GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ BİLDİRİ KİTABI
JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRAL YATIRIMCILARI DERNEĞİ
6-7 Şubat 2019 ANKARA
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ BİLDİRİ KİTABI
6-7 Şubat 2019 ANKARA
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Jeotermal sektörünü bir adım daha ileriye taşımak için bir araya gelen ve emek veren herkese teşekkür, şükran ve saygılarımı arz ederim. Ali KINDAP JESDER Yönetim Kurulu Başkanı
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ HAKKIMIZDA
Jeotermal Elektrik Santral Yatırımcıları Derneği; Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynaklarının değerlendirilmesi kapsamında, jeotermal enerji üretiminin uluslararası standartlara ulaşmasını hedefleyerek, sektörün öncü ve EPDK Üretim Lisansı sahibi 32 firmasını bir çatı altında toplayarak çalışmalarına başlamıştır.
Amaç
Jeotermal enerji kaynaklarının aranması ve bu kaynaklardan elektrik üretimi tesislerinin kurulması ve işletilmesi alanlarında çalışan özel sektör kuruluşları arasında işbirliğini tesis etmek bir çatı altında toplamak,
Jeotermal enerji alanı ile ilgili mevzuat üzerinde çalışmalar yapmak, bu konuda kamu kurum ve kuruluşları ile işbirliği yapmak, bu kuruluşlar nezdinde görüş ve öneri bildirmek,
Jeotermal enerji üretimine uygun sahaların korunması ve geliştirilmesi için bu alanda faaliyet gösteren şirketler arasında işbirliğini arttırmak ve kamu kurum ve kuruluşları ile koordinasyonu sağlamak,
Türkiye’de jeotermal enerji kaynaklarının toplam enerji üretimindeki payını arttırmak için çalışmalarda bulunmak.
YÖNETİM KURULU ÜYELERİ YÖNETİM KURULU BAŞKANI
Ali KINDAP
ZORLU ENERJİ A.Ş.
Y.K BAŞKAN VEKİLİ/SAYMAN
Ufuk ŞENTÜRK
ENERJEO KEMALİYE A.Ş.
BAŞKAN YARDIMCISI
Mehmet ŞİŞMAN
MAREN ENERJİ A.Ş.
BAŞKAN YARDIMCISI
M.Serhat DİNÇ
LİMAK ENERJİ A.Ş.
GENEL SEKRETER
MURAT SOLMAZ
MASPO ENERJİ A.Ş.
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ ÜYELERİMİZ
1.
AFJET- Afyon Jeotermal Turizm ve Ticaret A.Ş.
2.
Akça Enerji Üretim A.Ş.
3.
BM Mühendislik ve İnşaat A.Ş.
4.
Çelikler Holding
5.
Enerjeo Kemaliye Enerji Üretim A.Ş.
6.
ENGIE Yönetim Enerji Hizmetleri ve Tic. A.Ş.
7.
Enther Enerji A.Ş.
8.
Greeneco Enerji Elektrik Üretim A.Ş.
9.
Gürmat Elektrik Üretim A.Ş.
10.
Karen Kahramanmaraş Elektrik Üretim A.Ş.
11.
Karizma Enerji A.Ş.
12.
Karkey Karadeniz Elektrik Üretim A.Ş.
13.
Ken- Kipaş Elektrik Üretim A.Ş.
14.
Kiper Elektrik Üretim A.Ş.
15.
Limgaz Elektrik Üretim Maden San. Tic. A.Ş.
16.
Maren Maraş Elektrik Üretim San. ve Tic. A.Ş.
17.
Maspo Enerji San. ve Tic. A.Ş.
18.
Mis Enerji Üretim A.Ş.
19.
MTN Enerji A.Ş.
20.
Ortadoğu Yenilenebilir Enerji Ürt. San. ve Tic. A.Ş.
21.
Sanko Holding
22.
Sis Enerji Üretim A.Ş.
23.
Termal Sondaj Mühendislik San. Tic. A.Ş.
24.
Transmark Turkey Yenilenebilir Enerji San. Tic. A.Ş.
25.
Turcas Petrol A.Ş.
26.
Tuzla Jeotermal Enerji A.Ş.
27.
Türkerler İnşaat Turizm Maden Enerji Üretim A.Ş.
28.
YDA Erdil Enerji Üretim San. Tic. A.Ş.
29.
YERKA Elektrik Üretim A.Ş.
30.
Zorlu Doğal Elektrik Üretim A.Ş.
31.
Zorlu Enerji Üretim A.Ş.
32.
3S Kale Enerji A.Ş.
ANA SPONSOR
“Mükemmel bir ekip, ancak birbirinden ilham alarak iş birliği geliştiren firmalar arasında kurulur. Başarılı bir organizasyonun en önemli yapı taşları arasında; profesyonellik, iş bilgisi ve yetenek yer almakta olup, tüm bu özelliklerimizi kullanarak sürdürülebilir partnerlik için tırmandığımız başarı merdiveninde, ülkemizin 411. Ar-Ge Merkezi olan ve %100 yerli sermayeye dayanan firmamız GREEN Chemicals A.Ş.’ye güveniniz, inancınız, kattığınız güç ve bizimle birlikte ülke ekonomisine katkı için duruş sergilemeye gönüllü olduğunuz için tüm Jeotermal Enerji üreticilerine teşekkürü bir borç bilir, saygılarımı arz ederim.” GREEN Chemicals A.Ş. İrem ATAY / Sürdürülebilirlik Lideri
PLATİN SPONSORLAR
ALTIN SPONSORLAR
Authorized EP & EPC Partner
GÜMÜŞ SPONSORLAR
ÇANTA SPONSORU
GT’ 2019 Jeotermal Elektr k Santral Yatırımcıları Derneğ Tarafından Düzenlenmekted r. www.geothermalturkey.com
TOGETHER, WELL AHEAD Mov ng the Geothermal Industry Forward
Ÿ Ÿ Ÿ Ÿ
Santral ve Kuyularınız ç n Korozyon ve K reçten Dolayı... Üret m kayıplarının önüne geçme Planlanmamış duruş sayısını en aza nd rme Bakım mâl yetler n azaltma Reenjeks yon kuyu performansını en üst düzeyde tutma Santralınızdak (kurulum önces ve sonrası) tüm korozyon, k reç ve depoz tlenme r sk n z n bel rlenmes ç n üret m kuyusundan reenjeks yon kuyusuna kadar modelleme yazılım teknoloj s ve küresel jeotermal uzmanları le uzaktan gözet m ve sahada tak p h zmet .
NALCO ANADOLU KİMYA SANAYİ VE TİCARET LTD. ŞTİ. Esentepe mah. Dumankaya V zyon Bulvar B nası No:13 Kat:1 Ofis No:65 Kartal / İstanbul Tel : +90 (216) 458 69 01 / Fax : +90 (216) 458 69 07
MAXIMIZE UPTIME PER DOLLAR SPENT WITH FIELD-PROVEN ESP TECHNOLOGY Born with the benefit of hundreds of ESP installations, the Weatherford ESP, Powered by Valiant, delivers reliable performance for your high-flow wells. From the ESP pump to the sensor, we offer a complete solution for both conventional and shale applications. Founded by proven ESP veterans with decades of global Experience, Valiant has hundreds of successful ESP runs. As our partner, Valiant—with new, state-of-the-art facilities in Oklahoma, Texas, and Colombia—provides the following ESP components: Ÿ Ÿ Ÿ Ÿ Ÿ Ÿ Ÿ Ÿ
Pumps Motors Seals Gas handlers and separators Power cables Sensors Variable speed drives Sizing software
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ KONGRE PROGRAMI 6 ŞUBAT 2019
8:30-9:30 09:45
09:50
Kayıt-Karşılama Sunuş Saygı Duruşu İstiklal Marşı Açılış Konuşmaları Ali KINDAP Can Ali AYDIN Ufuk ŞENTÜRK
10:30-12:30
Sektörel Değerlendirme ve Genel Bakış JESDER ,ETKB, EPDK, MTA Temsilcileri
12:30-13:30
Öğle Yemeği
13:30
Can AYDIN
JEOTERMAL SİSTEMLERDE YENİ NESİL ÜRÜNLER
14:00
E. CEZMİ NURŞEN
JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLARINDA KUYU BAŞI POMPALARININ VERİMLİLİK OPTİMİZASYONU
14:20
Dr. Erhan ERDOĞAN
REVIEW OF GEOPHYSICAL STUDIES APPLIED FOR GEOTHERMAL EXPLORATION BETWEEN 1990-2019
14:40
Güray KARAKAYA
MESOPHASE APPLİCATİONS FOR HİGH TEMPERATURE WELLBORE PROFİLE RELATED EMULSİON OCCURRENCE
15:00
Abdurrahman ÜNAL
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE KABUKLAŞMA KONTROLÜ ÖRNEK VAKA ANALİZİ
15:20
Evrim ÖZDEMİR
STIMULATION OF GEOTHERMAL WELLS WITH HIGH RATE SDA ACID FRACTURING & GUSGUN® APPLICATION
15:40
Mehmet CANBAZ
VELİKA CİGLENA GEOTHERMAL PROJECT
Kahve Arası 16:00
Selim TUNA
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE PERFORMANS VE SÜREÇ YÖNETİMİ ÜZERİNE ÖZEL GELİŞTİRİLMİŞ PROGRAM: THERMOSOFT
16:20
Çığır DİNER
HİBRİT SİSTEMLER
16:40
Dr. Burak TÜRKER
ENERJİ DEPOLAMA SİSTEMLERİ VE KİRALAMA MODELİYLE ESNEK BİR ÇÖZÜM
17:00
Ramya RAMESH
Made in TURKEY Generators
17:20
Güney DOĞANAY
SONDAJ ATIKLARI YÖNETİM SİSTEMİ, VAKA ÇALIŞMASI
17:40
Övgü TOKÖZ/Lütfü İLGÜN
PREDICTIVE MAINTANCE / ÖNKESTİRMECİ BAKIM
18:00
Onur CİP
G&G MODELİNG & SİMULATİON USİNG PETREL AND ECLIPSE SOFTWARE
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ KONGRE PROGRAMI 7 ŞUBAT 2019 9:00-9:30 09:30
Kayıt-Karşılama Teoman ŞAHİN Caner YILDIRIM
YANGIN VE JEOTERMAL GÜVENLİK SİSTEMLERİ
İnanç Alptuğ HIDIROĞLU
DÜNYADA KIZGIN KURU KAYA (HDR) PROJELERİ
Mahmut Parlaktuna
VE TÜRKİYE’NİN HDR’DEN ENERJİ ÜRETİM POTANSİYELİ
10:10
Eylem KAYA Dale Emet Altar
YOĞUŞMAYAN GAZ-SU KARIŞIMI ENJEKSİYONUNUN JEOTERMAL REZERVUARLARININ SÜRDÜRÜLEBİLİRLİĞİNE ETKİSİ
10:30
Umut Barış ÜLGEN Jill Robinson Haizlip
TÜRKİYE JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ ÜRETİM KAPASİTELERİ; SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN REZERVUAR YÖNETİMİNİN ÖNEMİ
09:50
Kahve Arası ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASININ AYRIK ÇATLAK AĞ MODELLEMESİ
11:10
Hakkı AYDIN Serhat Akın
11:30
Füsun Tut HAKLIDIR Raziye Şengün
11:50
Levent BİLİR Emin Selahattin UMDU Nurdan YILDIRIM
12:10
Orhan MERTOĞLU Nilgün Başarır
12:30-13:30
Öğle Yemeği
13:30
Thorsten WEIMANN
Reservoir Risk in the Development and Use of Geothermal Resources and Risk Mitigation Solutions
14:00
Dr. Horst KREUTER
EGS systems - Concepts and project examples
Hamit TOPUZ
ENERJİ DEPOLAMA VE HİBRİT UYGULAMALAR
14:20
Neslihan Yuca
JEOKİMYA ÇALIŞMALARININ JEOTERMAL REZERVUAR VE JEOTERMAL SANTRALLERİN VERİMİNİ ARTIRMADAKİ ÖNEMİ YÜKSEK SICAKLIKLI ENERJİ DEPOLAMA TEKNİKLERİ JEOTERMAL MERKEZİ ISITMA VE JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLERİ YATIRIMLARININ TEŞVİK İHTİYACININ İNCELENMESİ
14:40
Emin Selahattin UMDU
GÜÇ ÜRETİMİNİN ARTTIRILMASI İÇİN HİBRİD – JEOTERMAL SİSTEMLER JEOTERMAL KUYULARDA AKIŞKANIN JEOKİMYASAL EVRİMİNİN
15:00
Taylan AKIN Hulusi Kargı
MODELLENMESİ VE SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN UYGULANMASI
Kahve Arası 15:40
Cannur BOZKURT
JESDER AB PROJELERİ
16:00
Çağrı YILDIRIM
GEORİSK AB PROJESİ
16:20
Enis BURKUT
ISI EŞANÖRLERİNİN SOĞUTMA SUYUNDAKİ KATILARDAN KORUNMASI
16:40
Altan ELİTOK
JEOTERMAL ALANLARIN SİMÜLASYON İLE EFEKTİF YÖNETİMİ
Mickey SHVALOV
NEW ESP TECHNOLOGİES AND GEOTHERMAL APPLİCATİON
Murat KARADAŞ
DÜŞÜK ENTALPİLİ JEOTERMAL KAYNAKLARDAN ELEKTRİK SAĞLAYAN ORGANİK RANKİNE ÇEVRİMİNE SAHİP TESİS TASARIMI
17:20 17:40 18:00
Kpanış-Teşekkürler
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
İÇİNDEKİLER JEOTERMAL SİSTEMLERDE YENİ NESİL ÜRÜNLER………………………………1 JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLARINDA KUYU BAŞI POMPALARININ VERİMLİLİK OPTİMİZASYONU…………………………………………………….…5 REVIEW OF GEOPHYSICAL STUDIES APPLIED FOR GEOTHERMAL EXPLORATION BETWEEN 1990-2019............................................................................9 MESOPHASE APPLİCATİONS FOR HİGH TEMPERATURE WELLBORE PROFİLE RELATED EMULSİON OCCURRENCE………………...…...…………….13 JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE KABUKLAŞMA KONTROLÜ ÖRNEK VAKA ANALİZİ…………..……………………………………………..…….17 STIMULATION OF GEOTHERMAL WELLS WITH HIGH RATE SDA ACID FRACTURING & GUSGUN® APPLICATION ………………….……………..……..21 JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE PERFORMANS VE SÜREÇ YÖNETİMİ ÜZERİNE ÖZEL GELİŞTİRİLMİŞ PROGRAM: THERMOSOFT………27 HİBRİT SİSTEMLER …………………………………………...………………………39 VELİKA CİGLENA GEOTHERMAL PROJECT………………………………………59 ENERJİ DEPOLAMA SİSTEMLERİ VE KİRALAMA MODELİYLE ESNEK BİR ÇÖZÜM ………………………………………………………………………….…63 SONDAJ ATIKLARI YÖNETİM SİSTEMİ, VAKA ÇALIŞMASI ……………………75 JEOTERMAL TESİSLERDE YANGIN GÜVENLİĞİ…………………………………85 DÜNYADA KIZGIN KURU KAYA (HDR) PROJELERİ VE TÜRKİYE’NİN HDR’DEN ENERJİ ÜRETİM POTANSİYELİ…………………………………………89 YOĞUŞMAYAN GAZ-SU KARIŞIMI ENJEKSİYONUNUN JEOTERMAL REZERVUARLARININ SÜRDÜRÜLEBİLİRLİĞİNE ETKİSİ………………...……105 TÜRKİYE JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ ÜRETİM KAPASİTELERİ; SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN REZERVUAR YÖNETİMİNİN ÖNEMİ……………………………………………………………….…………………121
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASININ AYRIK ÇATLAK AĞ MODELLEMESİ……………………………………………………….127 JEOKİMYA ÇALIŞMALARININ JEOTERMAL REZERVUAR VE JEOTERMAL SANTRALLERİN VERİMİNİ ARTIRMADAKİ ÖNEMİ ……………….……………143 JEOTERMAL MERKEZİ ISITMA VE JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLERİ YATIRIMLARININ TEŞVİK İHTİYACININ İNCELENMESİ………..……………..159 YÜKSEK SICAKLIKLI ENERJİ DEPOLAMA TEKNİKLERİ…………...………….169 RESERVOİR RİSK İN THE DEVELOPMENT AND USE OF GEOTHERMAL RESOURCES AND RİSK MİTİGATİON SOLUTİONS ………….…………………179 EGS SYSTEMS - CONCEPTS AND PROJECT EXAMPLES………………….…….183 ENERJİ DEPOLAMA VE HİBRİT UYGULAMALAR……………………...………..187 GÜÇ ÜRETİMİNİN ARTTIRILMASI İÇİN HİBRİD – JEOTERMAL SİSTEMLER……………………..…………………………199 JEOTERMAL KUYULARDA AKIŞKANIN JEOKİMYASAL EVRİMİNİN MODELLENMESİ VE SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN UYGULANMASI………………………………………………………………………209 JESDER AB PROJELERİ………………………………………………………………213 GEORİSK AB PROJESİ………………………………..………………………………225 ISI EŞANÖRLERİNİN SOĞUTMA SUYUNDAKİ KATILARDAN KORUNMASI… ………………………......…………………………229 JEOTERMAL ALANLARIN SİMÜLASYON İLE EFEKTİF YÖNETİMİ………..…241 DÜŞÜK ENTALPİLİ JEOTERMAL KAYNAKLARDAN ELEKTRİK SAĞLAYAN ORGANİK RANKİNE ÇEVRİMİNE SAHİP TESİS TASARIMI….…247
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL SİSTEMLERDE YENİ NESİL ÜRÜNLER İNHİBİTÖR, TEMİZLİK, SONDAJ, KUYU TAMAMLAMA VE ÇİMENTOLAMA ÜRÜN PALETLERİ
NEW GENERATION PRODUCTS IN GEOTHERMAL SYSTEMS INHİBİTORS, CLEANİNG, DRİLLİNG, WELL COMPLETİON AND CEMENTİNG PRODUCT RANGES
Can AYDIN GREEN Chemicals A.Ş TAYSAD Organize San. Bölg. 2. Cad. No:7 Gebze / Kocaeli c.aydin@green-chemicals.com
1
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL SİSTEMLERDE YENİ NESİL ÜRÜNLER İNHİBİTÖR, TEMİZLİK, SONDAJ, KUYU TAMAMLAMA VE ÇİMENTOLAMA ÜRÜN PALETLERİ Can AYDIN GREEN Chemicals A.Ş., TAYSAD Organize San. Bölg. 2. Cad. No:7 Gebze / Kocaeli c.aydin@green-chemicals.com
ÖZ GREEN Chemicals, %100 Türk Sermayesi ile kurulan, merkezi ÇayırovaGebze/KOCAELİ olan, 35 ülkeye ihracat yapan ve ticari faaliyetlerini Türkiye, Türki Cumhuriyetler, Ortadoğu, Avrupa, Latin Amerika, Afrika ve Balkan ülkelerinde sürdüren çok ortaklı bir firmadır. GREEN Chemicals, yerli ve yabancı (Alman, Fransız, Belçikalı, ve İtalyan) mühendis kadrosunun yanı sıra, doktora seviyeli AR-GE çalışanlarıyla ve üniversitelerin de teknik desteği ile daima yenilikçi ve çevre dostu bir yaklaşımla, dünya standartlarına uygun ürünleri ülkemizde üretmekte ve yukarıda adı geçen ülkeler de dahil olmak üzere ticari ve teknik servisini gerçekleştirmektedir. Yeni teknolojileri ve kimya alanında dünyadaki son gelişmeleri yakından takip eden GREEN Chemicals AR-GE ekibi, Jeotermal Prosesler için, 280oC ‘ye kadar termal stabilitesi olan yeni nesil kuyu inhibitörleri ve 300oC ‘ye kadar dayanıklı asit inhibitörlerini geliştirerek paletine almıştır. GEO-Treat® ürün paletinde, jeotermal sistemlerde oluşabilecek, aralarında Stibnite (Antimon) de olmak üzere her çeşit depozit ve korozyon riskine karşı yüksek performans gösteren kuyu ve yüzey inhibitörlerinin yanı sıra yüksek termal dayanımlı asit inhibitörleri ve ON-LINE ve OFF-LINE temizlik ürünleri de bulunmaktadır. Bununla birlikte, WELL-Treat® ürün paletiyle de jeotermal sektörün ihtiyacı olan sondaj, kuyu tamamlama ve çimentolama süreçlerinde kullanılan yüksek performanslı ve maliyet avantajı sağlayan kimyasal ürünleri de geliştirmiş ve sektörün kullanımına sunmuştur. Anahtar Kelimeler: Green Chemicals, GEO-Treat, WELL-Treat
2
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
NEW GENERATION PRODUCTS IN GEOTHERMAL SYSTEMS INHİBİTORS, CLEANİNG, DRİLLİNG, WELL COMPLETİON AND CEMENTİNG PRODUCT RANGES Can AYDIN GREEN Chemicals A.Ş., TAYSAD Organize San. Bölg. 2. Cad. No:7 Gebze / Kocaeli c.aydin@green-chemicals.com
ABSTRACT GREEN Chemicals, established with 100% Turkish capital and centralized at ÇayırovaGebze / Kocaeli, is a multi-partnered company exporting to 35 countries and continuing commercial activities in Turkey, Turkish Speaking Countries, Middle East, Europe, Latin America, Africa and the Balkans. GREEN Chemicals, with domestic and foreign (German, French, Belgian, and Italian) engineering staff, as well as doctoral R&D employees and technical support team of universities, produces world-class products in our country and carries out commercial and technical service including the countries above, always with an innovative and environmentally friendly approach. The GREEN Chemicals R&D team, which closely follows the latest developments in the field of new technologies and chemistry, has developed new generation well inhibitors with thermal stability up to 280 oC and resistant acid inhibitors up to 300 oC for the Geothermal Processes. In the GEO-Treat® product palette, high thermal resistant acid inhibitors and ON-LINE and OFF-LINE cleaning products are available as well as surface inhibitors with high performance against all types of deposits and corrosion risks including Stibnite (Antimony) in geothermal systems, GREEN Chemicals, in addition, has developed a high-performance and cost-effective chemical product for the drilling, well completion and cementing processes needed by the geothermal sector with WELL-Treat® palette. Keywords: Green Chemicals, GEO-Treat, WELL-Treat
3
4
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLARINDA KUYU BAŞI POMPALARININ VERİMLİLİK OPTİMİZASYONU Cezmi NURŞEN Standart Pompa Dudullu Organize San. Böl. 2.Cadde No: 9 Ümraniye / İstanbul cnursen@standartpompa.com
5
6
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLARINDA KUYU BAŞI POMPALARININ VERİMLİLİK OPTİMİZASYONU Cezmi NURŞEN Standart Pompa, Dudullu Organize San. Böl. 2.Cadde No: 9 Ümraniye / İstanbul cnursen@standartpompa.com
ÖZ Jeotermal elektrik santrallarındaki üretim kuyuları, üretime ilk başladıkları zaman belli bir sıcaklık, debi ve iç basınçtalardır. Ancak zaman içerisinde kuyuların entalpileri düşmeye başlar. Genellikle kuyu testlerinden çıkan bu ilk proje değerlerine göre seçilen kuyu başı pompaları, zaman içerisinde üretim kuyusunun iç basıncının düşmesinden dolayı daha yüksek fark basıncı verecek şekilde çalışma eğilimi gösterirler ve bu nedenle ilk çalışma sırasında verdikleri debiye göre daha az debi verirler. Zaman içerisinde kuyu basınçlarının düşmesinden kaynaklı bu negatif etkiden kaçınmak için ilk projelendirme sırasında pompa seçimi için genellikle izlenen yollardan bazıları bu çalışma içerisinde incelenmiş ve birbirlerine olan üstünlükleri değerlendirilmiştir.
