9910 40943065045 161418 0,99 52366558909 180107 0,99 49632959072 182100 0,9911 98389902195477 8801042 0,87 116960655475864 9920913 0,88 71681346597287 7450069 0,8612 63987607948540 6772380 0,86 27960522715127 4375250 0,94 36432174613565 5169839 0,9113 36236492429440 4830537 0,80 27863662041497 4539725 0,91 41534159803357 5523252 0,7614 15622684018535 3311181 0,97 14418691079494 3249074 0,96 18571356821914 3805599 0,9615 95232035476884 7520839 0,62 139791597440743 9764782 0,45 88812082527227 7531981 0,6316 5758392293841 2081347 0,98 4685690084646 1950351 0,99 6667570635356 2273597 0,9817 5513352121587 1893634 0,97 3555773524129 1577030 0,98 4655678825510 1680858 0,9618 19205719606150 3437087 0,97 12490218639823 2336459 0,97 14664504331828 2973718 0,9619 5688853666008 2026772 0,97 7454882582393 2186503 0,97 7252670802536 2378051 0,9520 9093565628526 2443039 0,95 10569853243927 2718572 0,94 5055845502657 1729213 0,9646

BİLDİRİLERPROCEEDINGSFigure 5. The Corelation between actual and predicted value intest set.Figure 3. The Corelation between actual and predicted value intraining set.Figure 4. The Corelation between actual and predicted value invalidation set.Figure 6. The Actual and forecasted electricity consumptionsobtained from MLRAs it can seen that, we can forecast the future values with After this calculation, the forecasts are represented in10 hidden layers to get the optimum level. After forecasting, Figure 6.the relationships of the training, test and validation datasets are shown in the figures as follows;Depending on this equation, MAE is %5.62 for MLR.In addition to that, MAE of the ANN is calculated as %14. 5. CONCLUSIONThe coefficients of MLR model are calculated and theequation is presented as follows.Accurate electricity demand forecasting is importantY=961528,4-0,15144X 1+0,22883X 2+0,086434X 3-(5)for pre-planned scheduling and planning in plants and0,06812X 4+0,34492X 5+0,53392X 6 companies. In this paper, the capabilities of ANN and MLRTable 2. The Results of Multiple Linear Regression ModelCoefficientsStandadErrort StatP-valueLower%95Upper %95Lower95,0%Upper95,0%Intercept 961528 845944 1,137 0,258 -711950 2635007 -711950 2635007X 1 -0,151 0,085 -1,785 0,077 -0,319 0,016 -0,319 0,016X 2 0,229 0,097 2,371 0,019 0,038 0,420 0,038 0,420X 3 0,086 0,101 0,857 0,393 -0,113 0,286 -0,113 0,286X 4 -0,068 0,101 -0,676 0,500 -0,268 0,131 -0,268 0,131X 5 0,345 0,096 3,596 0,000 0,155 0,535 0,155 0,535X 6 0,534 0,086 6,185 0,000 0,363 0,705 0,363 0,705Table 3. The Statisticsof Multiple LinearRegression ModelRegression StatisticsMultiple R 0,950R Square 0,903Adjusted RSquare0,898StandardError2991732,7Observations 13847

BİLDİRİLERPROCEEDINGSmodels are presented. In the end, ANN with 10 hiddenlayers gives results with %14 MAE and MLR gives %5.62.The MLR model shows powerful results in terms of forecastaccuracy.REFERENCES[1] L. A. Sanabria and T. S. Dillon, “Electricity Price Short-Term Forecasting Using Artificial Neural Networks,”vol. 14, no. 3, 1999.[2] A. T. Sapeluk, C. S. Ozveren, and A. P. Birch, “Shortterm electric load forecast using artificial neuralnetworks,” pp. 905–908, 1994.[3] T. Pinto, T. M. Sousa, and Z. Vale, “Dynamic ArtificialNeural Network for Electricity Market Prices Forecast,”pp. 311–316, 2012.[4] E. N. Chogumaira, S. Member, T. Hiyama, and S.Member, “Training Artificial Neural Networks for ShorttermElectricity Price Forecasting,” no. 1, pp. 1–4,2009.[5] Q. Tang, “Day-Ahead Electricity Prices ForecastingUsing Artificial Neural Networks,” pp. 511–514, 2009.[6] P. Areekul, S. Member, T. Senjyu, and S. Member,“Combination of Artificial Neural Network and ARIMATime Series Models for Short Term Price Forecastingin Deregulated Market,” no. 1, pp. 0–3, 2009.[7] M. Akole, “Artificial Neural Network based Short TermLoad Forecasting for Restructured Power System,”pp. 1–7, 2009.[8] K. Blyth and A. Kaka, “A novel multiple linear regressionmodel for forecasting S-curves,” Engineering,Construction and Architectural Management, vol. 13,no. 1, pp. 82–95, 2006.[9] M. Chan, C. Wong, and C. Lam, “Financial time seriesforecasting by neural network using conjugate gradientlearning algorithm and multiple linear regressionweight initialization,” Computing in Economics andFinance, vol. 61, 2000.[10] S. I. V. Sousa, F. G. Martins, M. C. M. Alvim-Ferraz, andM. Pereira C, “Multiple linear regression and artificialneural networks based on principal componentsto predict ozone concentrations,” EnvironmentalModelling & Software, pp. 97–103, 2007.[11] G. Bandyopadhyay and S. Chattopadhyay,” Singlehidden layer artificial neural network models versusmultiple linear regression model in forecasting thetime series of total ozone “, Int. J. Environ. Sci. Tech.,4 (1): 141-149, 2007.48

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTELEMONITORING OF WIND TURBINES EXPERIENCE WITH CONDITIONBASED MAINTENANCE OF WIND TURBINESDr. Edwin BECKERPrüftechnik Condition MonitoringAnton IRLBECKPrüftechnik Condition MonitoringABSTRACTMonitoring systems (CMS). CMS records the runningand operating conditions of a wind turbine and sends themeasurement data to a certified monitoring center, e.g. asan eMail. The center monitors changes in the running andoperating behavior of the unit (TeleMonitoring, Level 1),identifies the causes of changes (TeleDiagnosis, Level 2),makes statements on the machine condition (Level 3), andlooks for opportunities for improvement.The goal of Condition Monitoring is to make a functionaldiagnosis or a damage diagnosis. The functional diagnosisinvolves the measurement of the functional and operatingparameters necessary for rotating machinery to operatecorrectly and efficiently. Damage diagnosis is the determinationof the damage condition of machines and machinecomponents. In- depth diagnosis examines the condition ofmachine subassemblies or individual components.• Knowledge and information regarding the functionaland structural configuration of the wind turbine and itscomponents.• Knowledge and information regarding the interaction of theindividual wind turbine subassemblies being monitored.Knowledge and experience regarding the diagnosisparameters typical of wind turbines, their tolerance rangesand exclusion limit values.• Information and experience regarding the possible faultsin and damage to the individual machine subassembliesthat can arise during operation and their impact.• Knowledge about the operational and machine-relatedvibration effects, the applicable diagnosis procedures,and the diagnosis conditions that need to be adhered toand their limit values.Thus, it refers to machine monitoring with a high degreeof detail and is used in the wind energy sector for defectlocalization and to define the scope of maintenance. It isthe experience of PRÜFTECHNIK and others that drivetrain faults are easy to identify in the high speed drive trainfield by evaluating the vibration signatures. Vibration-pronecomponents or influences can be identified in this way aswell, and it is even possible to track their failure mode usingTeleMonitoring. In contrast, however, this type of monitoringcannot be used for low speed drive train components, suchas to assess their remaining service life. This task relies ona high level of knowledge and experience:Figure 2. Piezoelectric accelerometers in- stalled on the gear.A QUESTION OF BALANCEFigure 1. Permissible evaluation velocity.The experts at the PRÜFTECHNIK Service and DiagnosticCenter can support you with their know-how in complyingwith the vibration and balancing regulations that apply toyour wind turbines. Talk to us!49

BİLDİRİLERPROCEEDINGSSERVICE & DIAGNOSTIC CENTERWind turbines are often complex and require professionaltesting expertise in all phases from installation tomaintenance. An increasing number are being equippedwith Condition Monitoring Systems to provide the operatorwith data on the condition of the wind turbine on a runningbasis. Innovative testing equipment and methods achievegreater geometric precision and enable vibration analysesthat can significantly increase machine availability, promoteearly damage detection, abbreviate the troubleshootingphase and thus save on costs.Figure 3. Automatic CMS, mounted under a 2.5 MW generator.CONDITION MONITORING SYSTEMSFigure 2 shows a piezoelectrical accelerometer installedon a wind turbine gear. This type of sensor is used to recordlow frequency vibrations beginning at 0.1 Hz and highfrequency vibrations up to 45,000 Hz. The measurementrequirements for Condition Monitoring on wind turbinesare defined in [1]. The necessary measurement resultsare recorded in two operating states, a process thatis triggered by the autonomous CMS. The results arethen prepared in advance, the time traces and spectraare stored temporarily, and the conditions are partiallyprediagnosed in the CMS for issuing alarms. The resultsare automatically sent to the monitoring center by eMailover the Intranet/Internet. Figure 3 shows a CMS mountedunder the 2,500 kW generator on the base frame of a windturbine of type N80.Early on it became clear [2] that adequate measurementquality could only be reached if the CMS allowed for windfluctuations by extending the measurement times and ifit eliminated speed fluctuations by means of resampling(torque angle synchronous frequency analysis). This isthe only way to obtain amplitude and envelope spectrawith a high resolution that are reproducible and trulyrepresentative. At least 20 vibration events should bemeasured to obtain a stable frequency value. One hundredevents are ideal for stable amplitudes. For low speed drivetrain components and planetary stages, such as in a 1.5MW plant, measurement times of approx. 60 s shouldbe planned for stable frequency/ orders and approx. 300s for stable amplitudes. For this reason, PRÜFTECHNIKhas been equipping its certified CMS, WinTControl,VIBROWEB XP and VIBGUARD with 64 MB memory sinceas early as 2003. Because a gust of wind bears a highamount of energy, new higher performance wind turbinesare not only being operated at variable speeds but moredynamically as well. The dynamic speed fluctuations aredisadvantageous to Condition Monitoring in that they havean even greater impact on the amplitude spectra over longmeasurement times. Consequently, frequencies become“blurred” and amplitudes “delayed”. Spectra with a clearlydefined excitation frequency (order) and a clearly definedamplitude can be obtained if the torque angle synchronousfrequency analysis (resampling) is already applied in theCMS. Resampling means that the vibration and RPM signalsare measured at the same time, and the sampling rate ismatched to the current RPM. The principle is illustrated inFigure 4 for an acceleration process.Figure 5 shows how RPM fluctuations influence amplitudes.While the resampled order spectrum results in amplitudesof 4 mm/s, the frequency spectrum measured at the sametime only exhibits amplitudes of 0.2 mm/s. Note that thesemeasurements are simultaneous! Resampling is essential insystems with high speed variability and long measurementtimes, and is state of the art in PRÜFTECHNIK equipment.50

BİLDİRİLERPROCEEDINGSIn fact, the performance of the database software onlybecomes apparent when hundreds of wind turbines areremotely monitored [3].Figure 4. Resampling procedure, illustrated for an accelerationprocess. Top: time synchronous; bottom: torque angle synchronous.PRÜFTECHNIK carries out this service for the Nordexwind turbine vendor and continuously optimizes its ownsoftware to automate as many routine tasks as possible.In the wind sector, it is also possible, with suitablehardware and software, to simplify the monitoring processby monitoring comparable wind turbines based on vibrationand diagnosis characteristic values. This procedure isdescribed below.TELEMONITORING OF DRIVE TRAINCOMPONENTSBefore beginning with TeleMonitoring, the drive traincomponents are divided into their main components, asshown in Figure 7. Then, by means of FMECA, the mostimportant components and subassemblies are associatedwith potential faults, and diagnosis procedures, frequencybands, warning and alarm thresholds and evaluationstrategies are defined. In TeleMonitoring, PRÜFTECHNIKdifferentiates between the remote monitoring ofcharacteristic vibration values and the remote monitoring ofcharacteristic diagnosis values. The evaluation pertains tothe trends in these values.Figure 5. Amplitude spectra, measured simultaneously. Top:order analysis (torque angle synchronous frequency analysis);bottom: frequency analysis.Experience in the Condition Monitoring of wind turbines hasshown that certified CMSs and new diagnosis proceduresalone are not enough. The result stands or falls with theright installation, of the CMS, and the rapid and correctresponse to indicated changes in parameterization andstartup of the CMS, and the rapid and correct responseto indicated changes in condition. Figure 6 illustrates theprocesses that must be followed in a certified MonitoringCenter according to [1] to achieve a successful diagnosis.Figure 6. Processes thattake place in a certifiedmonitoring center.Figure 7. Machine Code.TeleMonitoring on the basis of overall vibration valuesIn machines and industrial plants, the use of vibrationvalues according to ISO- 10816-3 to monitor the generalvibration condition is a preferred method. However, the useof this standard for wind turbines is explicitly prohibited. Forthis reason, the VDI 3834 [4] standard was established. Itis based on a statistical analysis of vibration measurementresults on more than 450 wind turbines and definesthreshold values in terms of vibration velocity in mm/sand acceleration in m/s2 for the drive train componentsgenerator, gear, main bearing and for the nacelle/tower(Figure 1). The component-specific frequency bands aredefined in VDI 3834 and recommendations are made forwarning and alarm values.Because of the natural fluctuations in wind loads, VDI3834 demands extended measurement times of 1 to 10minutes and even requires a root mean square to obtainstable and meaningful vibration values, even for low speedcomponents. PRÜFTECHNIK participated in developing51

BİLDİRİLERPROCEEDINGSthis standard and has been employing these characteristicoverall vibration values in TeleMonitoring for quite sometime. The characteristic overall vibration values serve asguidelines and can be used to compare similarly built windturbines. They can also be used for the TeleMonitoring oftrends over a period of weeks, months and years. Figure 8shows the trend of a generator in which the first signs of amachine fault appeared several weeks prior to the incident.Note, however, that vibration changes like these only ariseif the affected drive train component is dominant in thefrequency band.Characteristic overall vibration values do not exhibit anincrease if damage in the amplitude spectra does not resultin dominant vibrations.Figure 8. Increase in characteristic vibration values to the pointwhere generator damage occurs.Figure 9. Configuration menu in OMNITREND®.TeleMonitoring on the basis of characteristicdiagnosis valuesVibration specialists usually make use of amplitude spectra,envelope spectra, time signals and/or Cepstra to detectunusual vibration signals, identify dominant excitations andevaluate trends via waterfall spectra in terms of changes. Inmobile machine diagnosis and problem analysis, this is nota problem and is well within the command of experiencedvibration specialists. However, “surfing” through thousandsof measurement signals day after day can be tiring evenfor specialists, and is also prone to error. It is less tiresomewhen vibration exciters are defined in the software andband-specific characteristic values are already remotelymonitored as a trend by the CMS. Figure 9 shows aconfiguration menu from the OMNITREND software in whichthe characteristic bands and limit values in the amplitudespectra can be defined and described. A few examples arepresented here:• Deviations in the machine alignment: Figure 10 showsa frequency spectrum in which the double rotationalfrequency is dominant in addition to the single rotationalfrequency. Machine spectra such as these can be usedto check the quality of the machine alignment and verifyit. If these frequencies are monitored as a trend, thefatigue process in the elastic elements can be trackedand alignment targets can be adjusted accordingly [5].• Rotor blade imbalances: Imbalance leads to rotationalexcitations. Rotor blades have very low rotationalfrequencies due to their low RPMs and require longmeasurement times. With online CMS, these lowfrequency vibrations can be tracked at different windspeeds. It is even possible to distinguish mass imbalancesfrom aerodynamic environmental influences. Figure 11shows vibration velocities with an aerodynamic imbalancedue to a blade angle fault. This results in wind dependentamplitudes of up to 100 mm/s. Resampled amplitudeswere used as a characteristic diagnosis value.• Insufficient lubrication in generator bearing: Resonantexcitations in the acceleration spectra of greasedbearings are often indicators of insufficient lubrication.Usually in the range of several kHz, broadband peaksarise that increase with increasing lubricant deficiencyand can therefore be monitored as an overall trend value.When the component is relubricated, these disturbanceFigure 10. Machine spectrum with alignment errors.Figure 11. Aerodynamic imbalances due to blade angle fault.52

BİLDİRİLERPROCEEDINGSFigure 12. Trend of roller bearing damage in a gear.excitations are reduced if in fact they were caused byinsufficient lubrication. If not, the excitations are a sign ofbearing damage.• Gear fault: Typical gear frequencies and gear disturbancefrequencies are calculated by the vibration specialist andderived from diagnoses of the frequency distributions andamplitude heights [2]. Experience such as this is also usedin trend monitoring. This becomes a challenge when, forexample, the tooth frequency of the planetary stage, therotational frequency of the output pinion and the bearingfrequencies are very close together for constructionalreasons and modulations arise within the gear. Rollerbearing faults: Envelope spectra can be evaluated toidentify damage in roller bearings. In this way, it becomespossible to track damage trends based on diagnosischaracteristic values and to postpone maintenance toperiods of low wind despite the associated failure risks. Inhighly stressed roller bearings, it may occur that damageincreases very rapidly, reducing the warning period toonly a few days (Figure 12).Lloyd Industrial Services GmbH, GeschäftsbereichWindenergie, 2007.[2] Becker, E.: Condition Monitoring an Windkraftanlagen.Windkraftjournal, 04/2001, p. 38- 40.[3] www.telediagnose.com. Prüftechnik Service Magazine,Heft 12, 09/2007.[4] VDI 3834, Sheet 1:Messung und Beurteilung dermechanischen Schwingungen von Windenergieanlagenund deren Komponenten-Windenergieanlagen mitGetrieben. Draft 02/2008.[5] Becker E.; Holstein O.: Ausrichtvorgaben fürTriebstränge in Windenergieanlagen ermitteln.Erneuerbare Energien, 10/2007, p. 35-37.OUTLOOKThese five examples alone illustrate that ConditionMonitoring becomes manage- able when component specificcharacteristic diagnosis values are selected in the monitoringprocess and the bandspecific amplitudes are then checkedfor changes. PRÜFTECHNIK monitors characteristic vibrationand diagnosis values during TeleMonitoring, basingthese on long-term and resampled signals.If changes occur and/or limit values are exceeded duringTeleMonitoring, the vibration specialist can start an indepthdiagnosis of specific components. With this additionalinformation, it becomes possible to define new characteristicdiagnosis values and dependencies with clear faultmessages. Thus, the specialist becomes more familiar withthe damage behavior, and can apply the experience gainedin this way to make the most of the machine’s remainingservice live.REFERENCES[1] Richtlinie für die Zertifizierung von Condition MonitoringSystemen für Windenergieanlagen. Germanischer53

BİLDİRİLERPROCEEDINGSLNG PROSESİ İNCELEMESİ VE DEĞERLENDİRMESİErdinç DELİİstanbul Teknik Üniversitesi – Enerji EnstitüsüA. Beril TUĞRULİstanbul Teknik Üniversitesi – Enerji EnstitüsüÖZETSon yıllardaki sanayi atılımları ve refah düzeyindekiartışa paralel olarak Türkiye’de elektrik üretim ve tüketimoranlarında ciddi bir yükseliş görülmektedir. Buna karşın,Türkiye enerji kaynakları bakımından dışa bağımlı bir ülkeolup, özellikle de doğal gazın %98’ini ithal etmektedir. Buçalışmada, doğal gaz temininde, doğal gazın boru hattı ileteminin yanı sıra önemli bir alternatif olan LNG prosesiincelemesi yapılmakta ve aşamalarıyla tanıtılmaktadır.Ayrıca, LNG maliyet analizi yapılmakta ve etkin olanparametreler belirlenmektedir. Fazla olarak, LNG teminpayının maliyet içindeki yeri ve yıllara göre değişimideğerlendirilmekte ve irdelenerek yorumlanmaktadır.Yapılan bu çalışmayla LNG prosesinde önemli olan hususlarvurgulanmakta ve ülkemizdeki LNG maliyeti, özellikle LNGtemin ve fiyatlandırılması bağlamında önemli olan hususlarvurgulanmaktadır.petrole kıyasla daha fazla olması, üretim ve naklinin dahakolay olması, petrole nazaran arz güvenliği açısından dahagüvenilir olması doğal gazın gittikçe daha fazla tercih edilmesebepleri arasında gösterilebilir.Dünyadaki gelişime paralel olarak, Türkiye’de de doğal gazkullanımı artmış bulunmakta olup, Türkiye’nin enerji açılımlarıiçinde yer almaktadır[2]. Nitekim Tablo 1’de 1975’te 0 olankullanımın 2010’da % 31,9’a geldiği görülmektedir.1. GİRİŞYaşayan ve hareketli her canlı veya mekanizma işyapabilmek için enerjiye ihtiyaç duymaktadır. Dünyadanüfus artışı, sanayileşme, kentleşme olguları ve artan refahdüzeyi, küreselleşme sonucu artan ticaret olanakları doğalkaynaklara ve enerjiye olan talebi giderek artırmaktadır.Enerji gereksinimi ve enerji kullanımı, ülkeler, bölgeler vetüm dünya toplumları için yadsınamaz önem taşımaktadır.Elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynakları göz önündebulundurulduğunda dünya genelinde üretilen elektrikenerjisinin 1970’li yıllardan 2009 yılına gelindiğinde yaklaşıkolarak 4 katına çıktığı görülmektedir.2. DOĞAL GAZIN ENERJİ KAYNAKLARI İÇİNDEKİYERİEnerji kaynaklarının kullanımına ve gelişimine bakıldığındadoğal gazın önemi görülmektedir. Şekil 1’de, 1971 ve 2009yılları için kaynaklara göre elektrik üretimi görülmektedir.Hemen fark edildiği üzere petrole dayalı üretimin yüzdelikdilimde payının azaldığı ve doğal gazın payının ise önemliölçüde arttığı gözlenmektedir. Bunda; rezerv ömrününŞekil 1. Dünya elektrik üretiminde kullanılan kaynakların 1971 yılıile 2009 yılı arasındaki mukayesesi[1].54

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTablo 1. 1975-2010 Yılları Türkiye Toplam Enerji TüketimindeKaynakların Payları (%)[3]1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010Doğalgaz 0 0,1 0,2 5,9 9,9 17,1 27,3 31,9Petrol 51,7 50,3 46 45,1 46 40,0 35,2 26,7Kömür 21,5 22,1 21,4 30,9 27,2 30 26,4 30,6Hidroelektrik 1,9 3,1 2,6 3,8 4,8 3,3 3,7 4,1Diğer 24,9 24,4 29,8 14,3 12,1 9,5 7,4 6,7Türkiye için; 2010 yılında ithal edilen doğal gazın yaklaşık%46’sı Rusya (2009’da %51), %24’ü İran (2008’de %16),%14’ü Azerbaycan (2009’da %15), %12’si Cezayir (2008’de%14) ve %4’ü de Nijerya’dan (2009’da %3) temin edilmektedir.Öte yandan, ithal edilen doğal gazın %56,5’i elektrik üretiminde(2009’da %52,9), %21,4’ü konutlarda (2009’de %25,4), %20,1’i ise sanayide (2009’da %19,5) kullanılmaktadır.3. LNG KULLANIMI VE LNG PROSESİDoğal gazın boru hatları ile iletiminin mümkün olmadığıdurumlarda 159 o C -162 o C aralığına kadar (bileşeninebağlı olarak) soğutularak sıvı hale (LNG) getirilip özelgemiler ile taşınması dünya genelinde son dönemlerdeönemli hale gelmiş bulunmaktadır. Arz güvenliği açısından,BOTAŞ tarafından 1994 yılından itibaren Cezayir’denve 1999 yılından itibaren Nijerya’dan LNG ithal edilmeyebaşlanmıştır. Son yıllarda boru hatları ile gaz tedarikettiğimiz ülkelerden olan Rusya ve İran’da yaşanan teknikve siyasi sıkıntılara bağlı olarak oluşan kriz sonrasındaLNG’nin ve gazın depolanması hususu önemini bir kezdaha ortaya çıkarmış bulunmaktadır.Türkiye’de 5784 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve BazıKanunlarda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile LNGithalatı, BOTAŞ ve diğer piyasa katılımcıları için serbestbırakılmıştır. Daha önce, Kanun ile düzenlenmemiş olanithalat (spot LNG) faaliyeti düzenleme altına alınmış vealınacak tek bir ithalat (spot LNG) lisansı ile birden fazlaülkeden ithalat yapılabilmesinin önü açılmıştır. LNG’nindepolanması ve gazlaştırılarak ana iletim hatlarına gazgönderiminin yapılması BOTAŞ LNG terminali (MarmaraEreğlisi) ve Egegaz (Aliağa) tarafından yürütülmektedir.Şekil 2’de ulusal doğal gaz tüketimi içerisinde LNG tüketimpayları yıllara göre görülmektedir.oluşan ham petrol rezervinin üzerinde gaz halinde bulunanbir yakıt türü olan doğal gazın belli prosesler neticesindesıvılaştırılmış haline denmektedir. Tablo 2’de LNG’ninözellikleri verilmektedir.Tablo 2. LNG Fiziksel ve Kimyasal Özellikleri[4]Doğal gaz, atmosfer basıncında, -162°C’ye kadarsoğutulduğunda yoğunlaşarak sıvı faza geçer ve “SıvıDoğal Gaz” (LNG) olarak adlandırılır. LNG, esas olarak%90 civarında bir oranda metandan (CH 4) oluşmaklabirlikte etan (C 2H 6), propan (C 3H 8), bütan (C 4H 10) ağırlıklıolmak üzere diğer hidrokarbonları da ihtiva eden bir yakıttürüdür. Sıvılaştırma prosesi esnasında içindeki oksijen,karbondioksit, kükürt bileşenleri ve sudan arındırıldığı içinboru hattı doğal gaza göre daha saf ve yüksek verimli biryakıttır. Doğal gazın hacmi, gaz fazından sıvı faza geçerkenyaklaşık 600 kat küçülür. Bu sayede yüksek miktardaki doğalgaz, düşük basınçlar altında sıvı halde saklanabilmektedir.Bu durum, doğal gazın boru hatları ile taşınmasının teknikve ekonomik anlamda mümkün olmadığı yerlere, gemi vekamyon tankerler ile nakliyesini uygun hale getirmektedir.Doğal gaz sıvılaştırılma işlemine başlatılmadan öncesaflaştırma işlemine tabi tutulmalıdır ki içerisindekiimpuritelerden arındırılsın. Her ne kadar nihai tüketicilerinkullandığı doğal gaz ağırlıklı olarak methane’dan oluşsada aslında doğal gaz methanın dışında ethane, propane,bütan, pentrane, hidrojen sülfür[H 2S], karbondioksit [CO 2],helyum, nitrojen, yağ ve sudan oluşmaktadır, ki bunlarınsıvılaştırılma işleminden önce arındırılması gerekmektedir.Ayrıştırma işlemi Şekil 3’teki şema ile özetlenmiştir.Sıvılaştırılmış Doğal Gaz LNG (Liquified Natural Gas),yerin altında uzun yıllar boyunca yüksek basınç ve sıcaklıkaltında kimyasal değişime uğramış organik yapılardanŞekil 2. 2008-2011 Ulusal doğal gaz tüketimi içerisinde LNGtüketim payları(%)[3].Şekil 3. Doğal gazın sıvılaştırılma öncesi üretim proses akışşeması [5].Mevcut sistemler göz önünde tutulduğunda türbinlegenleşme esaslı soğutma sistemleri, stirling çevrimi esaslısoğutma çevrimleri ve kaskad soğutma sistemleri en çokkullanılan üç sistem olarak kullanılmaktadır. Bunlar içindekaskad sistemi sıkça kullanılan bir yöntem olmaktadırdolayısıyla burada sadece kaskad sisteminin çalışmaprensibi üzerinde durulacaktır. Kaskad soğutma sistemininde kendi içinde farklı tipleri bulunmaktadır. Şekil 4’te klasikkaskad soğutma sistemi şematik olarak görülmektedir.55

BİLDİRİLERPROCEEDINGSŞekil 4. Propan-etilen- metan soğutucu akışkanlı klasik kaskadsoğutma çevrimi[6].Klasik kaskad sistemi farklı soğutucu akışkanlar kullanılarakayrı kapalı devreler halinde çalıştırılan bir sistem olupakışkan grubu olarak freon22 - freon13- metan, amonyaketilen-metanveya propan-etilen-metan gruplarından birtanesi seçilerek prosese uygun basınç ve sıcaklık aralığındaçalıştırılmaktadır. Her bir kademede kullanılan bu soğutucuakışkanların kimyasal ve fiziksel özelliklerinden faydalanılaraksıvılaştırılmak istenen gazın prosesi gerçekleştirilmektedir.Çalışma parametreleri seçilen akışkan grubuna bağlı olarakbelirlenir ve proses bu aralıkta tutulur[6]. Kullanılacak soğutucuakışkanın sayısı sırası ve kullanılacak kademe sayısı gününteknolojileri doğrultusunda kompresör kapasitesi ve esanjörverimine bağlı olarak değişiklik gösterebilmektedir.4. LNG MALİYETİBoru hatları ile taşınmasının ekonomik olmadığı vedoğal gaz rezervlerine sahip ülkelerden uzak mesafedebulunan ülkelere LNG’nin taşınması özel dizayn edilmişgemiler vasıtasıyla İlk LNG gemisi 1951 yılında ABD’deinşa edilmesiyle imkan bulmuştur. Şekil 5’te görüldüğüüzere 700-750 deniz miline kadar denizden boru hattıile doğal gaz taşınması ve yine 2500 deniz miline kadarkaradan boru hatları ile doğal gazın taşınması ekonomikolurken 2500 deniz mili ve üzeri olan mesafelere denizyolu ile LNG’nin tankerlerle taşınması daha ekonomikolmaktadır.Şekil 6. Doğal gaz taşımacılığının farklı alternatiflerinin mesafeyebağlı fiyat analizi[8].gibi ana karalarda ise boru hatları ile doğal gaz formundakullanıcıya iletildiği görülmektedir.5. LNG PROSES MALİYETİLNG proses maliyetini, genel maliyet analizi çerçevesinde,ilk yatırım maliyeti, işletme maliyeti ve LNG maliyeti olaraküç ana başlıkta ele almak gerekmektedir. Burada, prosesiçin özellikle ilk yatırım maliyeti ile işletme maliyeti üzerindedurulacaktır. İlk yatırım maliyeti olarak; ekipman ve ekipmankurulumu, enstrüman ve kontrol, borulama-çelik-beton,elektrik ekipman malzemeleri, bina ve yardımcı üniteler,arazi ve düzenlenmesi, inşaat, yükleme-yedek malzemeler,mühendislik-müteahhitlik-denetim, vergi-harç-sigorta vebeklenmeyen maliyetlerden oluşmaktadır[9].Bu bağlamda Şekil 6’da verilen dünya doğal gaz ve LNGtaşımacılığına bakıldığında özellikle Uzak Doğu ülkelerineve ada ülkelerine LNG’nin gemilerle taşındığını, RusyaŞekil 7. LNG prosesi ilk yatırım maliyeti kalemleri.Şekil 5. Doğal gaz taşımacılığının farklı alternatiflerinin mesafeyebağlı fiyat analizi[7].Şekil 8. LNG prosesi işletme maliyeti kalemleri.56

BİLDİRİLERPROCEEDINGSSUMMARYInvestıgatıon and Evaluation of LNG ProcessŞekil 9. LNG prosesi ilk yatırım ve işletme maliyeti.Şekil 7’de LNG prosesi ilk yatırım maliyeti kalemleri, Şekil8’de işletme maliyeti kalemleri ve Şekil 9’da da birbirlerinegöre durumu mukayeseli olarak görülmektedir.6. SONUÇEnerji gereksinimini karşılamak üzere önemli birçözüm alternatifi olan ve doğal gaz arz güvenliği içindedüşünülebilecek bir seçenek olan LNG konusu farklıyönlerden incelenmeye çalışılmıştır. Yapılan bu çalışmaylaLNG prosesinde önemli olan hususlar vurgulanmıştır. LNGprosesinde, ilk yatırım maliyeti önemli ve finans açısındanüzerinde durulması gerekli argümanları içermektedir.İşletme maliyeti (LNG hammadde dışında) yüksekolmamaktadır. Ancak, LNG fiyatları, günün şartlarında hepüzerinde durulması gereken ve ülkenin enerji politikasıçerçevesinde önem arz eden hususu oluşturacaktır. Ayrıca,LNG maliyetinin 2500 deniz milinin üzerindeki uzaklıklar içintaşıma maliyeti açısından uygun olduğu anlaşılmaktadır.LNG is principally used for transporting natural gas tomarkets, where it is distributed as pipeline natural gas. LNGis natural gas that has been converted to liquid form for easeof storage or transport. It contents predominantly methane(CH 4). Liquefied natural gas takes up about 1/600th thevolume of natural gas in the gaseous state. The raw gasis first treated to remove the typical contaminants, mainlywater and carbon dioxide before being delivered to theliquefaction section of the plant. There, the treated gas ischilled, cooled and condensed to minus 161 degrees Celsiusin successively colder heat exchangers, using propane,ethylene and methane as refrigerants. The LNG product isthen pumped into insulated storage tanks where it remainsuntil shipment. Gases that boil out of the LNG as it warmsslightly in the storage tank are captured and returned to theprocess for re-liquefaction, minimizing product losses. Thecosts of LNG treatment and transportation are huge, but itis understood that the cost is appropriate if transportationdistance is more than 2500 sea-miles. LNG cost is alwayshigh but it is more important certain supply of it. The costanalysis was evident that installation cost is the mostimportant rate in the initial investment cost was belongto direct cost including equipment, construction, auxiliaryequipments, electrical systems and their installation costswith site expenses.KAYNAKLAR[1] OECD Factbook 2011-2012: Economic, Environmentaland Social Statistics - ISBN 978-92-64-11150-9 - ©OECD 2011[2] A. B. Tuğrul, “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, “15.Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009”İstanbul, 13-15 Mayıs 2009, Bildiri Kitabı s: 15-17.[3] Doğal Gaz Piyasası 2011 yılı sektör raporu[4] http://www.ipragaz.com.tr/lng.asp[5] GIIGNL, ‘’The LNG process chain’’ LNG informationpaper no : 2[6] Salih coşkun, 2004. Doğal gazın sıvılaştırılmasındakullanılan klasik kaskat siteminin modellenmesi,Uludağ Üniversitesi Mühendislik-Mimarlık FakültesiDergisi, Cilt 9, Sayı 1[7] CEE , Center of Energy Economics , january 2007ed.[8] BP ‘’statistical review of world energy 2011’’[9] E. Deli, LNG Prosesi ve Maliyet Analizi, Yüksek LisansTezi, İTÜ Enerji Enstitüsü, (Teslim Aşamasında)57

BİLDİRİLERPROCEEDINGSDENİZ DALGASINDAN ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETECİGENERATOR OF ELECTRICAL ENERGY FROM SEA WAVESErtürk GENÇSerbest Diş HekimiÖZETYaklaşık 2 m derinlikteki kıyıya yakın atıl deniz alanındakiplatform üzerine kurulan cihaz, deniz dalgasından elektrikenerjisi üretir.Sistemin ana yapısını çift taraflı kremayer düz dişli çark ilebirlikte çalışan, birbirine simetrik konumlu, iki tek yönlü düzdişli rulmandan oluşan çift dişli çifti oluşturmaktadır.Birbirine paralel iki mil üzerine simetrik olarak yerleştirilmiş tekyönlü rulmanlar ve bunların arasında dalga kuvveti ile aşağıyukarı hareket eden çift yönlü kremayer dişlilerden oluşanüretim bloku, dalgaların inip-çıkma şeklindeki zıt doğrusalkuvvetlerini, tek yönlü dairesel kuvvete dönüştürmektedir.Bu dairesel kuvvet de alternatörü çalıştırmaktadır.Buluşumun patent süreci TPE’nde sürmektedir (2012/06410).1. CİHAZIN ÇALIŞMA ESASISistemin ana yapısını çift taraflı kremayer düz dişli çark ilebirlikte çalışan, birbirine simetrik konumlu, iki tek yönlü düzdişli rulmandan oluşan çift dişli çifti oluşturmaktadır. Cihaz,dalgaların inip-çıkma şeklindeki zıt doğrusal kuvvetlerini,tek yönlü dairesel kuvvete dönüştürmektedir.aktarma düz dişli çarkından gelen kuvvetler bu dişliçarkta toplanır.2.5. Toplama mili: Toplama düz dişli çarkının eksenindekimildir. Ucuna bir elektrik jeneratörü bağlanabileceğigibi, kuvvetini aktarmak üzere zincir dişler içerebilirveya zincir dişli çarklar bağlanabilir.2.6. İçi boş kapalı plastik bidon: Bidonun metal kafesiiçinde yer alır. Kafesle sıkı temastadır.2.7. Bidonun metal kafesi: Çift taraflı kremayer düz dişliçarkın alt silindirik kısmına bağlanır. İçindeki içi boşkapalı plastik bidonu sıkıca kavrar. Dolayısıyla şeklibidonunki gibidir. Bidonun hareketini önler. Dalganınbidona uyguladığı kuvveti çift taraflı kremayer düzdişli çarkın alt silindirik kısmına iletir.2.8. Mil destek rulmanı: Her milde, biri başta ve diğerisonda olmak üzere en az iki mil destek rulmanı bulunur.Uzun millerde, aralarda da mil destek rulmanları vardır.Milin dengeli bir şekilde dönmesini sağlar.2.9. Blok tabanı: Düzeneğin tabanını oluşturur. Alt yüzeyiplatforma bağlıdır. Üst yüzeyi, blok sütunları ve mildestek rulmanı yatağı sütunlarına bağlıdır. İçindealt mil yatakları bulunur. Su düzeyinden yüksekliği,bölgede öngörülen dalga boyundan daha yukardaolacak şekilde konumlandırılır.2. CİHAZIN ANA PARÇALARI2.1. Tek yönlü düz dişli rulman: Dış bileziğinde düzdişler bulunur. Kremayer dişli çarktan gelen doğrusalkuvveti tek yönlü dairesel kuvvete dönüştürür.2.2. Çift taraflı kremayer düz dişli çark: Her iki yüzündedüz dişler bulunur. Alt ucu, dalga tarafından indirilipkaldırılaniçi boş plastik bidonu saran metal kafesebağlıdır. Tek yönlü düz dişli rulmanların arasındaaşağı-yukarı hareket eder.2.3. Mil kuvvetini aktarma düz dişli çarkı: Milin sonundabulunur. Mildeki kuvveti toplama düz dişli çarkınaaktarmaya yarayan düz dişli çarktır.2.4. Toplama düz dişli çarkı: Düz dişlere sahiptir. İkimil kuvvetini aktarma düz diş çarkı arasında yeralır. Ekseninde toplama mili vardır. İki mil kuvvetini58

BİLDİRİLERPROCEEDINGS2.10. Blok tavanı: Sistemin tavanını oluşturur. Bloksütunları ile blok tabanına bağlıdır. İçinde, üst milyatakları bulunur.2.11. Blok sütunu: Blok tabanı ile blok tavanı arasındabulunur. Blok tabanını blok tavanına sabitleyerek anayapının oluşmasına katkıda bulunur. Böylelikle çifttaraflı kremayer düz dişli çarkların düzgün bir eksendeinip-çıkmasına katkıda bulunur.2.12. Üst mil yatağı: Blok tavanında bulunur. Çift taraflıkremayer düz dişli çarkın üst silindirik kısmı, bu yapıiçinde iner-çıkar.2.13. Alt mil yatağı: Blok tabanında bulunur. Çift taraflıkremayer düz dişli çarkın alt silindirik kısmı bu yapıiçinde iner-çıkar.2.14. Çift taraflı kremayer düz dişli çarkın üst silindirikkısmı: Çift taraflı kremayer düz dişli çarkın üst kısmınıoluşturur. Dişsizdir. Silindirik yapıdadır.2.15. Çift taraflı kremayer düz dişli çarkın alt silindirikkısmı: Çift taraflı kremayer düz dişli çarkın alt kısmınıoluşturur. Dişsizdir. Silindirik yapıdadır.3. SİSTEME KUVVET GİRİŞİ3.1. Birincil kuvvet: Dalganın, su yüzeyindeki içi boşkapalı plastik bidonu dolayısıyla çevresindeki bidonunmetal kafesini yükseltmesi ile sağlanır.Bu esnada bidonun metal kafesine bağlı olan çifttaraflı kremayer düz dişli çark yukarı doğru hareketederek, doğrusal kuvveti iki simetrik mile dizili tekyönlü düz dişli rulmanlara iletir.Bu kuvvet, bir mildeki tek yönlü düz dişli rulmanıkilitleyerek, bağlı olduğu mili, saat dönüş yönündedöndürür. Artık, doğrusal kuvvet, dairesel kuvvetedönüşmüştür. Sistemin ana kuvveti budur. Bu esnada,karşıt mildeki simetrik konumlu tek yönlü düz dişlirulman pasif olarak döner.3.2. İkincil kuvvet: Cihazın üstünlüğü, çift taraflı kremayerdişli yukarı doğru yükselirken, yerçekimi nedeniylekaybedilen birincil kuvvetin bir kısmını, kremayer dişiliinerken, yararlı olarak kullanabilmesidir.Çift taraflı kremayer düz dişli çark aşağı doğru inerken,bu doğrusal potansiyel kuvveti, iki simetrik mile dizilitek yönlü düz dişli rulmanlara iletir.Bu kuvvet, diğer mildeki tek yönlü düz dişli rulmanıkilitleyerek, bağlı olduğu mili, saat dönüş yönündedöndürür. Böylelikle ikincil kuvvet sağlanmış olur. Buesnada, ana kuvveti sağlayan diğer mildeki tek yönlüdüz dişli rulman pasif olarak döner.4. ÜRETİM BLOKUİki paralel mil üzerinde simetrik olarak aynı çalışmayönünde dizili çok sayıda tek yönlü düz dişli rulman, burulmanlar arasında inip-çıkan çift taraflı kremayer düzdişli çarklar, iki adet mil kuvvetini aktarma düz dişli çarkı,toplama düz dişli çarkı ile eksenindeki toplama mili,bidonun metal kafesi ve onun içinde içi boş kapalı plastikbidondan oluşur. Toplama mili bir alternatöre veya diğertoplama millerine zincir dişli vb. aktarma elemanları ilebağlanabilir.5. KUVVETLERİN BİRLEŞTİRİLMESİİki ayrı milde toplanan dairesel kuvvetler, mil kuvvetini aktarmadüz dişli çarkları ile toplama düz dişli çarkına aktarılırve toplama milinde toplanır. Toplama miline bir elektrik jeneratörübağlanarak, elektrik enerjisi üretilebilir. İstenirse,toplama milindeki kuvvet, diğer üretim bloklarından gelenkuvvetler ile birleştirildikten sonra da kullanılabilir. Yan yanave arka arkaya cihazlar birleştirilerek elektrik santrallerioluşturulabilir.6. KURULUM ALANLARININ SEÇİLMESİSistemin gücü, dalga yüksekliği ile doğru orantılıdır. Kıyıyadoğru daralan koylarda dalga yüksekliği daha fazla olacağıiçin platform bu tür yerlere kurulmalıdır. Dalga, sahile doğru,deniz tabanıyla sürtünerek enerjisini kaybedeceği için,sahilden biraz daha uzak yerlere kurulmalıdır.7. ÜRETİM BLOKLARININ KONUMLANDIRILMASIBakım ve onarımı kolaylaştırmak için sağlı sollu, önlü, arkalıolmak üzere dört üretim blokundan oluşan gruplar kurulur.Elektrik santrali platform üzerine kurulur. Üretim bloklarınınuzun ekseni, dalganın geliş yönüne paraleldir. Ancakdalganın kuvveti, öndeki üretim blokları tarafındankullanılarak azaltılacağı için, arka arkaya çok sayıda grupadası konulmamalıdır. Yan yana dizili grup adaları tercihedilmelidir. Grup adalarının sayısı artırılarak, santralin gücüartırılabilir.59

BİLDİRİLERPROCEEDINGS8. ONARIMRulman ömrü, belli dönüm sayısı ile sınırlı olduğu için busürenin sonuna doğru üretim bloku yerinden alınarak,rulman değişiklikleri yapılmalıdır.Rulmanlardaki bozulmalarda, bir üretim bloğundaki tümrulmanlar yenileri ile değiştirilmelidir. Aksi takdirde farklıkullanım ömrü kalmış rulmanlar değişik zamanlardabozulacağı için, sık sık blokları yerinden sökmekgerekecektir.Onarım için, sorunlu üretim bloğunun platformla bağlantılarısökülür. Bir vinçle yerinden alınır ve yerine yenisi yerleştirilir.Vinç, platform üzerinde gruplar arasındaki yollarda hareketeder.9. İSTEMLER9.1. Deniz dalgasından elektrik enerjisi üreteci olup;9.1.1. Çift mil boyunca aynı çalışma yönünde diziliçok sayıda simetrik konumlu tek yönlü düz dişlirulman,9.1.2. Tek yönlü düz dişli rulmanların arasında aşağıyukarıhareket eden çift taraflı kremayer düzdişli çarklar, çift taraflı kremayer düz dişli çarkınalt silindirik kısmı, buna bağlı bidonun metalkafesi ve onun içinde yer alan içi boş kapalıplastik bidon, çift taraflı kremayer düz dişliçarkın üst silindirik kısmı ve buna bağlı düşmeyiengelleyici metal,9.1.3. Mili desteklemek üzere milin başında ve tekyönlü düz dişli rulman dizisinin sonunda, hattauzun millerde aralarda da bulunan mil destekrulmanları, bunların dış bileziğini sabitleyicikama kanalları, mil destek rulmanlarının içindeolduğu mil destek rulmanı yatakları, bu yataklarısabit tutan mil destek rulmanı yatağı sütunları,9.1.4. Millerin sonunda mil kuvvetini aktarma düz dişçarkları, iki milde oluşan kuvvetleri toplayanve mil kuvvetini aktarma düz diş çarklarınınarasında bulunan, onlarla birlikte çalışantoplama düz dişli çarkı ve onun eksenindebulunan toplama mili,9.1.5. Yukarıda adını saydığımız sistemleri bir aradatutmaya yarayan;9.1.5.1. blok tabanı, bunun içinde yer alan ve çifttaraflı kremayer düz dişli çarkın alt silindirikkısmının inip-çıktığı alt mil yatakları,9.1.5.2. blok tavanı ve onun içinde yer alan çifttaraflı kremayer düz dişli çarkın üst silindirikkısmının inip-çıktığı üst mil yatakları,9.1.5.3. blok tavanı ile blok tabanını birleştiren bloksütunlarından oluşması ve dalgaların inipçıkmaşeklindeki zıt doğrusal kuvvetlerini,tek yönlü dairesel kuvvete dönüştürüptoplama milinde birleştirmesi özelliği ilekarakterizedir.9.2. İstem 9.1’de bahsedilen çift taraflı kremayer düz dişliçark olup, iki zıt yüzünde, birbirine simetrik olarak düzdişler içermesi, üst tarafını oluşturan dişsiz, silindirikçift taraflı kremayer düz dişli çarkın üst silindirikkısmına düşmeyi engelleyici metalin takılabilmesiiçin ucuna yakın bölgede vida deliğinin bulunması, alttarafını oluşturan dişsiz, silindirik çift taraflı kremayerdüz dişli çarkın alt silindirik kısmının bidonun metalkafesine bağlanabilmesi için alt ucuna yakın bölgedevida deliğinin bulunması ve dalganın inip-çıkmasıylaoluşan iki zıt doğrusal kuvveti simetrik dizili tekyönlü düz dişli rulmanlara aktarma özelliği ilekarakterizedir.9.3. İstem 9.1’de bahsedilen tek yönlü düz dişli rulmanolup, dış bileziğinde düz dişler olması, iç bileziğininkama kanalı içermesi, bir yönde pasif olarak dönüp,diğer yönde kilitlenmesi, kilitlendiği anda çift taraflıkremayer düz dişli çarkın dişlerinin kendi dişlerinizorlamasıyla, eksenindeki mili saat yönündedöndürmesi, çift taraflı kremayer düz dişli çarktangelen doğrusal kuvveti tek yönlü dairesel kuvvetedönüştürmesi, aynı mil üzerinde daima aynı çalışmayönünde dizilmesi, simetriğiyle birlikte, aralarındangeçen çift taraflı kremayer düz dişli çarkı dengedetutmaya yardımcı olması, gerektiğinde aynı çift taraflıkremayer düz dişli çark üzerinde birden fazla simetrik60

BİLDİRİLERPROCEEDINGStek yönlü düz dişli rulman çiftlisinin dizilmesi özelliğiile karakterizedir.9.4. İstem 9.1’de bahsedilen mil olup, silindirik yapılıolması, rulman ve dişli çark bölgelerinde onlarauygun kama kanallarının bulunması, baş kısmındamil destek rulmanı, sonrasında aynı çalışma yönündedizili tek yönlü düz dişli rulmanlar, devamında mildestek rulmanı, uzun millerde aralarda da mil destekrulmanları ve sonunda mil kuvvetini aktarma düzdişli çarkı bulunması, üzerindeki tek yönlü düz dişlirulmanların oluşturduğu dairesel kuvvetlerin tamamınıüzerinde toplaması ve bunu, mil kuvvetini aktarmadüz dişli çarkına aktarması özelliği ile karakterizedir.9.5. İstem 9.1’de adı geçen mil kuvvetini aktarma düz dişliçarkı olup, milin sonunda yer alması, bağlı olduğumilde toplanan kuvvetleri toplama düz dişli çarkınaaktarması özelliği ile karakterizedir.9.6. İstem 9.1’de adı geçen toplama düz dişli çarkı olup, milkuvvetini aktarma düz dişli çarkları arasında yer alması,onlarla birlikte çalışması, ekseninden toplama miliningeçmesi, iki komşu mil kuvvetini aktarma düz dişli çarkındakikuvvetleri toplaması özelliği ile karakterizedir.9.7. İstem 9.1’de adı geçen toplama mili olup, toplamadüz dişli çarkının merkezinde yer alması, alternatörebağlanabilmesi veya diğer üretim bloğunun toplamamilindeki kuvvetle birleşmek için üzerinde zincirdişler veya zincir dişli çarkı takılabilmesi özelliği ilekarakterizedir.9.8. İstem 9.1’de bahsedilen üst mil yatağı, olup, bloktavanında yer alması, çift taraflı kremayer düz dişliçarkın üst silindirik kısmının içinde düzgün bir eksendeinip-çıkmasını sağlaması özelliği ile karakterizedir.9.10. İstem 9.1’de bahsedilen alt mil yatağı olup, bloktabanında yer alması, çift taraflı kremayer düzdişli çarkının alt silindirik kısmının içinde düzgünbir eksende inip-çıkmasını sağlaması özelliği ilekarakterizedir.SUMMARYThe device functions by means of the double sided rack spurgear wheel transmitting the force to the one way spur gearbearings provided symmetrically on both sides thereof.Double sided rack spur gear wheels rotate the one wayspur gear bearings provided on one shaft when ascending,locks the other bearings provided on the other shaft whendescending and rotate said shaft provided on the axesthereof in clockwise direction. Forces are combined inthe aggregation spur gear wheel by means of the shaftforce transmission spur gear wheels provided at the endof said shafts and an electrical generator connected to theaggregation shaft can be rotated. If required, the force in theaggregation spur gear wheel can also be used after beingcombined with the other forces in the aggregation spur gearwheels of the other generation blocks.61

BİLDİRİLERPROCEEDINGSYENİLENEBİLİR ENERJİ, ÇEVRE, ENERJİ VERİMLİLİĞİ, FİNANSMANEsin ERENTürkiye Kalkınma BankasıÖZETTürkiye Kalkınma Bankası, yenilenebilir enerji ve enerjiverimliliği projelerini finanse etmektedir. Bu projelerBankamızın sürdürülebilirlik vizyonu ve Türkiye açısındanson derece önemlidir. Yenilenebilir enerji, projelerindeÇevresel Etki Değerlendirme süreci büyük önem arzetmektedir. Hatta bu süreç yatırım süreci terminindedeğişikliklere neden olduğu gibi sağlanacak finansmanüzerinde de etkili olabilmektedir. Sanayi ve binalarda enerjiyönetimi, yardımcı tesisler, üretim üniteleri ve elektrikbirimlerinde verimlilikle ilgili çalışmaların yapılması öncelikarz etmektedir. Enerji verimliliği projelerinin finansmanındaEnerji Verimliliği Danışmanlık (EVD) şirketleri aktif roloynamaktadır. Enerji Performans Sözleşmeleri ise birbaşka gerekliliktir. Yenilenebilir enerji ve enerji verimliliğiprojelerinin finansmanında karşılaştığımız bir başka konuise karbon sertifika ve standartlarıdır.1. TÜRKİYE KALKINMA BANKASITürkiye Kalkınma Bankası, kalkınmanın ve sürdürülebilirbüyümenin öncüsü olarak; yatırımları bölgesel, sektörel veteknolojik olarak destekleyen, etkin ve hızlı şekilde finanseeden, girişimcileri teknik yardım dâhil olmak üzere güç vecesaret vererek destekleyen, uluslararası boyutlarda birkalkınma ve yatırım bankasıdır. Anonim şirket statüsündekiyatırımları desteklemek amacıyla kurulan Bankanınsermayesinin %99.08’i hazineye aittir. Türkiye KalkınmaBankası, başta sanayi ve turizm olmak üzere enerji, eğitim,sağlık sektörlerindeki işletmelere, proje esaslı kredilendirmeyapmaktadır. Kredi değerlendirme süreci istihbarat,ekonomik, teknik, mali değerlendirme aşamalarındanoluşmaktadır. Son yıllarda ise ağırlıklı olarak yenilenebilirenerji ve enerji verimliliği projeleri üzerinde yoğunlaşmıştır.Yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği projeleri, bankamızınsürdürülebilirlik vizyonu açısından son derece önemlidir.Yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği ile ilgili dışkaynaklarımız;• Dünya Bankası Kaynaklı Yenilenebilir Enerji ve EnerjiVerimliliği kredisi,• Avrupa Yatırım Bankası Kaynaklı Kobi Kredisi,• Avrupa Yatırım Bankası, KOBI-MIDCAP Enerji ve EnerjiVerimliliği Kredisi,• Avrupa Yatırım Bankası Otel Yenileme ve Enerji VerimliliğiKredisi,• İslam Kalkınma Bankası Kaynaklı Yatırım Kredisi*,• JBIC Kaynaklı Yenilenebilir Enerji ve Enerji VerimliliğiKredisi*.Türkiye Kalkınma Bankası Kaynaklı Türk Lirası Kredilerimiz:• Yatırım Kredisi,• İşletme Kredisi,• Kısa ve Orta Vadeli Kredilerdir.Dünya Bankası Enerji Verimliliği kredileri için;• Yatırımın yapıldığı bölümde veya tüm tesis için enerjitüketiminin enerji birimi bazında en az % 20 oranındaazalmış olması veya• Yatırımla sağlanacak artan veya ek faydanın en az %50’sinin sağlanacak enerji tasarrufundan oluşması,• Projenin çevresel etki analizinin yapılması ve izinlerininalınması,kriterlerinin yerine getirilmesi gerekmektedir.Avrupa Yatırım Bankası Enerji Verimliliği kredileri için;• Yatırımın yapıldığı bölümde veya tüm tesis için enerjitüketiminin enerji birimi bazında en az % 20 oranındaazalmış olması veya• Yatırımla sağlanan tasarrufun yatırım tutarının %50’sinikarşılaması gerekmektedir.Yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği yatırımlarında öncelikle,proje öncesi durum ve proje sonrası beklenen olasısonuçları içerecek teknik analizler ortaya konularak, ekonomikve mali açıdan projenin uygun olup olmadığı değerlendirilmektedir.Yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği projelerinde uzunvadeli uygun kaynak, projenin borç ödeme gücü açısındanson derece önem taşımaktadır. Bu anlamda, KalkınmaBankası özellikle yurt dışı finansal kurumlardan sağladığıkredi kaynaklarıyla, uzun vade (7-10 yıl) ve uygun faizalternatifi ile yenilenebilir enerji ve enerji verimliliğiyatırımlarının finansmanını sağlamış ve bu yatırımlarıfinanse etmeye devam etmektedir.* Haziran 2013 itibariyle kredi kullandırımına başlanacaktır.62

BİLDİRİLERPROCEEDINGSÜlkemizin önde gelen demir-çelik kuruluşlarından birisininatık baca gazlarını değerlendirerek elektrik üretmeyiplanladığı proje, bankamız tarafından kredilendirilmektedir.50 MW gücündeki bu proje ile şirketin elektrik giderinde%70 oranında bir azalma meydana gelecektir.Yine, ülkemizin önemli çimento üreticilerinden bir şirketinsahip olduğu çimento fabrikalarında gerçekleştireceği“üretim hatlarının modernizasyonu”nu öngören enerjiverimliliği projesinin finansmanıyla, yıllık tasarrufu ortabüyüklükteki bir enerji santralinin üretimi kadar olan biryatırım da Bankamız tarafından finanse edilmektedir.2. YENİLENEBİLİR ENERJİ VE ÇEVREHiçbir insan yapımı proje tamamen çevreye etkisiz olamaz.Potansiyel etkiler projenin boyutuna, doğasına ve yerözelliğine bağlıdır. Yenilenebilir Enerji projelerinde ÇevreselEtki Değerlendirme süreci son derece önemlidir. Hattaproje terminini ciddi biçimde etkilediği gibi finansmandakullanılacak kaynaklar açısından da bu süreç şart olarakgetirilebilmektedir.Yenilenebilir enerji türleri ile ilgili çevresel etkiler yatırım veişletme dönemlerinde gözlenmektedir. Yatırım dönemindesistemler kurulurken dikkat edilmesi gereken hususlarınbaşında alan kullanımı gelmektedir. Sistemin kurulacağıalanın doğal bitki örtüsü ve yaşam alanına zarar vermedenalanla bütünleşik bir yerleşim çok önemlidir.Bu etkilere birkaç örnek vermek gerekirse;• HES projelerinde; türlerin ve doğal yaşam ortamlarınınyok olması, deltaların erimesi, yeraltı sularının azalmasıve doğal göllerin kuruması, can suyu, balık geçitleri vb.• Rüzgâr projelerinde, gürültü ve görüntü kirliliği, kuşlarave radyo-TV sinyallerine verilen zarar.• Jeotermal projelerinde akışkanın çevreye yayılmasınıönleyen reenjeksiyon kuyularının olmaması sonucuortaya çıkan etkiler.• Güneş enerjisi santrallerinde sistemde kullanılanmaddelerin kontrol altında tutulmamaları sonucu çıkanetkiler vb.’dir.Yukarda belirtilen nedenle bu projelerde Çevresel EtkiDeğerlendirme süreci titizlikle uygulanmalıdır.Çevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED), kalkınma projelerininçevresel etkilerinin belirlendiği, çevreye olabilecekolumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreyezarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için alınacakönlemlerin, seçilen yer ve teknoloji alternatiflerinin tespitedilerek değerlendirildiği ve bu projelerin inşaat, işletmeve işletme sonrası dönemlerinde nasıl uygulandığınınizlendiği ve denetlendiği bir süreçtir[1]. Bu süreç, kendibaşına bir karar verme süreci olmayıp, karar verme süreciile birlikte gelişen ve onu destekleyen pek çok aşamadanoluşmaktadır.Bu süreçle ilgili 30 Haziran 2011’de Ek Listelerde yapılanbazı değişikliklerle birlikte halen yürürlükte olan 17.07.2008tarih ve 26939 sayılı ÇED Yönetmeliğine göre:• Kurulu gücü 25 MWm ve üzeri olan nehir tipi hidroelektriksantraller.• Kurulu gücü 75 MWe ve üzeri rüzgâr enerji santralleri.• Jeotermal kaynağın çıkartılması ve jeotermal enerjikullanan tesisler (Isı kapasitesi 25 MWe ve üzeri).• Güneş enerjisine dayalı kurulu gücü 75 MWe üzerindeolan santraller.Çevresel Etki Değerlendirmesi Uygulanacak ProjelerListesinde;• Kurulu gücü 0-25 MWm arasında olan nehir tipihidroelektrik santraller.• Kurulu gücü 10 MWe ve üzeri rüzgâr enerji santralleri.• Jeotermal kaynak kullanarak enerji üreten ve kurulu gücü5 MWe ve üzerindeki tesisler.• Güneş enerjisine dayalı kurulu gücü 10 MWe ve üzerisantraller.ise Seçme Eleme Kriterleri Uygulanacak Projeler Listesindeyer almaktadır.Yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği projelerini çoğunluklauluslararası finans kuruluşlarından temin edilen kaynaklarlafinanse edildiğinden projeler ulusal çevre mevzuatının yanısıra söz konusu uluslararası finans kuruluşlarının çevrekoruma önlemlerine ilişkin mevzuatları çerçevesinde dedeğerlendirilmektedir.3. ENERJİ VERİMLİLİĞİEnerji verimliliği “Binalarda yaşam standardı ve hizmetkalitesinin, endüstriyel işletmelerde ise üretim kalitesi vemiktarının düşüşüne yol açmadan birim hizmet veya ürünmiktarı başına enerji tüketiminin azaltılmasıdır.” Nedenenerji verimliliği denildiğinde ise; fosil kaynakların görünürgelecekte tükenecek olması, alternatif kaynakların henüzekonomik olmaması, artan talep, ithalat bağımlılığı, iklimdeğişikliği, ekolojik dengenin alarm vermesi vb. nedenlersayılabilir. Enerji verimliliğinin en önemli göstergesi iseEnerji Yoğunluğudur. Enerji yoğunluğu ve kişi başı enerjikullanımı grafik olarak aşağıda (Şekil 1) verilmiştir.Şekil 1. Enerji yoğunluğu, enerji kullanımı grafiği[1].63