7
8
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
1990-2019 YILLARI ARASINDA JEOTERMAL ARAMA AMAÇLI YAPILAN JEOFİZİK ÇALIŞMALARIN İNCELENMESİ REVIEW OF GEOPHYSICAL STUDIES APPLIED FOR GEOTHERMAL EXPLORATION BETWEEN 1990-2019 Dr. Erhan Erdoğan Enerji Holding A.Ş Rüzgarlıbahçe Mah., Kavacık Mey. Energy Plaza Kat:8, Beykoz/İstanbul/TR eerdogan@enerjiholding.com.tr
9
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
1990-2019 YILLARI ARASINDA JEOTERMAL ARAMA AMAÇLI YAPILAN JEOFİZİK ÇALIŞMALARIN İNCELENMESİ Dr. Erhan Erdoğan Enerji Holding A.Ş, Rüzgarlıbahçe Mah., Kavacık Mey. Energy Plaza Kat:8, Beykoz/İstanbul/TR eerdogan@enerjiholding.com.tr
ÖZ Jeotermal kaynaklardan enerji üretimi birçok disiplinin bir arada çalıştığı uzun ve zahmetli bir süreçtir. Bu sürecin en önemli parçalarından biri jeotermal kaynağın aranması ve yeryüzüne çıkarılması olarak değerlendirilebilir. Sondaj öncesi yapılan çalışmaları ‘jeotermal arama’ olarak değerlendirecek olursak jeofizik çalışmalar arama faaliyetlerinin temelini oluşturmaktadır. Jeofizik arama çalışmalarında kullanılan ve yeraltını farklı fiziksel parametrelere göre inceleyen birçok farklı jeofizik yöntemin bulunması hangi yöntemin en iyi sonuç verdiği sorusunu ortaya çıkarmıştır. Jeofizik aramada önemli olan aranması amaçlanan doğal kaynağın duyarlı olduğu jeofizik yöntemlerin birlikte kullanılarak yorumlanmasıdır. Bu kapsamda bazı yöntemler doğrudan hedefe yönlendirmediği için yardımcı yöntemler olarak değerlendirilebilir. Bu çalışmanın amacı 1990 yılından günümüze jeotermal arama amaçlı kullanılmış jeofizik yöntemlerin yer aldığı yayınların ve bildirilerin taranarak hangi yöntem veya yöntemlerin daha etkili sonuç verdiğini incelemektir. Bu kapsamda 1200 makale ve 700 bildiri incelenerek özetlenmeye çalışılmıştır. Son 30 yıl boyunca yapılan çalışmaların değerlendirilmesi sonucunda jeotermal sondaj noktalarının belirlenmesinde en yaygın kullanılan jeofizik yöntemlerin Manyetotellürik (MT) ve Sismik yöntem olduğu görülmüştür. Jeotermal arama çalışmalarında MT yöntemin kullanımı son yıllarda oldukça yaygınlaşmıştır. MT, iletkenlik anomalilerinin, çalışma alanının yapısal jeolojisinin ve rezervuar derinliğinin belirlenmesinde oldukça etkili bir yöntemdir. Ancak yöntem bazı durumlarda fay geometrilerinin belirlenmesi ve temel kaya derinliğinin kestirilmesinde yetersiz kalabilmektedir. Bu tip problemlerin üstesinden gelmek için kullanılan en etkili yöntem sismik yansıma yöntemidir. Fakat birçok jeotermal yatırımcı uygulama maliyetinin yüksek olması nedeni ile jeotermal aramalarda sismik yöntemi kullanmaktan kaçınmaktadır. Bu çalışmada ayrıca şirket bünyesinde jeotermal arama departmanı bulunduran bir yatırımcı olarak kendi yatırım projelerimizde elde ettiğimiz tecrübe doğrultusunda MT ve sismik yöntemlerin birlikte kullanılması için yeni bir yöntem önerilmiştir. Önerilen yöntem jeotermal aramalarda ekonomik, hızlı ve hedef odaklı çözümler sunarak yatırım risklerini en aza indirmeyi hedeflemektedir. Anahtar Kelimeler: Jeotermal Arama, Jeofizik, Manyetotellurik, Sismik
10
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
REVIEW OF GEOPHYSICAL STUDIES APPLIED FOR GEOTHERMAL EXPLORATION BETWEEN 1990-2019 Dr. Erhan Erdoğan Enerji Holding A.Ş, Rüzgarlıbahçe Mah., Kavacık Mey. Energy Plaza Kat:8, Beykoz/İstanbul/TR eerdogan@enerjiholding.com.tr
ABSTRACT Geothermal power generation is a long and challenging process which also needs multidisciplinary work. The most important parts of this process are exploration, drilling and production of the geothermal resource. Geophysical studies constitute the basis of the geothermal exploration. There are several geophysical methods which are sensitive to the different physical parameters of the earth and this phenomenon cause a discussion of which geophysical method is the most efficient for geothermal exploration. The answer is simple; combined use of the geophysical methods which are most sensitive to the geothermal anomaly and reservoir structure. In this study, we reviewed geophysical articles and conference papers related in geothermal exploration beginning from the year 1990. We aimed to answer to the question ‘which geophysical methods are more efficient and mostly used for geothermal exploration’. For this purpose, we examined 1200 indexed articles and 700 conference papers. Evaluation of the scientific studies published during last three decades show that Magnetotellurics (MT) and Seismic methods are the most efficient and widely used geophysical methods for geothermal exploration. Geothermal exploration surveys using MT method has become widespread in the recent years in Turkey. MT is an efficient tool for interpreting the conductivity anomalies, structural geology of the survey area and depth of the reservoir. However, MT has some disadvantages like interpretation of the fault geometry and depth of the basement rock. Seismic refraction method is the effectual solution to overcome these disadvantages but most of the geothermal investor companies avoid using seismic method because of the high costs of application. As a geothermal investor company which has in-house exploration department we suggest an efficient method for combined usage of MT and seismic methods. This method provides rapid, economic and target-oriented solutions for the geothermal exploration projects. Keywords: Geothermal Exploration, Geophysics, Magnetotellurics, Seismic
11
12
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
MESOPHASE APPLİCATİONS FOR HİGH TEMPERATURE WELLBORE PROFİLE RELATED EMULSİON OCCURRENCE Koray GÖZÜBÜYÜKOĞULLARI, Güray KARAKAYA Baker Hughes a GE Company Ulusoy Plaza Kızılırmak Mah. 1450. Sok. No:9 D:32 06520 Çukurambar- Çankaya/ANKARA koray.gozubuyukogullari@bhge.com
13
14
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
MESOPHASE APPLİCATİONS FOR HİGH TEMPERATURE WELLBORE PROFİLE RELATED EMULSİON OCCURRENCE Koray GÖZÜBÜYÜKOĞULLARI, Güray KARAKAYA Baker Hughes a GE Company, Ulusoy Plaza Kızılırmak Mah. 1450. Sok. No:9 D:32 06520 Çukurambar- Çankaya/ANKARA koray.gozubuyukogullari@bhge.com
ABSTRACT The majority wells drilled throughout the world have been completed using perforated casing. Casing is cemented in place to stabilize recently drilled formation, isolate drilled zones from one another, seal off high pressure zones from the surface, and provide a means to complete the well. In a cased-hole completion, perforations are made in the portion of the casing that passes through the production zone, providing a path for oil to flow from the surrounding rock into the production tubing. In older wells, the production pressure may be depleted, and/or hydrocarbon flow may be impeded by various mechanisms, such as the accumulation of paraffins, asphaltines, emulsions, solids migration, and water blockage among others. In newer wells using oil or synthetic based drilling fluids, emulsion blockage may cause near wellbore damage when the filtrate or whole mud interacts with formation fluids or completion brines. Wells that underperform, and are believed to retain sufficient reserves to be economically viable, are typically treated to recover the lost production. Standard remedial treatments for removing near wellbore damage in an oil well include injecting the well with various solvents, such as xylene, oils, acids, bases, water, alcohols, glycols, surfactants, and various mixtures of these liquids. Fracturing of the formation is another common technique used to improves a well’s productivity. These treatments can be costly and may not be successful. Operators of under-producing, damaged wells typically welcome technically sound, economically viable options to these standard treatments in order to recover their investment and reverse subsequent financial losses resulting from a nonviable asset. MICRO-CURETM offers the operators such an alternative. Mesophase Engineering MICRO-CURE is designed specifically for the remediation of cased-hole completions. It is formulated to break all emulsions it comes in contact with, facilitating better production. MICRO-CURE works by solubilizing oil droplets that are blocking the pore matrix in a damaged zone, to maximize production or water-injection rates. It simultaneously waterwets and fluidizes solids to prepare them for easy removal during production operations. Broad-based applications allow this robust formulation to solubilize crude oils, diesel, mineral oils, and synthetic oils, plus remove emulsions formed with all these oils. Its effectiveness is not temperature dependent and it does not require mechanical agitation to be effective. Keywords: Mesophase Engineering, MICRO-CURETM
15
16
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE KABUKLAŞMA KONTROLÜ ÖRNEK VAKA ANALİZİ Abdurrahman ÜNAL NEU KİMYA A.Ş. Ümraniye/İSTANBUL aunal@neuchemie.com
17
18
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE KABUKLAŞMA KONTROLÜ ÖRNEK VAKA ANALİZİ Abdurrahman ÜNAL NEU KİMYA A.Ş. Ümraniye/İSTANBUL aunal@neuchemie.com
ÖZ Jeotermal elektrik üretimi yapan 12 MW kapasiteli ORC enerji santralinde, kuyu başından ısı değiştiricilere kadar olan hatlarda ve ısı değiştiricilerde yaşanan kabuklaşma problemi nedeniyle, sıklıkla yaşanan plansız duruşların ortadan kaldırılması için sorun analiz, çözüm öneri, uygulama ve sonuç değerlendirmesi hakkında vaka çalışması sunumu. Anahtar Kelimeler: inhibitör, jeotermal, kabuk, kolloidal, scale, silika 1. GİRİŞ Jeotermal enerji santrallerinde, ana unsur olan jeotermal akışkanın: yeraltından çıkış noktasından, işletmeye alınması ile birlikte, reenjeksiyon (kuyu içi dahil) noktasına kadar olan süreçte; casing, seperatör, vana, filtre ve eşanjörler üzerinde birikinti oluşturma potansiyeli ve meydana gelen oluşumların, büyük kayıplara yol açması sıklıkla yaşanan bir problemdir. Söz konusu birikinti potansiyeli ve tipi; farklı jeotermal havza yapısı ve sıcaklığına sahip sistemlerde farklılaşmakla birlikte; ilgili çalışmaların yapıldığı Menderes havzası ve yakınındaki Gediz havzasında genel olarak, problem yaratan kabuklaşma bileşenleri; - Kalsiyum karbonat, - Silikat,(kalsiyum,magnezyum,metal silikat tipleri) - Sistemden partiküler olarak gelen formasyon, stibnit,vb mineral yapılar. Jeotermal enerji santralleri tüm ekipman üzerinde etkili olan farklı tip kabuk(scale) oluşumlarının ortak etkileri enerji kaybı ve ekstra ekipman maliyeti olarak kendini göstermekle birlikte her bir oluşum tipinin meknizması farklılık göstermektedir. Kabuk oluşumu üzerinde etkili olan parametreler; - Çözünmüş, gaz,mineral,kolloidal ve partiküler mineral tip-miktarı, - Çözünmeyen gaz tip-miktarı, - Proses sıcaklık ve basınç değerleri, Olup, scale oluşum miktar ve oluşum noktaları da bu unsurlara bağlı olarak gözlenmektedir. Jeotermal akışkanın, sistem üzerine etkilerinin önlenmesi için gerekli mekanik ve kimyasal uygulamaların seçimi ve kontrolü; üretim kuyu havzasından, jeotermal enerji santrali bileşenlerine ve reenjeksiyon yapılan havzaya kadar olan süreçte, sözkonusu kritik parametrelerin takibi ile olmaktadır. Yukarıda bahsi geçen parametreler ve sistemde gözlenen scale oluşumları analizleri sonucu, örnek vakaya uygun kimyasal seçimleri ve uygulama noktaları tespiti yapılarak, kimyasal şartlandırma programına başlanılmış olup, uygulama sonuçları; kritik gözlem
19
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ noktalarında(filtre, depozit kuponu,vb.) görsel olarak , kritik ekipman basınç-sıcaklık farkları takip edilerek ve farklı noktalardan alınan brine numuneleri analizi ile takip edilmiştir. Yapılan analiz ve gözlemler ile kimyasal dozajı optimizasyonu yapılarak, yapılan uygulamanın ekonomik etkisi de optimize edilmiştir. 2. VAKA Jeotermal elektrik üretimi yapan 12 MW kapasiteli ORC enerji santralinde; kuyu başından ısı değiştiricilere kadar olan hatlarda ve ısı değiştiricilerde yaşanan kabuklaşma problemi ve buna bağlı olarak sıklıkla yaşanan plansız duruşlar nedeniyle, talep üzerine tüm sistem detaylı incelemeye alındı. Öncelikle, işletmeden ön bilgi alınarak; oluşum noktaları, var olan birikinti analizleri, sistem duruşa neden olan ekipmanlar(vaporizer,preheater) ve 2-3 aydan 2-3 haftaya varan duruş periyotları değerlendirildi. Tüm sistem duruş halinde iken; kuyu başından reenjeksiyon hattına kadar gözle takip edilebilen tüm boru, seperatör, akümülatör, filtre, vb ekipman muayene edildi ve fotoğraflandı. Detaylı analiz için su ve scale örnekleri alındı. Depozit numune analizleri incelendiğinde; Ağırlıklı olarak kalsiyum-magnezyum silikat ve bir miktar da kalsiyum karbonat içeriği kuyu başından vaporizer e kadar olan hatta gözlendi. Oluşumların yoğunluğu ve gelişim noktaları değerlendirilmesi sonucu çözüm olarak; kuyu içi kalsiyum karbonat inhibisyonu, kuyu başı silika inhibisyonu ve santral giriş filtre öncesi mineral dispersant uygulaması seçildi. Uygulamanın, sistem üzerine etkileri; rutin su analizleri, depozit kupon görüntüleri , tüm filtre temizlik periyotları, kritik ekipman(filtre,eşanjör,vb.) giriş çıkış basınç-sıcaklık takipleri yapılarak gözlendi. 3. BULGULAR Sistem için önerilen kimyasal şartlandırma başlangıcında; kuyu başı seperatör ve filtrelerde dramatik iyileşme gözlenmiş olup bu durum depozit kuponu kontrollerine de yansımıştır. Bununla birlikte santral giriş filtre temizlik periyotları uygulama başlangıcından 3-4 hafta sonra kısalma eğilimi göstermiştir. Bu durum ilk değerlendirmede de öngörülmüş olup, uygulama öncesi hat üzerinde oluşmuş yapıların yerinden sökülümü ve taşınmasısürüklenmesi olarak değerlendirilmiştir. Uygulamanın 2. Ayından itibaren , tüm sistemde takip edilen nokta ve parametreler itibariyle anlamlı iyileşmeler görülmüş olup, vaporizer temizlik ihtiyacı bulunmadığı 7. ay sonunda, kontrol amaçlı açılmıştır. Vaporizer ünitesinde yapılan kontrollerde, bir önceki uygulama ile 2-3 haftalık periyotta yaşanan kirlenmenin, anlamlı seviyede iyileştiği gözlenmiş ve bu kontrolle uygulamanın olumlu etkisi teyit edilmiştir. 4. DEĞERLENDİRME VE SONUÇ Söz konusu santralde yaşanan problemlerin değerlendirilip, çözüm önerileri sunulması ve uygulamaların gerçekleştirilerek takibi süresince, işletmenin mevcut online gözlem enstrümanları birincil parametre olup filtre temizlik periyotları iyileşmesi de diğer bir unsur olmuştur. Bu uygulama ile birlikte, tespit edilen şartlandırma tipi: aynı işletmenin yeni devreye alınan benzer kapasite ve rezervuar özelliklerine santralinde de uygulanmış, 14 aylık çalışma süresince temizlik amaçlı duruş yaşanmamıştır.
20
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
STIMULATION OF GEOTHERMAL WELLS WITH HIGH RATE SDA ACID FRACTURING & GUSGUN® APPLICATION Evrim ÖZDEMİR Viking International Ltd., Şehit Ersan Caddesi No: 24/8 Çankaya / ANKARA evrim.ozdemir@viking-intl.com
21
22
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
STIMULATION OF GEOTHERMAL WELLS WITH HIGH RATE SDA ACID FRACTURING & GUSGUN® APPLICATION Evrim ÖZDEMİR Viking International Ltd., Şehit Ersan Caddesi No: 24/8 Çankaya / ANKARA evrim.ozdemir@viking-intl.com
ÖZ GasGun, ABD ordusunun tescilli balistik teknolojisine dayanan bir kuyu uygulamasıdır. Yapılan bağımsız araştırmalarda, propellant tipi sitimülasyonların formasyonda kırıklı yapıyı ve geçirgenliği arttırdığı kanıtlanmış. 1994’ten beri GasGun, dünya çapındaki operator firmaları için düşük maliyetli çatlatma çözümleri sunmaktadır. 2004'te tanıtılan üçüncü nesil patentli tasarım ile GasGun’ın performansı ve güvenilirliğini büyük ölçüde geliştirilmiştir. Uygulamalarda ki başarılı sonuçlardan sonra, ABD, Kanada, Avrupa, Afrika ve Orta Doğu'da GasGun’a olan talep hızla artış göstermiştir. Viking International olarak 2012 yılından beri GasGun uygulamasının Türkiye’de ki tek distrübütörü olarak hizmet vermekteyiz. Anahtar Kelimeler: Viking International, GasGun 1.
GİRİŞ
GasGun Kuyularınız İçin Ne Yapabilir • Kuyularınızda 50 feet’e kadar uzayan çoklu yatay yönlü radyal çatlaklar oluşturur. •Formasyonda yapılan hidrolik çatlatma ve asitlenme sırasında oluşan dikey yönlü kırık büyümesini minimize eder. • Sondaj çamuru, cimento, asit, polimer jel vb. malzemelerin neden olduğu kuyu cidarı hasarını giderir. • Asitlemeden önce yapılan GasGun uygulaması ile asitlemenin etkinliği artar ve asitin yeni oluşan kanallar vasıtasıyla formasyona daha fazla nüfuz etmesini sağlar. • Doğal çatlaklı rezervuarlarda, daha fazla kırılma oluşturarak üretimi arttırır. • Hidrolik çatlatmada öncesinde ilk çatlatma GasGun ile yapılarak, hidrolik çatlatmanın maliyeti azaltılır. Çatlatma sırasında uygulanacak basınçların düşük olmasını sağlamaktadır. • Kuyularda enjeksiyon oranlarını arttırır. 4.0” GasGun® System 4.000” OD/2.750” ID High Strength Steel Carrier • En etkili GasGun • Formasyonda 50 feet uzunluğa kadar radyal çatlaklar oluşturabilir.
23
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ • 5.5inc casing veya 4.875 inc açık kuyu ve daha büyük çaplardaki kuyular için geliştirlimiştir. • 3.375 inc GasGun’a göre yaklaşık 2 kat daha güçlüdür. • Wireline ve TCP methodları ile hem dikey hemde yatay kuyularda uygulanabilir. 3.375” GasGun® System 3.375” OD/2.125” ID High Strength Steel Carrier • Dünya’da en çok kullanılan GasGun çeşitidir. • Formasyonda 50 feet uzunluğa kadar radyal çatlaklar oluşturabilir. • 4.5inc casing veya 3.875 inc açık kuyu ve daha büyük çaplardaki kuyular için geliştirlimiştir. • Wireline ve TCP methodları ile hem dikey hemde yatay kuyularda uygulanabilir. GasGun uygulamasının sıcaklık dayanımı 138°C, basınç dayanımı 8000psi’dir. Enjeksiyon Kuyularında GasGun Enjeksiyon kuyuları, propellant tarzı kuyu uygulamarı için en çok başarı elde edilen kuyu tipi olmuştur. Enjeksiyon kuyusunun performansı bu teknoloji ile önemli ölçüde arttırılabilir. Zamanla enjeksiyon kuyuları, rezervuara enjekte edilen sıvılar nedeniyle hasar görür. Buda enjeksiyon basıncının artmasına ve akış miktarının azalmasına sebep olur. Enjeksiyon basınçları belli bir süre sonra, basma limitlerinin üzerine çıkabilir ve hasarın üstesinden gelmek ve akışı geri kazanmak için bir stimülasyon gerekli olur. Hasar, genellikle bir kuyunun yakın bölgesi ile sınırlı olduğundan dolayı, basınçları azaltmak ve enjeksiyon oranlarını iyileştirmek için bir propellant stimülasyonu gereklidir. Çimento Hasarlarında GasGun GasGun için bir başka yaygın uygulama alanı, çimentodan kaynaklı formasyonda oluşan hasarın giderilmesidir. Genellikle rezervuar ile bağlantı kurmak için kuyularda perfore işlemi yapılmaktadır. Bazı zamanlarda bu başarısız olabilir, çünkü perfore delikleri çimentodan kaynaklı hasarlı bölgeyi geçebilecek kadar formasyona nüfuz edemezler ve bunun sonucunda kuyunun stimülasyon edilmesi gerekir. Stimülasyon yöntemleri içinden ilk akla hidrolik çatlatma gelir, ancak bu uygulama yakın çaptaki hasarı gidermek için çok maliyetli bir yöntemdir. Asitleme başka bir seçenektir, ancak kontrol edilmesi zor olabilir ve hedef noktadan başka bölgelerede etki edebilir. Propellantlar bu tür oluşum hasarlarını gidermek için çok etkili bir yoldur çünkü perfore delikleri vasıtasıyla sadece istenilen hedef bölgede etkili olur. Çoğunlukla rezervuar ile iletişimi sağlmak için en doğru yöntemdir. 2.
GASGUN UYGULAMALARI
Formasyon: Dolomit Üretim Tipi: Petrol GasGun Derinliği: NA GasGun Öncesi: Yeni Kuyu GasGun Sonrası: 42 BOPD Eylül 2006'da Kansas’ta yeni açılan bir kuyuda, dolomit formasyonunda 6 foot uzunluğunda bir GasGun uygulaması yapılmıştır. Kuyuda alınan log sonrası, log raporlarına göre kuyunun terk edilmesi önerilmiştir. Operatör firma yine de kuyuyu tamamlama kararı aldı ve 500 galon asit basmaya çalıştı. Ama asidin formasyona nüfus
24
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ etmesini sağlayamadılar ve GasGun'u denemeye karar verdiler. GasGun'dan sonra asidin formasyona nüfus etmesi sağlandı ve kuyudan günlük 42 varil petrol alınmaya başlandı. Formasyon: Kumtaşı Üretim Tipi: Enjeksiyon Kuyusu GasGun Derinliği: 7769 feet GasGun Öncesi: 1500 BWPD @ 3500 psi GasGun Sonrası: 4500 BWPD @ 3500 psi 2015 yılının Mayıs ayında, Kolombiya devlet şirketi olan Ecopetrol firmasına ait enjeksiyon kuyusunun, kumtaşı formasyonunda toplamda 68 feet uzunluğunda GasGun uygulaması yapıldı. GasGun uygulamasından önce kuyu 3500psi basınç ile günlük 1500 varil enjektivitiye sahip iken, GasGun’dan sonra 3500psi basınç ile günlük 4500 varil enjektivitiye ulaşmıştır. Formasyon: Kuvars Üretim Tipi: Gaz GasGun Derinliği: 4696 feet GasGun Öncesi: Yeni Kuyu GasGun Sonrası: 450 MCF/D Şubat 2007'de, Kansas eyaletinde yeni açılan bir kuyuda 10 foot GasGun uygulaması yapıldı. Bu kuyuda GasGun 4696 feet derinlikte bulunan kuvars formasyonuna uygulandı. GasGun stimülasyonundan sonra gaz üretimi günlük 450 MCF'ye ulaştı. Formasyon: Kumtaşı Üretim Tipi: Enjeksiyon Kuyusu Gasgun Derinliği: 3500 feet GasGun Öncesi: 0-50 BWPD GasGun Sonrası: 100 - 150 BWPD Mayıs 2007'de, Batı Virginia'daki üç enjeksiyon kuyusuna GasGun uygulaması yapıldı. Bu kuyular yaklaşık 3500 feet derinlikte kumtaşı formasyonuna sahip çıplak kuyulardı. Stimülasyonlardan önce enjeksiyon oranları günlük ortalama 0 ila 50 varil arasında değişmekteydi. GasGun stimülasyonlarından sonra, enjeksiyon oranları 3 kuyunun hepsinde artmıştır ve günlük 100 ila 150 varil seviyelerine ulaşmıştır. 6 ay sonra, yapılan kontrollerde enjeksiyon oranları hala stimülasyon sonrası seviyelerinde olduğu gözlenmiştir.
25
26
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE PERFORMANS VE SÜREÇ YÖNETİMİ ÜZERİNE ÖZEL GELİŞTİRİLMİŞ PROGRAM: THERMOSOFT Murat KARADAŞ, Selim TUNA, Alptuğ GÜR GMK Yenilenebilir Enerji Mühendislik İmalat Sanayi ve Ticaret A.Ş. (info@gmkenerji.com.tr)
27
28
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE PERFORMANS VE SÜREÇ YÖNETİMİ ÜZERİNE ÖZEL GELİŞTİRİLMİŞ PROGRAM: THERMOSOFT Murat KARADAŞ, Selim TUNA, Alptuğ GÜR GMK Yenilenebilir Enerji Mühendislik İmalat Sanayi ve Ticaret A.Ş. (info@gmkenerji.com.tr)
ÖZET Türkiye’de hızlı gelişen jeotermal enerji sektörü, gelişmeye devam etmekle birlikte mevcut tesisleri üzerinden bir jeotermal enerji santralinin nasıl işletilmesi gerektiğiyle ilgili büyük bir tecrübeye kavuşmuştur. Ancak yatırım süreçlerinin devam etmesiyle beraber, tesislerde işletme kolaylığı sağlayabilecek yeni gelişmeler genellikle ikinci planda kalmaktadır. Tesislerde elde edinilen bu bilgi birikimini daha ileriye taşımak ve mevcut kurulu güçten maksimum verimi elde edebilmek adına, işletmelerde süreç takipleri çok önemli olmaktadır. Jeotermal enerji santrallerinde, yer altı rezervuar takibinin önemi ve geniş bir coğrafyaya yayılıyor olması sebepleriyle, tesislerde süreç takiplerinde özel olarak yoğunlaşılması gerekliliğini ortaya çıkarmaktadır. Yazılım sektöründeki teknolojik ve ufuk açıcı gelişmeler ile birlikte, jeotermal enerji santrali işletme deneyimleri birleştirildiğinde, işletmelerin daha güvenli, hızlı, denetlenebilir bir işletme sürecine kavuşması sağlanabilir. Bu çalışmada, işletmelerde süreç takiplerinin önemine değinilmiş ve Jeotermal enerji santrallerine özel olarak tasarlanan “THERMOSOFT “ programı incelenmiştir. Anahtar Kelimeler: Süreç Takip, Thermosoft, Historian, Termodinamik Analiz
1. GİRİŞ Türkiye, jeotermal enerji sektöründeki yatırımların hızlı bir şekilde ilerlemesi ile, son 5 yıl içerisinde dünyada jeotermal enerji alanında en çok büyüyen ülke haline gelmiş bulunmaktadır. 2018 yılı sonu itibariyle 1.347,3 MW kapasiteye ulaşan kurulu güç ve 47 adet enerji santrali ile faaliyetlerine devam eden sektör, önümüzdeki yıllarda yapımına devam edilen ve planlanan yeni tesislerle daha da büyüyecektir. YEKDEM kapsamında jeotermal enerji santrali yatırımlarına verilen destek ve teşviklerin, şimdilik 2020 yılında bitecek olması ve 2020 sonrasında hangi koşullarda devam edebileceğinin öngörülememesi yatırımcı firmaların santral yatırımlarını 2020 Ekim öncesi tamamlaması için bir baskı unsuru oluşturmaktadır. Bununla birlikte YEKDEM
29
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ kapsamında verilen desteklerden faydalanmak için 31 Ekim tarihinden önce Bakanlık geçici kabullerinin yapılması zorunluluğu yatırım süreçleri içinde işletme döneminde gerekli olan birçok önemli noktanın göz ardı edilmesine, önceliğin yatırımın bir an evvel tamamlanmasına verilmesine sebep olmaktadır. İşletmede santralleri olan firmaların büyük bir kısmının mevcut şartlar altında yatırımlarının devam ediyor olması, işletmeleri ikincil öncelikli hale getirmektedir. Dolayısıyla, tesislerin işletmeye geçtikleri ilk yıllarda süreç yönetimi ve takip adına boşluklar oluşmaktadır. Özellikle tesislerin ilk devreye girdiği zamanlarda rezervuarı takip etmek, yeni devreye alınan ekipmanların sağlıklı çalışıp çalışmadığını sürekli olarak kontrol ederek, tesislerin vaat edilen güç değerlerinde çalıştığını denetlemek çok önemli olmaktadır. Bu aşamada tesislerde veri kayıtlarının tutulması ve uzun vadeli saklanması ileriye dönük proje ve planlar için kritik bir öneme sahip olmaktadır. Ancak santrali bir an önce devreye alma zorunluluğu sebebiyle planlı ve tutarlı bir işletme yönetimini tesise oturtmak zorlaşmaktadır. Bu zaman sıkışıklığı ve plansızlıklara bağlı olarak, işletme verilerinin kayıtlarını tutmak için kullanılabilecek sistem ve programlar genellikle ikinci plana atılmaktadır. Scada sistemlerinin geçmişe yönelik veri depolama alanları genellikle kısıtlı olmakta ve belirli bir süreden sonrasını otomatik olarak silmektedir. Halen bir çok tesiste, geçmişe yönelik kayıtlar belirli değerlerin manuel olarak yazılarak tutulmakta ve bu eksik veriler, geçmişe yönelik doğru değerlendirmelerin yapılamamasına sebep olmaktadır. Santraller devreye alındıktan sonra, öncelikle santral ekipmanlarının (türbin, pompa, ısıtıcı, buharlaştırıcı, kondenser vb.) verimlerinin ne olduğu, santral imalatçılarının düzeltme eğrilerinin (correction curves) gerçeği yansıtıp yansıtmadığının kontrolü bütün tesisler için çok önemli hale gelmektedir. Rezervuar değerlerinin değişmesi ihtimaline karşın, santrallerin dizayn değerleri dışında da en verimli noktada çalıştırılarak kurulu güçten maksimum fayda alınabilmesi gereklidir. Jeotermal santralleri, ORC bölgesi ve kuyu bölgeleri ( BOP ) olarak geniş bir alana yayılmış olması, santrallerin işletilmesini zorlaştırmakta ve kapsamlı bir takip sistemi gerektirmekdir. İşletmelerde verimli, hızlı, geçmişe yönelik geniş bir hafıza oluşturabilecek bu vardiya-arıza takip sistemi sayesinde özellikle birden fazla ORC ünitesine ve çok sayıda kuyuya sahip işletmelerin daha kontrol edilebilir bir hale dönüşmesine yarayacaktır. İşletmenin günlük periyodu içerisinde, hem scada odasında hem de sahanın her noktasında yapılan saatlik-günlük periyodik kontroller daha kontrol edilebilir ve denetlenebilir bir hale getirilecektir. Uzun yıllardır faaliyette olan ya da uzun yıllar faaliyette olacağı düşünülen tesislerde, zaman zaman arızalara hızlı müdahale etmek ve tesisi-kuyuyu bir an önce devreye almak adına, ekipmanlar bir tesisten başka bir tesise taşınmakta ya da stoktan yenisi ile değiştirilmektedir. Ancak tesislerin günlük iç koşuşturmacası ve yeni yatırımlar arasında bu kayıtlar düzgün bir şekilde tutulamamakta ve müthiş bir karmaşaya sebep olmaktadır. Bu gibi durumlar tesislerde kronik arızalara sebep olan noktaların tespit edilememesi ve önleyici bakımların yapılmasına engel olabilmektedir. Ekipmanların sahada etiket numaraları baz alınarak kapsamlı bir şekilde uygulama üzerinde kayıt altına alınması, hangi ekipmanın nerede olduğunu , o noktanın ne kadar aralıkla kaç kere arıza yaptığı gibi verileri bize sunarak gelecek arızaların önüne geçilmesine engel olacaktır. Personel bazlı olarak giriş yapılabilecek bir sistem sayesinde, personel takibi ve değerlendirmesi de rahatça yapılabilir olacaktır. Arızalara müdahale sürelerinin ortaya çıkmasıyla beraber ekonomik değerlendirmeler daha net ortaya çıkacak, operasyon süreleri kısalacaktır.
30
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Tesislerin daha uzun süreli olması için periyodik bakımların aksatılmaması gereklidir. Ancak genellikle işletmelerde duvara asılı olarak kalan bakım programları bütünüyle uygulanmamakta ve zaman içerisinde önemini yitirmektedir. Bakım planlarının yükleneceği bir uygulama ile duruş gerektiren ya da gerektirmeyen tüm bakımlar daha denetlenebilir bir hale getirilecektir. İşletmelerin günlük bakım ekibi rutinleri kurulabilecek bir bakım modülüyle, gün başında netleştirilebilir. THERMOSOFT programı, işletmeyi ve şirket hafızasını kişisel inisiyatiften dışarı çıkarmak, santralin ve ekipmanların anlık verimlerini gözlemleyerek müdahale etmek, elektrik üretiminin taahhüt edilen durumdan yüksek ya da düşük olup olmadığını hesap edebilmek, işletme bakım programlarını yapmak, sahada bakım-kontrol formlarını standartlaştırmak, bakım için gerekli stok takibini yapmak, vardiyada yaşanan her türlü olayı kayıt altına almak ve bunun tarihsel eğrilerini (historical trends) çıkarmak, vb. gibi birçok konuda jeotermal santral işletmecilerinin çalışmalarını kolaylaştıracak bir anahtar olacaktır. 2. “THERMOSOFT” SÜREÇ TAKİP PROGRAMI Tesislerin işletmesini kolaylaştıracak tüm bu konular, jeotermal enerji santrallerine özel olarak tasarlanan THERMOSOFT programı ile kolayca çözülebilecektir. THERMOSOFT programı aşağıdaki beş ana modülden oluşmaktadır. • Historian ve Grafik Raporlama Sistemi • Termodinamik Hesaplama ve Verim Takip Sistemi • İşletme ve Vardiya Takip Sistemi • Arıza ve Bakım Takip Sistemi • Stok ve Satın Alma Takip Sistemi
Şekil 1. Thermosoft Jeotermal Santral Sistem Takip Programı THERMOSOFT İşletme ve Vardiya Takip Sistemi ile santral içerisinde vardiyada yapılan tüm olayların ve arıza kayıtlarının saklanması ve vardiyanın takip edilmesi sağlanmaktadır. Bu süreçte personel ve kontrol edilmesi gereken ekipman takipleri de THERMOSOFT
31
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ içinde kayıt altına alınmaktadır. İşletme sırasında, enerji santraline özel arıza-olay hafızası yaratmak tecrübelerin sürekli ileri götürülmesine ve işletmelerde kişilerden bağımsız, ortak bir platform üzerinde tüm arıza-olay kaydı tutularak özellikle işe yeni başlayan personellerin daha kolay adapte olabilmesine olanak vermektedir. Vardiya ve arıza kayıt sistemleri sayesinde işletmelerde zaman ve mali yönlerden büyük kazançlar elde edebilmekle birlikte bu modül kağıtsız ve bilgiye her an erişebilir bir orta sağlamaktadır. THERMOSOFT Arıza ve Bakım Takip Sistemi ile enstrüman ve ekipmanlara özel dosyalar açılmakta ve bu dosyalarda ekipmanların geçmiş arıza ve bakımları ile ilgili tarihçe tutulmaktadır. Böylece bakım zamanlarının takibinin yapılması ve arıza takiplerinin de kayıt altına alınması sağlanmaktadır. Bu modül ile santrallerin günlük, haftalık, aylık, 6 aylık ve yıllık bakımları programlanmakta, bakımların takibi ve kontrolü yapılmaktadır. Santrallerde kullanılan ekipman ve enstrüman sayısının fazlalığı olası arızalarda bir arıza kayıt-bakım takip sistemini gerektirmektedir. Bunların yanında sistemleri olası arızalardan korumak ve maliyetleri düşürmek için bakım planlarının kayıt altında ve kontrol edilebilir bir sistem içerisinde yürütülmesi gerekmektedir. Tüm bu gerekliliklerin sağlanması, işletmenin takibini en iyi şekilde yapabilmek için kullanımı pratik ancak her detayın kayıt altına alınabileceği THERMOSOFT programı ile mümkün olabilmektedir. THERMOSOFT Stok ve Satın Alma Takip Sistemi ile santral içerisinde bulunan depolar veya koltuk altı ambarlarında bulunan malzemelerin takipleri sağlanmakta ve bu modül arıza ve bakım ile entegre olarak çalıştırılmaktadır. Santralın periyodik bakım programı ya da açılan arıza kayıtlarına göre arızalı ya da değiştirilmesi gereken ekipmanın/malzemenin stok durumu izlenmekte ve stokta olmayan ekipman için ilgili teknik birimin sorumlusuna ve satın alma birimine düşük stok miktarı uyarısı gitmektedir. Böylece planlı veya plansız bakımlar için minimum stok miktarının sürekli tutulması sağlanmaktadır. THERMOSOFT Historian Sistemi ve Grafik Raporlama Sistemi ise web tabanlı olarak WinCC üzerinden verilerin kendi veri tabanı modelimize aktarımı sağlanarak anlık ve geçmişe dönük olarak verilerin grafik olarak trendlerinin alınmasına ve yeni trendlerin kayıt olarak eklenmesine olanak sağlamaktadır. THERMOSOFT’un ilk basamağı tüm verilerin güvenilir ve kayıpsız şekilde saklanabilmesidir. Bu noktada, kullanılmakta olan PLC/Scada sistemleri, ilk yatırım maliyetlerini düşürmek adına, genelikle kısıtlı bir zaman aralığı için veri kaydına izin vermektedir. Ayrıca çoğu santrallerde kullanılan altyapıların BOP ve ORC tarafında ayrı otomasyon sistemleri olması ( çoğunlukla farklı markalar ) bu verilerin bir araya getirilmesini zorlaştırmaktadır. Bu gibi zorluklar sebebiyle veriler genellikle operatör bilgisayarlarında manuel olarak tutulmaktadır. Çoğunlukla saat başlarında alınan bu değerler, anlık sorunlar oluşması halinde sorunun kaynağının tespit edilmesi sırasında net veriler verememektedir. Öncelik olarak tüm enerji santrallerinde kişiden ve otomasyon sisteminden bağımsız olarak ayrı bir server da bu veriler tutulmalı ve ORC-BOP değerleri bir araya getirilebilir formatlarda olmalıdır. THERMOSOFT, tüm verilerin ve olayların otomasyon sisteminden ayrı bir platform da saklanabilmesi ve santralin daha iyi analiz edilebilmesini sağlamaktadır. Böylece santrallerin bağımsız değişkenler içerisinde ( hava sıcaklığı,brine debisi vb ) verimli noktada çalışıp çalışmadığını anlık olarak takip edebilmek işletmelere büyük avantajlar getirecektir. Eşanjör, pompa vb. sistemlerin verimlerini sürekli ve anlık olarak görmek de,
32
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ kestirimci bakım uygulamalarının daha da genişletilmesini ve olası arızaların önceden farkedilebilmesini sağlayacaktır. THERMOSOFT programı tüm jeotermal santral işletmecilerinin işletme, arıza takip ve bakım süreçlerinin kolaylaştırılmasına, yapılan termodinamik analizlerle santralda optimizasyon yapılmasına olanak verilerek santralın sürekli yüksek verimde çalışmasına, arızalar oluşmadan önce müdahalelerde bulunup uzun süreli duruş ve performans kayıplarının önüne geçmeye olanak sağlamaktadır. Yukarıda bahsedilen ihtiyaçların hepsini gidermek adına, işletmeyi ve şirket hafızasını kişisel inisiyatiften dışarı çıkarmak, santralin ve ekipmanların anlık verimlerini gözlemleyerek müdahale etmek, elektrik üretiminin taahhüt edilen durumdan yüksek ya da düşük olup olmadığını hesap edebilmek, bakım programlarını yapmak, sahada bakımkontrol formlarını standartlaştırmak, vardiyada yaşanan her türlü olayı kayıt altına almak ve bunun tarihsel eğrilerini (historical trends) çıkarmak vb. gibi birçok konuda jeotermal santral işletmecilerine anahtar olabilecek bir program gereklidir. Bu ihtiyacı karşılamak amacıyla tasarlanan, THERMOSOFT uygulaması tüm jeotermal elektrik santrallerinde çözüm olacaktır.
Şekil 2. THERMOSOFT Ana Modüller
2.1. Historian ve Grafik Raporlama Sistemi Process Historian sistemini oluşturmak için santrallerde kullanılmakta olan otomasyon sistemlerine ethernet haberleşme üzerinden bağlanılmakta ve server olarak kullanılacak bilgisayara kurulacak lisanslı programlar aracılığı ile otomasyon sistemine giren çıkan tüm veriler çekilmektedir. Kullanılacak THERMOSOFT programının altyapısıyla bağlantılı olan process historian sistemi, Siemens, Allen-Bradley, ABB, Honeywell gibi tüm markaların alt yapısına ulaşılabilmesi sağlanacaktır.
33
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Buna benzer process historian sistemleri otomasyon firmalarına ( Siemens, ABB vb.) büyük lisans bedelleri ödenerek kurulabilmekte ve geri dönüş kalitesi bakımında firmalarda kullanımları pratik olmamaktadır. THERMOSOFT ile arşiv kayıt sistemi çok daha hızlı ve kaliteli olmaktadır. Bunun yanı sıra tutulan kayıtlar serverler üzerinde çok daha az yer kaplamaktadır. Bu sayede daha uzun yıllar boyunca bilgisayar belleklerinde revizyona ihtiyaç duyulmadan mevcut server’ın kullanabilme şansı sunulmaktadır. 2.2. Termodinamik Analiz ve Verim Takip Sistemi Termodinamik analiz ve verim takip sistemi modülü ile jeotermal enerji santralinin termodinamik analizinin yapılması, ekipmanların verimlerinin ve santralin termal veriminin anlık izlenmesi, eşanjörlerdeki ısı transferinin tasarım koşullarına göre ne oranda gerçekleştiğinin saatlik görülmesi ve santralin termodinamiksel optimizasyonunun yapılması mümkün olmaktadır. Santralin istatistiksel verilerinden faydalanılarak yapılan yıllık ve çok yıllık regresyon analizi ile gerçek düzeltme faktörleri (correction functions) oluşturulma; santralın gerçek net güç düzeltme faktörleri ile santral üretici firmalardan gelen düzeltme faktörleri karşılaştırılarak santralin taahhüt edilen elektriğin altında ya da üstünde ürettiği ortaya konulabilmektedir. THERMOSOFT Termodinamik Analiz ve Verim Takip Sistemi ile santral scada sisteminden anlık alınan veriler üzerinden yapılan termodinamik işlemler sonucunda tüm ekipmanların anlık termodinamik analizleri yapılmakta ve verimleri ortaya konulmaktadır. Santraller devreye alındıktan sonra, öncelikli olarak santral ekipmanlarının (türbin,pompa, ısıtıcı, buharlaştırıcı, kondenser vb.) verimlerinin ne olduğu, santral imalatçılarının düzeltme eğrilerinin (correction curves) gerçeği yansıtıp yansıtmadığının kontrolü bütün tesisler için çok önemli hale gelmektedir. Santrallerda herbir alt ekipmanın veriminin, eşanjörlerde ısı transferi oranlarının düzenli takip edilmesi hem santralın genel olarak en verimli noktada çalışmasını sağlayacak hem de ileride ortaya çıkabilecek olası arızalar için haberci olmaktadır. Ayrıca bu modül ile santralın bir sonraki gün saatlik olarak ne kadar elektrik üretebileceği de hesaplanabilmektedir. Bu modül ile jeotermal enerji santrallerinin performans analizlerinin yapılabilmesi ile geleceğe yönelik verim arttırma çalışmalarına ışık tutulabilmektedir. Termodinamik modülü ile aşağıdaki başlıklarda çalışmalar yapılabilir.
34
Termodinamik Analiz Sistemin gerçek ölçülen termofiziksel verilerini kullanarak santralin ve ekipmanların termodinamik analizi yapılabilecektir. Isı Transferi Hesabı Eşanjörlerde gerçekleşen ısı transferi miktarlarını hesaplamaya, eşanjörlerin effectiveness’larının ve pinç noktası sıcaklıklarının belirlenmesini sağlanacaktır. Ekipman Verimleri Hesabı Türbin, pompa, ön ısıtıcı, buharlaştırıcı, yoğuşturucu, reküperatör vb. ekipmanların anlık verimleri hesap edilebilecek, santralin toplam termal verimi anlık ortaya konacaktır. Regresyon Analizi Santralda ölçülen tüm verileri kullanarak çoklu regresyon analizi ile santralin gerçek performans eğrileri ve fonksiyonlarının oluşturulmasını sağlanacaktır. Correction Curve Analizi Santral üreticisinin performans güç düzeltme faktörlerinin gerçek durum ile karşılaştırılmasını ve gerçek correction curve’lerin üretilmesini sağlanacaktır.
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Termodinamik Optimizasyon Yapılan termodinamik analiz sonucunda santralın optimum koşullarda çalıştırılmasını, eşanjör seviyelerinin belirlenmesini, pompa ve türbin optimizasyonu sağlanacaktır.
2.3. İşletme ve Vardiya Takip Sistemi 7/24 çalışan enerji santrallerinde her vardiya sırasında yaşanan olayları kayıt altına almak, olası sorunlara hızlı çözümler bulmak ve denetleme mekanizmasını sağlamlaştırmak adına önemli olmaktadır. Bu sayede yaşanan olaylara daha hızlı refleksler verilebilir geçmişe yönelik büyük bir hafıza oluşması sağlanabilir. İşletme tecrübeleri artan, özellikle birden fazla elektrik santralı kurarak kapasitesini genişleten firmalarda tüm tesislerin tek bir merkez ve bakış açısıyla değerlendirebilmesi avantaj sağlayabilecektir. Bu modül aracılığı ile, üretim-tüketim değerlerinin elektronik ortamda kayıtları tutularak istatistikleri çıkarılabilecek; aynı zamanda geleceğe yönelik üretim planlamalarının yapılmasını kolaylaştırıcaktır. Tüm bu istatistiksel veriler grafikler halinde kullanıcılara sunulacak; piyasa da saatlik ve ya tek düzen elektrik satış fiyatları sisteme girilerek satış grafikleri ve maliyet-kar analizleri detaylı şekilde yapılabilecektir. Vardiya süresince meydana gelen tüm arıza ve olaylar kayıt altına alınabileceği için, bir açık arıza listesi oluşacak, bunlarla ilgili açıklama ve raporlar yazılabilecektir. Özellikle kapanmamış olan arızalar için daha kolay bir denetleme mekanizması kurulabilecek, bu sayede işletme ve bakım ekipleri arasında koordinasyon ve denetim güçlendirilecektir.
Vardiya Takip Sistemi Vardiya içinde yapılan ve vardiya defteri olarak adlandırılan tüm kayıtlar sayısallaştırılmış olarak bilgisayar ortamında kayıt altına alınabilir olacaktır. İşlem ve Üretim Takip Sistemi Tesis içerisinde tüm işlem kayıtları ve üretim takip işlemleri ile üretim aksamaları ve nedenleri de kayıt altına alınabilir ve bu durumlar SMS ve mail entegrasyonları ile otomatik olarak yetkili personellere bildirilebilir hale getirilecektir. Otomasyon sisteminden arşiv sistemine çekilen tüm veriler grafiklerle analiz edilebilir halde sunulacaktır. Arıza Kayıt Sistemi Arızalar, sistem tag numaraları arıcılığıyla kayıt altına alınabilir olacaktır. Personel Takip Sistemi Vardiyada bulunacak personellerin kayıtları tutulabilir ve geçmişe yönelik raporlanabilir olacaktır.
2.4. Arıza ve Bakım Takip Sistemi Arıza ve Bakım Takip modülü ile santrallerin bakım planları elektronik ortama aktarılarak, bakım planı takiplerinin daha kolay yapılabilmesi amaçlanabilir. Geçmişte yapılan tüm bakımların planları ve raporları sistem üzerinde tutulabildiği için bakım sonuçlarına dair daha kapsamlı bir değerlerdirme imkanı olmaktadır. Bu sistemin verimli olarak çalışabilmesi için, kullanılmakta olan tüm ekipmanlar etiket numarası bazında sisteme kayıt edilerek, bakım raporları ekipmanlar bazında daha da genişletilerek gelecek bakımların planlanmasında faydalar sağlayacaktır. Tüm bunların sayesinde bakım sonuçlarına ve geleceğe yönelik planlar hakkında detaylı değerlendirmeler yapılabilecek ve personel, parça talep, malzeme stok durumu gibi
35
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ etkenler ile bir araya getirildiğinde işletmenin reel bakım maliyetleri kolayca ortaya çıkarılacaktır. Bu modülün işlevsel çalıştırılması ile açık arıza listelerinden geleceğe yönelik bakım planları ortaya çıkacak ve bakım çalışmaları kapsamında çözülecek arızaların gerekli birimlere iletilmesi sağlanabilecektir. THERMOSOFT ile elektrik ve mekanik gözlemciler işletme tarafından istenecek olan bakım öncesi ve sonrası değerlerin kayıt altına alınmasını sağlama ve gözlemleme imkanına sahip olunabilir. Arıza ve Bakım Takip modülünün Stok ve satınalma modülü ile birlikte kullanılması halinde, bakımda çalışacak personel listesi, bakım maliyeti, parça talebi, stoktaki parça miktarı, bakım süresi vb. özellikleri ile tam bakım takibi ve iş performans değerlendirmesinin sağlanması mümkün olabilecektir.
Arıza Takip Vardiya içinde tespit edilen arızaların kayıtlarının gerekli birimlere gönderilmesinin sağlanması ve bakım süreçleri ile aynı zamanda günlük iş listelerine veya bekleme duruma alınması sağlanır. Enstrüman Takip Tesis içinde bulunan enstrümanların tüm kayıtlarının tag bazlı olarak kayıt altına alınması ve arıza kayıtları ile ilişikli bir yapıda saklanabilmesi sağlanır. Ekipman Takip Enstrümanlara takılan ekipmanların seri nolarına göre indekslenir ve eşleştirildiği enstrümanlar da kayıt altına alınır. Bakım Planlaması Zaman Aralıklı Planlı Bakımların mekanik, elektrik ve rutin kontrol olarak planlanmasına imkan sağlanacak ve bu planlamaların her biri, departmanların listelerine otomatik olarak yerleştirilmesi sağlanacaktır. Bakım Maliyet Analizi Arıza ve Bakımların maliyet analizleri malzeme listeleri ve adam saat maliyetlerinin hesaplanması sağlanmaktadır.
2.5. Stok ve Satın Alma Takip Sistemi Stok ve Satın Alma Modülü ile talep, onay, durum takibi ve işletmeden alınan tekliflerin web ortamından teklif istenen işletme tarafından veya elle satın alma kısmınca tutulmasını sağlayan modül olacaktır. Stok Modülü ile depo kayıtlarının yapılıp, depo yerleşim planınıza göre depo gridlerini tanımlı depoya göre belirlenebilecektir. Depoya göre tanımlı alanda olan malzeme listesine ulaşılabilir. El terminalleri ile, sabit bilgisayarlar üzerinden veya tablet ile elle sayımlar yapılabilir. Depo ve satın alma tarafından talep edilen malzemeler sipariş olarak mail ortamında tanımlı firmalara teklif ve talep olarak gönderilebilir ve durumları listelenebilir. Stok kayıt sayfasında, ekipman kayıtları yapılarak ve aynı stoğa ait olan fakat farklı barkod numaraları ile farklı destinasyonlarda üretilen ürünler için ekstra barkod numaraları tanımlanabilir. Depodan stok çıkışları yapılabilir ve bakım için departmanlarına gönderimler sağlanabilir. Elbette işletmelerde mevcut satın alma- stok uygulamaları hali hazırda kullanılmaktadır. Ancak santral ekipman bazında bunları tek bir server altyapısında tutmak, malzeme isim karışıklıklarının önüne geçebilecek ve süreçleri hızlandırma olanağı sağlayacaktır.
36
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Bu modül sayesinde, işletmelerin depolarına RFID anten, barkod okuyucu sistemler adapte edilebilir. Stok giriş çıkışları sistem üzerinden anında gerçekleştirilebilir olacaktır. Depo sayımları barkod sistemiyle çok daha hızlı şekilde yapılabilecektir. Stok Takip programının oluşturulması.
Satın alma takip programının oluşturulması.
Stok Bakım Planlaması
Zaman aralıklı planlı bakımların mekanik, elektrik ve rutin kontrol olarak planlanmasına imkan sağlanırken stok ihtiyaç listeleri de planlı oluşturulanlarda otomatik, Arıza durumlarında ise anlık olarak talep edilebilir olmalıdır.
Stok Maliyet Analizi Yapılan bakımların stok maliyetleri de kayıt altına alınıp hesaplanabilmelidir. Stok Sayım Sistemi Tesise ait depo sistemlerinde malzemele giriş çıkışlarını elektronik olarak takip edebilmek ve elektronik olarak kolay, hızlı malzeme sayımı yapabilmek için altyapılar depo sistemlerine kurulabilir. 2.6. Genel Modüller Bunların yanında işletmelerde genel işleyişleri sağlamak için her türlü uygulama bu programa adapte edilebilir. Akla gelebilecek ilk örnekler aşağıda sıralanmıştır. - İnsan Kaynakları Modülü ile iş başvurusu yapanları kayıt altına alıp özelliklerine göre filtreleme yapılabilir. - Personel Takip Modülü ile personelin işlem, zimmet, maaş, eğitim ve benzeri işlemleri tek bir sayfadan görülebilir. Ayrıca Personel Takip Modülü ile birden fazla şirket içerisinde ve birden fazla destinasyonda bulunan parmak izi okuma cihazları ile işlem yapılabilir. - Personel için şirket tanımları yapılabilir ve personel izin, tatil, çalışma saati, personel durum vb. işlemleri ayar tanım ve işlem sayfaları bulunmakta ve var ise kullanılmakta olan muhasebe programına entegrasyonu da sağlanabilir. - Personel yetki işlemleri ile yetkilere göre sayfa görüntüleme, kayıt, düzenleme ve silme hakları tanımlanabilir. - Yemek Listesi giriş modülü ile yemek listeleri ve kalorileri hesaplanabilir ve iş kanunu kalori hesaplamaları ile karşılaştırılır ve verilen yemek listeleri ile anlaşmalı olan kurum var ise yemek listeleri kayıt altında tutulup raporlanabilir. - Duyuru modülü ile genel ve tekil olarak veya birimlere sistem üzerinden duyurular yayınlanabilir ve duyuruların okunup okunmadıklarının istatistikleri tutulabilir. Mesaj modülü ile personelin aralarında mesajlaşması sağlanabilir. - İşletme telefon rehberi ile yetki gruplarına göre işletme telefon sistemine girilen telefonlar kayıt altına alınır ve firma kayıtları var ise bilgilerine ulaşılıp, görüntülenebilir. - Tesis Ziyaretçi Giriş Çıkış Takip Modülü ile tesise gelen ziyaretçilerin kayıtları tutulabilir ve geliş sıklık anları raporlanabilir.
37
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ -
Araç Modülü ile işletmede bulunan araç listesi kayıt altına alınırken genel kullanım araçlarının kilometreleri, vize, kasko, yakıt maliyetleri, destinasyon bilgileri, araçların bakım ve maliyetleri takip edilebilir.
3. SONUÇ Jeotermal sektörünün yeni ve hızlı gelişen bir sektör olması, işletme süreç takiplerinin zaman zaman göz ardı edilmesine sebep olmuştur. Ancak bugün itibariyle 1347,3 MW kurulu güce sahipken Yük Tevzi verileri incelendiğinde 2018- Aralık ayında 691690,55 MWh ile kurulu gücün tamamımın üretilemediği görülebilmektedir. Bu noktada kaynaklar ve işletmeler, nasıl en yüksek verimle çalıştırılıp kullanılabilir sorusunun cevapları aranmalıdır. Mevcut kurulu güçten en yüksek elektrik enerjisi elde etmenin yolları araştırılmalıdır. İşletmelerin ve buna bağlı olarak rezervuarın takibini kolaylaştıracak ve geçmişe yönelik bir bilgi bankası oluşturabilecek Süreç Takip Programları, tesisleri en verimli şekilde işletebilmek için bir ışık sunabilecektir. Jeotermal elektrik santrallerinin geniş bir çoğrafyaya yayılması, hızlı gelişen bir sektör olması sebebiyle de işletme süreç takibi anlamında özel olarak yoğunlaşılmasını gerektirmektedir. Jeotermal elektrik santrallerinin sorunlarını gözlemlenerek tasarlanan ve çözüm olarak sunulan “THERMOSOFT” programı, tesislere büyük faydalar sağlayacaktır.
38
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
HİBRİD SİSTEMLER HYBRID SYSTEMS Çığır DİNER EGESİM Atatürk Bulvarı No: 4 İzmir Serbest Bölgesi 35660 Menemen / İZMİR Cigir.diner@egesim.com
39
40
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
HİBRİD SİSTEMLER Çığır DİNER EGESİM, Atatürk Bulvarı No: 4 İzmir Serbest Bölgesi 35660 Menemen / İZMİR Cigir.diner@egesim.com
ÖZ HİBRİD NE DEMEK? Türkçe manası MELEZ. Jeotermal teknolojideki yeri, değişik uygulamaların, verimi arttırmak için değişik kombinasyonlarla birbirlerine bağlanması ile elde edilen santral tipleri. KONVANSİYONEL UYGULAMALAR: • Flash Tip Jeotermal Güç Santralları, (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) • Binary Çevrim Güç santralları (ORC) (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) Flash Tip Santral Örnekleri: • Basit tip yoğuşmalı Flash tip Santrallar, (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) • Basit tip karşı basınçlı Flash tip Santrallar, (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) • Duble tip yoğuşmalı ve karşı basınçlı tip Flaş Santrallar (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) Binary Çevrimli Santral Örnekleri: • Tek basınçlı binary Çevrim Santralları (Hava Soğutmalı Kondenser teçhizli veya Su Soğutmalı Kondenser teçhizli) (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) • İki basınçlı binary Çevrim Santralları (Hava Soğutmalı Kondenser teçhizli veya Su Soğutmalı Kondenser teçhizli) (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) HİBRİD TİP SANTRALLER • Flash+Binary Tip Santral Kombinasyonu (Bottoming-BBB Brine Bottoming Binary) (Örnek şematik diagram ve T-S diagramları) Ülkemizde jeotermal kaynakların çoğunlukla 130 – 165 ⁰C arasında olması ve bu sıcaklıkta çoğunlukla BINARY ÇEVRİM Santrallar yaygınlıkla kullanıldığından, gerek verimililik ve gerekse değişik uygulamaları ile geliştirilmek için üzerinde çalışılması gereken HİBRİD Kombinasyonlar, bu sunumda özellikle yer alacaktır. • Hava Soğutmalı Kondenser (ACC) tipli Santralların, yaz aylarındaki üretim kayıplarını azaltmak için, Su soğutmalı kondenser (WCC) ile kombine edilmesi.
41
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ • WCC için yeteri kadar su bulunamaması halinde kondens ve reinjeksiyon suyu ile suyun sağlanması ile ilgili görüşler ve gelişmeler, • Adsorbtion veya absorption (soğutucu) chiller ile WCC in takviye edilerek, verim arttırılması, • ORC Çevriminde, Jeotermal enerjiyi ikame etmek üzere Güneş Enerjisi ile Güç Santral planlanması, • Güneş enerjili ORC Çevrimli Güç Santralının, biomass (hayvancılık ile entegre) ve yerleşim merkezlerinde Isıtma ve Klima Merkezi ile entegre edilmesi. Anahtar Kelimeler: Hibrid, Flash, Binary, Air Cooled Condenser, Water Cooled Condenser
HYBRID SYSTEMS Çığır DİNER EGESİM, Atatürk Bulvarı No: 4 İzmir Serbest Bölgesi 35660 Menemen / İZMİR Cigir.diner@egesim.com
ABSTRACT WHAT DOES HYBRID MEAN? In Geothermal Terminology, different applications might be combined for geothermal resources to increase the efficiency in power production. CONVENTIONAL APPLICATIONS Flash type Geothermal Power Plants Schematic T-S Diagram as an example Binary (ORC) Power Plants Schematic T-S Diagram as an example Examples for different type of Flash Type Power Plants Simple Flashed Condensing Type Schematic T-S Diagram as an example Single Flash Back Pressure Type Schematic T-S Diagram as an example Double Flashed condensing or back pressure types Schematic T-S Diagram as an example Examples for Binary –Organic Rankine Cycle- Types Single Pressure Binary Plants ( Equipped with Air Cooled Condenser (ACC) or Equipped with Water Cooled Condenser (WCC) Schematic T-S Diagram as an example Two Pressure Binary Plants ( Equipped with Air Cooled Condenser (ACC) or Equipped with Water Cooled Condenser (WCC) Schematic T-S Diagram as an example
42
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ HYBRID TYPE POWER PLANTS Flash + Binary Type Power Plants ((Bottoming – BBB Brine Bottoming Binary) Schematic T-S Diagram as an example Considering the geothermal sources mostly in the range of 130 – 165 ⁰C in Turkey and the frequent use of Binary Cycle Plants in this range, the development of the studies for HYBRID Combinations will be emphasized for Binary Plants, in this presentation, as the efficiency and the applications concerned. The combination of Water Cooled Condenser (WCC) with Air Cooled Condenser which is most common in Turkey, as to increase the production efficiency, especially in summer time. The review and developments for the provision of water from the condensate and reinjection water as to be used in WCC. The reinforcement of WCC with chiller of Adsorption or Absorption types for efficiency increase, The Planning of Power Plant with Solar Energy to replace Geothermal Resource The integration of Solar Energy ORC Power Plant with biomass from Cattle Farming and the use of Cooling Media for Heating and Air Conditioning for Settlements. . Keywords: Hybrid, Flash, Binary, Air Cooled Condenser, Water Cooled Condenser
43
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ A. HYBRID MEANING IN GEOTHERMAL TECHNOLOGY Geothermal Power Plant Types combined to each other/s to increase the efficiencies in different configuration. B. CONVENTIONAL APPLICATIONS Flash Type Geothermal Power Plants o Figure 1: Single Flash System with back pressure
The Closed polygon represents the power produced, in all cases
44
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Single Flash System with condensing type o Figure 2: Single Flash System with condensing type
The difference is essentially to reduce the condensing pressure to increase the power production. The condensing pressure consequently reduces the condensing temperature.
45
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Double Flash System with condensing type o Figure 3: Double Flash System with condensing type
The Brine from the Single Flash System is evaporated in the LP Separator to obtain LP steam and given to the LP steam turbine. There are now two closed polygons which have totally more area, showing the increase of power production.
46
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ C. HYBRID TYPE GEOTHERMAL POWER PLANTS Brine Bottoming Binary System Figure 4: Brine Bottoming Binary (BBB) coupled to Flash System of condensing type
47
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Typical Binary Cycle ORC System of ACC Cooling o Figure 5: Typical Binary Cycle System with ACC cooling
The binary ORC Plants are most commonly used in our country as the resource temperatures are in the range of 130 – 165 ⁰C.
48
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ I therefore wish to open a new era for different configurations of hybrid type binary plants as to increase the efficiency and ideas to develop the applications in various combinations. The main problem of the Binary Plants of Air Cooled Condenser type is the production loss during summer time. Let us think to combine ACC with a Water Cooled condenser (WCC) with a Cooling Tower. The immediate question is where the additional make up water can be found. The answer is from the steam condensation and/or from the reinjection water. Now another question is how the increase of pond water temperature can be prevented due to high condensate and/or high reinjection water temperature. The answer is the cooling tower. Please think that in case the circulation of cooling water 2500 cum/h, the makeup water is only 55 – 60 cum/h. When it is passed thru the cooling tower, the pond water temperature is kept above 3 ⁰C above the wet bulb temperature which can be estimated as 26 ⁰C at about 34 ⁰C ambient temperature. (wet bulb temperature is about 21 - 22 ⁰C) Meteorological wet bulb temp for AYDIN
49
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
50
Binary Cycle ORC System ACC & WCC Cooling Figure 6: Hybrid Cooling with combined ACC & WCC
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ THE SOLUTION FOR BELOW COMBINED ACC & WCC APPLICATION Binary plant of 7 mw binary Plant Ambient Temperature is 20 ⁰C Wells are equipped with ESP Brine Flow rate is 546 t/h Brine temperature to ORC is 150 ⁰C Brine Pressure to ORC 8 bara Reinjection temperature is 75 ⁰ WCC Circulating water rate is 2555 cum/h
Table 1: Power Production increase Where; Design case The conditions with ACC only The conditions with ACC & WCC combination ACC air in
Ambient temperature
ACC Butane Out T
ACC outlet temperature
Butane Flow Percentage to WCC to (%)
Percentage of Butane flow to WCC with fixed amount of cooling water circulation
Gross Power
Gross Power without WCC and with WCC
Power Difference vs design
Power Los with the change of ambient temperature both for ACC only and ACC+WCC combination
Gain percentage vs design
ie @26 ⁰C, the production loss would be 698 kw for the power plant of 7 mw with ambient temp design 20 ⁰C. But when combined with WCC of constant circulating water (2550 cum/h) and butane thru WCC is 35 % of total butane circulation, the loss is only 220 kw. The gain is 69820)/698=68,48% 51
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ The gross production vs ambient temperature, Expander outlet pressure vs ambient temperature, Butane Percentage to WCC vs ambient temperature, Production gain percentage vs ambient temperature curves Are given below to see the trend and further studies.