BİLDİRİLERPROCEEDINGSŞekilden görüldüğü gibi, Türkiye’nin kişi başı enerji kullanımıverilen ülkeler arasında en az olmasına rağmen enerjiyoğunluğu yaklaşık olarak Japonya’nın 3 katıdır. Diğerbir deyişle aynı işi yapmak için Japonya’nın 3 katı enerjiharcanmaktadır. Bu durum ülkemizde enerji verimliliği ile ilgiliçalışmalara hız verilmesi gerektiğini ortaya koymaktadır.Sanayide enerjiyi yoğun olarak kullanan sektörlerde enerjiverimliliği potansiyelinin yüksek olması, bu tür sektörlerinöncelikli olarak ele alınmasını gerektirmektedir. Bu sektörlerinönde gelenleri demir çelik, çimento, seramik, cam, petrokimya,kimya, gıda, tekstil, vb. olarak sıralanabilir. Binalarda önceliksıralaması ise hastaneler, okullar, üniversiteler, oteller,havalimanları, üretim endüstrisi, alışveriş merkezleri, işmerkezleri, özel konutlar vb. biçimdedir. Enerji verimliliğiaçısından enerji yönetimi son derece önemlidir. Tesislerdeenerji yönetimi sağlandıktan sonra yatırım ve doğal olarakfinansmanın söz konusu olabileceği bölümler ise yardımcıişletmeler, üretim üniteleri, elektrik vb. olarak sıralanabilir.Yardımcı işletmeler başlığı altında kazanlar, tesisat,iklimlendirme ve havalandırma sistemi, basınçlı havasistemi, soğutma sistemi vb. sistemler değerlendirilmektedir.Üretim ünitelerine birkaç örnek vermek gerekirse bunlarfırınlar, kurutucular, atık gazlar, baca gazları ve her birünitedir. Elektrikle ilgili yatırım kalemleri ise elektrik dağıtımsistemi, transformatörler, elektrik motorları, pompalar,fanlar, aydınlatma vb. sistemlerden oluşmaktadır.4. ENERJİ VERİMLİLİĞİ DANIŞMANLIKŞİRKETLERİEnerji verimliliği projelerinde Enerji Verimliliği Danışmanlık(EVD) şirketleri, İngilizce’de bilinen adıyla Energy ServiceCompany (ESCO)’lar, finansmanda etkin rol oynamaktadır.EVD şirketleri; nihai tüketim sektörlerinde enerji verimliliğiniartırmak amaçlı projeleri geliştiren, uygulayan, finansmanınısağlayan ve 7-10 yıllık periyotlar arasında sektörler içinbakım-onarım masraflarını üstlenen şirketler olarak tanımlanabilir[2].EVD Şirketlerinin Enerji Verimliliği Kanunundabelirtilen görevleri ise;1. Eğitim, sertifikalandırma, endüstriyel işletmeler, binasahipleri veya yönetimleri ile aralarında yapılan hizmetanlaşmaları çerçevesinde, etüt ve danışmanlık faaliyetleriyürütmek.2. Enerji verimliliği etüt çalışması ile belirledikleri önlemlerinuygulanmasına yönelik projeyi hazırlamak.3. Uygulama anlaşması kapsamındaki tadilatları projedoğrultusunda gerçekleştirmek ve enerji tasarrufmiktarını garanti etmek.4. Yetki aldıkları kuruma her yıl faaliyet raporu sunmaktır.Bu noktada en önemli husus, tasarrufun Enerji VerimliliğiDanışmanlık şirketi tarafından garanti edilmesidir.EVD şirketleri enerji verimliliği projelerini genellikle dörtaşamada gerçekleştirmektedir. Projenin ilk aşaması, enerjiverimliliği etüdüdür. İkinci aşama ise planlamadır. Bu aşamadaetüde uygun olarak uygulama projesi ve termin planlanmaktadır.Üçüncü aşama ise uygulamadır. Son aşamaolan izleme bölümünde ise planlama aşamasında belirlenenzaman cetveline göre garanti edilen tasarrufun gerçekleşmesi,değerlendirilmesi ve doğrulanması yapılmaktadır.5. ENERJİ VERİMLİLİĞİ VE FİNANSMANEnerji verimliliği projelerinin finansmanı 3 başlık altındadeğerlendirilebilir.1. Firma tarafından sağlanan finansman,2. EVD şirketleri veya ESCO tarafından sağlananfinansman,3. Üçüncü taraf finansmanı (third party financing). Butür 2 ayrı alt başlıkta değerlendirilmektedir. KalkınmaBankasının sağladığı finansman bu kapsamdadır.• Paylaşımlı Tasarruf Sözleşmesi (PTS – Shared SavingContract)• Garanti Tasarruf Sözleşmesi (GTS - GuaranteedSaving Contract)Her üç tür finansman türü için de Enerji PerformansSözleşmesi (EPS)’ne ihtiyaç duyulmaktadır. EPS, EVDşirketi ve proje sahibi firma arasında imzalanan, herhangibir sektörün enerji verimliliğinin artırılması, dolayısıyla parave enerji tasarrufu sağlanması için kullanılan etkili ve pratikbir uygulama sözleşmesidir.Enerji Performans Sözleşmeleri şartlara bağlı olarak çokçeşitli şekillerde gerçekleşmektedir. Bu çalışmada sadeceüçüncü taraf finansmanına konu olan Paylaşımlı TasarrufSözleşmesi ve Garanti tasarruf sözleşmesi üzerinde durulacaktır.Paylaşımlı Tasarruf Sözleşmesi (PTS - Shared SavingContract) kredinin EVD şirketi tarafından alınmasıdurumunda yapılan sözleşmedir. Paylaşımlı TasarrufSözleşmelerinde kredinin geri ödeme ve performansriski EVD şirketine aittir. Finansman maliyeti yüksek,proje sonucu elde edilen tasarruf düşük, yapılan projelergenellikle küçük ölçekli ve kapsamları dardır[3].Garanti Tasarruf Sözleşmelerinde ise kredi, projesahibi firma tarafından alınmaktadır. Garanti tasarrufsözleşmelerinde kredinin geri ödeme riski proje sahibine,performans riski ise EVD şirketine aittir. Finansmanmaliyeti düşük, proje sonucu elde edilen tasarruf yüksek,yapılan projeler genellikle büyük ölçekli ve kapsamlarıgeniştir[3].6. YENİLENEBİLİR ENERJİ, ENERJİ VERİMLİLİĞİVE EMİSYON TİCARETİYenilenebilir enerji ve enerji verimliliği finansmanındakarşımıza çıkan bir başka konu ise karbon standartve sertifikalarıdır. Emisyon ticaretinde, ticareti yapılan64

BİLDİRİLERPROCEEDINGSvarlıklar bu sertifikalardır. Emisyon sertifikası belirli birzaman diliminde, tanımlanmış olan sera gazlarının sayısalolarak belirlenmiş miktarlarının salınması hakkı veya projefaaliyetleri (Temiz Kalkınma Mekanizması - TKM ve OrtakUygulama - OU) sonucu elde edilen emisyon azaltımımiktarının karşılığıdır. Ton karbondioksit eşdeğeri olarakifade edilmektedir. Bu standartlar da VCS (VoluntaryCarbon Standard), Chicago Climate Exchange (CCX),Gold (Gold Standard), CAR (Climate Action Reserve), ACR(American Carbon Registry), ISO 14064 vb.’dir. Dünyadaen çok uygulanan standart VCS’dir. Türkiye’de ise en çokGold Standart uygulanmaktadır. Gold sertifikalarla TürkiyeGönüllü Karbon Pazarı için önemli bir tedarikçidir.Gönüllü karbon pazarındaki proje tipleri[4] aşağıdaverilmiştir (Şekil 2). Şekilde görüldüğü gibi 2011 yılındarüzgar projeleri %30 pazar payıyla pazarda birinci sırayıalırken, enerji verimliliği ve yakıt değiştirme projeleri% 4 dolayında seyretmektedir. Türkiye’de yenilenebilirenerji projeleriyle ilgili hayli proje gerçekleştirilmiştir. Buprojelerin bir bölümünde Gold standart tercih edilmiştir.Verimlilikle ilgili proje yapan bazı firmalarda, karbonprojeleri de birlikte yapılmaktadır. Gold Standard içinbu zaten bir gerekliliktir. Geri dönüşü kısa olan enerjiverimliliği projelerinde ise firmalar süratle verimlilikprojelerini gerçekleştirmektedir.etkisi halen gözlenmektedir. Bazı artışlar ise standarttiplerindeki farklılıklardan kaynaklanmaktadır.Yukarda belirtilen sertifikaların satışından elde edilengelirler, proje üzerinde ciddi bir kaldıraç etkisi yaratmaktadır.Bu da projeleri yapılabilir hale getirmektedir.KAYNAKLAR[1] Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğühttp://www.eie.gov.tr/[2] IEA, Energy Policies of IEA Countries - USAReview,IEA Publications, 2007, France[3] Satman, A; Meylani ,E,A ; Onaygil,S ,”Enerji VerimliliğiDanışmanlık şirketlerinin finansman yöntemleri ve Türkiyeiçin öneriler” I.Ulusal Enerji Verimliliği Forumu, 2009http://www.uevf.com.tr/uevf1/index.asp?sf=12[4] Hamilton,K;Stanley,P,M“DEVELOPING DIMENSION:State of the Voluntary Carbon Markets 2012 ”http://www.ecosystemmarketplace.com/pages/dynamic/resources.library.page.php?page_id=9184&section=library&eod=1SUMMARYRenewable Energy, Environment, Energy Efficiency,FinanceDevelopment Bank of Turkey was founded with the mission offinancing enterprises in the status of joint-stock company. 99.08percent of the Bank’s issued capital belongs to the Treasury.Projects related to industry, tourism, renewable energy andenergy efficiency are supported by our Bank. Renewableenergy and Energy Efficiency projects are extremely importantin terms of our Bank’s sustainability vision.Şekil 2. Gönüllü Karbon Piyasaları Otc, Proje Tipleri, 2011.Gönüllü Karbon Piyasalarındaki hacim ve değerin bölgeseldeğişimi[4] 2010 ve 2011 yılları için karşılaştırmalı olarakverilmiştir (Şekil 3). 2011 yılında elde edilen hacim 2010yılı hacminin altında gerçekleşmiştir. Bu, politik ve tekniknedenlerden dolayı olabilir. Ortalama fiyatlarda ise krizinŞekil 3. Gönüllü Karbon Piyasaları OTC, Hacim ve Değerinbölgesel değişimi ($/ton CO 2eşdeğeri/Milyon US$) Dağılımı,2010-2011.Environmental Impact Assessment studies are veryimportant for renewable energy projects.In financing energy efficiency projects, Energy ServiceCompany (ESCO)’s play an active role. In the world thereare different finance models including ESCO’s.Carbon Standards and certificates are another subject thatemerges while financing energy efficiency projects. Incomeobtained from selling of these certificates, has a leverageeffect on these projects. These standards are VCS (VoluntaryCarbon Standard), Chicago Climate Exchange (CCX), Gold(Gold Standard), CAR (Climate Action Reserve), ACR(American Carbon Registry), ISO 14064 etc.Development Bank of Turkey provides long term loans withreasonable interest rate for energy and energy efficiencyprojects. Currency of the loans can be Turkish lira, U.S.Dollar, and Euro. These are long term loans with high debt65

BİLDİRİLERPROCEEDINGSSÜRDÜRÜLEBİLİR KENTLER VE EN İYİ UYGULAMALARDr. Baha KUBANDemir Enerji DanışmanlıkEsra DEMİRDemir Enerji DanışmanlıkCaner DEMİRDemir Enerji DanışmanlıkÖZETBirleşmiş Milletlerin raporlarına göre 2008 yılı, kentselnüfusun kırsal nüfusu geçtiği yıl olarak tarihe kaydedilmiştir.Türkiye’de ise kentleşme oranı % 75’lere ulaşmıştır.Kentler ve kentsel bölgeler bugün dünyanın yüzey alanınınyalnızca %2’sini kaplasalar da, kaynakların yaklaşık%75’ini tüketip atıkların hemen tümünü üretmektedirler.Sergiledikleri ekonomik performansa paralel olarak tümenerjinin %73’ünü tüketirken, iklim değişikliğine yol açanglobal seragazı salımlarının da %79’undan sorumludurlar.Hayal kırıklığı yaratan uluslararası çıkar çatışmaları vetoplantılarda beklenen kararların çıkmaması, yerel idarelerve kent yönetimlerinin, görüşmelere ağırlıklarını koyacakşekilde örgütlenmeye başlamaları sonucunu doğurmuştur.Yerel yönetimlerin oluşturdukları şemsiye kurum vekuruluşlar, iklim değişikliği ile mücadele bakımından, içindebulundukları merkezi yönetimlerden çok daha ileri hedef vestratejileri yaşama geçirmişlerdir.1. KENTLEŞMEBaşlangıçları sanayileşmenin sancılı doğumunda olankentleşme, yani dünya nüfusunun artan şekilde kırsaldankente göçü, özellikle son 30 yılın küreselleşme eğilimleri ilehızını artırmıştır. Birleşmiş Milletlerin raporlarına göre 2008yılı, kentsel nüfusun kırsal nüfusu geçtiği yıl olarak tarihekaydedilmiştir. Türkiye’de ise kentleşme oranı %75’lereulaşmıştır.Bu demografik kayış, kentlerde üretilen değeri ve dünya gayrisafi hasılasının kentlere düşen oranlarını da etkilemektedir.McKinsey Global Institute “Cityscope – 2011” raporunagöre City 600 1 [1] listesindeki kentlerde yaşayan 1,5 milyarkişi dünya nüfusunun %22’sini oluşturmakta ve 30 trilyonABD Doları ile dünyanın toplam GYİH’sindan yarıdan fazlapay almaktadırlar. City 600 kapsamında, ortalama yıllıkgeliri 20.000 $ olan 485 milyon hane bulunmaktadır. City100 listesine bakıldığında, küresel GYİH içindeki pay 21trilyon $ ile %38 olmaktadır. 2025 yılına gelindiğinde City600, dünya nüfusunun %25’ini ve dünya GYİH’sının ise 60trilyon $ ile %60’ını kapsayacaktır.¹ 2007-2025 arasında küresel GYH katkısı en yüksek olan 600 şehir.Kentler ve kentsel bölgeler bugün dünyanın yüzey alanınınyalnızca %2’sini kaplasalar da, kaynakların yaklaşık%75’ini tüketip atıkların hemen tümünü üretmektedirler.Sergiledikleri ekonomik performansa paralel olarak tümenerjinin %73’ünü tüketirken, iklim değişikliğine yol açanglobal seragazı salımlarının da %79’undan sorumludurlar.Bu durumda iklim değişikliğinin kentleşmesinden derahatlıkla söz edilebilir.Gelişmiş ve gelişmekte olan ülkelerde kentler, artanoranlarda enerji tüketimlerini imalat faaliyetlerinden değilyaşam tarzı bağlantılı enerji hizmetlerinden yani aydınlatma,iklimlendirme-ısıtma-soğutma, elektronik aygıt kullanımı veulaşımdan yapmaktadırlar. Teorik olarak, yoğunlaşmış yaşamalanı olarak kent, dağınık kırsal bölgelere göre enerjinindaha etkin kullanılabileceği, maliyetlerin düşürülebileceğimekanlar olsa da mevcut mekansal genişleme biçimleri,tüketici alışkanlıkları ve arkitektonik morfoloji eğilimleri,artan kentsel nüfusların büyüyen seragazı salım kaynaklarıolmaya devam edeceklerini göstermektedir. Kentleşmeninözellikle gelişmekte olan ülkelerde hızla artacağı göz önünealındığında iklim değişikliği eylem planlarında nüfus artışınarağmen sera gazı salımlarını düşürmeye yönelik bir diziplanlama yapılması gerekli hale gelmektedir.Kentsel bölgelerin tasarımı, planlanması ve inşaaları, büyükölçüde kentleşme dalgasının iklim değişikliği için büyük birçözüm fırsatı mı yoksa devasa bir sorun mu teşkil edeceğinibelirleyecektir. Küresel ısınma ile mücadelenin başarısı,kentlerde düşük karbon sürdürülebilir yaşam tarzlarınınyaratılmasına büyük ölçüde bağlı olacaktır. Bununla ilgilien önemli örneklerden biri Rio de Jenerio’dur. Şehir masterplanında, “iklim değişikliği ve onun etkilerinin şehir planlamave kalkınma kapsamında olması” talep edilmektedir.2. İKLİM DEĞİŞİKLİĞİ VE KENTSEL EYLEMBirbirini izleyen sayısız uluslararası toplantının, ulusalekonomik çıkar çatışmalarını aşamaması nedeniyle iklimdeğişikliği müzakerelerini kilitlediği yaygın olarak kabuledilen bir görüştür. Hayal kırıklığı yaratan bu durum yerelidareler ve kent yönetimlerinin, görüşmelere ağırlıklarınıkoyacak şekilde örgütlenmeye başlamaları sonucunudoğurmuştur. Yerel yönetimlerin oluşturdukları şemsiye66

BİLDİRİLERPROCEEDINGSkurum ve kuruluşlar, iklim değişikliği ile mücadelebakımından, içinde bulundukları merkezi yönetimlerdençok daha ileri hedef ve stratejileri yaşama geçirmişlerdir.ICLEI’nin (International Council for Local EnvironmentalInitiatives) dünya çapında, Dünya Belediye Başkanlarıve Yerel Yönetimler İklim Koruma Anlaşması, ABD’deBelediye Başkanları İklim Koruma Anlaşması ve YerelHükümetler İklim Yol Haritası, AB ülkelerindeki BelediyeBaşkanları Sözleşmesi bu alandaki başlıca örneklerdir.Şekil 1. Küresel iklim değişikliği çabaları ve yerel eylemler.AB’nin Belediye Başkanları Sözleşmesi esas olarak AB’nin2008 yılında tek taraflı olarak kabul ettiği AB İklim veEnerji Paketine dayanır. 20-20-20 planı olarak da bilinenbu program AB çapında sera gazı salımlarını 2020 yılınakadar %20 düşürmeyi, verimlilik artışı ile %20 enerjitasarrufu gerçekleştirmeyi ve enerji sepetindeki yenilenebilirpayını %20’ye çıkarmayı ve taşıt tüketimlerinde %10biyoyakıt payını hedeflemektedir. AB’nin Enerji VerimliliğiEylem Planı, yerel ve bölgesel ölçekte yerel yönetimlerinliderliğinde bir Belediyeler Sözleşmesi de önermekteydi.Belediye başkanlarının gösterdiği ve AB’nin Leipzig Şartı,Aalborg +10 Taahhütleri ve Gündem 21 ile çerçevesiniçizdiği kentsel sürdürülebilirlik konusunda öngörülenkapsamları da aşan bu politik kararlılık, hükümetler arasıgörüşmelerde hayal kırıklığı yaşayan dünya kamuoyunaumut vermiştir.ICLEI, küresel iklim müzakerelerinde etkin tüm tarafları,Aralık 2010’da Meksika’nın Cancún kentinde yapılan 16.Taraflar Toplantısı sonunda karara bağlanmış olan, CancúnÇıktılarını yaşama geçirecek adımları atmaya davet etmiştir.Cancún Çıktıları kapsamında yerel yönetimlerin, iklimmüzakerelerinde merkez yönetimler kadar etkili olmaları veeş-paydaşlar olarak yer almaları kabul edilmişti.2030’da sera gazı salımlarını %100 azaltmayı hedefleyenMelbourne ve Kopenhag ile birlikte C40 üyesi 27 etkileyicişehir sera gazı salımı için hedef oluşturdu. İngiltere, Seattle,Philadelphia, New York, New Orleans ve Portland, ulusalstandartlardan daha sert salım hedefleri uyguluyorlar. Şehirplanları, binaların iyileştirilmesi, yenilenebilir enerji, ağaçdikimi, daha iyi toplu taşıma uygulamaları ve daha fazlasıaracılığıyla bu hedeflere ulaşmayı amaçlıyorlar.3. İKLİM DEĞİŞİKLİĞİ VE KENTSEL FIRSATLAR• Enerji tüketiminin ve sera gazı salımlarının odağındayer almaları nedeniyle kentler iklim değişikliği ilemücadelenin de odağındadırlar.Kentlerin ve kentsel bölgelerin yapısal yoğunlukları vemekânsal örgütlenmeleri, enerji tüketimi eğilimlerinin ve seragazı salım yoğunluklarının asıl nedenidir. Yaşam, çalışmave ulaşım alışkanlıkları, kentsel mekânın örgütlenmesiile birebir ilişkilidir. Örneğin nüfus yoğunluğu Kanadakentlerinden 5 kez daha fazla olan Japon kentlerindeki birimenerji tüketimleri, Kanada’dakilerin ancak % 40’ı kadardır.Kentin gereksindiği enerjinin tedarikinde kullanılacak olanteknolojilerin seçimi de ayrıca son derece kritik bir roloynamaktadır.• Yoğunluklar ve ölçek nedeniyle kentsel düşük–karbon politikalarının ekonomik fizibiliteleri son dereceyüksektir.İklim değişikliği ile mücadelede kentsel enerji eğilimlerineyönelik seçenekler, başta enerjinin verimli kullanımı olmaküzere, tümüyle uygun maliyetli önlemlerdir. Kentlerinçekiciliğini artırmak için devreye alınması gerekli olan havakirliliği tedbirleri, yeşil alan artırımları, daha az otomobildahaçok toplu taşıma programları gibi faaliyetler, kenthalkının sağlığına olumlu katkılarının yanı sıra sera gazıazaltım politikalarına da doğrudan olumlu katkı sağlarlar.Yüksek maliyet gerekçeleriyle iklim değişikliği ile mücadeleve düşük-karbon politikalarının ertelenmesinin bedelinin,orta vade için değerlendirme yapıldığında çok daha yüksekolması beklenmelidir.Buna ek olarak kentlerin yeşil ekonomik yenilenmekapsamında enerji tedarikinden, ulaşım yöntem veyaklaşımlarına, yeni enerji etkin yapı stokundan kentselaltyapı inşasına varana kadar ekonominin çok büyük birbölümünü yakından etkileyecek sayısız alanda yenilikleredayalı ekonomik büyüme eksenlerinin, yine iklim önlemleriile yaratabileceği görülmektedir.• Kentler ulusal politikalara yardımcı hatta öncülükeden yenilikçi iklim politikalarını yaşama geçirerek,adeta bir laboratuvar görevi görebilirler.Bugün uluslararası iklim görüşmelerinde kent yönetimleri,ulusal hükümetlerle eşdeğer ağırlıklı katılımcılardır.Çoğunlukla ulusal hükümetlerin çok daha ilerisinde iklimhedeflerini kent idarelerinin koydukları ve gerçekleştirdiklerigörülmektedir. Bu alanda pek çok uluslararası örgüt,birliktelik ve eylem hayata geçirilmiştir. Yerel idarelerindaha çok aktif rol alarak, mevcut iklim politikalarına yönve hayat vermelerini sağlayacak uluslararası örgütlenmeyapıları kurulmuştur. Bu yerel yönetim örgütlenmelerihükümetlerden, bir dizi politik tutum ve değişiklik talepetmektedirler:67

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• Ulusal iklim hedeflerinin yerel yönetim hedeflerini içerekşekilde yeniden düzenlenmesi,• Salım envanterlerinin hazırlanmasında yerel yönetimlerinbirikimlerinden daha fazla yararlanılması,• “Yeşil İklim Fonu” olarak bilinen iklim değişikliğifinansman programının iddialı yerel yönetim hedeflerinekaydırılması,• Uluslararası sözleşmelerde tanımlanan Temiz GelişimMekanizması (Clean Development Mechanism),Ülkeye Özgü Azaltım Eylem (NAMA) ve Düşük-Karbonlu Gelişim Stratejilerini yerel yönetimlerin iddialıiklim hedefleri için kullanılabilir hale getirilmesi,• BM’nin Biyolojik Çeşitlilik Sözleşmesini (Conventionon Biological Diversity) oluşumunda olduğu gibi, yerelyönetimlerin BMİDÇS görüşmelerine ve sürece dahaetkin şekilde dâhil edilmeleri,• Rio+20 2 süreci belgesindeki ‘hükümet paydaşları’ ifadesive görevlerinin yerel yönetim paydaşlarını içerecekşekilde güncelleştirilmesi.4. SERA GAZI SALIMLARIİklim çalışmaları için yerel yönetimlerin hem kendifaaliyetlerinden kaynaklanan hem de coğrafi yetki sınırlarıiçinde yer alan tüm bölge halkının oluşturduğu sera gazısalımlarını sayısallaştırması gereklidir.ICLEI bu amaçla, kolay uygulanabilir bir kılavuz olan veyerel yönetimlerin salımlarını somut olarak belirleyipkarşılaştırılabilir azaltımlar yapabilmeleri için belirlenenortak kurallar ve standart yaklaşımlar içeren UluslararasıYerel Yönetim Sera Gazı Emisyon Analizi Protokolünü– IEAP [2] geliştirmiştir. IEAP sayesinde, salım denetimisüreçleri kolaylaştırılmış, farklı toplulukların faaliyetlerisonucu elde edilen kazanımların bir araya getirilipraporlanabilmesi sağlanmış ve güvenilir bir veri tabanıoluşturulmuştur.Sera gazı salım analizi protokolünün amacı;• Yerel yönetimin ve bölge halkının, iklim değişikliğiüzerindeki etkilerinin farkına varmalarını sağlamak ve buetkinin azaltılması ile ilgili farkındalık yaratmak,• Uygulayıcıların toplum düzeyinde mümkün olan endoğru şekilde tam ve doğru analizleri geliştirebilmelerinisağlamak,• Farklı kentler arasında tutarlı, detaylı ve politika ile ilgilibir şekilde kıyas yapılmasını desteklemek,• İklim hedeflerine yönelik ölçüm yapmayı sağlamak,• Geniş kitlelerce kolay anlaşılabilen bir ölçümlemesağlamak,• Diğer birlik ve kuruluşların IEAP kapsamındaki özelraporlama gereksinimlerini belirlemek,• Mevcut veya potansiyel yasal düzenlemeler ve salımbelgeleme olanaklarını eş zamanlı yürütebilmek olarakaçıklanabilir.² UNConference on Sustainable Development, http://www.uncsd2012.org/rio20/ICLEI, yerel yönetimlere hem iklim değişikliğine hem deazalan hava kalitesine sebep olan sera gazı salımlarınıazaltma çabaları için yardımcı olmaktadır. Bugüne kadar,yerel yönetimlere salımlarını ölçerek azaltma hedefleribelirlemeleri ve bu hedeflere ulaşmaları için analitik araç veyöntemler sunmuştur.Bir yerel yönetimin yetki alanına giren çok sayıdafaaliyet alanlarının her birisi, kendine özgü sera gazıyönetim programları hazırlanmasını gerektirmektedir.Yerel yönetim sera gazı salım envanterleri iki bölümdenoluşur:1. Yerel yönetimin kendi faaliyetlerine ilişkin salımlar,2. Yönetilen topluluğun faaliyetlerine ilişkin salımlar.Yerel yönetim faaliyetleri kaynaklı salımlar, birazkarmaşık yapıdaki bir özel sektör kuruluşununki ile benzerdir.Bu nedenle hesaplamalar da, Dünya Kaynakları Enstitüsü(WRI) ve Dünya Sürdürülebilir Kalkınma İş Konseyi(WBCSD) tarafından geliştirilen Sera Gazı Protokolükapsamındaki Kurumsal Hesaplama ve RaporlamaStandardında (GHG Protocol) yer alan emisyon envanteriçeriklerinden çok farklı değildir.Kent ölçeğindeki salımların hesaplanması için ise ulusalsera gazı salım envanterleri hesaplanırken kullanılandandaha farklı bir yaklaşım sergilemek ve başka bir metodolojiizlemek gerekmektedir. Bunun önemli sebeplerinden birisera gazı salımına yol açan faaliyetlerin yerel düzeyininbelirlenmesinde karşılaşılan güçlüklerdir.5. SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ EYLEM PLANIÇALIŞMALARININ YARATTIĞI KATMA DEĞERHalka en yakın yönetim birimleri olan yerel idareler, insantopluluklarının kaygı ve ihtiyaçlarını anlamak üzere ideal birşekilde konumlandırılmıştır. Buna ilave olarak idari zorluklarıkapsamlı bir biçimde ele alabilir, kamuyla özel menfaatlerarasındaki uzlaşmayı kolaylaştırır. Yerel yönetimler isteryenilenebilir enerjinin yaygınlaştırılması, ister enerjinindaha verimli kullanılması veya isterse davranış değişimlerioluşturulması şeklinde olsun, sürdürülebilir enerjinin toplamyerel gelişme amaçları ile bütünleşmesini sağlayabilirler. Bunedenle, yerel yönetimlerin sürdürülebilir enerji politikalarınınuygulanmasında lider oyuncular olması ve onların buçabalarının tanınıp desteklenmesi gerekmektedir.Belediye Başkanları Sözleşmesi [3] Avrupa’da, vatandaşlarakalıcı istihdam yaratıp yaşam kalitesini artıran ve kritiksosyal sorunları ele alan akıllı, yerel, sürdürülebilir enerjipolitikalarının uygulanması vasıtasıyla iklim değişikliğiniyavaşlatma ve azaltma konusunda öncülük eden şehirlereliderliği veren iddialı bir Avrupa Komisyonu girişimidir.Sözleşmeyi imzalayan tarafların resmi taahhütleri, somutönlemler ve projeler halinde sunulmaktadır. İmza sahibişehirler, eylem planlarının uygulanması hakkında raporvermeyi ve denetlenmeyi kabul etmekte, üstlendikleri68

BİLDİRİLERPROCEEDINGSyükümlülüklere uymamaları durumunda sözleşmeyleilişkilerinin feshini kabul etmektedirler.Başkanlar Sözleşmesi kapsamında başkanlar genellikle,CO 2salımlarında AB hedeflerinin ilerisinde gönüllü ve tektaraflı azaltma taahhüdünde bulunmaktadır. Sözleşmeyiimzalayan şehirler, CO 2salımlarını enerji verimliliği veyenilenebilir enerji eylem planları aracılığıyla 2020 yılınakadar en az % 20 azaltmayı hedeflemektedir. Bu amacaulaşmak üzere yerel yönetimler aşağıdaki taahhütlerdebulunmaktadır:• Katılım sonrasındaki bir yıl içinde Temel EmisyonEnvanteri (TEM) hazırlamak,• Katılım sonrasındaki bir yıl içinde belediye meclisitarafından onaylanmış bir Sürdürülebilir Enerji EylemPlanı (SEEP) sunmak,• Her iki yılda bir SEEP’in uygulanma derecesini ve arasonuçlarını belirten uygulama raporlarını yayımlamak,• Belirli aralıklarla Yerel Enerji Günleri düzenlenmesi dâhil,eylemlerini tanıtıp vatandaşların/ paydaşların katılımınısağlamak,• Özellikle diğer yerel makamları katılmaya teşvik ederek,önemli etkinlik ve tematik çalıştaylara katılımlardabulunarak Belediye Başkanları Sözleşmesi’nin mesajınıyaymak.Şubat 2013 itibariyle 178 milyonun üzerinde kişinin yaşadığı4.800’e yakın belediye Başkanlar Sözleşmesine tarafolmuştur. Sözleşme kapsamında verilen taahhütlerdenbazı örnekler aşağıda sıralanmaktadır. Salım azaltım hedefibelirlemek düşük karbon ekonomisine geçiş için başarınınkilit noktalarındandır.Türkiye’de 5 belediye (Karşıyaka, Bornova, Seferihisar,Eskişehir, Kadıköy Belediyeleri) bu sözleşmeye tarafTablo 1. Başkanlar Sözleşmesi İmzalamış Bazı YerelYönetimler ve HedefleriYerel yönetim, Ülke Hedef Başlıca Ortak ÖnlemlerManchester, İngiltereBristol, İngiltere-41 %-40% Kamu binalarında enerjiverimliliği Konutlar enerjiBerlin, Almanya -40%verimliliğine yöneliktadilatlarMünih, Almanya -47% Binalarda yenilenebilirParis, Fransa -25%enerji uygulamaları Trafik planının yenidenTorino, İtalya -40% düzenlenmesiTiflis, Gürcistan -25% Bisikletin ulaşımsistemine entegrasyonuBrüksel, Belçika -20% Atık azaltımı ve atıksahalarının düzenlenmesi Araç filolarınınyenilenebilir araçlarladesteklenmesi Yerel elektrik üretimi Vatandaşlarıbilinçlendirme çalışmaları Enerji verimliliği içinvatandaşlara teşvikuygulamasıolmuş, Antalya Belediyesi ise taraf olmak için başvurudabulunmuştur. Türkiye’den Sürdürülebilir Enerji EylemPlanını sunan ilk belediye Karşıyaka Belediyesi olmuş, onuBornova Belediyesi izlemiştir.İklim değişikliği sorununun yerel yönetimlerce ciddi birşekilde ele alınması; kent yaşamı ve sunulan hizmetleraçısından hem kamu kurumlarının hem de özel sektörünsorumluluk üstlenmesi; bireylerin ulaşım, ısınma, konut,elektrikli eşya tercihlerini sera gazı emisyon oranlarını gözönünde bulundurarak yapmaları; çevreci düzenlemeler içinyerel yönetimlerin fon ve finansman desteği bulabilmeleridaha büyük boyutlu adımlar için harekete geçilmesinikolaylaştırabilir. Kent planlamasında yeşil alanların, yayave bisiklet yollarının göz önünde bulundurulması; verimlitoplu ulaşım hizmetlerinin temiz yakıt alternatifleriyle birliktesunulması; binalarda güneş enerjisi gibi yenilenebilirkaynakların desteklenmesi, atık sahalarının düzenlenmesi,geri dönüşüm bilincinin geliştirilmesi, halkın tüketimalışkanlıklarının değiştirilmesi yerel yönetimlerin bukonuda hayata geçirebileceği önemli uygulamalar olaraksıralanabilir. İnsanların yaşadıkları kent ölçeğinde bu türsalım azaltıcı önlemleri benimsemeleri, iklim değişikliği ilemücadelede gereken sorumluluğu üstlenmekten kaçınanmerkezi yönetimlere de baskı sağlayacak bir unsur olabilir.6. FİNANSAL FIRSATLARYerel yönetimlerin çoğunun ciddi finansal kısıtlarınınolması uygulanabilecek projelerin uzun vadede finansalyararları olsa bile onları kaynak ayırma konusundaisteksiz olmalarına neden olmaktadır. Bu kısıtlar, merkeziyönetimlerin desteklememesi veya özel sektör finansalşartlarına yakın beklentilerin karşılanamaması ile birleşinceiçinden çıkılmaz bir hal almaktadır. Salımların azaltılmasıçoğu kişinin veya şirketlerin gündeminde değildir. Enerjitüketiminin azaltılması konusunun faydaları ile herkesilgilense de başlangıç maliyetinin yüksekliği, finansalfaydalar konusundaki şüpheler, sağlam ve güvenilir bilgieksikliğinin olacağı algısı bu konuda birşeyler yapmanınönündeki en büyük engellerdir.Sürdürülebilir Enerji Eylem Planlarının ilk aşamasındaçeşitli kategorilerde ortaya konulan kentsel enerji ve karbonyoğunluğu ayak izleri ya da değerlerinin yanı sıra, belirli birzaman planı içinde uygulanacak önlemleri içeren bir azaltımlistesi de bulunur. Bu azaltım önlemleri listesinde en başta,kentsel yapı stoku, ulaşım, kent sınırları içinde mal vehizmet üretiminde kullanılan enerji ve diğer enerji tüketenfaaliyetlerin enerji verimliliğini artırmak yer alır. Azaltımönlemleri, enerji gereksiniminin giderek artan oranlardayerel ve yenilenebilir enerji kaynakları ile karşılanmasını daöngörür. Burada sıralanan seçenekler, önlemlerin fayda/maliyet analizleri ile marjinal azaltım potansiyellerine ilişkinbir önceliklendirmenin yapılmasına da olanak verir. Bukapsamda yerel yönetimlerin, çeşitli kategorilerde, taahhüthedeflerine ve zamanlamalarına uygun projeler geliştirmeleri69

BİLDİRİLERPROCEEDINGSbeklenir. Öncelikli olarak ele alınacak azaltım önlemleri veolası dış finansman imkânları aşağıdaki gibidir.Enerji verimliliği önlemlerinin geri dönüş süresi kısaolan bu projelerde Belediyeler, toplu ya da bireysel kredikullandırmada köprü görevi görürler. Dünya Bankası, IFCve EBRD türü uluslararası finans kuruluşları münhasıranyapılarda enerji verimliliğine yönelik fonlar oluşturmuşlardır.Türkiye’de TURSEFF ve MIDSEFF kredileri bu türkredilerdendir. Birleşmiş Milletler Kalkınma ProgramıUNDP’nin oluşturduğu Global Environmental Facility – GEFprogramı da bu tür kentsel enerji verimliliği programlarınıdesteklemektedir.On the face of it then, it is not surprising that climate changemitigation has also become a distinctly urban affair withglobal urban coalitions taking an increasingly significantrole. The sustainable development of urban areas andcities will itself determine the possibilities of climatechange mitigation. The strong social component of urbanexpansion in the global south today, makes it imperativethat the struggle for the decarbonization of urban regionsis accompanied by equitable, poverty reducing sustainabledevelopment policies. This paper summarizes the currentefforts to integrate sustainable energy planning into urbandevelopment.Yenilenebilir enerji yatırımlarının yatırım geri dönüş sürelerigenellikle enerji tasarrufu önlemlerinden uzundur. Rüzgârenerjisi projeleri, ülkemizde de geleneksel uluslararasıproje finansmanı ya da eş-finansmanı yöntemleri ile inşaedilmektedirler. Türkiye’de de yerel yönetimlerin kurduklarıenerji şirketlerinin bu yolla yatırımlar gerçekleştirdiklerigörülmektedir. Daha uzun geri dönüş süreleri olan fotovoltaikve diğer güneş enerjisinden elektrik üretim yatırımları birincibölümde söz edilen uluslararası finansman programlarındanyararlandırılmaktadırlar.Elektrik fiyatlarının yüksek olduğu, güç üretim randımanlarınınyüksek olduğu bazı bölgelerden başlayarak dağıtılmışfotovoltaik güç sistemi kurulumlarının belirtilen finansmankaynaklarını kullanarak gerçekleştirilmeleri yakın zamandamümkün görünmektedir.KAYNAKLAR[1] McKinsey Global Institute, Urban World: Mapping theEconomic Power of Cities, McKinsey & Company,March 2011.[2] International Local Government GHG EmissionsAnalysis Protocol, ICLEI, October 2009.[3] Covenant of Mayors (Başkanlar Sözleşmesi),www.eumayors.euSUMMARYUrbanization is continuing unabated in the world. 2008 hasbeen the milestone year when the global urban populationsurpassed the rural population and it is estimated thatthis shift will continue and reach 75% urban in year 2050.It needs to be pointed out that most of this push towardsurbanization will occur in the global south. Economic poweris also increasingly concentrated in large urban centers.According to McKinsey, just 600 large cities command over60% of the world economy and this proportion will increaseby 2025. On the down side, urban areas covering just 2%of global land area, consume 73% of all energy, produceover 70% of all waste and are responsible for up to 79% ofhuman induced greenhouse gas emissions.70

BİLDİRİLERPROCEEDINGSENERGY EFFICIENCY AND MONITORING STRATEGY IN WASTE WATERTREATMENT THE USE OF ON-LINE DATA ANDENERGY MONITORINGEmily SERRANOMarketing Manager, Water/Waste Water & AnalyticsEndress+Hauser Consult AG Sales SupportDr. Heidrun TIPPEGlobal Industry Manager, Water/Waste WaterEndress+Hauser Messtechnik GmbH&Co KGABSTRACTLegislation demands leads to increased complexity ofmodern waste water treatment to ensure emission limitsat the outlet of the plants. Furthermore energy cost trendsshow that energy efficiency is more than ever, important inthe waste water treatment and in general. The challengeand (future) key to success for operators will be the abilityto manage the required plant reliability by increasingcomplexity and energy efficiency. Linked to actual energybenchmark discussions for waste water treatment plants(WWTPs) this contribution demonstrates in the case ofaeration control, how control strategies based on on-linedata supports increased plant safety by optimizing energyinput. Furthermore the aim of energy monitoring systemsand an implementation strategy is to provide energy savingsin a strategic and sustainable way.THE OUTSTANDING IMPORTANCE OF OXYGENFigure 1 shows that oxygen is a very important parameter fora successful waste water treatment by biological processes.Because the degradation of organic matter as well as theconversion of ammonia to nitrate (“nitrification”) is done byaerobic bacteria, a sufficient aeration of the basins is a must.The activity curve (black line) of Figure 1 demonstratesthat the microbiological activity of the nitrification bacteria isstrongly influenced by the oxygen concentration, even in lowoxygen concentration levels below 1 mg/l.Between 1 and 2 mg/l, the curve flattens and at more than 3mg/l, no significant activity increase of the bacteria is visible.AIM OF NUTRIENT ON-LINE MEASUREMENT FORCONTROLLING THE AERATIONThe aeration step in a biological waste water treatmentplant (WWTP) is the key process step as well as the maincost factor regarding energy demand. Approximately 60%of the energy demand of a municipal waste water treatmentplant is necessary for the aeration to eliminate COD andnutrients. Independent of the process layout there areseveral parameters with potential of process optimization.In reflection of the main microbiological elimination reactionsin the aeration and non-aeration periods, three parametersare mainly remarkable: Oxygen, Ammonia and Nitrate.Aerobic degradation of Organic Carbon (comprising ofCOD/TOC/BOD):Organic Carbon + Oxygen → CO 2+ H 20 + new bacteria[suspended solids]Nitrification:Ammonia +Oxygen → NitrateDenitrification:Nitrate + organic Carbon → Nitrogen (N 2)Figure. Activity curve (black line) versus relative air entry: Therange of interest concerning plant optimization is between 1,2 and2,2 mg/l Oxygen.Since most WWTPs today have to meet the outlet limitswhich are given by legislations, plant operators have toguarantee a sufficient oxygen concentration in the aerationbasin. On the other hand over-aerating (for example atmore than 3 mg/l) makes no sense because a significantreduction of ammonium is not seen. Instead there is asignificant waste of energy consumption.Therefore the on-line measurement of oxygen is used to limitover-aeration as well as under-aeration. Many examples inEurope demonstrate the positive effect of an online oxygen71

BİLDİRİLERPROCEEDINGSmeasurement in the aeration basins. The prevention ofunder-aeration by a minimum set point makes the wholetreatment process more reliable and improves the outletsituation independent of the inlet load. Furthermore aninefficient energy usage due to over-aeration is avoided.An example of a Swiss waste water plant shows the positiveeffect of that small improvement very clearly (Figure 2):The plant treats waste water from 45’000 PE (populationequivalent) by a time-controlled intermittent process andhad annual energy costs of approximately CHF110’000.Now, a new blower system was needed. Should they optfor an oxygen control strategy despite a higher investmentand a certain maintenance demand during operations? Alife cycle calculation of 15 years shows the cost advantageof such an oxygen-based control strategy very clearly. Inthe overall scheme of things, the required service activitiesof the oxygen sensors seem to be insignificant.The cost efficiency over 15 years is remarkable (Figure 2).In comparison with the time-based solution, a cost savingeffect of at least 26% due to higher energy efficiency ispossible!method was developed exactly for this application andoffers accurate, reliable and fast measurement in theaeration basins.Figure 3. (Left) The IseMax CAS40D Memosens ISE sensor in anaeration basin. (Right) The ISE sensor head with ammonia andnitrate sensors, cleaning system and a pH reference electrode aswell as an optional potassium or chloride compensation electrode.The measuring principle is quite similar to the pH electrode,except that the membranes have to be selective for theammonium and/or nitrate ion. The sensor is available as aone-parameter sensor (ammonium or nitrate) or for a twoparameters. The latter version is perfect for the intermittentprocess or for SBR (Sequence Batch Reactors) becauseboth processes have aeration and non-aeration phases inone basin.Our Swiss WWTP operator tested this by implementing ourISEMax sensor in the intermittent process. In comparisonwith the oxygen control strategy, an additional cost savingeffect of about 9% (over 15 years) was achieved with theadditional energy savings.Figure 2. Cost comparisons between the investments for anintermitted aeration with new blowers. The dark blue bars referto the time control of the aeration; the light blue bars indicate theoxygen control. On the left side the investments costs; on the rightthe calculated operation costs of 15 years.ISE SENSORS FOR AMMONIA AND NITRATEFOR SIGNIFICANT PROCESS RELIABILITY ANDENERGY EFFICIENCYThe positive effect of using oxygen to control the aerationprocess is well demonstrated. But today more modernsolutions additionally use nutrient parameters like ammoniaand nitrate. The main benefit is a dynamic control of theaeration rate in relation to the detected change of loadsituations and again optimized energy efficiency. Thismeans that only on-line information regarding load andnitrification/de-nitrification situations from the process showthe full exploitation of existing energy-saving potential in theplant.This paves way for a new measuring principle for ammoniaand nitrate. Wet-chemical analyzer systems are not alwaysthe best choice because such control strategies need a fastreaction time. Therefore the ion-selective (ISE) measuringHOW TO RELIABLY MEET LEGISLATIONDEMANDS?For a waste water plant operator, plant reliability shouldbe the ability to meet legislation demands continuously,independent of the inlet situation. This seems easy but isin fact quite challenging for WWTP because the operatorusually does not know exactly what will enter the plant fromthe sewers. The fact is that certain disturbing factors existwhich can cause a serious problem in the operation of theplant. These are:1. Amount and variation of inlet flow2. Possible significant disturbances which could influencethe process3. Changing activity of micro-organisms in biologicalprocess steps4. Large interaction and backflows (sludge water, filterwater) which interfere with the treatment processesresulting in additional loads)The key to meeting the legal effluent limits reliably is the efficienttreatment of the biological step in the aeration basins.Figure 4 below shows an example of the ammoniumconcentration in two intermittent basins of an Austrian72

BİLDİRİLERPROCEEDINGSWWTP (50’000 EW with industrial and municipal inlets).The red curve shows the existing control strategy basedon in-line oxygen measurement. Due to the various inletloads, the levels of the ammonium concentration in thebasin varied significantly. This is because the oxygenmeasurement gave no information about the changing inletand load situations.The green curve shows the ammonium concentrations atthe outlet of the aeration basin based on a control strategywith ammonium measurement based on the ISE principle.This control strategy is able to harmonize the outletconcentration of ammonium despite of varying inlet loads!Figure 4. Comparison between “old” (red curve) and “advanced”(green curve) control strategy of an intermittent aeration basin.The higher harmonization of the ammonium concentrations evenin changing load situations can be seen clearly.The message here is to use the online ammonium readingsfor an adjustment of the oxygen levels. In the event of ahigh load situation, the bacteria can be supported byhigher oxygen concentrations. This result in a lower energyefficiency but the outlet limits are guaranteed. In situationsof low loads, the ammonium readings can be used to adjustthe oxygen set-point to a (very) low level. These are theprocess situations where potentials of energy savings areused without any worsening of the limits.ENERGY BENCHMARKSIn Western Europe activities to determine energybenchmarks are currently underway. A proper harmonizationwill take some effort and time but nevertheless there aresome common basic benchmark parameters.First of all the “specific energy demand” of a WWTP refersto the yearly power consumption of the whole plant or onlyto the aeration step. Both versions are calculated as theyearly energy consumption per population equivalent (PE).Yearly Power consumption in kWh/aPE − specific Power Consumption in kWh/PE . a =Number of inhabi tants serviced( PE)The calculation of the number of serviced inhabitants isbased on the BOD 5(Biological Oxygen Demand) load perday and the reference value of 60g BOD 5/habitant andday. Alternatively the COD (Chemical Oxygen Demand) isused; the media value for 1 PE is 120 g/l COD per day.The calculation of the real PE load of the WWTP is the firstinaccuracy concerning a benchmark comparison becauseof the huge variation of the waste water and also differentsampling points for the inlet analysis.A further precondition for a benchmark analysis is a clearallocation of power consumers to a consumer group. Atypical unclear allocation often concerns the pumps of thesludge recirculation. They could be assigned to the aerationprocess or to the secondary clarifier. Lastly a minimumlevel of power monitoring of the main power consumer isabsolutely necessary to start with an energy analysis of aplant.The general way to develop an energy efficiency strategyhas four steps:1. Energy analysis of the current energy situation of thewhole plant or part of it.2. Evaluation of the energy situation3. Development of optimization strategies4. Evaluation of the optimization proposals concerningreturn on investment.A German study published a so called “acceptable” and“best case” benchmark for specific energy demands. Ofcourse one very important parameter is the plant size. Ingeneral, bigger plants have better possibilities to reachlower “specific power consumption” values compared withsmaller plants.“Best case” in this definition means that 10% of the GermanWWTP already reached those values. “Acceptable”indicates the media value of each plant size group.Figure 5. Benchmark values of German WWTP; published bythe German DWA, Landesverband Baden Württemberg (2008)„Senkung des Stromverbrauches auf Kläranlagen, Leitfaden fürdas Betriebspersonal“, Heft 4.These benchmarks give a first impression about the energysaving potential but it is not a fixed guideline for every plant.There are several factors that a plant is not able to reach the“best case” values. Those reasons can be a very high inletload because of industrial discharge in the sewers, nonoptimalhydrological situations which causes more pumpenergy, an oversized (or under-loaded) plant situation, etc.CONCLUSIONEnergy benchmarking and energy analysis is basically notnew, but will get a new perspective due to the energy pricedevelopment. The energy costs can get into “millions” peryear and so this cost factor gets an increasing importancefor the operator’s management. Because 60% of the power73

BİLDİRİLERPROCEEDINGSconsumption is needed for the aeration, this process stepis in focus. Furthermore the biological step is the key factorto reach the modern outlet limits concerning COD andnutrients. The optimization of that process has a meaningin two directions: Improvement of the plant reliability andpotential to reach the (future) legislation demands underoptimal costs (-> energy demand). New ISE sensors forammonium and nitrate offer new possibilities to reach thattarget.Looking further into energy optimization, additionalactivities are necessary. The first step is an implementationof energy monitoring. Based on that, general and individualbenchmarks can be calculated. The challenges incomparison of benchmarks in the waste water treatment arethe different pre-conditions that all plants have to manage.Published benchmarks can only give an orientation, but itis very dangerous to make conclusions about the energysituation on the plant too quickly. A deeper analysis ofthe main power consumers (or groups of them) and anevaluation of the return of investment (ROI) must be doneindividually.An implemented energy monitoring also supports efficientoperations after optimization activities. It helps to measurethe current energy situation and to avoid mistakes of thepast.REFERENCES[1] DWA Landesverband Baden Württemberg (2008)Senkung des Stromverbrauches auf Kläranlagen,Leitfaden für das Betriebspersonal, Heft 4.[2] Thoele, D. and Kast, A. (2009) Energieanalysenauf Abwasseranlagen – Vorstellung der Arbeit derDWA Arbeitsgruppe, Conference Energy on WWTP.Germany.[3] Schuetzner, R. (2009) Energieeffizienz auf Kläranlagen.Endress+Hauser Perspektive Umwelt, page 3.74

BİLDİRİLERPROCEEDINGSRÜZGAR ENERJİSİ POTANSİYELİNİN BELİRLENMESİ VE RÜZGAR ENERJİSANTRALLERİNİN PERFORMANS DEĞERLENDİRMESİNDEEKSERJİ ANALİZİNİN ÖNEMİİskender KÖKEYGenba Enerji – CMİ Mühendislik İnşaat Enerji MakineSanayi Tic. Ltd. Şti.ÖZETBu çalışmada, rüzgar enerji santrallerinin performansdeğerlendirmesinde enerji ve ekserji analizlerinin önemiirdelenerek sonuçlara etkiyen parametreler ortayakonmuştur. İlk kısımda enerji üretimine etkiyen faktörler,Betz kriteri ve güç katsayısı incelenerek rüzgar türbinlerindeenerji dengesi üzerinde durulmuştur. İkinci kısımda iseekserji dengesi üzerinde durularak, rüzgar türbinin enerjiperformansı termodinamik açıdan irdelenmiş ve ikinci yasaverimi üzerinde durulmuştur. Yapılan çalışma sonucundaikinci yasa verimi ile sistemdeki kayıpların çok daha netolarak tanımlanabileceği ortaya konarak, rüzgar türbini gibibulunduğu çevre ile etkileşim halinde çalışan bir sistemindaha verimli hale getirilebilmesi için, ekserji analizinin güçlübir araç olduğu sonucuna varılmıştır.Anahtar Kelimeler: Enerji, ekserji, enerji verimi, ekserjiverimi, ikinci yasa verimi1. GİRİŞYenilenebilir enerji kaynaklarının toplam enerji üretimindekiyerinin sağlamlaşması ve her geçen gün enerji üretimindekipayının artması ile yenilenebilir enerji santrallerinin performansdeğerlendirmesi önemli bir hal almıştır. En önemli yenilenebilirenerji kaynaklarından birisi olan rüzgar enerjisindenenerji üreten rüzgar enerji santrallerinin performansları,başlarda enerji analizleri ile değerlendirilirken, geldiğimiznoktada çok daha derinlemesine analizler yapılmasına olanaktanıyan ekserji analizlerinin kullanıldığı görülmektedir.2. RÜZGÂR ENERJİSİGüneşten gelen enerjinin yerküreye düşmesinden sonra,farklı ısınma bölgelerinin oluşmasıyla meydana gelenbasınç ve sıcaklık farkları rüzgarın temel kaynağınıoluşturur. Bu açıdan bakıldığında güneş enerjisinin birbiçimi olarak kabul edilebilecek olan rüzgar enerji güneştengelen enerjinin yaklaşık %2’sini kinetik enerji formundabünyesinde barındırır[1]. Bu hareketli kütlenin sahip olduğukinetik enerji Denklem (1) ile ifade edilen güç bağıntısındançıkartılabilir:P =12• 2mVBuradam • ile ifade edilen, hareket halindeki havamoleküllerinin kütlesel debisi olup Denklem (2) ileaçıklanabilir.•m = ( ρAV)Bu durumda Denklem(1) ile Denklem(2) birleştirildiğindeV hızına sahip rüzgâr kütlesinin gücüne Denklem(3) ileulaşılır.P =Vort1ρAV23Denklem (3) incelendiğinde görüleceği gibi, rüzgârenerjisinin bileşeni olan güç, rüzgâr hızıyla 3. mertebedenilişkilidir. Bu nedenle rüzgâr hızında meydana gelecekküçük değişikliklerin, enerji üretimine büyük farklar olarakyansıyacağını söylemek yerinde olacaktır.3. BETZ LİMİTİ VE ENERJİ VERİMİNİNHESAPLANMASIBir rüzgar türbininden üretilebilecek güç, rüzgarın türbinegiriş hızı (V i) ve rüzgarın türbinden çıkış hızı (V o) arasındakifark ile orantılı olarak değişmektedir. Bu hız değişimisırasındaki ortalama hızı;Vi+ Vo=2olarak hesaplanabilir. Bu durumda türbin kanatları üzerindenakan havanın kütlesel debisi;•m = ( ρAVortolarak ifade edilmelidir.P)Bu eşitlikler göz önüne alındığında bir türbinin üreteceğigüç aşağıdaki şekliyle hesaplanabilir;1 ⎡ V + V ⎤2 ⎢⎣ 2 ⎥⎦2( V −2 )i o0= ρAiVoDenklem (6) düzenlenerek aşağıdaki şekli ile de ifadeedilebilir;(1)(2)(3)(4)(5)(6)75

BİLDİRİLERPROCEEDINGS1P0= ρAVi232⎛ V ⎞ ⎡ ⎛V⎞ ⎤oo⎜1+ ⎢1⎥V⎟ −⎜i ⎢ V⎟⎝ ⎠i⎣ ⎝ ⎠ ⎥⎦2Denklem (7)’nin ikinci kısmını oluşturan bileşen güçkatsayısı olarak ifade edilir.CPp2⎛ V ⎞ ⎡ ⎛V⎞ ⎤oo⎜1+ ⎢1⎥V⎟ −⎜i ⎢ V⎟⎝ ⎠i⎣ ⎝ ⎠ ⎥=⎦2Denklem (8) ile ifade edilen güç katsayısı, Denklem 7’deyerine yazılır ise güç ifadesi;1230= ρAViCpolarak ifade edilir.Denklem (9) incelendiğinde türbinin üreteceği gücedoğrudan etkiyen güç katsayısı rüzgar giriş ve çıkış hızlarıarasındaki orana bağlı olarak değişen bir sabittir. Rüzgargiriş ve çıkış hızlarına bağlı olarak güç katsayısındakideğişim irdelendiğinde aşağıdaki sonuç elde edilir;(7)(8)(9)η =en12P0ρAV3iBir rüzgar türbininin genel enerji dengesi aşağıdaki şekildeifade edilebilir:∑( h + ke + pe) m&in− ∑(h + ke + pe)outm&out+ ∑ Qr−W=in0in out r(11)(12)m inve m out;incelenen rüzgar türbinine giren ve çıkan kütleselhava debisini; h, ke, pe, birim kütlenin sahip olduğu entalpi,kinetik enerji ve potansiyel enerjiyi; Q rr yüzeyinden transferigerçekleşen ısı enerjisini ve W, sistemden çıkan işi ifadeeder.4. RÜZGAR TÜRBİNLERİNİN TERMODİNAMİKAÇIDAN İNCELENMESİ VE EKSERJİ ANALİZİRüzgar türbinlerinin ekserji analizi; enerjinin korunumu vekütlenin korunumunu bir arada kullanarak gerçekleştirilentermodinamiğin ikinci yasasına dayanan verim analizidir.Genel olarak ekserji, çevreyle etkileşim halindeki birsistemin tanımlanan bir ölü duruma göre üretebileceğimaksimum işi ifade eder. Enerjinin aksine ekserji idealşartlar dışında korunumsuzdur. Gerçek bir çevrim sırasındaekserji tüketimi olabileceği gibi tersinmezliklerden kaynaklıolarak ekserji kayıpları da yaşanmaktadır.Bir ekserji analizi için öncelikle ölü durum şartları saptanmalıdır.Bu şartlar sistemin etkileşim içinde bulunduğu ortamınsıcaklık, basınç ve kimyasal bileşenlerinin tam olaraktanımlanmasını ifade etmektedir. Tanımlanan durumagelen sistemin, diğer bir ifade ile çevresiyle denge halinegelen, ekserjisi sıfır olur[2].Grafik 1. Güç katsayısının rüzgar çıkış hızının giriş hızına oranıile değişimi.Grafik 1 incelendiğinde maksimumVVioranının 1/3 olduğu noktada meydana geldiği ve değerinin0.59 olduğu görülür. Betz yasası olarak bilinen bu eşitlikgereği bir türbinden üretilebilecek maksimum güç;ogüç katsayısının1 3P0 = ρAVix0.59(10)2olarak ifade edilir.Betz yasası teorik olarak bir rüzgar türbinin enerjini verimininmaksimum %59 olacağını ifade etmektedir.Bir rüzgar türbini için genel ekserji dengesi aşağıdakişekilde ifade edilebilir:Q W∑exm&in− ∑exoutm&out+ ∑ Ex − Ex − I =in0in out r[ ke + pe + ( h − h ) − T ( s s )]ex =0 0−0Q ⎛ T0⎞Ex = ⎜1− ⎟Q&⎝ T ⎠Ex W = W&(13)m inve m out;incelenen rüzgar türbinine giren ve çıkan kütleselhava debisini, Ex Q ; r yüzeyinden türbine transfer olan ısıtransferinden kaynaklı ekserjiyi, Ex W ; rüzgar türbinindenüretilen işe ait ekserjiyi, I; ekserji kaybını ifade eder.Ekserji dengesini oluşturan bileşenler aşağıdaki şekildeaçılabilir;(14)(15)(16)Bu durumda V igiriş hızında P 0gücünü üreten bir rüzgartürbinin enerji verimi aşağıdaki şekilde ifade edilebilir;I = T 0S gen(17)76

BİLDİRİLERPROCEEDINGS5. SONUÇŞekil 1. Ekserji analizine etkiyen parametrelerin şematik gösterimi.Bir rüzgar türbinin ekserji verimi aşağıdaki şekilde ifadeedilebilir:Exproductsηex=(18)ExinDenklem (18)’de Ex productssistemden çıkan faydalı işeait ekserjiyi, Ex inise sisteme giren toplam ekserjiyi ifadeetmektedir.Ekserji analizini dolayısı ile ekserji verimini etkileyenparametreler incelendiğinde giren kütleye ilişkin sıcalık,nem ve basınç değerlerinin doğrudan yoğunluk, entalpi,entropi gibi termodinamik özelliklere etkidiği görülmektedir.Bu nedenle herhangi bir rüzgar enerji santrali ya da rüzgartürbininin ekserji analizi yapılırken sistemin etkileşim halindeolduğu ortam şartlarını göz önünde bulundurmak gerekir.Daha önce yapılmış çalışmalar irdelendiğinde aynı rüzgarhızlarında ancak farkı sıcaklıklardaki hava girişlerinin ekserjiverimini doğrudan etkidiği saptanmıştır:Grafik 2. Farklı rüzgar hızlarındaki sıcaklık değişiminin, ekserjiverimine etkisi.Doğa ile etkileşim halinde çalışan rüzgar türbinlerininperformans değerlendirmesinde, sıcaklık, nem, basınç gibiçevresel faktörlerin etkisini de irdeleyen ekserji analizininenerji analizine göre daha güçlü bir araç olduğu ortayakonmuştur. İlerleyen süreçte geliştirilecek tasarımlarınperformanslarının artışında ve günümüzde çalışan rüzgarenerji santrallerinin performanslarının değerlendirilmesindeekserji analizi yine önemli bir araç olarak öne çıkmaktadır.Türbinlerin termodinamik açıdan değerlendirilmesi, sistemdemeydana gelen çeşitli kayıpların ve tersinmezliklerin tespitiiçin önemli olup, bu kayıp ve tersinmezliklerin geliştirilmesiiçin yol göstericidir.Yeni geliştirilecek olan rüzgar enerji santralleri için düşükbelirsizlikli analizler yapılabilmesi adına kullanılan klasikmetod olan enerji analizinin sıcaklık nem ve basınçgibi parametrelerin etkisini doğrudan içermiyor olması,sisteme giren toplam kullanılabilir enerji nin saptanmasınıgüçleştirmektedir. Bu nokta ekserji analizi, diğer mühendislikuygulamalarında olduğu gibi rüzgar enerji santralleriningeliştirilmesi ve işletilmesinde de güçlü bir araç olarakgerek ortaya çıkmaktadır.KAYNAKLAR[1] Hepbaşlı A., Alsuhaibani Z., Exergetic andexergoeconomic aspects of wind energy systems inachieving sustainable development, 2011, KSU, SaudiArabia[2] Şahin A., Dinçer İ., Rosen M., 2005, New Spatio-Temporal Wind Exergy Maps, İTÜ, Turkey[3] Başkurt Ö., 2010, Rüzgar Güç Tesislerinde EkserjiAnalizi, E.Ü., Turkey[4] Yılmaz S., 2008, Rüzgar Enerjisinde Ekserji İncelemesi,2008, UTES’2008, Turkey[5] Şahin A., Thermodynamic Analysis of Wind Energy,2006, ITU , Turkey[6] Başkurt Ö., Özgener Ö., Özgener L., Second lawanalysis of wind turbine power plants: Cesme, Izmirexample, 2011, EÜ, CBÜ, Turkey[7] Özgener Ö., Özgener L., Exergy and reliability analysisof wind turbine systems: A case study, 2006, EÜ, CBÜ,Turkey[8] Xydis G., Effects of air psychrometrics on the exergeticefficiency of a wind farm at a coastal mountainous sitee An experimental study, 2011, Riso DTU Nat. Lab.,Denmark[9] Şahin, A., Rüzgar Enerjisi HesaplamalarındaGeliştirilmiş Bir Yöntem, 1994, İTÜ, TurkeySUMMARYGrafik 3. Farklı rüzgar hızlarındaki özgül nem değişiminin ekserjiverimine etkisi.Among renewable energy sources, wind energy, whichis a free, clean and renewable energy source of energy,77