Graph 1:The red line shows the gross production of combined WCC + ACC The Blue lie shows the gross production of ACC only
Graph 2:The red line shows the expander outlet pressure of combined WCC + ACC The Blue lie shows the expander outlet pressure of ACC only
52
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Graph 3: Butane percentage flow to WCC effect vs ambient temperature
Graph 3: Power gain percentage with WCC vs ambient temperature
53
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ ENHANCED COOLING wıth CHILLED WATER Using the properties of ADSORPTION or ABSORPTION CHILLER, Chilled Water can be prepared by hot water which can be reinjection water. The main advantage of these type of chillers are to function without compressors. Therefore no power consumption for chillers. ADSORPTION Chillers do not need maintenance as no chemicals contain which causes high corrosion. Chiller requirements are: For Q1 cum/h amount of chilled water: 2,75*Q1 cum/h cooling water circulation 1,5*Q1 cum/h reinjection water It can be thought that this type of enhanced cooling can be made for 4 hours a day from 11 to 15 O’clock Figure 7:
54
Hybrid ACC & AD Chiller
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ ENHANCED COOLING WITH 3 COMBINATION; ACC+WCC+CHILLED WATER Figure 8: Cooling with ACC & WCC & AD Chiller
55
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ HYBRID ORC PLANT WITH SOLAR ENERGY DESIGN CONCEPT FOR HYBRID SOLAR ENERGY APPLICATION TO ORC BINARY PLANT Application for a 5 MW Electricity Production Power Plant: Thermal Resource Media is Synthetic Oil (Terminol 75) heated by solar Energy ORC Cycle efficiency is about 20 %. Thermal Energy Requirement for ORC Cycle is then 25 MW. Thermal Energy Requirement from Solar plant is then about 45 MW The electrical production is planned for 8.00 am to 10.00 pm, that is 14 hour production. The availability of solar energy 10 hours from 8.00 am to 6.00 pm. That is 10 hours. The energy requirement from 6.00 pm to 10.00 pm must be provided by stored thermal energy. THE APPROACH TO THE SOLUTION AS AN EXAMPLE Choose the Synthetic Oil to be heated by Solar Energy, Decide the temperature of oil from the Solar Plant to ORC Plant Decide the temperature of Oil from the ORC Plant back to the Solar Plant Calculate the required Oil flow rate to ORC Plant during sunny hours Calculate the amount of oil to be stored for ORC Plant to run for 4 hours from 6.00 pm to 10.00 pm in the dysfunctional state of solar plant after sun set Set up the Hybrid Plant configuration and its operational scenario as below: o Solar Plant capacity must be sufficient to run ORC plant + Oil to be stored, in sunny hours that is 10 hours from 8.00 am to 6.00 pm. o The required land area for the Solar Plant must be decided: (about 300 decare) o Two Storage Tanks have to be planned to function as: during sunny hours (8.00 am – 6.00 pm) Oil Flow Rate from Solar Plant: Oil Flow Rate to ORC Plant: Oil Flow Rate to Storage Tank I: Oil Flow Rate from ORC Plant: Oil Flow Rate from Storage Tank II: Oil Flow Rate to Solar Plant:
m1 = 225 m2 = 135 m3 = 90 m4 = 135 m6 = 90 m7 = 225
kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s
in line A in line B in line C in line E in line H in line F
Please note that; m1 = m2 + m3 m7 = m5 + m6 Therefore, Mass Flow for Solar Plant is balanced The required quantity of Oil for 4 hours is 1920 ton. This amount is thought to be filled in 6 hours. As a result: m3 = m6 = 90 kg/s during no sun hours (6.00 pm – 10.00 pm) Oil Flow Rate from Solar Plant: Oil Flow Rate to ORC Plant: Oil Flow Rate from Storage Tank I: Oil Flow Rate to Storage Tank II:
56
m1 = 0,0 m2 = 135 m4 = 135 m5 = 135
kg/s in line A kg/s in line B kg/s in line D kg/s in line G
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Oil Flow Rate from Storage Tank II:
m6 = 0,0 kg/s
in line H
Please note that; m2 = m4 This means that ORC is running as in sunny hours m4 = m5 This means that the Oil Flow from ORC is taken to Storage Tank II m6 = 0,0 This means that no flow from storage tank II and is filled. EXTENSION OF THE APPLICATION BY COMBINED BIOMASS AND HVAC
A Cattle Farm can be established in the neighbored area to couple the biomass energy plant to solar energy plant thru the recovery boiler especially for cloudy days and no sun hours. In case water is utilized for the cooling of the motive fluid, the heat gained by the water can be used for: o Heating of residents or industrial zone by heating the feed water of boiler in winter time and o Air conditioning of residents or industrial zone in summer time by adsorption chiller in summer time.
Figure 9: ORC Plant with Solar Energy and combination with Cattle farm & HVAC System
57
58
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
VELIKA CIGLENA GEOTHERMAL PROJECT Mehmet Canbaz TURBODEN mehmet.canbaz@turboden.com.tr
59
60
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
VELIKA CIGLENA GEOTHERMAL PROJECT Mehmet Canbaz mehmet.canbaz@turboden.com.tr ABSTRACT Turboden stands among the pioneers of Organic Rankine Cycle Technology (ORC), being at the same time the European Leader for Geothermal application. Currently there are more than 360 Turboden ORC plants in operation in 42 countries worldwide, featuring in-house designed turbines. Turboden is present in Europe with six geothermal binary plants in operation, and two under construction. The plants are located in Germany, France, Croatia, and Turkey supplying base-load power and heat for the local communities. In the last years, Turboden has successfully implemented 4 geothermal plants in the Molasse basin (Bavaria, south of Munich). One 5 MW geothermal power plant (in Sauerlach), two other 7 MW plants in the same region (in Dürrnhaar and Kirchstockach), and a 4 MW cogenerative geothermal plant in the city of Traunreut, designed to deliver also up to 12 MW thermal power to the local heating grid. In August 2017, Turboden has won an European tender for a 3,4 MW plant to be realized in Holzkirchen. In Turkey, Turboden has successfully implemented the low temperature 3 MW Afyon unit. Turboden’s success experience in Soultz-sous-Forêts (France) continues as the plant in operation delivers remarkable production figures. Currently, Turboden is in the construction phase for another geothermal plant in the Upper Rhyne Valley. In Croatia, Turboden has constructed one of the largest single ORC turbines, for the 17.5 MW Velika Ciglena project, where the main sponsor is a Turkish geothermal developer, MB Holding. The innovation concerns the adoption of the 5 stage large axial ORC turbine on a geothermal plant in the World. The Velika Ciglena project exploits steam and hot water at 170 degrees Celsius to produce electricity to feed the local power grid. The region of Velika Ciglena is situated in Bjelovar subdepression, the north east of Croatia. Turboden ORC plant converts the heat of two geothermal wells into base-load electricity. The ORC process is based on a single turbine, with isobutane as working fluid. The cooling is made by air cooled condensers. As of today, the Velika Ciglena is the largest single turbine installed in a geothermal ORC power plant in Europe. Keywords: velika ciglena, geothermal, croatia, turboden, orc
61
62
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ENERJİ DEPOLAMA SİSTEMLERİ VE KİRALAMA MODELİYLE ESNEK BİR ÇÖZÜM Özden PARSAK - Dr. Burak TÜRKER Aggreko Turkey Adil Mahallesi Ekol Caddesi No: 21 Sultanbeyli /İSTANBUL Am Studio 16, 12489 Berlin, Germany burak.turker@aggreko.com /ozden.parsak@aggreko.com.tr
63
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ENERJİ DEPOLAMA SİSTEMLERİ VE KİRALAMA MODELİYLE ESNEK BİR ÇÖZÜM Özden PARSAK - Dr. Burak TÜRKER Aggreko Turkey, Adil Mahallesi Ekol Caddesi No: 21 Sultanbeyli /İSTANBUL Am Studio 16, 12489 Berlin, Germany burak.turker@aggreko.com /ozden.parsak@aggreko.com.tr
ÖZET Elektrik enerjisi üretimi, sera gazı emisyonlarını azaltma ve çeşitli enerji kaynakları yaratma ihtiyacından dolayı dünya genelinde çarpıcı bir şekilde değişiyor. Enerji şebekesi, öngörülemeyen günlük ve mevsimsel değişimlerle talebi karşılamak için iletim ve dağıtımda büyük zorluklarla karşı karşıya kalmaktadır. Elektrik Enerjisi Depolama (EED), bu zorlukların üstesinden gelme potansiyeline sahip temel teknolojiler olarak kabul edilmekte olup, kullanılan teknolojiye göre enerjinin belirli bir durumda depolanması ve gerektiğinde elektrik enerjisine dönüştürülmesi için kullanılmaktadır. Bununla birlikte, çok çeşitli seçenekler ve karmaşık karakteristik matrisler, belirli bir uygulama için belirli bir EED teknolojisinin değerlendirilmesini zorlaştırmaktadır. Bu makale, mevcut teknolojinin kapsamlı ve net bir resmini ve güç üretim ve dağıtım sistemine entegrasyon için uygun olabilecekleri yeri sağlayarak bu sorunu azaltmanın yollarını sunmayı amaçlamaktadır. Makale, çalışma prensiplerine, teknik ve ekonomik performans özelliklerine ve mevcut EED teknolojilerinin mevcut araştırma ve geliştirilmesine, depolanan enerji türlerine göre altı ana kategoriye ayrılarak genel bir bakışla başlar. Bunu takiben, gözden geçirilmiş teknolojilerin kapsamlı bir karşılaştırması ve uygulama potansiyeli analizi sunulmaktadır. Anahtar Kelimeler: Enerji depolama, temel teknolojiler, güç sistemleri özellikleri, uygulamalar.
64
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ENERGY STORAGE SYSTEMS AND A FLEXIBLE SOLUTION WITH THE RENTAL MODEL Özden PARSAK - Dr. Burak TÜRKER Aggreko Turkey, Adil Mahallesi Ekol Caddesi No: 21 Sultanbeyli /İSTANBUL Am Studio 16, 12489 Berlin, Germany burak.turker@aggreko.com /ozden.parsak@aggreko.com.tr
ABSTRACT Electrical power generation is changing dramatically across the world because of the need to reduce greenhouse gas emissions and to introduce mixed energy sources. The power network faces great challenges in transmission and distribution to meet demand with unpredictable daily and seasonal variations. Electrical Energy Storage (EES) is recognized as underpinning technologies to have great potential in meeting these challenges, whereby energy is stored in a certain state, according to the technology used, and is converted to electrical energy when needed. However, the wide variety of options and complex characteristic matrices make it difficult to appraise a specific EES technology for a particular application. This paper intends to mitigate this problem by providing a comprehensive and clear picture of the state-of-the-art technologies available, and where they would be suited for integration into a power generation and distribution system. The paper starts with an overview of the operation principles, technical and economic performance features and the current research and development of important EES technologies, sorted into six main categories based on the types of energy stored. Following this, a comprehensive comparison and an application potential analysis of the reviewed technologies are presented.
Keywords: Energy storage, basic technologies, power systems technology, applications.
65
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 1.
GİRİŞ
Küresel elektrik üretimi son on yılda hızla büyüdü ve büyümeye devam ediyor. Fosil yakıtları (kömür, doğal gaz ve petrol dahil), küresel elektrik üretiminin yaklaşık % 70'ine denk gelmektedir. Enerji şebeke istikrarını korumak için yük dengesi temel olarak fosil yakıt enerji santralleri aracılığıyla yönetilmiştir. CO2 ve diğer sera gazı emisyonlarını azaltma hedefine ulaşmak için, gelecekteki elektrik üretimi, fosil yakıtlara olan bağımlılığın azalması, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının artması ve çevreye daha fazla saygı gösterilmesi ile ilerleyecektir. Bununla birlikte, çoğu yenilenebilir enerji kaynağı, doğası gereği kesintilidir; bu, enerji şebekesi istikrarını ve güvenilirliğini sağlamak için enerji üretiminde ve yük dengesi bakımında büyük zorluk oluşturabilmektedir. Elektrik Enerjisi Depolaması (EED) alanında, talep yönetimi yoluyla yük değişimi, dış şebekelerle bağlantı vb. gibi konular basta olmak üzere yaşanan veya olası sorunlara uygulanabilir çözümler bulmak için büyük çabalar sarf edilmiştir. Tüm olası çözümler arasında, EED en umut verici yaklaşımlardan biri olarak kabul edilmiştir EED teknolojisi, enerjiyi bir formdan (özellikle elektrik enerjisinden) saklanabilir bir forma dönüştürüp çeşitli ortamlarda saklayıp; sonra depolanan enerjiyi gerektiğinde tekrar elektrik enerjisine dönüştürülebilir. EED, şebeke işletimi ve yük dengelemesi konusnda cok değerli özelliklere sahiptir. Bunlar; (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) (viii)
ani ve yüksek elektrik yükü taleplerini karşılamaya yardımcı olmak, zamana göre değişen enerji yönetimini sağlamak, yenilenebilir enerji kaynağının kesintiliğini azaltmak, enerji kalitesini / güvenilirliğini arttırmak, uzaktan yönetim gereksinimlerini karşılamak, akıllı şebekelerin oluşturulmasını desteklemek, enerji iletim ve dağıtım yönetimine yardımcı olmak, yoğun talep dönemlerinde elektrik enerjisi ithalatı azaltmaktır.
EED kurulumunun güç sistemi operayonlarina sağladığı potansiyel faydalar geniş çapta kabul edilmiş olsa da, bu sistemlerin kendi içerisinde barındırdığı bazı önemli zorluklar da vardır. Bunlar temel olarak; (1) güç sistemi uygulama gereksinimlerine uyacak şekilde uygun EED teknolojisinin nasıl seçileceği; (2) teknik ve ekonomik faydalar dahil, seçilmiş EED teknolojilerinin gerçek değerlerinin doğru bir şekilde nasıl değerlendirileceği, (3) özellikle yeni gelişen EED teknolojileri için, maliyetin uygulama için gerçekçi olarak kabul edilebilir bir düzeye nasıl düşürüleceği. 2.
ELEKTRİK ENERJİSİ SINIFLANDIRILMASI
DEPOLAMA
TEKNOLOJİLERİNİN
İşlevleri, yanıt süreleri ve uygun depolama süreleri gibi çeşitli Enerji depolama teknolojilerinin sınıflandırılması için önerilen birkaç yöntem vardır. Şu anda dünya çapında yayılmakta olan çeşitli yaklaşımların anlaşılmasına yardımcı olmak için, bu teknolojileri altı ana kategoriye ayırabiliriz.
66
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 2.1. Katı Hal Pilleri (Solid State Batteries) Pil Enerjisi Depolama (BES) Şarj edilebilir pil, endüstride ve günlük yaşamda en yaygın kullanılan EED teknolojilerinden biridir. Şekil-1, tipik bir BES sisteminin basitleştirilmiş çalışma prensibini göstermektedir. Bir BES sistemi, seri veya paralel bağlanmış, bir elektrokimyasal reaksiyondan istenen voltajda elektrik üreten birkaç elektrokimyasal hücreden oluşur. Her hücre, katı, sıvı ya da halka / viskoz hallerde olabilen bir elektrolitli iki elektrot (bir anot ve bir katot) içerir. Bir hücre, elektriksel ve kimyasal enerji arasındaki çift yönlü enerjiyi dönüştürebilir. Boşaltma sırasında, elektrokimyasal reaksiyonlar aynı anda anotlarda ve katotlarda meydana gelir. Dış devrede, elektronlar anotlardan sağlanır ve katotlarda toplanır. Şarj işlemi sırasında, ters reaksiyonlar meydana gelir ve iki elektrot üzerine harici bir voltaj uygulanarak akü şarj edilir
Şekil -1. Pil enerji depolama sistemi çalışmasının şematik diyagramı. Piller, güç kalitesi korunması, enerji yönetimi gibi farklı uygulamalarda yaygın olarak kullanılabilir. BES sistemlerinin yapımı nispeten kısa bir süre alır (kabaca 12 ay içinde) ve kurulum yeri, bir binanın içine yerleştirilmiş veya gerektiğinde tesislere yakın, oldukça esnek olabilir. Günümüzde nispeten düşük çevrim süreleri ve yüksek bakım maliyetleri, büyük ölçekli tesislerin uygulanmasının önündeki ana engeller olarak görülmektedir. Zehirli kimyasal maddeler kullanılıyorsa, atık pillerin elden çıkarılması veya geri dönüşümü göz önünde bulundurulmalıdır [9]. Ayrıca, birçok pil tipi deşarj Derinliği (Depth of Disharge - DoD) döngüsüne bağlı olarak ömürleri nedeniyle tamamen boşalamaz. Bu akü tiplerinde meydana gelen kimyasal reaksiyonlar Tablo-1'de listelenmiştir. Piller, güç kalitesi korunması, enerji yönetimi gibi farklı uygulamalarda yaygın olarak kullanılabilir. BES sistemlerinin yapımı nispeten kısa bir süre alır (kabaca 12 ay içinde) ve kurulum yeri, bir binanın içine yerleştirilmiş veya gerektiğinde tesislere yakın, oldukça esnek olabilir. Günümüzde nispeten düşük çevrim süreleri ve yüksek bakım maliyetleri, büyük ölçekli tesislerin uygulanmasının önündeki ana engeller olarak görülmektedir. Zehirli kimyasal maddeler kullanılıyorsa, atık pillerin elden çıkarılması veya geri
67
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ dönüşümü göz önünde bulundurulmalıdır [9]. Ayrıca, birçok pil tipi deşarj Derinliği (Depth of Decharge - DoD) döngüsüne bağlı olarak ömürleri nedeniyle tamamen boşalamaz. Bu akü tiplerinde meydana gelen kimyasal reaksiyonlar Tablo-2'de listelenmiştir.
Battery type
Chemical reactions at anodes and cathodes
Unit voltage
Lead–acid
Pb+SO42-⇔PbSO4+2e-
2.0 V
PbO2+SO42-+4H++2e-⇔PbSO4+2H2O Lithium-ion
C+nLi++ne-⇔LinC
3.7 V
LiXXO2⇔Li1-nXXO2+nLi++neSodium–sulfur
2Na⇔2Na++2e-
∼2.08 V
χS+2e-⇔χS2Nickel–cadmium
Cd+2OH-⇔Cd(OH)2+2e-
1.0–1.3 V
2NiOOH+2H2O+2e-⇔2Ni(OH)2+2OHNickel–metal hydride
H2O+e-⇔1/2H2+OH-
Sodium nickel chloride
2Na⇔2Na++2e-
1.0–1.3 V
Ni(OH)2+OH-⇔NiOOH+H2O+e∼2.58 V
Tablo -1 Ana pillerin kimyasal reaksiyonları ve tek hücre gerilimleri 2.2. Akış Pil Depolaması (Flow Battery Energy Storage) Akış pili depolaması (FBES), yeniden şarj edilebilirliğin, sistem içinde yer alan ve içinde en yaygın olarak bir zarla ayrılan iki kimyasal bileşen tarafından sağlanan bir şarj edilebilir pil türüdür. Bu teknoloji, hem bir yakıt hücresine hem de elektrik üretmek için sıvı enerji kaynaklarının kullanıldığı ve aynı sistem içinde yeniden şarj edilebilen bir aküye benzer. Akış pillerinin en büyük avantajlarından biri, elektrolit sıvısını değiştirerek neredeyse anında şarj edilebilmeleri ve aynı zamanda yeniden enerji vermek için harcanan malzemeyi geri kazanabilmeleridir. Redoks, hibrit ve membransız olmak üzere farklı akış hücreleri sınıfları geliştirilmiştir. Geleneksel aküler ve akış hücreleri arasındaki temel fark, enerjinin geleneksel akülerdeki elektrot malzemesi olarak, akış hücrelerinde elektrolit olarak depolanmasıdır. 2.3. Termal Enerji Depolaması (Thermal Energy Storage) Termal Enerji Depolaması, TES, yalıtılmış ısı depolarında farklı yaklaşımlar kullanarak mevcut ısı enerjisini depolayan çeşitli teknolojileri içermektedir. Bir TES sistemi normal olarak bir rezervuar ya da tanktaki bir depolama ortamından, paketlenmiş bir soğutucudan
68
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ veya yerleşik soğutma sisteminden, boru tesisatından, pompalardan ve kontrollerden oluşur. Çalışma sıcaklığı aralığına bağlı olarak, TES iki gruba ayrılabilir: düşük sıcaklık TES (sulu düşük sıcaklık TES ve kriyojenik enerji depolaması içeren) ve yüksek sıcaklık TES (gizli (füzyon dahil) ısı TES, hassas ısı TES dahil) ve beton termal depolama). Sulu, düşük sıcaklıklı TES normalde, en yüksek endüstriyel soğutma yükleri için daha uygun olan su soğutmalı / buzlu ve yeniden ısıtma işlemlerini kullanır. Kriyojenik enerji depolaması, elektriksel ve termal enerji dönüşümünü sağlamak için bir kriyojen (sıvı azot veya sıvı hava gibi) kullanır. Thermal depolama, güç sistemleri ve şebeke uygulamaları ile beraber de kullanılmaktadır. Bu konuda dünya çapında birçok aktif araştırma projesi bulunmaktadır ve ayrıca, yapım aşamasında veya planlanan çok sayıda pilot proje mevcuttur. Biyokütle, nükleer, ve rüzgar santralleri ile entegre kurulan bir çok proje uygulamaya konmuştur. Örneğin, İngiltere merkezli Highview Power Storage, İskoç ve Güney Enerji’nin 2010’dan bu yana 80 MW’lık biyokütle tesisinde faaliyet gösteren bir pilot sıvı hava (LAES) tesisi (300 kW / 2,5 MW saat depolama kapasitesi) tasarlamış ve kurmuştur. Bununla birlikte, elektrik enerjisi tüketimi ayda maksimum 6100 kW/s azaltılması planlanmıştır. 2.4. Pompaj Hidroelektrik Depolama (Pumped Hydroelectric Storage) Pompaj Hidroelektrik Depolama, PHS, uzun bir geçmişe, yüksek teknik olgunluğa ve yüksek enerji kapasitesine sahip bir EED teknolojisidir. 2012 yılında 127-129 GW kurulu güce sahip PHS, dünya çapında toplu depolama kapasitesinin% 99'undan fazlasını temsil etmekte ve küresel üretimin yaklaşık% 3'üne katkıda bulunmaktadır. Şekil-2'de gösterildiği gibi, tipik bir PHS tesisi dikey olarak ayrılmış iki su rezervuarı kullanır. Yoğun olmayan elektrik talep saatleri sırasında, su yüksek seviyedeki hazneye pompalanır; yoğun saatlerde su, alt seviye rezervuarına geri salınabilir. Bu süreçte su, elektrik makinelerini elektrik üretmeye iten türbin birimlerine güç verir. Depolanan enerji miktarı, iki rezervuar arasındaki yükseklik farkına ve depolanan toplam su hacmine bağlıdır. PHS tesislerinin anma gücü, türbinlerdeki su basıncına ve akış hızına ve pompa / türbin ve jeneratör / motor ünitelerinin anma gücüne ve bağlıdır.
Şekil -2 PHS tesis diyagramı
69
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Yaklaşık% 70–85 çevrim verimliliği ve 40 yıldan daha uzun ömürlü, 1 MW ile 3003 MW arasında değişen güç oranlarına sahip çeşitli PHS tesisleri bulunmaktadır. Bazı PHS tesisleri, özellikleri ile birlikte Tablo 2'de listelenmiştir. PHS sistemleri uygulamalarının çalışmasının niteliği esas olarak zaman kayması, frekans kontrolü, non-spinning rezerv ve tedarik rezervi alanlarında enerji yönetimini içerir. Plant name
Country Power rating
Features
Rocky river PHS plant
US
32 MW
The world’s first large-scale commercial PHS plant
Bath County PHS plant US
3003 MW
The world’s largest power rated PHS plant
Okinawa Yanbaru PHS Japan
∼30 MW
Only commercial seawater PHS plant
Hawaiian Elec. Co. PHS facility
US
—
Claimed 87% relatively high cycle efficiency
HPS of Ikaria Island
Greece
2.655 MW
One of the first wind-PHS plants (under construction
Tablo -2 Seçilmiş bazı PHS güç santralleri. 2.5. Basınçlı Hava Enerjisi Depolaması (Compressed Air Energy Storage) Basınçlı hava enerji depolama (CAES), bir defada kullanım için, üretilen enerjiyi başka bir zamanda kullanmak için depolamanın bir yoludur. Fayda ölçeğinde, daha yüksek talep (en yüksek yük) dönemlerini karşılamak için düşük enerji talebi (yoğun olmayan) dönemlerinde üretilen enerji serbest bırakılır. 1870'lerden bu yana, şehirler ve endüstriler için en etkili yöntem olarak, anlık enerji sağlamak için CAES sistemleri devreye alınmıştır. Düşük güç talebi dönemlerinde, fazla elektrik, mevcut bir depolama tankına hava enjekte etmek için bir kompresör zincirini harekete geçirerek tersine çevrilebilir bir motor / jeneratör ünitesini çalıştırır. Enerji, yüksek basınçlı hava şeklinde depolanır. Enerji üretimi yük talebini karşılayamadığında, depolanan basınçlı hava, fosil yakıtın yanmasından veya sıkıştırma işleminden geri kazanılan ısıdan kaynaklanabilen bir ısı kaynağı tarafından serbest bırakılır ve ısıtılır. Basınçlı hava enerjisi türbinler tarafından yakalanır ve egzozdan gelen atık ısı, bir toplayıcı birim tarafından geri dönüştürülür. (Şekil-3) Dünyanın ilk yüksek üretim ölçekli CAES tesisi olan Huntorf elektrik santrali, 1978'de Almanya'da kuruldu. Depolama mağaraları (depolama tankı yerine) olarak iki tuz kubbesi kullandı. Günlük döngüsü, 8 saatlik basınçlı hava şarjı ve buna karşılık olarak 290 MW nominal güçte 2 saatlik enerjiyi sisteme verebilecekte kapasitedeydi. Bu tesis, nükleer ünitelere black-start gücü, yerel güç sistemlerine destek ve elektrik üretimi ile talep arasındaki boşluğu doldurmak için ise ekstra elektrik gücü sağlayabiliyordu.
70
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Şekil -3 Bir CAES tesisinin / tesisinin şematik diyagramı. 2.6. Volan Enerjisi Depolaması (Flywheel Energy Storage) Modern bir Volan Enerjisi Depolaması, FES, sistemi beş ana bileşenden oluşur: bir volan, bir yatak grubu, ters çevrilebilir bir elektrik motoru / jeneratör, bir güç elektroniği ünitesi ve bir vakum odası. Şekil-4, modern bir FES tesisinin basitleştirilmiş yapısını göstermektedir. FES sistemleri, volanı hızlandırmak veya yavaşlatmak için elektrik kullanır, yani depolanan enerji, volandan, entegre bir motor / jeneratör ile aktarılır. Hava direncinden kaynaklanan enerji kaybını azaltmak için, FES sistemi yüksek vakumlu bir ortama yerleştirilebilir. Depolanan enerji miktarı volanın dönme hızına ve ataletine bağlıdır. Volan teknolojisi, mevcut elektrik şebekesini geliştirmemizi sağlayan birçok faydalı özelliğe sahiptir. Bir volan zaman içinde aralıklı enerji kaynaklarından enerji toplayabilir ve şebekeye sürekli bir kesintisiz güç kaynağı sağlayabilir. Volanlar ayrıca şebeke sinyallerine anında yanıt verebilir, frekans düzenlemesi ve elektrik kalitesi iyileştirmeleri sağlayabilir. Volanlar geleneksel olarak çelikten imal edilir ve geleneksel rulmanlar üzerinde döner; Bunlar genellikle birkaç bin RPM'lik bir devir oranı ile sınırlıdır. Modern volanlar, sürtünmeyi azaltmak için vakumda depolanan ve 60.000 RPM'ye kadar hızlarda dönmelerini sağlayan manyetik yatakları kullanan karbon fiber malzemelerden yapılır.
Şekil -4 Bir volan enerji depolama tesisinin şematik diyagramı
71
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Tablo 3'te seçilen bazı FES tesisleri listelenmiştir. Haziran 2011'de, Beacon Power tarafından kurulan 20 MW'lık modüler bir tesis, Kuzey Amerika'da faaliyet gösteren en büyük EES tesisi olarak New York'ta ticari faaliyete geçti. Şebekeye hızlı yanıt ve frekans düzenleme hizmetleri sağlamak için, tüm yüksek frekans düzenleme talebinin% ∼10'unu karşılayan 200 yüksek hızlı volan sistemi kullanılmıştır. Normalde, FES cihazları, kısa bir sürede, yeterli kapasitede güç sağlayabilir. Bu nedenle, diğer EED'lerle veya pille veya yakıtla çalışan jeneratörler gibi güç üretim sistemleriyle çalıştırılmadıkça, bağımsız yedek güç olarak kullanılmazlar. FES'in temel zayıflığı, volan cihazlarının bekleme modunda olduğu süre boyunca ciddi kayıplara sebep olmasıdır. Bu, saatte ∼20% depolama kapasitesine kadar kendiliğinden deşarj olmasına neden olabililmektedir. Firms/Institutes
Characteristics
Application area
Active Power Company
Clean Source series 100– 2000 kW
Backup power supply, UPS systems
Beacon Power Company
100/150 kW a unit, 20 MW/5 MW h plant
Freq. regulation, power quality, voltage support
Boeing Phantom Works
100 kW/5 kW h, HT magnetic bearings
Power quality and peak shaving
Japan Atomic Energy Center
235 MVA, steel flywheel
High power supply to Nuclear fusion furna
Tablo -3 Seçilmiş volan enerji depolama tesisleri 3.
AGGREKO ENERJİ DEPOLAMA ÇÖZÜMLERİ
3.1. Aggreko – Younicos hakkında Aggreko, 1962 yılında, Luc Koopmans tarafından Hollanda’da kurulmuş, güç ve sıcaklık kontrol çözümleri sunan, kiralama sektöründe lider bir şirkettir. Aggreko plc, Londra Menkul Kıymetler Borsası'nda işlem görmektedir ve FTSE-100 endeksinin bir üyesidir. 80 ülkede 193 ofis ve servis merkezi ve 6000 çalışanı ile enerji ve ısı kontrol çözümlerinde büyümeye devam etmektedir. Her projeye özel çözümlerde kullanılan ekipmanlar, İskoçya'nın Dumbarton kentindeki özel üretim merkezinde özel olarak tasarlanmış ve üretilmiştir. Filo büyüklüğü 30 kVA ila 2 MW arasında değişen 20.000’den fazla jeneratörden oluşmakta olup, toplam gücü 9,900 MW'ı aşan üretim kapasitesine sahiptir. Enerji, inşaat, petrokimya, yenilenebilir enerji, üretimi, uluslararası veya ulusal etkinlikler, petrol ve doğal gaz gibi ülkelerin temel taşı sektörlerine, gerek dönemsel gerekse de uzun dönemli çözümleri ile değer katmaya devam etmektedir. Aggreko, süregelen enerji ve ısı kontrol çözümleri uzmanlığının yanında, geleceğin teknolojisi enerji depolama alanında da iddiasını ortaya koymaya başlamıştır. Enerhji depolama alanında öncü, Alman-Amerikan bir teknoloji şirketi olan Younicos, 2017 yılında Aggreko tarafından satın alınarak tamamen Aggreko iştirakleri arasına katılmıştır.
72
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Bu entegrasyon sayesinde, Younicos'un 220 MW kurulu enerji depolama uzmanlığını, Aggreko’nun 9 GW halihazırdaki kapasitesi ile birleşerek ortaya yep yeni bir model sunmaktadır. Bu yeni oluşum Aggreko Microgrid and Storage Solutions (AMSS) iş birimi içinde faaliyetlerini yürütecek olup, microgrid ve energy-storage-as-a-service hizmletlerini farklı tek bir model olarak sunacaktır. 3.2. Energy-storage-as-a-service Günümüzün hızla gelişen enerji ortamında, özellikle batarya depolama gibi nispeten yeni teknolojilerde, satın alınan varlıklar, sermayenin bağlı kalmasına ve teknolojik yeniliklerin hızına yetişememe gibi risklere yol açabilmektedir. Bu yüzden birçok müşteri risksiz ve yüzde 100 güvenilir bir çözüm aramaktadır: energy-storage-as-a-service. İki global liderin güçlü yönlerini birleştirerek oluşturduğu bu sistem temeli kiralamaya dayanmaktadır. Yatırım ortamın zorlaştığı, finans maliyetlerinin yüksek olduğu bu dönemde, müşteri ihtiyaçlarına göre uygun kiralama çözümü müşterilere sunulmaktadır. Aggreko, bu hizmeti sunmak için 2 ana ürün geliştirmiştir. Y-Cube adını verdikleri, Lithium-Ion teknolojisi ile üretilen, 1000kW gücünde, 20-ft ISO konteyner içerisine monte edilmiş, 30 dk ve 60 dk süreli iki adet son teknoloji AC (alternatif akım) pil sistemi, farklı uygulamalarda kullanılmak üzere dizany edilmiş ve pazara sunulmuştur. Ürünler dizayn edilirken, hizmet verecekleri dört ana müşteri kategorisi belirlenmiştir.
Off-Grid Müşteriler : Şebekenin olmadığı yerlerde, enerji üretim sistemine (Aggreko, dizel ve doğalgaz bazlı jeneratör ve fotovoltaik güneş enerjisi sistemleri ile enerji üretim çözümleri sunmaktadır) uygun güçlerde piller eklenerek, sistemin esneklği ve verimliliğini maksimuma çıkarmak hedeflenmiştir. Ayrıca şebeke enerjisi olmayan, termal kaynaklı (dizel, doğal gaz, LNG gibi) enerji üretimi ile sistem beslemesi yapılan uygulamalarda, sisteme eklenen piller hem ani yük değişimlerinde esneklik hem de ciddi oranda yakıt tasarrufu sağlar
Bağımsız Enerji Üreticileri : Rüzgar, güneş ve jeotermal gibi yenilenebilir enerji kaynakları ile enerji üreten bağımsız üreticiler için, enerji depolama konusu çok yeni ve karmaşık görünmektedir. Bu konuda kiralama hizmeti almak, hem büyük bir yatırımın, henüz teknolojik gelişimini tamamlamamış bu sektörde, risklerini minimize eder, hem de teknolojiyi daha iyi öğrenerek, ilerde olası yatırımlar için ciddi bir teknik altyapı bilgisi sağlar. Geçmiş deneyimler, bu tür yeni ve henüz piyasa şartları belli olmamış alanlarda dramatik değişiklikler yaşandığını göstermekte, bu da, bu alanlarda yatırım yapan firmalara ciddi maddi yükümlülükler getirmiş ve hızlı teknolojik değişikliklere karşı korunmasız bırakmıştır.
Ana Enerji Sağlayıcıları: Şebeke enerjisi sağlayıcıları, altyapı modernizasyonu, bakım ve geçici arızalar gibi durumlarda, kendilerine esneklik sağlayacak bu hizmeti, geçici süre kiralayabilirler. Artan talepler ile oluşan geçici güç boşlukları bu kiralama yöntemi ile sıfır risk ile atlatılmış olur. Sistemin modüler olması, böyle bir ihtiyaca hızlı bir şekilde cevap verecek özellikte olması, sağlayıcılar için büyük bir konfor alanı yaratmaktadır.
73
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Ticari ve Endüstriyel Müşteriler : Bu kategorideki müşteriler, sisteme entegre edilen uygun güçteki piller sayesinde, kullandıkları şebeke veya termal kaynaklı enerji üretimi maliyetlerini düşürebilirler. Ayrıca, yenilenebilir enerji tüketimi oranlarını artırabilir, olası elektrik kesintilerine karşı sistem sayesinde kendilerine koruyabilirler. Sisteme sahip olmak yerine kiralamak, enerji depolama koşullarını test etmenin ve piyasa koşulları değiştiğinde esnek kalmanın çekici bir yolu olabilmektedir.
Kiralama modelinin tüm bu kullanıcı grupları için diğer bir avantajı da sistem boyutlarının esnek kalabilmesi ve değişebilecek kullanım koşullarına göre enerji depolama sistemi boyutlarının (güç ve enerji) hızlı bir şekilde değiştirilebilecek olmasıdır. Örneğin bir kullanıcı, artan enerji depolama güç veya enerji gereksinimlerini Aggreko enerji depolama filosundan yeni bir konteyner ekleyerek hızlı bir şekilde çözebilecektir. Aynı şekilde, eğer güç ve enerji ihtiyacı zamanla azalırsa, Aggreko’nun esnek kiralama kontratları sayesinde artık gereksinim duymadığı konteynerleri iade ederek, kalan daha düşük güç ve enerjili sistemle uygulamalarına devam edebilecektir. Kiralama ve energy-storage-as-a-service modelinin satın alma modellerine göre bir başka önemli avantajı da, müşterinin garanti ve servis gibi konularla kafa yormasına gerek kalmamasıdır. Zira kiralanan depolama sisteminin tüm garantisi ve servisi Aggreko güvencesi altındadır ve tüm bunlar kiralama sözleşmesine dahildir. Ayrı servis sözleşmeleri veya garanti anlaşmaları yapılmasına ihtiyaç yoktur.
74
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
SONDAJ ATIKLARI YÖNETİM SİSTEMİ, VAKA ÇALIŞMASI WASTE MANAGEMENT SYSTEMS ON DRILLING SITES, CASE STUDY Güney Doğanay, Alihan Bayram, Hüseyin Ali Doğan, Gökhan Bağatır GEOS Energy Ümit Mahallesi, 2543. Sokak No:17 06810 Çankaya, Ankara, Türkiye (guney.doganay@geos-energy.com.tr)
75
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
SONDAJ ATIKLARI YÖNETİM SİSTEMİ, VAKA ÇALIŞMASI Güney Doğanay, Alihan Bayram, Hüseyin Ali Doğan, Gökhan Bağatır GEOS Energy, Ümit Mahallesi, 2543. Sokak No:17 06810 Çankaya, Ankara, Türkiye (guney.doganay@geos-energy.com.tr)
ÖZ Bu bildiride, Türkiye genelinde jeotermal kaynak ve doğalgaz arayışı hedefi ile kazılan toplamda 8 derin, 2 sığ kuyuda GEOS Enerji tarafından uygulanan atık azaltıcı sistemlerin uygulamaları ve sonuçları değerlendirilmiştir. Atık yönetimi yapılmayan sondaj operasyonlarında oluşan sondaj atığı miktarı metre başına 0,8 – 1,2 Ton aralığında değişim göstermiştir. Hesaplanan bu değer sondaj kesintileri, kule kullanım suları, atılan ve yüzey kaybı olarak kaybedilen sondaj sıvılarını kapsamaktadır. Tüm bu atıklar kullanılan kimyasal katkı malzemeleri ve kesilen kayaçlarda bulunabilen ağır metal içeriğiyle tehlikeli atık sınıfına geçebilmektedir. GEOS Enerji, atık oluşumunu sondaj sahalarına kurduğu mobil sistem ile kaynağında ayrıştırma ve geri kazanım yöntemleri ile azaltılmasını sağlamıştır. Atık suların geri kazanımında fiziksel ayrıştırma öncesinde kimyasal müdahaleler yapılmış ve koloit ebatlarda parçacıkların sudan uzaklaştırılması sağlanmıştır. Sondaj kesintileri ile kaybedilen ve atık durumuna geçen sondaj akışkanı ise fiziksel işlemlerle geri kazanılmış ve tekrar tekrar kullanılmıştır. Son olarak sondaj akışkanına yapılan sürekli temizlik ve bakım sayesinde kullanım ömrü uzatılmış, seyreltme kaynaklı oluşacak atıkların önüne geçilmiştir. Atık oluşumunu ve kaynak tüketimini azaltmaya yönelik olan bu sistemin kullanımı sonucunda 15m3/gün seviyesinde su tüketiminin önüne geçilmiş, %35-45 seviyesinde sondaj akışkanı kimyasalları kullanımı azaltılmıştır. Oluşan atık miktarı ise %70 üzerinde azalım ile 0,2-0,4 ton/metre seviyelerine gerilemiştir. Geri kazanılamayan ve atık olarak kalan kısım ise %20-30 arası nem miktarına sahip, katı formda ve taşınmaya uygun haldedir. Kaçınılmaz olarak oluşan ve kesintilerin oluşturduğu bu atıklar gerek yüksek nem oranı gerekse değişken kayaç içeriği ve parçacık boyu dağılımı sebebiyle alternatif hammadde kullanımına uygun görünmemektedir. Sondaj atıkları için son durak “Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmeliği” doğrultusunda 1. Veya 2. Sınıf depolama tesisleridir. Anahtar Kelimeler: Atık Yönetimi, Yeniden Kazanım, Sondaj Sıvısı, Sondaj Çamuru ve Sondaj Atığı
76
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
WASTE MANAGEMENT SYSTEMS ON DRILLING SITES, CASE STUDY Güney Doğanay, Alihan Bayram, Hüseyin Ali Doğan, Gökhan Bağatır GEOS Energy, Ümit Mahallesi, 2543. Sokak No:17 06810 Çankaya, Ankara, Türkiye (guney.doganay@geos-energy.com.tr)
ABSTRACT In this paper, results of waste management systems which is applied by GEOS Energy during 8 deep and 2 shallow geothermal and gas wells. In conventional drilling operations, previous experiences indicate that waste production rate changes between 0,8 Tons and 1,2 Tons per meter. Cuttings, rig housekeeping and cooling water, dumped drilling fluid and surface loss of drilling fluid are the main contributors to total drilling waste. Drilling wastes are contaminated by chemical additives which are necessary for drilling fluids and by heavy metals which come from the rocks penetrated. Due to these contaminations, drilling wastes are usually classified as hazardous waste. GEOS Energy aims to decrease the waste production rate on drilling sites by reuse, recycle and recovery of drilling waste by mobile systems. First of all, recycling of waste water is achieved by chemical treatment and physical separation. On the other side, drilling fluid lost on wet cuttings is collected, cleaned and re-used. Third part of waste decreasing strategy is to keep drilling fluid in condition and reducing dilution rate by efficient solid control. By using recovery, re-use and recycling strategies, 15m3 water disposal prevented and chemical additives that used to prepare drilling fluid volume decreased about %35-45. Total amount of drilling waste is decreased over 70% and waste production rate is lowered to 0,2-0,4 Tons per meter. After all these waste reduction treatments, there are still some amount of drilling waste which cannot be recovered, re-used or recycled. The leftover waste has a humidity ratio around %20-30, suitable to transport and can be accepted by solid waste landfill areas. Drilling waste that produced inevitably which is mostly cuttings is not suitable to evaluate as raw material because of high humidity, inconsistency of rock type and severely changing particle distribution size. The last destination should be landfill areas in the direction of “Regulation of Regularly Storage of Waste”. Keywords: Waste Management, Recovery, Drilling Fluid, Drilling Waste and Recycling
77
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 1.
GİRİŞ
Yer altı zenginlikleri için araştırma yapılması, daha önceden bulunmuş olan kaynakların üretilmesi ve üretim yapılan alanların geliştirilmesi için yer kabuğunda çeşitli tekniklerle delikler açılması işlemine sondaj denir. Delik açılması için hangi teknik kullanılırsa kullanılsın değişmeyen sonuçlardan birisi atık üretimi olmaktadır. Açılan kuyunun boşaltılıp üretime uygun Şekil 1 Sondaj Sahası Genel Görünüm hale getirilebilmesi için kazılan boşluk hacmi kadar sondaj hafriyatının kuyu tabanından yüzeye taşınması gerekmektedir. Bu tahliye sonucunda ise sondaj kesintisi kaynaklı katı atıklar oluşmaktadır. Hafriyatların yüzeye taşınması sırasında ise sondaj akışkanı adı verilen ve kuyu tabanı ile yüzeyde bulunan sondaj akışkanı tanklarının arasında devir daim eden bir akışkan kullanılır. Su bazlı sondaj akışkanları için, sığ sondajlarda bentonit ve bazı doğal katkı malzemeleri yeterli olabilirken, sondaj derinleştikçe ve kuyu dibi şartları değiştikçe daha komplike akışkanlara ihtiyaç duyulmaktadır. Bu akışkanları elde edebilmek için ise kimyasal katkı malzemeleri kullanılmaktadır. Su bazlı sondaj akışkanlarının yanı sıra petrol ve sentetik yağ bazlı sondaj akışkanları da mevcuttur. Ancak, yüksek maliyet ve doğaya olan zararlarından dolayı kullanımları kısıtlıdır. Kullanılan sondaj akışkanının türü fark etmeksizin, sondaj kuyusundan çıkan kesinti atık olarak kaydedilmek ve bertaraf edilmek zorundadır. Sondaj atıkları birden çok atığın birleşiminden oluşmaktadır. Sondaj operasyonu sırasında üretilen ve sondaj hafriyatı olarak adlandırılabilecek olan katı atıkların yanı sıra, sondaj boyunca sıvı atıklarda oluşmaktadır. Bunların başlıca kaynakları ise sondaj kesintileri ile atılan bulaşım halindeki sondaj akışkanları, vasfını yitirmiş sondaj akışkanları ile soğutma veya temizlik amaçlı kullanılan sulardır. Daha önce de belirtildiği üzere hangi tip sondaj akışkanı kullanılırsa kullanılsın, sondaj kuyusundan çıkan kesinti atık olarak üretilmek zorundadır. 0,8-1,2 ton/metre aralığında oluşan toplam atık miktarının %70-80 lik bölümünü ise bu sıvı atıklar oluşturmaktadır. 2.
ATIK KAYNAKLARI
Sondaj sahalarında oluşan atıkları sondaj kesintisi, sondaj akışkanı atıkları ve atık hale gelmiş sular olarak gruplandırabiliriz. Türkiye’de yapılan sondajların genelinde ise bu atıkların tamamı “Çamur Havuzu (Mudpit)” adı verilen ve yönetmeliklere göre geçirimsizliği sağlanmış çukurlarda toplanır. Bu çukurlar proje tanıtım dosyalarında bulunan sondaj programlarına göre kazılacak kuyu teorik hacminin en az 2 katı olmak zorundadır.
78
Şekil 2 Geleneksel Çamur Havuzu (Mud-Pit)
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Jeotermal sondajlar gibi çok yüksek sıcaklıklarla yapılan çalışmalar sırasında kule pompası ve motorların zarar görmemesi için yapılan başlıca uygulamalardan birisi ısınan yüzeylerin su ile soğutulmasıdır. Motor ve pompa yüzeylerini soğutmak amaçlı püskürtülen su daha sonra lokasyon betonunda bulunan su olukları ile çamur havuzuna yönlendirilir ve tekrar kullanılmaz. Suyun bir diğer kullanım alanı ise kulenin günlük bakım ve temizlik çalışmalarında sarfiyatıdır. Temizlikler sırasında kirlenen su yine çamur havuzuna yönlendirilir ve atık haline gelir. Günlük ortalama 15-20m3 seviyesinde doğal kaynak suyu bu şekilde vasfını yitirmektedir. Sondaj akışkanının atık durumuna geçmesi ise iki farklı kaynakla gerçekleşmektedir. İlk olarak sondaj akışkanının kesintiler ile atılması sırasında oluşan kayıplar görülür. Sondaj kesintileri, sondaj akışkanı içerisinde yüzeye taşınır ve kulelerde bulunan titreşimli eleklerde ve hidrosiklonlarda sondaj akışkanı içerisinden ayrılır. Bu esnada kesinti ile bir miktar sondaj akışkanı da çamur havuzuna atılmaktadır. Bu miktarın, Alaşehir Bölgesinde tamamlanan sondajlar sırasında yapılan katı madde ve nem tayini testlerin sonucunda kütlece %60’a vardığı görülmüştür. Bir başka deyişle, kuyu tabanından çıkarılan her bir ton kesinti ile 1,5 ton sondaj akışkanı atık hale gelmektedir. Hacim olarak ise bu oran 1m3 sondaj kesintisi ile oluşan 3-4m3 sondaj akışkanı seviyesindedir. Sondaj akışkanlarının atık hale geldiği bir diğer kaynak ise katı madde kirliliğine bağlı olarak sondaj akışkanının ömrünün tükenmesidir. Sondaj sırasında oluşan kesintilerin tamamı konvansiyonel yöntemlerle sondaj akışkanı içerisinden çıkarılamamakta ve zamanla akışkan içerisinde birikmeye başlamaktadır. Bu birikim zamanla sondaj akışkanının özgül ağırlığının artıp özelliklerini yitirmesine ve kontrolünün zorlaşmasına sebep olur. Kuyu emniyeti, kuyu temizliği, sondaj ilerlemesi ve sondaj operasyonun başarılı bir şekilde tamamlanması için en önemli enstrümanlardan birisi olan sondaj akışkanının kalitesini korumak için ise zaman zaman kesinti ile kirlenen miktarların sondaj sırasında çamur havuzuna atılması ve yerine yeni hazırlanmış sondaj akışkanı eklenmesi gerekmektedir. Bu operasyona seyreltme operasyonu denir. Seyreltme operasyonuna bağlı olarak ise kazılan metre başına 0,1-0,3m3 sondaj akışkanı atık haline gelmektedir. Sondaj operasyonlarının kaçınılmaz ve azaltılamaz olarak değerlendirilecek atık grubu ise sondaj kesintileri kaynaklı atıklardır. Operasyonun hedefi yeryüzünde bir boşluk yaratmak olduğu için oluşacak hacmin boşaltılması gerekmektedir. Bu boşaltma işleminde ise doğal olarak sondaj kesintisi adı verdiğimiz kayaç kesintileri oluşmaktadır. Ancak, bu kayaç kesintilerinin inşaat gibi kuru hafriyatlardan farkı, sondaj akışkanlarının içerisinde kuyu tabanından yüzeye taşınması esnasında ıslanması ve yapı değiştirmesidir. Sondaj akışkanlarının içerdiği kimyasal katkı malzemeleri bu ıslanım sonucunda kesintilere bulaşmakta ve kesintileri inert atık durumundan tehlikeli veya tehlikesiz atık durumuna geçmesine sebep olabilmektedir. Jeotermal sondajlar özelinde yapılacak değerlendirmede ise hedef kayaçlar olan metamorfik kayaçların içeriği ve yapısı göz önüne alınmalıdır. Jeotermal sondajlar fay kırıkları içeren kayaçları ve bu kırıklar içerisinde ısınmış akışkanları hedefler. Fakat metamorfik kayaçlarda bulunan bu akışkanlar ağır metal içerikli olabilmektedir. Hedef çatlaklara ulaşana kadar ise daha önceden akışkan barındıran çatlaklar geçilmektedir. Her bölgede olmasa da bu fay çatlakları pirit, bor, kadmiyum gibi ağır metaller veya bileşenlerini içerebilmektedir. Bu durum oluşan kesintilerin tehlikeli atık sınıfına geçmesine sebep olabilmektedir. Derin sondajlarda kullanılacak olan sondaj akışkanları kullanılan baz sıvılara göre petrol bazlı, su bazlı, sentetik bazlı olarak sınıflandırılabilmektedir. Bu sondaj sıvılarından petrol ve sentetik yağ bazlı olanlar ürettikleri atıklar açısından tehlikeli atık sınıfına girmektedir.
79
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Su bazlı sondaj sıvıları ise kullanılan kimyasal miktarı ve çeşidine göre tehlikeli veya tehlikesiz atık sınıfına girmektedir. 3.
SONDAJ ATIK YÖNETİMİ
GEOS Enerji sondaj akışkanları ve saha çalışmaları konusundaki tecrübelerini ve teknik birikimini kullanarak öncelikle atık kaynaklarını teşhis etmiştir. Böylece atık oluşumundan sonra bertaraf edilmesi yerine, atık oluşumunun kaynağında engellenmesi veya atık oluşum hızının kaynağında düşürülmesini amaçlamıştır. Bu doğrultuda atık suyun geri kazanımı, kesinti ile kaybedilen sondaj akışkanı geri kazanımı ve sondaj akışkanının temizlenmesi olmak üzere üç ana plan belirlenmiştir. 3.1.Atık Suyun Geri Kazanımı Sondaj sahalarında ısınan ekipmanların soğutulması ve sondaj sahası içerisinde yapılan tüm temizlik işlerine bağlı olarak sürekli atık su oluşmaktadır. Su kaynaklı bu atıklar oluşan toplam atığın hacimce %55-60 kadarını oluştururken sıvı atıkların da %70 kadarını teşkil etmektedir. Bu oranlar göz önüne alındığı zaman öncelikle önlem alınması gereken atık kaynaklarından birisi olduğu görülmektedir. Geleneksel uygulamalarda temizlik ve Şekil 3 Kirli Su ve Ayrıştırılmış Su Örnekleri soğutma sonrasında kirlenen sular sondaj lokasyon betonu üzerine dağılmış olan oluklar aracılığı ile tüm atıkların toplandığı çamur havuzlarına yönlendirilmektedir. Bunun sonucunda atık su, katı atıklar ve sondaj sıvısı kaynaklı atıklarla karışmaktadır ve geri kazanımı yapılmamaktadır. Bu uygulama sonucunda günde 15-20m3 seviyesinde su kaybedilmektedir. Atık üretiminden daha önemli olan sonuç ise insan yaşamı için en önemli doğal kaynaklardan birisi olan suyun bu şekilde yok edilmesidir. Su tüketimin azaltılması için GEOS Enerji, öncelikle su için kapalı bir döngü sistemi kurmak ve geri kazanım ile kaynak tüketimini engellemeyi hedeflemiştir. Öncelikli olarak geleneksel sondaj sahası tasarımını değişikliğe giderek tek bir çamur havuzu yerine atık sular için ayrıca bir kirli su toplama çukuru oluşturmuştur. Atık Su Havuzu’nda gün boyu biriken kirli su daha sonra “karıştırıcı tank”a aktarılmıştır. Tanktan alınan numuneler üzerinde yapılan laboratuvar testleri ile atık suyun işlenmesi için gerekli koagülant, flokülant miktarları belirlenmektedir. Atık su içinde kirletici başlıca iyonlar belirlenerek bu iyonların bertarafı için gereken diğer kimyasalların kullanım oranı belirlenmekte, son olarak laboratuvar ortamında temizlenmiş suyun yeniden kullanıma uygun olup olmadığı performans testleri ile kontrol edilmektedir. Laboratuvarda yapılan ön çalışmadan sonra, karıştırıcı tanktaki atık su içerisinde bulunan koloit boyutlarda katı maddelerin temizlenebilmesi için koagülasyon işlemi uygulanmıştır. Eklenen GEOCOL A ile kirli su ortamının elektriksel yük dengesi bozulmuştur ve flokülant enjeksiyonu öncesi atık suyun
80
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ kimyası hazır hale getirilmiştir. Koagülasyonun tamamlanmasının ardından atık su PCP pompalar yardımı ile yüksek hızlı dekantörlere yönlendirilmiş ve aktarım hattı üzerinde flokülant enjeksiyonu yapılmıştır. Kullanılan katyonik ve uzun zincirli flokülantlar, yük dengesi ayarlanmış ortamda koloit maddelerle bağlanmış, daha büyük kütleler oluşturmuş ve böylece dekantör yardımı ile sudan uzaklaştırılmıştır. Üretilen temiz su depo tanklarına yönlendirilmiş ve tekrar kullanımı sağlanmıştır. Kurulan bu kapalı döngü sayesinde %95 seviyesinde su kurtarımı sağlanmıştır. Alaşehir bölgesinde tamamlanan 6 sondaj operasyonunda ise toplam 6,000m3 atık su temizlenerek tekrar kullanıma kazandırılmıştır. 3.2. Kesinti İle Kaybedilen Sondaj Akışkanının Kazanımı Şekil 4 Kurutulmuş Sondaj Kesintileri Sondaj kesintilerinin yüzeye taşınması sondaj akışkanı sayesinde sağlanmaktadır. Sondaj kesintisinin sondaj akışkanından ayrılması ise konvansiyonel kule ekipmanlarından titreşimli elekler ile ve kule ekipmanları içerisinde yer alıyorsa hidrosiklonlarla yapılmaktadır. Her iki ekipman da kesintilerin tamamen kurumasını sağlayamamaktadır. Bu noktada kesintiler ıslak kalmakta ve kullanılabilir durumda olan sondaj akışkanı atık olarak kaybedilmektedir. Toplam kazılan hacmin 3-4 katına varan atık miktarları oluşan atık dışında tüketilen doğal kaynaklar ve kimyasal katkı malzemeleri bazında da düşünülmelidir. GEOS Enerji kaybedilen bu sıvıların geri kazanılabilir ve teknik özelliklerinin korunabilir olduğunu gözlemlemiş ve bu doğrultuda titreşimli elekler üzerinde yaptığı teknik değişiklerle daha şiddetli titreşimler üreten ve kesinti üzerindeki sıvının serbest kalmasını sağlayan kurutma eleklerini sisteme dâhil etmiştir. Kule elekleri ve hidrosiklonlardan gelen ıslak kesintiler direk çamur havuzuna yönlendirilmemiş, önce kurutma eleğine alınmıştır. Burada yapılan kurutma işleminin ardından kurtarılan sondaj akışkanı dinlendirilmek ve sonrasında işlenmek üzere “yarı silindirik tank”lara aktarılmıştır. Dinlendirilen kurtarılmış sondaj akışkanı son olarak dekantörden geçirilerek katı maddelerinden arındırılmış ve sondaj akışkanı sistemine dâhil edilmiştir. Yapılan bu işlemler sonucunda Alaşehir bölgesinde tamamlanan 6 sondajda yaklaşık 2200m3 sondaj akışkanı kurtarılmıştır. Mali değeri olan bu sıvının kurtarımı ruhsat sahibi şirkete tasarruf sağlarken, %35-45 seviyesinde az tüketilen su kaynakları ve sondaj sıvısı kimyasalları doğa ve milli değer açısından önem arz etmektedir. Ayrıca, bu işlem öncesinde kütlece %60 seviyesinde ıslak olan sondaj kesintisi %15-20 seviyesine kadar kurutulmuştur ve ayrı olarak kazılmış katı atık çukuruna biriktirilmiştir. Bu işlem sonucunda sondaj kesintisi taşınabilir hale gelmiş olan atığın bertaraf ya da alternatif değerlendirme opsiyonlarına nakli de kolaylaşmıştır. 3.3. Sondaj Akışkanının Temizlenmesi Sondaj akışkanının asli görevlerinden birisi sondaj tabanında oluşan kesintilerin sirkülasyon ile yüzeye taşınmasıdır. Bu özelliği elde edebilmek için derin sondajlarda su,
81
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ petrol ve sentetik yağ gibi çeşitli baz sıvılara kimyasal katkı malzemeleri eklenmekte, akışkanın fiziksel ve kimyasal özellikleri istenilen özelliklere getirilmektedir. Sondaj boyunca üretilen kesintiler çok değişken olmaktadır. Birkaç cm boyutunda olabilen kesintiler özellikle kil içeren kayaçlarda mikron seviyelerine düşmektedir. Yüzeye getirilen kesintiler eleklerle ayrıştırılırken %100 bir temizlik sağlanamaz ve zamanla akışkan içerisinde küçük boyutlu kesintilerin birikmeye başladığı gözlenir. Bu birikim zamanla akışkanı kirletmekte ve özelliğini kaybetmesine sebep olmaktadır. Özelliğini kaybeden ve akışkan halden çıkıp jel haline gelen sondaj akışkanları ile sondaj operasyonuna devam etmek, kazılan kuyunun kaybedilmesine kadar varan kötü sonuçlar doğurabilmektedir. Bu sebeple temiz bir sondaj akışkanı kullanımı önemlidir. Geleneksel sondajlarda bu kirlilik tam olarak önlenemediği için sondaj akışkanı kirlenene kadar kullanılmakta, kirlenmiş sondaj akışkanı çamur havuzuna atılmakta ve yerine yeni hazırlanmış sondaj akışkanı sisteme eklenerek sondaja devam edilmektedir. Bu durumda hem daha fazla atık oluşturulmakta hem de yeni hazırlanan akışkan için su ve kimyasal tüketiminde artış meydana gelmektedir. GEOS Enerji, sondaj akışkanı sirkülasyonuna dâhil ettiği dekantörler ile günlük 150-300m3 sondaj akışkanını temizleyerek tekrar sisteme dâhil etmektedir. Değiştirilebilir hızlara sahip olan bu dekantörler ile katı madde temizliğini daha etkin sağlayarak sondaj akışkanının kullanım ömrünü uzatmaktadır. Alaşehir bölgesinde daha önce kazılmış ve konum olarak atık yönetimi yapılan kuyulara en yakın kuyularda ortalama 800-1200m3 sondaj sıvısı kirlenmeye bağlı olarak atılırken, atık yönetimi uygulanan 6 sondaj operasyonunda bu rakam en yüksek 55m3 seviyesinde gerçekleşmiştir. 4.