BİLDİRİLERPROCEEDINGSwhich will never run out, plays big roles. In this paper, thethermodynamic characteristics of wind through energy andexergy analyses are considered and both energetic andexergetic efficiencies are studied.In first chapter, Betz Criteria and energy efficiency arestudied then the energy balance for wind turbines isdescribed. The most common and classical method forwind assessment is energy analysis method. The mostimportant limit to convert energy from wind to mechanicalis described as Betz Criteria. In this paper, Betz Criteria isstudied deeply to understand energy analysis which is alsoassumed as first step for exergy analysis.In the second chapter, the second law efficiency are studiedand parameters which effect the second law efficiency aredescribed. Formulas for thermodynamic analysis of windenergy are described, which provides important informationabout the system. The effects of properties of air suchas temperature, specific humidity, velocity, pressure etc.are studied. It is shown that these usually disregardedmeteorological parameters while planning new wind farm,in fact, do play an important pole in the farm’s overallexergetic efficiency.It seen that exergy efficiency are more powerful tool thenenergy efficiency for analyzing wind energy systems and theresults show that there are noticeable differences betweenenergy and exergy efficiencies. Exergy analysis has beenproven to be right tool used in design, simulation andperformance evaluation of all renewable energy systems.78

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTRANSFORMATÖRLERİN ARIZA DURUMUNUN TARAMA FREKANS CEVAPANALİZİ METODU (SFRA) İLE İNCELENMESİKürşat TANRIÖVENKayseri Elektrik Perakende Satış A.Ş.ÖZETTransformatörler, elektrik enerjisinin son kullanıcıya ulaştırılmasındaen önemli şebeke elemanlarından biridir.Transformatörlerden herhangi birinin arızalanması durumundaüretim, iletim ve dağıtım hizmetlerinin aksaması kaçınılmazdır.Elektrik sektörünün özelleşmesine bağlı olaraküretim ve dağıtım şirketlerinin sorumluluk alanında yer alanbinlerce transformatörün durumlarını önceden bilmeleri vegerekli tedbirleri arıza olmadan tespit etmeleri önem arz etmektedir.Transformatörlerin arıza durumunu tespit etmekiçin klasik yöntem arızalı cihazı uzun ve tahribat olma riskiyüksek olan taşımacılık ile bir transformatör imalatçısınagöndermek, orada yağını boşaltarak arıza nedenini anlaşılmaktadır.Sonrasında yapılan onarım ve tamirat işlemindensonra transformatör yeniden dağıtım şirketine gönderilmektedir.Bu durum hem zor hem de zahmetli bir işlemi gerektirmekte.Transformatörler tamir edilse bile taşımada oluşansarsıntılardan dolayı kullanım yerine kadar sargılarınhareketinden dolayı başka arızaların oluşması muhtemelhale gelmektedir. Ayrıca her dağıtım şirketi oluşabilecekolası arızalara karşı değişik tür ve gerilimlerde yedek transformatöryedeğini bulundurarak hem depolama hem defazladan yatırım maliyeti yapmak durumunda kalmaktadır.SFRA (Tarama Frekans Cevap Analizi) metodu ile trafolaryerinde analiz edilmekte ve arızalı durumlar tespit edilerekgerekirse yerinde yapılan müdahaleler ile giderilebilmektedir.Transformatörler yapıları itibari ile R, L, C devresindenoluşmakta ve her R, L, C devresi gibi değişik frekanslaradeğişik tepkiler vermektedir. Yapılacak analiz metodu ileher transformatörün R, L, C cevabı kayıt altına alınaraktransformatörlerin önleyici bakım çalışmalara yapılarak olasıömürlerinin uzaması sağlanacaktır. Bu makale ile SFRAmetodu ve uygulama alanları anlatılacaktır.1. GİRİŞElektrik enerjisinin üretiminden son müşterinin kullanımınasunulmasına kadar izlediği yolda en önemli şebeke bileşenlerininbaşında transformatörler gelmektedir. Bilindiği üzeretransformatörler elektrik enerjisinin gerilimini değiştirerekmüşterilerin kullanımına uygun hale getiren cihazlardır.Transformatörlerin sağlıklı ve uzun süre devrede kalmasıgüvenilirlik parametreleri açısından önem arzetmektedir.Transformatörlerin işletmede arızalanması durumunda yerineyeni transformatörün montajının yapılması, arızalanantransformatörün tamire gönderilmesi zor ve zahmetli bir işlemigerekmektedir. Dağıtım Şirketlerinin işletme maliyetleriniminimize etmeleri için transformatörlerin arızalanmadanönce veya ufak bir arıza sonrasında durumlarını bilmektransformatörlerin ömür ve durumu açısından önem arzetmektedir.Transformatörlerin hızlı bir şekilde ve deformasyonauğratmadan test edilebilmesi oluşan ufak arızalarınbüyük arızalara dönüşmeden önce bulunması amacıylaSFRA metodu kullanılmaktadır.2. TARAMA FREKANS CEVAP ANALİZİ METODUSFRA metodunun tarihsel gelişimine bakıldığında[1]; SFRAmetodunun temeli olan alçak gerilim darbe metodu ilkolarak 1960 yılında Polonya da transformatör sargı hatasınıtespit etmek amacıyla kullanılmıştır. SFRA ilk 1970 yılındaKanada’da Ontario Hydro at Dick ve Erven tarafındanderinlemesine araştırılmıştır. Ancak bazı nedenlerdendolayı geniş olarak kullanıma açılmamıştır. Yurt dışı menşeliHartford Steam Boiler sigorta firması tarafından binlercetrafo arızasını incelemiş olup bunları Tablo 1’de gösterildiğiüzere sıralamıştır[2].Tablo 1. Transformatör ArızalarıArıza nedenleri % Arıza nedenleri %Elektriksel bozukluklar 29,43 Nem 4,03Yıldırım 17,32 Aşırı yük 2,01İzolasyon bozulması 9,8 Sabotaj 2,01Elektrik bağlantının gevşek7,38 Diğer sebepler 1,24olması veya yüksek dirençBakım problemleri 5,913. TRANSFORMATÖR İÇERİSİNDE MEYDANAGELEN ARIZALAR[3]Transformatör üzerinden geçen kısa devre akımlarısargılarda ağır hasarlara yol açmaktadır. Elektrik enerjisininyıllar içerisinde artmasına bağlı olarak üretim kapasitesi deartmıştır. Bu durum özellikle iletim ve dağıtım sistemindebüyük kısa devre akımlarına neden olmuştur. Kısa devreakımı karesel olarak iki taraflı yönde darbe güçlerine yolaçar. Bu durum sargılarda ağır hasarlara neden olabilir.Kısa devre akımları;79

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• Transformatörlerin sargı yapısında çökme, yer değiştirme,gevşeme ve deformasyona,• Sargıların iç içe geçmesine,• Bağlantıların gevşemesine,• Baskı kuvvetlerinden dolayı sargılarda kaymaya,yol açar.Elektriksel arızalar:• Sarılardaki kısa devre veya açık devrenin varlığı,• Transformatör gövdesinin topraklama durumutespit edilebilir.4. SFRA TEORİSİ[4]Transformatörler yapı olarak sargılardaki direnç, endüktansve sargı/sargı – sargı/gövde arasındaki kondansatörlerşeklinde modellenebilir. Her transformatörün bağlantıyapısı ve grubuna bağlı olarak benzer ancak kendisine has(parmak izi gibi) bir frekans cevap eğrisi bulunmaktadır.Şekil 1. Sargılardaçökme.Şekil 2. Sargılardadeformasyon.3.1. Aşırı GerilimlerYıldırım düşmesi, anahtarlama olayları veya sistemiçerisinde meydana gelen aşırı gerilimler özellikletransformatörün iç rezonans frekansına eşit olduğundasargılar arasında atlamaya ve arka neden olur.Şekil 4. Transformatör sargılarınınmodellenmesi.SFRA temel olarak sargıların transfer fonksiyonunun analizinedayanmaktadır. Transformatörün bir fazına referansgerilim kaynağı ile sinyal jeneratörü bağlanır (sinyal girişi)ve aynı sargının nötründen çıkış cevabı ölçülür. Sinyal jeneratörütarama frekansını (sinüsoidal dalgayı) artan frekansile üretmeye başlar. Referans ve cevap gerilimleri cevapeğrisinin çizimi için kayıt edilir ve işlenir. Cevap eğrisi ikigerilim arasındaki ilişkiyi frekansın fonksiyonu olarak gösterir.Referans ve cevap arasındaki kaymada frekansın birfonksiyonu olarak grafik şeklinde çizilir.Bir transformatör SFRA testine tabi tutulacağı zamandört terminal (uç) kullanılır. Bu dört terminal bir çift girişŞekil 3. YG sargılarındakopma.3.2. NakliyeTransformatörlerin nakliyesi esnasında içyapısında hasarlarmeydana gelebilir. Transformatörün içyapısında meydanagelen hafif bir hasar ileride daha büyük arızalara nedenolabilir.SFRA metodu ile transformatörün aşağıdaki arızaları tespitedilebilir.Mekanik arızalar:• Sargı deformasyonu,• Sargı hareketleri,• Sargılardaki kısmi çökme,• Çekirdekteki yer değişimler,• Bağlantı elemanlarında kopma veya gevşeklik.Şekil 5. SFRA metodunun transformatöre uygulanması.80

BİLDİRİLERPROCEEDINGSiçin diğer çift çıkış olacak şekilde ayrı çifte ayrılır. Buterminaller şekilde görüldüğü üzere iki portlu şebeke yapısıolarak modellenebilirler. Burada V Ggiriş sinyali, V 1ölçülenreferans, V 2cevap sinyali, Z SSFRA cihazının empedansı,Z Ttransformatörün empedansı ve Z T11, Z T22ve Z T12açıkdevre empedans parametreleridir.VgirişGirişterminaliGiriş terminalitoprağıZ11Z12Z21Z22Şekil 6. Transformatör sargılarının modellenmesi.VçıkışÇıkışterminaliÇıkış terminalitoprağıBu şebekenin transfer fonksiyonu frekans domenindeFourier değişkeni H(jω) olarak gösterilerbilir (ω=2πf olmaküzere). Giriş/çıkış transfer fonksiyonu için Fourier bağıntısıeşitlik[1] ile verilebilir.Vcıkış(jω)H( jω ) =(1)V ( jω)girişTransfer fonksiyonu basit forma indirgendiğinde ikipolinomun oranını oluşturur. Polinomların köklerinde transferfonksiyonunun rezonans durumu ve yarı güç transferigibi ana karakteristik etkiler oluşur. Payın kökleri sıfırları,paydanın kökleri kutupları gösterir. Sıfırlar, kutuplardaazalma olduğu zaman kazanç artışına neden olur.SFRA metodunun hedefi numune örneğinin empedansmodelini ölçmektir. Transfer fonksiyonu H(jω) ölçüldüğündegerçek numune empedansı Z(jω)’ı izole edemez. Gerçeknumune empedansı Z(jω), cihazların arasında yer alan RLCdevresine aittir ve test cihazı tarafından sağlanan herhangibir empedansı içermez. Şekilde şönt dirençli RLC devresigörülmektedir.R2⎛ 1 1 ⎞R1⎜ + + jωCR2jωL⎟jωLH( jω) =⎝⎠.⎛ 1 1 ⎞ jωLR1⎜ + + jωC+ 1R2jωL⎟⎝⎠H( jω) =R1⎛ 12⎞R1⎜ jωL+ 1 − ω LCR⎟⎝ 2⎠⎛ 12⎞⎜ jωL+ 1 − ω LC + jωLR⎟⎝ 2⎠Devreden R 2kaldırılırsa denklemde yer alan jωL/R 2ifadesiyok olur. Buradan rezonans frekansın;21 −ωLC = 0 ⇒ ωrZ( ωωt) =r=R ( j=R1(jRR1+ R2R12L1LColacağı görülür. Rezonans frekansında transfer fonksiyonu+ 1 − 1)1R2LCH ( j )= (5)L+ 1 − 1) + jLCLLCR 1şönt direnç üzerinden ölçülen gerçekte ölçülen I akımıdır.Böylece transfer fonksiyonu admitans Y=1/V 1dolayısıylaZ=V 1/I empedansı tanımlar. Rezonans frekansında (şöntsirencide içeren) ;Mühendisler tarafından tercih edilen metod Bodediyagramını kullanmaktadır. Bode diyagramı genlik ve fazışu şekilde çizer:(3)(4)(6)+V1-Şekil 7. RLC devresi.LC+V2-R1A(dB) = 20 log 10(H ( jω)A( Θ)= tan−1(H (jω))Bode diyagramı frekans için logaritmik scalayı kullanarakasimptotik simetri avantajına sahiptir. H(s) transferfonksiyonunu geniş frekans aralığında logaritmik olarakçizmek oldukça avantajlıdır. Logaritmik çizim sabit çözümünelde edilmesini sağlar.(7)Şekle göre gerilim formülü;V2( jω)1R2R111+ +jωLV2(jω)R1= V1( jω)H ( jω) = ==V11(jω)R1+R1+1 1+ + jωCR jωLjωC2(2)81

BİLDİRİLERPROCEEDINGSŞekil 8. Bode diagramında frekans cevapları.SFRA metodunun temelinde normal koşullarda elde edileneğri ile arıza sonrasında elde edilen eğrinin karşılaştırılmasıile analiz yapılmaktadır. Frekans alanı arızaları gösteren 4bölgeye ayrılabilir[5].Şekil 10. AG sargı arızası.Cevap eğrisinde:• 2 kHz altındaki frekans cevabı; çekirdek deformasyonunu,açık devreyi, artık manyetizmayı işaret etmektedir.• 2kHz- 20 kHz frekans cevabı sargılardaki deformasyonu vebağlantı kelepçelerinin hareketliliğini işaret etmektedir.• 20 kHz- 400 kHz arasındaki değişim bölgesi ana sargılardaki veya kademe sargılarındaki arızayı göstermektedir.• 400 kHz – 2 MHz arasındaki değişim ana sargılarınhareketlilik durumunu göstermektedir.SFRA metodunda elde edilen cevap eğrileri muhakkaksuretle başka normal bir eğri ile karşılaştırılmalıdır[1].Bunlar;• Fabrikada yeni imal edilen transformatörden,• Daha önce aynı transformatör için yapılan testlerden,• Benzer seride üretilen başka bir transformatörden,• Transformatörün kendi içyapısındaki sağlam fazlarladiğer fazların karşılaştırılması.Şekil 11. Yüksek gerilim sargılarında kısa devre durumu.4. SONUÇLARElektrik dağıtım sektörü içerisinde transformatör kullanan vetransformatörün durumunun kritik olduğu sektörlerde (üretim,dağıtım, büyük sanayi tesisleri) SFRA cihazları kullanarak arızaolmadan veya başka bir arızanın transformatör üzerine etkisigörülerek kestirimci bakım yapılabilir. Bu sayede enerjininsürekliliğinin sağlanması yanı sıra mevcut kaynaklar optimumkullanılarak ülke genelinde maddi tasarruf sağlanabilir.KAYNAKLARŞekil 9. Arızalı fazın diğer fazlara göre durumu.Şekil 10’da X1-X0 (A) fazının alçak gerilim frekanscevabının diğer fazlardan farklılık arzettiği görülmektedir.AG fazlarında arıza durumu rahatlıkla görülmektedir.[1] Sweetser C, Mcgrail T, “Sweep frequency ResponseAnalysis transformers applications”, A technical paperfrom doble engineering, 2010[2] Oommen, A. “A case study evaluation of the causesfort the premature failure of transformers on the eskomtransmission network.” Cigre 2005, 120-2[3] Nigris, M. Bergonzi L, “Application of moderntecqniques fort he condition assesment of powertransformers”, Cigre ,2004, 1[4] Islam A, Hoque A, “Detection of Mechanicaldeformation in old aged power transformer usingcross correlation co-efficient analysis method”, Globaljournals of Researches of Engineering 2011, 4582

BİLDİRİLERPROCEEDINGS[5] Kennedy G M, McGrail A.J., “Transformer SweepFrequncy Response anaysis” Energize magazine,2007, 28SUMMARYTransformers, the delivery of electricity to end users is oneof the most important elements of the network. Transformersin case of malfunction of any generation, transmission anddistribution service disruption is inevitable. Responsibilityfor generation and distribution companies are privatizedelectricity sector in the field depending on the status of thethousands of transformer without a fault detection know inadvance and pay the necessary measures are important.Failed to detect the fault condition of transformers in theclassic method of the transportation device with a high riskof becoming long and damage to send the manufacturerof a transformer, there is need to investigate the locationof the oil draining failure. This process is both difficult andrequires troublesome. Even if the place of use due to repairtransformers tribulations of transportation other defectslikely to occur due to movement of the windings becomes.SFRA (Sweep Frequency Response Analysis) method areanalyzed and faulty transformers in place conditions on-siteinterventions are identified and if necessary, be removedby. SFRA method described in this paper.83

BİLDİRİLERPROCEEDINGSDOĞAL GAZ İLETİMİNDE KESİNTİ /KISINTI UYGULAMALARI, KARŞILAŞILANSORUNLAR VE ÇÖZÜM ÖNERİLERİMehmet ÖZDAĞLARBOTAŞ Doğal Gaz İşletmeleri Bölge MüdürlüğüÖZETDoğal gaz arz kaynaklarında beklenmedik azalma olduğundave/veya doğal gaz talebinde tahmin edilemez artışlar meydanageldiğinde doğal gaz iletim operatörü tarafından uygulanankesintiler esnasında karşılaşılan sorunların başında,kesinti talimatına uyulmaması ve kesinti uygulanan sonkullanıcıların zararlarının telafisindeki zorluklar gelmektedir.Bu çalışmada, sektörler arası telafi mekanizmaları yerinesektör içi telafi mekanizmalarının gerekliliğine vurguyapılmış, sektör içi telafi mekanizmaları kurgulanmasına enuygun sektörün elektrik sektörü olduğuna işaret edilerek busektörde telafi mekanizmalarının oluşturulması ve kesintiuygulamaları dolayısıyla gündeme gelen sorunların çözümekavuşturulması amacıyla öneriler hazırlanmıştır.1. GİRİŞDoğal gaz iletim operatörlerinin yüklendiği sorumluluklarınbaşında iletim şebekesinin fiziksel dengesinin sağlanmasıgelmektedir. Bir başka deyişle şebekenin işletilebilmesiiçin şebekede bulundurulması gereken stok gazınınbelli bir aralıkta tutulmasını sağlamak doğal gaz iletimoperatörlerinin başlıca görevleri arasında yer almaktadır.Stok miktarının belli bir seviyenin altına inmesi, ya arzmiktarlarının azalmasından ya da talebin öngörülerinüzerinde artış göstermesinden kaynaklanmaktadır. Böyledurumlarda doğal gaz iletim operatörü gaz akışında sıkıntıolmayan giriş noktalarının arz imkanlarını artırarak şebekeye“dengeleme gazı” adı altında ilave gaz alıp stok seviyesininormal seviyelere çekmek için elinden gelen gayreti gösterir.Stok seviyesini azaltıcı yönde durumun devamlılık arzetmesi sonucu stokun belli bir seviyeye inmesi ve kalan arzkaynaklarından getirilen dengeleme gazının bu azalmayıönleyecek miktarda olmaması durumunda, doğal gaz iletimoperatörü günlük arz-talep dengesinin sağlanabilmesi içindoğal gaz tüketimlerinde kesinti/kısıntı uygulamasına geçer.2. KESİNTİ UYGULAMASINDAKİ BAŞLICASORUNLARKesinti/kısıntı uygulamalarındaki başlıca sorunlar aşağıdadetaylandırılmaktadır:• Kesintinin uygulanacağı sıralamanın belirlenmesindekizorluklar,• Kesintinin kime uygulanacağının doğal gaz iletimoperatörünün inisiyatifinde olması,• Verilen kesinti talimatına uyulmaması,• Kesinti uygulanmayan dgs’lerin kesinti döneminde yükartırımı,• Arbitraj ve• Kesinti uygulananların zararlarının telafisindekizorluklardır.2.1. Kesinti Sıralamasının BelirlenmesiUygulanması gereken kesintinin miktarı, sıkıntılı arz imkanlarındakiazalış ile paralellik göstermektedir. Dolayısıylabazı son kullanıcılara kesinti uygulanması arz-talep dengesininsağlanmasına yeterli olmaktadır. Bu durumda kesintiuygulanan son kullanıcılar, aynı sektörde ve aynı konumasahip diğer son kullanıcılara kesinti uygulanmamasına itirazetmektedirler.2.2. Doğal Gaz İletim Operatörünün İnisiyatifiHangi son kullanıcının kesintiye uğrayacağının belirlenmesi,doğal gaz iletim operatörü tarafından yapılmaktadır.Dolayısıyla doğal gaz iletim operatörü bu konuda yüksekmiktarda sorumluluk yüklenmektedir.2.3. Kesinti Talimatına UyulmamaYeterli yaptırımın olmaması durumunda, doğal gaziletim operatörü tarafından verilen kesinti talimatına sonkullanıcıların uyması sağlanamamaktadır.2.4. Kesinti Uygulanmayan DGS’lerin Kesinti DönemindeYük ArtırımıBazı doğal gaz santrallerine (DGS’lere) kesinti talimatıverilince, kesinti talimatı verilmeyen DGS’ler elektriküretimlerini artırarak günlük doğal gaz arz-talep dengesininsağlanamamasına sebebiyet vermektedirler.2.5. ArbitrajAynı sektörde ve aynı konumda bulunan son kullanıcılararasında kesinti uygulananlar zarar ederken, kesinti uygulanmayanlaryüksek karlar elde edebilmektedirler. Budurum haksız rekabete yol açmaktadır. Özellikle elektriksektöründe arbitrajın etkisi çok fazla olmaktadır. Çünkü84

BİLDİRİLERPROCEEDINGSelektrik sektöründe fiyatın oluşumunu piyasa mekanizmalarıbelirlemektedir. Kesinti dönemlerinde elektrik talebi aynıkalırken elektrik arzı azaldığı için, elektrik toptan satıcılarıkesinti uygulanmayan DGS’lerin ürettiği elektriği daha pahalıbir fiyattan elektrik tüketicilerine satabilmekte ve kesintiuygulamalarını kendileri için bir avantaja dönüştürebilmektedirler.2.6. Kesintiden Kaynaklı Zararların TelafisiKesinti döneminde kesinti uygulanan son kullanıcılar zararauğramaktadırlar. Böyle durumlarda kesinti uygulanmayanson kullanıcıların, kesinti uygulanan son kullanıcılarınzararlarını telafi etmesi söz konusu olabilmektedir. Ancakbir son kullanıcının farklı sektördeki başka bir son kullanıcıyıtelafi etmesine müsaade edilmemesine dikkat edilmesigerekmektedir. Çünkü sektörler arasında farklılıklar bulunmaktadır.Aşağıdaki hususlarda sektörler arasında farklılıklarbulunmaktadır:• Son kullanıcıları takip kolaylığı,• Son kullanı cıların monitör edilebilmesi,• Son kullanıcıların ölçümlerinin ne kadar anlık yapılabildiği,• Teknik olarak kesinti uygulanabilme kolaylığı,• Doğal gazın sürekli olarak teminine duyulan gereksinim,• Kesinti talimatına verilen tepki.Örneğin, elektrik sektöründe ölçümlemeler anlık yapılabilmekte,DGS’ler monitör edilebilmekte, DGS’lerin devreyegirişi veya devreden çıkışı elektrik iletim operatörü tarafındanmerkezi olarak daha rahat kontrol edilebilmektedir.Sanayi ve konut sektöründe bu seviyede bir altyapı mevcutbulunmamaktadır. Ayrıca kesintisiz doğal gaz teminineduyulan ihtiyaç her sektörde aynı değildir. Kesintisiz doğalgaz teminine duyulan ihtiyaç en fazla konut sektöründe görülmektedir.Ayrıca doğal gaz abonelerinin alternatif yakıttemin etme imkanları da bulunmamaktadır.Sanayi ve elektrik sektöründe alternatif yakıt temin edilebilmektedir.Alternatif yakıt temin edilemese bile kesintidendolayı uğranılan zararların kesinti geçtikten sonra telafisisanayi ve elektrik sektörlerinde mümkündür. Bu sebeptendolayı konut sektöründe doğal gaz abonelerine kesinti talimatıverilmesi mümkün değildir.Talimat verilse bile bu talimata uyum gösterilmesini beklemekgerçekçi değildir. Dolayısıyla sektörler arası telafimekanizmasına müsaade edilirse, kesinti uygulanan sonkullanıcıların zararlarının telafisinin yükü doğal gaz abonelerininüzerine kalacaktır. Bu sebeplerle telafi mekanizması,aynı sektördeki son kullanıcıların birbirilerini telafi etmesinisağlayacak şekilde kurgulanmalıdır.Sektör içi telafi mekanizmasının en uygulanabilir olduğusektör elektrik sektörüdür. Bunun başlıca sebebi, elektriksektöründe altyapının elverişli oluşudur. Elektrik sektöründeanlık ölçüm yapılabilmekte, DGS’ler monitör edilebilmekte,DGS’lerin devreye alınışı ve devreden çıkarılışı merkeziolarak kontrol edilebilmektedir.Elektrik sektörünün sektör içi telafi mekanizmasına uygunoluşunun bir diğer sebebi; elektrik sektöründe bu telafi mekanizmasınınyürütümünü yapabilecek bir organizasyonbulunmaktadır. Elektrik sektöründeki iletim altyapısının işletmesindensorumlu olması sebebiyle elektrik iletim operatörününelektrik sektörü içi telafi mekanizmasının yürütümünügerçekleştirmesi mümkündür.Elektrik piyasasında toptan satıcılar DGS’lerin ürettiğielektriği, elektrik tüketicilerine satmaktadırlar. Toptansatıcılar belli bir kar marjı ile elektriği DGS’lerden alıpkendi kar marjlarını ekleyerek elektrik tüketicilerine satmaktadırlar.DGS’ler toptan satıcılara kıyasla daha maliyetbazlı çalışmaktadırlar. DGS’lerin kar marjları fazlabir değişkenlik arz etmemekte ve toptan satıcılara kıyasladaha düşük seviyede seyretmektedir. Buna karşılıktoptan satıcıların kar marjları, piyasadaki arz ve talebindurumuna göre değişkenlik arz edebilmekte olup bazıdönemlerde çok yüksek seviyelere çıkabilmektedir. DolayısıylaDGS’lerin kar marjları daha tahmin edilebilirdir.Ayrıca toptan satıcıların kesinti dönemindeki kayıplarınıtelafi etme süresi DGS’lere kıyasla daha kısadır. Ayrıcatoptan satıcılar arası rekabet DGS’ler arası rekabete göredaha fazladır. Diğer toptan satıcılarla rekabet etmek içinkendilerine yüklenecek yaptırımları üstlenmeyi göze alabilirler.Bu sebeplerden dolayı elektrik sektöründe sektöriçi telafi mekanizması kurgulanacaksa, toptan satıcılarınbirbirini telafi etmesi yerine DGS’lerin birbirini telafi etmesitercih edilmelidir.DGS’lere fiziki olarak kısıntı uygulamak mümkün değildir.Dağıtım Şirketlerinin alt akışında yer alan DGS’lere isedoğal gaz iletim operatörü tarafından kesinti uygulanmasımümkün değildir. Bu sebeple kesinti yapılması istenenDGS’lerin fiziki olarak gaz arzlarının kesilmesi yerine konacakyaptırımlarla ve tanımlanacak sektör içi telafi mekanizmalarıile gaz kesintisi talimatına uyarak gaz çekişlerinde azaltmayapmalarını temin etmek mümkündür. Elektrik sektöründesektör içi telafi mekanizması oluşturulması için kurgulananöneriler aşağıda detaylandırılmaktadır.3. ELEKTRİK SEKTÖRÜNDE SEKTÖR İÇİ TELAFİMEKANİZMASI İÇİN ÖNERİLERAşağıdaki önerilerde kesinti talimatına uyulmaması durumundayaptırım olarak bir bedel tanımlanması önerilmektedir.Bu bedelin tahsilatı konusunda elektrik iletim operatörününyetkili olacağı ve sadece DGS’lerin birbirini telafiedeceği öngörülmektedir.Aşağıdaki önerilerde kesinti durumunda telafi edilecekDGS’lerin zararının doğal gaz iletim hizmet bedelineeşdeğer düzeyde olduğu varsayılmıştır. Burada DGS’ninuğrayacağı zarar, “kesinti sebebiyle mahrum kalacağıkar” olarak varsayılmıştır. Doğal gaz fiyatı 0,8 tl/m³ olarakvarsayılmış ve doğal gaz fiyatı içerisindeki DGS’lerin karmarjı yaklaşık %2,5 olarak varsayılmıştır.85

BİLDİRİLERPROCEEDINGS3.1. Öneri 1 - DGS Talebi Üzerinden TelafiBu öneride kesinti talimatı verilen DGS’lerin zararı, tümDGS’lere dağıtılmaktadır.Talimat verilen DGS’nin alacağı=[(DGS’nin talebi - üretimi)veya talimat miktarından düşük olanı] * iletim hizmetbedeli….........................……………………………(1)Herhangi bir DGS’nin ödeyeceği=talimat verilen tümDGS’lerin alacaklarının toplamı * DGS’nin üretimi / toplamüretim........…………………………………………………..(2)Not: DGS talimata daha fazla uydukça alacağı miktarartmakta, ödeyeceği miktar azalmaktadır. Dolayısıylatalimata uyulması teşvik edilmektedir. Ayrıca talimat verilenDGS’nin uğrayacağı zarar da telafi edilmektedir. Dolayısıylayukarıda “talimat verilen DGS’nin alacağı” formülü ilehesaplanan tutarın, DGS’nin kesinti ile mahrum kaldığıkarına eşit olması amaçlanmıştır.3.2. Öneri 2 – DGS Üretimi Üzerinden TelafiÖneri1’de talimat verilen DGS’nin talebi ve üretimiarasındaki fark kadar bir bedel alması önerilmektedir.Ancak bu DGS’nin talebini manipüle etmesine, kesintiyapılacağını tahmin ettiği dönemlerde üreteceğindenyüksek talep bildirmesine sebep olabilecektir. Talimatverilen DGS’nin hem alacağı olması, hem de ödemeyapması söz konusudur. Normal durumda alacağıödeyeceğinden fazladır. Manipülasyonla talebini yüksekbildirmişse, ödeyeceği artmaktadır. Ancak alacağı dahafazla artmaktadır. Dolayısıyla talebi yüksek bildirmesinekarşı yeterli caydırıcılık bulunmamaktadır. Bu sebepleaşağıda detaylanan Öneri 2 daha etkili olacaktır:Talimat verilen DGS’nin alacağı=[(DGS’nin talimat verildiğigünden önceki üretimi – talimat verildiği günkü üretimi)veya talimat miktarından düşük olanı] *iletim hizmet bedeli.………………………………………...(3)Herhangi bir DGS’nin ödeyeceği=talimat verilen tümDGS’lerin alacaklarının toplamı * DGS’nin üretimi / toplamüretim.........………………………………………………….(4)Not 1: DGS’nin talimat verildiği günkü üretimi, bir öncekigünkü üretiminden fazla ise alacağı sıfır olmalıdır.Not 2: Talimat alan DGS’nin talimata uymadığı durumdayaptırım uygulanıp, uyduğu durumda hiçbir şey almamasıuygun değildir. Talimata uymuş ise de zararının telafisigerekmektedir. Öneri 2 bu koşulu sağlamaktadır. Hem deÖneri 1’in sebebiyet verdiği talebin şişirilmesi sorununaimkan vermemektedir.3.3. Öneri 3 - DGS Talebi Üzerinden TelafiÖneri 1’de kesintinin miktarı toplam elektrik talebinintamamına doğru yakınsadıkça, henüz kesintiye uğramamışDGS’ler çok yüksek miktarda bedel ödemek zorundakalmaktadırlar. Hem bu sıkıntıyı aşmak, hem de talebinşişirilmesi sorununu çözmek için Öneri 1’in revize edilmişhali olan Öneri 3 aşağıdaki şekilde detaylandırılmıştır:Talimat verilen DGS’nin kesinti miktarı=(DGS’nin talebi– DGS’nin üretimi) veya “talimat miktarı”ndan düşükolanı........…………………………………………………….(5)Toplam kesinti=talimat verilen DGS’lerin kesinti miktarlarıtoplamı...................…………………………………………(6)Talimat verilenler haricindeki DGS’lerin ödeyeceği=DGS’ninüretimi * toplam kesinti / toplam talep *iletim hizmet bedeli ….....…………………………………(7)Talimat verilen DGS’nin ödeyeceği= (DGS’nin üretimi+ K) * toplam kesinti / toplam talep * iletim hizmetbedeli…………………………………………………………(8)(DGS’nin talebi – DGS’nin talimattan önceki günkü üretimi)>0 ise, K=(DGS’nin talebi – DGS’nin talimattan önceki günküüretimi)...……………………………………………………..(9)(DGS’nin talebi – DGS’nin talimattan önceki günkü üretimi)

BİLDİRİLERPROCEEDINGSmali yükün oluşması söz konusu olduğu için, Öneri 3’deönce tüm DGS’lerin ödeyeceği miktar hesaplanmakta,bu miktar alacağı olan DGS’lere dağıtılmaktadır. Ve toplamüretim sıfıra doğru yaklaştıkça, toplam alacak Öneri1’de olduğu gibi kontrolsüz bir şekilde artmamakta, gidereksıfıra yakınsamaktadır.4) Öneri 1’de talimattan dolayı zarar gören DGS, tüm karkaybını karşılayabilmektedir. Öneri 3’te talimattan dolayızarar gören DGS, tüm kar kaybını karşılayamamaktadır.Ancak bu durum büyük bir önem arz etmemektedir.Çünkü zarar görenin tüm kar kaybının karşılanmasıamaçlansaydı, son kalan DGS’nin, kesinti yapılan diğertüm DGS’lerin kar kayıplarını karşılaması söz konusuolurdu ki bu pratik olarak mümkün bir durum değildir.5) Öneri 3 kesintiye hangi DGS’den başlanacağınınbelirlenebilmesini de sağlamaktadır. Öncelikli olarak Kkatsayısı pozitif olan DGS’lere kesinti uygulanabilir.3.4. Öneri 4 – DGS Üretimi Üzerinden TelafiÖneri 1’deki “talebin şişirilmesi” sorunu Öneri 2’degiderilmektedir. Ancak Öneri 2’de kesintinin miktarı,talimattan önceki elektrik üretiminin tamamına doğruyakınsadıkça, henüz kesintiye uğramamış DGS’ler çokyüksek miktarda bedel ödemek zorunda kalmaktadırlar.Bu sıkıntıyı aşmak için Öneri 2’nin revize edilmiş hali olanÖneri 4 aşağıdaki şekilde detaylandırılmıştır:Talimat verilen DGS’nin kesinti miktarı=(DGS’nin talimatverildiği günden önceki üretimi – talimat verildiği günküüretimi) veya “talimat miktarı”ndan düşük olanı.............(12)Toplam kesinti=talimat verilen DGS’lerin kesinti miktarlarıtoplamı...................………………………………………..(13)Tüm DGS’lerin ödeyeceği=DGS’nin üretimi * toplam kesinti/ ilk talimattan önceki günkü toplam üretim * iletim hizmetbedeli...............................……………………………...…(14)Talimat verilen DGS’nin alacağı=tüm DGS’lerinödeyeceklerinin toplamı * talimat verilen DGS’nin kesintimiktarı / toplam kesinti..............…………………..……(15)3.4.1. Öneri 2 İle Öneri 4’ün Karşılaştırması1) Öneri 2’de tüm DGS’nin ödeyeceği, toplam üretimebölünmektedir. Toplam üretim sıfıra doğru gittikçeödenecek meblağ kontrolsüz olarak yükselmektedir.Öneri 4’te bu sorun bulunmamaktadır. Çünkü tümDGS’lerin ödeyeceği, ilk talimattan önceki günkü toplamüretime bölünmektedir.2) Öneri 2’de önce alacağı olan DGS’lerin tahmini karıhesaplanmakta, bu miktar tüm DGS’lere pay edilmektedir.Bu hesaplama yönteminde, kesinti miktarı toplam talebeyaklaştıkça ödeyenlerin altından kalkamayacağı bir maliyükün oluşması söz konusu olduğu için, Öneri 4’te öncetüm DGS’lerin ödeyeceği miktar hesaplanmakta, bumiktar alacağı olan DGS’lere dağıtılmaktadır. Ve toplamüretim sıfıra doğru yaklaştıkça, toplam alacak Öneri 2’deolduğu gibi kontrolsüz bir şekilde artmamakta, gidereksıfıra yakınsamaktadır.3) Öneri 2’de talimattan dolayı zarar gören DGS,tüm kar kaybını karşılayabilmektedir. Öneri 4’detalimattan dolayı zarar gören DGS, tüm kar kaybınıkarşılayamamaktadır. Ancak bu durum büyük birönem arz etmemektedir. Çünkü zarar görenin tümkar kaybının karşılanması amaçlansaydı, son kalanDGS’nin, kesinti yapılan diğer tüm DGS’lerin karkayıplarını karşılaması söz konusu olurdu ki bu pratikolarak mümkün bir durum değildir.4. SONUÇLAR1) Kesinti uygulanan son kullanıcıların zararlarınınkarşılanması için sektörler arası telafi mekanizmasıyerine sektör içi telafi mekanizması tercih edilmelidir.2) Sektör içi telafi mekanizmasının uygulanmasının enelverişli olduğu sektör, konut ve sanayi sektörlerinekıyasla elektrik sektörüdür.2.1) Kesinti uygulanan DGS’lerin zararlarının tamamınıntelafi edilmesi amaçlanıyor ise ve kesintininmiktarının talep miktarı baz alınarak belirlenmesidüşünülüyor ise Öneri 1 tercih edilebilir.2.2) Kesinti uygulanan DGS’lerin zararlarının tamamınıntelafi edilmesi amaçlanıyor ise ve talebin şişirilmesisorunu önlenmek isteniyor ise Öneri 2 tercih edilebilir.2.3) Talebin şişirilmesi sorunu önlenmek isteniyorsa vekesintinin boyutunun tüm DGS’lerin toplam üretimineyaklaşabileceği ihtimalinin göz ardı edilmeyeceğivarsayılıyorsa Öneri 4 tercih edilebilir.2.4) Talebin şişirilmesi sorunu önlenmek isteniyorsave kesintinin boyutunun tüm DGS’lerin toplamüretimine yaklaşabileceği ihtimalinin göz ardıedilmemesi varsayılıyorsa, ve bunlara ilave olarakkesinti sıralamasına rasyonel kazandırılması, kesintiinisiyatifinin tamamıyla doğal gaz iletim operatörünebırakılmaması, kesinti uygulanmayan DGS’lerinkesinti döneminde yük artırımına gitmelerininönüne geçilmesi ve arbitraj sorununun önlenmesihedefleniyor ise Öneri 3 tercih edilebilir.2.5) Tüm öneriler kesinti talimatına uyulmaması ve kesintiuygulanan DGS’lerin zararlarının telafisi sorunlarınaçözüm getirmektedirler. Tüm önerilerde kesintitalimatı verilen DGS’nin, hem talimata uymamasıdurumunda maruz kalacağı yaptırım, hem detalimata uyması durumunda zararlarını telafi edecekmekanizma tanımlanmaktadır.3) Tüm DGS’lerin verimliliği aynı değildir. Kesintiyeöncelikli olarak verimliliği düşük DGS’lerden başlanmasıkaynakların planlı kullanımı bakımından önem arzetmektedir.4) Doğal gaz iletim operatörü tarafından DGS’lere kesinti/ kısıntı talimatı, elektrik iletim operatörünün DGS’lerinelektrik üretim taleplerini onaylamasından sonraverilmesi gerekmektedir.87

BİLDİRİLERPROCEEDINGS5) DGS’nin talimatın verildiği günkü talebinin, DGS’nintalimattan önceki günkü üretimine oranı en yüksek olanDGS’den başlanılarak kesinti/kısıntı yapılması, gerekdoğal gaz ve elektrik iletim operatörleri açısından,gerekse de elektrik piyasası tarafından tercih edilen biryaklaşım olacaktır.KAYNAKLAR[1] 4646 sayılı ve 18.04.2001 tarihli Doğal Gaz PiyasasıKanunu.[2] 28.12.2011 tarih ve 3617 sayılı Kurul Kararıyla kabuledilerek, 31.12.2011 tarih ve 28159 sayılı ResmiGazete’de yayımlanarak bu tarih itibariyle nihai halegelen BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerineİlişkin Esaslar (ŞİD).SUMMARYIn circumstances where there is unexpected decreasein natural gas supplies or unforseen increase in naturalgas demand, gas transmission operator implementsinterruption procedures. One of the main problems facedduring implementation of interruption procedures iscompansation of losses of interrupted power plants. Endusers of different sectors should not compansate eachother. In other words, there should be compansationwithin the same sector (within-sector compansation),rather than compansation among different sectors(among-sectors compansation). This is due to differencesbetween residential, industrial and power sectors.The differences occur in following areas: control andmonitoring of end users, timeliness of measurement,technical possibility of interruption, level of need forcontinuous supply, response to interruption order. Withinsectorcompansation is most applicable in power sectorbecause of more developed transmission infrastructureand existance of power transmission operator which iscapable of executing mechanisms set for compansationof losses of interrupted power plants by other plants.Other problems faced during implementation ofinterruption procedures are: determination of priority ofinterruption, undertaking of all initiative for interruption bygas transmission operator, in-obedience to interruptionorder, load increase of uninterrupted power plants duringinterruption period and arbitrage. Four propositions aredeveloped for solution:interruption amount.In Proposition 2, again all losses of interrupted powerplants are distributed ower all plants in proportion to theratio of plant’s production to overall production. Interruptedamount is determined by comparison between productionduring interruption and production before interruption.Shortfall is amount payable by power plants to interruptedones amplifies uncontrollably as magnitude of interrıptionconverges to overall production before interruption. Thisproposition is preferable if all losses of interrupted powerplants is chosen to be recovered and inflation of demand ischosen to be prevented.In Proposition 3, payments of all power plants aredistributed to interrupted power plants in proportion to theratio of interruption amount of interrupted power plant tooverall interruption amount. Gas demand of power plant ischosen as a basis for determining interruption amount. Unitcharge payable by all power plants varies. It increases asoverall interruption amount approaches to overall demand.Power plants getting interruption order also pays overthis unit charge for surplus if demand of plant exceeds itsproduction before interruption. This proposition is preferableif inflation of demand is chosen to be prevented, magnitudeof interruption is assumed to converge to overall demand,priority of interruption is chosen to be rationalised, transferof initiative of gas transmission operator for interruption,load increase of un-interrupted power plants and arbitrageduring interruption period are chosen to be prevented.In Proposition 4, payments of all power plants are distributedto interrupted power plants. in proportion to the ratio ofinterruption amount of interrupted power plant to overallinterruption amount. Interrupted amount is determined bycomparison between production during interruption andproduction before interruption. Unit charge payable by allpower plants varies. It increases as overall interruptionamount approaches to overall production before interruption.This proposition is preferable if inflation of demand is chosento be prevented and magnitude of interruption is assumedto converge to overall production before interruption.All four propositions define sanction for in-obedience tointerruption order and define mechanisms for compansationof interrupted power plants.In Proposition 1, all losses of interrupted power plants aredistributed ower all plants in proportion to the ratio of plant’sproduction to overall production. Shortfall is amount payableby power plants to interrupted ones amplifies uncontrollablyas magnitude of interrıption converges to overall demand.This proposition is preferable if all losses of interruptedpower plants is chosen to be recovered and gas demandof power plants is chosen as a basis for determining88

BİLDİRİLERPROCEEDINGSHUKUK VE TEMİZ ENERJİMetin ATAMERRESYAD Genel SekreteriÖZETYaklaşık 10 senedir yürürlükte olup çeşitli zamanlardadeğişikliğe uğramış bulunan 4628 sayılı Enerji Piyasasıkanunu hakkında bir kaç senedir değiştirilmesi gerekliliğiüzerinde yaptığımız konuşmaların sonuç verdiğinidüşünmekteyiz. Ancak bu kanun yerine ikame edilmekistenen kanun taslağının sorunlara cevap verecek yapıdanoldukça uzak olduğunu düşünmekteyiz. Kanunun aynızamanda temiz enerjide yerli katkıyı teşvik eder görünse deaslında teşvikten uzak durmakta olduğu açıktır.1. Rüzgar enerji santrallerinin 7.3 dolar sent olan enerjisatış fiyatının 7.5 Euro sent hattına alınması gerekir.Genelde türbin alımlarında Avrupa ülkeleri tercihiborçlanmayı Euro olarak tesis edilmekte.2. Ölçüm için gerekli olan izinlerden başlayarak santralinyapımına kadar geçen süreç içinde mevcut izinalınma kurumlarına eklenen diğer kurumların çokluğu,yatırımcıları sıkıntıya sokmakta. Bu konuda iyileştirmelerolması gereklidir.3. 6094 sayılı kanunda belirtilen yerli katkı teşviklerindekullanılan yerli malzemelerdeki KDV peşin ödenmekte,alınacak teşvikle bu rakam 9 senede geri dönmekte.Bu sistemin KDV ödemesinin 10 yıla ertelenmesininyatırımcıyı rahatlatacağını düşünmekteyiz.4. Taslak kanun Madde 1’de belirtilen “Bu piyasadabağımsız bir düzenleme ve denetim yapılmasınınsağlanmasıdır” cümlesinde Kurul Üyelerinin hiçbiri enerjikonusunda veya sanayi odalarından bir temsilci olmadığıiçin, bağımsız olmaları mümkün görülmemektedir.Bakanlar Kurulunun atadığı kurul üyeleri nasıl bağımsızolabilir!5. Taslak Madde 29’da belirtilen “20.2.2001 tarihindeyürürlüğe giren 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunuyürürlükten kaldırılmıştır” cümlesi Kurul oluşmasını dakapsamaktadır.Kurul içinde Odalar Birliğinden veya Rüzgar EnerjiDerneklerinden bir temsilcinin bulunması halinde, sektördekisıkıntıların zamanında ve yerinde dile getirileceğine inancımızvardır.4628 sayılı Kanunun hazırlanışında Enerji Komisyonuçalışmalarına katılmış birçok yatırımcı ve proje geliştirenmüteşebbüs kişiye bu gün teşekkür etmek isterim. O günlerde4628 sayılı Kanunun bu enerji dalına hizmet etmektençok uzak olduğunu o gün görüp değerli komisyon üyelerine,bu konuda yardım etmek için çaba sarf etmemiz pek verimliolmamıştı. Enerji konusunda yatırımın gelişebilmesi içinözel sektörden bir temsilcinin bu kanunla teşkil edilecekkurul üyeleri arasında mutlaka olması öngörülmüştü.Bu doğru öneri komisyon tarafından benimsense de, GenelKurulda kanun Parti tarafından hazırlanış şekli ile kabulgördü. 2001 yılında kabul edilen 4628 sayılı Kanun 4646sayılı kanunla ilk değişiklik, 5015 sayılı kanunla 2003 yılındaikinci değişikliğe uğradı. 2005 yılında 5398 sayılı kanunlabaşka bir değişikliğe, 5496 sayılı kanunla 2006 yılında birdaha değişikliğe uğradı. Bu arada 5584 sayılı Kanunla,mevcut kanun çok önemli değişikliğe uğrayacakkenCumhurbaşkanlığından veto edilerek geri döndü.Daha sonra 2007 yılında 5627 sayılı Kanunla iki önemlimadde değişti; 5728 sayılı Kanunla 2008 senesindeyürürlükte olan kanunun üç önemli maddesi değişerek bazıprojelere yol verilmiş oldu. Mevcut kanun aynı sene 5784sayılı kanunla 12 maddesi değişikliğe uğrayarak kırılmasıgüç bir rekora doğru yürümeye başladı. 4628 sayılıKanunun, 29.12 2010 senesinde 6094 sayılı Kanunla birmaddesi daha değişmiş oldu. Bu sütunlarda, her sene bukanunun artık geçerli olmaması ve tamamının iptal edilerekdeğişikliğe uğraması gerektiğini son 5 senedir anlatmayaçalıştık.4) 4628 SAYILI KANUN4646 Sayılı Kanun 02.05.2001 USUL5015 Sayılı Kanun 20.12.2003 USUL5307 Sayılı Kanun 13.03.2005 USUL5398 Sayılı Kanun 21.07.2005 USUL5496 Sayılı Kanun 24.05.2006 USUL5627 Sayılı Kanun 02.05.2007 Değş. 1 ve 3. Maddeler5728 Sayılı Kanun 08.02.2008 Değş. 11-12 ve15. Maddeler5784 Sayılı Kanun 26.07.2008 Değş. 1-2-3-14-15.Ek Madde 389

BİLDİRİLERPROCEEDINGSGeç. Madde 9-10-13-14-15-16 ve 17. Maddeler5584 Sayılı CB reddedilen5627 Sayılı Kanun 02.05.2007 Değş. 6 ve 8. Maddeler6094 Sayılı Kanun 29.12.2010 Değş. Madde 3-35) 5346 SAYILI KANUN5784 Sayılı Kanun 26.07.2008 Değş. 8. Madde6094 Sayılı Kanun 29.12.2010 Madde 3- 4 ve 8Geç. Madde 66) 5627 SAYILI KANUN5784 Sayılı Kanun 26.07.2008 Değş. 7. Geç.6. MaddelerBu çalışmalarımızın sonunda amacına ulaştığını görmekteyiz.Yeni hazırlanan kanun tasarısının gerekçesi şukelimelerle anlatılmakta: “Elektrik piyasasında yatırımlarıngerçekleşebilirliği bakımından mevcut kanunda yeralan bazı hükümlerin yeniden düzenlenmesi ve kamukurum ve kuruluşlarınca uygulanmasına aşina olunanönlisans ve benzeri uygulamaların elektrik piyasasındada düzenlenmesi yoluna gidilmiş, arz güvenliği teminineilişkin bazı hükümler uygulamada edinilen tecrübedikkate alınarak yeniden gözden geçirilmiş ve sektörünihtiyaçları ile uygulamada karşılaşılan sorunlar dikkatealınarak bu Tasarı hazırlanmıştır.”Taslak kanunda belirtilen gerekçeleri seneler evvelindeortaya koymamız, kanımca yeni anlaşılan değerlerdir. Yenitaslak kanun içinde mevcut kanundan alıntıları da bulmakmümkün. Mevcut 4628 sayılı kanun, taslak kanundamadde 29 ile ilga olmakta, bir başka anlatımla ortadankalkmaktadır.Bir kanunun ortadan kalkmasından, bütünü ve ekleri ileortadan kalkmakta olduğunu anlamaktayız. Meri kanundaMadde 4 ve Madde 5’te belirtilen kurulların da bu kanunlaortadan kalktığı anlaşılmakta. 4628 sayılı Kanunda Madde4 şu konuları içermekte: “Kurum kurul kararıyla bukanun hükümleri uyarınca çıkaracağı yönetmelikleripiyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin ve ilgilikurum ve kuruluşların görüşlerini alarak hazırlar.” Buhususun hiçbir kanadı işlemedi demek yanlış olmaz. Herseferinde kurumun, ilgili kululuşların görüşlerini alarakkendi bildiğinden hiç taviz vermediğini geçtiğimiz son 10’uaşkın senedir izlemekteyiz. Önce Bakanlık daha sonraEneji Piyasası Denetleme Kurulu enerji konusundaki siviltoplum örgütlerini toplantıya çağırmakta ve taslak metinlerüzerinde görüşlerini istemektedir. Daha sonra bildikleridoğrulara kimseyi karıştırmadan kanunlar ve yönetmeliklerbu sanayi dalındaki aktörlere dayatılmaktadır. Bağımsızolması gereken EPDK kurul üyelerinin tamamı BakanlarKurulu tarafından atandığı için özerk isminden başkaözerkliği olmayan bir kuruluş olarak temayüz etmektedir.Yeni taslak kanunun birinci maddesinde AMAÇ olarak tadatedilen metinde aynen şu cümle bulunmakta: “...elektrikenerjisi piyasasının oluşturulması ve bu piyasadabağımsız bir düzenleme ve denetimin yapılmasınınsağlanmasıdır.” Bu alanda üretim yapan sektördekifirmaların hiçbirinin bağlı olduğu odalardan bir temsilcibu kurulun içinde temsil edilmemekte. Peki bu durumunneresinde “bağımsız” kelimesi kendini bulmakta! AvrupaBirliği Müktesebatına uyum için yapıldığı iddia edilen buyasaların Avrupa’da tatbik edilen bir ikinci benzerini bulmakmümkün değildir.Avrupa Birliği anlamında bir uygulamada 5346 sayılı Kanuntasarı halinde iken teşvik unsurları içinde Euro cent satışfiyatının belirlenmiş olması, genel kurulda kanunlaşırkenise dolar cent’e indirilip kanunlaşmasını hayretler içindeizlemek biz yatırımcıları oldukca yıpratmıştır. Bu davranış,yatırımcıları ve Türkiye’de bu konuda yapılacak yatırımlarınfinansmanına katkı sağlayacak firmaları ürkütüp kaçırmıştır.Rüzgar enerji santrallerinin arz güvenliği konusundameteorolojik atmosfer yapılanmasına bağlı olmasındandolayı elektrik satışlarındaki PMUM cezai şartlarınınbilhassa borç geri ödeme dönemlerinde uygulanmamasıgerektiğine inanmaktayız.Birçok kurumdan izin alınmasına ilaveten başka kurumlarında ilavesi bu sektörde yatırım yapmak için yola çıkmayahazırlanan yatırımcı firmalar, hazır lisanslı proje satın almakiçin çalışmakta, yeni proje için araştırma ve geliştirmeyapmamaktalar.Bu nedenle rüzgar enerji santralleri projelerinde bir projegeliştiren firmalar bulunmakta, bir projeye yatırım yapmakisteyen firmalar oluşmakta, bir de bu projelere finansmansağlayacak firmalar kendilerini göstermektedir. Yatırımyapan firmaların büyük bir kısmı hazır proje satın almış,mevcut projelerinin değişen yönetmelik ve kanunlarla borçgeri ödemede sıkıntı yaşadıklarından santrallerini satmayabaşlamış olduklarını görmek üzüntü vermektedir.Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının sıkıntılı olanarazilerin bir listesini koordinatları ile birlikte yayınlamasının,yatırımcı firmaları daha temkinli davranmaya yönelteceğineinancımız tamdır.Rüzgar enerji santrallerinin finansman konusunda ciddisıkıntıları bulunmaktadır. Bunların içinde 6094 sayılıKanunla yerli katkıda teşvik adı altında sunulan değerlerintatbik edilmekten uzak olduğu gözlemlenmiştir. İthalmalzemede KDV teşviki tesis edilen malzemelerin yerlikullanıldığında ödenen peşin KDV’ye, tabloda verilenteşviklerle ortalama bir projede 9 senede geri döndüğühesapla sabittir. Bu nedenle yerli malzeme kullanılması90

BİLDİRİLERPROCEEDINGSkoşulunda oluşabilecek KDV’nin borç geri ödeme sonunda10 sene taksitle alınmasının daha akla uygun geldiğinidüşünmekteyiz.Ölçüm ve Müracaat safhasında izinlerin içinde bir deBaşbakanlık iznini hayretle karşılamaktayız. Bu konudakanunun maddeleri üzerinde tekrar düşünülmesi gerekir.Projelerin geliştirilmesi ve işletmeye geçme safhası sırasındageçen zamanda rüzgar türbinlerinin teknolojikgelişimle projede kullanımı güncelliğini yitirmektedir. Hattaplanlanan bölgede başka bir tesisin sakıncalı durumuhasıl olması proje sürecinde ortaya çıkabilmektedir. Böyledurumlarda türbin veya yerleşim planının değişikliğeuğramasına müsaade edilmesinin kanuna konulmasındayarar olduğu aşikardır.Bu nedenle bir kanun çıkarılacaksa ve de bu kanun 4628sayılı Kanunu İLGA edecekse üç kere düşünüp bir kereyazmamız gerekli. İkide bir de kanun çıkarılıp her senekişiye özel düzeltmeler sağlanmasını engelleme adınabunun gerekli olduğunu düşünmekteyiz.KAYNAKLAR[1] 02.05.2001 tarihli Resmi Gazete Sayı: 24390,4646 Sayılı Kanun][2] 20.12.2003 tarihli Resmi Gazete Sayı: 25322,5015 Sayılı Kanun][3] 13.03.2005 tarihli Resmi Gazete Sayı: 25754,5307 Sayılı Kanun][4] 21.07.2005 tarihli Resmi Gazete Sayı: 25882,5398 Sayılı Kanun][5] 02.05.2006 tarihli Resmi Gazete Sayı: 26177,5496 Sayılı Kanun][6] 02.07.2007 tarihli Resmi Gazete Sayı: 26510,5627 Sayılı Kanun[7] 08.02.2008 tarihli Resmi Gazete Sayı: 26781,5728 Sayılı Kanun[8] 26.07.2008 tarihli Resmi Gazete Sayı: 26948,5784 Sayılı Kanun[9] 29.12.2010 tarihli Resmi Gazete Sayı: 27800,6094 Sayılı Kanun91

BİLDİRİLERPROCEEDINGSHOW OIL PRODUCERS CAN GENERATE SUSTAINABLE ELECTRICITY FROMFLARED GASMichael HEWSONMEng, AMIMechEABSTRACTThe World Bank estimates that each year, 50 billiondollars of gas fuel is flared emitting 400 million tonnes ofgreenhouse gases.The vast majority of this flared fuel is gas produced as a byproductduring oil extraction in remote locations. Meanwhile,worldwide demand for electricity continues to grow. Thereis insufficient electricity available to meet the challengingdemands of the Worlds growing population.This global issue highlights the wastefulness of flaring whatcould potentially be valuable useful energy. Utilising this flaredgas to generate electricity would help to ease the electricityshortage whilst minimising wastage of a finite resource.This paper explores the technical issues associated withgenerating electricity from flared gas and gives guidance ondifferent strategies for development and execution of thesenovel solutions.INTRODUCTIONThe World Bank estimates that each year, 50 billiondollars of gas fuel is flared emitting 400 million tonnes ofgreenhouse gasses[1]. This flared gas could produce upto 390 TWh of power annually which could supply powerto millions who are without, or reduce CO 2emissions byreplacing older, less efficient and less clean power plants.To give some scale to this power potential, the 390TWhwould have been more than enough to power the whole ofGreece in 2011[2].The vast majority of flaring occurs in regions where theaverage electricity consumption per capita is far below thatof counties such as America, Japan and Western Europe.It has been clearly documented that higher electricityconsumption per capita generally correlates to a higherstandard of living and as such, effort should be applied tosupplying more accessible electricity to areas with limitedor no access.Gas is flared for a number of reasons; commonly duringstart-up and shutdown on industrial sites gas is flared tocontrol the pressure within the system, however the majorcontributor to flaring gas is associated gas released duringoil extraction. Whilst the gas recovered during this processis not always high quality natural gas, manufactures ofcombustion engines have conducted a significant amount ofresearch and development to ensure that their machines canburn these ‘out of specification’ fuels safely and efficiently.There are some technical issues when generating electricityfrom associated gas, which are highlighted in this paper.Although recovering and treating this associated gasincreases capital costs to an oil field owner, in the long run itcould reduce the operational costs. The electricity generatedfrom burning the gas could supply all of the power neededto operate the oil field, replacing diesel generators. In mostcases the amount of associated gas available will be morethan enough to cover the sites’ own electricity demand.In which case, there could be sufficient excess electricityto supply local communities, ideally where electricity isscarce. It is discussed in this paper that this use of theexcess electricity supply could be significantly profitable forthe oil field owner.This paper discusses the technical and the financialimplications of using associated gas to generate electricityinstead of flaring. However, the key aim of the paper is tohighlight different strategic approaches to this opportunity.The oil field owners may have the first chance to embracethe benefits of this opportunity, but local communities couldalso benefit if communication between the oil field ownerand the local/national government starts at the earliestpossible stage. Furthermore, co-operation with other nearbyoil fields could help share the risks and financial anxietiesin order to produce the best technical and financial solutionfor all parties.TECHNICAL ISSUESAccording to World Bank data, 140 billion cubic metersof gas was flared world wide in 2011[3]. If one assumedthat 50% could be recovered, and assumed an electricityconversion efficiency of 32% (typical on a modern open92