SONUÇLAR
GEOS Enerji uyguladığı atık yönetimi programları ile aşağıdaki sonuçları elde etmiştir: 1. Oluşan toplam atık miktarında hacmen %70 üzerinde azalma 2. Oluşan toplam sıvı atık miktarında hacmen %90 üzerine azalma 3. Günlük su tüketiminde 15-20m3 seviyesinde azalma 4. Kimyasal katkı malzemelerinin tüketiminde %35-45 azalma 5. Katı atıkların kurutularak düşük nem oranına indirilmesi ve bu sayede düzenli depolama ve alternatif hammadde uygulamalarına uygun atık üretimi 6. Katı atıkların atık kamyonları ile taşınabilir hale gelmesi Lokasyon dizaynı ile başlayarak sondaj atıklarının operasyon esnasında planlı bir şekilde yönetilmesi, atıkların kaynağında engellenmesi; daha az kaynak tüketimi, daha sağlıklı sondaj sıvısı ve daha düşük sondaj maliyetleri anlamına gelmektedir. Atıkların sıvı atık ve katı atık olarak ayrı ayrı havuzlarda depolanması ve yerinde ön işleme tabi tutulması ise daha önce sıvı ağırlıklı olan ve mudpitlerde biriktirilen sondaj atıklarının taşınabilir ve depolanabilir
82
Şekil 5 GEOS Enerji Atık Yönetimi Uygulaması Çamur Havuzu
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ hale gelmesini sağlamıştır. Kalorifik değeri olmadığı ya da geri dönüşüm yapılamadığı için çok fazla rağbet görmeyen bu atıklar GEOS Enerji Atık Yönetim Sistemi ile çimento sanayiinde alternatif hammadde olarak kullanılabilecek veya düzenli depolama tesislerine kabul edilebilecek hale gelmiştir. Ülke genelinde yapılan sondajların tamamı göz önüne alındığında milyon ton seviyesinde atığın doğru bir şekilde ele alınması ve nihai duraklarına yönlendirilmesi, çevre ve insan sağlığı için tartışılmayacak bir öneme sahiptir.
Geleneksel Yöntem ve Atık Yönetimi Uygulaması Sonuç Karşılaştırmaları 5000,00 4500,00
Atık Miktarları (Ton)
4000,00 3500,00
3000,00 2500,00 2000,00 1500,00 1000,00 500,00 0,00
Kuyu#Ö4
Kuyu#Ö4
Kuyu#Ö2
Kuyu#Ö2 Kuyu#S20 Kuyu#S20 Kuyu#S24 Kuyu#S24
Kuyular (Geleneksel vs Atık Yönetimi) Sondaj Kesintisi(Ton)
Atık Su(Ton)
Kesinti İle Kaybedilen Sondaj Sıvısı(Ton)
Özelliğini Kaybetmiş Sondaj Akışkanı (Ton)
Geleneksel Yöntem ile Oluşan Atık Tonaj Dağılımları
904,61; 27%
648,17; 19%
653,27; 20%
1157,26 ; 34%
Sondaj Kesintisi(Ton) Atık Su(Ton) Kesinti İle Kaybedilen Sondaj Sıvısı(Ton)
Atık Yönetimi ile Oluşan Atık Tonaj Dağılımları 42,89; 148,89; 5% 18%
0,00; 0%
653,27; 77%
Sondaj Kesintisi(Ton) Atık Su(Ton) Kesinti İle Kaybedilen Sondaj Sıvısı(Ton)
Tablo II Geleneksel Yöntem ve GEOS Enerji Atık Yönetimi ile Yapılan Sondajlarda Oluşan Atıklar Tonajları ve Dağılımları
83
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 5. KATKILAR Sis Enerji A.Ş.’ye bu projenin uygulanması için verdiği destekten dolayı teşekkür ederiz. 6. i. ii.
iii.
iv.
84
BAŞVURULAR Engineers, A.A.o.D. (1999) Shale Shaker and Drilling Fluids Systems. Landis, C.R., Collins, R.P., Anderson, E.A., Donald, D.M., Pullman, D.G. and Woods, R.H. (2013) Novel injection flocculation and compression dewatering unit for solids control and management of drilling fluids and methods relating thereto. Mpofu, P., Addai-Mensah, J. and Ralston, J. (2004) Flocculation and dewatering behaviour of smectite dispersions: effect of polymer structure type. Minerals Engineering 17(3), 411-423 http://www.tpao.gov.tr/tp5/docs/rapor/sektorrapor_2806.pdf
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL TESİSLERDE YANGIN GÜVENLİĞİ Teoman ŞAHİN A Yangın Yavuz Sultan Selim Cad.No.81 Ayrancılar - Torbalı / İZMİR (kurumsaliletisim@ayangin.com)
85
86
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL TESİSLERDE YANGIN GÜVENLİĞİ Teoman ŞAHİN A Yangın, Yavuz Sultan Selim Cad.No.81 Ayrancılar - Torbalı / İZMİR (kurumsaliletisim@ayangin.com)
ÖZ 21. yüzyılla birlikte inşaat, sanayi, çevre, enerji, otomotiv ve diğer sektörler büyük bir hızla büyürken risk faktörleri de aynı hızla arttı. Son zamanlarda haberlerde çokça rastladığımız yangın da bu risk faktörlerinin başında olup en tehlikeli risk sınıfına girmektedir. Bu yüzden yangından korunmak ve yangınla başa çıkmak çok büyük bir önem taşımaktadır. Yangın ve patlamalara karşı alınması gereken yangın güvenlik önlemleri Jeotermal Enerji Santralleri için de kritik önem taşıyan, olmazsa olmaz yapı taşıdır. Tüm işletmelerde, önemli olan üretimin sürekliliği ve verimliliğiyse de üretimin durmasına yol açacak yangın gibi bir felaketin ortaya çıkaracağı zarar, yangın korunum sistemlerine yapılacak olan yatırımın yanında çok daha pahalıya mal olacaktır. Bu çalışmanın amacı, enerji santrallerinin canlı oldukları süre içinde yönetiminde ve işletmesinde yangın güvenliğini sağlamak ve sürdürmek için gerekli şartların nasıl karşılanacağına dair senaryolar üzerinden; yangından korunma, yanıcı maddelerin ve ateşleme kaynaklarının kontrolü, manuel yangınla mücadele, eğitim gibi konular hakkında bilgi vermektir. Biz yangını önlemenin ve durdurmanın yangını tanımaktan geçtiğine inanıyor ve bu minvalde çözüm süreçleri geliştiriyoruz. Asıl amacımız hayat kurtarmak tabiri caizse ‘hayatı kurtarmak’ çünkü yangının yıkıcılığını biliyoruz. Anahtar Kelimeler: jeotermal soğutma sistemleri, jeotermal yangın güvenliği, yangın güvenlik sistemleri, jeotermal tesislerde yangın korunumu, jeotermal tesis korunumu
87
88
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
DÜNYADA KIZGIN KURU KAYA (HDR) PROJELERİ VE TÜRKİYE’NİN MUHTEMEL HDR ALANLARI İnanç Alptuğ Hıdıroğlua, Mahmut Parlaktunaa Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü (inanc@metu.edu.tr)
a
89
90
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
DÜNYADA KIZGIN KURU KAYA (HDR) PROJELERİ VE TÜRKİYE’NİN MUHTEMEL HDR ALANLARI İnanç Alptuğ Hıdıroğlua, Mahmut Parlaktunaa Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü (inanc@metu.edu.tr)
a
ÖZ Dünya genelinde temiz ve yenilenebilir enerji kaynaklarına verilen önem her geçen gün artmaktadır. Bu artışın önemli nedenlerinden biri, endüstri devriminden günümüze, enerji ihtiyacımızı karşılamak amacıyla artan miktarlarla kullandığımız fosil yakıtların bir süre sonra tükenecek olmasıdır. İnsanlığın var olmaya devam edeceği muhtemel süreye bakıldığında, bu tükenmenin “göreceli” çok yakın bir gelecekte olacağını söylemek yanlış olmayacaktır. Verilen önemin artmasının bir diğer önemli nedeni ise, fosil yakıtların kullanımıyla açığa çıkan sera gazlarının dünyamıza verdiği hasarın boyutlarının ciddi boyutlara ulaşmasıdır. Atmosfere salınan sera gazı miktarının azaltılarak vereceği uzun vadeli etkilerin hafifletilmesi yanı sıra her geçen gün artmakta olan küresel enerji ihtiyacının karşılanması için uzun süreli ve sürdürülebilirliği yüksek çözümler bulmak gerekmektedir. Bulunacak çözümlerde güneş, rüzgar ve jeotermal gibi kaynağına bir ücret ödemediğimiz ve tükenmeyecek enerji kaynakları büyük önem taşımaktadır. Yerkürenin barındırdığı ısı enerjisi, diğer bir deyişle jeotermal enerji, büyüklüğü göz önüne alındığında devasa boyutlarda bir enerji kaynağıdır. Jeotermal enerjiyi kendi içerisinde sınıflandırmak da mümkündür. Bu enerjinin çok az bir kısmı sığ, geçirgenliği yüksek akiferlerde; buna karşın, çok büyük bir kısmı Kızgın Kuru Kayalarda depolanmıştır. Gözeneklilik, geçirgenlik ya da ısıyı yeryüzüne taşıyacak bir akışkan içermeyen, diğer bir deyişle geleneksel tanıma uymayan, bu rezervuarlardan enerji üretimi yapabilmek için öncelikle, mühendislik yöntemleri kullanılarak “geleneksel” tanımlamalara uyan bir rezervuar yaratılması gerekmektedir ve enerjinin yeryüzüne çıkarılması yaratılan rezervuara enjekte edilen akışkan ile sağlanmaktadır. HDR rezervuarlarından enerji üretilebileceği fikri ilk olarak 70’li yılların başında ortaya atılmıştır. Enerji üretimine yönelik araştırmalar Fenton Hill (ABD) sahasında Los Alamos Ulusal Laboratuvarı tarafından yürütülen projelerle başlamış ve 20 yıldan fazla bir süre boyunca devam etmiştir. Sonrasında HDR projeleri dünya üzerinde pek çok ülkede günümüze kadar araştırma ve geliştirme projeleri olarak, üretim testleri yapılarak devam etmiştir. Ülkemiz açısından düşünüldüğünde, coğrafi konumu sebebiyle önemli genç ve aktif faylara sahip olan ülkemiz yüksek jeotermal enerji potansiyeline sahiptir. Sahip olduğumuz bu potansiyelin, ülkemizin enerjide dışa bağımlılığını azaltmak adına iyice araştırılması ve anlaşılması önemlidir. Bu araştırmaların HDR’den enerji üretiminin yollarının aranmasına yönelik olması da büyük önem teşkil etmektedir. Yapılan bu çalışmaların modelleme ile bilgisayar ortamında test edilmesi ve saha çalışmalarıyla desteklenmesi gerekmektedir.
91
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Bu çalışmada HDR’nin tanımı yapılmış, İyileştirilmiş Jeotermal Sistemler (EGS) ile HDR rezervuarları arasındaki temel farklar belirtilmiş, HDR projelerinin tarihsel gelişimi ve güncel durumu üzerinde durulmuş ve ülkemizin jeotermal geleceği açısından muhtemel EGS ve HDR alanları gösterilmiş ve bu kaynaklardan enerji üretiminin ülkemiz açısından uygulanabilirliğinin anlaşılması için yapılması gereken çalışmalardan bahsedilmiştir. Anahtar Kelimeler: İyileştirilmiş Jeotermal Sistemler, Jeotermal Enerji, Kızgın Kuru Kaya, Yenilenebilir Enerji Kaynakları
92
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
WORLD-WIDE HOT DRY ROCK (HDR) PROJECTS AND TURKEY’S POTENTIAL HDR SITES İnanç Alptuğ Hıdıroğlua, Mahmut Parlaktunaa Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü (inanc@metu.edu.tr)
a
ABSTRACT The importance given to clean and renewable energy sources is increasing day by day. One of the important reasons for this increase is that the fossil fuels that we use with increasing amounts to meet our energy needs from the industrial revolution to the present will deplete after a while. When the possible time period in which humanity will continue to exist is considered, it will not be wrong to say that this depletion will be in the very near future. Another important reason is that the extent of damage caused by the use of fossil fuels is reached to a serious level. Not only to reduce the long-term impacts of greenhouse gas emissions to the atmosphere but also to meet the increasing global energy needs, it is necessary to find long-lasting and sustainable solutions. In the solutions to be found, energy sources such as solar, wind and geothermal, which we do not pay any money to the source and which will not run out, are of great importance. The heat energy contained in the Earth, in other words geothermal energy, is a huge source of energy when its size is considered. It is also possible to classify geothermal energy in itself. Very few of these energy is in shallow, permeable aquifers; however, a very large proportion of this energy is stored in HDR. In order to produce energy from these reservoirs, which is not porous, nor permeable and not contain any fluid to carry heat to the earth, an artificial reservoir must be created by using engineering methods, and the carrying of energy to the earth is provided by the injected fluid into the created reservoir. The idea to produce energy from HDR reservoirs was first put forward in the early 70s. Research on energy production began in Fenton Hill (USA) and the projects carried out by the Los Alamos National Laboratory and continued more than 20 years. Afterwards, HDR projects have been carried out in many countries around the world as research and development projects and production tests have continued. Considering our country, which has important young and active faults due to its geographical location, has a high geothermal energy potential. It is important to understand and explore this potential by conducting research projects in order to reduce the foreign-energy dependency of our country. These projects have also great importance to find the ways for producing energy from the hot dry rocks. These studies should be tested by modelling and supported by field studies. In this study, the definition of hot dry rock and the differences between enhanced geothermal systems (EGS) and HDR reservoirs were given. Historical development of HDR and current prospect all around the world were discoursed. In addition, possible fields for future projects were showed. Finally, the studies need to be done to understand the energy production potential of our country were explained.
93
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Keywords: Enhanced Geothermal Systems, Geothermal Energy, Hot Dry Rock, Renewable Energy Sources
94
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Giriş Yerkürenin barındırdığı ısı enerjisi, diğer bir deyişle jeotermal enerji, büyüklüğü göz önüne alındığında devasa boyutlarda bir enerji kaynağıdır. Ülkemiz açısından düşünüldüğünde, coğrafi konumu sebebiyle önemli genç ve aktif faylara sahip olan ülkemiz yüksek jeotermal enerji potansiyeline sahiptir. Bu enerjinin bir kısmı sığ, geçirgenliği yüksek akiferlerde; buna karşın çok büyük bir kısmı düşük geçirgenliğe sahip ve ısıyı yeryüzüne ekonomik olarak taşıyacak akışkanın olmadığı, diğer bir deyişle geleneksel olmayan, rezervuarlarda depolanmıştır. Hillis ve arkadaşları (2004) yaptıkları bir çalışmada bu enerji kaynağının piramitsel gösteriminin petrol için kullanılan gösterime benzeyebileceğini belirtmiştir (Şekil 1).
Şekil 1: Petrol ve jeotermal kaynaklarının piramitsel karşılaştırmalı gösterimi. Hillis ve arkadaşlarından (2004) uyarlanmıştır.
Şekle göre, en tepede çıkarılması kolay ama miktar olarak çok kısıtlı olan sığ, yüksek geçirgenliğe sahip sıcak akiferler bulunmaktadır. Aşağılara doğru inildikçe enerji kaynağının miktarı artmaktadır ancak bununla beraber üretilebilmesi için uygulanması gereken mühendislik yöntemleri de karmaşıklaşmaktadır. Enerji Bakanlığı’nın Haziran 2018 verilerine göre, piramidin tepe kısmından elde ettiğimiz elektrik enerjisi kurulu gücü 1.14 GW’a ulaşmıştır. Fakat hem piramidin bu kısmından elde edilebilecek enerji miktarının kısıtlı olması hem de zaman içinde tükettiğimiz miktar göz önüne alındığında, piramidin aşağı bölgelerinin de araştırılması ülkemiz açısından büyük önem taşımaktadır. Çünkü ancak bu sayede jeotermal enerjide sürdürülebilirliğin devamı ve özellikle de ülkemizin enerjide dışa bağımlılığının azalması sağlanabilir. Petrol aramacılığında yaşanan teknolojik gelişmeler sonucu birer enerji kaynağı haline gelen piramidin aşağı kısımları göz önüne alındığında, aynı durumun ilerleyen yıllarda jeotermal enerji için de olacağı açıktır. Ülkemiz 2004 yılından itibaren hız verdiği jeotermal enerji aramaları ile dünyada sayılı ülkeler arasına girmeyi başarmıştır. Geçtiğimiz 14 yıllık süreç, arama, sondaj ve üretim süreçlerinin görece kolay olduğu sığ rezervuarların devreye alındığı bir süreci işaret etmektedir ve bu kaynakları enerji eldesi için kullanmaya devam edebileceğimiz süre düşünüldüğünde göreceli olarak çok kısa olduğunu söylemek yanlış olmayacaktır. Bu sebeple, jeotermal enerjide gelecek senaryolarımızın ülkemizin sahip olduğu ısı kapasitesini düzgün planlanmış, gelişmiş ve etkin yaklaşımlarla kullanmak üzerine olması gerektiği
95
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ tartışmasız bir gerçektir. Ülkemizin bulunduğu coğrafi konum ve yeraltı özellikleri sebebiyle piramidin aşağı kısımları gelecekte ülkemiz için birer enerji kaynağı olabilir. Her geçen gün artan enerji ihtiyacı da piramidin aşağı kısımlarından enerji eldesinin yollarının aranmasını zorunlu hale getirmektedir. Neyse ki, gelişen teknolojik imkanlar da bu süreci kolaylaştırmaktadır. Türkiye’nin jeotermal sahalarının sıcaklık gradyan değerleri kimi bölgelerde 100℃/km’ye kadar yükselmektedir. Bu yüksek değer, derinlerde HDR ve kızgın ıslak kaya (HWR) gibi piramidin alt kısmında yer alan enerji kaynaklarının bulunma ihtimalini arttırmaktadır. Bu yüzden, bu alanların aranması, belirlenmesi ve enerji eldesi için kullanılabilirliğinin araştırılması için çalışmalar yapılması önem teşkil etmektedir. Bu bildirinin ilk bölümünde HDR kavramının tanımı yapılmış, şimdiye kadar gerçekleştirilen önemli birkaç proje örnek olarak verilmiş ve gerçekleştirilen projelerin ortak özellikleri gösterilmiştir. İkinci bölümünde ülkemizde bu tipte kayaç bulunabilecek alanlar, günümüze kadar yapılan çalışmalardan yola çıkılarak, gösterilmiştir. Bildirinin son bölümünde ise HDR’nin ülkemizde uygulanabilirliğinin araştırılması için yapılması gereken araştırma-geliştirme çalışmalarından bahsedilmiştir. HDR Kavramı Jeotermal sistemlerin çeşitliliği geçmişten bugüne kadar geçen sürede artmıştır. İlk başlarda 400m’den derin olan sistemler “derin jeotermal sistemler (deep-geothermal systems)” olarak tanımlanmakta; hidrotermal (hydrothermal) ve petrotermal (petrothermal) olarak iki ana başlık altında sınıflandırılmaktaydı (Breede, Dzebisashvili, & Falcone, 2015). İlk grup doğal çatlaklı ve geçirgen bir rezervuarın, bir ısı kaynağının ve ısıyı yüzeye taşıyacak bir akışkanın olduğu jeotermal sistemleri belirtmekteydi. İkinci grup ise sadece ısı kaynağının olduğu sistemleri belirtmekte ve bu grup jeotermal sistemlerden enerji üretimi için rezervuarın yapay olarak yaratılması ve ısıyı yeryüzüne taşıyacak akışkanın sisteme enjekte edilmesi gerekmekteydi. Daha sonra, 1970’lerin başında, yüksek sıcaklığa sahip ancak kuru ve rezervuar özelliği göstermeyen kayaçların tanımlaması için kızgın kuru kaya (Hot dry rock – HDR) literatüre girdi (Cummings and Morris, 1979; Tester v.d., 1987; Potter v.d., 1974). Ancak sonradan yapılan derin jeotermal sondajlarında derin kayaçların hepsinin ilk başta yapılan tanımın aksine kuru ve geçirimsiz olmadığı anlaşıldı. Bunun sonucunda petrotermal sistemin tanımı genişledi ve kızgın ıslak kaya (hot wet rock – HWR) ve kızgın çatlaklı kaya (hot fractured rock – HFR) tanımları literatüre girdi (Duchane, 1998; Genter v.d., 2003). Takip eden yıllarda, aslında petrotermal sistemlerle alakalı olan ama hidrotermal sistemler için de kullanılmasında bir beis olmayan iyileştirilmiş jeotermal sistemler (enhanced geothermal systems – EGS) ya da tasarlanmış jeotermal sistemler (engineered geothermal systems) tanımı yapıldı (MIT, 2006; AGRCC, 2010; Williams et al., 2011; BMU, 2011). MIT’nin (2006) yaptığı tanıma göre ekonomik olarak enerji üretebilmesi için dışarıdan bir müdahalede bulunulmuş düşük gözeneklilik ve geçirgenliğe sahip jeotermal kaynaklar iyileştirilmiş jeotermal sistemler olarak nitelendirilmekteydi. Sonuç olarak kızgın kuru kaya olarak ortaya çıkan ilk tanım, evrilmiş, gelişmiş, yeni bulunan sistemleri tanımlayabilmek adına alt ya da yan başlıklara ayrılmıştır. Bugün, geçmişten bu zamana kadar yapılan HDR projelerine bakıldığında bir projenin içerisinde HDR, HWR ve HFR’nin aynı anda ayrı ayrı rezervuarlarda bulunabildiği görülecektir. Bu
96
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ yüzden bu sistemlerin tanımlarını, EGS’in tüm bu kavramları kapsayan bir ana başlık gibi olduğunu bilmek yapılacak projelerde tasarımın doğru yapılması ve projenin sağlıklı devam etmesi adına önemlidir. HDR Kavramının Tanımı HDR kavramı ilk olarak 70’li yılların başında Los Alamos Ulusal Laboratuvarında görevli bilim insanları tarafından ortaya atılmıştır. Yapılan ilk tanımlama, başlangıçtaki araştırmalarla ortaya çıkan sonuçlardan yola çıkılarak yapılmıştır. Bu sonuçlar: (1) Derin Rezervuar, >4000m. (2) Rezervuarın sahip olduğu yüksek sıcaklık sebebiyle kuru –ısıyı yüzeye taşıyacak akışkan içermeyen-. (3) Geçirimsiz kaynak kaya. Bu sonuçlar ışığında HDR’nin tanımını, gözeneklilik, geçirgenlik ve ısıyı yeryüzüne taşıyacak bir akışkan içermeyen kaynak kayalara kızgın kuru kaya denir, şeklinde yapabiliriz. Ancak yıllar içerisinde yapılan farklı sahalardaki çalışmalardan elden edilen sonuçlar göz önüne alındığında, Brown’un (1974) yaptığı tanıma benzer şekilde yapılan tanımın çok keskin ve dar bir çerçeve ile HDR’yi tanımladığı görülmüştür. Bu tanımın yerine, belli ölçütleri kapsayan ama her ölçütü aynı anda kapsamasına zorlanmayan, daha geniş bir tanımlama kullanabiliriz. Morton’un (1983) yaptığı tanımlamaya benzer şekliyle örnek vermek gerekirse, sıcaklığı 200 ℃’yi aşan, ısıyı yeryüzüne ekonomik olarak taşıyacak miktarlarda akışkan içermeyen, düşük geçirgenlik değerlerine sahip, uygun derinlikteki –genelde 1km’den derin- kaynak kayalar HDR olarak adlandırılabilir. Bu hem kavramın kapsayıcılığının artması hem de her farklı kayaca yeni tanımlama yapılması sonucunda ortaya çıkan kirliliğin ve kafa karışıklığının azaltılması açısından da önemlidir. İlk başta jeotermal bir sistem olarak nitelenemeyecek olan HDR’yi jeotermal enerji kaynağına dönüştürebilmek için bir dizi işlem yapılması gerekmektedir. Bu işlemlerin ilki, uygun bulunan noktadan ilk kuyunun kazılmasıdır. Sonrasında enjeksiyon kuyusu olarak kazılan bu kuyudan yüksek basınçta su basılarak aşağıda yeterli büyüklükte, çatlaklı yapıda, rezervuarın oluşması sağlanır. Jeofizik yöntemleri kullanılarak rezervuarın boyutları anlaşıldıktan sonra da üretim kuyuları kazılarak aşağıda bir “kapalı devre” yaratılır ya da yaratılmaya çalışılır (Şekil 2). Rezervuarın sahip olduğu ısıyı yüzeye taşıyacak bir akışkanın olmadığı bu sistemde ısı transferi yüzeyden rezervuara gönderilen su ile sağlanabilir. Bunun yanında, atmosferdeki sera gazlarının miktarının azaltılmasına yardımcı olmak adına, CO2 de HDR sistemlerinde akışkan olarak kullanılabilir (D. W. Brown, 2000; Ziegler, 2011). Böylelikle rezervuarda çözünme ve çökelme kaynaklı iletim kanallarının tıkanmasının, ısı transferinin gerçekleştiği alanın azalmasının ve akışkan kayıplarının önüne geçilebilir. Şekil 2: Kızgın kuru kaya sisteminin şematik gösterimi 97
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Dünyada HDR Çalışmaları 1974-1995 yılları arasında başta ABD olmak üzere, İngiltere, Japonya, Fransa ve İsveç gibi gelişmiş ülkeler kendi ülkelerinde test amaçlı ya da pilot ölçekte birçok HDR projesi gerçekleştirmiştir. Yapılan bu çalışmaların genel amacı: (1) muhtemel HDR alanlarının büyüklüğünün ve ulaşılabilirliğinin belirlenmesi, (2) bu kayaçlardan ekonomik olarak enerji eldesi için gerekli mühendislik yaklaşımlarının saptanması ve geliştirilmesi ve (3) orta-uzun vadeli çevresel sonuçlarının değerlendirilmesiydi. 1990-2000 yılları arasında bu alanda yapılan çalışmalar duraksama yaşamışsa da, 2001 yılından itibaren araştırma-geliştirme çalışmalarına ABD, Almanya, Avusturalya, İsviçre, Güney Kore, Türkiye ve Çin tarafından yeniden başlanmıştır. HDR’den enerji elde etme fikri ilk kez 1970’lerin başında, Los Alamos Ulusal Laboratuvarında görevli bilim insanları tarafından ortaya atılmıştır. Fikrin ortaya atılmasından birkaç yıl sonra ilk saha uygulaması 1974 yılında Fenton Hill’ de uygulanmıştır. Fenton Hill HDR projesinin devam ettiği yaklaşık 20 yıllık süre zarfında iki farklı rezervuar oluşturulmuştur. Faz I ve Faz II olarak adlandırılan bu rezervuarların derinlikleri ve rezervuar sıcaklıkları sırasıyla 2900m, 3600m ve 180℃, 240℃’dir (~65℃/1km). Faz I’de çalışmalar 1974-1980 yılları arasında devam etmiş ve . ilk kuyu (GT-2) yaklaşık 2900m derinlikte kazılmıştır. Hidrolik çatlatma ile rezervuarın yaratılmasının ardından ikinci kuyu (EE-1), GT-2 ile kesişecek şekilde yönlü kazılmıştır. Akabinde yapılan akış testleriyle iki kuyunun birbiri ile bağlantısının düşük seviyelerde (~0.06 L/s) olduğu görülmüş, sonradanyapılan ilave sondaj çalışmaları ve hidrolik çatlatmalarla beraber iki kuyu arasında yeterli akış sağlanmıştır. Faz I’de pek çok üretim testi yapılmış, bu testlerden son test hariç diğerlerinde kısıtlı üretim, hızlı soğuma, yüksek akış empedansı gibi sorunlarla karşılaşılmıştır. 1980 yılında yapılan son üretim testinde sabit 5.7L/s üretim debisiyle, 159℃’den başlayıp 149℃’ye düşen yüzey suyu sıcaklığı elde edilmiştir. Yapılan simülasyon ve modelleme çalışmalarıyla Faz I rezervuarının büyüklüğünün, 600.000 m3’lük çatlaklı hacmiyle, ekonomik olarak üretim yapılabilecek büyüklüğün altında olduğu görülmüş, Faz II’nin çalışmalarına 1979 yılında başlanmıştır. Faz II rezervuarı oluşturulurken amaç, birden çok katmanın çatlatılmasıyla yüzey alanı daha büyük bir rezervuar oluşturulmasıydı. Bunun için 19801984 yılları arasında pek çok hidrolik çatlatma operasyonu yapılmış ve . rezervuarın büyüklüğü yapılan modelleme çalışmalarıyla belirlenmiştir. Buna göre rezervuarın toplam büyüklüğünün 20.000.000 m3, ısı transferi için akışın gerçekleşeceği toplam hacmin büyüklüğünün ise ~8.000.000 m3 olduğu görülmüştür (Duchane & Brown, 2002). Fenton Hill HDR projesinde her bir fazda yaklaşık bir yıllık sürelerde üretim testleri yapılmış, üretilen enerjinin miktarı, çok küçük –bir bahçe hortumundan daha az miktarlarda- akışkan kayıplarıyla 10MW’a kadar çıkmıştır (Abé, Duchane, Parker ve Kuriyagawa, 1999). Sonuç olarak, Fenton Hill’de 20 yılı aşkın süre boyunca yapılan çalışmalar ışığında HDR’nin uygun mühendislik yöntemleri kullanıldığında enerji üretimi için uygun olabileceği sonucuna varılmıştır (D. Brown, 1995). Bir başka önemli HDR projesi Fransa’da Strazburg’un 50km kuzeyinde, Rhine Grabeni’nin Batı ucundaki Soultz HDR Projesi’dir. Projenin yürütüldüğü saha eski bir petrol sahası içerisinde yer almaktadır ve seçilmesinin ana nedeni petrol kuyularında gözlemlenen yüksek sıcaklık anomalileridir. Proje 1987 yılında 2000m derinlikte GPK-1 kuyusunun
98
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ kazılmasıyla başlamıştır. 1992 yılında GPK-1 kuyusu 3600m’ye derinleştirilmiştir. Daha sonra, 1995 yılında GPK-2 kuyusu 3900m derinlikte ve GPK-1 kuyusuna yaklaşık 500m uzaklıkta kazılmıştır. 1997 yılında 4 aylık üretim testi 140℃ yüzey suyu sıcaklığıyla hiçbir su kaybı olmadan –- gerçekleştirilmiş ve Soultz’un bir HDR sistemi olduğu burada kanıtlanmıştır. Üretim testi sonunda yapılan hesaplamalarla suyun rezervuara basılması ve üretilmesi için harcanan enerjinin 250 kWe, sahanın üretim kapasitesinin ise 10 MW olduğu ancak ekonomik olarak üretimin devam ettirilebilmesi için yüzey suyu sıcaklığının 180℃ olması gerektiği ortaya konmuştur. Bu yüzden 1999 yılında GPK- 2 kuyusu ~5000m’ye derinleştirilmiş ve 200℃ taban sıcaklığı ve 175℃ yüzey suyu sıcaklığı elde edilmiştir. Yapılan üretim testlerinden sonra projenin genişletilmesine karar verilmiştir. Bununla birlikte yeni kuyuların kazılması, var olan kuyuların tekrar hidrolik çatlatma ile stimüle edilmesi gibi bir dizi faaliyette bulunulmuştur. GPK-3 ve GPK-4 kuyuları da bu kararla beraber kazılmıştır. Yapılan hidrolik çatlatma operasyonlarının ardından bu yeni rezervuarın geçirgenlik değerlerinin normalden fazla olduğu görülmüş ve aşağıda doğal çatlaklı bir yapının da olduğu anlaşılmıştır. Bunun sonucunda Soultz projesi HDR projesi olmaktan çıkmış ve HDR ile kızgın çatlaklı kayanın (HFR) aynı saha içerisinde bulunduğu karma bir yapı haline gelmiştir. Sonuç olarak Soultz’da yaklaşık 25 yıl boyunca yapılan çalışmaların ışığında, 2011 yılında ticari amaçlı enerji üretimine geçilmesi uygun görülmüş ve 2.5 MW’lık bir santral kurulmuştur (He, Zhang, Feng, Ding, & Li, 2018; Muller, 2009; Tenzer, 1998). Yukarıda Fenton Hill ve Soultz HDR projeleri kısaca özetlenmiştir. Verilen bu iki büyük proje örneğine ek olarak dünya genelinden farklı HDR/HWR projelerini örneklemek de mümkündür ancak her birini ayrı ayrı özetlemek bu çalışmanın sınırları dışına çıkmaktadır. Bu sebeple, okuyucuya bir başlangıç noktası gösterebilmek amacıyla Tablo 1’de farklı projeler gösterilmiştir. Tablo 1: Dünya genelinden HDR projeleri
Proje İsmi Fenton Hill, New Mexico, ABD Rosemanowes, Cornwall, İngiltere Hijiori, Japonya Soultz, Fransa Ogachi, Japonya Desert Peak, ABD Cooper Basin, Avusturalya
Proje Dönemi 1972-1996 1978-1991 1985-2002 19871989-2001 2001-2013 2003-2013
Rezervuar Derinliği (km) 4.2 2.2 2.2 5.0 1.0 2.4 4.9
Rezervuar Sıcaklığı (℃) 320 85 270 200 250 204 270
Türkiye’nin HDR Potansiyeli ve Muhtemel Uygun Alanlar Ülkemizde 2010 yılına kadar herhangi bir HDR projesi yapılmamasına rağmen uygun alanların araştırılması için jeolojik ve jeofizik çalışmalar yapılmıştır. Yapılan sondaj çalışmalarında görülen rekor sıcaklık değerleriyle, ülkemizin HDR projeleri için uygun alanları olduğu görülmüştür (Şekil 3). 2010 yılında ise Türkiye’nin ilk HDR projesinin araştırma-geliştirme faaliyetlerine İzmir Dikili’de başlanmıştır. HDR projeleri için öncelikli
99
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ olarak kabuk incelmesinin, aktif magma hareketlerinin ve granitik sokulumlarımların olduğu uygun sıcaklıktaki ortamların bulunması gerekir. Ülkemiz açısından düşünüldüğünde bu ortamlar kabuk incelmesinin olduğu Batı Anadolu Bölgesi, Orta ve Doğu Anadolu Bölgesindeki stratovolkanların çevresi ve ülkemizde bulunan granitik sokulumlar uygun alanları oluşturmaktadır (Burçak, 2015).