BİLDİRİLERPROCEEDINGScycle gas turbine) then one could generate 194 TWh perannum. This is not an insignificant figure, but understandingthe technical factors involved in converting this associatedgas in to electricity is essential before pursuing thisopportunity.Gas RecoveryWhen oil is extracted from the ground it has manyimpurities and undesirable substances. The recovered oilgoes through a number of processes to remove or minimisethese impurities, before being transported for furthertreatment or use. Associated gas is one of the undesirablesubstances and it is removed in multiple stages in flashvessels. Each vessel is maintained at a lower pressure thanthe previous vessel and as the extracted oil moves in toeach vessel, the conditions are such that the gas flashesand separates from the oil. The oil drains out of the vesselin to the next vessel and the gas is released from the top.The gas released in the first stages contains mostly ‘light’hydrocarbons, sometimes known as ‘dry gas’, which mostlyincludes; methane, ethane and butane. In the latter vessels,heavier hydrocarbons are released, sometimes known as‘natural gas liquids’. For combustion purposes, only thedry gas is suitable and whilst there maybe some methane,ethane and butane in the natural gas liquids (as there maybe heavier hydrocarbons in the dry gas), the majority ofthose species are recovered in the first stages. The dry gastypically makes up around 50-60% of the total flared gashence the previous assumption that 50% of the flared gasis recovered.Gas Treatment & EmissionsOnce the associated gas has been separated from the oilit may contain other undesirable substances/species thatcould have emission and performance implications. In orderto remove or mitigate these issues, it is likely that the gaswill require some form of pre-combustion treatment.A typical pipeline quality natural gas could have 90+% ofmethane where as an associated gas can have as littleas 65% methane, or less. A standard gas turbine diffusioncombustor can theoretically burn gas with any methaneconcentration so long as other species do not exceedcertain limits. However, modern oxides of Nitrogen (NO x)emission limits cannot be met by standard gas turbinecombustor technology, without some form of additionalcombustion emissions abatement.NO xformation occurs more frequently at higher combustiontemperatures, thus reducing the combustion temperatureresults in a reduction in NO xproduction. The combustiontemperature can be reduced by either adding water/steamto the combustion chamber, commonly called Wet Low NO x(WLN), or by pre-mixing the air and fuel commonly referredto as Dry Low NO x(DLN). Alternatively the post combustiongas can be passed through a Selective Catalytic Removal(SCR) system which uses an ammonia solution and acatalyst to lower the NOx emissions. However this is rarewith gas turbine technologies.WLN combustion simply uses water or steam with alower temperature than the combustion gases to controlthe combustion temperature in to the range where NO xemissions are minimised. The advantage of this type ofcombustor is that it can burn a gas with any methane contentresulting in a reduced need for a fuel treatment plant andthe associated Capital Expenditure (CAPEX). The difficultywith this option lies in the supply of significant quantitiesof expensive demineralised water or steam which is notrecovered. For example, a 100MW ‘E’ class gas turbinecould require 26 t/h of demineralised water.A DLN combustor aims to reduce the combustiontemperature by having a pre-mixing zone prior to thecombustion chamber where the fuel and air have sufficienttime to mix homogenously. As these machines have asignificant amount of highly flammable gas/air mixture backup stream from the combustion chamber (in the pre-mixingzone), there is a greater risk of flame ‘flash back’. In orderto burn natural gas in a DLN combustor and minimise therisk of ‘flash back’, the gas must have a minimal amountof heavy hydrocarbons. To ensure the associated gashas the appropriate composition for a DLN combustor, agas treatment plant may be required to remove some ofthe heavier hydrocarbons. Technologies to complete thistask are widely commercially available; however this doesfurther increase the CAPEX and Operational Expenditure(OPEX). This CAPEX and OPEX can be weighted in to thefuel price rather than treating the associated gas as ‘free’.An SCR system is relatively simple and there are no movingparts or waste products, however there is a risk of ammonialeaking to the atmosphere (known as ammonia slip). Usinga post combustion SCR system will reduce the need forpre-combustion gas treatment. However, it will significantlyincrease the CAPEX and OPEX of the site.Associated gas can sometimes be sour, meaning it has ahigh concentration of hydrogen sulphide (H 2S). H 2S can leadto emissions and corrosion issues. If the fuel is used in aopen cycle gas turbine (OCGT) or reciprocating engine thecorrosion effects are negligible due to the high temperaturesof the combustion gas throughout the system. However, in acombined cycle gas turbine (CCGT) plant, as the exhaust gascools through the heat recovery steam generator (HRSG) itcan reach it’s dew point, becoming sulphuric acid and beginto corrode the pipe work. This corrosion can also be an issuefor all technology types during fuel transportation, althoughthis can be mitigated by maintaining the gas supply pipeworkat an appropriate temperature and with the use of highergrade material. This will increase CAPEX.A common concern for each generation technology is that ahigh H 2S concentration will result in high emissions of oxides93

BİLDİRİLERPROCEEDINGSof sulphur (SO x). The sulphur in the H 2S is not consumedduring the combustion process thus all the sulphur thatenters the combustion chambers leaves as harmful SO xemissions. For gas turbine technology the World Bankemissions limits for SO xare typically around 175 ppm vwhich means that gas fuel must have a maximum of around2500 ppm vof H 2S. There is proven and commerciallyavailable equipment for removing H 2S from gas streams, ithas minimal operation costs however there is an additionalissue of storing or disposing of the solid sulphur product.Not all associated gas has this high content of H 2S, but if itdoes it is another upfront cost.NOx emissions can be reduced to within stringent emissionslimitations in a number of ways. The three options aboveshould be independently assessed on a case by case basis,in order to determine the most cost effective solution forthat particular situation. For example, if the fuel has a verylow methane content and water is freely available, then theWLN option may be the most suitable. Alternatively, if themethane content is around 65% and water is not available,then gas treatment (heavy hydrocarbon removal) and DLNmay be more suitable. If the gas is sour, then it will need tobe treated before being burnt. This is an additional expenseand may be a reason for choosing one oil field from anotherwhen considering which oil field’s associated gas to use forpower generation.It is worth noting that although Original EquipmentManufacturers (OEM’s) of gas turbines have fuelspecification limits, they may have experience with gassesoutside the fuel limits. However, designing a plant based onthese fuels may come with additional costs in the form ofdegradation in performance, higher capital and maintenancecosts along with a higher risk of failure.Gas Turbine OEMs have invested heavily in fuel flexibility asthey understand that it is very important to their customers,thus (where possible) the OEM will assess the feasibilityof making modifications and adjustments to the fuel supplysystems, monitoring systems and the gas turbine design,specifically to be able to burn the available gas.Technology TypesA CCGT plant is an OCGT with the addition of a heat recoverysteam generator (HRSG) and steam turbine. The HRSGpicks up heat from the OCGT exhaust gas and transfers itto the working fluid (usually water). The working fluid is thenboiled and superheated before entering a steam turbine.The steam turbine exhaust is then cooled and condensedin a condenser before repeating the cycle. It is possible toconvert OCGTs to CCGT at a later stage so long as there issufficient land to erect the relevant equipment.The main advantage of a CCGT is that it can generate ~50%additional power compared to an OCGT for the same fuelinput. CCGT’s can have efficiencies up to 60%, howeverin warm climates using an Air Cooled Condenser (ACC) itwould be more likely to be ~ 50% compared to 30-35% inan OCGT. It is also possible to include bypass stacks toallow the gas turbines to operate in open cycle mode, thiscan increase availability during HRSG and steam turbinemaintenance.The majority of the oil recovery facilities are in remotelocations where large quantities of water are not available.OCGT’s or reciprocating engines would be the onlychoice. However, if the circumstances are right, CCGT’scould increase the power available with no additional fuelrequirement.Modern reciprocating engines are capable of operatingon natural gas, and like with the gas turbine OEM’s, thereciprocating engine OEM’s have also invested in researchand development of operating with alternative fuels.Reciprocating engines have the benefit of performanceremaining relatively constant through a large range ofambient conditions. The nature of gas turbines is such thatat high ambient temperatures output falls considerably.However, assuming there is a large quantity of gas available,it is preferable to select gas turbines technology as theyare more cost effective for large power plants (>50MW).Generally this is because fewer machines are required.FINANCIAL ISSUESThe major element that could decide the fate of theopportunity to generate sustainable electricity fromassociated gas is the financial element. If the project doesnot make financial sense it would be hard to find the financialbacking to make the project work. Below is a high levelanalysis of the financial performance of generic associatedgas powered plants.To generate a financial case some high level assumptionshave been made. Assuming that the plant is in a hightemperature climate, for example in Iraq, and the fuel has alow methane content (~70% on a volume basis) the followingperformance and cost values have been estimated (Table1). All of the options consider one gas turbine with a DLNcombustor operating at an ambient temperature of 50°C.Table 1. Estimated Cost and Performance DataOutput(MW)CAPEX($m)$/kWEfficiency(%)OEM 1 ‘F’ Class OCGT 210 153 728.6 36%OEM 1 ‘E’ Class OCGT 125 94 752.0 31%OEM 2 ‘F’ Class OCGT 185 130 702.7 33%OEM 2 ‘E’ Class OCGT 95 79 831.6 31%OEM 1 ‘F’ Class CCGT 285 260 912.3 53%OEM 2 ‘F’ Class CCGT 268 238 888.1 49%CCGT - with an air cooled condenser94

BİLDİRİLERPROCEEDINGSAn estimated break even tariff has been calculated by usingfurther simplified assumptions such as; a fuel price of $2/GJ, CAPEX repaid in equal amount over 10 years and 8000hours of operation a year. The fuel price is designed to takeinto account the CAPEX and OPEX of a gas treatmentplant. An additional break even tariff has been calculatedto take into account the additional CAPEX associated witha generic grid upgrade ($200m) to connect the new powerplant to a potentially old, damaged local grid network.Table 2. Estimated Break Even TariffsTariff (¢/kWh)OEM 1 ‘F’ Class OCGT 2.901 4.092OEM 1 ‘E’ Class OCGT 3.238 5.238OEM 2 ‘F’ Class OCGT 3.052 4.404OEM 2 ‘E’ Class OCGT 3.351 5.982OEM 1 ‘F’ Class CCGT 2.508 3.385OEM 2 ‘F’ Class CCGT 2.582 3.515Tariff withGrid Upgrade(¢/kWh)Table 2 illustrates that CCGT technology would offer thelowest tariff due to its’ significantly increased efficiency andthat ‘F’ class gas turbines offer a lower tariff than ‘E’ classfor the same reason.As the associated gas would otherwise be flared to theatmosphere, one could argue that if the gas is used togenerate electricity, the fuel price could be zero or anominally low price. Table 3 demonstrates a potential issuewith this approach, it shows that the more efficient CCGToptions are no longer the most cost effective choice, as theincrease in CAPEX is not covered by the fuel efficiencysaving. So if the ‘free’ gas approach is taken, less efficientoptions may seem more cost effective. However, the longerthe plant runs, the less realistic this will become.Table 3. Fuel Price Effect on Break Even TariffsTariff(¢/kWh)‘Free’ FuelTariff(¢/kWh)OEM 1 ‘F’ Class OCGT 2.901 1.010OEM 1 ‘E’ Class OCGT 3.238 1.055OEM 2 ‘F’ Class OCGT 3.052 0.987OEM 2 ‘E’ Class OCGT 3.351 1.155OEM 1 ‘F’ Class CCGT 2.508 1.209OEM 2 ‘F’ Class CCGT 2.582 1.184At oil extraction and processing facilities where associatedgas may be flared, electricity is commonly supplied by localdiesel generators. Using the same simplistic calculationsas in the previous sub sections and other assumptions, anestimated equivalent break even tariff has been calculatedfor 100MW supplied by diesel generators. At an efficiency of30%, an imported diesel fuel price of $11/GJ and a CAPEXof $90 million, the break even tariff has been estimated at$14.325. This is almost 6 times greater than the CCGToption and almost double the ‘E’ class technology, includinga $200 million grid upgrade. Based on these high levelassumptions there is a definite opportunity for an oil fieldowner to reduce their electricity costs. Additionally, at thisthe low tariff there is significant potential to sell the additionalpower to the local grid to generate additional revenue.STRATEGIC ISSUESAccording to the International Energy Agency (IEA)statistics, the energy consumption per capita of the UnitedStates of America was 13,394 kWh in 2010 whilst in theEuropean Union (EU) it was 6,285 kWh and 8,394 kWh inJapan (2). Compare this to Nigeria, Iraq and Algeria wherethe consumptions per capita in 2010 were 136 kWh, 1,183kWh and 1,026 kWh respectively (4). However, based onrecovering 50% of the countries flared gas and generatingelectricity using gas turbine technology one could producean additional 20 TWh, 13 TWh and 7 TWh for Nigeria, Iraqand Algeria respectively.Key StakeholdersAs discussed above, there is a significant opportunity tosupply much needed electricity to the local population, albeitin this case, local may mean within the same country andnot necessarily within a 50km radius. There is a commonconsensus that energy consumption per capita is directlyproportional to standard of living due to having better accessto health care, heating/cooling and clean water. So, for thesereasons, the first key stakeholder is the local population.They may not be able to supply the investment costs or theexpertise, but they will consume the end product and fromit, begin to improve that nations’ economy and prosperity.The major concern with this stakeholder is that due to therelative wealth of the countries in question, it is likely thatthey will not be able to pay the full rate for this electricity.This is where the second key stakeholder comes in.The second key stakeholder is the national/local governmentas they can subsidise this electricity to make it affordable forthe local population. Some governments in the countries inquestion are already actively seeking to increase generatingcapacity to meet the growing electricity demand, but majorpower stations and grid infrastructure will take a significantamount of time to implement. Localised associated gaspower plants may be installed within 1-2 years, this offerslocal governments an opportunity to gain quick access tomuch needed sustainable electricity to help fill the voidwhile long term plans are developed and implemented.These opportunities are extremely important for the localpopulation and government, but the third key stakeholder,and probably the most significant, is the oil field owner or oilproducer. They already have ownership of this associatedgas and are currently achieving there goal of producing andselling oil. The question is why should they spend additionalrevenue and take on additional risk to produce another95

BİLDİRİLERPROCEEDINGSproduct (electricity) that is outside of their normal field ofbusiness?There are a number of reasons why generating electricityfrom this associated gas could be beneficial for oil companies.Firstly, the electricity generated could be used to power theirown local plant, reducing the need for diesel generatorsthus reducing operational and fuel costs. Additionally, gasturbines have less moving parts than diesel generators sothere could be a bonus maintenance cost saving. In mostcases, the electricity generated will be significantly greaterthan their own demand, particularly in the winter, so it is likelythere will be excess electricity to supply the local grid.Secondly, developing a good working relationship with thelocal government/authorities can be beneficial on manylevels. Aiding the local government and communities withthe supply of cheap sustainable electricity could offer an oilcompany potential rewards of simplified permit applications,future joint ventures and long term framework agreements.The supply of electricity to the local communities will alsohelp improve the relationship between the oil field ownerand the local population reducing the chance of negativelocal reputation in the future. In the long run, this couldreduce security risks in countries where the oil field ownermay be unwelcome and working in a hostile environment.Finally, the main business reason that oil companies maywant to take this opportunity on board is that it can produceadditional revenue. Selling the excess power to localcommunities/government would be an additional revenuestream, further to the savings from using the low costelectricity on site.There may be a fourth key stakeholder involved, a thirdparty developer who has a track record in developingIndependent Power Plant’s (IPP’s). An IPP developer couldbe desirable as they would take on the majority of the costand associated risk resulting in a lower risk, lower profitproject for the oil field owner. The IPP developer wouldhave more experience in developing power plants and assuch, could be in a better position to take on this risk. Theprofitability of this opportunity will depend on many factors,but one key factor will be how the new project is set up.Types of ExecutionThe setup of this associated gas to power project will makea significant impact on the profitability of the opportunity andwill be determined by; which key stakeholders are involved,how the scope of responsibility is split and the suitabilityof connection to the existing grid infrastructure. The keystakeholders were discussed in a previous sub-section,below are some examples of how the scope of responsibilitymight be split, based on the key stakeholders.The owner of the oil field could chose to develop the powerplant themselves by preparing a specification, tendering theEngineering Procurement & Construction (EPC) contract,then on completion operating the plant under the oil fieldowners’ operating company. In this case, they would take onall the risk associated with the development, maintenanceand finance, but with significant opportunity to maximiseprofits.The oil field owner could choose to reduce their risk as thepower market is outside their area of expertise. They coulddo this by offering the project to an IPP developer who wouldprepare the specification, tender the EPC contract, then oncompletion operate the plant. In this case the oil field ownercould minimise their risk by only agreeing to supply untreated(raw) associated gas to the IPP at a fixed price. The IPPdeveloper would then have to develop the gas treatment plantas well as the power plant. Alternatively the oil field ownercould treat the gas to an acceptable level, and then sell thegas at a higher fixed price with a greater profit, albeit with aslightly higher risk. To minimise risk to the oil field owner andincrease the control of the local government, the governmentcould chose to take responsibility for the power plant. Theycould take all of the associated gas under the agreement thatthey will guarantee to supply secure, affordable electricity tothe oil field owner whilst supplying electricity to the local gridand the local population. In this case the government couldopen the contract to IPP developer’s to build and operate theplant, but maintain control of the distribution of electricity.This state owned option opens up a good opportunity tomaximise the conversion of flared associated gas in toelectricity. It may be difficult to argue a business casethat would convince an oil field owner to generate excesselectricity to supply to the grid in a market in which theyhave limited experience in, particularly in locations wherethe oil field owners may experience hostility from the localcommunities. Therefore the local government can help bytaking some of this burden, or at least making the processof building and connecting to the grid as simple as possible.Furthermore, the governments have the opportunity toliaise with all/many of the other regional oil field owners, todevelop a wider associated gas infrastructure where manyof the local oil fields could supply their associated gas forpower generation. With this type of large scale coordination,the optimum large scale power plants, distribution andtransmission systems could be developed to maximisethe supply of efficient and sustainable electricity to localindustry and communities alike.CONCLUSIONS• A considerable quantity of energy in the form ofassociated gas is being wasted in countries where thepower consumption per capita is far below that of thewestern world.• In generating electricity from associated gas there aretechnical issues to be aware of; NOx and SOx emissions,gas turbine fuel stability and power generation types.96

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• Burning low cost associated gas can generate affordablesustainable power.• The associated gas on many oil field sites is more thanenough to meet the on site power demand and supplypower to local communities.• Coordination between local governments and oil fieldowners from an early stage will ensure the most efficientand cost effective solution can be developed.• Working with all of the local oil field owners together willfurther enhance efficiencies.REFERENCES[1] Global Forum on Flaring Reduction and Gas Utilizationfor Development, London, 24 th -25 th October 2012 -www.flaringreductionforum.org[2] International Energy Agency - Energy Statisticsand Balances of Non-OECD Countries and EnergyStatistics of OECD Countries 2011[3] World Bank – Estimated Flared Volumes fromSatellite Data, 2007-2011 - http://go.worldbank.org/G2OAW2DKZ0none of those covered in this paper prevent this opportunityfrom becoming a reality.A simplistic financial case is used to demonstrate theprofitability of this opportunity for an oil field owner. Thefinancial case illustrates that the electricity generated byan associated gas powered gas turbine can be almost 6times less than electricity generated by a diesel generator.This low cost electricity can be used to generate additionalrevenue by selling to the local grid.The paper also discusses how an oil field owner canchoose to take on more or less risk by offering the contractto an Independent Power Plant developer. Or, if a widerlong term approach is chosen, the local government couldcombine associated gas from all the local oil fields anddevelop large scale power plants, built in stages to deliverefficiently and sustainably generated electricity to the oilfields and local communities. If this electricity is used toreplace diesel generators, then there will be a net reductionin CO 2emissions, and if it is used as new generation it willnot increase the net CO 2emissions.SUMMARYThis paper highlights the potential opportunity of usingpreviously flared associated gas to generate electricity andsupply it to local communities in areas where electricity isa scarce resource. The paper also demonstrates how theopportunity offers potential financial gains to oil field ownersalong with the chance to improve the companies’ reputationin areas where there may be considerable hostility towardsthem.To enhance the uptake of this opportunity, localgovernments would be required to encourage the oilproducer to recover the maximum associated gaspossible thus maximising electricity available for thelocal grid. There is more than enough gas to meet theelectricity demand of the oil field owners and to supplya significant amount of power to deprived local areas.Governments could subsidise the opportunities, aidthe permit application processes and control how theelectricity is distributed to fit in to the long term plans ofthe region or country.There are significant technical difficulties that any developerneeds to be aware of, some of which have been highlightedin this paper. The inherent increased content of heavyhydrocarbons in associated gas can make it difficult forgas turbine technology to meet stringent NO xemissions,additionally the high H 2S content may make it impossibleto meet SO xemissions without the necessary gas pretreatment.The plant will be required to meet the World Bankemissions limits in order to get funding from investors andbanks. Although there are technical issues to be aware of,97

BİLDİRİLERPROCEEDINGSCORE SAND RECLAMATION OF FAUCET PRODUCTION IN ARTEMA PLANTNeslihan TAMSU SELLIEczacibasi Building Products Co.VitrA Innovation CenterAyse TUNALIEczacibasi Building Products Co.VitrA Innovation CenterABSTRACTEczacıbaşı Building Products Group, which constitute oneof the main fields of activity of Eczacıbaşı that is one of theTurkey’s prominent industry communities with a turnoverof 2.1 billion dollars at the end of 2010. There is a hugeraw materials income to the campus every year and at theend of the production, high amount of various wastes occur.Under the current circumstances, 580 ton/year core sandwastes occur during faucet production in ArtemA Plant. Aimof the study is to removal of a high percentage of nobakedand baked binders from the core sand by the use of thermalplus pneumatic scrubbing. It has been shown that 550°Ctemperature and 20 minutes pneumatic scrubbing arecritical values for reclamation process of 1 ton core sands.1. INTRODUCTIONAll foundries produce castings by pouring molten metalinto molds. Sand casting involves making a pattern of thecomponent to be cast, and packing sand around the patternto produce a hollow mold. Molds are typically made in twohalves to facilitate removal of the pattern, and then themolds are assembled to form a “hollow” that matches thepattern’s shape. Cores, made of packed sand with specialbinders, may be inserted into a mold, prior to assembly, toform interior surfaces for complex shapes.The characteristics of the residuals vary from foundry tofoundry, and depend on the type of metal being poured,the type of casting process (sand casting, investmentcasting), and the technology employed, particularly thetype of furnace (induction, electric arc, cupola) and thetype of finishing process (grinding, blast cleaning, coating).Foundry sand is an industrial material generated by themetal-casting industry, which uses the sand to form aphysical mold used in the production of metal products[1].The foundry industry generates a number of byproducts,of which the largest volume is a “spent sand” that consistsof silica or olivine sand with residuals of phenolic resin,clay or no-bake binders[2]. Some of foundry sand can besuccessfully used in various applications such as asphaltconcrete, bricks and pavers, Portland cement and flowablefills and some of them can be reclaimed by using specialequipments.The aim of this work is to reclaim the foundry wastessuccessfully in the reclamation unit. Reclamation unitconsists of 3 main part in Artema Plant. Waste foundry sandis fed to input hopper, the sealed screw feeder feeds sandat a constant rate into the rotary part. In the rotary part,sand is uniformly heated to a temperature between 500°C-20 minutes. Exhaust gases are collected by the retartexhaust hood and discharged to a dust collector and finallyreclaimed sand is filtered by classifier. The properties of thesands was determined before entering and after enteringthe recycling process and compare the sand properties bymicrostructural and compositional properties.2. EXPERIMENTAL PROCEDUREThe foundry sand properties are investigated consideringreclamation process. The sample microstructures wereexamined before reclamation and after reclamation processby scanning electron microscopy (EVO-50, Carl-Zeiss,Germany) and chemical composition was examined byEDX technique during SEM.3. RESULTS AND DISCUSSIONPrior to regeneration of core sand, grain size varies between200-350 micron and they are almost round (Figure 1). Theirchemical composition mainly consists of silica particles(Figure 2).Reclamation unit technical facility includes various pilot testequipment for developing new products and processes.The micrographs of the sand after reclamation processin the below. This bench scale furnace can be used todetermine the reaction rate and required retention time forprocessing waste foundry sand. After reclamation, recycledsand particle size distribution changes between 30-350micron and they are not round due to the collisions of theparticles during reclamation process (Figure 3). After thereclamation, chemical composition of the core sand hassilica and carbon due to the ashes after reclamation process(Figure 4). 20 minutes period and 550°C temperature isefficient for recycled the core sands during reclamation.98

200180160140120100806040200Pulses/eVCOSi0 2 4 6 8 10 12 14 16 18keVBİLDİRİLERPROCEEDINGS4. CONCLUSIONFigure 1. The micrographs of the sand before reclamation.Under the current circumstances, 580 ton/year core sandwastes occur during faucet production in ArtemA Plant.This study shows that to removal of a high percentageof nobaked and baked binders from the core sand bythe use of thermal plus pneumatic scrubbing. It has beenshown that 550°C temperature and 20 minutes pneumaticscrubbing are critical values for reclamation process of 1ton core sands.REFERENCES[1] Abeele, W. V., 1986. The Influence of Bentonite onthe Permeability of Sandy Silts, Nuclear and ChemicalWaste Management, 6, 81-88.[2] Dıspınar, D., 2005. Döküm Teknolojileri, İstanbulÜniversitesi, İstanbul.[3] Head, K.H., 1982. Manual of Soil LaboratoryTesting Volume 2: Permeability, Shear Strength andCompressibility Tests, Pentech Pres, London.[4] Sarıdikmen, H., Öndey, M. ve Kuskonmaz, N., 2002.Dolu Kalıba Döküm Teknolojisi, Metalurji, 127, 20-27.Figure 2. The chemical composition of thesand before reclamation by EDX/SEM.Figure 3. The micrographs of the sand after reclamation.Figure 4. The chemical composition of thesand after reclamation by EDX/SEM.99

BİLDİRİLERPROCEEDINGSULUSLARARASI BÜYÜK GAZ PROJELERİNİN GELİŞTİRİLMESİNDEDİKKAT EDİLMESİ GEREKEN RİSKLEROğuzhan AKYENERTPAOÖZETVerimlilik politikalarına rağmen dünya enerji talebi her geçengün büyük bir oranla artmakta ve yapılan projeksiyonlardatalebin karşılanması için enerji kaynakları içerisinden enönemli kaynağın doğal gaz olacağı tahminleri yapılmaktadır.Bu tahminlerin yanı sıra doğal gaz piyasasının özellikle1980’lerden günümüze kadar uluslararası düzeydekiyükselişi bu tahminlerin doğruluğunu göstermekte ve doğalgaz kaynaklarının ülkeler ve büyük şirketler nezdinde nedenbu kadar önemli olduğunu açıklamaktadır. Doğal gaz buderece artan öneme sahip iken, büyük uluslararası doğalgaz projeleri de doğal olarak ilgili şirketler ve ülkeler için çokönemli olacaktır.Doğal gaz her ne kadar oluşum, üretim teknolojileri vekullanım alanları açısından son yüzyılın en popüler veönemli kaynağı petrole benzese de, doğal gaz projeleripetrol projelerinden farklı olarak genellikle daha riskli, dahaaz ekonomik ve üzerinde daha dikkatli analizler yapılmasıgereken projelerdir. Bu durumun en önemli nedeni şüphesizüretilen doğal gazın depolanma, iletim ve pazarlamasüreçlerindeki zorluklardır.Bu sebeple doğal gaz projeleri ile ilgili kararlar alınırken, çokkriterli analizler yapılmalı, proje sürecinde karşılaşılabilecekriskler önceden belirlenmeli ve bu risklerin aşılmasınayönelik yol planları hazırlanmalıdır.Her doğal gaz projesi için farklı sorunlar ve farklı çözümplanları olsa da; uluslararası büyük doğal gaz projelerininhepsinde karşılaşılabilecek riskler hemen hemen aynıdır.Bu sebeple, kaynağa sahip olan ülkedeki finansal ve hukukianlaşma sürecinden, kaynak belirlenmesi sürecine, sahaüretim ve geliştirme safhalarından, yapılacak tesislere,bu tesislerden gazın pazara sunulmasına yani; iletim,anlaşma ve pazarlama süreçlerine kadar tüm alanlardakikarşılaşılabilecek genel risklerin daha ilk adımdan gözönüne alınması gerekmektedir.Bu çalışmada, örnek olarak oluşturulmuş, üretim yeri vepazar yerleri farklı ülkelerde olan, uluslararası ortaklı büyükbir gaz projesi için, geliştirme ve son yatırım kararı öncesindedikkate alınması gereken önemli risklere değinilecektir.1. GİRİŞÜretim ve pazarlama süreçleri düşünüldüğünde, yerinialacağı petrole nazaran genel olarak daha az ekonomikve daha riskli olsa da; en önemli enerji kaynaklarındanolan doğal gazın gelecek yüzyılda önem sıralamasındabirinci sıraya çıkacağı öngörülmektedir. Bu öngörü; arztalepdengeleri, bu dengeler neticesinde kurulan iletim vedağıtım altyapıları ve geliştirilen ve geliştirilmesi planlananbüyük projeler ışığında yapılmıştır.Her ne kadar petrol üretim ve satış projelerine benzese de,doğal gaz projeleri daha karmaşık, çok yönlü ve daha detaylıçalışma gerektiren projelerdir. Bu durumun birçok nedenivardır. Bu nedenler de aslında büyük doğal gaz projelerininçoğunda karşılaşılabilecek ortak riskler incelendiğinde dahanet anlaşılabilecektir.Bölgesel üretim yaparak, üretim sahasına yakın pazarlaraaz miktarda gaz tedariki yapan, çok da karmaşıkplanlamalar gerektirmeyen küçük projelere nazaran,uluslararası ortaklı, uluslararası anlaşmalar ile güvencealtına alınmış ve uluslararası pazarlara satışı hedefleyenbüyük doğal gaz projeleri için çok kriterli analiz sistemleridaha projenin en başından (karar aşamasından önce)geliştirilmeli, esnek uygulama planları kurgulanmalı veyürütülmelidir. Ki, başarı ancak bu şekilde elde edilebilir.Böylesi dikkat gerektiren planlama süreci boyunca genelolarak bütün büyük uluslararası doğal gaz projelerindekarşılaşılabilecek risklerin önceden belirlenmiş olmasıve bu belirlemelere göre önlemler planlanması da çokönemlidir.Keşif süreci tamamlanmış, son yatırım kararı henüzalınmamış, üretim paylaşım anlaşması ile uluslararasıortakların hazır bulunduğu ve üretilmesi planlanan gazınyine uluslararası marketlere satılması planlanan örnek birdoğal gaz projesi Şekil1’de görüldüğü üzere, kurgulanmasıgerekirse (Not: Bu kurgu ileriki bölümlerde pratiğe uygunolarak daha da geliştirilecektir.);• Üzerine kurguda bulunduğumuz kırmızı renkli, X isimlidoğal gaz sahası, A ülkesinin kıta sahanlığı içerisindedenizde yer almaktadır.100

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• B ülkesi ile A ülkesi arasında kıta sahanlığı ile ilgilianlaşmazlıklar henüz çözülmemiştir. Bu sebeple, Xsahası için A ülkesi ile ilgili uluslararası şirketler arasındaimzalanan üretim paylaşım anlaşması mevcut olsa da; Bülkesi X sahasının (ayrıca ihtiva ettiği doğal gaz içerenjeolojik yapının) bir bölümünün kendi kara sularında yeraldığını iddia etmekte ve A ülkesinin X sahası ile ilgilianlaşmalarını tanımamaktadır.• X sahasından, kurulacak platformlar ile üretilecek doğalgaz, su altı boru hatları ile A ülkesindeki T terminalindeişlenerek kurulacak kompresör istasyonları ile sırası ileA-D-E ülkelerinden geçerek F ülkesindeki pazarlara kadarulaştırılacaktır. (D ve E ülkeleri de ayrıca hem transit ülkehem de müşteri ülke konumundadır.)• B ülkesinde de mevcut Y gaz sahası ve H ülkesinde deZ isimli gaz sahası mevcuttur. Bu ülkeler de, üretmeyiplanladıkları gazlarını henüz karar vermediklerifarklı rotalardan F ülkesindeki pazarlara ulaştırmakistemektedirler. (Bu bağlamda ilk rota A ülkesi ile anlaşıp,denizden onların T terminaline boru hattı döşeyerek,sonrasında da onların inşa edecekleri boru hattı üzerindenF ülkesine pazarlamaktır. İkinci rota ise yapılacak boruhattı ile C ve G ülkeleri üzerinden F ülkesine ulaşmaktır.)planların hazırlanması ve hayata geçirilmesi kapsamındasürekli göz önünde bulundurması gereken ve projeninekonomisini etkileyen önemli riskleri ve darboğazlarıkategorize ederek sınıflandırmış, tanımlamıştır. Ayrıca Xdoğal gaz projesi uluslararası pazarlara ürün sağlamayıhedeflediği için tanımlanan risk ve darboğazların ilgili olduğuya da etkilendiği diğer ülkelerin de ilişkileri incelenmiştir.Bu çalışmalar kapsamında X şirketi tarafından, önemli risklerbelirlenerek, 7 farklı türde kategorize edilmiş ve risklerin ilgiliolduğu ülkeler ile birlikte aşağıdaki tabloda gösterilmiştir.Tablo 1. X Sahası Yatırım Kararını Etkileyecek ÖnemliRisklerŞekil 1. Örnek doğal gaz projesi-ilgili ülkeler ve iletim hatları.Yukarıda bazı özellikleri ile ön çerçevesi çizilen X doğalgaz sahasının geliştirilip, pazara sunulmasına kadar sonyatırım kararı alınmadan önce sırası ile siyasi-politik,rezervuar-teknik-tesisler, ekonomik-ticari, lojistik, teknolojik,yönetimsel alanlardaki olası risklerinin ve darboğazlarınınincelenmesi ve bu çerçevede A ülkesi ile yapılan anlaşmamodelinin tekrar gözden geçirilmesi gerekmektedir.2. X SAHASI GELİŞTİRME SÜRECİ KARARAŞAMASINDA DİKKAT EDİLMESİ GEREKENGENEL RİSKLER TABLOSUGiriş bölümünde genel özellikleri anlatılan ve bazı lokasyonbilgileri sunulan X doğal gaz sahasının uluslararası ortaklarıtarafından geliştirilerek, üretime alınması planlanmaktadır.Bu plan çerçevesinde A ülkesi ile X sahasının ortaklarıarasında imzalanmış olan üretim paylaşım anlaşmasıgereği, A ülkesinin resmi petrol şirketinin de ortak olduğu,saha operatörlüğünü yapacak olan, yine sahanın tümuluslararası ortaklıklarının da payları nezdinde katılımsağladığı bir X şirketi kurulmuştur.X şirketi, yatırım kararı almadan önce çok kriterli analizteknikleri ile X doğal gaz sahasının geliştirilerek işletilmesive üretim sağlanabilmesi için planlar hazırlamaktadır. Bu3. X SAHASI GELİŞTİRME SÜRECİ KARARAŞAMASINDA DİKKAT EDİLMESİ GEREKENGENEL RİSKLERİN KISA AÇIKLAMASIÜlke İçi Siyasi İstikrarsızlık: Ülke içerisindeki siyasiistikrarsızlık, muhakkak ki diğer tüm sektörlerdeki yatırımlarıetkileyeceği gibi, petrol ve doğal gaz sektörlerindekiyatırımları da etkiler. Özellikle petrol ve gaz projelerininarama döneminden sonra 20-30 yıl gibi uzun süreli bir üretimdönemi (yani yatırımların geri alınma ve kar etme dönemi)olduğu düşünülürse; bir ülkede zengin enerji kaynakları olsadahi, o ülkede siyasi istikrarın 5 yıl sonraki akıbetinden şüpheediliyorsa, oraya yatırım yapma kararı almak çok riskli olur.Bu sebeple ülke içi siyasi istikrarsızlık, özellikle üretiminmarket talebine bağlı olduğu, bu sebeple çok inceplanlamalar yapılması gereken gaz projeleri için çokbüyük siyasi ve ekonomik risk anlamına gelmektedir.Çünkü örnek vermek gerekir ise; bugünkü anlaşmanız, birsonraki hükümet tarafından fes edilebilir, uluslararası yargıorganları dahi, konuya çözüm getiremeyebilir. Bu sebeple,ülke içi siyasi istikrarsızlık yatırım kararını etkileyen enönemli faktörlerden biridir.Ayrıca, üretim yapılacak ülke gibi, üretilecek gazı satın alacakve taşınmasında transit ülke konumunda olacak ülke-101

BİLDİRİLERPROCEEDINGSlerdeki siyasi istikrar da projenin devamlılığı için çok önemlidir.Bu sebeple A, D, E ve F ülkelerinin siyasi istikrarları Xprojesinin yatırım kararı için çok önemlidir.Ülke İçi Ekonomik Çöküntü: Ülkenin ekonomik açıdançöküntü içerisinde oluşu, birçok farklı alandaki yatırımimkânları için olacağı gibi gaz projeleri ile ilgili yatırımlariçin de risk teşkil eder. Çünkü ekonomik çöküntü içerisindeolan bir ülkenin toplumsal, ekonomik ve mali yapıları veiştirakları da tehdit altındadır. Ekonomik krizler neticesindebir gaz projesi yatırımcısı; üretim paylaşım anlaşmasıdâhilinde garanti altına alınmış olsa dahi uygulanacak vergipolitikalarında değişiklikler ile veya asayişin sağlanamadığı,hırsızlığın ve rüşvetin iyice arttığı bir toplum ile karşı karşıyakalabilir. Bunlar da projenin işleyişini zora sokacak ve kararıetkileyecek faktörlerdir.Ekonomik çöküntü üretim yapılan ülke gibi satış yapılanülkeler ile ilgili kararları da etkileyecek bir faktördür. Busebeple A, D, E ve F ülkelerinin ekonomik durumları Xprojesinin yatırım kararı için çok önemlidir.Terör - Güvenlik Problemleri: Bir ülkede terör, bozgunculukgibi güvenlik problemleri var ise o ülkede yatırım yapmaktanziyade yaşamak dahi riskli olacaktır. Proje ekonomisiaçısından kötü olan yüksek meblağlara mal olacak; ciddigüvenlik önlemleri ve yüksek personel giderleri sayesindeuygulamaya yönelik çözümler alınabilse de bu çözümlerinpratikte uygulanmasında da sorunlarla karşılaşılabilecektir.Bu sebeple terör ve güvenlik problemleri hem üretimyapılacak ülke hem de transit ve alıcı durumdaki ülkelerticari açıdan riskli olarak kabul edilecek ve yatırım kararlarıbunlardan etkilenecektir.Bu sebeple A, D, E ve F ülkelerinin güvenlik altyapıları Xprojesinin yatırım kararı için çok önemlidir.Uluslararası Ambargolar: Uluslararası ambargolar sebebiile de bir ülkede yatırım yapmak riskli olabilir. Çünküambargo uygulayan birimlerin ambargolarının delinmesidurumunda uygulayabilecekleri yaptırımların vereceğizararlar bir kenara, ambargoların yatırım ya da iş yapılmasıdüşünülen ülkeler için para ve kıymetli eşya transferini dahiengelleyebiliyor oluşu projenin geleceğini riske atacaktır.Unutulmamalıdır ki, üretici ve alıcı ülkeler ambargokapsamında olmasa da, ortak şirketlerden birinin ambargokapsamına alınması ve para transferleri ile ilgili sıkıntılaryaşaması yine projeyi olumsuz etkileyecektir.Ayrıca, ambargo kapsamındaki ülkelerde yatırım yapmaklojistik ve bazı teknolojik riskler de doğuracak ve planlı birmalzeme ve teknoloji tedariki gerektiren önemli deniz gazprojeleri için bu durum kabul edilemez olabilecektir.Bu sebeple A, D, E ve F ülkelerinin herhangi bir uluslararasıambargo altında olmaması ve ayrıca mevcut ortakların daambargo riski taşımamaları X projesinin yatırım kararı içinçok önemlidir.Yerinde Gaz Miktarı ile İlgili Belirsizlikler: Siyasi veekonomik risklerin yanı sıra, üretilmesi planlanan doğalgazın yerin altındaki miktarını en az yanılma payları ilebilmek, tüm ekonomik modellerin, yatırım ve geliştirmeplanlarının yapılabilmesi için en önemli adımdır. Çünkübütün proje yerin altındaki kaynağa güvenilerek planlanır veuygulanır fakat yerinde gaz miktarının tam tespit edilmesimümkün değildir. Verilebilecek bütün rakamlar o ankibilgilere, oluşturulacak yer altındaki rezervuarın statik modelyorumunun neticesine bağlıdır. Jeolojik-jeofizik faaliyetler,yeni sondajlar, yeni testler, kayıt altında tutulan üretimrakamları ve bunlar ışığında sürekli güncellenecek modelile yerinde petrol miktarı sürekli güncellenerek doğruya enyakın halı alacaktır.Bu sebeple gazın birikim yapıp toplandığı rezervuarın parametrelerindeki;bu parametrelerdeki tutarlılık oranlarındakive rezervuar içerisindeki dağılımlarının homojenitesindekibilinmeyenlerin ve risklerin en aza indirilmesi ve yatırım kararınıno riskler göz önünde bulundurularak alınması önemlidir.Rezervuar Parametrelerindeki Belirsizlikler: Yerinde gazmiktarının belirlenmesinde de bahsedildiği üzere, rezervuarparametrelerindeki belirsizlikler, yerinde gaz miktarınınyanlış hesaplanma ihtimalini artıracağı gibi, yapılacak sondaj,kuyu tamamlama planları, tesisler vb. planlamalarda dayanlışlar yapma ihtimalini artıracaktır. Bu sebeple rezervuarparametrelerindeki belirsizliklerin de saha ömrü boyuncadikkatle takip edilmesi gereken bir risk olarak değerlendirilmesiönemlidir.Ayrıca, gaz ihtiva eden yapının belli bir bölümünde bu riskinçok daha az oluşu ve diğer bölümünde çok fazla oluşu gibisebepler mevcut ise, başlangıçta projenin safhalara ayrılıp,ilk safhasında sahanın riski az olan ve daha bilinen kısmınayatırım yaparak, üretime almak ve tüm iletim ve pazarlamaplanlarını bu çerçevede yapmak makul olabilecektir. İlksafha kar eder duruma geldikten sonra ikinci safha ile ilgiliyatırımlara zaten başlanabilecektir.Bu sebeple X sahası için de, geliştirme planları 3 safhayabölünerek, 30 yıllık üretim periyodu dönemince 5’er yıl araile hayata geçecek şekilde parça parça uygulanacaktır.Sondaj Yapacak Kule Yetersizliği: Yukarıda bahsedilentüm risklerin en aza indirilmesi durumunda dahi (yani kaynak,imkânlar, istikrar ve fon sağlansa dahi) yer altındaki gazınrezervuardan üretilmesi için sondajlar yapacak kuyularıaçacak deniz sondaj platformu mevcut değilse, sayıcayetersizse (ki plana göre aynı anda 2 sondaj yapmanızgerekebilir ama boşta tek platform vardır) ya da istenilentarihlerde kiralanıp, kullanılamıyorsa; bu projenin işleyişiiçin risk olarak kabul edilecektir.102

BİLDİRİLERPROCEEDINGSBu sebeple X sahası için mevcut deniz sondaj platformukontratları uzatılacak ve B ülkesi kara sularında faaliyetgösteren deniz sondaj firmalarının yeterlilikleri incelenip,onlarla kontrat imzalama yoluna gidilecektir.Sondaj Zorluğu ve Problemleri: Deniz petrol ve gazsahalarında sondaj en yüksek yatırım maliyetlerindenbir tanesidir. Ayrıca sondaj platformu yüksek bedeller ilegünlük kiralandığından ve üretim planlaması kapsamındaher kuyuya ihtiyaç duyulduğundan, sondajların zamanında(en kısa zamanda), problemsiz tamamlanması ve kuyununüretime alınması çok önemlidir.Genellikle deniz sahalarında hem sondaj, hem kuyutamamlama hem de üretim (hatta enjeksiyon) işleriniaynı anda yürütebilecek kapasitede kurulan sabitplatformlar vasıtası ile daha çok yönlü (yataya yakınolacak açıda) sondaja yönelim, yüksek basınçlı zonlar,formasyon özellikleri, çatlaklar ve tam sıkışma sağlamamışformasyonların etkileri gibi durumlar sondajı zorlaştırarakriski arttırmaktadır.Bu sebeple X sahası içinde tek bir sabit üretim platformunabağlı su altından üretim yapan, mobil deniz sondajplatformları ile kazılmış yönlü kuyulara nazaran daha fazlasayıda olacak olan dik kuyular formasyon/basınç özelliklerisondaj planı nezdinde dikkate alınarak kazılacak ve sondajriskleri en aza indirilecektir.Kuyu Tamamlama ve Üretim Kuyuları ile İlgili Problemler:Üretimin devamlılığı ve verimliliği için uygulanacak kuyutamamlama yöntemleri çok önemlidir. Çünkü X sahasındavarsayıldığı gibi üretim kuyularında, gaz üretimi esnasındakuyudan ciddi miktarda kum gelişi, gaz ile birlikte H 2S gelişiya da kuyu kapalı iken dahi görülebilecek ara yüksek basınçzonlarından anulüse kaçaklar söz konusu olabilir. Bu gibidurumlar üretim yapan kuyunun verimsiz çalışmasına ya dabelli süreler ile kapalı tutulup bakıma alınmasına neden olabilir.Bu sebeple üretim kuyularının verimliliğini hesaplarkenkuyu tamamlama imkânlarının da gözden geçirilip, planlamayaetkileyici tüm faktörlerin eklenmesi önemlidir.Deniz Tabanı ile ilgili Riskler: Deniz tabanlarındagüçlü akıntılar, bu akıntılar sebebi ile zeminin şekil veyükseltilerinde (kum tepecikleri gibi) farklılıklar görülecektir.Ayrıca zeminde basınç nedeni ile çözülmüş halde bulunanhidrat halindeki gaz molekülleri de mevcut olabilecektir.Bunlar gibi daha farklı faktörlerin de, deniz tabanındasondaj, su altı ekipmanları, platform ayakları ve boru hattıgibi ekipman ve işlemleri etkileyebilme ihtimallerinin dikkatealınması gerekmektedir.Yüzey Tesisleri ve Su Altı Üretim Sistemleri ile ilgiliKısıtlamalar: Üretilecek gazın içeriği, miktarı, gaz ilebirlikte gelecek diğer akışkanlar, iklimsel şartlar, A ülkesiiçindeki ya da A ülkesine dışarıdan sağlanabilecek mevcutteknolojik (özellikle su altı için) ve lojistik imkânlar, denizdekurulabilecek platformların özellikleri ve taşıma kapasitelerive en önemlisi yatırım maliyetlerinin proje ekonomisineetkisi; X sahasında üretimi sağlayacak yüzey tesisleri vesu altı tesislerinin kapasitelerinin belirlenmesi ve dizaynedilmesi için dikkat edilmesi gereken ana unsurlardır. Buunsurlar göz önünde bulundurularak inşa edilecek tesislerbelli kapasitelerde ve belli kısıtlamalar ile çalışacaktır. Busebeple projenin farklı saflarda geliştirilmesi ve değiştirilmesiplanları yapılırken bu tasarım kriterlerine dikkat edilmesigereklidir.Üretim Profilleri/Yatırım Planları ile İlgili Belirsizlikler:Rezervuardaki, kuyulardaki, sondajlardaki, kurulabilecektesislerdeki ve X sahasının geliştirilmesini etkileyecek diğerfaktörlerdeki bilinmeyenler anlaşma gereği boyunca eldeedilen süre içerisinde yapılabilecek üretim miktarlarını vebuna bağlı olarak saha ömrü sonuna kadar üretilebilecek gazmiktarını, aynı şekilde yatırım planlarını da etkileyecektir.Bu üretim ve yatırım planlarındaki belirsizlik de direk olarakproje ekonomisini etkileyen bir risk faktörü olacağından çokdikkatli incelenmesi gerekmektedir.Çevre ve İş Güvenliği ile İlgili Riskler: Çalışmaortamlarında karşılaşılabilecek, biyolojik, fiziki, iklimsel vb.her türlü riskinde çevre ve iş güvenliği konsepti açısındandeğerlendirilmesi gerekmektedir.İklimsel Riskler: Beklenmeyen ya da zor hava koşullarıtüm operasyonları, operasyon sürelerini, tesislerdekullanılacak malzemelerin fiyat ve kalitesini etkileyeceği gibihedeflenen marketin de talebini etkileyebilecektir (özellikle,üretilecek gazın bir kısmı spot piyasada satılıyorsa).Ayrıca, beklenmedik hava koşullar sebebi ile üretimeara verilmesi durumu dahi yaşanabilecektir. Bu da projeekonomisi yapılırken dikkat edilmesi gereken diğer önemlibir husustur.Finansal Kaynaklar ile İlgili Belirsizlikler: Projeyi finanseedecek ortaklardan bazılarının finansal kaynak teminindeproblemler yaşamaları (kredileri vb.) projeyi de riskeedebilecektir.İletim Hatları ile İlgili Belirsizlikler: Doğal gaz (LNG’yedönüştürülmesi ya da yer altı depolama tesisleri dışında)depolanamadığı için market talebi nezdinde üretimyapılır. Yapılan üretim ise marketlere inşa edilecek boruhatları ile ulaştırılır. Boru hatlarının dizaynı, uzun vadeliarttırılabilme imkânı da olacak şekilde kapasitesinin belirlenmesi(boru hattı kapasitesi A ülkesi için uzun vadedestratejik öneme sahip olacağından bu konuda daanlaşmazlıklar çıkabilir, A ülkesi ekonomik olmayacaktaleplerde diretebilir.) tarifelerin düşürülebilmesi için gazlarınıtaşıyacak başka üreticiler de temin edilmesi, transitülkeler ile uluslararası anlaşmaların yapılması gibi konular;dikkatli, uzun ve planlı çalışmalar gerektirmektedir.Unutulmamalıdır ki; boru hattında yaşanacak bir problemya da gecikme nedeni ile gaz üretimi durur. Bu nedenle X103

BİLDİRİLERPROCEEDINGSsahasının gazını taşıyacağı boru hattı da proje için hayatiöneme sahiptir.Marketler ile İlgili Belirsizlikler: X sahasında varsayıldığı gibiüretilen gaz A,D,E ve F ülkelerine uzun dönemli anlaşmalar ileaynı zamanda F ülkesindeki spot piyasadaki bazı müşterilerekısa vadeli anlaşmalar ile satılacaktır. Uzun vadeli satışlaranlaşma gereği talep düşse de anlaşılan miktarın parasıalınacağından bir kayıp olmayacaktır. Fakat kısa vadelisatışlar tamamen talebe göre değişmektedir. Bunun yanı sırauzun vadeli satışlar ile ilgili de en uygun, en kar edilebilecek,en güvenilir müşteriyi bulmak ve yorucu anlaşma süreçlerinitamamlayabilmek kolay olmayacaktır. Bu sebeple gazarzı sağlanacak marketler ile ilgili belirsizliklerin planlamaesnasında çok dikkatli gözden geçirilmesi gerekmektedir.Gaz Satış Mekanizmasındaki Anlaşmazlıklar: X sahasındaüretilecek olan gazın satışı, yüksek meblağda üretimolacağından, enerji arz ve talep güvenliği konuları çerçevesindedeğerlendirileceğinden, ticari olduğu kadar siyasi vestratejik boyutları olan bir konudur. Bu sebeple X sahasındanüretilecek gazın satış haklarını A ülkesi tamamen kendisineisteyebilir. X şirketi ortakları ise kontrolü kaybetmekistemediklerinden bunu kabul etmeyebilir ve anlaşmazlıklaryaşanabilir. Bu sebeple bu konunun da planlama esnasındadikkate alınması gerekmektedir.Enflasyon: Projenin bütün ekonomik modelinde, uzunve kısa vadeli bütün tedarik ve alımlarında önemli etkisiolan enflasyon oranının da yapılan planlamalarda göz ardıedilmemesi gerekir.Spot Piyasa’nın ve Petrol Fiyatlarının Etkisi: Spotpiyasada değişken fiyatlı ve kısa dönemli satılan doğalgaz fiyatları ve sürekli değişim halindeki petrol fiyatlarıkısa vadeli satışları direk olarak, uzun vadeli satışları iseanlaşmasına göre dolaylı olarak etkileyebilmektedir. F ülkesigibi spot doğal gaz piyasasının çok aktif olduğu bir hedefpiyasa ve petrol fiyatına endeksli yapılan uzun dönemli gazsatış anlaşmaları düşünüldüğünde bu konuların dikkatleincelenmesi gereklidir.Deniz Araçları ile İlgili Kısıtlamalar: Projenin işleyişi vegeliştirilmesi için en verimli planlar yapılabilir fakat proje birdeniz projesi olacağından, personelin güvenli taşınması için,su altı sistemlerinin kurulması için, boru hattı döşenmesi için,kontroller için, sismik faaliyetler için, malzeme ve ekipmantaşınması için yeterli sayıda deniz aracı bulunamıyorise projenin işleyişi ile ilgili planların tekrar düşünülmesigereklidir. Bu da proje gidişatı için önemli bir risktir.İnsan Kaynakları ve Servis Şirketleri ile İlgili Kısıtlamalar:Bir deniz üretim projesi olan ve bu sebeple yüksek teknikdonanım gerektiren X projesinin yürütülebilmesi için hemdeneyimli, konusunda uzman insan kaynaklarına hemde bazı servis işlerinin yaptırılacağı kontraktör firmalaraihtiyaç vardır. Özellikle A ülkesinde gerekli niteliklerdeinsan kaynaklarının olmayışı, dışarıdan uzman getirmeve çalışma vizesi alma konularında problem oluşu ve aynızamanda kontrat yönetimi konusunda nitelikleri tutmayanyerli firmalar ile çalışmaya zorlanmak gibi sebeplerprojenin isleyişini riske sokacaktır. Ayrıca ihtiyaç duyulanservis şirketlerinin de A ülkesinde çalışmak istememesigibi riskler de ortaya çıkabilir. Bu konuların da dikkatlicedeğerlendirilmesi önemlidir.Gümrük Problemleri: Lojistik riskler kapsamında değerlendirilebilecekolan, X projesi için hayati öneme sahipyüksek teknolojili ekipmanların ülke gümrük sistemindenhızlı bir şekilde sorunsuz geçmesi projenin devamı için çokönemlidir. Sürekli aksaklıklar yaşanması da planları aksatacaktır.Ülkedeki Mevzuatsal Eksiklikler: Özellikle A ülkesindekibir işletmenin işleyişi ile ilgili mevzuatsal eksiklikler Xsahasını işleten X şirketinin koordinasyonunu ve planlarınınuygulanmasını çok zorlaştırabilecektir. Mevzuatlarındüzgün oturtulmadığı ve uygulanmadığı ülkelerde genellikleişler şahıslar üzerinden ve rüşvet gibi gayrı meşru usullerile yürür. Uluslararası şirketlerinde bu tarz sistemlere ayakuydurması zor olabilir.Yine bu sebeple X projesi A ülkesi için hayati öneme sahipolsa da, X projesini yürüten X şirketinin işleyişine A devletininfarklı birçok makamı ve birimi (Çevre-Gümrük-Göçmenlerİdaresi) müdahale edebilir ve işleri zorlaştırabilir.Proje Ortakları Arasındaki Anlaşmazlıklar: Tüm bufaktörlerin yanı sıra, kontratlar ve proje yönetimi ile ilgili herkararın ortaklar ile birlikte alınacağı düşünülürse; ortaklararasındaki ciddi anlaşmazlıkların (özellikle devlet şirketi deolabilecek bazı ortakların ticaretten çok siyasi hedefleri devar ise) karar alınması ve işlerin zamanında yürütülmesiiçin risk teşkil edeceği unutulmamalıdır.Diğer Ülkelerin Bazı Stratejik Hedefleri: X projesininplanlaması sürecinde; B ülkesinin de X sahasından haktalep edişinin, yine B ülkesinin kendi ürettiği gazı A ülkesialtyapısını kullanarak F ülkesine iletmek istiyor oluşunun,H-C ve G ülkelerinin de B ülkesinin gazının F ülkesinegiderken kendi üzerlerinden geçmesini istiyor oluşunun, buenerji transit güzergâhları ile ilgili haritada yer almayan diğerbüyük devletlerinin de farklı çıkarları ve görüşleri olduğununda göz önüne alınması gerekmektedir.4. SONUÇSonuç olarak enerji arz-güvenliği açısından stratejiköneme sahip olan büyük doğal gaz projelerinin başarıyaulaşabilmek için farklı disiplinlerden oluşan ekiplerce çokdikkatli analiz edilmesi, sosyal, siyasi, ekonomik, teknik,lojistik, çevresel, yönetimsel, birçok riskin profesyonelcedeğerlendirilerek büyük bir ustalıkla çözüme kavuşturulupuygulanabilmesi gerekir.104

BİLDİRİLERPROCEEDINGSSUMMARYNatural gas is predicted to be the most important energysource in the next century. As a result if this situation, naturalgas supply and demand security is accepted as a strategictarget for all important players in the energy market. Fromthis view, lots of investments have been done and areplanned to be done in huge gas production projects.Hence international huge gas projects are morecomplicated, more risky and less economic than the knownhuge oil projects, all the risks and debottleneckings of thegas projects have to be studied very carefully before thetaking the final investment decisions.In this paper, main risks and debottleneckings can be facedduring the development phase of an assumed offshoregas field model (X Gas Field, with given some importantproperties) in an assumed country (with name A) and ageography, shortly categorised and described. By thesedescriptions, the importance of multidiciplinary planningduring taking final investment decision before developmentof a huge international gas field is tired to be explained.105

BİLDİRİLERPROCEEDINGSLONG TERM ELECTRICITY PRICE PREDICTIONS FORTURKEY BETWEEN 2013 AND 2030Ahmet Cihat TOKERAPLUS EnerjiOzan KORKMAZEnerji MerkeziErdem SEZERAPLUS EnerjiOğuz Ali EKINCIAPLUS EnerjiABSTRACTThis study aims to present electricity price forecasts forTurkish Electricity Market for the period between 2013and 2030 using MarketSim Fundamental Market ModelingSoftware developed by APLUS Enerji. MarketSim modelis introduced and methodology of the model is described.Finally 28 year forecasts are presented for the period 2013-2030.study, which is shown in Figure 1, has a complex and adetailed structure. It includes various factors listed below:• GDP Increase• Energy Efficiency Investments• Penetration of Electricity Vehicles• Hydrological Cycles and Seasonality• MeteorologyForecast Inputs &Scenarios1. INTRODUCTIONThis study aims to present electricity price forecasts forTurkish Electricity Market for the period between 2013and 2030 using MarketSim Fundamental Market ModelingSoftware developed by APLUS Enerji.Hourly ElectricityDemand ForecastHourly RenewableProducon ForecastDecision For NewBuildThe unpredictable nature of the energy markets necessitatesanalyzing different possible scenarios from the perspectiveof an investor. Long term price forecasts do not only providean outlook for the electricity market participants but alsohelp investors, market players and new entrants to see likelyopportunities in the market. Forecast and scenario studiesalso provide an overview on how to delegate and minimizethe risk associated with the investments and therefore, helpinvestors to take strategic decisions.BO, BOT, TORContracts and EUASNG PlantsReservoir HydroAllocaonFailure &MaintenanceDeraonCalculaonsIt should be kept on mind that forecasting electricityprices is based on scientific approaches and cannot givecertain results. This not only stems from the nature offorecasting studies since they are based on pre-determinedassumptions, scenarios and methodologies used but alsofrom the quality of the data and transparency of both publicand private market participants. It is a fact that there is noother option to predict the future with complete precisions.However, to accomplish reliable and consistent forecastresults lies on following the progress of new power plantinvestment projects, establishing good assumptions,incorporating different types of risks in different scenariosfor each variable and finally updating the forecasting modelfrequently.Fuel PricesRehabilitaon AerPrivasaon ofGeneraon AssetsEmission CostsDegradaonCalculaonsMerit OrderThermal PowerPlantsSystem MarginalPriceSystem MarginalCostFixed CostAllocaonThe methodology of the long term electricity price forecastingFigure 1. Methodology used in the study.106

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• Availability of Power Plants• Privatizations and Rehabilitation Investments afterPrivatizations• Investments for New Build Plants• Natural Gas and Coal Prices• Regulations• Carbon Market DevelopmentsAssumptions and scenarios are the inevitable part forforecasting studies. Therefore assumptions and scenariosare made in order to stabilize the volatile nature of electricitymarket and also bring different price options for investors.The dimensions along which scenarios are run are asfollows:• Electricity demand• Fuel Prices• Capacity Expansion• Hydrological Cycle• Changes after Privatizations• Carbon Emission CostsOne of the important aspects of the long-term electricity pricemodeling is the decision-making process for the addition ofnew generation capacity inside the forecast model. Sincethe uncertainty is the primary issue for the determination ofcommissioning date of new generation assets, a dynamicalgorithm is established and run at the end of each year.This algorithm is described in Figure 2.AVERAGE ANNUAL AVAILIBILITYOF TPP & HPP FOR A GIVEN YEARRe-evaluaon Next YearINVESTMENTDECISIONenergy organizations have unfortunately become one ofthe most challenging tasks of this price forecast modelingstudy. Despite these complexities, the input data used inthis model not only evaluated through its consistency butalso verified from several official sources.After a general overview of the input data collection phaseof this study it should be taken into account how the datais structured and which type of data is used. Consideringthe price formation in a semi-liberalized electricity market,various properties of different types of power plants;electricity demand growth which is highly correlated withGDP growth; fuel prices and other variables play essentialrole in setting the market price.3. STEP BY STEP METHODOLOGYFigure 1 presents an overview of the methodology usedin the MarketSim Model. In this chapter, step by stepmethodology is shown using a sample month which isselected as November 2012.Figure 3 shows hourly demand and hourly demandafter must-run renewable generation is deducted. Afterrenewable deduction, generation of BO – BOT – TOR typeof plants and EUAS Natural Gas fired plants, which areconsidered as must-run, is also deducted from demand duethe their take-or-pay contracts. Figure 4 shows deductednet demand after all must-run plants.Re-evaluation Next YearAverage SMP ofNext 2 YearsMargin ValueAverage Cost ofTPPs & HPPsFor Next YearsAboveCapEX CeilingBelowCapEX CeilingCapEx EsmaonFor Each CandidateTPPs & HPPsEliminated ForINVESTMENTFor Given YearBelowZeroAboveZeroCandidate ForINVESTMENT DECISIONFigure 2. Algorithm used for additional capacity decision.Figure 3. Total electricity demand and remaining demand afterrenewable deduction for November 2012.2. DATA USEDDuring the establishment of the long term electricitymarket price forecasting model a well-structured databasehas been utilized. Obtaining a high quality output from along term price forecasting model immensely relies onthe consistency and quality of the input data. During theresearch period of this study, the primary attention waspaid to acquiring officially published data in Turkey whichis available for all market participants.These data sources range from the statistics and publishedreports of EMRA and MENR to TEIAS, TETAS and EUAS.However, it should be duly noted that verification of theinconsistencies and mismatches which were discoveredamong the data collected from abovementioned governmentFigure 4. Remaining demand after must-run thermal deductionfor November 2012.Remaining electricity demand after must-run thermalplant deduction is called as hourly market input which istheoretically met by reservoir type hydropower plants andthermal power plants operating in the market as IPPs andAuto producers.107

BİLDİRİLERPROCEEDINGSReservoir type hydropower plants are assumed to be peakshaving plants and their total generation is allocated to peakhours taking capacity constraints into account.Figure 5 illustrates hourly market input and the merit orderinput which is calculated after the allocation of reservoirtype hydropower plants.Figure 5. Hourly market input and remaining electricity demandafter reservoir hydro deducted for November 2012.After the estimation of each TPP’s unit costs, these facilitiesbecome ready for joining into merit order dispatch. Meritorder is simply the principle by which generators are rankedby order of short-run cost to establish economic precedenceand minimize overall cost of dispatch. This is illustrated inFigure 6.Figure 7. GDP growth assumption.and outputs of dynamic capacity addition algorithm shownin Figure 2 are presented in the last chapter of this study.5. RESULTSIn this chapter results of the study are presented.Figure 8 presents annual electricity demand projectionsuntil 2030.Figure 6. Merit order dispatch.4. ASSUMPTIONSFor this study, GDP which has influence on electricitydemand and natural gas prices are taken as variables.Annual capacity factor of reservoir type hydropower plantsis assumed as constant which is influenced by hydrology.Figure 8. Annual Electricity DemandFigure 9 shows Natural Gas price projections until 2030.IEA’s WEO 2012 oil price scenarios are used in the naturalgas price forecasts.Moreover, it is assumed that no carbon market will be validduring the projection period. GDP Growth assumption isshown in Figure 7.It is assumed that 4 units of Akkuyu NPP will becommissioned during 2023-2026 and 4 units of Sinop NPPwill be commissioned during 2027-2030. Other assumptionsFigure 9. Natural gas price forecasts.108

BİLDİRİLERPROCEEDINGSFigure 10. Fuel mix based on installed capacity¹.Figure 11. Average electricity price forecasts for 2013-2030.Figure 10 shows the fuel mix until 2030 according to theinstalled capacity. Figure 11 presents the electricity priceforecasts until 2030.¹ Local Coal includes Lignite, Aspahltite and Local Coal109

BİLDİRİLERPROCEEDINGSGÜMÜŞKÖY GEOTHERMAL ENERGY POWER PLANT: CURRENT STATUSÖzgür Çağlan KUYUMCUBM Holding A.Ş.Ozan ATALAYBM Holding A.Ş.Umut D. SOLAROĞLUBM Holding A.Ş.Sertaç AKARBM Holding A.Ş.Onur SERİNBM Holding A.Ş.ABSTRACTAfter the renewable energy law and regulations become validin 2007, BM obtained the exploration license of Gümüşköyarea in 2007 and started exploring the license area. In 2008,Gümüşköy geothermal system was discovered and it hasbeen the first private sector geothermal system discoveryin Turkey. Operational license for Gümüşköy was initiatedin 2010 and it is valid for 30 years (extendable thereafter).Currently, there are 2 production and 2 re-injection wells inthe field. Moreover, 3 production and 1 re-injection wells willbe drilled in the coming months and year. Total expectedcapacity of the project is 19,8 MW e gross. The power islandof the first 2 stages with an installed power capacity of13,2 MW e grosshave been contracted and the first 6,6 MW eis scheduled for commissioning in May 2013. Air cooledgrossOrganic Rankine Cycle (ORC) geothermal power systemswill be used for electricity generation. Instead of well-knownpentane derivative fluids, a special type of refrigerant (R134A)will be used as working fluid in the binary system. In air cooledORC systems there may be performance drops related withambient temperature. In this context, BM is developing ahybridization technique using Concentrating Solar Thermal(CSP) power generation system, which acts inversely, reachingpeak efficiency during most of these ambient temperatureextremes, in order to compensate losses and improve overallsystem efficiency while keeping a manageable LevelizedCost of Electricity (LCOE). Another important contribution ofGümüşköy GEPP to the country’s economy and environmentwill be on CO 2emissions. The exhaust CO 2gas will be purifiedand stored as liquefied CO 2under high pressure in a facilitynext to the power plant. Thus there will be no CO 2emissionto the atmosphere. In this context, carbon accreditation goldstandards validation has already been completed.in Aydın, Turkey (Figure 1). Gümüşköy Jeotermal EnerjiÜretim A.Ş. (project owner) a subsidiary of BM Holdingobtained exploration license on 08.02.2007 and explorationstudies started thereafter. Operating license for Gümüşköywas taken on 09.02.2010 which covers 3826,29 Ha of landand it is valid for 30 years up to 09.02.2040. GümüşköyGeothermal Energy Power Plant (GEPP) has a capacityof 13,2 MW e gross, which will be taken into operation in Mayand July 2013 respectively at two stages. The installedcapacity will be 19,8 MW e grosswhen the third stage takeninto operation at the end of 2013.Gümüşköy geothermal field was discovered in 2008 withthe wildcat exploration well GK-1, which was followed bydevelopment well GK-3 (Kuyumcu et al, 2010). Numerousgeological, geochemical, and geophysical explorationstudies were carried out in the field before drilling. Gümüşköygeothermal field was the first private sector discovery of itsera in Turkey. GK-1 was completed on 28 May 2009 at atotal depth of 2100 meters. Flow tests confirm the presenceof a geothermal reserve in the Gümüşköy formation, yieldinga flow rate of 230 tons/hour and a maximum reservoirtemperature of 181 °C.Exploration drilling was continued with development wellGK-3 reaching 2057 m depth with a maximum temperatureof 165°C and a flow rate of 115 tons/hour[4]. There areKeywords: Geothermal, Slimhole, Directional Drilling,ORC, CSP1. INTRODUCTIONGümüşköy Geothermal Energy Power Plant (GEPP) projectarea is located in Gümüşköy Village, Germencik CountyFigure 1. Location map of Gümüşköy GEPP project area.110

BİLDİRİLERPROCEEDINGSalready drilled 14 wells in the project area (10 gradientwells, 2 production wells, and 2 re-injection wells). In orderto complete all stages of the project 3 more production wells(GK-5, GK-7 and GK-9) and 1 more re-injection (R-GK-6)well will be drilled (Figure 2).Figure 2. Well locations of Gümüşköy GEPP.The results of drillings, interference testing and numericalreservoir modeling proved that geothermal reservoir cansustain at least 15-19 MW egross (11–15 MW enet) electricalpower with the existing production wells and successfulre-injection strategy for 50 years. The development inGümüsköy will be in modules such that during each modulethe generating capacity can be assessed and potentiallycarry the capacity furthermore [1,5,6,7].2. POWER OPERATIONSIn the project, the most effective factors in determining thedegree of economic feasibility are capital investment andoperating costs. For this reason, the economic feasibility ofalternative solutions for comparing degrees is sufficient totake both of the two elements activities into account. Based onthe data and assumptions for the amount of heat productiondetermined in the previous sections, few technical solutionsare offered for the design of the power plant. Geothermalpower plants can be of different types in terms of the sourceand application of geothermal fluid such as, Dry Steam,Single Flash, Dual Flash, or Binary System. In Binary System,secondary fluid is used in the power cycle rather than thegeothermal fluid itself. Two common types of binary plants arethe Organic Rankine Cycle (ORC) and the Kalina Cycle.As a result of experience gained in research anddevelopment of geothermal fields, the power plant isdesigned as Air Cooled ORC system with a 13,2 MW egross generator, which will be taken into operation in twostages. Due to difficulties in providing sufficient cold waterfor cooling purposes, air cooled system was found to bemore efficient. According to the project schedule first 6,6MW e grossstage will be taken into operation in May 2013 andsecond 6,6 MW e grossstage will be added to the system inJuly 2013. Annual electricity generation is foreseen to be104.000.000 kWh with a 90 % capacity factor.2.1. Production Wells and Inhibitor SystemsIn most of the geothermal power plants scaling is animportant problem. In order to prevent scaling an inhibitorsystem should be set up to each production and reinjectionwells. The system is basically injecting inhibitorchemicals using dosing pumps at the surface to a specificdepth within well bore (flash point) via one-piece stainlesssteel capillary tube. The flow rate of the production wellsare automatically controlled by two control valves andtwo accumulator tanks (one is subsidiary) when the wellswitched to free flow with reservoir pressure. Thus, anydamage due to redundancy can be fixed without stoppingthe system. The fluid is separated into vapor and brine bythe separators located at each production well at pressureof 6 bars and than transported to the power plant heatexchangers via gathering system in two separate lines.Fluid pressure, temperature and flow rate, separator tanklevel measurements are recorded, monitored and updatedautomatically by PLC based SCADA system.Gümüşköy geothermal power plant is composed of 3different facilities:• Production Wells Well Head Facilities• Power Plant Operation Facilities• Re-Injection Wells Well Head FacilitiesThe power plant operation facility is composed of heatexchangers, feed pump, condensers, cooling tower, andgenerators. Instead of well-known pentane derivative fluids,a special type of refrigerant (R134A) will be used as workingfluid in the binary system. A schematic outline of the powerisland facility can be seen in (Figure 3). All facilities will bemonitored by SCADA system using fiber optic cables fromsingle control center.Figure 3. Gümüşköy GEPP Binary Cycle Power Island scheme.2.2. Construction Works and InfrastructureMost of the construction works such as, cooling towers,turbines, electro-mechanics, administrative building,gathering system and connections has been completed(Figure 4). Transmission lines are also completed rapidly,since the average slope of the terrain is less than 1 %and it is close to rural settlement area. In total 13000 mtransmission line were constructed in the project. Gatheringsystems consists of 8000m long pipeline from well heads111

BİLDİRİLERPROCEEDINGSto the plant area. Transportation to the Gümüşköy GEPPconstruction area was relatively easy since there is a 6mwide paved road all the way from the highway. Potablewater was supplied from shallow water wells (80m deep)in the area.Figure 4. Gümüşköy GEPP construction area.3. ORC-CSP Hybridization StudiesBoth solar thermal (CSP) and geothermal energygeneration methods operate a thermodynamic cycle, byheating a working fluid (or water) that drives steam turbines.Therefore, the two energy generation methodologies differin heat collection but share the same power island structure.The proposition for hybrid geothermal system and CSP inGümüşköy GEPP are based on synergies exist between theavailability of resources, maximizing operational efficiency,equipment sharing, maximizing energy generation, financialmitigation and ability to capture incentives.Additional synergy is found in the inverse relation betweenthe two technologies’ operational efficiencies with ambienttemperature. Air-cooled Rankine cycle geothermal powerplants lose a lot of efficiency when operating in off-designhigh temperatures, such as during summer and daytimeambient temperature peaks. The base geothermal plantcan produce only %60 of its peak generation in July[2].Solar thermal technologies operate at peak efficiency atexactly these times when ambient temperature is highestand efficiency of geothermal plants is at their lowest.The average brine temperature produced from theGümüşköy Geothermal Field is 165°C, with 80°C return(re-injection) temperature. The plant design uses aircooledcondensers and therefore suffers a decrease inpower generation during hot seasons owing to ambienttemperature highs. For each single stage of the powerplant, it has been calculated that, net production capacitydrops from its maximum 7.3 MWe and design 6.6 MWe toas low as 3.9 MWe average for several months, dependingon the ambient temperature. This corresponds to a totalefficiency loss of up to % 40.In Gümüşköy GEPP case study, parabolic trough collectorswill be utilized. Parabolic trough system is line-focusing,and it uses the mirrored surface of a linear parabolicconcentrator to focus direct solar radiation to an absorberpipe running along the focal line of the parabola. The heattransfer fluid (HTF) or water inside the absorber pipe isheated and pumped to the steam generator, which in turnis connected to a steam turbine to produce electricity.In the original GK GEPP design, the separators are located atindividual well-heads. Geothermal brine is then transmittedto the power plant through separate transmission pipes inliquid and steam phases, also having two separate heatexchangers for each phase. A third heat exchanger wasadded to the binary loop in order to allow exchange ofthe solar-derived heat before transmitting the brine to theturbines. Superheated vaporized binary working fluid isthen passed through the turbines, condensed through aircooled condensers and pumped back to the geothermalheat exchangers by circulation pumps (Figure 5).Based on thermal deficiency estimations of air cooled ORCsystem, technical specifications of parabolic collectorsand economic analysis it has been found that a 30.000m 2 solar field area with an investment return rate (IRR) ofapproximately %14.72 is the most efficient alternative forhybridization each stage (6.6MW e-gross) of the GümüşköyGEPP project.Figure 5. Gümüşköy Hybrid GEPP Proposed Cycle diagram.4. CONCLUSIONGümüşköy Geothermal power plant will be in operation withits maximum capacity 19,8 MWe at the end of 2013. Currentinstalled geothermal power generation capacity in Turkeyis 114,2 MWe and after connecting to the grid GümüşköyGEPP will constitute 14,77 % of the country share. Anotherimportant contribution of Gümüşköy GEPP to the country’seconomy and environment will be on CO 2emissions. Theexhaust CO 2gas will be purified and stored as liquified CO 2under high pressure in a facility next to the power plant.Thus there will be no CO 2emission to the atmosphere. Inthis context, carbon accreditation gold standards validationhas already been completed.112

BİLDİRİLERPROCEEDINGSREFERENCES[1] Akar S., Atalay O., Kuyumcu O. Ç., Solaroğlu U. D.,Coplan B., Arzuman S., 2011, 3D Subsurface Modelingof Gumuskoy Geothermal Area, Aydın, Turkey, GRCTransactions, Vol. 35, pp.669-676.[2] Greenhut A.D., 2010, Modeling and Analysis ofHybrid Geothermal-Solar Thermal Energy ConversionSystems, pp.16, 50-54, 64.[3] Kuyumcu, Ö. Ç., Destegül U.Z., Akman A.Ü.,2010, Exploration and Discovery of the GümüşköyGeothermal Reservoir in Aydın, Turkey, GRCTransactions, v. 34., pp: 575–580.[4] Kuyumcu Ö. Ç., Solaroğlu U. D, Atalay O., Akar S.,İpek B., Çiftçi M., 2011, Perforation and AcidizingApplications of GK-3 Well, Gumuskoy GeothermalSystem, Aydın, Turkey, GRC Transactions, Vol. 35,pp.1255-1260.[5] Johnson P., 2011, Production and Interference Testingof the Gümüsköy- Ortaklar Geothermal Reservoir,ISOR Iceland Geosurvey, 103 pages.[6] Suemnicht G., Holt R., 2012, Gumuskoy NumericalModel Natural State, History Match, and Forecast,Geothermal Science Inc, 47 pages.[7] Tarcan G., Ü. Gemici, 2010, Hydrogeological Surveyof Gümüşköy Geothermal Field, BM Engineering andConstruction Inc., Internal Report, 103 pages.113

BİLDİRİLERPROCEEDINGSPETROL VE JEOTERMAL ENERJİ ARAMACILIĞINDAYERLİ SANAYİNİN ÖNEMİÖzgür Çağlan KUYUMCUBM HoldingOğuz ERTÜRKPetrotek A.ŞA. Bayındır GÜLAYAnatolian Pars DrillingUmut Destegül SOLAROĞLUBM GeothermalÖZETTürkiye’de ve dünyada petrol doğal gaz ve jeotermalenerji arama-üretim faaliyetlerinde sondaj ihtiyacı giderekartmaktadır. Dünya sondaj makine ve ekipman üretimiABD, Çin ve bazı Avrupa ülkelerinin tekelindedir. Bu tekel,kaliteli ürünlerin pahalı teminine, göreceli ucuz ürünlerin isekalitesizliğine neden olmaktadır. Bunun yanı sıra arz talebebağlı fiyat yüksekliğine nakliye + sigorta maliyetleri deeklendiğinde yabancı menşeli sondaj makineleri de ülkemizkullanıcılarına pahalıya mal olmaktadır.Bu bildiride, temeli su sondajcılığına dayanan ancak kendinigiderek geliştirip petrol-doğal gaz-jeotermal derin sondajmakineleri üretimi düzeyine erişen yerli sondaj makineüretim sanayinin değerlendirmesi yapılmaktadır.sonuçlanmamış, yerli ham petrol ve doğal gaz üretimiazalma eğilimini sürdürmüştür.Bu gerçeğin kabul edilmesinin ardından, başta TPAOolmak üzere yerli sermaye, GENEL ENERJİ, PETOIL,ÇALIK ENERJİ ve DOĞAN ENERJİ şirketleri, yurt dışıE&P yatırımlarına yönelmişlerdir. Bu konudaki en büyükbaşarılar, GENEL ENERJİ’nin Taqtaq sahası yatırımlarınınüretime dönüşmesi ile görülmüştür. Genel Enerji, Tawkeepetrol ve Miran gaz sahalarının alımı ile K.Irak’taki E&Pyatırımlarını artırmaya devam etmektedir.Petrol aramacılığı bilindiği üzere sondaj öncesi aramalar vesondajlı aramalar olarak iki temel üzerinde ilerler. SondajAnahtar kelimeler: Petrol, Jeotermal Enerji, Arama, YerliSanayi1. GİRİŞDünyada sıkça yaşanan ekonomik krizlere, yeni keşiflerebağlı rezerv artışlarına, yoğunlaşan alternatif enerjiyatırımlarına rağmen, petrol ve doğal gazın vazgeçilmezliğisürmektedir.Talep artışı ve vazgeçilmezlik petrol fiyatlarının artmasına ve100-120 USD aralığında sabitlenmesine sebep olmuştur.Arama ve üretim yatırımları, artan talep ve yüksek karlılıksebebiyle yoğunlaşmakta, politik gelişmeler ve artanistikrara bağlı olarak, Irak, K.Irak, Sudan, Etopya, Yemen,Afganistan, Libya, Mısır gibi ülkelerde yatırımlar hızlaartmaktadır.Jeolojik anlamda, Arap levhasının kuzey ucunda, tektonikaktif bölgede yer alan ülkemizin petrol ve doğal gazpotansiyeli sınırlıdır.Son 10 yılda adeta patlama yaparak 40 M USD yıldan900 M USD’lara yükselen, gelişmiş tüm teknolojilerinkullanıldığı kara ve deniz aramaları, arzulanan keşiflerleFotoğraf 1. Türkiye’nin birinci kuşak derin sondaj makinesi (2500m kapasiteli), Alaşehir petrol sondajı, Şubat 2013. Makine Mayıs2009 – Şubat 2013 döneminde 25.000 m’den fazla petrol vejeotermal enerji arama- üretim sondajını tamamlamıştır.114

BİLDİRİLERPROCEEDINGSöncesi aramaların son adımları ise esas olarak 2B sismiktir.Daha gelişmiş bir yöntem olan 3B sismik ise hem aramada,çoğunlukla da saha geliştirme ve rezervuar modellemeaşamalarında kullanılmaktadır.Sondaj öncesi aramacılıkla belirlenen lead, play veprospektler, son değerlendirmelerle “lokasyon”a dönüşürve aramacılıkta, sondajlı arama safhasına geçilir.Gerek 2B ve 3B sismik çalışmalar son derece hassas,teknolojik hususlardır. Sağladıkları bilgi ve yorumların değeri,bu pahalı yöntemleri E&P’nin vazgeçilmezleri kılmıştır.Sondaj aşaması yatırımcısını, matkaba bulaşacak petrolkeşfi ile mutlu eden, üstün teknoloji kullanan, pahalı ancakvazgeçilmez bir aşamadır.Günümüzde geçerli batı teknolojileri esas olarak ABD’deortaya çıkıp gelişmiş olmasına rağmen, özellikle petrolrezervlerine sahip olmayan ülkeler de bu teknolojilerigeliştiren, üreten, talep sahiplerine pazarlayan ve/veyakendi müteahhitlik şirketleri eliyle hizmet olarak satanülkeler olarak son derece başarılıdır.Bu konuda, Fransa’dan bir devlet kuruluşu olan IFP – İnstitutFrançais du Pétrole’ü, CGG – Companie Générale deGéophysique’i ve VİNCİ Técnologies’i örnek gösterebiliriz.Kuşkusuz Fransız E&P devi TOTAL de bu şirketlerdendestek alarak gelişmiştir.İtalyan ENİ GROUP da sektörün upstream ve midstreamkesimlerinde, özellikle Kuzey Afrika, giderek de dünyaölçeğinde dev oyunculardandır.Net petrol-doğal gaz ithalatçısı konumundaki ülkemizinpetrol ve doğal gaz yerli üretimi açısından kendi ihtiyacınıyerli kaynaklardan karşılayabilmesi, -iyi niyetli tüm gayretlereve konan iyimser hedeflere rağmen, gerçekçi olmakgerekirse- neredeyse tamamen imkansızdır. Bu nedenle,ulusal şirketimiz TPAO ve diğer yerli şirketlerimiz veortaklıklarımızın, başta Irak, K.Irak ve K. Afrika ülkeleri olmaküzere, dünya E&P coğrafyasına atılarak söz sahibi olmalarıson derce doğru, bir o kadar da sevindirici gelişmelerdir.2. TÜRK ŞİRKETLERİNİN ARAMA ÜRETİMFAALİYETLERİNDE SONDAJ İHTİYAÇLARI VEYERLİ SONDAJ SANAYİNİN ÖNEMİTürk şirketlerinin E&P sektöründeki başarıları, petroldoğalgaz arama ve üretimin temel unsurları olan sismikaramacılık ve sondajlı aramacılık safhalarının hizmet veürün tedarikçisi olarak yer alan, alacak olan Türk şirketlerinicesaretlendiren, yatırımlarını hızlandıran kaldıraçlar olarakda karşımıza çıkmaktadır.Bu noktada, sondaj ürün ve hizmet üretiminde Türk şirketleriiçin ulusal ve uluslararası arenalarda büyük fırsatlar olduğu birgerçektir. Bu fırsatların temelinde de coğrafi konum, sektöreldeneyim ve deneyimli iş gücü birikimi ile Türk KOBİ’lerininyatırım ve üretim cesaret ve gücü yatmaktadır.Türk sondaj sanayi, yıllar önce sulama sektörünün ihtiyaçve taleplerine bağlı olarak doğup gelişmiştir. Yıllar boyusabit, statik bir konumda devam eden sektör, 2000’liyıllardan itibaren artan iç derin su, maden, petrol-doğalgaz ve jeotermal sondaj sektörünün taleplerine muhatapolmuş, böylelikle yeni bir boyutta ivme kazanmıştır.2004’ten itibaren 25-30 USD/varilden 80-120 USD varileyükselerek sabitlenen ham petrol fiyatlarının yanı sıraçevresel hassasiyetler dünyada petrol-doğal gaz-jeotermalenerji arama ve üretimine müthiş bir ivme kazandırmıştır.Aynı ivme petrol-doğal gazda fiyat kaldıracı, jeotermalenerjide yasal düzenlemeler, teşvikler ve açılan ruhsatihaleleri ile ülkemize de aynen yansımıştır.3. SONUÇ VE ÖNERİLERBugün ülkemizde, su sondajları ve maden sondaj sanayindetam gelişmiş, tam rekabet edebilen; petrol-doğal gaz vejeotermal enerji sondajcılığında deneyim ve özgüvenkazanmış, fiyat ve kalite rekabetine hazır; Uzak Doğumaliyetlerine batı teknolojisi kullanan, batı ürün kalitesindeürünler sunabilen bir sondaj sektörü vardır.Bu sektör, doğum ve emekleme süreçlerini çoktan geridebırakmış, öğrenme eğrisini geliştirip üretim performansınayansıtan bu sektörün şu anki ihtiyacını tanınmak, denenmekve güvenilmek olarak tanımlamak mümkündür.Ülkemizin temel ihraç ürünleri tekstil, makine ve tarımsalürünlerdir. Yurt dışı müteahhitlik hizmetlerinin başını inşaatsektörü çekmekte olup bu sektörde yeni yeni TAV gibi, havaalanıişletmeciliği stratejik sektöründe inşa et ve işlet modelindedünyaya rakip olan başarılı şirketler bulunmaktadır.Fotoğraf 2. Türkiye’de üretilmiş ikinci kuşak yerli sondaj makinesiile jeotermal sondaj: Aydın arama lokasyonu, Şubat 2013.Ülkemizin temel ihracat sektörleri olan tekstil, turizm ve tarım;artan enerji fiyatları, ortaya çıkan yeni rakipler, çeşitli ticarikısıtlar nedeniyle yıllar ilerledikçe rekabette zorlanmaktadır.Bu nedenle, Türk sondaj sanayi üretim ve hizmet sektörüpetrol arama ve üretiminde, yükselen pazarların yükselen115

BİLDİRİLERPROCEEDINGSgüçlenecek, güven kazanacak ve gelişip sürdürülebilir birperformansa ulaşacaktır.Bu çalışma, Türk sondaj sanayinin uluslararası alandakigücüne, yakalanabilecek fırsatlara ve alınması gerekentedbirlere işaret etmek üzere hazırlanmış olup amaç özetle,bu konudaki ulusal farkındalığı ve desteği sağlamaktır.KAYNAKLARFotoğraf 3. Türkiye’de üretilmiş ikinci kuşak yerli sondaj makinesiile jeotermal sondaj: Aydın arama lokasyonu, Şubat 2013.yıldızı olmanın ciddi bir adayıdır. Böylelikle, başta enerjiithalatından olmak üzere, ithalat kaynaklı cari açığınazalmasında, mütevazi de olsa bir katkı sağlanabilecektirbu sektör eliyle.Bunun yanı sıra, kıta Afrikası’nın içme ve kullanma amaçlı suihtiyacına yönelik mal ve hizmet pazarı da, küçümsenmeyecekbir iş potansiyelidir Türk sondaj sektörü için. Bunca fırsat veüretim gücüne rağmen, ülkemizin geleneksel “kendi güç veemeğini küçümseme” geleneği, bu sektörün de önemli birkısıtı ve zayıf noktasıdır.Bu geleneğin temelinde ise kuşkusuz, Türk otomotivsektörünün 1980 önceki döneminin, talep yüksekliği-arzkısıtı ortamındaki kalitesiz üretim-yüksek fiyat tipi fırsatçıuygulamalarının kötü izlenimleri yatmaktadır.Öte yandan, yaşanan son gelişmeler, ülkemiz sondajsektörüyle ilgili uluslararası farkındalık ve güvenin, ulusalfarkındalık ve güvenden yüksek olduğunu göstermektedir.Buna bağlı olarak da Türk sondaj sanayinin özellikle, yakıncoğrafyadaki yükselen dünya pazarlarına girişinin ve yeredişinin, kalite ve maliyet kriterlerine özen gösterilmesikoşuluyla pek de zor olmayacağının düşünülmesi yanlışolmayacaktır.Bilinmesi gereken husus şudur ki, bu fırsat ve imkanlar,ancak kamusal benimsenme ve destekler başta olmaküzere, ilgili tüm kesimlerce benimsenip desteklenme ile[1] MTA Genel Müdürlüğü Yıllık Faaliyet Raporları, 2009-2010 -2011 yılları.[2] TPAO Genel Müdürlüğü Yıllık Faaliyet Raporları,2008-2009-2010-2011 yılları.[3] Petrol İşleri Genel Müdürlüğü Yıllık Faaliyet Raporları,2009-2010-2011 yılları.[4] MTA Genel Müdürlüğü web sayfası: www.mta.gov.tr[5] PİGM web sayfası: www.pigm.gov.tr[6] TPAO web sayfası: www.tpao.gov.tr[7] TPIC web sayfası: www.tpic.com.tr[8] EIF Energy is Future Congress, 3-5 October 2012,Congressium - Ankara.[9] Kurdistan-Irak Oil&Gas E&P Congress, 3-5 December2012, Erbil, N. Iraq.[10] TUROGE – Turkish Oil and Gas Congresses andExhibitions, years 2009-2010-2011-2012.[11] IPETGAS 2011, 18 th . Turkish Oil and Gas Congressand Exhibition, May 2011, Ankara .[12] Regional APPEX 2012, Prospect and Property Expo,8-9 November 2012, İstanbul.[13] Turkish Shale Gas Conference, 20-21 February 2013,Ankara.[14] Libya, Yemen, Sudan, Somali, Uganda TürkmenistanDEİK İş Konseyi Toplantıları ve DEİK Ticari Heyetleriseyahatleri.SUMMARYThere is an increasing demand for oil, natural gas andgeothermal energy exploration and production activities aswell as drilling services both in Turkey and in the world. Inaddition to that, there is a monopoly in drilling machineryand equipment manufacturing. The United States ofAmerica, China and some European countries are theleader players of this monopoly. There is also a contrastbetween the supply of expensive, high-quality products, andrelatively cheep poor quality products. Moreover, the heightof the supply-demand shipping + insurance costs addedto the price of foreign origin makes drilling machines morecostly to the users in our country. In this paper, an evaluationand assessment of domestic drilling rig and equipmentsmanufacturing industry, which gained its abilities on the basisof water drilling, gradually develop itself in deep geothermaldrilling machines and final destination of oil and natural gasdrillingmachinery, is made in the level of local assess.116

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTHE BENEFITS OF INHIBITED TRANSFORMER OILS USING THELATEST GAS-TO-LIQUIDS BASED TECHNOLOGYDr. Peter SMITHShell Global Solutions (UK)ABSTRACTModern transformers in terms of both design and operation,are increasingly demanding more stringent performancerequirements from transformer oils, to ensure higher systemreliability and efficiency levels. Historically such oils havemainly been based on conventional paraffinic or naphthenicoils, often with suitable performance enhancing additives.Although many of these oils have a long and proven trackrecord in the industry, they are not without their limitations,such as lack of global availability, and variable consistency/composition/performance. A new generation of gas-to-liquid (GTL) based transformer oils which overcome theselimitations have been developed. This paper describesfurther information on how GTL based products with theirsuperior additive response, essentially zero sulphur content,and well defined and consistent composition, can overcomethese limitations and provide electricity transmission/distribution customers with increased transformer reliabilityand efficiency.INTRODUCTIONPaper content:GTL based inhibited transformer oil• What is it, how is it made?• Transformer oil properties & performance benefitsversus conventional hydrocarbon products, overviewusing examples from the latest generation of Shell Dialaproducts• Miscibility/compatibility with other transformer oils.• Conclusions - benefits of GTL based transformer oilsover conventional products1. Gas-to-liquid (GTL) based inhibited transformer oil –what is it, how is it made?Gas-to-liquid (GTL) based transformer oil is based upon amanufactured hydrocarbon (primarily iso-paraffinic) derivedinitially from gas. Natural gas (methane) is converted in athree-stage process, into a range of gas-to-liquids productsincluding base oils suitable for making transformer oils,using proprietary technology. First, the methane is reactedwith oxygen to create synthesis gas. Then the synthesisFigure 1. GTL process.gas is converted into liquid waxy hydrocarbons in a Fischer-Tropsch process. Finally, the liquid waxy hydrocarbonsare upgraded (hydrocracked) using specially developedtechnology involving novel catalysts, and then distilled intoa wide range of products, including transport fuels, base oilsand feedstocks for the chemical industry. Figure 1 gives anoverview of the GTL process.2. GTL based transformer oil properties & performancebenefits versus conventional hydrocarbon products,using examples from the latest generation of ShellDiala productsThe primary insulating oil performance requirements ofinsulation, cooling and preventing corrosion, depend ona number of factors including: the base oil used to makethe fluid, how it’s been processed, and also the type andlevel of additivation. Crude oils used to make conventionalhydrocarbon insulating oils can contain a wide variety ofaromatic, naphthenic and paraffinic hydrocarbons, and alsosulphur, nitrogen or other hetero-cyclic species. Typicallyunsaturated and aromatic hydrocarbons and heterocyclicspecies if left in the oil, can be prone to more rapidoxidative degradation, resulting ultimately in the formationof oil insoluble oxidation products (giving deposits suchas sludges), and oil soluble organic acids and polymericspecies (giving thickened, potentially corrosive oil), whichwill both shorten the life of the oil and the service interval ofthe transformer, and which can give rise to costly and timeconsuming unplanned maintenance. All insulating oils willdegrade in service with time, but it is the rate at which thisoccurs that can be controlled, by the lubricant developer’sknowledge of base oil and additive chemistry.Sulphur compounds found in crude and finished insulatingoils, depending on their type and quantity (total sulphur incrudes can be up to 2 % by weight or more), can functionas natural antioxidants and/or sources of potentiallycorrosive sulphur[1]. Refining of the crude by distillation,117

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTable 1. IEC 61125C Oxidation Testing of a Conventional Inhibited Naphthenic and The New GTL Based, Insulating OilsLimits IEC 60296 IEC 60296 – sect 7.1 Inhibited InhibitedHigher oxid stab &low sulphurShell Diala S3 ZX-IShell Diala S4 ZX-I(GTL)Oxidation StabilityIEC 61125 C 164/500 hours 500 hours 500 hours 500 hoursTotal acidity, mg KOH/g max 1.2 max 0.3 0.02 0.02Sludge, % weight max 0.8 max 0.05 0.01

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTable 2. Additional Benefits Of Inhibited GTL TransformerOil Versus Conventional Inhibited OilsTable 4. Mixed Used Uninhibited and Fresh Inhibited,Naphthenic Based Insulating OilsTable 3. Mixed Fresh (Unused) Uninhibited and FreshInhibited, Naphthenic Based Insulating OilsTable 5. Mixed Fresh (Unused) Uninhibited (Naphthenic)and Fresh Inhibited (Diala GTL) Insulating Oilscopper. Therefore the latest generation of transformer oilsfrom Shell have significantly lower levels of total sulphurthan earlier products, with GTL transformer oils offeringthe possibility of zero detectable sulphur, to significantlyminimise such longer term risks.As shown in Table 2, GTL transformer oils typically have asignificantly higher flashpoint and lower density than otherconventional hydrocarbon inhibited oils, supporting safer andsimpler transformer operation and potentially design. Thethermal properties of an oil such as its specific heat capacityand thermal conductivity are proportional to its density.Figure 3 indicates the calculated values for GTL versus ahigh performance conventional product. As can be seen boththe specific heat capacity and the thermal capacity valuesare higher for the GTL based product, indicating enhancedthermal properties. This may result in cooling benefits fortransformers in operation, allowing either higher loading orreducing the requirement for forced cooling, etc.3. Miscibility/compatibility with other transformer oilsTo evaluate and clarify the effect of mixing transformeroil types in service, especially in terms of compatibility andresulting performance, a number of mixed and unmixedtest oils, both aged and unaged, and in different ratios andTable 6. Mixed Used Uninhibited (Naphthenic) andFresh Inhibited (Diala GTL) Insulating Oils (No DepositFormation Was Found On Mixing)combinations, have been tested[4]. Tables 3 to 6 showthe various oils (the only additivation being the use of BHTantioxidant), the mixing ratio (weight %), the tests and theresults. Testing was primarily using the IEC 61125C oxidationtest to simulate and assess expected ageing in service andespecially potential miscibility/compatibility issues.In Tables 4 and 5, the used uninhibited Oil A is a marketrepresentative commercial product (in service for more thanFigure 3. Calculated thermal properties (approximate, specific heat capacity, and thermal conductivity of inhibited GTL transformer oilversus conventional inhibited oil).119

BİLDİRİLERPROCEEDINGS5 years). Its performance characteristics are indicative of alightly aged oil, having an acid value of 0.01 mg KOH/g, anddielectric dissipation factor (DDF) at 90 °C by IEC 60247 of0.005. No deposit formation was observed on mixing theused and the fresh oils.Compatibility of insulating oils is dealt with by IEC 60422“Mineral insulating oils in electrical equipment – supervisionand maintenance”. Section 6.12 states that unused oilsconforming to IEC 60296, and containing the same or noadditives are considered to be compatible with each otherand can be mixed in any proportion. It recommends oils ofthe same type are used for topping up/refilling. Also thatproblems are not normally found when

BİLDİRİLERPROCEEDINGSmixtures it is the major component of the mixture whichinfluence the overall bulk degradation of the sample. Whenthe inhibited S3 ZX-I is the main component at 85% with theremainder being Oil C, a significant reduction in degradationis evident with no visible deposit formation, although the oilhas darkened slightly. Neither mixture at the start of the testproduced a visible deposit when the oils were mixed.Start test5 Days10 DaysS3 ZX-I Unused inhibited OilNaphthenic15% S3 ZX-I, 85% Oil C85% S3 ZX-I, 15% Oil CFigure 5. 100% S3 ZX-I unused inhibited oil, and mixture witheither 15 weight % or 85% Aged Uninhibited Naphthenic Oil C atstart and end of 10 days.Start test5 DaysUnused inhibited GTL15% GTL, 85% Oil C85% GTL, 15% Oil Cin solvency between the naphthenic and GTL oils are notsignificant.CONCLUSIONSThe benefits of GTL based transformer oils. This paperhas shown how GTL inhibited transformer oils with theirexceptional resistance to degradation, superior additiveresponse, essentially zero sulphur content, well definedand consistent composition and, therefore, consistentperformance, and low density (conferring improved thermalproperties) can provide electricity transmission/distributioncustomers with increased transformer reliability andefficiency.No significant compatibility or miscibility issues wereobserved in the laboratory evaluation of the various mixturesof transformer oils described in this paper. However, giventhe large variability in composition and performance ofcommercial transformer oils in the market place, beforemixing oils consider suitable compatibility testing.REFERENCES[1] Working Group A2.32 CIGRE. Technical Brochure378 “Copper Sulphide in Transformer Insulation” April2009[2] Null, V. Smith, P. “ New Technologies in ElectricalEquipment Madrid” 26 November 2007[3] Working Group A2. 40 CIGRE. “Copper SulphideLong-term Mitigation and Risk Assessment ”[4] Smith, P. Lohmeyer, B. Hilker, A. CIGRE A2 & D1colloquium September 2011, Kyoto. “Fact or fiction –benefits of inhibited versus uninhibited hydrocarbonoils for transformers”10 DaysFigure 6. 100% unused inhibited GTL, and a mixture with 15% or85% aged uninhibited naphthenic Oil C, at the start and end of 10days.When Figure 6 is compared to Figure 5, similardegradation and compatibility behaviour is seen for themixtures containing uninhibited aged Oil C and inhibitedoil (irrespective of whether it is naphthenic or paraffinic).It can be seen that when Diala GTL is at 85% then theremaining 15% of the aged Oil C is effectively stabilised interms of its ability to degrade, and apart from a slight colourchange no other degradation or interaction with copper isevident. Again no visible deposit was formed on preparingthe mixtures of aged uninhibited and unused inhibitedparaffinic oils at the start of the test, demonstrating that thecompatibility and miscibility between the inhibited GTL andthe aged naphthenic Oil C, is comparable and as good asthe inhibited naphthenic oil. It also indicates that differences121

BİLDİRİLERPROCEEDINGSPUSHING WIND POWER IN TURKEY – THE COLLABORATIVE MODELPreben Holth SKATVEDTVestas Wind Systems A/SABSTRACTTurkey has set an ambitious target for renewable energysources (RES), moves forward with the liberalisation of theenergy sector, and is currently working on a new electricitymarket law. In addition, domestic electricity demand isestimated to grow by six per cent annually. Alas, investors,manufacturers and non-governmental organisations areconcerned about the lack of transparency, inclusivenessand long-term certainty. This study presents lessons fromSpain and the United Kingdom on how Turkey’s targetsfor RES and domestic industrialisation could be met moreefficiently and effectively. It starts by a closer collaborationbetween the RES industry and the government.VALUE OF TRANSPARENCY, LONGEVITY ANDCERTAINTY IN PUBLIC POLICIESWind power in Turkey has gained much attention frominvestors. In the first call for applications for wind developersback in 2007, over 80 gigawatts (GW) of applicationswere received[1]. Yet, even with a support mechanism inplace, development has been lagging. Only 2.3GW haveso far been installed of the 2023 target of 20GW[2]. It isnot just wind power that is behind schedule in the Turkishpower sector. IHS CERA, a consultancy company, expectsTurkey’s power consumption to increase by 4.2% yearly,requiring at least 30GW of new power plants by 2020 tomeet demand. Although the pipeline of power plantsin Turkey is more than 60GW, with the current policyframework, IHS CERA does not expect the 30GW to bemet. Investors are citing lack of transparency and certaintyas the main barriers[3]. The drafted Turkish ElectricityMarket Law (EML) and amendments to the RenewableEnergy Source (RES) law are designed to address theseconcerns, but a broader consulting with the industry andother stakeholders would be needed to facilitate that thepower plant pipeline, in particular the wind power pipeline,are developed according to targets.The general barrier to wind power and other RES integrationis the economic aspect. Wind power is characterised byhaving high upfront capital cost, being non-dispatchable,but with a fixed life-time cost of electricity. Even now as thelevelised cost of energy (LCOE) of wind power is in manyplaces below the wholesale power price, as in Turkey[4], thecharacteristics of wind power make investors still reluctantto take on full market risk. Policy makers have long agorealised this and designed different support mechanisms toaddress the economic aspect to spur investment. However,the potential of these support mechanism is only achieved byTLC: Transparency, Longevity and Certainty[5]. Transparencymeans providing policies that are clear and inclusive of allrelevant stakeholders. Longevity implies that policies andpolicy frameworks must be stable and predictable over aset period of time and cannot be easily altered. Certaintypertains not only to business case certainty, but moreimportantly to inspiring confidence in government via cleartargets and incontestable policy roadmaps independent ofpolitical cycles. By taking into account TLC, governments areable to reduce the investment premia by up to six percentagepoints, leading to an expected lower cost of energy[6]. Thefirst step and main criteria is being inclusive with the relevantstakeholders when drafting new laws and regulations.The last two years have seen extensive alteration of policyand regulatory framework for RES in many Europeancountries. Denmark developed its 2050 target; Italy wentfrom having Green Certificates above wholesale power pricefor RES to reverse auctions on setting the power purchaseagreement (PPA); the United Kingdom is moving from havingRenewable Obligation Certificates (ROC) to Feed in TariffContract for Difference (FiT CfD); and Spain has now put allnew RES development on hold. Meanwhile, several otherEuropean countries such as Germany, France and Romaniaare discussing changes to their regulatory frameworks.The importance of TLC, in particular transparency andinclusiveness, in these processes should not to beunderestimated. The British and Spanish cases are the mostcompelling in that sense with relevant lessons for Turkey.SPANISH CASEDriven by EU and national energy policy objectives (securityof supply-reduction of energy dependency, competitivenessand environmental sustainability), wind energy deploymentin Spain has up to 2012 been a success story. Total122

BİLDİRİLERPROCEEDINGSinstalled wind power capacity in 2012 stood at over 22 GW,or 20 percent of total installed power capacity[7]. In 2012,18 percent of total electricity demand was covered by windpower, with some moments reaching 61 percent[8]. Thisstory is not only a success story because of the magnitudeof these figures, but even more because they have beenachieved in a system with a very low interconnectioncapacity that makes it a semi-isolated system. Thiscomplicates the challenge of integrating high amounts ofvariable renewable electricity in the system in a secure andreliable manner. However, regulatory changes the last twoyears have transformed what ought to have continued as asuccess story to a halt.The Spanish government was a pioneer in setting up aninclusive regulatory framework to support the developmentof a national wind power industry in 2005. The regulatoryframework was driven by a support scheme with a fixed feedin-tariff(FiT), with a later addition of an option to alternativelyopt for a premium above the wholesale power price, with acap and floor. The level of the FiT was EUR 79/MWh in 2012.The premium added to the wholesale power was EUR 20/MWh in 2012, with a cap of EUR 92/MWh and floor of EUR77/MWh[9]. The tariffs were linked to inflation. The supportscheme included certain requirements such as providingaccurate 24 hour-ahead generation predictions, installation ofdispatching offices connected in real time with the market andgrid operator and payment of deviations. The support schemewas reinforced by a RES target, tax deductions, guaranteedgrid access, research and development funding support, andlarge public procurement tenders. The support scheme wasfinanced by the Comisión Nacional de Energía (CNE) – theSpanish energy regulator, which recovered this and othersystem access costs by passing it on the consumers’ bills.Prior to 2009, the Spanish system was praised for achievinglarge-scale deployment of RES, and even deemed the mosteffective and efficient system in Europe[10].The process through which this regulatory framework wasdeveloped, albeit not completely transparent, was inclusivein the way the industry was consulted and able to provideinputs. The Spanish wind power association AsociaciónEmpresarial Eólica (AEE) represented the interest ofthe wind power sector in the development of this. Withsuccessful integration of wind power at affordable costs,it was not until 2010 that design flaws became apparent.Regulators’ inability to spot the collapsing cost of solarphotovoltaic (PV) led to an over-installation in 2010 drivenby a very favourable FiT[11]. This coupled with largerdistribution and transmission costs than estimated led toannual system access cost increases from EUR 6 billion in2003 to EUR 16 billion in 2010[12]. For political reasons theSpanish government did not pass the increasing costs onto the consumers, which were already hit by the economiccrisis. A ‘tariff deficit’ started to accumulate. The accumulateddebt stood at close to EUR 28 billion in 2012[13], and isthreatening the solvency of the power sector.The then incumbent Spanish Socialist Workers’ Party (SPOE),acutely aware of the issue, started in the summer of 2010to negotiate an agreement with the key RES associationsto reduce the subsidies in the support mechanisms by upto 35 percent [14]. A negotiation for a complete revamp ofthe framework with the industry was launched in the fall of2011[15]. However, no conclusive agreement was reachedin time for the general election. When Partido Popular(PP) won the majority in the parliament in the November2011 general election, transparent interaction with the RESindustry all but perished. A series of executive laws wererushed through the parliament, attempting to battle the tariffdeficit, without consulting the RES industry[16][17].Unable to communicate to the Ministry of Industry,Energy and Tourism, the RES industry and other affectedstakeholders were forced to use the national press topresent their case. This has resulted in a blame-gamebetween stakeholders in public media. Separately,international investors launched legal cases against thegovernment, and local and international investors publiclyannounced distrust of the handling of the issue by theSpanish government (18). With no certainty and abilityto discuss with the government the domestic wind powerindustry is reducing fast. By 2012, employment by theSpanish wind power sector had been reduced by close tohalf from its 2008 peak of 41,438, as the domestic windpower manufacturers are closing factories[19].BRITISH CASEThe United Kingdom lagged for many years behindGermany, France and Spain in integrating RES anddeveloping a domestic RES industry. In the UK, largescale RES is promoted through a quota system in termsof a quota obligation and a certificate system. Electricitysuppliers are obliged to prove that a certain proportion ofelectricity supplied was generated from RES by presentingRenewable Obligation Certificates (ROCs) to the regulatoryauthority. In 2012, the quota for electricity supplied in GreatBritain was 0.114 ROCs/MWh. The number of certificatesfor onshore wind power was 1 MWh per ROC, while 2 MWh/ROC for offshore wind power[20]. Since January 2010,ROCs have been trading between GBP 39/MWh and GBP53/MWh, with an average of GBP 42.34/MWh at the latestauction in February 2013[21]. This is on top of the wholesalepower price which has been trading between GBP 37/MWhand GBP 51/MWh in the same time period[22].The ROC scheme has however consistently missed itsannual obligation. This is partly due to the exposure to marketrisk, the unstable support mechanism, and the low pricesof ROC, which led to investors demanding a higher returnon equity and stalling development[23]. The Departmentof Energy and Climate Change (DECC) has intervenedrepeatedly to prop up project profitability and capacityadditions. Acknowledging the design flaws and the need for123

BİLDİRİLERPROCEEDINGSnew power capacity in the future, the former governmentof Prime Minister Gordon Brown embarked on redesigningthe electricity market in 2010. This was done collectivelywith interaction from the energy and RES industry[24].When the sequential coalition government of Prime MinisterDavid Cameron presented in May 2012 the draft for the newElectricity Market Reform (EMR), the RES industry had beenclosely working with the government, providing inputs andsuggestions along the way. For implementing the EMR, thegovernment announced a detailed and transparent roadmap (Indicative Electricity Market Reform ImplementationRoadmap), and launched several taskforces and panels withindependent experts on among other assessing the level ofcost and needed support by each technology[25].Several wind manufacturers, have already announcedintention to set up local wind power manufacturing basein the UK[26]. Without local content requirement in thepresent regulatory framework, or in the new EMR, this isa testimony to the RES industry’s appraisal of the reformand the process around it. However, the RES industryhas criticised the EMR bill for not containing a target todecarbonise Britain’s electricity sector by 2030. Even theindependent Committee on Climate Change, which advisesthe government, recommended that the bill should containsuch target. The bill does however contain an optionto insert a decarbonisation target in 2016, after the nextgeneral election, but several manufacturers are advocatingfor the target earlier. This would provide clarity on long-termpolitical commitment post-2020, when the current suite oftargets expires[27].LESSONS TURKEY MIGHT LEARN FROMDespite the interest from investors and developers in Turkeyand the country’s great resources and potential, attention fromthe Turkish government to develop an adequate regulatoryframework, and a FiT designed to give an adequate return,market analysts are sceptical about Turkey’s ability to reachits RES target. IHS CERA, a consultancy company, expectsTurkey to fall short of its 2023 wind power target by close to50 percent (28). In parallel, the local content requirementsto receive the bonus over the FiT have so far not resulted inthe local manufacturing hub envisioned. Lessons from Spainand the UK might help advance Turkey in reaching its 2023target and develop a local RES industry.The first lesson is the one of certainty. Wind power plantsare already developed, or under development in over95 countries[2]. As long as the economics of a projectprovides a satisfactory return, developers could be willingto build a single wind power plant in most environments.However, a wind power pipeline and industrialisationrequire a confidence in government via clear targets andincontestable policy roadmaps independent of politicalcycles. Manufacturers in Spain learned the hard way howthe political cycle could turn otherwise firm policies upsidedown. The turnaround by the PP government by abandoningthe RES targets with no policy roadmap has been one of themain reasons for manufacturers in Spain look for the exit. Inthe UK, the EMR bill was first proposed by the Labour party,then defined and approved by a coalition of the Conservativeparty and Liberal Democrats. The EMR also detailed a clear,Figure 1. Indicative electricity market reform implementation roadmap.124

BİLDİRİLERPROCEEDINGSalthough naturally, tentatively plan for the next seven years,and 2020 and 2050 targets. The current British governmentought to also include a 2030 target, but investors havealready started to praise the bipartisan commitment in the UK.In Turkey, manufacturers are only given a window until theend of 2015 to localise production to benefit from the bonuson the FiT. That is not enough for investment decisions.Separately, the general support mechanism after 2015 is stillto be determined by the Council of Ministers[29]. A clear post2015 policy environment would help boost confidence in theTurkish market.Second is the lesson on longevity. Several of the key initiallegislations on RES in Spain were passed through royaldecrees. The framework was also set up in a way that alteringthe tariff structure would need to be through new royaldecrees. The benefit of a quick solution was later outweighedby the ease of cancelling entire mechanisms. Several of theactions by the PP government to rein in costs came as asurprise to the industry[30]. They were passed through asroyal decrees with limited options of appeal or hearings.The British EMR is an energy bill, which will be more rigidand hard to revoke. The bill has been under developmentfor three years, with several instruments and processes thatshould enable potential grave details to be mended later on,which increase investor’s view on the predictability of thisbill. The Turkish government should ensure that the RESframework is difficult to revoke and expand the time horizonof the support mechanism. If the length of the revenuestream is matched with a project’s life expectancy, investor’scertainty is increased[31]. Working groups with participationof regulators, independent experts and the RES industrymay help ensure that cost and tariff estimates are reliable.A third lesson is transparency. This refers both to clear lawsand regulations as well as the inclusiveness of stakeholdersin the reform process. A transparent mechanism makesit easier to predict the revenue flows of a concreteinstallation, which might reduce the risk premium by 4-6percentage points and lower the required rate of return[6].The new EML in Turkey attempts to address transparencyconcerns regarding licencing of new power plants and ongrid connections. Separately, the government has issuedamendments to its renewable energy law with respect tolocal content requirements[3]. Both of these initiatives arewelcomed, but the Turkish government might learn from theSpanish and British cases on inclusiveness of stakeholdersin the regulatory and policy processes. It is not in the interestof long-term investors, such as manufacturers, to have aregulatory framework which is not sustainable. A start andstop market makes predictability difficult, put strains on thesupply-chain, and increases the cost of capital[5]. For thisreason, wind power industry agreed on unilaterally reducingthe support scheme in Spain in 2010 with the government.While governments ought to make independent decisions,free of rent-seekers, governments should strive to consultall relevant stakeholders’ positions. The Spanish windpower industry was ready to move far to secure a moresustainable policy framework in Spain in 2011. When in2012 they were excluded from policy discussions, it reducedthe predictability and confidence and left public mediaand courts the only medium to approach the government.The British EMR encouraged stakeholder interaction inthe whole process. Although including stakeholders in acomplex legislative process might seem tokenistic, wouldentitle extra administrative work, and likely to take moretime, the outcome is expected to have more legitimacy,acceptance and carry higher confidence by all marketactors. Turkey should learn from this and set up workinggroups and panels with the RES industry when finalisingand implement the new EML, and when moving forwardwith the RES regulatory framework post 2015.REFERENCES[1] V. Gombar, “Turkey Takes Off in the Wind, and Pecksat the Sun”, Bloomberg New Energy Finance, pp. 1,August 2012[2] The WindPower, Country Statistics, 2013, http://www.thewindpower.net/statistics_countries_en.php[3] IHS CERA, “Turkey’s Draft Electricity market Law,a Turkish Delight for Eager Investors?” IHS CERAAdvisory Service, 1 pp. 2, June 2012[4] D. Shurey, “Will the new feed-in tariff make Turkey thenext turbine manufacturing hub?”, Bloomberg NewEnergy Finance, pp. 8, August 2011[5] M. Fulton, B. Khan, N. Mellquist, E. Soong, J. Baker,L. Cotter, “Paying for Renewable Energy: TLC at theRight Price”, DB Climate Change Advisors, DeutscheBank Group, pp. 4 and 57, December 2009[6] S. Næss-Schmidt, M. Hansen, and A Stefansdotter“Support Mechanisms for Wind Energy, PolicyPerspective on Investment Risk” CopenhagenEconomics, Vol.1, pp. 16, April 2007.[7] Red Eléctrica de España, “El Sistema EléctricoEspañol, Avance del Informe 2012” Red Eléctrica deEspaña, pp. 7, December 2012[8] La Vanguardia, Récord de la eólica: el 61,06% de laproducción eléctrica, 2012, http://www.lavanguardia.com/medio-ambiente/20120419/54284635130/record-de-la-eolica-61-06-produccion-electrica.html[9] RES LEGAL, Promotion in Spain, 2013, http://www.res-legal.eu/search-by-country/spain/tools-list/c/spain/s/res-e/t/promotion/sum/196/lpid/195/[10] Commission Staff, “The Support of Electricity fromRenewable Energy Sources”, SEC(2008)57, Commissionof the European Communities, pp. 8, January 2008.[11] M. Chettrit, D. Mann, F. Roques, “European PowerCountry Profile – Spain”, IHS CERA Advisory Service,pp. 11, July 2011.[12] Comisión Nacional de Energía, “Informe Sobre elSector Energético Español, Parte 1. Medidas ParaGarantizar la Sostenibilidad Económico-Financieradel Sistema Eléctrico”, pp. 6, March 2012.125

BİLDİRİLERPROCEEDINGS[13] MSN Money, Foreign investors set to sue Spain overenergy reform , 2013, http://money.ca.msn.com/investing/news/breaking-news/exclusive-foreigninvestors-set-to-sue-spain-over-energy-reform[14] Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, “RealDecreto-ley 1614/2010”, December 2010[15] D. Shurey, “Spanish Wind tariff Review: Is the End Nigh?”,Bloomberg New Energy Finance, pp. 1, December 2011[16] Jefatura del Estado “Real Decreto-ley 1/2012”, 27January 2013[17] Jefatura del Estado “Real Decreto-ley 2/2013”, 1February 2013[18] Financial Times, “Reform hits Spain’s green energygroups”, 2013, http://www.ft.com/intl/cms/s/0/bb8b0942-7078-11e2-a2cf-00144feab49a.html#axzz2MDYJLB64[19] Deloitte, “Impacto Macroeconómica Sector EólicoEspaña”, Deloitte, pp. 24, December 2012[20] RES LEGAL, Promotion in United Kingdom, 2013,http://www.res-legal.eu/search-by-country/unitedkingdom/tools-list/c/united-kingdom/s/res-e/t/promotion/sum/204/lpid/203/[21] E-Roc, Track Record, 2013, http://www.e-roc.co.uk/trackrecord.htm[22] IHS CERA, “Base-Load Power Wholesale Price andSpreads Projections to 2017” IHS CERA AdvisoryService, December 2012[23] S. Næss-Schmidt, M. Hansen, and A Stefansdotter“Support Mechanisms for Wind Energy, PolicyPerspective on Investment Risk” CopenhagenEconomics, Vol.1, pp. 24, April 2007.[24] The Guardian, Chris Huhne unveils plans for reformof UK energy market, http://www.guardian.co.uk/environment/2010/dec/16/chris-huhne-energy-reform[25] Gov.UK, “Electricity Market Reform”https://www.gov.uk/government/policies/maintaining-uk-energysecurity--2/supporting-pages/electricity-market-reform[26] GreentechMedia, Multinationals Invade Scotland forOffshore Wind Wealth, http://www.greentechmedia.com/articles/read/multinationals-invade-scotland-foroffshore-wind-wealth[27] The Economist, Winds of Change, http://www.economist.com/news/britain/21567408-governmentunveils-ambitious-and-expensive-plan-make-powersector-greener-winds[28] IHS CERA, “Planning Scenario Data for EuropeanPower” IHS CERA Advisory Service, November 2012[29] Energy Regulators Regional Association, “SupportingRenewable Energy, Support Scheme, Incentives andPotential Barriers, Turkey”, pp. 19, October 2011.[30] AEE, “The Spanish Wind Energy Association studieslegal actions against the new cuts approved by theGovernment”, 2013, http://www.aeeolica.org/en/new/thespanish-wind-energy-association-studies-legal-actionsagainst-the-new-cuts-approved-by-the-government/[31] D. Jager, M. Rathmann, “Policy Instrument Designto Reduce Financing Cost in Renewable EnergyTechnology Projects”, 2008.SUMMARYTurkey remains as one of the few power markets in Europethat is expected to see sizable growth in power demand andnew capacity for the following decade. Aware of its greatwind resources the Turkish government has developeda regulatory framework to stimulate development of windfarms and a local supply chain. However, even six yearsafter the first regulatory framework was launched for windpower, the market is still maturing. Investors and theRenewable Energy Source (RES) industry have put someof the blame on the transparency around the legislativeprocess and some unclear regulations. Although theTurkish government has tried to clear many of the issuethroughout 2012, some issues may best solved by securingtransparency, longevity and certainty (TLC) for investorsand manufacturers.The RES industries in Spain and the United Kingdom aregoing through a transformation period. Spain, together withGermany and Denmark, was the pioneer in developing anall-inclusive regulatory framework to integrate RES andwas praised by the European Commission. The frameworkenabled a large domestic industry with employment over40,000 in 2008 and with wind power being 20 per cent oftotal installed power. Yet, failure to anticipate flaws in theregulation, and lack of willingness of the current governmentto provide transparency and inclusiveness to the sector,has resulted in the market stalling and dismantling of mostmanufacturing capacity.In the UK, the energy regulator was initially not successful indesigning a regulatory framework to stimulate developmentof wind farms and a local industry. Wind power instalmentslagged targets in most years. A close to bi-partisan energyreform is addressing most of these design weaknesswith emphasis on TLC. In particular, the large degree ofinclusiveness of the RES sector and independent expertsthrough among other working groups is welcomed. Evenbefore the system is in force, the results are beginningto appear. Without specific local content requirements inthe reform several large wind power manufacturers havealready announced plans, or are exploring possibilities, toset up a local supply chain in the UK.The cases of Spain and the UK, attention to TLCand inclusiveness of the RES sector ought not to beunderestimated. To push the development of wind powerfurther in Turkey, reduce the cost of energy, and stimulatea local supply chain, the Turkish government should putmore empathise on TLC through further collaboration withthe RES industry. The most pressing issues are guidanceon the post-2015 regulatory framework for RES and a 2030RES or decarbonisation target. To ensure acceptance andindependent inputs from relevant stakeholders, workinggroups and expert panels should first be established.126

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTHE EXPERIENCE WITH SUCCESFUL EXECUTION OF HRSGs FORAMBARLI PROJECTRadomír NANTLBilfinger Babcock CZJan BYTEŠNÍKBilfinger Babcock CZFilip KALČÍKBilfinger Babcock CZ1. COMPANY INTRODUCTIONBilfinger Babcock CZ s.r.o. is an important providerof steam generators and power plant equipment withits premises in Brno, Czech Republic. The companyprovides comprehensive solutions for applications usinga wide range of fuels and/or waste heat utilisation, havingenvironmental friendly technologies in focus. In detail,the product portfolio consists of Heat Recovery SteamGenerators, Clean Biomass Fired Boilers, Coal FiredBoilers, Special Boilers, Turnkey Plants, Modernizationand Repairs of such equipment and newly also 3D LaserScanning services. The scope of works and servicesranges from technical feasibility study up to final assembly,as well as plant operations and lifetime services. Solutionsby Bilfinger Babcock CZ represent technical perfection andcomprehensive customisation for any specific need.The company is a member of the international engineeringand services group Bilfinger SE, which offers customizedservices for industrial facilities, power plants, real estateand infrastructure.The Group generates annual output volume over eight billioneuros and employs more than 60,000 people worldwide.2. PROJECT INTRODUCTIONLocation: Istanbul, Ambarli, TurkeyCustomer: EPP International B.VContract Signature: 7.4.2009Effective Date: 10.6.2009Scope of supply: Delivery of 2 HRSG units behind SGT5-4000F including:• Basic design• Detail design• Procurement• Manufacturing• Delivery (DDU Ambarli, Incoterms 2000)• Site Advisory services for erection and commissioning• Performance testsDesign: Complete scope of design and engineering wasperformed in our offices in BrnoManufacturing: Due to logistical reasons, the productionof the HRSG´s modules (9 modules) was split among3 companies, including AEE Nanjing, China, AEE DuroDakovic, Croatia and Vulcan International, Romania3. SCHEDULEDelivery of pressure parts: within 16 months from theeffective date (DDU Ambarli Port, Incoterms 2000)Delivery of the rest of supplies within 20 months from theeffective date (DDU Ambarli Port, Incoterms 2000)Hydro test: at the latest by 34 months from Effective DateHRSG ready for GT 1st fire: at the latest by 36 monthsfrom Effective DateProvisional Acceptance (PAC) at the latest by 40 monthsfrom Effective DateDue to reasons beyond the HRSG-boiler area, the handover of the plant will be achieved later than originallyplanned in 2013.4. BASIC DESCRIPTIONThe boiler island is part of a Combined Cycle Power Plantin Ambarli, and it consists of two Gas Turbines, two Heat127