Şekil 3: Türkiye'de muhtemel HDR alanları. Mavi işaretler volkanik dağları, siyah işaretlemeler HDR projeleri için uygun olabilecek alanları temsil etmektedir.
Bu alanlardan Batı Anadolu bölgesi hali hazırda jeotermal enerji üretiminin aktif olarak yapıldığı en önemli bölgedir. Bölgede sondaj faaliyetlerinde bulunulan Denizli-Kızıldere, Sultanhisar, Salavatlı, Germencik, Gümüş, Manisa-Alaşehir Kavaklıdere, AlaşehirPiyadeler, Alaşehir-Alhan, Alaşehir-Badınca, Kemaliye, Caferbeyli, Alaşehir-Köseali sahalarından elde edilen kuyu dibi sıcaklık verileri incelendiğinde bu bölge için, derinlere inilmesi durumunda HDR projelerinin uygulanması için uygun sıcaklık değerlerinin elde edilebileceği anlamına gelmektedir. HDR potansiyeli anlamında fayda sağlayacak bir diğer bölge de Kuzeybatı Anadolu’dur. Jeotermal kaynakların farklı sıcaklık dağılımları gösterdiği bu bölgede, Çanakkale çevresinde orta- yüksek sıcaklıklı jeotermal kaynaklar bulunmaktadır. Yine bu bölgede yapılan sondaj faaliyetleriyle elde edinilen veriler ışığında bölgede derinlere inildiğinde HDR için uygun sıcaklıkta kayaçların bulunabileceği düşünülmektedir. AR-GE Çalışmaları HDR rezervuarlarından enerji üretiminin yapılabilmesi için gereken çalışmaları 3 farklı faza ayırıp ayrı ayrı değerlendirmek, hem sürecin sadeleşmesi hem de ülkemizde yapılması gereken çalışmaların daha net anlaşılması açısından faydalı olabilir. Faz I, 200℃ üzerindeki rezervuar olabilecek olanların aranmasını ve keşfini kapsamaktadır. Faz II, uygun alan seçildikten sonra HDR sisteminin oluşturulması için uygulanması gereken bütün mühendislik yaklaşımlarını kapsar. Örnek vermek gerekirse, hedeflenen derinliğe enjeksiyon kuyusunun kazılması, hidrolik çatlatma ile rezervuarın yaratılması ve boyutlarının belirlenmesi, üretim
100
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ kuyularının kazılması, farklı üretim senaryolarının performanslarının değerlendirilmesi, uzun dönem üretim testleri gibi daha da çeşitlendirilebilecek pek çok başlık Faz II’nin kapsamına girmektedir. Faz III, enerji üretebileceği ispatlanmış HDR sistemi için ticari ölçekli santral kurulumunda yapılması gereken çalışmaları kapsar. Ülkemiz açısından yukarıda anlatılan şekliyle düşünüldüğünde Faz I çalışmalarının uzun yıllardır devam eden sondaj faaliyetleri neticesinde büyük oranda tamamlandığını söylemek yanlış olmayacaktır. Ancak jeotermal faaliyetlerin olmadığı alanlarda da arama faaliyetlerinin yapılması alternatif alanlar bulunması açısından önem teşkil etmektedir. Faz II çalışmaları HDR projelerinde en uzun zamanı kapsayan ve en fazla harcamanın yapıldığı aşamadır. Burada saha ve modelleme çalışmalarının bir arada yürütülmesi harcanan zamandan ve de paradan tasarruf etmek adına önemlidir. Teknolojinin geldiği nokta düşünüldüğünde sahanın özelliklerini bilgisayar ortamına doğru yansıtan ve tutarlı sonuçlar veren modellerin yaratılması özellikle hidrolik çatlatma operasyonlarının doğru planlanmasında, üretim senaryolarının doğru değerlendirilmesinde ve rezervuar yönetiminin etkili ve efektif yapılmasında hayati öneme sahiptir. Neyse ki uzun süredir içinde bulunduğumuz faaliyetler düşünüldüğünde sahip olduğumuz tecrübe Faz II çalışmalarında da pek çok alanda tasarruf sağlamamıza yardımcı olacaktır. Faz III çalışmaları yukarıda da belirttiğimiz gibi üretime alınabilecek bir rezervuar için santral kurulmasını ve işletilmesini kapsamaktadır. Faz III her ne kadar en son aşama gibi görünse de aslında Faz II’de yapılan kimi çalışmaların tekrarını ve de devamını kapsayan bir aşamadır. Örnek vermek gerekirse, santralin kurulması sonrasında üretim sırasında farklı üretim senaryolarıyla rezervuarın performansının değerlendirilmesi, rezervuarın boyutlarının takip edilmesi, uzun dönem çevresel etkilerin takip edilmesi ve değerlendirilmesi gibi başlıkları Faz III’ün altında toplamak mümkündür. Sonuç ve Tartışma Çalışmada HDR kavramının tanımı Brown’a (1974) ve Morton’a (1983) göre ayrı ayrı yapılmıştır. HDR projelerinin ülkemizin enerjide dışa bağımlılığının azaltılması için önemi vurgulanmış ve dünyada gerçekleştirilen iki büyük proje fazla ayrıntıya girilmeden ana hatlarıyla özetlenmiştir. Örneklenen projelerin rezervuar özellikleri, kuyu derinlikleri ve kuyu dibi sıcaklıkları göz önüne alındığında ülkemizde de başarılı HDR projelerinin gerçekleşebileceği düşünülmektedir. Çalışmanın kapsamına girmediğinden Türkiye’de ki jeotermal sahalar detaylarıyla verilmemiştir. HDR projelerine uygun olabilecek başlıca birkaç alan özetlenerek belirtilmiştir. Bu alanlarda kazılacak derin kuyularda tahmini sıcaklık değerlerinin HDR projelerinin uygulanması için yeterli olabileceği görülmüştür. Türkiye’de bulunduğu coğrafi konum itibariyle HDR projeleri için pek çok uygun alanın olması kuvvetle muhtemeldir. Bu alanların araştırılması ve keşfi önemlidir. Araştırma faaliyetlerinden sonra bu alanlarda HDR projelerinin uygulanabilirliğinin anlaşılması için detaylı mühendislik çalışmalarının yapılması gerekmektedir. Yapılacak olan bu çalışmalarda kamu, özel sektör ve üniversitelerin iş birliği hayati öneme sahiptir. Ancak bu sayede ülkemizde jeotermal enerjinin sürdürülebilirliğinin sağlanabileceği unutulmamalıdır.
101
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Sonuç olarak, ülkemizin özellikle 2004 yılından bu zamana kadar jeotermal alanında biriktirdiği tecrübenin, yeni kaynakların enerji üretimine katılması için yapılması gereken çalışmalarda kolaylık sağlayacağı açıktır. Ancak yapılacak bu çalışmaların, dünya örneklemelerinde olduğu gibi, araştırma-geliştirme döneminde devlet tarafından desteklenmesi, bu projelerin başarıya ulaşması için gereklidir. Referanslar 1. Abé, H., Duchane, D.V., Parker, R.H. And Kuriyagawa, M., 1999. Present status and remaining problems of HDR/ HWR system design. Geothermics, v. 28, 573–590. 2. AGRCC: Australian Geothermal Reporting Code Committee: Geothermal lexicon for resources and reserves definition and reporting, 2nd edn. Australian Geothermal Reporting Code Committee, Adelaide, p. 67, 2010. 3. BMU: Tiefe Geothermie – Nutzungsmöglichkeiten in Deutschland, Beltz Bad Langensalza GmbH, BT Weimar, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Referat Öffentlichkeitsarbeit, Berlin, 2011. 4. Breede, K., Dzebisashvili, K., Liu, X., and Falcone, G.: A systematic review of enhanced (or engineered) geothermal systems: past, present and future, Geotherm Energ., 1, doi:10.1186/2195- 9706-1-4, 2013. 5. Breede, K., Dzebisashvili, K., & Falcone, G. (2015). Overcoming challenges in the classification of deep geothermal potential. Geothermal Energy Science, 3(1), 19–39. https://doi.org/10.5194/gtes-3-19-2015 6. Brown, D. (1995). The US Hot Dry Rock Program -- 20 Years, 2607–2611. 7. Brown, D. W. (2000). A Hot Dry Rock Geothermal Energy Concept Utılızıng Supercrıtıcal CO2 Instead Of Water Donald W . Brown Earth and Environmental Sciences Division Los Alamos National Laboratory, 1995(July 1995). 8. Burçak, M. (2015). Kızgın Kuru Kaya ( KKK ) Ve Geliştirilebilir Jeotermal Sistemler ( GJS ) Ve Türkiye’de Araştırmaya Uygun Bölgeler Hot Dry Rock ( HDR ) And Enhanced Geothermal Systems ( EGS ) And Favourable Regıons For Innovatıon In Turkey, 1–3. 9. Cummings, R. G. and Morris, G. E.: Economic modelling of electricity production from Hot Dry Rock geothermal reservoirs: methodology and analysis. EA-630, Research Project 1017 LASL (LA-7888-HDR). OSTI Information Bridge., http://www.osti.gov/bridge/servlets/purl/5716131-wg4gUV/native/5716131.pdf (last access: 31 May 2013), 1979. 10. Duchane, D.: The history of HDR research and development, in: Draft proceedings of the 4th international HDR forum, Strasbourg, 28–30 September 1998. 11. Duchane, D., & Brown, D. (2002). Hot Dry Rock ( HDR ) Geothermal Energy Research And Development At, (December), 13–19. 12. Genter, A., Guillou-Frottier, L., Feybesse, J.-L., Nicol, N., Dezayes, C., and Schwartz, S.: Typology of potential hot fractured rock resources in Europe, Geothermics, 32, 701–710, 2003. 13. He, Z., Zhang, Y., Feng, J., Ding, Q., & Li, P. (2018). An EGS Site Evaluation Method for Geothermal Resources Based on Geology , Engineering and Economic Considerations, (in 1974), 1–9.
102
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 14. Hillis, R. R., Hand, M., Mildren, S., Morton, J., Reid, P., & Reynolds, S. (2004). Hot dry rock geothermal exploration in Australia, application of the in situ stress field to hot dry rock geothermal energy in the Cooper Basin, (December 2015). 15. MIT (Massachusetts Institute of Technology), Tester, J. W., Anderson, B. J., Batchelor, A. S., Blackwell, D. D., DiPippo, R., Drake, E. M., Garnish, J., Livesay, B., Moore, M. C., Nichols, K., Petty, S., Toksöz, M. N., and Veatch Jr., R.W.: The future of geothermal energy – impact of enhanced geothermal systems on the United States in the 21st Century, US Department of Energy, Washington, D.C., complete report, 2006. 16. Muller, B. (2009). Numerical Simulation of a Hot Dry Rock Geothermal Reservoir in the Cooper Basin, South Australia, (January). 17. Potter, R., Robinson, E., and Smith, M.: Method of extracting heat from dry geothermal reservoirs, US Patent No. 3, 786–858, USA, Los Alamos, New Mexico, 1974. 18. Tenzer, H. (1998). Development of Hot Dry Rock Technology, 1–14. 19. Tester, J.W., Brown, D.W., and Potter, R. M.: Hot dry rock geothermal energy – a new energy agenda for the 21st century, Los Alamos National Laboratory report, LA11514- MS, US Department of Energy, Washington D.C., 1989. 20. Williams, C. F., Reed, J. J., and Anderson, A. F.: Updating the classification of geothermal resources, in: Proceedings of the thirtysixth workshop on geothermal reservoir engineering, Stanford University, Stanford, 31 January–2 February 2011. 21. Ziegler, M. (2011). The future of Hot Dry Rock Systems with CO 2 as a production fluid.
103
104
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
EFFECTS OF NCG-WATER MIXTURE REINJECTION ON SUSTAINABILITY OF GEOTHERMAL RESERVOIRS YOĞUŞMAYAN GAZ-SU KARIŞIMI ENJEKSİYONUNUN JEOTERMAL REZERVUARLARININ SÜRDÜRÜLEBİLİRLİĞİNE ETKİSİ
Eylem Kayaa, Dale Emet Altar b a
Department of Engineering Science, The University of Auckland, Private Bag 90210, Auckland b Philippine Geothermal Production Company Inc., 14/F 6750 Building Ayala Avenue, Makati City, Philippines e.kaya@auckland.ac.nz
105
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
EFFECTS OF NCG-WATER MIXTURE REINJECTION ON SUSTAINABILITY OF GEOTHERMAL RESERVOIRS Eylem Kayaa, Dale Emet Altar b a
Department of Engineering Science, The University of Auckland, Private Bag 90210, Auckland b Philippine Geothermal Production Company Inc., 14/F 6750 Building Ayala Avenue, Makati City, Philippines e.kaya@auckland.ac.nz
ABSTRACT Reinjection is an essential part of development of geothermal systems. The response of the reservoir to various reinjection strategies is strongly dependent on hydraulic communication between production and reinjection wells and rate of reinjection. This work provides a critical insight into how to design an optimum NCG (non-condensable gases) and water injection strategy for liquid dominated geothermal systems. A series of numerical models and various scenarios were used to assess the effect of NCG reinjection on energy recovery and forecast potential NCG breakthrough into production wells. The trapping mechanisms were also investigated by including the adsorption behaviour of CO2-H2Swater mixtures, as well as the chemical reactions between the fluid and the reservoir rocks. The results of the modelling studies showed that the effects of injection depend on the reinjection and production wells arrangement and the recharge conditions. The injection of CO2-water mixture helps to maintain the reservoir's pressure, but, at the same time, it may suppress natural hot recharge. The risk of leakage to the surface is very limited since the injected NCG remain in the liquid phase. Another potential impact of the co-injection of NCG is pH-lowering which may lead to improve reservoir permeability. Keywords: Geothermal, reservoir, NCG, reinjection, modelling
106
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
YOĞUŞMAYAN GAZ-SU KARIŞIMI ENJEKSİYONUNUN JEOTERMAL REZERVUARLARININ SÜRDÜRÜLEBİLİRLİĞİNE ETKİSİ Eylem Kayaa, Dale Emet Altar b a
Department of Engineering Science, The University of Auckland, Private Bag 90210, Auckland b Philippine Geothermal Production Company Inc., 14/F 6750 Building Ayala Avenue, Makati City, Philippines e.kaya@auckland.ac.nz
ÖZET Üretim akışkanlarının rezervuara geri basılması jeotermal sistemlerin sürdürülebilir bir şekilde işletilmesinde önemli yararlar sağlar. Rezervuarın çeşitli geri basma stratejilerine verdiği tepki üretim ve reenjeksiyon kuyuları arasındaki hidrolik iletişime bağlıdır. Bu bildiri sıcak suyun hakim oldugu rezervuarlarda NCG (yoğuşmayan gaz)-su karışımının rezervuara basılmasının tasarımlanmasındaki en dogru yaklaşımı kavramaya yönelik modeller sunar. Çalışmada NCGların geri basılmasının enerji kurtarımına etkisini değerlendirmek ve geri basılan akışkanın üretim kuyularına dönüşü olasılığını tahmin edebilmek için bir dizi sayısal model geliştirilmiştir ve bu modeller üzerinde çesitli senaryolar denenmiştir. Ayrıca CO2-H2S-su karışımının adsorpsion davranşı dikkate alınarak ve akışkan ve kayaç arasındaki kimyasal reaksiyonlar gözönüne alınarak NCGların kapanlanma mekanizmaları incelenmiştir. Modelleme çalışmalarının sonuçları geri basmanın etkisinin üretim ve enjeksiyon kuyularının düzenlemesine ve rezervuarın doğal beslenme koşullarına bağlı olduğunu göstermektedir. CO2-su karışımını rezervuara geri basmanin rezervuar basıncını korumada faydali olduğu, fakat aynı zamanda rezervuarın doğal geri beslenmesini baskılamasının sözkonusu oldugu görülmektedir. Geri basılan NCG, rezervuar akışkanı içerisinde çözünmüş halde bulunduğundan yüzeye sızma riski sınırlıdır. NCGların su ile birlikte basılmasının bir diğer potansiyel etkisi de CO2nun PH’i düşürücü özelliğinden dolayı rezervuar geçirgenliğini artırması olasılığıdır. Keywords: Jeotermal, rezervuar, NCG, CO2, geri basma, modelleme
107
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 1.Introduction Global warming is the biggest environmental challenge of our time with its effect on our climate, agriculture, ecosystems, infrastructure and health. The expected social and economic impacts of global warming at 1.5°C and 2.0°C above pre-industrial (1850–1900) levels was summarised by Dinh (2018). Due to these impacts, countries started to adopt legislative policies and procedures to reduce their emissions and ensure a climate-resilient future. Globally the energy production sector accounts for 78% of greenhouse gas emissions according to 2013 data (Stats NZ, 2018), while in Turkey 86.1% of total CO2 emission is due to the power and heat generation (TUIK, 2018). Geothermal is considered to be a clean and renewable energy source. However geothermal power production may result in some Non-Condensable Gases (NCG) such as CO2, H2S, NH3, H2, N2 and CH4. CO2 is the most dominant gas which is ~90 % of the total NCG by volume (Bertani and Thain, 2002), while H2S constitutes ~2 to 3%, and the other gasses constitute the remaining volume. Sustainable development of these resources requires methods and tools to control their environmental impacts. Reinjection is an important part of geothermal resource management, in particular, an essential part of sustainable and environmentally friendly geothermal fluid utilization. Returning some, or all, of the produced fluids back into the geothermal system helps with reservoir recharge, pressure support, and can be used to manage subsidence (Rivera Diaz et al., 2016). Table 1. Geothermal fields and their emissions kWh
108
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Table 1 summarises a survey of geothermal fields producing the highest CO2 emission data to date (Bravi & Basosi, 2014 ; ARPAT, 2014 ; Ármannsson, 2003; Aksoy et al., 2015; NZGA, 2016; Yuniarto et al. 2015; Sullivan & Wang, 2013). As can be seen in Figure 1 Kizildere and Omerbeyli fields emits at a higher rate of CO2 than the average for coal plants per kWh electricity generation. Although some geothermal fields in Turkey have existing facilities to capture the CO2 and market it as a chemical product, according to the report by Aksoy (2014), the production of usable CO2 in the region already exceeds demand, so the same methods of curtailment can no longer be applied to newer developments. Most of the highest field emissions in the data set belong to fields in Turkey and Italy, with a couple of fields from New Zealand (Ngawha and Ohaaki).
Figure 1 Comparison of CO2 gas emissions intensity (grams CO2e per kWh) with fossil fuel fired thermal plants NCG reinjection has been applied to geothermal reservoirs in few fields including: Hijiori, Japan (Yanagisawa, 2010); Ogachi, Japan (Kaieda et al., 2009); Hellisheidi, Iceland, (Alfredsson and Gislason, 2009), Coso, (Nagl, 2010; Sanopoulos and Karabelas, 1997) and Puna (Richard, 1990), USA. Injected NCG could be in the form of super critical fluid or dissolved in water (brine). Injection of NCG with brine is preferred than single phase NCG injection, because a brine-NCG mixture enhances residual trapping and avoids risk of gas leakage from the reservoir. There is also lower risk of salt precipitation due to formation dry-out (Hamidreza et al., 2015). At Hijiori, Ogachi, and Hellisheidi, NCG was dissolved in water at very low concentrations (0.01 to 3 % by weight) prior to injection. However CO 2 and cold-water breakthrough may result to reduce the lifetime of the geothermal production wells. Boiling point of the water containing CO2 is different from that of pure water. The presence of dissolved CO2 in water shifts the flashing point pressure of water and promotes boiling. Additionally the injection of NCG gases will promote water-rock interactions when water flows through a permeable matrix in a geothermal system. These chemical reactions could result to a variety of precipitation, dissolution and rock alteration patterns that can change the porosity and permeability of the rock matrix. The reinjection of NCGs requires reservoir modelling studies to understand the behaviour of injected gases in the reservoir, investigate trapping mechanisms and forecast possible
109
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ NCG breakthrough to production wells. In this paper, the following modelling studies were used to investigate the possible impacts of the effect of NCG injection in liquid dominated geothermal reservoirs. i) an existing computer model of the Wairakei-Tauhara field (O’Sullivan & Yeh, 2007), ii) an idealized numerical model developed by Kaya and O’Sullivan (2006) iii) a laboratory experiment conducted by Passarella et al. (2015) The models were setup with AUTOUGH2 (Yeh et al., 2012) (the University of Auckland version of TOUGH2 Pruess et al., 1999), ECBM-TOUGH2 (Zarrouk, 2008; Zarrouk and Moore, 2009) and TOUGHREACT (Xu et al., 2005). PyTough (Wellmann et al., 2012) and Tim (Yeh and Croucher, 2013) were used for data processing and visualisation. 2. Reinjection scenarios into Wairakei-Tauhara field In this section, with the scenarios summarized in Table 2. Our particular interest is to decide if injection of CO2 in the geothermal reservoir is feasible. Numerical model of Wairakei-Tauhara field was used as a case study. As shown in Table 2, for brine reinjection scenarios, the reinjection rates of 100%, 50% and 25 % of SGW (named as in100, in50 and in25 respectively) were used. Here the SGW represents the total amount of water produced from the separators (calculated by subtracting the amount of produced steam from the amount of total produced mass). For each brine reinjection scenario three different CO 2 content of reinjection fluid (10%, 5%, 1%) were tried. E.g. for the “10% CO2” scenario, the mass of injected CO2 was assumed to be 10% of injected SGW. The impact of various reinjection rates of SGW and CO2 on production enthalpy, steam production, reservoir pressure and flow of CO2 in the reservoir were investigated. The total reinjected water is distributed into the infield reinjection grid-blocks in proportion to their volumes. Injection of the steam condensate produced from the field was not considered in these scenarios. The enthalpy of the reinjection fluid was taken as 564.4 kJ/kg, corresponding to the average temperature of the fluid from the separators of about 134°C. Table 2 Summary of the reinjection scenarios used in the simulations Scenario name
Reinjection Strategy
BASE
Actual reinjection history (no reinjection for 40 years, followed by a small amount of reinjection for about the last 10 years. Infield injection of 25% SGW Infield injection of 50% SGW Infield injection of 100% SGW Mass of injected CO2 is 10% of injected SGW (for in25, in50, in100 scenarios) Mass of injected CO2 is 5% of injected SGW (for in25, in50, in100 scenarios) Mass of injected CO2 is 1% of injected SGW (for in25, in50, in100 scenarios)
in25 in50 in100 10% CO2 5% CO2 1% CO2
110
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ The areal and vertical locations of the injection are shown in Figure 2. The selection of the reinjection zone were based on studies by Kaya et al. (2011), considering permeability of injection zones and distance from the production area. Table 3 shows horizontal distances between the production and injection zones. Because of the permeable connection between these zones, the possibility of the rapid breakthrough of cool injected water is a major concern.
Poihipi Waist
Figure 2 Areal and vertical location of infield reinjection Table 3 Horizontal distances between the production and injection zones Production area Eastern Borefield Waist Poihipi Te Mihi Western Borefield
Closest and farthest distance from reinjection zone, m 0 - 1560 970 - 1210 1245 - 3810 1450 - 4700 2215 - 2860
2.1. Injection of SGW with 10% CO2 In this section, the impact of different rates of brine reinjection, with inclusion of 10%wt CO2, on production enthalpy, reservoir pressure, separated steam production and CO2 flow is discussed. Increasing the amount of brine injection resulted in higher reservoir pressures in both the Western and Eastern Borefields (Figure 3). Additional injection of CO2 further increased the reservoir pressure. In the Western Borefield, CO2 injection provided significant pressure support between 10 to 25 years of operation. However, after about 45 years, reservoir pressure with or without CO2 injection is the same. Although the Eastern Borefield is closer to the reinjection zones (Figure 2) the pressure support due to CO2 injection is less on lower rates of reinjection scenarios (IN50 and IN25). This can be due to the smaller production rate at the Eastern Borefield.
111
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
(a)
(b)
Figure 3 a) Western Borefield reservoir pressure. b) Eastern Borefield reservoir pressure The Western Borefield has a declining enthalpy trend for both BASE and infield injection scenarios (Figure 4). The lowest discharge enthalpy was obtained at 100% SGW injection. CO2 injection for the in100 scenario resulted in a significant additional decline in enthalpy. Steam fraction decreases significantly after 50 years at the shallow production zones (e.g. +175 masl), while boiling is completely suppressed and no steam present at the deep production zones (-125 masl). In the Eastern Borefield, enthalpy increases after 10 years of production, due to the formation of high vapour saturation zones for the BASE case (Figure 4). The fluctuations indicate boiling in this production area. All injection scenarios resulted in lower enthalpy within 10 to 40 years of production. Here the enthalpy changes occur under the effects of several parameters: 1- Boiling point of the water containing CO2 is different from that of pure water. The presence of CO2 promotes boiling. 2- An increase in the reinjection rate increases the pressure support (Figure 3) and prevents the formation of high vapour saturation zones. 3- Additionally this pressure support prevents the recharge of deep hot fluid into the reservoir. In the last 5 years of production, in25 and in50 scenarios ended up with the similar enthalpy with BASE case. For the in100 scenario, CO2 injection resulted in a lower enthalpy. For in25, CO2 injection resulted in a higher enthalpy within the 10 to 45 years period. After 45 years, enthalpy stabilized giving same values for both BASE and infield injection scenarios. The presence of CO2 will increase the boiling pressure compared to that of pure water. The build-up of CO2 in the reservoir is also observed in model results. At the start of the simulation, the CO2 content of the reservoir is negligible. After 53 years of injection, a significant amount of CO2 is present in both reinjection and production zones.