BİLDİRİLERPROCEEDINGSHRSG. Further it supplies HP steam produced by the HRSGto the HP main steam system during normal operation; Itsupplies HP feedwater to the HRSG HP de-superheatingsystem, maintains and safeguards HP superheated steamtemperature within the allowable ST and main steamsystem limits during part load operation at high ambienttemperatures and ST start-up. Discharges HP steam by HPby-pass reducing station (if the steam is not taken by ST).Recovery Steam Generators (HRSG) feeding steam toexisting Steam Turbines (ST).. For the first boiler the prefix“40” is used and for the second boiler “50”, also for theKKS coding system. The Boiler island includes two HRSGswith integrated deaerators: the deaerators are integratedinto the LP drums. Furthermore blow-down tanks areprovided. As a special feature, a dry running capability fortemporary operation was considered in the design. Duringdry operation the gas turbine exhaust temperature shallbe limited to 490°C. The HRSGs are designed to operatein dry running mode at least 5,000 hours per year. Theinstallation is of indoor type and vertical design, triplepressureboiler with reheat, integrated de-aerator and withnatural circulation. Both HRSGs are without supplementaryfiring. The HRSG outer side column structures are alsoused as the boiler house structure that will be cladded allaround. The gas turbine primary fuel is natural gas. Dieseloil can be used as a back-up fuel. The HRSG boilers havethree pressure systems, named as HP (high pressure), IP(Intermediate pressure) and LP (Low pressure) system. Apart of the IP system is the RH (reheat) system which isused for heating the IP pressure steam and also reheatingthe steam extracted from the HP Steam turbine. The boilersystem contains the blow down system and the exhaustgas system, too.5. CONFIGURATION OF THE SYSTEM5.1. HP SystemDescription of HP systemThe high-pressure steam generation system of the heatrecoverysteam generator (HRSG) generates HP steamof specific quality, i.e., which means with correct pressureand temperature, from the thermal energy contained in GTexhaust gas. The high-pressure steam generation system islocated between feedwater system and main steam system.Besides it fulfils following objectives: it heats feedwater ateconomizers and delivers it to the HP drum during startup,shut-down and power operation of the combined-cycleunit, further it shuts off feedwater supply during feedwatercontrol malfunction in order to prevent overfeeding of theHP main steam piping system / HP by-pass reducingstationThe HP main steam piping system receives HP steam fromthe HRSG and transfers it to the ST. The piping system isfurnished with a flow meter for steam flow measurement.Warm-up drain stations are provided in the system to allowsystem drainage and warm-up, particularly during plantstart-up. The particular start-up remains active during normalplant operation to maintain superheated steam conditionwithin the HP steam pipelines. Sampling connections areprovided in the system for HP steam sampling duringoperation. To limit and control HP steam pressure, a HPby-pass is installed to transfer steam, which is not taken bythe ST, to the cold reheat piping system. The HP bypassreducing station is designed to transfer the full amountof HP steam at rated pressure to the cold reheat system.The HP by-pass is completed with spray injection water tolimit the outlet steam temperature to the reference valuebefore entering the cold reheat system. The HP system isequipped with safety relief valves for protection of the HPsystem against over pressure. Safety valves are installed atFW line, HP drum and steam line.5.2. IP SystemDescription of IP systemThe intermediate pressure steam generator system of theheat recovery steam generator (HRSG) generates IP steamof specific quality, which means with correct pressure andtemperature, from the thermal energy contained in theGT exhaust gas. Before the steam enters the RH system,exhaust steam from RCL (reheater cold line) is admixed.Superheated steam generated by the RH system is fed tothe IP part of the ST. Besides, it fulfils following objectives:Delivers feedwater to the IP drum during start-up, shut-downand power operation of the combined-cycle unit. Feedssuperheated IP steam from HRSG to the reheater system;supplies IP feedwater to the HRSG RH desuperheatingsystem. Maintains and safeguards RHL (reheater hot line)temperature within the allowable ST and RHL system limitduring part load operation at high ambient temperatures andST start-up. Shuts off feedwater supply during feedwatercontrol malfunction in order to prevent overfeeding of theHRSG. Passes exhaust steam of the HP turbine and steamfrom the IP superheater via the reheater section of theHRSG to the IP ST. Passes the HP steam from the HPreducing station and the steam from the IP superheatervia the reheater section through the IP-bypass-station to128

BİLDİRİLERPROCEEDINGSthe ST condenser during bypass-operation. Accepts steamflow from the HP pressure reducing station whenevernecessary. The system is located between the feedwatersystem and the Hot RH steam system.ReheaterThe reheater (RH), which is divided into two parts, is locateddownstream the exhaust gas inlet of the HRSG. Duringnormal plant operation the exhaust steam from the HPturbine section flows via the reheater of the HRSG to the IPturbine inlet. Before entering to the reheat section the HPturbine exhaust steam is mixed with superheated IP steamcoming from the IP superheater. The RH desuperheatingspray system delivers water into a RH attemperator locatedin the hot reheat piping system. The attemperator limits thesteam temperature to the allowable ST operating rangeduring part load operation at high ambient temperaturesand ST start-up. The desuperheater is used for temperaturecontrol of outlet steam and also to protect final reheatersurfaces from overheating at part loads and at high ambienttemperatures. A safety relief valve is located behind thereheater 2. Drain lines from different parts of the IP systemare routed to the blow-down system. A sampling connectionis provided in the system for RH steam sampling duringoperation. The line from the HP bypass is routed to the coldreheat line. During bypass operation additional steam flowis delivered from the HP reducing station.5.3 LP SystemDescription of the LP systemThe low pressure steam generation system of the heatrecovery steam generator (HRSG) generates LP steamof specific quality, which means with correct pressureand temperature, from the thermal energy contained inGT exhaust gas. Besides it fulfils the following objectives:Feeds superheated LP steam from the HRSG to the LPmain steam system during normal operation. Shuts offcondensate supply during feeding control malfunctionin order to prevent overfeeding of the HRSG. Deliverscondensate to the LP drum during start-up, shut-downand power operation of the combined cycle unit. DeaerateFW due to required oxygen content or conductivity in thefeedwater. Supplies saturated steam from the LP drum tothe auxiliary steam system. Supplies water for the HP andthe IP feedwater pumps. The low pressure steam generationsystem is located between the condensate system and LPmain steam system.Condensate system, condensate preheaterThe condensate is fed by the main condensate pumpsthrough the exhaust gas condensate preheater to the LPdrum. The condensate preheater is by-passed during Oilfiring mode of the GT. The condensate line is equipped witha non-return valve to prevent back-flowing from the HRSG.The line can be isolated by a remotely operated valve. Acondensate control valve is located upstream of the LPdrum and downstream the condensate preheater. To ensurea sufficient deaeration the condensate temperature at theoutlet of the LP condensate preheater is to be controlled tosaturation temperature of the LP drum minus approx. 10 K.This is achieved by means of mixing cold condensate fromthe LP condensate preheater inlet to the LP condensatepreheater outlet. For this purpose a bypass line withcontrol valve is provided. The LP condensate preheaterrecirculation pumps are installed to re-circulate water fromthe LP condensate preheater outlet to the LP condensatepreheater inlet in order to keep the LP condensate preheaterinlet water temperature above water dew point. Two LPcondensate preheater recirculation pumps are installed,whereas one is typically in operation and one is stand-by.The recirculation flow is adjusted via a control valve. Theminimum flow of the LP condensate preheater recirculationpump is assured by minimal opening of the control valve(maintained by a dedicated control loop, flow is measured).Due to higher dew point of flue gases during firing fuel oil,all condensates must by-pass the condensate preheaterthrough the valve in by-pass line.LP main steam piping systemLP main steam line is connected to the outlet header of theLP superheater. The LP main steam piping system receivesLP steam from the HRSG and transfers it to the ST. A flowmeter is provided in the system to measure the LP steam flow.Drain stations are installed in the pipeline for pipe drainageand warm-up of the system, particularly during plant start-up.Sampling connections are also provided in the system forLP steam sampling during operation. A safety relief valve islocated at the LP superheater outlet. A safety valve protectsthe system against over pressure. The discharge capacityof this safety relief valve is at least equal to the maximumcontinuous rating (MCR) of the LP steam generator.5.4. Blow-Down SystemDescription of the blow-down systemThe continuous blow-down of the HP is cascaded into the IPdrum. The continuous blow-down of the IP drum dischargeswater to the common start-up/blow-down tank where hotwater partly flashes. The start-up/blow-down tank is anon-pressure vessel. The exhaust steam is directed intoatmosphere through a noise silencer. The blow down waterleaves the tank to the sewage system. All hot and colddrains from the HP, IP, RH and LP systems are lead intothe start-up/blow-down tank. Continuous blow-down flowsfrom the IP and LP drums directly to the tank. Additionally,HP, IP and LP drum overflow lines as well as blow-off linesof the IP economizer and the LP condensate preheater areconnected to the blow down tank.6. BOILER ASSEMBLY PROCESSThe main components of the Ambarli HRSGs include theinlet part, the outlet part and nine steam generator modules129

BİLDİRİLERPROCEEDINGSin between. Each module includes one or more heatingsurfaces. The number of steam generator modules in theflue gas direction result from the complexity of the systemand the maximum economic weight of each module.Moreover, in case of Ambarli each module is split into threeparallel parts. This separation allows a reasonable way totransport each delivery part (module) to the site, wherehighly qualified site staff handles and assembles all singleparts of each modules into the final watertight system, bymeans of special assembly equipmentAt the beginning of boiler installation, the steel structuremust be installed which is designed based on the outputof the stress calculation resulting from the expected totalweight. There are several hot beams in the upper part ofthe steel structure. Most pressure and non-pressure ofthe HRSG parts are suspended on them. Hot beams arethe terminal thresholds from the dilatation point of view.There are two dilatation zones in the vertical HRSG. Thefirst are the heating bundles, their connections and thewhole pressure part system and the second is the entirecasing around it, which consists of insulation, steel platesand reinforcements. Because of temperature differenceschanging between these two zones, there must not be anyphysical tie between them in order to avoid internal stresses,which could result in a damage of the whole system. Eachzone has to allow independent expansion.By influence of different dilatation distances of two dilatationzones, it is impossible to fix header inlets and outlets onthis ‘boiler wall’. It would break the condition of two noncontactdilatation zones. Therefore, dilatations are carefullycalculated and cross-connections are equipped with textileexpansion joints.The Principal Process Diagram of Ambarli HRSGHot beams are the only part of the steel structure, whichare in direct touch with exhaust gas. The ‘hot beams’ arecalled so because of the temperature of flue gas in theirinstant surroundings in spite of their location in the coldestpart of the HRSG. That means, behind the last heatingsurface downstream the HRSG. The system of suspensionof particular modules is realised by means of tube sheets.These are linked by massive hangers among them. Eachtube sheet is equipped with a specific number of holeswith an exact relative geometry for fixing transversal andlongitudinal pitches between elementary heating finnedtubes. There is a specific strength demand on bridgesbetween the holes, because they keep the whole weightof all pressure parts, especially the first ones under thehot beams. 54 pieces of tube sheets were used for eachmodule.Tube sheet hangers – each pair of them for one tube sheet7. SPECIAL FEATURESAn HRSG installed in open cycle? Yes, it is really true!! Thisseemingly non-sense sounding sentence is really possible.One of the interesting issues of this project is so-called “dryrun operation” mode, i.e., the possibility of HRSG operationin dry conditions without steam generation. At the same time,the boiler can serve as a “by-pass stack”. Because of hightemperatures, which are not usual especially in the upperpart of the boiler, suitable materials for both pressure andnon-pressure parts, resistant to high temperature, weredesigned; a solution for significantly increased dilatationand sagging, in particular in the area of the so-called hotbeams, on which the whole boiler is suspended, had tobe achieved. In March last year the dry run operation wastested and the whole process was finalized by a one-houroperation test with “full temperature” of 490°C under suchconditions. The operation measurement confirmed that theboiler really did not generate any steam and was exposed tothe high temperature: the difference between inlet and outlettemperature of flue gases was approximately 1K only.Other operation: several days of operation in steady stateof the boiler with 100% output of GT together with the loadchanges of the GT, e.g. 14 MW/min, was done during the hottests. Besides minor problems, e.g., some boiler vibrationduring idle mode operation of the combustion turbine, wereeliminated by an appropriate adjustment of the GT; theoperation of the whole equipment was finally excellent.8. CHEMICAL DOSINGSome matters were taken into account for chemical regimeof the water/steam cycle of the power unit: A pH-value inthe range of 8.9 to 9.2 must be maintained because of the130

BİLDİRİLERPROCEEDINGSmaterial composition of the condenser heat exchanger,as its materials contain copper compositions. The designwith of horizontally arranged heating surfaces of the HRSGboiler without using forced circulation does not allow dosingof sodium phosphate. A Condensate Polishing Plant (CPP)is installed in the steam water cycle, especially for removalof impurities in the condensate during the period of startupwith external steam. The Chemical Water Treatment Plant(CWTP) is able to deliver make up water in the high quality.The finally selected steam water chemistry regime had to bein compliance with the requirements of the VGB guideline R450 Le – 2004 and other relevant specific guidelines.The control of the chemical regime consists only ofalkalization of the steam-water cycle by the volatilealkalization agent (AVT), namely ammonia (NH)3. AVT isdosed into a mixture of demineralized make up water andcondensate, returning from the turbine island downstreamthe condensate polishing plant of the unit.LP feed water is deaerated by means of thermaldegasification. Make up water is fed to the system throughthe condensate system which has a deaeration function,too.Na3PO4 is used only into the closed cooling circuits of STCCC and GT CCC, filled with demineralized water for thetreatment of the pH value from 9.0 through 9.2.9. CONCLUSIONFinally, a statement can be made that preliminary reachedresults meet all the expectations.HP Steam System:Nominal steam outlet temperature 540 °CNominal steam outlet flow78.1 kg/sNominal steam outlet pressure 115.0 bar(a)Reheated Steam System:Nominal steam outlet temperature 540 °CNominal steam outlet flow90.1 kg/sNominal steam outlet pressure 29.0 bar(a)LP Steam System:Nominal steam outlet temperature 195 °CNominal steam outlet flow8.0 kg/sNominal steam outlet pressure 4.0 bar(a)All predicted respectively calculated data when comparingwith measured values, where in compliance; only minimaldeviations good be observed only. At the momentpreparations for the reliability run period are done at site.The performance guarantee measurement test for thecomplete CCPP is scheduled for June 2013; subsequently,the equipment will be handed-over to the customer.131

BİLDİRİLERPROCEEDINGSNÜKLEER ENERJİ ÜRETİMİNDE GÜVENİLİR YAKIT ÇEVRİMİ: TORYUMReşat UZMENEkstraktif Metalürji KoordinatörüAMR Mineral Metal A.Ş.ÖZETGünümüzde Türkiye’nin de içinde bulunduğu, kalkınmaktaolan ülkelerin hızlı kalkınma sürecine girdikleri, bunun entemel sorununun da enerji üretimi olduğu bilinmektedir.Enerji talebindeki hızlı artış özellikle fosil enerji kaynaklarına(doğal gaz, petrol, kömür) dayandırılmaktadır. Oysa sözkonusu kaynakların hem azalması, hem de iklim değişikliğineolumsuz etkileri, güvenilir ve çevre etkisi olabildiğincedüşük enerji türleri arayışını hızlandırmıştır. Yenilenebilirenerji kaynakları iklim değişikliği gereklerini yerine getirmekteama kesikli üretim özelliklerinden dolayı ülkelerinihtiyacına tam cevap verememektedirler. Nükleer enerjikarbon salımı düşüklüğü ve sürekli güvenilir enerji vermesibakımından ön plana çıkmaktadır. Bu bildiride, nükleerenerjiye ilişkin, maliyet, nükleer güvenlik, nükleer silâhlarınyayılması gibi bazı problemleri çözebilecek toryum yakıtçevrimini kullanan yenilikçi nükleer enerji üretim sistemlertanıtılmaktadır. Toryumun Türkiye için özel önemi, dünyadahâlen bilinen rezervler bakımından Türkiye’nin ikinci sıradayer almasıdır.NÜKLEER ENERJİ TARTIŞMASIFosil enerji fosil enerji kaynaklarının azalmaya yüz tutması,bu kaynakların coğrafî olarak eşit dağılmaması, fiyatlarınıngiderek artması ve en önemlisi iklim değişikliğine yol açankarbon gazlarının salımına yol açmaları 21. yüzyılda artanenerji ihtiyacının daha çok yenilenebilir enerji ile nükleerenerjiden karşılanması zorunluluğunu ortaya çıkaracak gibigözükmektedir.Japonya’da Fukuşima nükleer güç reaktörlerinde meydanagelen kaza bazı ülkelerin nükleer güvenlik endişeleriylenükleer programlarını yavaşlattıkları veya tümüyle askıyaaldıkları bilinmektedir. Buna rağmen ileriye dönük enerjitalepleri ciddî boyutlarda olan ve içinde Türkiye’ninde yer aldığı birçok ülke nükleer programlarından vazgeçmemişlerdir. Elbette Fukuşima kazasından çıkarılacakdersler vardır, ama bunu bahane ederek şuursuz birnükleer aleyhtarlığı şu anda insanlığı tehdit eden en büyükolgu olan iklim değişikliğini daha da artıracaktır.Elektrik üretiminde kullanılan çeşitli enerji kaynaklarınınkW/h başına atmosfere saldıkları eşdeğer karbondioksit gazıdeğerleri incelendiğinde nükleerden elde edilen elektriğinbirim başına karbon salımının kullanılan konvansiyonelenerji kaynaklarından çok daha az ve yenilenebilir enerjikaynaklarından bazılarından az veya eşit miktarda olduğugörülmektedir. İklim değişikliğine yol açan sera gazlarısalımında bütün enerji kaynaklarının %75 kadar bir payaldığı dikkate alınırsa, özellikle elektrik ve ısı üretimindenükleer enerji kullanımın iklim değişikliği ile mücadelede nekadar önemli bir rol oynadığı anlaşılmaktadır.NÜKLEER ENERJİNİN ÖNÜNDEKİBELİRSİZLİKLERŞekil 1. 2030’a kadar dünya birincil enerji talebi - Referans senaryo [IEA,2010].Bu gerçeğe karşın hâlen kullanılan teknolojisi itibariyle,özellikle kalkınmakta olan ülkelerde nükleer enerjininyaygınlaşmaması veya arzu edilen hızla büyümegöstermemesinin bazı temel sorunları vardır. Nükleer enerjisantrallerinin yapım maliyeti, yapım süresinin uzunluğuve geri ödeme dönemi, özellikle birçok kalkınmakta olanülkenin ciddî borçlanmalar yapmadıkça üstesinden geleceğiboyutta gözükmemektedir. Gene de nükleer enerjidenüretilen elektriğin maliyeti gaz ve/veya kömür santrallarındanüretilen elektriğin birim fiyatlarıyla rahatlıkla boy ölçüşecekdüzeydedir. Ayrıca şu anki teknolojik düzeyleriyle güneşfotovoltaik ve rüzgâr santrallarından üretilen elektrik132

BİLDİRİLERPROCEEDINGSenerjisi birim fiyatları nükleer elektrik fiyatlarının üzerindeseyretmektedir.makta olan reaktörler ile günümüzdeki artış eğilimi göz önünealındığında ancak 80 yıl kadar yeterli gözükmektedir[1].Uranyuma olan talep arttıkça fiyatının da artacağı, bugünpahalı kategoriye giren uranyum rezervlerinin o zamanekonomik olarak işletilebilir duruma gelebileceği savı ilerisürülse bile, kalkınmakta olan ülkelerin iddialı kalkınmahedefleri ve mevcut nükleer reaktör tasarımları dikkatealındığında, diğer uranyum rezervleriyle birlikte toplamrezervlerin 100 yıldan fazla yeterli olamayacağı değerlendirilmektedir.Şekil 2. Değişik elektrik üretim sistemlerinden çıkan karbonsalımları [Daniel Weisser, A guide to life-cycle greenhouse gas(GHG) emissions from electric supply technologies, PESS/IAEA,2007].Bir diğer belirsizlik, nükleer reaktörlerin gerekli kıldığı nükleergüvenlik anlayışını karşılayacak olan işletme ve düzenlemedeneyiminin kalkınmakta olan ülkelerde bulunmamasıdünya ölçeğinde endişelere yol açmaktadır. Nükleergüç santrallerine sahip olmayı arzulayan her ülke uluslararasıtemel güvenlik anlaşmalarına taraf olmak ve uymakzorundadır. Bunlardan en önemlisi 1994 tarihli Nükleer GüvenlikSözleşmesidir. Gözden geçirme toplantılarında tarafülkeler bir araya gelerek nükleer tesislerle ilgili mevzuatlarını,uygulamalarını tartışmak, saydamlıkla ortaya koymakzorundadır. Böylece nükleer enerjiden yararlanmak isteyenülkelerin nükleer güvenlik felsefesini geliştirmesi amaçlanmaktadır.Buna bağlı olarak, gelişmekte olan ülkelerde nükleer tesisve maddelerin emniyeti konusunda da ciddî gelişmelerinve altyapının oluşması bir zorunluluk olarak ortayaçıkmaktadır.Bilhassa Batı dünyasında yaygın olan bir görüşe görenükleer silâh yapımı peşinde olan bazı ülkeler, sadeceelektrik veya ısı üretiminde kullanılacak barışçı nükleerenerji programlarını bir örtü olarak kullanmaktadırlar.Geçmişte rastlanılan bazı olaylar maalesef bu algılamayıdoğrulamaktadır. Nükleer silâhların yayılmasını önlemekmaksadıyla 1968 yılında yürürlüğe giren aynı adlı antlaşma,1. Körfez savaşını takiben Ek protokol uygulamasıyla dahada güçlendirilmiştir. Bunun sonucunda nükleer enerji üretimive bağlı nükleer yakıt çevrimi programı uygulamak isteyenülkeler söz konusu antlaşmalara ve ek protokolüne uymakzorundadırlar.Bir diğer belirsizlik konusu da, uranyum kaynaklarınınyeterliliği, teminindeki kolaylık ve çevresel sürdürülebilirliktir.Hâlen bilinen uranyum rezervleri (kg U başına80 USD’ın altında ve 80 ile 130 USD arasında maliyetli rezervler)5,4 milyon tondur. Bu rezervlerin % 50’den fazlasıAvustralya, Kazakistan ve Kanada’da bulunmaktadır. Yıllıkuranyum talebi de 68.000 ton dolayındadır. Bu bakımdansözü edilen maliyet aralığına giren rezervler, hâlen çalış-Kamuoyunda haklı haksız tartışma konusu olan belirsizliklerdenbir diğeri de kullanılmış yakıt yönetimidir. Kapalıyakıt çevrimi kullanıldığı takdirde, reaktörden çıkarılan kullanılmışyakıtlar ile söz konusu kullanılmış yakıtlar işlendiktensonra çıkan yüksek radyoaktiviteli atıkların camlaştırma,vb. işlemlerden geçtikten sonra geçici veya nihaî depolamayönetimi aslında teknolojik olarak çok iyi bilinen ve gayetiyi yönetilen bir çalışmadır. Ama kamuoyu algılaması bazıülkelerde her zaman mantık çerçevesinde olmadığı için sözkonusu depolama yerleri üzerinde kabul etme sorunu yaşanmaktadır.NÜKLEER ENERJİNİN GELECEĞİYukarıda sözü edilen belirsizliklerin üstesinden gelmekve 21. yüzyılda nükleer enerjiden güvenli bir enerjikaynağı olarak yararlanmak isteyen ülkelerin ihtiyaçlarınacevap verebilmek maksadıyla bu yüzyılın başlarında ikiönemli girişim başlatılmıştır: INPRO (2000) ve IV. Kuşak(Generation IV) (2001).Türkiye’nin de üye olduğu ve 32 üyesi bulunan INPROçalışması UAEA’nın öncülüğünde başlatılmış olup amacı,sürdürülebilir nükleer programlara katkıda bulunmak veyenilikçi nükleer enerji sistemlerini ve yakıt çevrimlerini 21.yüzyılda ülkelerin istifadesine sunmaktır.IV. Kuşak Uluslararası Forum’u adını alan ve kısaca GIFolarak bilinen bir diğer girişim de, nükleer teknolojiye sahipülkeleri çatısı altında toplamıştır. Özellikle (a) sürdürülebilirlik;(b) ekonomiklik; (c) güvenlik ve güvenilirlikile (d) nükleer silâhların yayılmasına direnç göstermekve fiziksel korumaya elverişli olmak gibi dört temel ölçütesas almış ve bunlara uyacak yenilikçi nükleer enerji sistemleriniseçmiştir. Üye ülkeler seçilen altı yenilikçi sistemikendi aralarında pay ederek teknoloji geliştirme çalışmalarınısürdürmektedir.Yenilikçi nükleer enerji sistemleri arasında gerek INPROve GIF’in, gerekse dünyanın saygın enstitülerininyaptıkları son araştırmalar ergimiş tuz reaktörlerinin (ETR)ön plana çıktığını, ayrıca toryum yakıt çevriminin sözkonusu ETR’lerde kullanılmasıyla 21. yüzyılda güvenilir,sürdürülebilir, ekonomik ve çevreye dost yenilikçi nükleerenerji üretimine geçilebileceği anlaşılmıştır.133

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTORYUM YAKIT ÇEVRİMİ VE ERGİMİŞTUZ REAKTÖRLERİ:21. YÜZYILDA ENERJİ SORUNUNA BİR ÇÖZÜMToryum doğada bulunan radyoaktif doğurgan olaraknitelenen bir maddedir. Tıpkı U-238 gibi, Th-232 de biryavaş & düşük enerjili) nötron yutarak bölünebilir (yanienerji üretebilir) U-233 izotopuna dönüşür. Toryumlu yakıtçevrimleri yeni bir teknoloji değildir: Rusya ve ABD’de ilkreaktörlerde toryum kullanılmıştır. Ama sonra politikacılartarafından toryum yakıt çevrimi terk edilmiştir; esas sebebitoryum yakıt çevrimlerinden nükleer silâh malzemesi eldeedilememesidir. Toryum yakıt çevriminin, uranyum yakıtçevriminde görülmeyen çok önemli özellikleri vardır.Nükleer silâhların yayılmasına karşı dirençli birçevrimdir. Madenden nükleer atıklara kadar toryumçevriminde nükleer silâh olarak kullanılabilecek herhangi birmalzeme üretmek fevkalâde zordur. Herhangi bir silâh yapımgirişimi yakıt çevrimindeki çok yüksek gama radyasyonusâyesinde hemen tespit edilir; ayrıca reaktör içinde yüksekverimde enerji üretimi yapılması gerektiğinden bölünebilirmadde reaktörün içinde güvenli olarak muhafaza edilmişolur. Böylece toryum yakıt çevrimi kullanan bir ülke hemkendi üzerinde olabilecek herhangi bir uluslararası kuşkuyuortadan kaldırmış olacak, hem de enerji verimliliğini artırarakmaliyetlerini önemli ölçüde düşürecektir.Reaktörde toryum kullanımı pasif nükleer güvenliksisteminden dolayı gayet güvenlidir. Büyük kazalarınoluştuğu Çernobil, Three Mile Island, Fukuşima gibireaktörlerin aksine sahip oldukları özelliklerden dolayıtoryum yakıtlarında benzeri kaza olma riski fevkalâdedüşüktür. Üstelik ergimiş tuz reaktörlerinde herhangibir sebeple kalp içinde sıcaklık yükselmesi meydanageldiğinde reaktör gücü kendiliğinden düşeceğinden, insanmüdahalesine gerek kalmadan reaktör tekrar kararlı hâlegelecektir. Bu bakımdan ETR tamamen güvenlidir. Buhusus özellikle terörist saldırılarını etkisiz kılacağındannükleer emniyet tedbirlerinin gerektirdiği maliyet de ciddîölçüde düşecektir.Toryum yakıt çevriminde izotop zenginleştirme yoktur.Standart uranyum yakıt çevriminde doğadan çıkarılanuranyum içindeki bölünebilir U-235 izotopu %0,71 oranındabulunduğunda pahalı, enerji tüketen ve zor bir teknolojiolan “uranyum izotop zenginleştirme” işlemine sokulmakzorundadır. Bu tesislerde U-235 oranı %3-5 arasındazenginleştirilir. Aynı tesislerde U-235 oranı %85’in üzerineçıkarıldığında bu malzeme nükleer silâh malzemesi olur.Bu bakımdan uranyum zenginleştirme tesisleri hempahalılığı, hem de uluslararası nükleer silâhların yayılmarejimi bakımından oldukça kritik tesislerdir ve dolayısıylakalkınmakta olan ülkelerin kolaylıkla sahip olamayacaklarıbir teknolojidir. Uranyum madenden çıkarıldıktan sonraönce dönüştürme tesislerinde UF6 gazına dönüştürülür,sonra izotop zenginleştirme tesislerine sevk edilir.Zenginleştirilmiş UF6 ciddî emniyet tedbirleri altında, çoğuzaman sınırlar ötesi yakıt yapım yerlerine gönderilir.Oysa maden sahasında nükleer saflıkta üretilebilen toryumoksit yukarda sözü edilen aşamaların hiçbirinden geçmedendoğrudan yakıt yapım tesislerine nakledilir. Böylece toryumyakıt çevriminde, uranyum yakıt çevrimindeki pahalıtesisler, gene pahalı ve riskli yüksek güvenlikli nakliyeler,vb. olmadığından maliyetler önemli miktarda azalır.Nükleer atıklar çok düşük miktarlara iner. Toryumyakıt çevriminin en büyük avantajlarından biri, uranyumçevrimindeki nükleer atıkların en yüksek ve uzun ömürlüradyoaktif maddelerini oluşturan minör aktinitlerin %90 ile100 oranında bertaraf edilmesi ve plütonyumun ise hiçbulunmamasıdır. Böylece toryum yakıtı içinde nerdeysetamamen saf, enerji üretmeye hazır U-233 izotopu oluşur.Özellikle ETR’nde bütün toryum üretimi madencilik atıkların(sıvı ve katı) miktarı uranyum madencilik yakıt çevriminegöre 4000 kez daha azdır. Üstelik uranyumlu Hafif SuluReaktörlere göre 1000 ilâ 10.000 kez daha az toplam atıkçıkarılır. Nihayet, toryum yakıt çevrimin radyoaktif atıklarıçok daha kısa zamanda zararsız hâle gelirler.Enerji verimliliği daha yüksektir. ETR’lerde enerji üretimiiçin mevcut toryumun nerdeyse tamamı kullanıldığından, 1ton yakıt başına ETR’lerde, Hafif Sulu Reaktörlere göre 300kez daha fazla enerji üretimi söz konusudur.Toryum yakıtı mevcut reaktör tasarımlarında da kullanılabilir.Toryumun uranyum kullanan mevcut reaktörlerdekullanımı oldukça eskiye dayanır; gerek helyumla soğutulanyüksek sıcaklık reaktörlerinde, gerek ağır sulu-doğaluranyumlu reaktörlerde, gerekse hafif sulu reaktörlerde toryumyakıtları başarıyla kullanılmıştır.Yakıt temin güvenliği açısından toryum uranyuma göreçok daha yaygın ve boldur (dört kez daha fazla). Toryumunbir başka avantajı da dünyada yüksek teknolojide kullanılanTablo 1. Bilinen Dünya Toryum Rezervleri(80 USD/kg Th maliyetinde bilinen kanıtlanmış rezervler)Ülke Ton Toplamın %’siAvustralya 489 000 19ABD 400 000 15Türkiye 344 000 13Hindistan 319 000 12Venezuela 300 000 12Brezilya 302 000 12Norveç 132 000 5Mısır 100 000 4Rusya 75 000 3Grönland 54 000 2Kanada 44 000 2Güney Afrika 18 000 1Diğer ülkeler 33 000 1Dünya toplamı 2 610 000134

BİLDİRİLERPROCEEDINGSnadir toprak elementleri üretiminde nerdeyse her zaman yanürün olarak elde edinebilmesidir. Nadir toprak elementlereolan ilgi arttıkça, hemen hemen sıfır maliyetle üretilentoryum stokları da artacaktır. IAEA-NEA’nın ortak çalışmaürünü olan Uranium 2007: Resources, Production andDemand başlıklı raporda, bilinen ve tahmin edilen toryumrezervleri 4,4 milyon ton olarak verilmektedir ki gerçekdeğerin oldukça altında olduğu düşünülmektedir. ÜretkenErgimiş Tuz reaktörleri tasarımında bu miktar bile 1000yıldan fazla enerji üretimini garanti etmektedir.Toryum rezervlerinin çoğu kumlarda toplanmıştır ve basit işlemlerlekazanılması yapılabilmektedir. Kısacası uranyummadenciliğine göre çok daha az maliyetli olan toryum kolayca,daha ucuza hemen her ülkede bulunabilecek bir maddedir.ETR sistemlerinden, içinde ergimiş (sıvılaşmış) hâlde toryum,lityum ve berilyum flüorürleri karışımı kullanan sistemeSıvı-Flüorür Toryum Reaktörü - LFTR (Liquid-FluorideThorium Reactor) denir. Kimyasal bakımdan kararlı olanbu tuzlar radyasyonun tahrip edici etkisine dayanıklıdırlarve bulundukları kabın malzemesine aşındırma etkisi yapmazlar.Yüksek radyasyona dayanıklı olmaları, mükemmelsıcaklık özellikleri, en düşük seviyede taze yakıt yüklemegereksinimleri olması ve diğer özellikleri LFTR’lerin bilindikHafif Sulu Reaktörlerden, aynı güç için çok daha küçük hacimlerdeyapılmasına imkân tanır.Şekil 3. Sıvı-flüorür toryum reaktör tasarımı[http://thoriumsingapore.com].LFTR’nin kalbinde, moderatör ve nötron reflektörü olarakgörev yapan grafitten yapılmış muhafaza içinde 700 °C’deergimiş hâlde lityum ve berilyum flüorürleri ile birlikte,toryumdan türemiş uranyum-233 flüorürü bulunur. U-233bölünmeye uğrayarak enerji (ısı) üretir. Bölünme ürünlerisürekli olarak kimyasal işlemlerle sistemden uzaklaştırılır.Önemli olan, kalpte çok daha az miktarda oluşan aktinitlerergimiş tuz içinde kalır ve zamanla dönüşürler ve onlar dabölünmeye uğrayarak enerji üretimine katılırlar.Kalbin çevresinde yer alan örtü (blanket) kabında ise ergimişlityum ve berilyum flüorürleri ile birlikte toryum flüorürbulunur. Kalpten çıkan nötronlar Th-232’yi uranyum-233’dönüştürür. Oluşan uranyum, sisteme verilen flüorür gazıylagaz hâlinde UF6’ya dönüşür ve dışarı alınır. İndirgemekolonlarından geçirilen gaz UF6, katı UF4’e dönüştürülürve kalp içine yeni bölünebilir yakıt olarak ilâve edilir.Ergimiş tuz kabının altında yer alan özel bir hazneninağzında daha yüksek sıcaklıkta ergiyen, bir başka tuzdanoluşmuş tıkaç yer alır. Herhangi bir sebeple kalp içindesıcaklık yükselmesi olursa tıkaç malzemesi ergiyerek açılırve kalp içindeki ergimiş tuzlar aşağıdaki hazneye dolar,sıcaklık kendiliğinden düşer, nükleer bölünme durur, sıcaklıkdüşer ve asla kalp erimesi kazası meydana gelmez.SONUÇHızlı bir kalkınma arayan, ama iklim değişikliği gerekleribakımından fosil enerji kullanımını en aza indirmek isteyenülkelerin en büyük ihtiyacı olan ucuz, kolay, sürekli vegüvenilir olarak temin edilen enerji, önümüzdeki yıllardanükleer enerjiden karşılanma zorunda kalacaktır. Toryumbakımından dünyanın sayılı rezervlerinden birine sahipolan Türkiye’nin de toryumlu ergimiş tuz reaktör tasarımınısüratle işler hâle getirmesinde büyük yararı olacaktır. Çünkühâlen birçok ülke ve ülke toplulukları toryum yakıt çevrimliergimiş tuz reaktörlerine odaklanmış olarak çalışmaktadır.LFTR’lerin bir başka avantajı da yüksek sıcaklıktaçalıştıklarından elektrik türbinini harekete geçiren buharüretiminden sonra hâlâ kullanılabilir ısı içermeleridir. Buısı deniz suyundan tatlı su üretimine, sanayi proses ısısıolarak kullanılmaya elverişlidir. Nükleer güvenlik açısındanson derece yüksek nitelikli olduklarından ve birim hacimdeçok yüksek enerji üretebildiklerinden yerleşim ve sanayimerkezilerinin hemen yakınına kurulabileceklerdir. Şu andaLFTR’ler üzerinde çalışan kuruluşlar aşağıda özetlenmiştir:• Kirk Sorensen’in Sıvı-Flüorür Toryum Reaktörü (FLiBe)tasarımı (ABD).• Kazuo Furukawa’nın Thorium Energy and MoltenSalt Technology Inc. (IThEMS) Fuji Reaktör tasarımı(Japonya).• Çin’in Toryum ergimiş tuz reaktörü (Thorium Molten SaltReactor -TMSR) tasarımı.• EURATOM ve Fransa, Almanya, Çek Cumhuriyeti,Macaristan, Hollanda, İtalya, İngiltere, Slovakya ve Rusyatarafından desteklenen: Thorium Molten Salt Reactor-Non Moderated (TMSR-NM) projesi.Türkiye’nin toryum yakıt çevrimine sahip ergimiş tuzreaktörleri tasarımını geliştirmesi için gerekli olan hususlarşunlardır:• Devlet desteği: siyasî destek ve ilgili devlet kurumlarınınkonuyu teşvik etmesi şarttır. Ayrıca başka ülkelerleişbirliği yapılması söz konusu olacağından dış politikaaçısından da anlayış ve destek gerekmektedir.135

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• AR-GE desteği: Toryum madeninden yakıt yapımına,ergimiş tuz kimyasından, reaktör kalp malzemesine kadarpek çok teknik konuda araştırma yapacak üniversiteler,araştırma merkezlerine (TAEK-TÜBİTAK) proje kolaylığısağlanmalıdır.• Özel sektör desteği: Türkiye’de toryum hemen tamamenNadir toprak elementlerle (lantanitler) birlikte bulunduğundan,nadir toprak elementleri kazanacak şirketlerinyan ürün olarak toryum üretimini de dikkate almalarıgerekecektir. Ayrıca ucuz, güvenilir, sürekli enerji üretimive nükleer güvenliği ile atık yönetimi çok kolaylaşmış, yatırımmaliyeti iyice düşmüş ergimiş tuz reaktörlerine yatırımyapacak şirketlerin oluşması sağlanmalıdır.• Dış ülkelerle işbirliği desteği: toryuma ve nükleer mühendislikteoldukça iyi kadrolara sahip İslam ülkeleri baştaolmak üzere, Hindistan, Rusya gibi ülkelerle, AB veABD’deki uzman kuruluşlarla işbirliği kesinlikle sağlanmalı;hattâ Türkiye’de uluslararası bir Toryum Yakıt Çevrimive Ergimis Tuz Reaktörleri Mükemmeliyet Merkezikurulması için çalışmalara başlanmalıdır.Countries which aspire to develop nuclear programmeshould consider an innovative nuclear reactor technologyas well as less dependent nuclear fuel cycle. Fourthgeneration nuclear reactors with utilization of thorium fuelcycle would be a right answer to the requests of thesecountries. Especially Molten Salt Reactor concept offersvery high stability in the core and almost an absolute safety,as well as lesser production of radioactive wastes, greatefficiency and, if fast neutron spectrum is used, a breedingopportunity which would ensure the extension of uraniumresources life nearly to 10.000 years from the actualestimation of 100 years. Several countries like China, India,US, Russia, etc. as well as some other institutes all overthe world including European Union’s countries. Taken intoconsideration the great potential of resources of thorium inTurkey (and eventual thorium by-product from rare earthminerals processes in Turkey) and in the guidance ofTurkish Government and private sector Molten Salt Reactorconcept with Thorium fuel cycle would be a viable solutionfor the energy demand of a emerging Turkey in short andmedium term.KAYNAKLAR[1] http://www.world-nuclear.org/info/inf75.html[2] http://www.iaea.org/INPRO/about.html[3] http://www.gen-4.org/PDFs/GIF_Overview.pdf[4] The security of Energy Supply and the Contributionof Nuclear Energy, Executive Summary, OECD-NEA,2010.SUMMARYEspecially fast developing countries like Turkey, have tochallenge three main issues: energy security, economicdevelopment and environmental protection. Rapid growingenergy demand is based essentially on fossil energysources (oil, natural gas, coal); but impacts of fossil fuels onglobal climate and their increasing prices while dwindlingresources of these conventional resources are conductingmany developing countries to seek reliable and long lastingenergy sources. Renewable energy sources (solar, wind,marine, etc.) respond perfectly energy security and reductionof carbon emissions aspects of energy utilization, but theirdiscontinuous character makes them unreliable. Thus,nuclear power emerges as a reliable and no-carbon emittingenergy resource, but still there are some ambiguities aboutnuclear safety, waste management, nuclear fuel (uranium)services and availability, without talking about the heavyeconomical burden needed for investing in nuclear powerprogramme.In this paper we are trying to trace a way for a nuclearoption which will be economically available, reliable insafety and responding to the needs of energy security.136

BİLDİRİLERPROCEEDINGSCALCULATION OF HIGHER AND LOWER HEATING VALUES AND CHEMICALEXERGY VALUES OF LIQUID PRODUCTS OBTAINED FROM PYROLYSIS OFHAZELNUT CUPULAESelçuk BILGENDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversitySedat KELEŞDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityTurgay KARDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityKamil KAYGUSUZDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityABSTRACTThe purpose of this study is to evaluate the chemical exergy(e CH ), the higher heating value (HHV) and the lower heatingvalue (LHV) of liquid products obtained from catalytic fastpyrolysis of hazelnut cupulae. In this study, the first and thesecond law of fast pyrolysis products of a biomass sampleinvestigated experimentally in fixed-bed reactor undervarious conditions have been done. Calculations showedthat the chemical composition of liquid products obtainedfrom catalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulae influencesstrongly e CH , HHV and LHV. High proportions of oxygen,compared to carbon or hydrogen, generally reduce e CH ,HHV and LHV of these liquid products. The oil obtainedfrom hazelnut cupulae can be used as a renewable fuel andchemical feedstock.1. INTRODUCTIONRenewable energy sources have been important for humanssince the beginning of civilization[1]. The use of renewableenergy sources is becoming increasingly necessary, ifwe are to achieve the changes required to address theimpacts of global warming. Biomass is the most commonform of renewable energy. Biomass is a term for all organicmaterial that stems from plants. The biomass resourcecan be considered as organic matter, in which the energyof sunlight is stored in chemical bonds. When the bondsbetween adjacent carbon, hydrogen and oxygen moleculesare broken by digestion, combustion, or decomposition,these substances release their stored, chemical energy[2].Fixed-bed fast pyrolysis experiments have been conductedon a sample of hazelnut cupulae (Figure 1) taken fromTrabzon, located in northern Anatolia, to determineparticularly the effects of pyrolysis temperature, heatingrate, particle size and sweep gas flow rate on the pyrolysisproduct yields and their chemical compositions.Exergy function was initially developed in the fieldsof engineering and it can be considered as the mostuseful function to solve cost-optimization problems andto analyze energy conversion systems. In addition, itattracts escalating interests in environmental resourceaccounting, environmental impact assessment, ecologicalcost evaluation, and ecological modelling studies. Ithas also been successfully applied to natural resourcesassessment[3].2. FAST PYROLYSIS AND PYROLYSIS LIQUID(BIO-OIL)Pyrolysis is the conversion of biomass to liquid, solid andgaseous fractions, by heating the biomass in the absenceof air to around 500 °C. It is also always the first step incombustion and gasification, but in these processes itis followed by total or partial oxidation of the primaryproducts.Fast pyrolysis utilizes biomass to produce a product thatis used both as an energy source and a feedstock forchemical production. Fast pyrolysis for liquids production iscurrently of particular interest because liquids can be storedand transported more easily and at lower cost than solidbiomass. The test rig for fast pyrolysis experiments made inthis study is illustrated in Figure 2[4].Figure 1. Photo of hazelnut cupulae taken from city of Trabzonlocated in northern Anatolia in Turkey.The liquid product from biomass pyrolysis is known asbiomass pyrolysis oil, and bio-oil, pyrolysis oil, or biocrudefor short. Bio-oil is not a product of thermodynamic137

BİLDİRİLERPROCEEDINGS3. THE CALORIFIC VALUE (CV) ANDTHE CHEMICAL EXERGY OF ORGANIC FUELS1. N 2gas tube2. N 2flow line3. Flowmeter4. Sample transfer valve to reactor5. Sample filling valve6. Cover for draining char7. Pyrolysis unit8. Inductive reactor9. Liquid collecting container10. Cooling unit11. Gas to atmosphere12. PT100 temperature controller13. Reactor temperature electroniccontrol unit14. Power supply15. Reactor electric input andoutput linking apparatus16. Thermal insulationFigure 2. Process flow diagram of the fixed-bed reactor.equilibrium during pyrolysis but is produced with shortreactor times and rapid cooling or quenching from thepyrolysis temperatures. Bio-oils are combustible but notflammable; because of the high content of nonvolatilecomponents, bio-oil requires significant energy for ignition,but once ignited, it burns with a stable self-sustaining flame.The elemental composition of bio-oil and petroleum derivedfuel is different, and the proximate, ultimate and componentanalysis of used hazelnut cupulae sample are shown inTable 1[4].Table 1. Proximate, Ultimate and Component Analysis ofUsed Hazelnut Cupulae SampleProximate analysis (%)Volatiles 70.16Fixed C a 13.96Ash 6.02Moisture 9.86Ultimate analysis (%) bC 51.15H 5.89N 2.12O a 40.84Empirical formula CH 1.38O 0.60N 0.03Component analysis (%) bExtractives 4.37Hemicellulose 39.96Lignin 19.19Cellulose 36.48The higher heating value (MJ/kg) 20.08Notes: a By difference method. b Weight percentage on dry and ash freebasis.The calorific value of a material provides informationregarding the energy content that may be released whenthe referred material is burnt in air. This parameter is usuallygiven as the energy content per unit mass or volume. Thecalorific value may be expressed in two forms, namely thehigher heating value (HHV) and the lower heating value(LHV). The HHV may be defined as the total energy contentreleased when the fuel is burnt in air, including the latent heatcontained in the water vapor. Thus, the HHV represents themaximum amount of energy potentially recoverable from agiven biomass source. The LHV may be defined as the totalenergy content released when the fuel is burnt in air, but inthis case excluding the vaporization enthalpy contained inthe water vapor[5].The high heating value (HHV) of the raw biomass andpyrolysis products can be calculated by means of IGTformula. The HHV of the liquid products obtained fromcatalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulae has beencalculated from the proximate and ultimate analyses bymeans of the so-called IGT method with the relationship inthis study[6]:( O N)HHV = 341C + 1323H + 68S − 15.3A − 120 +On the bases of 1 kg of the organic fuel entering the controlvolume in standard conditions (T 0= 25 0 C, p 0= 101.325kPa), the combustion reaction is described by:( cC + hH + oO + nN + sS) + v O → v CO + vO 22 H 2H O( l ) + v SO + v NO 2222Balancing equation of the reaction, we have:vCO2= c, v111 1= h, v = s, v = n, v = c + h + s − oSO2N2O2224 2H2OeCH=( HHV ) −T[ s + v s − v s − v s − v s − v s ]KCO 2The projected increase in wood utilization in domesticheating makes it desirable to evaluate the energy contentof wood. In any process, it is thought useful to obtain workof the second law analysis or exergy analysis, as well asthe first law analysis[7]. Chemical exergy is equal to themaximum amount of work obtainable when the substancesunder consideration are brought from their environmentalstate to the dead state by reversible processes involvingonly heat transfer and exchange of substances with theenvironment[8]. The chemical exergy (e CH ) of liquid organicfuels can be determined by means of the tables of thestandard chemical exergy. The chemical exergy of the liquidproducts obtained from catalytic fast pyrolysis of hazelnutcupulae has been calculated, in MJ/kg, as follows[9]:0O 2 O 2 CO 2 CO 2 H 2 O H 2 o SO 2 SO 2 N 2 N 2CHCHCHCHCH[ v eCO 2 + v eH 2 O + v eSO 2 + v e N 2 − v eO 2 ]CO2H2OSO2N2O2+The absolute entropy for organic fuel can be estimated, inkJ/kg.K, as follows [10]:⎡⎛h ⎞⎤⎢+ onss = c 37.1653−31.4767 exp⎜−0.564682 ⎟ 20.1145 + 54.3111 + 44.6712 ⎥⎣⎝ c + n ⎠ c + n c + n c + n ⎦SO 2N 2(1)(2)(3)(4)(5)138

BİLDİRİLERPROCEEDINGSAfter calculating the chemical exergy of several liquidorganic fuels, approximate formulae have been derivedexpressing the ratio β of their chemical exergy to the loverheating value (LHV) as a function of the mass fractions ofthe elements C, H, O, N:H O N ⎛ H ⎞ O= 1 .047 + 0.0154 + 0.0562 + 0.5904 ⎜1− 0.175 ⎟ ; 〈 1C C C ⎝ C ⎠ Cβ and (6)4. RESULTS AND DISCUSSIONe CHβ =LHVThe pyrolysis experiments were performed sweep gasatmosphere in a fixed bed reactor and carried out at 600 °C,with and without ZnO catalyst. In this study, all the yieldswere expressed on a dry and ash-free basis, and their valueswere taken as the average of at least three experiments.Functional group compositional analysis was determined byFT-IR spectrometry. Three main regions: aromatic, olefinicand aliphatic, based upon the chemical shifts of specificproton types was determined by 1 H-NMR spectra. GCanalysis was carried out with typical pyrolysis oil in order toget an idea of the nature and type of compounds in order topyrolysis oil for catalytic and non-catalytic pyrolysis.Elemental analyses were carried out on the pyrolysisproducts oil with a Costech Elemental Combustion System.The elemental composition and calorific value of the biooilwere determined. Elemental compositions of bio-oils,obtained in non-catalytic and catalytic pyrolysis, is givenTable 2. As seen in the Table 2, the bio-oils have loweroxygen content, higher H/C ratio and the higher heatingvalue than original feedstock (Table 1). The importantdecrease in the oxygen content of the oil (18.15%)compared to the original feedstock (40.84%) is importantbecause the high oxygen content is not attractive for theproduction of transport fuels. Catalytic pyrolysis supportsremoval of oxygenated groups. The main aim of the useof catalyst is to remove the oxygen content in the bio-oil toobtain hydrocarbon products. Whereas H/C ratio of bio-oilobtained from non-catalytic pyrolysis is 1.74, H/C ratio ofbio-oil from catalytic pyrolysis is 1.83, which is very closeto H/C ratio of diesel. As expected, H/C ratios of aliphaticfraction of bio-oils are greater than H/C ratio of bio-oils.For catalytic and non-catalytic pyrolysis, bio-oil was separatedinto 2 fractions, pentane soluble and insoluble compounds,by using n-pentane. The pentane soluble material wasfurther separated by adsorption chromatography.Chemical exergy, HHV and L HV (MJ /kg)4442403836343230Chemical exergy HHV LHV1.690 1.710 1.740 1.740 1.750 1.760 1.770 1.770 1.770 1.790 1.810 1.810 1.810 1.830The absolute entropy (kJ/kg.K)Figure 3. The values of the calculated chemical exergy, HHV andLHV versus the absolute entropy for liquid products obtained fromcatalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulae.Chemical exergy, HHV and L HV(MJ/kg)444240383634Chemical exergy HHV LHV32309.290 9.620 10.320 10.420 10.630 10.720 10.820 10.860 10.920 11.370 11.650 11.710 11.750 12.270H%Figure 4. The values of the calculated chemical exergy, HHV andLHV versus the percent of hydrogen for liquid products obtainedfrom catalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulae.Chemical exergy, HHV and L HV(MJ/kg)44Chemical exergy HHV LHV4240383634323069.12 71.16 72.74 73.92 74.12 74.13 74.60 76.40 76.40 76.43 77.13 77.54 78.97 79.54C%Figure 5. The values of the calculated chemical exergy, HHV andLHV versus the percent of carbon for liquid products obtained fromcatalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulae.Table 2. The Elemental Composition, s, HHV, LHV, e cH and Ratio b of Liquid Products Obtained From Catalytic FastPyrolysis Of Hazelnut CupulaeComponentBio-oil n-Pentane Toluene Diethylether Chloroform Acetone Methanola b a b a b a b a b a b a bC 71.16 76.40 74.60 79.54 72.74 73.92 78.97 76.43 74.13 77.54 77.13 76.40 69.12 74.12H 10.32 11.65 11.37 12.27 9.29 10.72 10.92 10.63 10.82 11.75 10.86 11.71 9.62 10.42N 0.37 0.21 - - 0.78 0.72 0.24 0.40 0.18 0.17 0.57 0.40 0.57 0.29O 18.15 11.74 14.03 8.19 17.19 14.64 9.87 12.54 14.87 10.54 11.44 11.49 20.69 15.17H/C 1.740 1.830 1.829 1.851 1.533 1.74 1.659 1.669 1.752 1.818 1.690 1.839 1.670 1.687O/C 0.191 0.115 0.141 0.077 0.177 0.149 0.094 0.123 0.150 0.102 0.111 0.113 0.225 0.154(H/C) - (O/C) 1.549 1.715 1.688 1.774 1.356 1.591 1.565 1.546 1.602 1.716 1.579 1.726 1.444 1.533HHV (MJ/kg) 35.70 40.03 38.80 42.37 34.94 37.55 40.16 38.57 37.79 40.70 39.23 40.12 33.75 37.21s (kJ/kg.K) 1.74 1.81 1.79 1.83 1.69 1.77 1.77 1.75 1.76 1.81 1.77 1.81 1.71 1.74e CH (MJ/kg) 35.72 39.87 38.68 42.12 35.05 37.51 40.15 38.51 37.73 40.52 39.15 39.96 33.86 37.19β 1.086 1.082 1.083 1.080 1.084 1.085 1.079 1.081 1.083 1.082 1.082 1.083 1.088 1.083LHV (MJ/kg) 32.89 36.83 35.71 39.01 32.32 34.56 37.21 35.61 34.83 37.47 36.19 36.89 31.11 34.34Notes: Obtained at 600 °C, a: without catalyst, b: with ZnO (6 wt% of feed) catalyst.139

BİLDİRİLERPROCEEDINGSThe absolute entropy and high proportions of hydrogen andcarbon generally increase the chemical exergy, the higherheating value and the lower heating value of liquid products(Figures 3, 4 and 5).The percent of oxygen and the ratio β generally decreasethe chemical exergy, the higher heating value and the lowerheating value of liquid products (Figures 6 and 7).Chemical exergy, HHV and L HV(MJ/kg)4442403836343230Chemical exergy HHV LHV8.1909.87010.54011.44011.49011.74012.54014.03014.64014.87015.17017.19018.15020.690Figure 6. The values of the calculated chemical exergy, HHV andLHV versus the percent of oxygen for liquid products obtained fromcatalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulae.Chemical exergy, HHV and L HV(MJ/kg)Chemical exergy HHV LHV44424038363432301.079 1.080 1.081 1.082 1.082 1.082 1.083 1.083 1.083 1.083 1.084 1.085 1.086 1.088The ratio betaFigure 7. The values of the calculated chemical exergy, HHV andLHV versus the ratio β for liquid products obtained from catalyticfast pyrolysis of hazelnut cupulae.5. CONCLUSIONIn this study, hazelnut cupulae were selected as rawmaterial for pyrolysis experiments. Fast pyrolysis of hazelnutcupulae with and without catalyst was conducted in a fixedbedto determine to effect of pyrolysis temperatures andZnO catalyst on the product yields and the quality of liquidproducts.The chemical exergy (e CH ), the higher heating value (HHV)and the lower heating value (LHV) of liquid productsobtained from catalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulaewere calculated.O%REFERENCES[1] Bilgen S., Keleş S., Kaygusuz A., Sarı A. and KaygusuzK., “Global Warming and Renewable Energy Sourcesfor Sustainable Development: A Case Study in Turkey”,Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol.12,pp.372-396, 2008.[2] McKendry P., “Energy Production from Biomass (Part1): Overview of Biomass”, Bioresource Technology,Vol.83, pp.37-46, 2002.[3] Martinez A. and Uche J., “Chemical Exergy Assessmentof Organic Matter in a Water Flow”, Energy, Vol.35,pp.77-84, 2010.[4] Bilgen S., Keleş S. and Kaygusuz K., “Calculationof Higher and Lower Heating Values and ChemicalExergy Values of Liquid Products Obtained fromPyrolysis of Hazelnut Cupulae”, Energy, Vol.41,pp.380-385, 2012.[5] Ganan J., Gonzalez J.F., Gonzalez-Garcia C.M.,Cuerda-Correa E.M. and Macias-Garcia A.,“Determination of the Energy Potential of GasesProduced in the Pyrolsis Processes of the VegetalCarbon Manufacture Industry”, BioresourceTechnology, Vol.97, pp.711-720, 2006.[6] Bilgen S. and Kaygusuz K., “The Calculation of theChemical Exergies of Coal-Based Fuels by Usingthe Higher Heating Values”, Applied Energy, Vol.85,pp.776-785, 2008.[7] Bilgen S., Kaygusuz K. and Sarı A., “Second LawAnalysis of Various Types of Coal and Woody Biomassin Turkey”, Energy Sources, Vol.11, pp.1083-1094,2004.[8] Bilgen S., “Calculation and İnterpretation of theStandard Chemical Exergies of Elements Using theChemical Reference Species”, Acta Physico-ChimicaSinica, Vol.25, pp.1645-1649, 2009.[9] Szargut J., “Exergy Method: Technical and EcologicalApplications”, p 35, WIT Press, Southampton, 2005.[10] Bejan A., Tsatsaronis G. and Moran M., “Thermaldesign and optimization”, p 78, John Wiley and Sons,New York, 1996.The chemical composition of liquid products obtainedfrom catalytic fast pyrolysis of hazelnut cupulae stronglyinfluences the values of the chemical exergy, the lowerheating value and the higher heating value. If the calculateddata shown in Table 2 are examined, it is observed that thechemical exergy, the higher heating value and the lowerheating value of liquid products obtained from catalyticfast pyrolysis of hazelnut cupulae are closely related to theabsolute entropy, the ratio β and the percent of carbon (C),oxygen (O), hydrogen (H).140

BİLDİRİLERPROCEEDINGSCLIMATE CHANGE MITIGATION IN TURKEYSedat KELEŞDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversitySelçuk BILGENDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityTurgay KARDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityKamil KAYGUSUZDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityABSTRACTTurkey is a rapidly growing country whose income levelis moving towards that of the rest of the OECD area. Theuse of renewable energy sources is becoming increasinglynecessary, if we are to achieve the changes required toaddress the impacts of global warming. Turkey has achieveddecoupling of SO x, NO xand CO emissions from economicgrowth. Owing mainly to the rapid growth of primary energyconsumption and the increasing use of domestic lignite,SO 2emissions, inparticular have increased rapidly in recentyears in Turkey. The major source of SO 2emissions isthe power sector, contributing more than 50% of the totalemissions. NO xemissions, estimated at 1.1 million tons in2008. NO xemission intensity (per unit of GDP) decreasedbetween 1998 and 2005 from 2.1 to 1.9 kg / USD 1000.1. INTRODUCTIONTurkey is a rapidly growing country whose income level ismoving towards that of the rest of the OECD area. Thiscatch-up process has been associated with a rapid growth ofgreenhouse gas emissions. Nonetheless, carbon emissionsfrom any country contribute equally to the pressure on theglobal climate. Consequently, the major issue facing policymakers is how to contribute to reducing the burden onglobal resources at a low cost and without jeopardizing therapid growth of the economy. The use of renewable energysources is becoming increasingly necessary, if we are toachieve the changes required to address the impacts ofglobal warming.Economy-wide greenhouse gas emissions from fuelcombustion jumped 65% in the 1990s, in contrast to themore modest growth in the rest of the OECD area. TheTurkish government is now in the process of developinga strategy to reduce the growth of greenhouse gases.Turkey will have the obligation to implement measures andpolices to mitigate greenhouse gas emissions but will notbe required to meet a specific greenhouse gas emissiontarget. On the other hand, the privatization of the electricitycompanies will also result in new pricing policies. At present,demand for electricity is boosted by a high level of whatis called “non-technical” system losses. In practice, thisphrase refers both to electricity that is consumed throughillegal connections to the network and non-payment of bills.The new distribution companies will need to invest in newmetering systems to ensure that these practices end. Theproblem may be difficult to settle, in that the new distributioncompanies have different profiles of losses, with illegalconsumption rising to 50% in some areas[1].2. EMISSIONSTurkey has achieved decoupling of SO x, NO xand COemissions from economic growth. Owing mainly to the rapidgrowth of primary energy consumption and the increasinguse of domestic lignite, SO 2emissions, in particular, haveincreased rapidly in recent years in Turkey. The major sourceof SO 2emissions is the power sector, contributing morethan 50% of the total emissions. In 2008, estimated SO 2emissions are 2.1 million tons, increased by 7% between1990 and 2008, while GDP and fuel consumption increasedby 32 and 28% respectively. SO xemission intensity (perunit of GDP) fell by 14% between 1990 and 2008. Majorcontributors to SO xemissions continue to be power plants(64.3%) and industrial combustion (25.6%)[2].NO xemissions, estimated at 1.1 million tons in 2008. NO xemission intensity (per unit of GDP) decreased between1998 and 2005 from 2.1 to 1.9 kg/USD 1 000. However,NO xemission intensity still exceeded the OECD averageby more than 50%. The major contributor to NO xemissionscontinued to be mobile sources. Their share in totalemissions increased by 5% compared with 1998. Powerstations and industrial combustion accounted for 16.9 and18.8% respectively. Carbon monoxide emissions amountedto 3.2 million tons in 2008, a 30% decrease since 1990and mostly come from non-industrial (39%) and mobile(38%) sources. Since 1998, the contribution from nonindustrialfixed sources has increased while that frommobile sources has decreased by 12%. On the otherhand, volatile organic compound (VOC) emissions haveincreased slightly. Total emissions were estimated at562 million tons in 2008, with nonindustrial fixed sourcescontributing 32%, mobile sources 23% and solvents 29%of total VOC emissions.141

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTable 1. Greenhouse Gas Emissions By Gas(Million tons CO 2eq)Years CO 2CH 4N 2O Total1990 139.6 29.2 1.3 170.11992 152.9 36.7 4.0 193.61994 159.1 39.2 2.2 200.51996 190.7 45.0 6.1 242.11998 202.7 47.7 5.6 256.62000 223.8 49.3 5.8 280.02002 216.4 46.9 5.4 270.62004 241.9 46.3 5.5 296.62006 266.3 51.4 3.6 323.42008 271.4 51.8 4.2 327.4Source: Ref. [3].Between 1990 and 2008 total greenhouse gas (GHG)emissions increased by 85% from 170 Tg/CO 2eq in1990 to 327.5 Tg/CO 2eq in 2008 (Table 1). The energysector accounted for 79% of the total in 2008. The othercontributing sectors are the waste sector (9.3%), industrialprocesses (8.1%) and agriculture (5.1%). Most (92%) of totalCO 2emissions are from fossil fuel combustion[3]. Figure 1shows the CO 2emissions from electricity generation powerplants in Turkey.4. IMPROVING ENERGY EFFICIENCYEnergy intensity decreased by 8% between 1990 and 2005and this value is below the OECD average. Its improvementthrough improved sectoral energy efficiencies is animportant objective of Turkey, which should bring multiplebenefits: economic benefits, environmental benefits andrelated health benefits. Energy efficiency policies havebeen implemented in the industrial, residential and servicessectors. General investment support programs also havean indirect positive impact on energy efficiency. Thereare no direct tax incentives to encourage end-use energyefficiency, nor is there any other kind of direct financialincentives. On the other hand, the National EnergyConservation Centre (EIE/NECC) has provided training toconsumers on energy conservation measures, conductedenergy audits in industry, maintained energy consumptionstatistics for the industrial sector and public buildings, andco-ordinated dialogue and co-operation with the relevantinstitutions. In 2004, the Energy Efficiency Strategy wasadopted to support, in a more comprehensive way, energyefficiency in the final energy consumption sectors and moreactively engage ministries and stakeholders in applyingenergy efficiency measures[5].5. RENEWABLE ENERGY IN TURKEYRenewable energy supply in Turkey is dominated byhydropower and biomass (Table 2), but environmentalFigure 1. The CO 2emission from electricity energy production inTurkey (Million tons)[6].3. REDUCING POLLUTION FROM ENERGYPRODUCTIONThe government further reformed the regulatory frameworkto reduce pollution from energy production. In 2006, the newRegulation on Control of Air Pollution from Industrial Plantsset standards for emissions of NO x, SO 2, CO and PM fromcombustion plants. PM and CO standards were lowered forboth solid and liquid fuel-fired power plants. PM standardswere tightened from 150 to 100 mg/m 3 for solid fuel-firedpower plants and CO standards were lowered from 250 to200 mg/m 3 (for solid fuel-fired plants) and from 175 to 150mg/m 3 (for liquid fuel-fired plants).Some investments have already been made, especiallyto address the environmental impacts of the high sulphurcontent of domestic lignite. New lignitefired power plants havebeen equipped with flue gas desulphurisation technology tocomply with regulations. Six of eleven pre-1986 lignite-firedplants have been retrofitted with electrostatic precipitators toreduce particulate emissions. However, not all electrostaticprecipitators are working at maximum efficiency. Constructionof one power plant based on circulating fluidised bedtechnology has recently been completed[4].Table 2. Renewable Energy Resources in Turkey (1000TOE/year)2000 2003 2005 2007Total energy demand 77624 79402 85340 101510Total energy production 26808 23873 23626 27279Supply by renewables 10149 10036 10131 9604Biomass and waste 6546 5783 5332 5023Wood/wood waste 6541 5775 5325 4994Biogas 5 8 7 15Municipal solid waste - - - -Biofuels 0 0 0 14Wind energy 3 5 5 31Solar energy 262 350 385 420Hydropower 2655 3038 3402 3083Geothermal energy 684 860 1007 1048Share (%) 13.07 12.64 11.87 9.46Biomass and waste 8.43 7.28 6.25 4.95Wood/wood waste 8.43 7.27 6.24 4.92Biogas 0.01 0.01 0.01 0.01Municipal solid waste - - - -Biofuels 0.00 0.00 0.00 0.01Wind energy 0.00 0.01 0.01 0.03Solar energy 0.34 0.44 0.45 0.41Hydropower 3.42 3.83 3.99 3.04Geothermal energy 0.00 1.08 1.18 1.03Source: Ref. [6].142

BİLDİRİLERPROCEEDINGSand scarcity-of-supply concerns have led to a decline inbiomass use, mainly for residential heating[6].Total renewable energy supply declined from 1990 to 2008,due to a decrease in biomass supply. The composition ofrenewable energy supply has changed and wind power isbeginning to claim market share. The share of biomass inthe renewable energy share is expected to decrease withthe expansion of other renewable energy sources as acontributor of air pollution and deforestation. Table 3 showsthe potentials for investment of the renewable energies inTurkey[2].Table 3. Potentials for Investment For RenewableEnergies in TurkeySectors Million € RemarksHydroelectric 114Wind power 57Solar thermal 165Biogas 4Total 340Source: Ref. [6].Economical development potential of28,600 MW, Corresponding 100,000GWh/aEconomical development potentialof 48,000 MW With wind speed > 7m/sEconomical development potentialof 131,000 GWh/a, Corresponding toapprox. 300 million m 2 collector areaAgricultural residual material and dung,when used for electricity generation,1,000 MWe and 7,000 GWh/aTotal gross hydropower potential and total energyproduction capacity of Turkey are nearly 50 GW and 112TWh/yr, respectively and about 30% of the total grosspotential may be economically exploitable. At present, onlyabout 35% of the total hydroelectric power potential is inoperation. The national development plan aims to harvestall of the hydroelectric potential by 2020[7].Among the renewable energy sources, biomass is importantbecause its share of total energy consumption is still high inTurkey [28-31]. Since 1990, the contribution of the biomassresources in the total energy consumption dropped from 15to 5 % in 2008[5].Turkey is one of the countries with significant potential ingeothermal energy and there may exist about 2000 MW eofgeothermal energy usable for electrical power generationin high enthalpy zones. Turkey’s total geothermal heatingcapacity is about 31.500 MW th. Figure 2 shows thedevelopment of geothermal energy installed capacity inTurkey[8].Total solar energy production of 0.290 Mtoe in 2001increased to 0.420 Mtoe in 2008 and is projected to riseto 0.862 Mtoe by 2020. Flat plate solar collectors are themost widespread solar thermal application in Turkey, whichare generally used for the production of commercial anddomestic hot water, especially throughout the coastalregions. In 2008, Turkey had 12 million m 2 of collectorsurface area installed with a heat output of 0.4 Mtoecontributing to energy production[9].In Turkey, electricity is mainly produced by thermal powerplants, by consuming coal, lignite, natural gas, fuel-oil andgeothermal energy, hydropower plants, and most recentlywind energy. The electricity requirement was reported as194 000 GWh in 2008. The electricity is mainly produced bythermal power plants and accounted for 74.82% of the total,while hydro power energy was 25.11 % and the wind powerenergy was 0.07%. In the thermal electricity production, thelignite part was 18.37 % and natural gas was 44%[15].There are a number of cities in Turkey with relatively highwind speeds. These have been classified into six windregions, with a low of about 3.5 m/s and a high of 5 m/s at 10m altitude, corresponding to a theoretical power productionbetween 1000-3000 kWh/(m 2 .yr). Figure 3 shows thedevelopment of wind energy installed capacity in Turkey.Figure 3. Development of wind energy installed capacity (MW)[6].6. PROMOTING RENEWABLE ENERGYMore than half of the renewables used in Turkey arecombustible fuels and waste, the rest being mainly hydro,solar and geothermal. Turkey is richly endowed withhydropower, wind and geothermal resources. Sectoralstudies have indicated that small-scale hydropower isunder developed, and a total potential production of 33TWh of electricity per year. It is estimated that Turkey hasthe potential for up to 48 000 MW of wind power capacity,capable of generating about 25 TWh of electricity peryear[11].Figure 2. Development of geothermal energy installed capacity(MW)[6].There is also large potential for geothermal and solarthermal applications in Turkey. Solar collectors are alreadya significant, market-driven business. The governmentexpects the use of geothermal and solar energy to doublebetween 2008 and 2020. On the other hand, commercialuse of renewable energy has not developed rapidly.143

BİLDİRİLERPROCEEDINGSFinancial assistance is being provided for the developmentof renewable energy projects. In 2008, USD 500 millionwas made available; by 2011, about half had already beencommitted to finance 36 projects with several other projectsunder preparation[5, 6].7. CONCLUSIONClimate change is one of the most difficult challenges facingthe world today. Therefore, renewable energy resourceswill play an important role in the world’s future. Optimaluse of these resources minimizes environmental impacts.Renewables provide an excellent opportunity for mitigationof greenhouse gas. The potential of greenhouse gasmitigation depends on the use and availability of renewableenergy sources and fuel replaced by it.Air pollution is a significant environmental concern inTurkey. Therefore, renewable energy sources are becomingattractive solution for clean and sustainable energy futureof Turkey. The resource availability is very important for thenature of the energy supply. Resource availability refersto the geological, geographic and climatic conditions.Environmental and scarcity-of-supply concerns have led toa decline in biomass use, mainly for residential heating.In recently, electricity has demand increased significantly;it is the fastest growing end-use of energy. Therefore,technical, economic and environmental benefits ofhydroelectric power make it an important contributor to thefuture world energy mix. In the world, particularly in thedeveloping countries renewable energy resources appearto be one of the most efficient and effective solutions forsustainable energy development. The role of hydropower inelectricity generation is substantially greater than any otherrenewable energy technology in Turkey.[2] Kaygusuz K., “Energy and Environmental IssuesRelating to Greenhouse Gas Emissions for SustainableDevelopment in Turkey”, Renewable and SustainableEnergy Reviews, Vol.13, pp.253-270, 2009.[3] TURKSAT, Turkish Statistical Institute. Press ReleaseNo. 32: Air Pollution 2007, Ankara, Turkey, 2008.[4] TUIK, Turkish Statistical Institute. Turkey’s statisticalyearbook 2009, TUIK, 2009.[5] International Energy Agency (IEA). Energy Policiesof IEA Countries: Turkey 2009 Review, OECD/IEA,Paris, 2010.[6] Ministry of Energy and Natural Resources (MENR).Energy Statistics in Turkey available from http://www.enerji.gov.tr[7] DPT, State Planning Organization. Ninth Developmentplan 2007-2013, DPT, Ankara, Turkey, 2006.[8] Keleş S. and Bilgen S., “Renewable Energy Sourcesin Turkey for Climate Change Mitigation and EnergySustainability”, Renewable and Sustainable EnergyReviews, Vol.16, pp.5199-5206, 2012.[9] EIE, Electrical Power Resources Survey andDevelopment Administration. Potential of Turkishrenewable energy, www.eie.gov.tr[10] WECTNC, World Energy Council Turkish NationalCommittee. Energy report of Turkey for 2009.WECTNC, Ankara, Turkey, 2010.[11] DSI, State Water Works. Hydropower potential inTurkey, Ankara, Turkey, 2009.Turkey uses the energy sources inefficiently and consumesmore energy to produce a product. Therefore, the productioncosts in this country are higher than the world’s average.Energy policies of Turkish government should support thedomestic renewable energy sources and use the installedpower plants efficiently in Turkey.The authors believe that Turkey does not use its renewableenergy sources efficiently and should promote newtechnologies and use all its renewable energy potential. Onthe other hand, the phenomenon of global climate change isa very serious economic, social and environmental problem.In order to diminish of this problem, the governments shouldbe supported to utilizing renewables most effectively.REFERENCES[1] OECD Organization for Economic Co-Operation anddevelopment. Environmental Performance Reviews:Turkey, OECD, Paris, 2008.144

BİLDİRİLERPROCEEDINGSFAST PYROLYSIS OF CHESTNUT CUPULAE: YIELDS ANDCHARACTERIZATION OF THE BIO-OILTurgay KARDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversitySedat KELEŞDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversitySelçuk BILGENDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityKamil KAYGUSUZDepartment of ChemistryKaradeniz TechnicalUniversityABSTRACTChestnut cupulae pyrolysis experiments were conducted ina fixed-bed reactor in an attempt to determine the effects ofpyrolysis temperature on the product yields. The maximumbio-oil yield of 52.50 wt% was obtained from chestnutcupulae in N 2atmosphere at a pyrolysis temperature of 600°C, sweeping gas-flow rate of 100 cm 3 .min -1 and particlesize of D p≤ 250 mm. The pyrolysis oils were collected ina cold trap maintained liquid nitrogen and characterizedby elemental analysis and GC. Chromatographic andspectroscopic studies on bio-oil have shown that chestnutcupulae can be used as a fuel and chemical feedstock.1. INTRODUCTIONAmong the many human activities that produce greenhousegases, the use of energy represents by far the largestsource of emissions. Renewable energy is of growingimportance satisfying environmental concerns over fossilfuel usage[1]. In developed renewable energies, biomassenergy or bioenergy accounts for the largest renewableenergy in the world. Biomass is available on a renewablebasis, either through natural processes, or it can be madeavailable as a by-product of human activities i.e. organicwastes. The potential of biomass energy derived fromforest and agricultural residues world-wide is estimated atabout 30 EJ/yr., compared to an annual world-wide energydemand of over 400 EJ[2, 3]. The utilization of biomassfor energy generation has led to reduced carbon dioxide,sulphur dioxide emissions and importantly prevents thegreenhouse effect and acid rain[4].Cellulosic biomass normally consists of the biopolymericspecies: cellulose, hemicellulose and lignin, in theproportions 35–50%, 15–25% and 15–30%, respectively.Pyrolysis is the thermal decomposition of materials in theabsence of oxygen or when significantly less oxygen ispresent than required for complete combustion[5, 6]. Atfast pyrolysis, biomass decomposes to generate vapors,aerosols, and some charcoal-like char. After cooling andcondensation of the vapors and aerosols, a dark brownmobile liquid is formed. This liquid product from biomassfast pyrolysis is known as biomass pyrolysis oil, and bio-oil,pyrolysis oil, or bio-crude for short[7]. The liquid is composedof a very complex mixture of oxygenated hydrocarbons, thecomposition of which is determined intrinsically by the rateof reaction and product quenching, and extrinsically by thefeed composition[8]. Bio-oils are multicomponent mixturescomprised of different size molecules derived primarilyfrom depolymerization and fragmentation reactions of threekey biomass building blocks: cellulose, hemicellulose, andlignin[9].In this study, the fast pyrolysis of the chestnut cupulaewas investigated in a fixed bed reactor. The Chestnutcupulae are an important biomass in Turkey. Turkey isone of the world’s largest chestnut producers. Because ofnonexistent or trace amounts of sulfur, chestnut cupulaecan be considered as a clean energy source like vegetableoils. In particular, the influences of pyrolysis temperature onthe product yields were studied. In addition, the tar obtainedat the conditions of the maximum product yields werefurther analyzed, using chemical techniques, to determineits possibility of being a potential source of renewable fuelsand chemical feedstock.2. EXPERIMENTAL2.1. Raw MaterialSample of chestnut cupulae were obtained from Trabzon,located in northern Anatolia. Chestnut cupulae was groundin a high speed rotary cutting mill and screened to givefractions D p≤ 0.250 mm , 0.250< D p

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTable 1. Main Characteristics of Chestnut CupulaeCharacteristics ValuesMoisture content a (%)Holocellulose content a (%)Cellulose content a (%)Hemicellulose content a (%)Lignin content a (%)Organic extractive a (%)Proximate analysis b (%)VolatilesFixed carbonAshUltimate analysis c (%)CarbonHydrogenNitrogenOxygen dH/C molar ratioO/C molar ratioEmpirical formulaHigher calorific value (MJ/kg)aas received.bweight percentage on dry basiscweight percentage on dry and ash freebasisdby difference1. N2 gas tube2. N2 flow line3. Flowmeter4. Sample transfer valve to reactor5. Sample filling valve6. Cover for draining char7. Pyrolysis unit8. Inductive reactor9. Liquid collecting container11.0355.6937.5518.1418.0812.6979.856.612.4742.825.370.9050.911.500.89C 59H 89O 53N17.3610. Cooling unit11. Gas to atmosphere12. PT100 temperature controller13. Reactor temperatureelectronic control unit14. Power supply15. Reactor electric input andoutput linking apparatus16. IsolationFigure 1. Process Flow diagram of the fixed-bed reactor.PT100 temperature controller. As can be seen, temperaturemeasurements were taken in the bed, with the thermocouplein the middle of the fixed-bed reactor, in order to controlthe reactor temperature. Temperature measurements weretaken from a meter in the controlling panel.2.3. Pyrolysis ExperimentsA fixed bed reactor was designed and built for pyrolysisexperiments. At the experiments, after placing 2 g of theair-dried sample put into the reactor, each sample washeated up to a final temperature (400, 500, 600, 700 °C) ata constant heating rate of 200 °C. min -1 and held there fora minimum of 30 min or until no further significant releaseof gas was observed. In all experiments, the liquid phasewas collected in a cold trap maintained liquid nitrogen.After pyrolysis, the solid char was removed and weighed.The gas yield was calculated by difference. The liquidphase consisted aqueous and oil phases, which wereseparated and weighed. The solvent part of pyrolysisliquid phase dissolved dichloromethane was extracted in arotary evaporator, and thus, the quantity of the bio-oil wasestablished. In this study, all the yields were expressed ona dry and ash-free basis, and their values were taken as theaverage of at least three experiments.2.4. Characterization of Bio-OilDifferent spectroscopic and chromatographic techniqueswere applied in order to enlighten the structure of bio-oil,obtained under appropriate conditions (600 °C, 100 cm 3 .min -1 , Dp ≤ 0.250 mm particle size) in all experiments.The chemical class composition of the oil was determinedby column chromatography. The oil was first separated inton-pentane soluble and insoluble compounds (asphaltenes),of which the n-pentane soluble compounds were furtherseparated by adsorption chromatography. Pentane solublematerials were further separated using column packed withsilica-gel 70-230 mesh, pre-treated at 378 K for 2 h priorto use. The column was eluated successively with 200mL of n-pentane, toluene, ether, and methanol to producealiphatic, aromatic, ester and polar fractions, respectively.GC analysis for bio-oil fractions was performed using anAgilent-5973 Network System, equipped with a FID (suppliedwith air and hydrogen of high purify) and a split inlet. Thechromatographic column used for the analysis was HP-5capillary column (30 m × 0.32 mm i.d., film thickness 0.25μm). The carrier gas was helium of 99.999% purity with aflow rate of 3.4 cm 3 min -1 . The temperature program was60 °C for 2 min. followed by a 10 °C min -1 heating rate to290 °C.3. RESULTS AND DISCUSSION3.1. Product YieldsThe product yields and the pyrolysis conversions ofbiomass samples are shown in Figure 2. The yields andconversions obtained in a fixed-bed reactor are related tothe final temperature of pyrolysis at a heating rate of 200°C.min -1 with nitrogen flow rates of either 100, 200, 300,Figure 2. Effect of temperature on pyrolysis yields.146

BİLDİRİLERPROCEEDINGSor 400 cm 3 .min -1 , using an average particle size of D p≤0.250 mm. All the yields are expressed on a dry, ashfree(daf) basis. Pyrolysis conversions (Figure 2) wereincreased from 59.80 to 89.55 wt%, when the final pyrolysistemperature was increased from 400 to 700 °C. While theoil yield was 30.54 wt% at the pyrolysis temperature of 400°C, it appeared to go through a maximum of 52.50 wt% atthe final temperature of 600 °C. Then at the final pyrolysistemperature of 700 °C, the oil yield decreased to 29.29wt%. Fig. 2 shows that the gas yield passes through amaximum when the temperature varies from 400 to 700 °C.The maximum char yield was achieved as 40.20 wt% at thepyrolysis temperature of 400 °C and minimum char yieldwas achieved as 10.45 wt% at the pyrolysis temperatureof 700 °C. According to literature, lower temperatures (

BİLDİRİLERPROCEEDINGShas shown that alkanes, alkenes, branched hydrocarbonsand aromatic hydrocarbons are the main compounds. Theperfect separation of all the peaks was not possible dueto the complex composition of the bio-oil. A wide rangeof organic compound was found in the bio-oil produced.While oxygen-containing compounds, such as acids andcarbonyls, as well as heavy compounds are consideredas undesirable fractions, phenols and hydrocarbons aredesirable fractions[12]. Carbon distribution of the pentanesoluble fraction is found to be similar to diesel fuel.4. CONCLUSIONThe maximum bio-oil yield was obtained as 52.50 wt% frompyrolysis of chestnut cupulae at a final pyrolysis temperatureof 600 °C, particle size range of D p≤ 0.250 mm, sweepinggas flow rate of 100 cm 3 .min -1 , with a heating rate of 200°C.min -1 .When the nitrojen flow rate was increased from 100 to 400cm 3 .min -1 , the yields of pyrolysis oil reached maximumamount of 52.50 wt% with a decrease of 6.43 wt%. Therewas no positive influence on the yield of liquid products atthe higher sweeping gas flow rates.The oil was fractionated into chemical classes byadsorption chromatography and the oil and subfractionsanalysed by elemental analyser and GC. GC show thatalkanes, alkenes, branched hydrocarbons are the maincompounds of the pentane-soluble fraction. The results ofthe spectroscopic methods show that hexane subfractionis a mixture of alkanes and alkenes; toluene subfractionis a mixture of alkanes, alkenes and aromatics, whilechloroform and methanol subfractons are a mixture of polarcompounds. The bio-oil was a mixture of aliphatic andaromatic hydrocarbons having H/C molar ratios between1.23 and 1.68 and calorific values between 26.12-39.70MJ/kg. All this results in this experimental study showedthat the bio-oil obtained chestnut cupulae can be used as afuel and chemical feedstock.[5] Bulushev A.D. and Ross J.R.H., “Catalysis forconversion of biomass to fuels via pyrolysis andgasification: A review” Catal. Toda., vol 171, p 1,2011.[6] Keles S., Kaygusuz K. and Akgun M., “Pyrolysis ofWoody Biomass for Sustainable Bio-oil” EnergySource Part A, vol 33, p 879, 2011.[7] Zhang Q., Wang T.J. and Xu Y., “Review of biomasspyrolysis oil properties and upgrading research” EnergConvers Manag., vol 48, p 87, 2007.[8] Bilgen S., Keleş S. and Kaygusuz K., “Calculation ofhigher and lower heating values and chemical exergyvalues of liquid products obtained from pyrolysis ofhazelnut cupulae” Energy, vol 41, p 380, 2012.[9] Czernik S. and Bridgwater A.V., “Overview ofApplications of Biomass Fast Pyrolysis Oil” EnergyFuel,vol18, p 590, 2004.[10] Pütün E., Uzun B.B. and Pütün A.E., “Fixed-bedcatalytic pyrolysis of cotton-seed cake: Effects ofpyrolysis temperature, natural zeolite content andsweeping gas flow rate” Bioresour Technol., vol 97, p701, 2006.[11] Strezov V., Evans J.T. and Hayman C., “Thermalconversion of elephant grass (Pennisetum PurpureumSchum) to bio-gas, bio-oil and charcoal” BioresourTechnol., vol 99, p 8397, 2008.[12] Antonakou E., Lappas A., Nilsen M.E., Bouzga A.and Stöcker M., “Evaluation of various types of AL-MCM-41 materials as catalysts in biomass pyrolysisfor the prodiction of bio-fuels and chemicals” Fuel. Vol85, p 2202, 2006.REFERENCES[1] Bridgwater A.V., “Renewable fuels and chemicals bythermal processing of biomass” Chem Eng J., vol 91,p 87, 2003.[2] McKendry P., “Energy production from biomass (part1): overview of biomass” Bioresour Technol. vol 83, p37, 2002.[3] Chen W.H. and Kuo P.C., “Torrefaction and cotorrefactioncharacterization of hemicellulose, celluloseand lignin as well as torrefaction of some basicconstituents in biomass” Energy, vol 36, p 803, 2011.[4] Raja S.A., Kennedy Z.R., Pillai B.C. and Lee C.L.R.,“Flash pyrolysis of jatropha oil cake in electricallyheated fluidized bed reactor” Energy, vol 35, p 2819,2010.148

BİLDİRİLERPROCEEDINGSPETROPOWERTMAND PETRO-POLY-GENERATION: STRATEGIC OPTIONSFOR POWER, HYDROGEN AND CHEMICALS PRODUCTION IN TURKEYSilvio ARIENTIFoster WheelerNoemi FERRARIFoster WheelerABSTRACTTurkey’s energy demand has increased rapidly over thelast few years and likely will continue to grow in the future,leading to a growing power, natural gas and oil demand.Petcoke from delayed cokingand Turkish domesticligniteare viablealternative fuelsfor power and chemicalsproduction that can exploit the country internal resources,while reducing the growing fuels import.PetroPower TM , based on the CFB boiler technology, andPetroXXPower, which integrates the CFB with a gasificationtechnology, provide cost-effective and proven solutions forpower, hydrogen and chemicals production from thesefeedstock, compared with other plant configuration, likeIGCC.Coal-fired power stations also remain an important energysource for Turkey, and there is renewed interest in exploitingTurkey’s domestic coal resources. Given the increase inelectricity demand, coal’s importance undoubtedly will rise.The domestically produced lignite in particular makes animportant contribution to Turkey’s energy and power sector,as shown in Figure 2.Due to the growing energy demand combined with its verylimited domestic reserves, Turkey’s fuels consumptionhas increased over the last decade, leaving the countryincreasingly import-dependent. Turkey imports nearly all ofits crude oil supplies and oil products, mainly diesel fuel.However, as a major market for fuel supplies and dueto its strategic geographic position, Turkey’s role as anGROWING ENERGY MARKET IN TURKEYIn parallel with its economic expansion of recent years,Turkey has seen one of the fastest growth rates in itsenergy market in the world and, unlike a number of othercountries in Europe, its economy has avoided the prolongedstagnation that has characterized much of Europe for thepast few years. Energy use in Turkey is expected to doubleover the next decade, while electricity demand growth isexpected to increase at an even faster pace[1]. The TurkishElectricity Transmission Company estimates that Turkey’sdemand for electricity will increase at an annual rate of sixpercent between 2013 and 2023[2].Conventional thermal sources have historically beenTurkey’s largest power source, but natural gas-fired powerplants have increased substantially in the last decade andnow comprise more than half of the country’s conventionalthermal generation. Therefore, natural gas consumptionhas increased in recent years, as shown in Figure 1.The addition of more gas-fired generation will depend onthe availability of supply of natural gas and governmentpolicy. Recent announcements by the Turkish governmentindicate that the country is planning to decrease its shareof naturalgas-fired generation and to replace that with otherfuel sources.Figure 1.Natural gas consumption and production in Turkey.Figure 2. Turkey’s coal production and consumptions.149

BİLDİRİLERPROCEEDINGSenergy transit hub is increasingly important. It is key tooil and natural gas supplies’ movement from Russia, theCaspian region, and the Middle East to Europe. As aconsequence, Turkey’s oil refining sector is poised forstrong growth, leading to a growing demand for hydrogen atthe many refineries in the region to obtain lighter products.Hydrogen is typically produced from natural gas due to gas’much lower value as compared to alternative feedstocksavailable at oil refineries, like liquefied petroleum gas.However, due to limited domestic dry natural gas resourcesand the increased demand for power production, hydrogenproduction from low-cost alternative feedstock could beadvantageous.PETROPOWER TM – POWER PRODUCTION BASEDON FOSTER WHEELER TECHNOLOGIESdelayed cokers into steam and power, as diagrammaticallyshown in Figure 3.Delayed Coking TechnologyAs shown in Figure 4, the delayed coking process convertsrefinery residues into additional gases and liquids:• C 1-C 2coker gas,• Liquefied petroleum gas (LPG),• Naphtha to be processed and blended into gasoline,• Light coker gas oil (LCGO) to be processed and blendedinto diesel,• Heavy coker gas oil (HGCO) suitable for downstreamhydrodesulfurization (HDS), hydrocracking (HC) or fluidcatalytic cracking (FCC) to produce transportation fuels.Using domestic lignite or petroleum coke (petcoke) as afuel and feedstock for power is one solution for reducingTurkey’s increasing natural gas consumption. It alsopotentially provides numerous strategic benefits to theTurkish energy market and oil refinery sector:• A large-scale solution for new power capacity that doesnot use liquid oil fuels or natural gas,• Improves fuel security since petcoke is a byproduct of oilrefining and lignite is the most important domestic fuelresource,• Improves refinery efficiency and economics since adelayed coker (DC) improves refinery yields by over20%,• A source of new jobs in the refining, petrochemical, powerand construction sectors.Foster Wheeler’s petcoke to power concept, namedPetroPower TM allows for the production and conversion,of the petcoke into steam and power. It utilizes delayedcoking technology which extracts additional light petroleumproducts from refinery residues and circulating fluidized-bed(CFB) technology which converts the solid petcoke from theCrude OilFigure 4. Typical DCU Yield from a Barrel of Residual OilFeedstock.Foster Wheeler is the leading supplier of delayed cokingtechnology with its Selective Yield Delayed Coking process,SYDEC SM . With more than 4 million bpsd of coking capacity(based in its technology) installed and more than 30 newunits designed in the last 5 years, Foster Wheeler hasdesigned more delayed cokers world-wide than any othertechnology provider. The flexibility of Foster Wheeler’sSYDEC process allows a wide variety of crude oil residuequalities to be economically processed to distillates andpetcoke, achieving high levels of decarburization andremoval of metals from the residue feed and yields of cleanliquid products[3].TypicalDistillationProcessDelayedCoking UnitCFB PowerPlantPower and SteamRefined ProductsVacuum ResidueLight ProductsPetcokeFigure 3.PetroPower TMscheme.Circulating Fluid Bed Steam Generating TechnologyCFB boiler technology (Figure 5) has proven itself for itsability efficiently, cleanly and reliably to convert nearly allsolid fuels into high value steam and power. Foster WheelerCFBs have the most proven experience with around 44units (4,700 MWe) that fire petcoke as their primary fueland 7 units (880 MWe) that fire lignite as their primary fueloperating in the world today. The largest operating petcokefiredpower plant in the world today is located in Louisiana,USA, equipped with 2 x 330 MWe Foster Wheeler CFBswhile the largest lignite-fired CFB is located in Texas,producing 315 MW of electric power. Foster Wheeleris now offering single unit CFB designs up to 800 MWecapacities with advanced vertical tube supercritical steamtechnology[3].150

BİLDİRİLERPROCEEDINGSXX plantAcid Gas to SulphurRecovery Unit (SRU)GasificationShift /AGRASUGasification(spare)XX plantXXTail gasPetroPowerDelayedCokerCFBCombustion BSteamCyclePowerFigure 6. Petro-XX-Power scheme.Figure 5. Foster Wheeler’s Circulating Fluidized Bed SteamGenerating Technology.CFBs provide high fuel flexibility, processing even the lowestquality fuels with significant ash and moisture content, suchas lignite, maintaining the lowest levels of emissions andthe highest equipment reliability and efficiency.The vigorousmixing of the fuel, limestone and ash particles during thelow-temperature fluidized process allows the CFB cleanlyand efficiently to burn almost any combustible materialwhile minimizing the formation of NO xand optimizing thecapture of SO xas the fuel burns.CFB technology is also ideal for petcoke due to its longburning process, ensuring complete combustion of the lowvolatile petcoke, having the ability to capture a high level ofthe petcoke’s sulfur (typically 5-7%) during the combustionprocess and able to handle fuels with high levels of metals(vanadium, nickel, sodium, potassium).PETRO-XX-POWERThe PetroPower concept can be easily modified to producehydrogen or other chemicals in addition to power andsteam by integrating a gasification plant that generatessyngas at conditions suitable for chemical production(Figure 6). Therefore, this is an optimized integration ofhigh-efficiency CFB steam power generation technology,gasification technology and chemical plant, which togetherreach overall plant efficiency and reliability targets higherthan independentconventional power and chemicalplants.This technology integration for the combined production ofpower and chemicals is a Foster Wheeler concept namedPetro-XX-Power, where XX stands for the multitude ofchemicals that can be produced from syngas, like:• Hydrogen (Hy), utilizing a PSA to provide a secure andlow-cost source of hydrogen for refineries, to obtainlighter and valuable products.• High-purity methanol (Me), which can be directly sold tothe market or, in the refinery/petrochemical environment,used as reactant for many petrochemical products, asgasoline, propylene, formic and acetic acid, DME andolefins.• Substitute natural gas (SNG), which could beadvantageous in case of low natural gas resources.• Urea, ammonia or other chemicals, depending on localmarket demands.PETROPOWER AND PETROHYPOWER STUDY CASEA technical economic evaluation was made to comparethe performance and economics of the PetroPower andPetroHyPower concepts with the traditional integratedgasification combined-cycle (IGCC) technology, for poweronly or the combined power and hydrogen production,firing either 1600MWth petroleum coke or Turkish domesticlignite.The following plant configurations have been consideredfor power production only and for combined production ofpower and hydrogen:• Case 1: PetroPower plant based on two supercriticalcirculating fluidized-bed (SC CFB) boilers.• Case 2: Integrated gasification combined cycle (IGCC)plant, based on a dual-train generic entrained flowgasification and combined cycle technology, this latterutilizing two generic F-class gas turbines.• Case 3: PetroHyPower plant based on two subcriticalcirculating fluidized bed (sub CFB) boilersfor powerproduction and a gasification-based train for hydrogenproduction.• Case 4: Generic entrained flow gasification technologyfor the production of hydrogen and power.Performance and financial figure for the four alternativesare shown in Table 1, for both petcoke and lignite firedpower plant.151

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTable 1. Foster Wheeler’s Circulating Fluidized Bed Steam Generating TechnologyCase Units 1 2 3 4Plant Configuration (1)PetroPower TM2x50% CFB SC2x50% STThe PetroPower (case 1) and PetroHyPower (case 3) plantconfigurations shows the best economics compared withthe IGCC alternatives, due to the higher efficiency andexpected availability of a CFB-based power plant overthe IGCC plant, and a lower investment cost. The resultsshow that by considering the actual market values ofthe two feedstocks (i.e. 65 $/t for petcoke and 25 $/t forlignite), the power and hydrogen production cases aremore economically attractive than the relevant power-onlyproduction alternatives.The results show that firing lignite in a CFB based powerplant is an economically attractive solution, in particularfor the combined power and hydrogen production, in theTurkish fuel market scenario where lignite represents themost important domestic coal source. On the other hand,lignite-fired IGCC plant has the highest cost of electricity,IGCC2x50% gasifier trains2x50% F-class GTs1x100% STPetro-Hy-Power2x50% CFB sub2x50% ST2x100% gasifier trainsIGCC + H2 prod2x50% gasifier trains1x100% F-class GTs1x100% STPlant Products Power Power Power + Hydrogen Power + HydrogenPetcoke Consumption (Power generation) MWth 1600 1600 800 800Petcoke Consumption (Hydrogen production) MWth - - 800 800Net Power Plant Output MWe 668 604 311 306Net Power Production Efficiency %LHV 41.8 38.0 - -Plant Hydrogen Production Nm3/h - - 150,000 150,000Power Plant Capacity Factor % 90 85 90 85Hydrogen Plant Capacity Factor % - - 98 98Hydrogen Price (2) $/Nm3 - - 0.16 0.16Lignite fired plants economicsPlant EPC Specific Capital Cost $/net KWe 1800 3400 - -Plant EPC Capital Cost billion$ 1.26 2.2 1.54 1.95Lignite price $/t 25 25 25 25Cost of Power Production (IRR = 15%) $/MWh 53 92 51 77Petcoke fired plants economicsPlant EPC Specific Capital Cost $/net KWe 1800 3100 - -Plant EPC Capital Cost billion$ 1.26 2.0 1.46 1.78Petcoke price $/t 65 65 65 65Cost of Power Production (IRR = 15%) $/MWh 59 88 56 69(1) Train number refers to petcoke fired power plant. Firing lignite may required n+1 gasifier, with respect to petcoke fired power plant.(2) Based on Natural Gas price of 0.4 $/Sm3mainly due to the higher investment cost required to gasifyhigh moisture and ash contents coals. It is also noted thatlignite gasification is less referenced than gasification ofother fuel types and it is generally more challenging due tothe high-moisture content of the fuel.To complete the analysis, the sensitivity of the cost ofelectricity to petcoke and lignite price is shown in Figure 7and in Figure 8 respectively, assuming a hydrogen price of16 c$/Nm 3 for the two hydrogen production cases (basedon the natural price in Turkish market of 0.4 $/Sm 3 ).These figures show that the power generation cost in theCFB-based alternative (case 1 and case 3) is lower thanthe reference selling price of electricity in Turkey, which isaround 80 $/MWh. This results applies to both fuels in thewhole cost range of the sensitivity analysis.100.0COE sensivity to petcoke price120.0COE sensivity to lignite price90.080.0100.0Cost of Electricity [$/MWh]70.060.050.040.030.020.010.0case 1 - PetroPowercase 2 - IGCCcase 3 - Petro-Hy-Powercase 4 - IGCC + H2 prodCost of Electricity [$/MWh]80.060.040.020.0case 1 - PetroPowercase 2 - IGCCcase 3 - Petro-Hy-Powercase 4 - IGCC + H2 prod0.00 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Petcoke price [$/t]Figure 7. Cost of electricity vs. petcoke price.0.05 10 15 20 25 30 35 40Lignite price [$/t]Figure 8. Cost of electricity vs. lignite price.152

BİLDİRİLERPROCEEDINGS120.0COE sensivity to hydrogen price(petcoke fired power plants)120.0COE sensivity to hydrogen price(lignite fired power plants)100.0100.0Cost of Electricity [$/MWh]80.017.5 c$/Nm3 H2Value point for IGCC60.015 c$/Nm3 H240.0Value point for CFBcase 1 - PetroPowercase 2 - IGCC20.0case 3 - Petro-Hy-powercase 4 - IGCC+ H2 prod0.00.10 0.12 0.14 0.16 0.18 0.20 0.22 0.24Hydrogen price [$/Nm 3 ]Cost of Electricity [$/MWh]80.020.5 c$/Nm3 H2Value point for IGCC60.040.015.5 c$/Nm3 H2Value point for CFBcase 1 - PetroPower20.0 case 2 - IGCCcase 3 - Petro-Hy-powercase 4 - IGCC+ H2 prod0.00.10 0.12 0.14 0.16 0.18 0.20 0.22 0.24Hydrogen price [$/Nm 3 ]Figure 9.COE vs. hydrogen price (petcoke fired power plant)For the cases producing both power and hydrogen, Figure 9and Figure 10 show the power generation cost as the priceof hydrogen varies, for both petcoke- and lignite-fired powerplant. Hydrogen prices above which the combined powerand hydrogen production becomes a more economicallyattractive solution with respect to power production only(CFB case) are highlighted for different plant configurationsand feedstock types. In particular the PetroHyPowerconfiguration shows the best economics for hydrogenprices above 15 c$/Nm 3 and 15.5c$/Nm 3 , respectively, forpetcoke- and lignite-fired power plants.REFERENCES[1] U.S. Energy Information Administration (eia) report[2] www.invest.gov.tr/en-US/sectors/Pages/Energy.aspx[3] Foster Wheeler in-house informationSUMMARYConcurrent with its economic expansion of recent years,Turkey has seen one of the fastest energy demand growthrates in the world. Meeting continued demand growth willrequire investment in the energy sector, in particular theconstruction of new power plants.The strategy to build additional gas-fired plants will dependon the availability of supply of natural gas and fulfillmentof government policies. Due to the lack of domesticgas resources, recent announcements by the TurkishGovernment indicate that the country is planning todecrease the overall share of natural gas-fired generationand increase production from other fuel sources.In this scenario, petroleum coke and domestic ligniteare available and secure alternative feedstock for powergeneration.The Foster Wheeler’s petcoke to power concept, namedPetroPower, provide an economically attractive solutionfor power and steam production from petcoke and lignite.It is based on two proven Foster Wheeler technologies, theFigure 10. COE vs. hydrogen price (lignite fired power plant)delayed coking technology which extracts additional lightpetroleum products from refinery residues and circulatingfluidized bed technology which converts nearly all solidfuels into steam and power.PetroPower also potentially provides numerous strategicbenefits to the Turkish energy market and oil refinerysector, including:• A large-scale solution for new power capacity that doesnot use liquid oil fuels or natural gas.• Improves fuel security for the region since petcoke is abyproduct of oil refining and lignite is the most importantdomestic fuel resource.• Improves refinery efficiency and economics since delayedcoking improves refinery yields by over 20%.• A source of new jobs in the refining, petrochemical, powerand construction sectors.In addition, the PetroPower concept can easily be modifiedto produce hydrogen or a large portfolio of other chemicals,in addition to power and steam, by efficiently integratinga gasification plant with a CFB boiler. Depending onthe desired final product, the integration between thedifferent technologies can be optimized in order toachieve overall plant efficiency and reliability higher thanindependentconventional power and chemical plants.Thistechnology integration for the combined production of powerand chemicals is a Foster Wheeler concept named Petro-XX-Power, where XX stands for the different chemicalsthat can be produced from syngas, e.g. hydrogen (Hy),methanol, substitute natural gas and other chemicals,depending on market requirements and local constraints.The evaluation of several plant configurations for theproduction of power and hydrogen showed that FosterWheeler’s PetroPower and PetroHyPower configurationsproduce power or power and hydrogen more cost Integratedgasification combined cycle (IGCC) plant configurations. Inaddition, firing lignite in a CFB-based power plant is a costeffectivesolution for power and hydrogen production, inparticular in the Turkish fuel market where lignite representsthe most important domestic fuel source.153

BİLDİRİLERPROCEEDINGSHYDROPOWER PRACTICES FROM AN ENVIRONMENTAL ANDSOCIAL PERSPECTIVE – THE MIDSEFF APPROACHMSc. Sinem DEMIRMWH GlobalPhD. Murat SARIOĞLUMWH GlobalABSTRACTTurkey has gained significant socio-economic momentumin recent years and the utilization of energy resourceshas changed parallel to this development. Turkey’s owneconomic strategy involves promoting domestic energyprojects to reduce dependency on foreign resources.Reliable, high-quality, efficient and economically-feasibleenergy requires that its negative environmental impact bereduced to a minimum. Fulfilling all these requirements,hydropower stands out among renewables for being able tostore water to use for power generation during peak hours.1. INTRODUCTIONInvestment in hydroelectric power plants has grownsignificantly, most notably in 2005 after the passing of theLaw on the Utilization of Renewable Energy Sources for thePurpose of Generating Electrical Energy. Based on dataobtained from the Turkish electricity transmission company(TEIAS), electricity generated from hydropower has grownto 22.8% of total power in 2012 from 19.7% in 2010. Asthe figure below shows, Turkey’s hydroelectric installedcapacity has grown every year. Small hydroelectric powerplants have a considerable impact on this growth. From2011 to 2012 the number of SHPs increased from 251 to317, contributing an additional 1,257 MW to the availablenational installed power capacity. With this new addition,Turkey reached 57,058 MW total installed power capacityby end of 2012[1].This drastic growth would also raise environmentalawareness in the hydropower sector. In parallel with thisemerging sector’s requirements, the European Bankfor Reconstruction and Development (EBRD) launchednew financing programs in April 2011 with support fromthe European Investment Bank (EIB) and EuropeanCommission. The Mid-Size Sustainable Energy FinancingFacility (MidSEFF) was established to provide a totalof EUR 975 million in loans through 7 Turkish banks foron-lending to private sector borrowers; when sub-projectborrowers apply to the relevant private banks for a loanthey can benefit from a MidSEFF loan as long as they areeligible.The objective of the Facility is to ensure that localParticipating Banks become familiar with appraising andfinancing bankable mid-size sustainable energy investmentFigure 1. Turkey’s hydroelectric installed capacity.154

BİLDİRİLERPROCEEDINGSprojects, that technical expertise is developed to identifyand prepare technically and environmentally feasiblerenewable energy and energy efficiency projects and thatenvironmental standards applied in Turkey for sustainableenergy projects converge with those of the EU. As a result,the Facility is expected to instigate a self-sustaining marketfor investment in medium-sized sustainable energy projectsin Turkey. The Facility will also result in augmenting TurkishRenewable Energy and Energy Efficiency investments inorder to increase the country’s renewable energy share anddecrease its carbon footprint. MWH Global, as leader of aconsortium, has been awarded to give technical assistanceservices for the evaluation of bankable renewable energyprojects. With the recent boom in interest for smallhydropower plants, MWH is currently assessing a significantnumber of hydropower projects.This paper focuses on the most crucial environmentaland social actions to be implemented at hydroelectricpower plant’s planning and operational periods in order tomitigate the potential impacts by implementing internationalstandards other than national environmental regulations.2. HOW DOES MIDSEFF WORK?Hydro-electric power plants (“HEPPs”) evaluated for a MidSEFFloan are new plants which have 5 – 40 MW installed capacityand without reservoirs or with limited storage capacities notexceeding 10 million m 3 . MidSEFF process begins checkingproject eligibility against the criteria set for the Facility afterthe submission of a not-binding Letter of Engagementsigned by the Sponsor Company. The first step involvesrequesting from the private bank the following information:the Environmental Impact Assessment or Project InformationReport and its approval, the electricity production license andthe grid connection agreement, a detailed Feasibility Studyand information on the carbon financing status, if available.Using these documents, the MidSEFF team prepares a deskstudy called Environmental Social Gap Analysis, or ‘ESGA’.By using the documentation available, this report comparesthe project’s compliance with EBRD’s performance criteria.The projects are then evaluated based on their compatibilitywith the following criteria: Environmental & social appraisal,labor conditions, measures taken to prevent pollution, impacton health and safety as well as measures taken to mitigatethem, land acquisition status, impact on biodiversity as wellas measures taken to minimize them, effects on indigenouspeople and impact on local cultural heritage, compatibility offinancial intermediaries, information disclosure to the partiesinvolved.By comparing the available project data with theseperformance standards any gap is listed and the reportis then shared with the EBRD. If the EBRD decides theproject is worth of deeper investigation for financing, asite visit is organized to observe the project site up closeand assess its social and natural interaction with theenvironment. The gaps are then listed during the sitevisit and all observations are shared with the MidSEFFteam and EBRD representatives. If there are no criticalissues regarding the project site and its interaction withthe social and natural environment, the MidSEFF teamstarts to prepare a report called the Rational EnergyUtilization Plan, or ‘REUP’, to analyze the project fromfour different and integrated points of view: Technical,Environmental and Social, Financial and Carbon. Twoadditional documents are added to the report with theREUP: the Environmental Social Action Plan, or ‘ESAP’,and the Stakeholder Engagement Plan, or ‘SEP’, both tobe signed by the Sponsor with the Loan Agreement. TheESAP is a commitment which includes the actions to betaken by the Sponsor to fill the environmental and socialgaps observed while evaluating the documentation aswell as during the site visit. The SEP is aimed at providingan adequate level of public disclosure as well as suitablemeasures for the gathering of and responding to localstakeholder grievances. Once the project is confirmed,then a MidSEFF team will head on site during constructionand before commissioning to verify whether the Sponsor isimplementing the actions they committed to in the ESAP.The site visit report is disclosed to the EBRD as a reportafter each monitoring site visit.3. MAIN GAPS IDENTIFIED DURING MIDSEFFEXPERIENCEIn general terms, to be eligible for a MidSEFF loan the projecthas to hold all necessary permits and permissions requiredunder national law. Beyond the national requirements,the facility needs to comply with EBRD performancerequirements and the applicable EU directives. In this sectionsome of the most important gaps between projects analyzedduring MidSEFF experience and EBRD’s environmental andsocial requirements will be discussed in order to give a betterunderstanding of the social and environmental requests thatmust be fulfilled to be eligible for a MidSEFF loan.3.1. Regulator Height/Dam Assessment StudyA relevant aspect that needs to be considered whenassessing a hydroelectric power plants (especially underMidSEFF) regards regulator height and - if it is a reservoiror dam type - holding capacity in order to reduce risk due tostorage volume. For projects which have a storage capacityof 3 million cubic meters and/or are over 15 meters inregulator height, a Dam Safety Study is needed to identifypotential risks. Such projects are expected to comply withthe International Commission on Large Dams (ICOLD)recommendations on dam safety. A ranking system isused to evaluate the risk level of the dam; site security,environmental awareness, reservoir sedimentation, diversionstructure, health and safety, qualification of provideddocuments, engineering calculations, design concept andother criteria are evaluated to ensure compliance with thedesign, construction and operating plans.155

BİLDİRİLERPROCEEDINGS3.2. Cumulative Impact AssessmentTurkish environmental regulations do not require conductinga cumulative impact assessment study at planning phase ofthe hydroelectric power plant projects yet. EBRD definescumulative impacts as the incremental environmental andsocial changes resulting from of a number of activities oractions within a given area, whether past, present, or in thereasonably foreseeable future, regardless of what agencyor person undertakes such other actions.To reduce the negative environmental impact that mightarise from a single hydropower plant or from its interactionwith other HEPPs along the same water source, the plant’scumulative impact shall be evaluated and the investor isobliged to implement mitigation measures to be eligiblefor a MidSEFF loan. The cumulative impact assessmentshould include as local conditions and baseline data allenvironmental and social factors that will be caused by thepower plant, considering also neighboring plants, plantsunder construction and even authorized plants. The overallassessment should include noise and air emissions, waterquality, marine life and water body utilization. To be eligiblefor a MidSEFF loan the study must establish that the overallcumulative impact of the HEPPs in the water basin, includingthat of the proposed project, is acceptable and kept withinthe legal parameters established by national regulationsand EBRD’s performance requirements. By considering thedrastic increase of the hydroelectric power plants in Turkey,legislative efforts are needed to make cumulative impactassessment study be fulfilled at the planning phase of thehydroelectric power plants. Other issues evaluated underMidSEFF for hydropower projects include relationship withlocal communities, impact of construction activities, changeof land use and interactions with ecosystem. All of themrequire the implementation of the practices listed below toensure environmental and social sustainability related tohydropower plant development.3.3. Environmental & Social Action Plan (ESAP) andStakeholder Engagement Plan (SEP)Even though national regulations don’t require ESAP and SEP,eligibility for a MidSEFF loan is dependent on whether projectdevelopers carry out the protocols detailed within them.The ESAP is aimed at addressing the issues raised duringthe initial and full gap analysis phases and later updated inmore detail during the REUP preparation phase, taking intoconsideration additional information provided by the projectdeveloper. The ESAP is prepared with a tabular modelhighlighting the environmental risks of the gap, actions thatneed to be implemented to fill the gap, the deadline of actionand the reference to the relevant EBRD criteria. Additionally, theESAP also includes prescriptions in the HSE (Health, Safety,Environment) management and training. The ESAP is signedby the project developer along with the Loan Agreement andits commitments are monitored by the MidSEFF team duringtheir site visits and reported to the EBRD.The SEP is prepared by the MidSEFF team and is aimedat identifying the actions to be implemented reasonably bythe project developer to provide an adequate level of publicdisclosure as well as suitable measures for gathering ofand responding to local stakeholder grievances. The SEPtakes into account the best international practices regardinginformation disclosure and outlines the general engagementprinciples that the sponsor is encouraged to adopt.3.4. Installation of Fish Passages and Grid DevicesThe facility should have minimal impact on the local fishcommunity. To ensure this, a fish passage has to be builtwhich enables resident and migrating fish to move freely.The fish attraction facility is the most crucial section ofthe fish passage. With an adequate flow velocity, the fishattraction facility directs fish from downstream of the fishpassage through while ensuring they avoid entrainment in thetailrace and spillways. Migratory fish seek stronger currentsto migrate. In such a situation both local and migratory fishspecies in the body of water shall be studied properly in orderto implement adequate water flow velocity. The upstreamoutlet of the fish passage should not be located in an areaclose to the spillway, where there is a danger of being sentback to the base of the dam, nor in an area of dead circulatingwaters where the fish can get trapped. Despite installationof fish passage is covered by national regulation and lawsin Turkey, there are no obligations for project developers toinstall fish grids. The vortices near water intake structures,channels and turbines might constitute a source of injuryto fish by diverting them out of their way to fish passage.For MidSEFF projects it is also recommended a fish grid beinstalled to impede entrainment in a channel and/or turbine.The fish grid has to be built at the water intake structures.The mesh size has to be in a sufficiently tight in order toprevent fish from entering channels and turbines. The watervelocity should be kept at a level that ensures no fish areinjured from hitting the screens. In some cases it might benecessary to cover the fish passage with wire mesh or steelplates to prevent poaching[2].3.5. Installation of A Digital Flow MeterInstallation of a digital flow meter is one of the most importantrequirements for HEPPs to keep the eco-flow at the legallyagreed level. Most of SHPs are designed in a way wherewater is diverted from a lake or stream into the hydroelectricpower plant to achieve greater net head. This kind of designresults in a reduction of the water level in the stream bed. Insuch a situation the developer is required to leave enoughwater in the stream bed to maintain the aquatic life in thewater source, so called eco-flow. The amount of eco-flow isdetermined to be 10% of the last decade’s average flow inthe specified water body in accordance with the Regulationon Water Usage Rights [3]. A stream gauging station withflow meters has to be installed to establish a transparentcontrol of the water released and it must be synchronizedwith an automation system (SCADA) to allow the GeneralDirectorate of State Hydraulic Works (DSI) to monitor the eco-156

BİLDİRİLERPROCEEDINGSflow. It should be noted that when determining the eco-flow,alternative uses of the water body such as drinking watersupply and irrigation shall be excluded from the averagewater flow of the past decade for calculation purposes.3.6. Fish Monitoring CampaignMidSEFF projects also require the establishment of a fishmonitoring campaign. In the planning phase the informationon local and migrating fish populations has to be gatheredto create a baseline data to be used as reference point forassessing changes after plant’s commissioning. The projectdeveloper should implement this fish monitoring campaignand take necessary measurements periodically. Themonitoring campaign requires measuring fish populationsboth upstream and downstream of the power plant duringoperation period. This will help determine if the fish havefound the passage or whether or not they are able to climbit. If there is a loss of one or more fish species after thecommissioning of the plant, compensation measures shouldbe taken into consideration[4]. One such compensationmeasure that is implemented widely is repopulation.Additionally, injured fish also need to be taken into accountwhen monitoring the community and mitigation measuresneed to be implemented to minimize such negative impact.3.7. Land Acquisition and Resettlement PlanOut of many possible project sites, the one that maximizesgains with the lowest costs is usually the one selected. Insuch times the project site might cross through privately heldland. Such instances require the acquisition of land. Landacquisition should benefit all parties. It is recommended thatthe land acquisition process is conducted through mutualagreements. Involuntary resettlement is discouraged forMidSEFF Projects in Turkey and if inevitable, an agreedresettlement plan has to be prepared. Involuntary resettlementmight involve physical and economic displacement arisingfrom land acquisition in order to realize the project. Thescope and level of detail of the Resettlement Action Plan,or ‘RAP’, will vary with the magnitude of displacementand the complexity of the measures required in mitigatingadverse impacts. Resettlement plans should improve theliving conditions of displaced persons through a provision ofadequate housing with the security of tenure at resettlementsites. If the resettlement will cause any economic displacementa Livelihood Restoration Plan must be also be implemented.Both plans will be monitored and modified if necessary andwill be conducted in an appropriate way: transparent, fair andbeneficial for the relevant stakeholder[5].3.8. Development of a reforestation planThe HEPP might cross forest zones and clearing trees mightbe inevitable in such a situation. In these cases, the projectdevelopers are responsible to obtain forest area usage permitunder Forest Law numbered 6831. MidSEFF recommendschoosing project sites that allow for the least amount of treecutting. In situations where clearing trees is unavoidable,MidSEFF requires the project developer implementing areforestation plan. Such a plan should include the speciesand number of trees cleared be determined and a paymentto be made to the Ministry of Forestry And Water Affairs forreforestation purposes, or that the trees are uprooted andreplanted nearby. The value to be decompensated perhectare to be paid is determined by forest administration withrespect to the existing vegetation and the project region.4. CONCLUSIONWithout sufficient gas and oil reserves, Turkey is alwaysdependent on fossil fuel based - imported energy. In 2012, theimported energy amount increased 13.7% in the first 8 monthsof the year compared to the same period the year before; thevalue of imported energy reached EUR 39 million amounting to24.9% of Turkey’s total imports. While 1,143.8 GWh electricitywas imported in 2010, the amount climbed to 4,555.8 GWhin 2011 [1]. Dependent on foreign sources to fulfill its energydemand, the security of Turkey’s energy supply is highlyvolatile, relying on international political relations and directlyaffected by them. For this reason Turkey has implemented astrategy of promoting its own domestic resources. As opposedto traditional energy resources, Turkey holds considerablewealth in terms of renewable energy. Wind, solar, geothermaland hydraulic sources are among Turkey’s domestic renewableresources. Among the four, the one that Turkey boasts goodamount of technical know-how is hydroelectric energy, makingit free from foreign dependence. But while technical know-howis available, international standards should be implementedto fill the social and environmental gaps present in localhydro legislation. To create sustainable development in thehydroelectric energy sector, it is necessary to keep an eyeon both the social and natural environment by implementingnational and international standards in a way of promotingbalanced economic and social progress. Adherence to thesemeasures will ensure hydropower plant projects have aslittle negative environmental and social impact as possible,benefiting all parties involved.REFERENCES[1] http://www.teias.gov.tr[2] Penche.C, “Layman’s Guidebook on How to Developa Small Hydro Site”, pp 219-224, European SmallHydropower Association, 1999.[3] Ministry of Energy and Natural Resources,“Regulation on Principles and Procedures Relating tothe Signing of Water Rights Agreement in the Fieldof Electricity Production”, Annex I, Article 4, OfficialGazette n. 25150, dated 26.06.2003.[4] DSİ/FAO/DVWK, “Balık Geçirleri Tasarım,Boyutlandırma ve İzleme”, pp 103-105, DWA, FAOand DSI, Ankara, 2009.[5] European Bank for Reconstruction and Development,“Environmental and Social Policy, PR 5: LandAcquisition, Involuntary Resettlement and EconomicDisplacement”, May 2009.157

BİLDİRİLERPROCEEDINGSBIODIESEL PRODUCTION BY IMMOBILIZED LIPASE FROMVEGETABLE WASTE OILTogayhan KUTLUKDepartment of ChemicalEngineeringAlternative Fuels R&DCenter, Kocaeli UniversityBahar Gürkaya KUTLUKDepartment of ChemicalEngineering,Kocaeli UniversityBaşar UYARDepartment of ChemicalEngineeringAlternative Fuels R&DCenter, Kocaeli UniversityNurcan KAPUCUDepartment of ChemicalEngineeringAlternative Fuels R&DCenter, Kocaeli UniversityABSTRACTNowadays, new technologies and industrial bioproductswere developed for relieving our extensive dependency onfossil fuels and for increasing industrial use of environmentalfriendly products. Among those is biodiesel, a product thatis used as an engine fuel. Biodiesel is obtained by thereaction of vegetable oils (canola, sunflower, soybean,palm) or animal fats with short chain alcohols (methanolor ethanol) via enzymatic or chemical catalysis. Enzymes,have several advantages when compared to the chemicalcatalysts: reactions take place in moderate conditions,multistep product purification processes are not necessary.Enzymes can be reused if immobilized. In this study,Thermomyces lanuginosa lipase was immobilized oninorganic perlite and on Mg-Al hydrotalcite prepared by thehydrolysis of urea (UHT). After 24 hours of immobilization,it was found that the amount of protein adsorbed onhydrotalcite was higher than that on perlite Then,transesterification reaction parameters of waste cooking oil(WCO) with methanol catalyzed by immobilized lipase wereinvestigated.. Transesterification reaction performances ofcommercially available immobilized lipase (Lipozyme TL-IM ) was compared to the Mg-Al hydrotalcite immobilizedlipase (UHT-TL). It was found that after 24 hours of reactionat 30°C in 200 rpm shaking incubator, fatty acid methylester (biodiesel) conversions were 93% and 82%, for UHT-TL and Lipozyme TL-IM, respectively.Keywords: Biodiesel, Lipase, Hydrotalcite, Immobilization,Perlite, Thermomyces Lanuginosus, Waste Cooking Oil1. INTRODUCTIONDiesel fuels have an essential function in the industrialeconomy of a country. These are used in heavy trucks,city transport buses, locomotives, electric generators,farm equipment, underground mine equipment, etc.Biodiesel is defined as the mono alkyl esters (methyl andethyl esters, FAME) of long chain fatty acids derived fromvegetable oils or animal fats, for use in diesel engines.It is formed from transesterification of vegetable oils withmethanol (or ethanol). Enzymatic transesterification usinglipase looks attractive and encouraging for reasons of easyproduct separation, minimal wastewater treatment needs,easy glycerol recovery and the absence of side reactions,unlike the chemical catalyst (Ravindra, 2006). The extracellular and the intracellular lipases are also able to catalyzethe transesterification of triglycerides effectively. Practicaluse of lipase in reaction systems presents several technicaldifficulties such as contamination of the product with residualenzymatic activity, and economic cost (Al-Zuhair, 2007). Inorder to overcome this problem, the enzyme is usually usedin immobilized form so that it can be reused several times toreduce the cost, and also to improve the quality of the product.Immobilization refers to the localization or confinement ofan enzyme on to a solid support or on a carrier matrix. Thechoice of a carrier is dependent upon several factors, namely:mechanical strength, microbial resistance, thermal stability,chemical durability, chemical functionality hydrophobic/hydrophilic character, ease of regeneration, loading capacity,and cost, which is important in industrial processing applications(Karube et al., 1977). In this study, biodiesel production fromWCO by Thermomyces lanuginosa lipase immobilized onMg-Al hydrotalcite and perlite supports was compared to thebiodiesel production from WCO by commercially immobilizedlipase (Lipozyme TL-IM) and effect of water amount added onthe conversion was investigated.2. MATERIAL AND METHODS2.1. ChemicalsLipozyme TL-IM from Thermomyces lanuginosa, andfree Thermomyces lanuginosa lipase were donated bybyNovo Nordisk (Denmark). Methanol and n-heptane werepurchased from Merck and methyl heptadecanoate fromSigma –Aldrich.2.2. Hydrotalcite preparationTheurea decomposition method was used to prepare Mg-Alhydrotalcites with a Mg/Al molar ratio of 4.0 and dissolvedin deionized water. The flask heated at 95 C 0 to start thehydrolysis reaction. The solutions were maintained at 95C 0 for 10 h under stirring (300 rpm), and then were agedstatically at the same temperature for another 16 h. Theformed solids were collected by filtration and washed withdeionized water and subsequently dried at 373 K for 18 h.158

BİLDİRİLERPROCEEDINGSPart of the samples were calcined at 500 C 0 for 4 h in amuffle furnace for catalytic activity study as a catalyst (Zeng2009).2.3. Lipase ImmobilizationTris-HCl buffer pH 9.0 was used for immobilization onhydrotalcite. 17μl enzyme / ml buffer and 0.01 g hydrotalciteenzyme solution was prepared. After 3 hours 27 °C 200 rpmin shaking incubator, separated by centrifugation and theenzyme solution, washed two times with buffer was driedunder vacuum at 25 °C for 24 hours. Sodium acetate bufferpH 7.0 was used for immobilizing on perlite.50 μl enzyme/6ml buffer and 0.2 g perlite 24 hours 40 °C 200 rpm inshaking incubator, separated by centrifugation and theenzyme solution, washed two times with buffer was driedunder vacuum at 25 °C for 24 hours.2.4. Synthesis of FAME3:1 methanol:oil molar ratio is essential for the reactionstoichiometry. The starting mixture for methanolysiscontained WCO and methanol at 1:4 molar ratio andcontaining 5%(w/w of oil) immobilized lipase and %1-20(w/w of oil) water. The reaction was carried out in 6 mlstoppered flask, incubated in a shaker at 30C 0 and 200 rpmfor 24 h. Because of methanol exhibits an inhibitory effecton the activity of lipase, methanol was added in threestepsto the reaction media. At the end of the reaction 2ml sample was taken and was centrifuged at 6000 rpm.Biodiesel (FAME) analyses were performed using Agilent6890 Series Gas Chromatograph.2.5. Protein AssayProtein amount in solutions was quantified by Bradfordmethod. Bradford method is a spectrophotometricmeasurement method based on the principle thatCoomassie Brillant Blue G250 dye that binds to the proteingives absorbance at 595 nm (Bradford 1976).3. RESULTSAs shown in Figure 1, after 24 hours of immobilization, it wasfound that the amount of protein adsorbed on hydrotalcitewas higher than that on perlite. Hydrotalcite has moreporous structure than perlite. The mass transfer limitationsin perlite is more than hydrotalcite so that amount of proteinadsorbed on perlite is less than hydrotalcite.% immobilization1201008060402000 5 10 15 20 25 30Time (h)Figure 1. Lipozyme TL-100L immobilization on differentsupports.PerliteUHTThere must be some water in the reaction environmentfor the enzyme to show catalytic activity. After 24 hoursof transesterification reaction at 30°C in 200 rpm shakingincubator, the results show that optimum water content inreaction media %1 and %15 for UHT-TL and Lipozyme TL-IM, respectively (Figure 2). As can be seen, FAME contentreached to highest value (93%) at 1% water level, anddecreased above that level when UHT-TL was used, onthe other hand, FAME content increased as the water levelincreases and reached to highest value (82%) at 15% waterlevel, when TL-IM was used.% Fame10090807060504030201000 1 5 10 15 20% W a te r C onte ntFigure 2. The effect of the type of immobilized lipase and watercontent on the lipase catalysed biyodizel productionUHT-TLTL-IMThe study shows that the WCO can be efficiently convertedto biodiesel fuel in a three-step methanolysis process usingimmobilized lipase, as a result of experimental studies,compared with hydrotalcite and perlite immobilizationperformances. It is seen that Hydrotalcite performancewas high .This research suggests the applicability of immobilizedlipase to biodiesel production. Doubtlessly, more work hasto be done tojustify its industrial application in the future.ACKNOWLEDGEMENTWe thank to Novo Nordisk Denmark for presenting LipozymeTL 100L, Lipozyme TL-IM.REFERENCES[1] Al-Zuhair, S. 2007. Production of biodiesel: possibilitiesand challenges. Biofuels Bioproducts Biorefining. 1:57–66.[2] Bradford M., A rapid and sensitive method for thequantitaion of microgram quantities of protein utilizingthe principle of protein-dye binding, AnalyticalBiochemistry, 1976, 72, 248-254.[3] Karube, I., Yugeta, Y., and Suzuki, S. 1977. Electricfield control of lipase membrane activity. Biotechn.Bioeng. 19: 1493–1501.[4] Ravindra, P. 2006. Biofuels scenario in Asian countries.Proceedings of 2006 World Congress on IndustrialBiotechnology and Bioprocessing. Toronto, Canada.[5] Zeng H., Deng X., Wang Y., Liao K., Preparation of Mg-Al Hydrotalcite by Urea Method and Its Catalytic Activityfor Transesterification, AIChE Journal, 2009, 55.159

BİLDİRİLERPROCEEDINGSDUE DILIGENCE: EFFICIENCY INCREASE IN EXISTING POWER STATIONS- A PRACTICE REPORT-Nick PETERSSTEAG Energy Services GermanyWolfgang A. BENESCHSTEAG Energy Services GermanyABSTRACTEfficiency, economy and environmental friendliness aremajor goals of state of the art power plant operation. Inday to day operation, several years after commissioning,deficiencies increase unnoticed. The STEAG “energyefficiency team” shows how to monitor these deficiencieswhich offers a solid foundation for improvements.This kind of monitoring is a first step of efficiencyimprovement. In a second step online tools (like SREPOS) could be installed to have a permanent view on thisimportant aspect. Both is done and realized typically in ourSTEAG power plants.1. BACKGROUND AND METHODOLOGYSTEAG operates some 9500 MW as own and relatedpower stations. Beside this, STEAG Energy Services(“SES” in the following) operates another 2500 MW for thirdparties. As well engineers of SES have been permanentlyactive in Turkey over the last 30 years and thus arevery familiar with the local developments and particularbusiness environment. As a consequence to this familiarity,STEAG GmbH was successfully able to commission theSUGÖZÜ Power Plant. SES has been involved from theinitial steps of project development up to implementation,providing services as the Owner’s Engineer in projectdevelopment, elaboration of concept, layout and design,permitting procedures, specification and contracting, sitesupervision and quality assurance, commissioning supportand operation optimization. A value-added service for ourcustomers is the close contact with STEAG‘s operations:We plan and design through the eyes of the engineer andoperator.Efficiency is a permanent goal of every power plant ownerand operator. Environment and economics ask more andmore for high efficiency or, in other words, low heat rate.Efficiency is governed by parameters like steam pressureand temperature or flue gas exhaust temperature. Thesecan be clearly seen in the control room. But reachinghigh efficiency typically asks for more detailed analysis.Secondary parameters have to be monitored that cannotbe easily derived from control room information.There are two steps to mitigate this deficiency:1. Special investigations of a so-called “energy efficiencyteam” (which is subject of this paper).2. Use of additional online tools which could be installedafterwards to keep the reached efficiency values on aconstant high level.Such kind of “energy efficiency team” worked recently quitesuccessful in South Africa. This country has an installedcapacity of more than 40.000 MW, based on coal as adominant fuel. Beside continuous efficiency monitoringmethods ad hoc off line investigations are quite helpful toincrease efficiency.It is the task of the STEAG “energy efficiency team” to visitseveral power stations, looking for possibilities of efficiencyimprovement and, as a side effect, increase of power output.In this paper the work of the “energy efficiency team” shouldbe described and some examples of typical findings will begiven. We can clearly imagine that such kind of methodcould be adapted also to the Turkish power plant fleet.The procedure includes plant visits, document reviewand discussions to evaluate key performance parametersto establish current and target plant performance. Thefollowing important steps are part of the work:• Creation of a database, collecting the key information forthe regarded power station,• Check of the current coal quality and comparison with thedesign coal based on the performance acceptance test,• Comparison of the as built geometrical boiler drawings withthe theoretical boiler performance and the performanceacceptance tests,• Check of every load case of the boiler and the currentefficiency of the boiler,• Evaluate the heat absorption in the different boilerparts and the air and flue gas temperature of the airpreheaters,• Monitoring a.o. the auxiliary power consumption, the airingress, the milling system and the soot blowing system.160

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• Evaluating of the turbine side: Based on the performanceacceptance tests, the impact of the main turbine issueson the electricity output and the heat rate can be shown(for example the live steam parameters, reheat steamparameters, cooling system, final feed water temperature,make up water consumption, steam losses and turbineefficiency).• Summary of a plant inspection and the detaileddiscussions with plant staff to give an overview of thecurrent situation. This includes a summarizing table,different diagrams which will describe the current situationof the main components (the steam turbine efficiency,backpressure and terminal temperature difference of thecondenser, cooling tower range and approach, terminaltemperature differences of the preheaters, current heatrates [full and part load] and impact of the main issues onthe heat rate).• Showing the current carbon foot print in comparison to thebenchmark based on the performance acceptance tests.Enthalpy [kJ/kg]35003400330032003100300029002800270026002500240023002200210020001900h-p-diagram for super heater of a once through boilerPATCurrent1800Some examples of these activities are described in thefollowing:1700160015002. COAL QUALITY14001300Coal quality is forming the basis for boiler design andthe related equipment like: Conveyor belts, coal feeders,dust precipitators and ash handling system. During theperformance tests, comparison of current NCV (NetHeating Value) with performance tests established thefoundation for any further statements of station heatrates. The checks can be performed by the use of anultimate analysis as well as by applying the elementaryanalysis.After the check of the specified coal, the “energy efficiencyteam” makes the same investigations for the current coalsupply of the power station. Possible deteriorations of theheating value, the ash content, the abrasiveness or thevolatile matter will have a huge impact on the combustion,the performance or the ash handling system. If this is beingthe case, the result will be load reductions and consequentialdamages can occur.3. BOILERThe “energy efficiency team” evaluated differentkinds of boilers like drum type, once through with andwithout dividing wall or boilers with two pass and towertype design. For the boiler efficiency calculations, ourown boiler calculation program is used. The flue gastemperatures are calculated, based on the handedover O 2concentration upstream and downstream theregenerative air preheater. The calculation programis based on the geometrical input of the boiler. Againcurrent values are compared with design parameters andperformance test results.120011001000170180With this model and the current coal quality it is possibleto derive the current boiler efficiency. Beside the boilerefficiency the detailed heat absorption of the differentheating surfaces can be calculated. The boiler performancein comparison to the acceptance test will be illustrated in ah-p-diagram (Figure 1).The “energy efficiency team” is also focussing on theauxiliary power and steam consumption, the air ingress, theair and flue gas temperatures of the air preheater, the millssystem and the soot blowing performance.Figure 2 illustrates the impact of the selected source forsoot blowing. Within the upper diagram the danger of notsufficient heated soot blowing steam is shown. The lowerpart of Figure 2 shows the proper choice of dry steamavoiding the risk of droplet erosion the heating surface.4. TURBINE AND WATER STEAM CYCLE190Pressure [bar]Figure 1. Example for the evaporation line for the super heater ofa once through boiler.In general, the heat rate (HR) of a power plant is varyingwith the load, ambient site conditions and deviating processparameters.Among others, the ambient conditions have an impact onthe main cooling water temperatures. At constant load, the200210220161

BİLDİRİLERPROCEEDINGS• The TTD of the preheaters• The results of the main issues on the heat rate arepresented in a summarising template.The water steam cycle is also checked consideringoperations and maintenance aspects. For example thedrain system of the preheaters, the economical heating ofthe HP- and LP-bypass valves, leaking steam and safetyvalves or the steam source for the steam air preheater arechecked. Based on valve characteristics and specific steamlosses it is possible to calculate corresponding losses.Recommendations for a safe and sustainable power stationperformance are also part of the report of the “energyefficiency team”.5. MONITORING AND MEASURINGFigure 2. Steam source for soot blowing.warm cooling water temperature and the condenser thermaltemperature difference (TTD) determine the backpressureand so the HR.Deviations of condenser backpressure and several otherprocess parameters compared to the design values havean impact on the HR.Deviations from the design values can be judged based oncorrection curves of the original equipment manufacturer(OEM). If they are missing; appropriate correction curveshave to be derived.Based on current process data, the “energy efficiency team”is calculating performances of several main components ofthe water steam cycle like:• Inner efficiency of the HP- and IP-Turbine• Expansion lines of the HP- and IP-Turbine (Figure 3)• Boiler feed water pump and if applicable the boiler feedwater pump turbine• Cold end of the turbine including backpressure, coolingtower, condenser and cooling water mass flowEnthalpy h [kJ/kg]3500340033003200310030002900Expansion lines of different HP-Turbines6,2 6,25 6,3 6,35 6,4 6,45 6,5 6,55 6,6 6,65 6,7Entropy s [kJ/kgK]PATUnit1Unit2Unit3Unit4Unit5Unit6Figure 3. Example comparing expansion lines of different HP-Turbines.The results of the investigations are highly depending onthe quality of the measured values. Therefore calibratedmeasuring devices for example temperature, pressureor mass flow measuring points are essential for a properevaluation.In their own power stations, STEAG is using software toolswhich are able to show performance trends of the mainequipment. Additionally these tools are able to show theoperator which operation mode for different parts of thepower station is the most efficient one.6. RECOMMENDATIONS ANDTYPICAL FINDINGSThe most difficult part on the boiler side is the unknown currentsituation or performance for example of the combustionsystem, the air preheater or the air ingress. Additionalmeasuring points and key performance trends are necessaryto show the operator, when and where problems arise.All described possible deficiencies will decrease theefficiency of the power station. The “energy efficiency team”is able to explain a part of the gap between the heat rateduring the performance test and the currently achievedheat rate. On the turbine and water steam cycle side, thefollowing issues have a main impact on the heat rate:• Main steam temperature and pressure• Reheat temperature and reheat spray water mass flow• Condition of cold end (including cooling tower, air cooledcondenser, condenser, backpressure)• Final feed water temperature to economiser• Make up water consumption• Steam losses• Inner efficiency of the turbineFor a better understanding the results of the deficienciesof different power stations (units) are plotted (Figure 4).Therefore the gap between the performance test and theactual heat rate can be partly explained by the “energy162

BİLDİRİLERPROCEEDINGSImpacts of single losses on the turbine heat rate compared to PAT87LS Temperature LS Pressure RH temperature RH spraywaterCondenser Feedwater Temperature Make up water HP TurbineIP TurbineGap between actual and PAT HRChange in Heat Rate [%]6543210Unit1 Unit2 Unit3 Unit4 Unit5 Unit6-1Figure 4. Impact of single losses on the turbine heat ratecompared to PAT.efficiency team”. Some of the deficiencies of a powerstation are based on the different requirements between theperformance test and the actual power station operation.For example the different coal quality, changed watertreatment or decommissioned areas in a power station.The station staff is sometimes living with these problemsinstead of deleting the root causes.163

BİLDİRİLERPROCEEDINGSELEKTRİK OTC (TEZGAH ÜSTÜ) PİYASALAR VEVOLT OTC TİCARET PLATFORMUYusuf BAYRAKTAROĞLUVOLT Enerji ve Bilişim TeknolojileriÖZETTicareti yapılan diğer emtialardan farklı olarak, elektriğindepolanabilir olmaması mükemmel bir elektrik arz-talepdengesi gerektirmektedir. Elektriğin bu özelliği, ticariürünlerinde ve fiyatlarında etkisini göstermektedir. Tezgahüstü piyasalar, enerji borsaları ile birlikte iki farklı temelticaret mecrası sayılmaktadır. Tezgah üstü ticaretin borsaüzerinden yapılan ticarete göre temel farklılıkları iseticareti organize eden kurum/platformun ticarette muhatapolarak kabul edilmemesi, göreceli olarak daha çok çeşit vedaha az standartlaşmış ürünün el değiştirebilmesi olarakgörülebilir. Volt Enerji ve Bilişim, ilk Türk tasarımlı tezgahüstü elektrik ticaret platformunu hayata geçirerek, elektriktoptan satış piyasasının gelişimi ve hacminin artması içingerekli adımlardan birini atmıştır.1. ELEKTRİK PİYASALARINDA OTCTicareti yapılan diğer emtialardan farklı olarak, elektriğindepolanabilir olmaması mükemmel bir elektrik arz-talepdengesi gerektirmektedir. Elektriğin bu özelliği, özelliklekısa vadeli ticari ürünlerinde ve fiyatlarda volatilite etkisigöstermektedir. Bu durum ise piyasa katılımcıları için çeşitliriskler oluşturmaktadır.Tezgah üstü piyasalar, enerji borsaları ile birlikte ikifarklı temel ticaret mecrası sayılmaktadır. Tezgah üstüpiyasalarla beraber kısa, orta ve uzun vadeli sözleşmelerinticareti yapılacaktır. Bütün bunlar, ikili anlaşmalarpiyasasının derinliğinin artmasını ve katılımcılar içinreferans fiyatların oluşumunu sağlayacak, ikili anlaşmalarpiyasasının gelişimine ve şeffaflaşmasına olumlu yöndekatkı yapacaktır.Tezgah üstü ticaretin borsa üzerinden yapılan ticaretegöre temel farklılıkları ise ticareti organize eden kurum/platformun ticarette muhatap olarak kabul edilmemesi,göreceli olarak daha çok çeşit ve daha az standartlaşmışürünün el değiştirebilmesi olarak görülebilir.Elektrik tezgah üstü piyasaların özellikleri aşağıdaki gibidir;• Organize olmayan piyasalardır.• Ticareti organize eden kurum/platform ticari muhatapdeğil, aracıdır.• Standart ürün yapısı yoktur.• Ürün çeşitliliği mevcuttur.• Merkezi bir uzlaştırma ve takas hizmeti verilmemektedir.• İşlem maliyetleri enerji borsalarına oranla daha azdır.• Kısa, orta ve uzun vadede referans fiyat oluşumunusağlamaktadır.• Piyasanın gelişimine ve şeffaflaşmasına yardımcıolmaktadır.Tezgah üstü piyasalar ilk kuruldukları yıllarda telefon vefaks gibi iletişim yöntemleri ile faaliyetlerini sürdürmekte idi.Günümüzde teknolojinin gelişimi ve piyasa oyuncularınıntalepleri doğrultusunda, bu piyasalar elektronik platformlarvasıtası ile hizmet vermektedir. Tezgah üstü ticaretplatformlarını işleten kuruluşlar, bu platformlar üzerindenalım/satım işlemleri yapmamakta, sadece piyasakatılımcılarının işlemlerine aracılık etmektedirler.2. VOLT OTC TİCARET PLATFORMUElektrik piyasasında serbestleşme ve liberalleşme sürecindeatılan adımlarla beraber toptan elektrik satış piyasasıgelişimini sürdürmekte ve piyasa koşullarının oluşmayabaşlamasıyla elektrik enerjisi ticaretinde ikili anlaşmalarınsayısı hızla artmaktadır. Bu gelişen koşullar çerçevesinde,Volt Enerji ve Bilişim;• Piyasa katılımcıları için asimetrik bilgiyi ortadankaldırarak, elektrik ikili anlaşmalar piyasasında referansfiyat belirlemeye hizmet edecek,• Gelişen teknolojileri ve iletişim ağlarını etkin kullanan,• Hukuki koşulları eksiksiz yerine getiren,• Zaman kaybını en aza indiren,• Elektrik piyasasını seffaf bir yapıya kavuşmasına yardımcıolacak,ilk Türk tasarımlı tezgah üstü elektrik ticaret platformunuhayata geçirerek, elektrik ikili anlaşmalar piyasasınıngelişimi ve hacminin artması için gerekli adımlardan biriniatmıştır.Piyasa katılımcıları VOLT OTC platformu ile alım satımteklifleri oluşturabilecek, şartlarını uygun buldukları164

BİLDİRİLERPROCEEDINGSSUMMARYVOLT OTC Platformu Baz ve Peak Tahtaları ekran görüntüsü.teklif sahipleri ile yine platform üzerinden pazarlıkyapabilecek, platformun sunduğu detaylı raporlama veanaliz araçları yardımı ile ikili anlaşmalar piyasasını takipedebileceklerdir.3. VOLT OTC TİCARET PLATFORMUNUNAVANTAJLARIPiyasa katılımcıları VOLT OTC ticaret platformunukullanarak;• Teklif oluşturma, teklif kabul etme, karşı teklif vermeişlemlerinde e-imza kullanımı ile hukuki bağlayıcılık,• Piyasa tahtalarında yer alan tekliflere, karşı teklifverebilme özelliğini kullanarak sözleşme koşullarını teklifsahibi piyasa katılımcısı ile“anonymous” olarak pazarlıkyapabilme,• Saatlik Piyasa aracılığı ile bir günden kısa zaman dilimleriiçin alım satım yapabilme,• Yazılım ve sistem geliştirici ile tezgah üstü piyasaişletmecisinin Volt Enerji ve Bilişim olması ile müşteri talepve isteklerine, değişen regülasyon ve piyasa koşullarınahızlı ve etkin çözüm,• Detaylı raporlama ve analiz araçları yardımı ile ikilianlaşmalar piyasasını takip edebilme, kısa, orta ve uzunvadede ikili anlaşmalar piyasasında oluşacak fiyatlarıöngörebilmeyeteneklerine sahip olacaklardır.Unlike other commodities traded, electicity can not bestored and must be generated as it is needed. This requiresthat supply be kept in perfect balance with demand. Thus,this volatile characteristic of electricty has a great effecton pricing of the product. Over-the-counter marketsand exchanges are the two different trading channelsfor electricity. Main difference is that otc platform is nota part of the actual trading transaction but a broker whobrings the counterparties together. Also, different andnonstandardized contracts are traded in the otc platforms.Volt Enerji ve Bilişim established the first Turkish designedover-the-counter electricity trading platform and paved theway for the progress of the electricity bileteral market.Advantages Of Volt OTC Trading PlatformSome of the advantages that market participants could takeadvantage of by using VOLT OTC trading platform are;• Legally binding offers, bids and bilateral contracts byusing e-signature,• Ability to negotiate bilateral contract parameters with thecounter party anonimously by using counter offer/bidfeature,• Trading contracts on hourly basis,• Ability to provide fast and efficient resolution for marketregulation changes or participants requests by embodingroles of system developer and OTC operator in the samecorporate body,• Monitoring bilateral contracts market by using reportingand analysis tools as well as providing future referenceprices.VOLT OTC Platformu Analiz ve Raporlama ekran görüntüsü.165

BİLDİRİLERPROCEEDINGSYAŞAM DÖNGÜSÜ YÖNETİMİNİNSÜRDÜRÜLEBİLİR ŞEHİRLER AÇISINDAN ÖNEMİZ. Murat NAYALSiemens San. ve Tic. A.Ş.ÖZETİklim değişikliği, günümüzde insanoğlunun karşısındakien önemli tehdittir. Küresel ısınma sorununu mümkünolduğunca hafifletmek için ekonomik gelişme ile enerjitüketimini birbirinden ayrıştırmalı ve bu ayrıştırmanıntüm dünya çapında gerçekleştiğinden emin olmalıyız.Ancak, iki önemli eğilim bu ayrıştırmayı giderek zor halegetiriyor: Demografik değişim ve hızla artan şehirleşme;enerji maliyetlerinin hızla artmasına, su dahil tüm doğalkaynaklarda kıtlığa, mevcut altyapıları fazlasıyla zorlanmışşehirlere ve sayısız soruna neden oluyor. Enerji verimliliğiprojeleri, en yüksek düzeyde konfor sunarken, binalarınenerji maliyetlerinin azaltılması konusunda da kapsamlıçözümler ve yenilikçi teknolojiler sağlamalıdır. Çevreyeduyarlı özellikleriyle bu çözümler, binaların güvenilirliğini veişletme performanslarını da artırmalıdır.1. 21. YÜZYILIN VE SONRASININ YAŞAMALANLARI ŞEHİRLERŞehirlerin yeniden tasarlanmasının insanlığın EkolojikAyak İzi (EAİ) üzerinde %70’e varan olumlu bir etkisininolabileceği tahmin ediliyor. EAİ, bizim kaynak tüketimimiz veatık üretimi ile doğanın yeni kaynak üretme ve atıklarımızıtutma kapasitesi karşılaştırılarak hesaplanır. EAİ, çoğuzaman, Tüketilen Toprak Elementleri cinsinden ifade edilir.2005’te, insanlığın ekolojik borcu %30 civarındaydı, yanielimizde dünyadaki toprak elementlerinin 1,3 katı varmışgibi kaynak tüketiyor ve atık üretiyorduk.Hem Londra’nın hem de Vancouver’ın EAİ’leri 3,05gezegene eşit. Örneğin, Londra’nın 7,6 milyon sakiniküresel düzeyde 19,7 milyon hektar toprağı, yani kendicoğrafi alanının 125 katını yakıp yok ediyor. 2000 yılında,Berlin coğrafi alanının 82 katını tüketti. Bu rakamlar,sürdürülebilirliğe geçişin başarılı mı başarısız mı olacağınışehirlerin belirleyeceğini çok açık bir şekilde ortaya koyuyor.Şehir paydaşlarının bugün doğru yatırım kararları almalarıişte bu nedenle hayati önem taşıyor. Sürdürülebilir şehirmodeli, bir şehrin EAİ’sini azaltırken aynı zamanda maliyettasarrufu sağlayabilir ve yaşam kalitesini artırabilir.Sürdürülebilirliğe geçiş için tamamen ekonomik gerekçelermevcut ve rekabetçi ve yeşil bir şehrin yenilikçilik veekonomik büyümeyi sağlamaya yönelik bilgi ve becerileresahip olan çok vasıflı ve zeki insanları kendine çekeceğiniöngörmek mümkün. Siemens halihazırda dünyanın farklıyerlerindeki çok sayıda şehir yönetimine bu alanda dünyagenelindeki en iyi uygulamalardan ve teknolojilerden nasılyararlanılabileceği konusunda danışmanlık yapıyor.Günümüzde küresel ekonomi köklü bir değişimdöneminden geçiyor. G20 ülkeleri, Nisan 2009’dadüzenlenen zirvede yayımladıkları bildiride bu değişimi,“temiz, yenilikçi, kaynakların verimli kullanıldığı, düşükkarbonlu teknolojilere ve altyapılara geçiş” şeklindetanımlamışlardı. “Sürdürülebilirliğe geçişe” güç vereniki faktör mevcut. Bunlardan birincisi, iklim değişimidir.İnsanların faaliyetlerinin küresel ısınmaya yol açtığıkonusunda hiçbir şüphe yok ve bu ısınmanın daha öncebeklenenden çok daha hızlı bir şekilde gerçekleşebileceğiyönünde kanıtlar var. Massachusetts Teknoloji Enstitüsüaraştırmacılarına göre, yüzyıl sonuna kadar 9 derecedendaha yüksek bir sıcaklık artışı beklemeliyiz. Sonuçta ortayaçıkacak felaketlerden kaçınmak için küresel düzeyde ortakeylemlerde bulunulması gerektiği açıkça görülüyor. İkincifaktör ise ekonomik krizdir.Kriz, bu tartışmayı daha da yoğunlaştırdı ve hızlandırdı.Hatta, tüm dünya sürdürülebilirliğin yalnızca ekolojik değil,aynı ölçüde ekonomik ve toplumsal bir sorun olduğukonusunda da birleşti. Sürdürülebilirlik dört temel unsuradayanmaktadır: Rekabetçilik, çevre, yaşam kalitesi vehepsini kapsayan bir ilke olarak iyi yönetim. Şehirler166

BİLDİRİLERPROCEEDINGSyatırım çekebilmek ve rekabet edebilmek için, modern veverimli altyapılara, bol miktarda vasıflı işgücüne, modernIT ve iletişim teknolojilerine, kaliteli konutlara, eğitimeve su ve elektrik gibi temel hizmetlere gereksinim duyar.Metropolitan bölgeler, hava kirliliği, atık su yönetimi ve yeşilalanların bozulması gibi pek çok çevre sorunuyla karşıkarşıya. Sürdürülebilir şehirsel gelişim, (alternatif enerjikaynaklarının ve enerjiyi daha verimli kullanan binalarınve ulaşım araçlarının daha fazla kullanılmasını, trafiksıkışıklığını ve CO 2emisyonlarını azaltacak önlemleri,suyun ve atıkların geri dönüşümünü ve kirliliğin filtreedilmesini ve karbondioksidin tutulması için bitki örtüsününkullanılmasını teşvik ediyor. İklim değişimiyle mücadeleetmeye yönelik teknolojiler uygulanmaya hazır olabilir, amagerekli yatırımların kapsamı ve uzun vadeli etkileri yüksekbir risk düzeyini ve belirsizlikleri de beraberinde getiriyor.Yine de her şey göründüğü kadar zor olmayabilir. Londra5 örneğinde, önemli sürdürülebilirlik hedeflerine ulaşmakiçin gerekli olan toplam yatırımın şehrin gayrisafi yurtiçihasılasının yüzde 1’inden daha düşük olduğu ortaya kondu.Siemens’in Münih 6 üzerinde yürüttüğü bir araştırma da,benzer niteliklere sahip bir şehrin, şehir sakinlerinin yaşamkalitesi düşürülmeksizin, yüzyıl ortalarına kadar CO 2emisyonlarını %90 azaltabileceğini gösterdi. Bu çalışmalar,emisyon azaltma potansiyelleri ile yatırımlar ve yatırımıngetirisi arasındaki bağlantıyı da gösteriyor. Bu bağlantınınbilincinde olunması, şehrin geleceğine ilişkin kararlarıalan kişilerin yatırımları önceliklendirmesine ve maliyetlerioptimize etmelerine yardımcı olacaktır[1].2. YAŞAM DÖNGÜSÜ YÖNETİMİ VE BİNALARDAENERJİ VERİMLİLİĞİ PROJELERİSürdürülebilir yeşil bina stratejileri, bilgi yönetiminikolaylaştıran ve operasyon verimliliğini artıran teknolojilergerektirir. Çözümler ve hizmetler, tesislerin yaşamdöngüsünün tamamı boyunca devrede kalırken biryandan binaların yeni yeşil teknolojilerden yararlanmasınıve karbon ayak izlerini azaltmalarını, diğer yandan daiç mekânlardaki hava kalitesini ve enerji verimliliğiniiyileştirmeyi sağlamalıdır.enerji tüketicileri toplam enerji maliyetlerinin %40 ile %60’ınadenk gelen teknik donanımlar ve aydınlatma elemanlarıdır.Oysa durum böyle olmak zorunda değildir. Yenilenmiş birbina; enerji tüketimini ısıtma, havalandırma ve klima (HVAC)ekipmanının performansını optimize ederek % 40 oranındaazaltabilir. Dahası, bu önlemler için gereken yatırım, enerjitasarruflarıyla ve işletme maliyetlerindeki tasarruflarla gerikazanılabilir.Siemens müşterileriyle birlikte, binaların yaşam döngüleriboyunca gerekecek enerji satın alma, enerji verimliliği veenerji yönetimi konularında maliyetten tasarruf sağlayançözümler geliştirir. Siemens, sera gazını azaltma veenerji kaynaklarının verimli kullanımı için de stratejilergeliştirmede müşterilerini destekler. Siemens, bugünekadar tüm dünyada 6.500 binayı optimize etmiştir. Buoptimizasyonlarla 2,4 milyon ton CO 2emisyonu azaltılmışve 1 milyar Euro’dan fazla tasarruf elde edilmiştir.Enerji verimliliği projeleri, en yüksek düzeyde konforsunarken, binaların enerji maliyetlerinin azaltılmasıkonusunda da kapsamlı çözümler ve yenilikçi teknolojilersağlamalıdır. Çevreye duyarlı özellikleriyle bu çözümler,binaların güvenilirliğini ve işletme performanslarını daartırmalıdır.Bilindiği üzere dünya enerji tüketiminin yaklaşık%40’ı binalara aittir. Binalar ayrıca, yeryüzündeki suharcamalarının %17’sinden, kesilen ağaçların %25’inden,elektrik tüketiminin %72’sinden, küresel sera gazıemisyonlarının ise %15,3’ünden doğrudan sorumludur.Günümüzün bina sahipleri küresel olarak enerji tüketimininazaltılması ve bu tüketimin çevreye etkisinin minimizeedilmesi sorumluluğunu taşımaktadır. Bir binadaki en büyük2006’da, UniCredit Bank Milano’daki bir enerji tasarrufukontratı planı çerçevesinde merkez bürolarını yenidendonatmak için Siemens ile birlikte çalışmaya başlamıştır.Mevcut sistemin bir analizi sayesinde, özellikle büyükmiktarda enerjinin nerelerde tüketildiği ve hangi ekipmanınne kadar verimli kullanıldığı ortaya çıkmıştır. Bunun ardından167

BİLDİRİLERPROCEEDINGSgeliştirme için alınacak önlemlertanımlanmıştır. Önlemler arasındayer alan, klima ve havalandırmasistemlerinin yenilenmesi havakalitesini geliştirmiş, bu da tümkompleksteki konfor seviyesini belirlioranda artırmıştır. Enerji tasarrufuplanı sonucunda UniCredit sadecetüketimi azaltmakla kalmamış, ayrıcaatmosfere salınan CO 2emisyonunuda kısmıştır. Siemens ile çalışmayabaşlamalarından bir yıl sonra, merkezbürolarının CO 2emisyonları 2.400 tondüşmüştür. Bu sonuçların ışığında,Avrupa Komisyonu UniCredit Bank’ıYeşil Bina (GreenBuilding) Ortağıstatüsüyle ödüllendirmiştir. Siemens Bina TeknolojileriBölümü de bu girişimdeki sıradışı teşviki için 2008GreenBuilding Ödülü ile ödüllendirilmiştir[2].3. AKILLI BİNALAR VE STANDARTLARIAvrupa Birliği, CEN (The European Committee forStandardization – Avrupa Norm Komisyonu) TC247 Teknikkomisyonunu EPBD (Energy Performance BuildingsDirective – Binalarda Enerji Performansı Yönergesi)ile ilgili normları belirli bir formatta formüle etmek veenerji tasarrufunun standartlaştırılması için uygunlukişleminin iyileştirilmesi amacıyla yetkilendirdi. Bu amaçdoğrultusunda CEN, bina otomasyonu ve kontrol sistemininenerji etkinliği üzerindeki etkisini tanımlayan, bina enerjiperformansını arttırmaya yönelik EN 15232 standardınıhazırladı. Siemens bu faaliyetlerde büyük bir rol üstlenmişolup, enerji etkin ürün ve uygulamalarıyla enerji verimliliğiçalışmalarına büyük katkıda bulunmuştur. Avrupa Birliği,Avrupa Norm Komisyonu olan CEN’i, EPBD ile ilgili normlarıbelirli bir formatta formüle etmek ve enerji tasarrufununstandartlaştırılması için uygunluk işleminin iyileştirilmesiamacıyla yetkilendirdi. Bu amaç doğrultusunda CEN, binaotomasyonu ve kontrol sisteminin enerji etkinliği üzerindekietkisini tanımlayan EN 15232’yi veya ürün standardını enerjietkinliği kriterleri ile ele alan EN 15500 gibi bir dizi normlarhazırladı. eu.bac sertifikalandırması da (eu.bacCert) buAvrupa normları temeline dayanmaktadır.Akıllı ve entegre bina ve oda otomasyonu önemli derecedeenerji tasarrufu sağlar. Avrupa normu EN 15232 (Binalarınenerji performansı – bina otomasyonunun etkisi), A’dan D’yedört enerji verimliliği sınıfı içeren bir bina otomasyonu etkinliğistandartları yaratmıştır. Örneğin, yüksek enerji verimliliğisınıfı olan A sınıfında, ofis mekanlarında enerji tasarruflarıstandarda oranla % 30’a kadar çıkabilmektedir. Siemens’te bukonuda yoğun olarak çalışmış ve EPC (Energy PerformanceClasses – Enerji Performans Sınıfları) yazılımını geliştirmiştir.Bina Otomasyonu ve Kontrol Sistemleri, A Sınıfıkategorisinde enerji verimliliğiyle uyumu garanti altına alacakönemli ön koşullar sunmalıdır. İlgili tüm bina hizmetlerinikapsayan entegrasyon sistemlerinden panjurlara, emniyetve güvenlikten erişim kontrolü ve elektrik enerjisi dağıtımınapek çok alanda esnek enerji verimliliği çalışmalarıgeliştirmelidir. Sistemlerin enerji tüketimini sürekli kaydetmeve değerlendirebilme becerisi, bina sahiplerinin tasarrufpotansiyellerini fark etmelerini ve optimizasyon çalışmalarınınbaşarısını değerlendirebilmelerini de sağlamalıdır. Binanınsürdürülebilir optimizasyonunu garanti altına almak için bu, birtam hizmet paketiyle ve müşteri eğitimiyle birleştirilmelidir.Yukarıdaki tablodan da anlaşılacağı üzere, EN 15232standardında vurgulanan noktalara önem verilirse % 5 ila30 arasında enerji korunum potansiyeline sahip olabiliriz.Farklı bina profillerine göre farklı korunum potansiyelleribulunmaktadır:• Oteller %25• Okullar %34• Hastaneler %18• Apartmanlar %27• Restorantlar %31• Alışveriş Merkezleri %49• Ofisler %39 [3]Sonuç olarak, binanın toplam enerji etkinliği diğer birçokfaktöre de bağlıdır. Bu faktörler arasında; ısıtma vehavalandırma alanlarında kusursuz işlev gören zamanlamaprogramları, optimize edilmiş açma ve kapama işlevleri,ihtiyaca bağlı olarak hazır bulundurulan enerji, kusursuzayar parametreleri, optimum tesis boyutlandırması,kusursuz hidrolik ayarlama ve düzenlemesi ve daha birçokfaktör bulunmaktadır. Bütün bu faktörler, bir sistemin enerjietkinliğine önemli ölçüde etki eder. EN 15232 standardı veeu.bac sertifikalandırması, planlayıcıya bir kesinlik ile ürünseviyesinde maksimum enerji etkinliği sunar. Bu cihazlar,bir sistem içinde olunca kanıtlanmış ayar hassaslıkları ileönemli enerji tasarrufları elde etme imkanı sunarlar.Tecrübeli bir sistem çözüm uzmanı, yukarıda belirtilenfaktörleri dikkate alması sayesinde daha da fazla tasarrufsağlayabilir.168

BİLDİRİLERPROCEEDINGSKAYNAKLAR[1] Sürdürülebilir Şehirler, www.siemens.com.tr/sehirler[2] Enerji Verimliliği ve Çevreye Duyarlık, www.siemens.com.tr/cevreportfoyu[3] Uzun, F., C., 2010, “EN 15232 Avrupa Standardı –“Binaların Enerji Performansı – Bina Otomasyonu,Kontrol ve BinaYönetiminin Etkisi”SUMMARYSustainability remains a core task for governments,society and business. What is needed are clear, bindingand forward-looking answers. It has been estimated thatredesigning cities could positively influence up to 70 percentof humanity’s ecological footprint (EF). The EF is calculatedby comparing our consumption of resources and generationof waste with nature’s capacity to generate new resourcesand absorb our waste. The EF is often expressed in EarthsConsumed (EC). In 2005, humanity’s ecological debit stoodat 30 percent, meaning that we were really consuming asmany resources and producing as much waste as if we had1.3 earths at our disposal. Both London’s and Vancouver’sEF equals 3.05 planets. London’s 7.6 million inhabitants,for example, burn up 19.7 million global hectares; that’s125 times its geographic area. In 2000, Berlin consumed82 times its geographic area. Figures like this make itvery clear that cities will determine whether the shift tosustainability succeeds – or fails. That’s why it’s so criticalfor city stakeholders to make the right investment decisionstoday. Sustainable urban infrastructures can reduce acity’s EF and also save costs and improve quality of life. Afundamental change is sweeping the global economy today,a change the communiqué issued by the G20 countriesat their April 2009 summit describes as “the transitiontoward clean, innovative, resource-efficient, low-carbontechnologies and infrastructure.” Two factors are drivingthis “shift to sustainability.”buildings are responsible for 40 percent of all energy usedglobally.40 percent of this could be saved if all buildings wereequipped with the latest in building managementsystems. By networking Toward the FutureLas VegasSustainable Citiesall the various systems within a technicalinfrastructure, Siemens can ensure that each buildingdelivers the highest possible levels of comfort, security andenergy efficiency. Smart building solutions from Siemensare one of the quickest and cheapest ways to turn buildingsinto sources of energy, thereby reducing energy costs.The technology integrates and optimizes the physical anddigital infrastructures of commercially used buildings. Thefacility can react to price signals from the grid and shift orreduce energy consumption at high-tariff times. Moreover,buildings are used as storage for electrical energy, generateelectricity for their own use and act as electricity providersto the grid.First, climate change. There’s no doubt that human activityis causing global warming, and there is evidence that thismay be happening at a much faster rate than expected.According to researchers at M.I.T., we must now expect atemperature rise of more than 9 degrees by the end of thiscentury. Clearly, collective global action must be taken toavoid catastrophic consequences. Second, the economiccrisis: It has intensified and accelerated this debate. In effect,it has led to a new global consensus that sustainability isnot just an ecological, but equally an economic and socialissue. Sustainability rests on four pillars: competitiveness,environment, quality of life and good governance as anoverarching principle. The key challenge is to translatethese principles into cost-efficient, feasible and suitablesolutions (based on existing technology and portfolio).Automated Building Management System. Incredibly,169

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTÜRKİYE’DE BİREYSEL SERA GAZI EMİSYONLARI VEKARBON SERTİFİKALARIZeynep Pınar ÖZTÜRKCeres EnvE Ltd. Şti.ÖZETAtmosferdeki sera gazı konsantrasyonlarındaki artışınküresel ısınma ile birlikte iklim değişikliğine sebep olduğubilinmektedir. Global ölçekte az gelişmiş ve gelişmekte olanülkelerin ciddi tehdit ve risklere maruz kalacağını, yerelölçekte ise sertleşen iklim koşullarının yoksul kesimi dahaçok etkileyeceğini söyleyebiliriz. Ülkemizde kişi başı seragazı emisyonları Marmara Bölgesinde, özellikle İstanbul’daen yüksek seviyededir. Öte yandan sel ve aşırı sıcaklıkgibi doğal olayları tarım alanında çalışan ve kırsal kesimdeyaşayan kişileri daha çok mağdur etmektedir. Karbonsertifikaları bu anlamda hem yenilenebilir enerji projelerinekatkı sağlamada hem de yöre halkına sosyal faydalaryaratmada bir seçenek olarak fırsatlar sunmaktadır.İKLİM DEĞİŞİKLİĞİ NEDİR?Dünya yüzeyine ulaşabilen güneş ışınlarının bir kısmıyeryüzü tarafından soğurularak ısıya dönüştürülür, bir kısmıda atmosfere geri yansıtılır. Kızılötesi ışımalar şeklinde geriyansıtılan enerji, havada bulunan sera gazları tarafındansoğurulur ve atmosferden dışarı çıkması engellenir.Bu soğurma olayı, atmosferin ısınmasına yol açarakiklim sisteminde bir dizi sıradışı değişiklikler oluşmasınıtetiklemektedir.düşmüştür. Oksijen oranı ise %14’ten %21’e yükselmiştir.Böylece dünya bir buzul çağına girmiş ve bu köklü değişikliksonrasında insanın ve diğer canlıların evrimi başlamıştır.Dolayısıyla atmosferdeki karbondioksit oranın değişmesi veoksijen oranın artması, yeni yaşam formlarının oluşmasınasebep olmuştur. Ancak şu anda tersine bir döngü sözkonusudur. Dünya ortalama sıcaklığı 20. yüzyılda 0.74°Cartmış, okyanuslarda termal genişleme ve buzul kütlelerinerimesiyle beraber deniz seviyesindeki yükselme 10cm ila20cm arasında değişen seviyelere ulaşmıştır. Okyanuslarüzerindeki küçük adalar ve Bangladeş gibi deniz seviyesindenbir veya iki metre yükseklikte yerleşimi bulunan ülkeler sularaltında kalma tehlikesiyle karşı karşıyadır[2].SERA GAZI EMİSYON KAYNAKLARIEnerji sektöründe fosil yakıtların kullanımına bağlıolarak ortaya çıkan karbondioksit miktarı diğer gazlarlakarşılaştırıldığında oldukça yüksektir. Üstelik emisyonkaynakları süreklilik arzetmekte ve her geçen gün sayıcaartmaktadır. Yeni termik santrallerin kurulması, sanayileşmeve karayolu ulaşımındaki artışlar atmosferde karbondioksitmiktarını giderek artırmaktadır. Toplam emisyonların üçteikisi elektrik ve ısı üretimi ile ulaşımdan kaynaklanmaktadır(Şekil 1)[1].Atmosferdeki sera gazı konsantrasyonlarındaki artışınbüyük bir kısmı insan aktivitelerinden kaynaklanmaktadır.Antropojenik sera gazları atmosferde birikerek “sera etkisi”niartırmakta, küresel ısınmaya ve iklimlerin değişmesine nedenolmaktadır. Endüstri çağı öncesi değerlerle karşılaştırıldığındaatmosferdeki karbondioksit (CO 2) konsantrasyonu geçtiğimizyüzyıl boyunca artmıştır ve artmaya devam etmektedir.1800’lü yıllarda hacimce 280 ppm olan CO 2konsantrasyonu2005 yılında %35 artarak 379 ppm seviyelerine yükselmiştir.Metan (CH 4) ve Diazotmonoksit (N 2O) seviyelerinde de ciddiartışlar söz konusudur[1].Sera gazlarının atmosferde daha az oranda bulunmasıise ters bir etkiye neden olur. Yaklaşık 370 milyon yılönce Karbonifer döneminde ağaçların çoğalması ileberaber atmosferdeki karbondioksit oranı %1’den %0.04’eŞekil 1 ¹ . Dünya 2009 yılı sera gazı emisyonlarının dağılımı (CO 2olarak).¹ Diğer tanımı altında ticari ve kamu hizmetlerinden kaynaklanan seragazları ile tarım/ ormancılık, balıkçılık, elektrik ve ısı üretimi dışındakalan enerji sektörü ve başka yerde tanımlanmamış diğer salımlarıiçermektedir.170

BİLDİRİLERPROCEEDINGSİKLİM DEĞİŞİKLİĞİNİN ETKİLERİ VEEŞİTLİK İLKESİBilim insanları iklim değişikliğinin yağışları, buharlaşmayı,bulutluluk oranını ve rüzgarları değiştirerek tarım üretimini,su kaynaklarını ve insan sağlığını olumsuz etkileyeceğinitahmin ediyorlar. Doğal kaynaklara daha bağımlı olangelişmekte olan ülkeler iklim değişikliğinin olumsuzsonuçlarından sanayileşmiş ülkelere nazaran daha çoketkileneceklerdir. Örneğin Afrika ülkelerinde gayrisahiyurtiçi hasılanın %30’u tarım ürünlerinden elde edilmektedir.Nüfusun %75’i ise kırsal alanda yaşayarak tarlalarla,çiftliklerde, ormanda ve balık çiftliklerinde çalışmaktadır. Budurumda Afrika ülkelerinin iklim değişikliğine karşı oldukçaduyarlı olduğu ancak adapte olma kapasitesinin düşükolduğu söylenebilir[3].Okyanusların ısıl genişlemesi ve buzulların erimesi ileberaber yükselen deniz seviyesi pek çok kıyı bölgesinietkileyecektir. Gelişmekte olan ülkeler deniz seviyesindekibu yükselmeye karşı kıyı savunma yapılarını yerleştirecekyeterli finansal ve teknolojik kaynaklara sahip değildir. Buyüzden gelişmiş ülkelere göre çok daha büyük kayıplaramaruz kalacaklardır[4].İklim değişikliğinin ülkemize olan etkisi için ise uzun vadedeortalama sıcaklığın kıyı bölgelerde 4-5 o C, iç bölgelerdeise 5-6 o C artacağı tahmin edilmektedir. Batı kesimlerdeyağışlar %40 oranında azalacaktır[5].Yerel ölçekte, iklim değişikliğinin yarattığı olumsuz etkileriincelediğimizde çoğu zaman bu etkilere maruz kalacaklarınyoksullar, kadınlar, yaşlılar ve çocuklar gibi yardıma muhtaçkişiler olduğunu söyleyebiliriz. Sıcak hava dalgaları, selve fırtınalar gibi doğal felaketlerin sıklaşması ile kendinigösteren iklim değişikliğine karşı bu kişilerin ekonomikkoşulları herhangi bir önlem almaya yeterli değildir.Avrupa kıtası, 2003 yılı yaz aylarında sıcak hava dalgasınamaruz kalmıştır. Fransa’da yaklaşık 3,000 kişinin ölümünesebep olduğu düşünülen sıcaklıklardaki bu anormal değişimalltaki haritada gösterilmektedir.2001 ve 2003 sıcaklık değerlerinin karşılaştırılmasısonucu arada 10 o C’ye varan anormal bir artış gözlenmiştir.Alplerdeki buzullar erimiş, nehirlerde ve göllerdeki suseviyeleri tehlikeli boyutlara ulaşmıştır. Londra’da trenseferleri rayların sıcaktan bükülme tehlikesine karşıdurdurulmuş; Fransa, İspanya, Portekiz ve İtalya’da çıkanorman yangınları sonucu 15 kişi hayatını kaybetmiştir[6].Fransa’da yaşanan ölüm vakalarındaki artışın dağılımınabaktığımızda sıcak hava dalgasından en çok yoksulların veyaşlıların etkilendiğini görüyoruz. Bakımevleri ve huzurevlerindeölüm oranı artışı %90’lara varmış ve bu oran evde ölümlerdeise % 70 civarında gerçekleşmiştir. Devlet hastanelerindeölüm oranındaki %50 artış da dikkat çekicidir[7].Tablo 1. Fransa’da Sıcak Hava DalgasındanKaynaklanan Ölümlerin DağılımıFransaÖlümün gerçekleştiği yerÖlüm oranındakiartış (%)Ev 70Bakım evleri/huzur evleri 90Devlet Hastaneleri 50Özel Hastaneler ve Klinikler 20Sokak 10İklim değişikliğinin olumsuz etkilerine maruz kalma hemglobal ölçekte hem de yerel ölçekte hassasiyeti yüksek,bu etkilerle mücadele etme kapasitesi olmayan insantopluluklarını etkilemektedir.TÜRKİYE’DE EMİSYONLARIN SOSYO-EKONOMİKDAĞILIMI2003 verileri ile gerçekleştirilen “Karbondioksit SalımlarıAraştırması”, ülkemizde sera gazı emisyonlarının coğrafidağılımının bölgelerin ekonomik ve demografik yapılarıile doğrudan ilişkili olduğu göstermektedir. Kişi başı salımmiktarlarına göre bölgeler şu şekilde sıralanmaktadır:Marmara Bölgesi, Ege Bölgesi, İç Anadolu Bölgesi,Karadeniz Bölgesi, Akdeniz Bölgesi, Doğu Anadolu Bölgesive Güney Anadolu Bölgesi. Bu sıralamadan da anlaşılacağıüzere ekonomik faaliyetlerin ve nüfusun yoğun olduğu BatıAnadolu’da emisyonlar daha yüksektir. Özellikle İstanbul,Ankara ve İzmir gibi büyük kentler emisyonların en büyükkaynağıdır[8].İstanbul’da yaşam tarzı farklı üç değişik profil üzerineyapılan bir araştırmaya göre kişi başı yıllık emisyon miktarı10.74 ton CO 2’e kadar yükselebilmektedir. 2003 yılındayapılan bir çalışmaya göre, ekonomik özellikleri ve budoğrultuda değişen yaşam biçimlerine göre oluşturan üçprofil aşağıdaki Tablo 2’de özetlenmektedir[8]:Şekil 2. Avrupasıcak havadalgası, 16Ağustos 2003.Profillerin yaşam alışkanlıklarına göre yıllık CO 2salımlarının ana bileşenlerine dağılımı ise Tablo 3’teözetlenmektedir[8].171

BİLDİRİLERPROCEEDINGSTablo 2. Profil TanımlarıYüksek seviyede gelir düzeyine sahip bu profil ısınma, sıcak su ve yemek pişirme ihtiyacı için doğalgaz kullanmaktadır.Aydınlatma için ampül kullanan aile, klima ve plazma TV gibi elektrik tüketimi nispeten yüksek elektrikli ev aletlerikullanmaktadır. Bilgisayarın yanı sıra laptop da evde bulunmaktadır. Diğer profillerden farklı olarak genel mutfak veProfil 1ev aletlerinin yanı sıra çöp öğütücüsü ve jakuzisi vardır. Motor hacmi 2000cc olan son model bir otomobile sahiptir veşehirçi ve şehirlerarası ulaşımda yoğunlukla aracı ile seyahat etmektedir. Yılda 6 saat yurt içi, 14 saat de yurt dışı uçuşgerçekleştirmektedirler.Orta seviyede gelir sahibi kişiler için tanımlanmış bu profil de ısınma, sıcak su ve yemek pişirme ihtiyaçlarını doğalgazkullanarak gidermektedir. Aydınlatma için ampülün yanı sıra floresan ve enerji verimli ampüller de kullanmaktadır. Soğutmaamacıyla hem klima hem de tavan fanı bulunmaktadır. Plazma TV’ye göre daha az elektrik tüketimi olan LCD televizyonaProfil 2sahiptir ve stand by konumunda bırakmamaya dikkat etmektedir. Motor hacmi 1600cc olan eski model bir otomobile sahiptirancak ulaşımda minibüs, metro ve deniz otobüsü gibi toplu taşım araçlarını mümkün olduğunca tercih etmektedir. Ayrıca 2adet yurt içi uçuş da hesaba katılmıştır.Düşük gelir seviyesine sahip bu profil ısınma için odun, kömür; sıcak su ve yemek pişirme için ise tüp kullanmaktadır.Ampül ve floresan lamba kullanan bu grubun aydınlatma masrafı yaşam alanının küçüklüğünden dolayı oldukça düşüktür.Normal televiyona sahiptir ancak soğutma için klima veya tavan fanı kullanmamaktadır. Bilgisayarı veya laptopu olmayan buProfil 3 ailenin ev aletleri diğer profillere göre daha azdır. Mutfak robotu, mikrodalga fırını, elektrikli fırını, fritözü ve kahve makinesiyoktur. Herhangi bir araca sahip olmayan bu profil, şehirçi ulaşımda otobüs, minibüs, metro ve deniz motoru gibi toplu taşımaraçlarını kullanmakatdır. Şehirlerarası ulaşım için ise otobüs ve tren ile seyahat etmektedir. Uçak ile herhangi bir seyahatiyoktur.Tablo 3. Kişi Başı Emisyonların Profillere Göre DağılımıProfil 1 % Profil 2 % Profil 3 %Hanebaşınasalınantoplam CO 211.73 - 6.71 - 6.64Hanelerdekişi başına 2.93 27.28 1.68 64.12 1.66 88.30salınan CO 2Ulaşımdakişi başınasalınan CO 27.81 72.72 0.94 35.88 0.22 11.70Toplam kişibaşı CO 210.74 100 2.62 100 1.88 100Profil 1’in kişi başı karbondioksit emisyonları Türkiye 2000yılı ortalaması olan 3.12 ton/kişi’nin üç katından daha fazla,hatta AB seviyesinin de (7.93 ton/kişi) üzerindedir. İstanbulözelinde üç profilin aritmetik ortalaması 5.08 ton/kişi olup,yine söz konusu rakamlardan çok daha yüksektir[1].Profil 1, ulaşımda özel aracını tercih etmesi ve daha sıkuçak seyahatleri ile diğer profillere göre oldukça yüksekCO 2salımı ile ön plana çıkmaktadır. Evde elektrik aletlerinisayısının fazla olması ve kullanım sürelerinin uzun olmasıda hanebaşına yapılan salımın Profil 2 ve Profil 3’e göreneredeyse 2 katına çıkartmaktadır[8].Profil 2 ve Profil 3 hane başı yıllık CO 2miktarı fazla farklılıkgöstermemekle birlikte, Profil 2’nin otomobil sahibi olmasıve uçak seyahati yapması kişi başı ulaşım emisyonlarınıProfil 3’ün dört katına çıkartmıştır[8].Çalışmanın günümüzden on yıl kadar önceki verilerlegerçekleştirildiği düşünülürse, ekonomik koşullarındeğişmesiyle beraber söz konusu profillerin yaşamalışkanlıklarında da farklılıklar olmuştur. Nitekim, ülkemizgelişen ekonomisi ve artan nüfusu ile emisyon seviyesinin1990 ve 2009 yılları arasında yüzde 129 artırmıştır. Busüreçte nüfusumuz 55.1 milyon’dan 72 milyon kişiye ulaşmış,yüzde 30.4’lük bu artışa karşılık kişi başı karbondioksitemisyonumuz yüzde 54.8 artarak 2.3 ton CO 2/kişi’den3.57 tonCO 2/kişi’ye ulaşmıştır [1]. Bu durumda, Profil1’in artık tek otomobili olmadığını tahmin edebiliriz. Profil2 ve Profil 3’ün elektrikli ev aletlerinin sayısının artmışolduğu ve Profil 3 için otomobil sahibi olmanın veyauçak yolculuğunun artık ulaşılmaz olmadığı bir gerçektir.İstanbul başta olmak üzere büyük şehirlerimizde kişibaşına yarattığımız emisyonlar hızlı bir şekilde artmıştırve artmaya da devam etmektedir.Öte yandan iklim değişikliği olumsuz etkilerine maruz kalansosyal ve ekonomik sınıfların dağılımı konusunda ülkemizdeçok fazla araştırma yapılmamış olmasına rağmen, sel veaşırı sıcaklık gibi doğa olaylarının düşük seviye ekonomikgelirleri olan kişileri etkilediği bilinmektedir. Bu kesimingenellikle sel tehlikesi olan bölgelerde yaşadıkları ve aşırısıcaklara karşı korunmasız oldukları için sağlık problemleriile karşı karşıya kaldıkları tahmin edilebilir.Kırsal kesimde ise sel ve kuraklık gibi doğa olaylarındanen çok zarar gören kişiler tarım sektörü çalışanlarıdır.Ekonomik gelirleri tamamen tarıma dayalı bu kişilerinyoksulluk oranı kentsel kesimde yaşayanlardan dahayüksektir. Cari satınalma gücü paritesine göre 4,3 dolar sınırıesas alındığında, kırsal yerleşim yerlerinde yaşayanlardayoksulluk oranı 2011 yılında % 6,83 olarak tahmin edilmiştir.Aynı yoksulluk sınırına göre kentsel yerlerde yaşayanlarınyoksulluk oranları ise 2011 yılı için % 0,94 olmuştur[9].KARBON SERTİFİKALARIKarbon sertifikaları emisyon azaltım projelerine finansaldestek sağlayan bir teşvik mekanizmasıdır. Projeler, seragazı emisyonlarında azaltım gerçekleştirmenin yanısıragetirdiği yenilikçi teknolojiler ile ülkeye olumlu sosyal veekonomik katkılarda da bulunmaktadır. Rüzgar ve güneşgibi doğal kaynaklardan elektrik elde edilmesi hem fosilyakıtlara bağımlılığı azaltmakta hem de yeni iş imkanlarısağlayarak istihdam yaratmaktadır.172

BİLDİRİLERPROCEEDINGSHindistan, Çin ve Brezilya gibi gelişmekte olan ülkelerdeKyoto Protokolü kapsamında Temiz Kalkınma Mekanizmasıile yenilenebilir enerji projelerinin hayata geçirilmesinekatkıda bulunulmaktadır. Böylece yenilenebilir enerjialanında yatırımlar artmakta ve ülke için daha temizteknolojilere geçiş kolaylaştırılmaktadır.Ülkemizde de Gönüllü Piyasalar dahilinde özellikle rüzgarsantralleri için emisyon azaltım projelerinin geliştirilmesive kredilerinin satışı vasıtasıyla bu tarz yatırımlara katkısağlanmaktadır. Bir rüzgar santralinin planlaması, inşaatıve işletme aşamasında yeni iş imkanları yaratılmaktave aynı zamanda gerekli malzemelerin sağlanması,çalışanların ihtiyaçlarını karşılaması için alış veriş yapılmasıyöreye ekonomik bir hareketlilik getirmektedir. Herhangi biremisyon sorunu olmayan çevreye dostu bu işletmeler, yörehalkı tarafından zaman zaman gelişen teknolojinin sembolüolarak kabul görmektedir.yoksullara yardım, organik tarıma teşvik ve eğitim bufaydaların arasında gösterilebilir.Daha çok Avrupa’daki çevre dostu firmaların ve bireylerintercih ettiği bu sertifikalar ülkemizde çok fazla bilinmemekteve talep görmemektedir. Bireysel emisyonların azaltımıiçin öncelikle enerji tasarufunun özendirilmesi ve yaşamtarzımızda yapacağımız ufak değişikliklerin yanı sıra butarz projelerin teşviki için katkı sağlamak da önemlidir. Kısavadede daha etkili sonuçlar alabilmek için yenilenebilirenerjinin teşvik edilmesi ve bu tarz mekanizmalarındesteklenmesi büyük önem taşımaktadır.Yerli firmaların bu konudaki hassasiyeti toplum bilincineyansıyarak küresel ısınma konusunda sosyal bir hareketedönüşebilir. Sera gazı emisyonlarının azaltımı ve sosyalsorumluluk çerçevesinde bu sertifikaların kullanımıyenilenebilir enerji potansiyelimizin gerçekleşmesiaçısından ülkemize kazanç sağlayacaktır.Emisyon azaltımı sağlayan bu projelerin aynı zamanda yöreyesosyal ve ekonomik katkılar bulunması da tercih edilirse;söz konusu katkıların artarak devam etmesi teşvik edilmişolacak, daha yaygın ve etkili uygulamaların yapılması içinkaynak yaratılacaktır. İklim değişikliğinin olumsuz etkilerineen çok maruz kalan tarım sektörü çalışanlarına ve kırsalkesimde yaşayan ailelere katkı sağlamak adına emisyonazaltım projeleri bir seçenek olarak fırsatlar sunmaktadır.KAYNAKLARŞekil 3. Hindistanda bir rüzgar enerji santrali.Karbon sertifikasyonuna sahip bu projelerin çoğu zamanyöre halkına sosyal ve ekonomik katkıları da olabilmektedir.Bozuk yolların tamiri, mevcut okulların ihtiyaçlarınınkarşılanması, ihtiyaç sahibi öğrencilere burs verilmesi,[1] International Energy Agency, CO2 Emissions fromFuel Combustion, Highlights, sayfa 9,17, 85, 88, 97,100, 2011 edition.[2] UNFCCC web sitesi, Essential background, TheScience, http://unfccc.int/essential_background/the_science/items/6064.php, 01/03/2013.[3] Thomas D.S.G., Twyman C., Equity and justice inclimate change adaptation amongst natural-resourcedependentsocieties, Global Environmental Change15:115-124, 2005.Şekil 4. Gönüllü emisyon azaltımı projleri kapsamında gerçekleştirilen organik tarım eğitimi ve yenilenen bir ilköğretim okulu.173

BİLDİRİLERPROCEEDINGS[4] Dore M.H.I., Mount T.D., Global EnvironmentalEconomics; Equity and the Limits to Market, Oxford:Blackwell Publishers Ltd., 1999.[5] Ministry of Environment and Forest, First NationalCommunication of Turkey on Climate Change, 165,Ocak 2007[6] NASA, Earth Observatory, European Heat Wave, http://earthobservatory.nasa.gov/IOTD/view.php?id=3714,16/08/2003[7] Walker G., Environmental Justice in Context: SocialDifference, Inequility and the City, http://www.socialpolis.eu/uploads/tx_sp/walker_environmental_justice_in_context_02.pdf, 16-20, Mart 2009[8] Kumbaroğlu G., Arıkan Y., Karaali N., KarbondioksitSalımları Araştırması, sayfa 34-42, Ocak 2008[9] T.C. Türkiye İstatistik Kurumu Başkanlığı,Yoksulluk Çalışılması, 2011, http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=10952, 0103/2013The emission reduction projects in context of CleanDevelopment Mechanism under Kyoto Protocol is a meansto reach those communities and provide clean technologysolutions for the developing world through sale of carboncertificates. Those projects also provide job opportunutiesand economic viality to the region.Similarly, renewable energy projects in Turkey benefittedfrom sale of voluntary emission reduction credits. However,the local companies are not aware of those creditsand the demand is very low in the local market. Carboncredits are a way to reduce emissions and could providesocial and economical benefits for poor in communities inrural areas. Such a demand from the local market couldaccelerate invetsments in renewable energy sector andraise awareness of the public climate change.SUMMARYThe rising concentration Green House Gases in theatmosphere has caused global warming and initiateda series of impacts on the climate system. The adverseimpacts of climate change will be severe in the undevelopedand developing countries which do not have financial andtechnical capacities to take measures against extremeweather conditions. Similarly, in the local scale the poorand deprived communities will have to face economicaland social challenges by changing living conditions. Insummer 2003, Europe has been hit by heat waves whichcaused 3,000 people death in France. A high percentage ofthe increase in mortality has been observed in institutionsand retirement homes as 90%. This has been followed byhomes and public hospitals.There are limited researches done about social andeconomical aspects of climate change in Turkey. According toa research done with the data of year 2003, per capita carbondioxide emission is highest in Marmara region, particularly inIstanbul. Three profiles with high, medium and low incomelevels have been introduced and their carbon footprintshave been calculated. The Profile 1 with high income levelhas tripled (10.74 tonnes) the average per carbon dioxideemissions in year 2000, which was 3.12 tonnes. The meanof all profiles has exceeded this average as well.Although they have very low carbon dioxide emissions percapita, people with low income live in flood areas in cityand have to face health problems related with heat waves.Similarly, the population living in rural areas and workingin agriculture sector will have to face adverse impacts ofclimate change, such as floods and droughts. In accordanceto the poverty indexes given by Turkish Statistics Institute,rural families are more deprived than urban families inTurkey.174