112
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
(a)
(b)
Figure 4 a) Eastern Borefield discharge enthalpyb) Western Borefield discharge enthalpy
2.2. Varying amounts of injected CO2 (10%, 5% and 1%) 2.2.1 Pressure Higher amounts of CO2 injection resulted in higher reservoir pressure in both the Western and Eastern (Figure 5) Borefields. In the last 10 years of production, the effect of CO2 injection to reservoir pressure becomes smaller.
(a)
(b)
Figure 5 a)Western Borefield b) Eastern Borefield pressure at 1%, 5% and 10% CO2 injection for in100
113
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 2.2.2 Enthalpy At 100% injection of SGW, CO2 injection resulted in a further decline in average production enthalpy. Similar behavior was observed for the Western Borefield, even for a low rate of SGW reinjection scenario. However increasing the CO2 content caused an increase in the enthalpy of the Eastern Borefield (Figure 8)
(a) (b) Figure 6 a) Western Borefield b) Eastern Borefield enthalpy variations for 1%, 5% and 10% CO2 injection for in25 2.2.3 CO2 Flow The amount of CO2 produced is also proportional to the amount of CO2 injected. Both Western and Eastern (Figure 7) Borefields produced higher CO2 at higher injection rates. The Eastern Borefield has a faster CO2 breakthrough of 5 years and higher CO2 production rates than injected CO2 rate, due to its close proximity to the reinjection sector. Also, the presence of CO2 promotes boiling which concentrates the CO2 in the liquid phase.
(a) (b) Figure 7 a) Western Borefield b) Eastern Borefield CO2 flow at 1%, 5% and 10% CO2 injection for in25 Results indicate that increasing SGW reinjection rate suppresses boiling and decreases steam production, however the addition of extra CO2 into SGW for in25 and in50 scenarios causes higher steam production histories (Figure 8).
114
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Figure 8 Separated steam production histories for Eastern Borefield for in25 and in50 with 5% CO2 content 3. Idealized numerical model with four-gas reservoir simulator In order to investigate the influence of injected NCG concentrations and determine the spatial distribution of NCG, a four-gas (H2S, CO2, N2 and CH4) version of the TOUGH2 reservoir simulator was used. This version of TOUGH2 can handle non-isothermal flow of multiphase flows of mixtures of water including gas holding capacity through Langmuir adsorption isotherms. Modified versions of benchmark geothermal reinjection models were constructed with initial conditions of a liquid-dominated geothermal system. Figure 9 shows vertical and areal grid structure of a 3D reservoir model with warm side recharge. In addition to mass and heat flux assigned at the base, a cold groundwater recharge from the surface was also provided into the surface blocks, with the assumption of the average rainfall to be 1000mm/year and the rate of infiltration to be 10%. Details of the model described in Kaya and Zarrouk (2017).
Figure 9 3D warm side recharge model - vertical and areal grid structure
115
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Figure 10 shows that, for the water-only injection case, the higher rate of reinjection increases steam production. Addition of NCG into the reinjection fluid increases the steam production due to an increased enthalpy in the early stages. However, in the long term, it suppresses steam production because of the decrease in the total mass production ( Figure 11) due to the deliverability conditions. The presence of warm recharge decreases the amount of NCG breakthrough; this is because the fluid that feeds the production wells is a mixture of NCG-free warm side recharge fluid and reinjected fluid. The higher rate of reinjection increases the size of the zone that is invaded by the reinjected NCG; hence, the NCG reaches the production wells more quickly and causes a larger drop in steam production than does the low reinjection rate.
Figure 10. Comparison of steam production of water-only and water-NCG mixture reinjection cases for the warm side recharge model.
Figure 11. Comparison of the flowing enthalpy and total mass production of 215kg/s water-only and 215kg/s water-NCG mixture reinjection cases for the warm side recharge model.
3D Large model Many geothermal fields encompass a large area and locate their reinjection zone far away from the production wells, thus providing slow flow paths between production and injection wells (Kaya el al., 2011). To simulate such a large-scale geothermal reservoir, the surface area of 3D warm side recharge model was increased by a factor of 10 (with
116
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ reservoir grid blocks of size 667m×667m), while maintaining the thickness of the grid blocks as given in Figure 9. Since the areal size of the reservoir in this model is larger than that of 3D warm side recharge model, and the distance between the production wells is greater; in this section, a higher amount of production from the geothermal system was also tested, in order to compare the effect of reinjection on high production and low production cases. Figure 12 compares the effect of reinjection of 215kg/s, 500kg/s and 1000kg/s “water-only” and “water-NCG mixture” on steam production rates, for low production and high production cases. According to this figure, for the case of low production, water-NCG mixture injection resulted in a higher steam production than water-only injection between 15-40 years, for all reinjection cases. For the high production case, water-NCG mixture injection increased steam production after ~5 years of production, however, it caused a small reduction in the steam rates after ~28 years for the lower cases of reinjection (215kg/s and 500kg/s). For the highest rate of reinjection (1000kg/s), NCG reinjection increased steam production significantly between 10 and 28 years, and did not cause a discernible difference at any time of the production period.
Figure 12. Steam production rates a) low production, PI=1.00E-12m3, MSF=15kg/s; b) high production, PI=8.00E-12m3, MSF=35kg/s.
The results obtained show that the effects of injection depend on the reinjection and production wells arrangement and the recharge conditions. The risk of leakage to the surface is very limited since the injected NCG remain in the liquid phase. 4. Fluid-Rock Interaction To further the understanding of the impact of NCG mixing with injectate, we developed numerical models of a series of experiments on the interaction of brine with greywacke conducted by GNS (Passarella et al., 2015). Greywacke represents the basement formation of the most of the geothermal fields in New Zealand in which most brines are reinjected. In the laboratory experiments, before experimental runs, approximately 800 ml of brine was combined with approximately 200 ml of NCG mix. The NCG mix was supplied from a 6.2 barg external tank and contained 96%w CO2, 4%w H2S and 0.1%w H2. Then the gas enriched fluid pumped for 6 days at 25°C and 60 days at 200°C with a flow rate of 38 days at 1.0 ml/hr and subsequently 0.5 ml/hr to test for equilibrium conditions. Liquid and gas
117
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ samples collected daily and effluent analysed for Li, Na, K, Mg, Ca, Sr, Mn, Fe, As, Al, B, SiO2, Cl- , and SO4-, CO2, H2S and PH. XRD and SEM analyses conducted to characterize mineral and chemical composition and to compare with unreacted samples. Sufficient agreement between experimental data and model values were obtained after calibration (Altar and Kaya 2018). Through calibration, it was discovered that the reactive surface areas of minerals evolved with the progression of dissolution. The formation of etch pits during the dissolution process was found to increase the surface areas and reaction rates over time, leading to fluctuations in fluid chemistry. Another phenomenon observed was the apparent disappearance and reappearance of minerals during the dissolution process. This was accredited to their consumption followed by further exposure of surfaces as an effect of the dissolution of other minerals in the system. It was shown that the addition of NCGs decreased the pH of injectates. This decrease in pH promoted mineral dissolution, which subsequently increases rock porosity and permeability. Based on the experiment report (Passarella et al., 2015), at 200°C, corrosion of ferromagnesian and chlorite mineralisation became predominant, with the concurrent precipitation of pyrite and clay minerals. The model was also able to demonstrate the concurrent dissolution of primary minerals with the formation of secondary minerals which can occur at various points along the reactor. 5. Conclusions For the Wairakei-Tauhara field, the high permeable connection between the reinjection zones and production areas, allowed the infield injection of brine to prevent a large pressure drop in the reservoir. The addition of CO2 into reinjection fluid provided additional pressure support. This effect is more apparent on the production sectors that are adjacent to the reinjection areas. However supporting reservoir pressure via reinjection of CO2-brine mixture suppressed boiling and reduced the formation of steam zones. It also prevents natural hot recharge to the system from depth. For the high rate of SGW reinjection (in100), increasing the CO 2 content of the reinjection fluid decreased the average enthalpy. For the lower rate reinjection scenario (in25), increasing the CO2 rate caused a small decrease in enthalpy in the Western Borefield while causing an increase in the average enthalpy in the Eastern Borefield. Steam flow followed a similar trend with enthalpy. According to idealised numerical model water-NCG mixture reinjection into geothermal systems can lead to an increase on the reservoir pressure and might promote boiling at the early times of production, but it causes a drop in steam production rate in the long term, since the NCG reaches to the production wells and NCG flow rises steadily with time. The injected CO2 flows mainly in the reservoir layers, with a small amount of CO2 flowing upward through the cap-rock. Results of the simulations that reflect the fluid-rock interaction provide valuable insights into the consequences of injecting brine-NCG mixture into a geothermal reservoir. Based on the result of the calibrated model, there is a net increase in porosity and permeability, which diminishes as one goes further out from the injection point. The results of this simulation can be applied on a larger scale, with larger mass injection, and longer duration to see the long term effect of CO2 injection in geothermal reservoirs.
118
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ References Aksoy, N. (2014). Power generation from geothermal resources in Turkey, Renewable Energy, 68, 595-601 Aksoy, N., Solak Gök, Ö, Mutlu, H., & Kılınç, G. (2015). CO2 Emission from Geothermal Power Plants in Turkey. Paper presented at the Proceedings World Geothermal Congress 2015 Alfredsson, H.A., Gislason, S.R., 2009. CarbFix —CO2 sequestration in basaltic rock: chemistry of the rocks and waters at the injection site. Hellisheidi, SW-Iceland. Goldschmidt Conference Abstracts A26. Altar and Kaya (2018) Numerical Modelling of the Interaction Between Brine-NCG Solutions and Greywacke. Proceedings 40th New Zealand Geothermal Workshop, 14-16 November 2018, Taupo, New Zealand ARPAT. (2014). Monitoraggio delle aree geotermiche toscane - Anno 2013, Agenzia regionale per la protezione ambientale della Toscana. Ármannsson, H. (2003). CO2 emission from geothermal plants. International Geothermal Conference Bravi, M., & Basosi, R. (2014). Environmental impact of electricity from selected geothermal power plants in Italy doi://doiorg.ezproxy.auckland.ac.nz/10.1016/j.jclepro.2013.11.015 Dinh (2018), The Big Q, Frequently asked questions about climate change and the IPCC special report, Nov 12, 2018, Science & Technology https://www.thebigq.org/2018/11/12/frequently-asked-questions-about-climate-change-andthe-ipcc-special-report/ Hamidreza, N. M., Wolf, K. H., & Bruhn, D. (2015). Mixed CO2-Water Injection Into Geothermal Reservoirs: A Numerical Study. .Proceedings of World Geothermal Congress 2015, Melbourne, AU Kaieda, H., Ueda, A., Kubota, K., Wakahama, H., Mito, S., Sugiyama, K., Tokumaru, T., 2009. Field experiments for studying CO2 sequestration in solid minerals at the ogachi HDR geothermal site, Japan. In: Proceedings 34th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford University, SGP-TR-187. Kaya, E., Zarrouk, S.J., O'Sullivan, M.J. (2011). Reinjection in geothermal fields: a review of worldwide experience. Renew. Sustain. Energy Rev. 15 (1), 47–68. Kaya E. and Zarrouk, S. (2017) Reinjection of greenhouse gases into geothermal reservoirs, International Journal of Greenhouse Gas Control 67:111-129 Nagl, G.J., (2010). H2S emission abatement: controlling emissions keeps a geothermal power facility running well after 15 years. Published in Pollution Engineering, 1 May 2010. NZGA (2016). Geothermal Emissions – NZ Geothermal Association. http://nzgeothermal.org.nz/emissions/ O'Sullivan, M. and Yeh, A., (20017) Wairakei-tauhara Modelling Report, Uniservices and Department of Engineering Science, University of Auckland, Auckland, 2007. Passarella, M., Mountain, B., Zarrouk, S., & Burnell, J. (2015). Experimental simulation of re-injection of non-condensable gases into geothermal reservoirs: greywacke-fluid interaction. Paper presented at the 37th New Zealand Geothermal Workshop, November 18, 2015 Pruess, K.,Oldenburg, G. Moridis, G. 1999. TOUGH2 User's Guide, Lawrence Berkeley, National Laboratory, Earth Sciences Division, Berkeley, California, 1999, Version 2.0. Rivera Diaz, A. R., Kaya, E., Zarrouk, S.J., 2016. Reinjection in geothermal fields-A worldwide review update. Renew. Sustain. Energy Rev. 53, 105–162.
119
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Richard, M.A., 1990. The Puna geothermal venture project power for the island of Hawaii. Geothermal Resource Council Trans. 14 (Part I). Sanopoulos, D., Karabelas, A., 1997. H2S abatement in geothermal plants: evaluation of process alternatives. Energy Sources 19 (1), 63–77. Stats NZ (2018). https://www.stats.govt.nz/ Sullivan, J. L., & Wang, M. Q. (2013). Life cycle greenhouse gas emissions from geothermal electricity production. Journal of Renewable and Sustainable Energy, 5(6), 63122. doi:10.1063/1.4841235 TUIK (2018). http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=27675 Wellmann, F.J., Croucher, A., Regenauer-Lieb, K., 2012. Python scripting libraries for subsurface fluid and heat flow simulations with TOUGH2 and SHEMAT. Comput. Geosci. 43 (0), 197–206. Xu, T., Spycher, N., Sonnenthal, E., Zheng, L. and Pruess, K. (2012). TOUGHREACT User’s Guide: A Simulation Program for Non-isothermal Multiphase Reactive Transport in Variable Saturated Geologic Media, Version 2.0. Yanagisawa, N., 2010. Ca and CO2 transportation and scaling in HDR system. In: Proceedings World Geothermal Congress. Bali, Indonesia. Yeh, A., Croucher, A., 2013. Yet another graphical tool for TOUGH2 simulators. 35th New Zealand Geothermal Workshop, Auckland, New Zealand Yeh, A., Croucher, A., 2013. Yet another graphical tool for TOUGH2 simulators. Proceedings: 35th New Zealand Geothermal Workshop, Auckland, New Zealand. Yeh, A.,Croucher, A.E.,O’Sullivan,M.J., 2012. Recent developments in the AUTOUGH2 simulator. Proceedings: of the TOUGH Symposium 2012, Lawrence Berkeley National. Laboratory, Berkeley, California. Yuniarto, Soesilo, T. E. B., & Heviati, E. (2015). Geothermal Power Plant Emissions in Indonesia. World Geothermal Congress 2015. Melbourne, Australia Zarrouk, S.J., 2008. Reacting Flows in Porous Media: Complex Multi-Phase, MultiComponent Simulation. Vdm Verlag Dr Mueller E K. Zarrouk, S.J., Moore, T.A., 2009. Preliminary reservoir model of enhanced coalbed methane (ECBM) in a subbituminous coal seam, Huntly Coalfield, New Zealand. Int. J. Coal Geol. 77 (1–2), 153–161.
120
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
TÜRKİYE JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ ÜRETİM KAPASİTELERİ; SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN REZERVUAR YÖNETİMİNİN ÖNEMİ PRODUCTION CAPACITY OF TURKISH GEOTHERMAL ENERGY POWER PLANTS; IMPORTANCE OF RESERVOIR MANAGEMENT FOR SUSTAINING ENERGY PRODUCTION Umut Barış Ülgena, Jill Robinson Haizlipb a
EG ENERGY ;Rıhtım Caddesi No: 57 Fransız Geçidi C Blok K.3 D.27 Karaköy/ İSTANBUL bGeologica; 5 Third Street San Francisco, CA 94102 USA (jhaizlip@geologica.net) (ulgenu@gmail.com)
121
122
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
TÜRKİYE JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ ÜRETİM KAPASİTELERİ; SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN REZERVUAR YÖNETİMİNİN ÖNEMİ Umut Barış Ülgena, Jill Robinson Haizlipb a
EG ENERGY ;Rıhtım Caddesi No: 57 Fransız Geçidi C Blok K.3 D.27 Karaköy/ İSTANBUL bGeologica; 5 Third Street San Francisco, CA 94102 USA (jhaizlip@geologica.net) (ulgenu@gmail.com)
ÖZ Türkiye’de ki jeotermal enerji üretimi hızlı büyümesini sürdürerek, toplamda 47 adet Jeotermal Enerji Santrali'nden (JES) 1347 MW kurulu güce ulaşmıştır. Enerji santralleri ağırlıklı olarak Gediz ve Menderes grabenleri içerisinde dağılmaktadır (Çanakkale ve Afyon hariç). JES’lerinin jeotermal kaynaklarının rezervuar sıcaklıkları 101 oC ila 230 oC arasında değişmektedir. Türkiye’deki JES'lerinin ~% 40'ı, 23-28 MW'lık büyüklükteki ikili çevrim santrallerinden oluşmaktadır. EPDK verilerine göre, 2 yıldan eski enerji santrallerinin enerji üretimi (2017'den önce çalışmaya başlamış olanlar) kurulu kapasitelerinin yaklaşık % 67'sidir. Bu çalışma, JES kurulu gücü ile üretilen elektriğin arasındaki farkı belirlemek ve ele almak için bir süreç önermektedir. Düşük enerji üretiminin temel nedeni, santral tasarımı ve kaynak özelliklerinin uyumsuzluğudur. Bu fark, santral tasarımı sırasında sondaj ve / veya kuyu testlerinin eksik veya yetersiz olması gibi nedenlerle meydana gelebilir. İkinci neden jeotermal kaynakların kontrol altına alınmasına izin vermeyecek kadar küçük jeotermal lisanslarda kurulan büyük boyutlu JES’lerin aynı rezervuarda ki farklı JES'ler ile etkileşime girmesinden kaynaklanmaktadır. Üçüncü önemli neden, tasarım aşamasında ölçülen yüksek yoğuşmayan gaz (NCG) oranlarının zaman içinde azalmasıdır. Bunların hepsi rezervuar ile ilgili konulardır. Bir JES, belirli bir rezervuarı kullanmak için inşa edildikten sonra, kullanım altında, santralin , su toplama ve enjeksiyon sisteminin ve özellikle rezervuarın agresif bir şekilde izlenmesi ve bakımı ile yönetilebilir. İlk adım, basınç, sıcaklık, kütle akışları ve su kimyası gibi proje tasarımı için kullanılan rezervuar parametrelerinin sürekli izlenmesi ile başlayan rezervuar yönetimidir. Ek izleme; su toplama sistemi için buhar saflığı, seperatör verimi, kabuklanma ve korozyon kuponları ve rezervuar için PT ölçümleri ve izleyici testleri gibi yöntemler ile rezervuar değişimlerinin periyodik olarak test edilmesini içermektedir. Sürekli ve periyodik izleme sonucunda, enerji üretiminde düşüşe veya rezervuarda ki kaynak kaybına neden olan alanlar tespit edilebilir. Kaynak arzındaki nispeten küçük iyileştirmeler, proje ekonomisi üzerinde büyük bir etkiye sahip olabilir. Türkiye'deki JES’lerin çoğunluğu, kuyubaşı sıcaklığı 145-205 oC olan jeotermal su (su + buhar) kullanarak elektrik üretmektedir. 23-28 MW'lık bir elektrik santralinde, bu sıcaklıklarda, sadece 10 ton / saat akışın (su + buhar) kaybedilmesinin etkisi YEKDEM ve Türk malı ek tarifeleri kullanılarak hesaplanmıştır (10,5 + 1,3 = 11,8
123
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ $cent/kW). 145oC'lik su sıcaklığına sahip bir santral için 10 t / saatlik su kaybı ~ 80.000 $ / yıl ekonomik kayba neden olur. 185 oC jeotermal su ile çalışıldığında ise kayıp ~ 200.000 $ / yıl'dır. Ayrıca 25 MW JES’nin bir günlük duruşunun ekonomik maliyeti ~ 50.000 dır. JES’nin idaresinin zorluklarına rağmen, Türkiye’de sürdürülebilir enerji üretimi ve ekonomisi, santralin, su toplama sisteminin ve rezervuarın sürekli ve periyodik takibi ile iyileştirilebilir. Anahtar Kelimeler: JES, bakım, periodik testler, izleme, rezervuar,
124
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
PRODUCTION CAPACITY OF TURKISH GEOTHERMAL ENERGY POWER PLANTS; IMPORTANCE OF RESERVOIR MANAGEMENT FOR SUSTAINING ENERGY PRODUCTION Umut Barış Ülgena, Jill Robinson Haizlipb a
EG ENERGY ;Rıhtım Caddesi No: 57 Fransız Geçidi C Blok K.3 D.27 Karaköy/ İSTANBUL bGeologica; 5 Third Street San Francisco, CA 94102 USA (jhaizlip@geologica.net) (ulgenu@gmail.com)
ABSTRACT The Turkish geothermal power production continues its fast growth, reaching 1347 MW installed capacity by November 2018 from a total 47 Geothermal Energy Power Plants (GEPP). The power plants are distributed mainly within the Gediz and Menderes grabens except Çanakkale and Afyon. Reservoir temperatures of GEPP geothermal resources range from 101 oC to 230 oC. Approximately 40 % of Turkish GEPP’s are binary power plants with a size of 23 to 28 MW. According to EPDK public data, energy production of the power plants older than 2 years (started working before 2017) is approximately % 67 of their installed capacity. This paper proposes a process for identifying and addressing the difference between GEPP installed electrical generation capacity and GEPP electricity produced. The main reason of low utilization is a mismatch of power plant design and resource characteristics. This can happen when the power plant is designed with incomplete resource definition because either drilling and/or the well testing is incomplete or insufficient. The second cause is over-development of geothermal licenses which are too small to allow for control of the geothermal resource allowing interference in a reservoir supplying different GEPPs. A third major cause is the decline of the high NCG ratios measured during design phase. All of these are resource-related issues. Once a GEPP is constructed to utilize a particular resource, under utilization can only be managed with aggressive monitoring and maintenance of the power plant, gathering system and especially the reservoir. The first step is reservoir management which begins with continuously monitoring of resource parameters used for project design like pressure, temperature, mass flows and chemistry. Additional monitoring should include periodic testing of the impacts of resource variations for example; steam purity, separator efficiency, scale and corrosion coupons for gathering system and PT surveys and tracer tests for reservoir. As a result of continuous and periodic monitoring problem areas causing resource decline or loss in energy production can be identified. Once problems are identified, they have the potential to be addressed. Relatively small improvements in resource supply can have a large impact on project economics. Majority of GEPP’s in Turkey produces electricity using geothermal water (brine+steam) with WHT of 145-205 0C. In a 23-28 MW power plant, at these temperatures, the impact of losing only 10 ton/hour flow (brine+steam) for a power plant
125
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ selling electricity to YEKDEM with additional made in Turkey tariff.(10.5 +1.3=11.8 $cent/kW)) is calculated. For a power plant with 145oC the loss of 10 t/hour causes~80.000$ / year loss. For a power plant works with 185 oC geothermal water the loss is ~200.000 $/year. Additionally one day stop of a 25 MW GEPP is ~50.000 $. Despite the difficulties of GEPP utilization, sustainable energy production and economics of GEPP’s in Turkey can be improved by continuous and periodic power plant, gathering system and reservoir monitoring. Keywords: GEPP, Maintenance, Periodic testing, monitoring, reservoir
126
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASININ AYRIK ÇATLAK AĞ MODELLEMESİ 1
Hakkı Aydın, 2Serhat Akın
Zorlu Energy Alhan Mahallesi Alaşehir Manisa (hakki.aydin@zorlu.com, serhat@metu.edu.tr )
1
127
128
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASININ AYRIK ÇATLAK AĞ MODELLEMESİ 1
Hakkı Aydın, 2Serhat Akın
Zorlu Energy Alhan Mahallesi Alaşehir Manisa (hakki.aydin@zorlu.com, serhat@metu.edu.tr )
1
ÖZ Çatlak ağ sisteminin ve çatlaklı kayaçların karakteristik özeliklerinin iyi anlaşılması etkili bir rezervuar yönetimi için elzemdir. Ayrık Çatlak Ağı(AÇA), çatlaklı rezervuarları karakterize etmek amacıyla yaygın olarak kullanılan bir yaklaşımdır. AÇA yönteminde çatlakların geometrisini, geçirimliliğini ve birbirleri ile olan iletişimini kullanarak bir çatlak ağı yaratılır. Bu çalışmada, AÇA modeli kullanılarak çok çatlaklı mermer ve şistlerden oluşan Alaşehir jeotermal rezervuarı karakterize edilmiştir. Model çatlak geçirgenliği, açıklığı, yoğunluğu ve uzunluğu gibi sahada gözlemlenen çatlak parametreleri ile kalibre edilmiştir. Gerekli çatlak parametrelerinin büyük bir kısmı daha önce aynı sahada yapılan çalışmalardan referans alınmıştır. Çatlak özeliklerinden bilinmeyenler ise değeri bilinen parametrelerden faydalanılarak olasılıklı korelasyonlar ile tahmin edilmiştir. Dinamik model sonuçları kısa süreli basınç yükselim testleri ile doğrulanmıştır. Model çakışması sonucu elde edilen çatlak özelikleri, sahada yapılan kuyu testleri ve izleyici testi sonuçları ile uyumludur. AÇA modeli bütün kuyuların güçlü bir çatlak ağ sistemi ile bağlantılı olduğunu göstermiştir. İzleyici testi ve rezervuar takibinde kullanılan, ayrıca doğal izleyici olarak da bilinen ve enjeksiyon suyunun girişimlerini gösteren klorür ve kondense olmayan gazların üretim kuyularındaki oranları kullanılarak çatlak ağ sistemi doğrulanmıştır. Anahtar Kelimeler: Ayrık Çatlak Ağ Modeli, Doğal Çatlaklar, Mermer, Şist
1.
GİRİŞ
Jeotermal kaynaklar, genellikle tektonik hareketlerin aktif olduğu bölgelerde keşfedilir. Kırılgan yapıdaki büyük kütlelerin hareketleri sonucu oluşan faylar ve bu faylar ile ilişkili olarak meydana gelen doğal çatlaklar jeotermal akışkanın rezervuardaki iletimini sağlayan temel yapılardır. Bu fay ve çatlakları hedefleyerek sondajı tamamlanan kuyular genellikle yüksek verimlilik endeksine sahip olmaktadır. Kuyuların verimliliğini etkileyen bu çatlaklı yapıların uzunlukları çeşitlilik göstermektedir. Çatlak uzunlukları mikrometre seviyesinde olabileceği gibi, kilometrelerce uzunlukta da olabilmektedir. Dünyadaki jeotermal kaynakların tamamına yakını doğal çatlaklı rezervuarlardan üretim sağlamaktadır. Doğal çatlaklara sahip olmayan veya çatlak gelişimi iyi olmayan rezervuarlarda ise geliştirilmiş jeotermal sistemler olarak adlandırılan hidrolik çatlatma yöntemi ile yapay çatlaklar oluşturulmaya çalışılır. Bu çalışma, doğal çatlaklara sahip Alaşehir jeotermal rezervuarını kapsamaktadır. Bu nedenle, yapay çatlaklar bu çalışmanın dışında tutulmuştur. Doğal çatlakları çeşitli yöntemler ile ölçeklendirilebilir:
129
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ -
-
FMI (Formation Micro Imager) log’u su bazlı sondaj akışkanında uygulanabilir. Bu yöntem ile çatlağın açıklığı, gözenekliliği ve kuyudaki oryantasyonu tespit edilebilir. Karot analizi, FMI logunu doğrulamak için de kullanılan ve çatlak özeliklerinin tespiti için kullanılan bir yöntemdir. Sondaj esnasındaki çamur (Sondaj akışkanı) kaçağı, çatlaklar hakkında fikir veren en önemli göstergelerdendir. Yüzlekler, rezervuar kayacını temsil eden ve derinde bulunan çatlaklar hakkında bilgi edinmemizi sağlayan diğer önemli bir göstergedir. Sismik, fayların kordinatlarının ve oryantasyonlarının tespit edilmesinde kullanılan en güçlü yaklaşım olarak kabul edilmektedir. Kuyu basınç testleri, rezervuar ve kuyu hakkında bilgi elde etmek için kullanılan güçlü bir yöntemdir. Jeotermal kuyularda uygulanan basınç testleri: basınç yükselim (buildup) testi, basınç azalım (drawdown) testi, enjeksiyon/basınç düşüm (injection/fall off) testi ve girişim testi (interference) ‘dir. İzleyici (tracer) testi, çatlaklar arası hidrolik bağlantının tespitinde kulanılan ve çatlak karakterizasyonunda kullanılan özel bir yöntemdir.
Yukarıda bahsedilen bütün yöntemler, çatlak özelikleri hakkında çok önemli bilgiler sağlamaktadır fakat her yöntemi kısıtlayan bir takım dezavantajlar mevcuttur. Örneğin, FMI logu, kuyu içindeki çatlakların özeliklerini mikro ölçekte iyi incelerken, bu bilgiler sadece kuyu içi ile sınırlı kalmaktadır. Diğer taraftan, sismik çalışmalar, rezervuarın büyük bir bölümü hakkında bilgi sağlar fakat sismik çözünürlüğünün yeterince yüksek olmaması nedeniyle mikro çatlakların tanımlanmasında zayıf kalmaktadır. Benzer şekilde, rezervuar kayacı yüzlekleri, rezervuar hakkında çok önemli ip uçları göstermektedir fakat yüzleklerin rüzgar ve yağmur suları ile erozyona uğraması ve rezervuar koşullarında (yüksek sıcaklık ve yüksek basınca maruz) olmaması elde edilen bilgilerin güvenirliğini azaltmaktadır. Bu nedenle, rezervuarın büyük bir bölümünü temsil etmek ve tüm çatlakların akışa katkısını değerlendirecek şekilde rezervuar karekterizasyonunu yapmak için rezervuar modellemesine ihtiyaç duyulmuştur. Doğal çatlaklı rezervuarların en önemli karakteristik özeliği heterojen bir yapıya sahip olmasıdır. Rezervuar kayacı özelikleri, yöne ve derinliğe bağlı olarak değişkenlik (anisotropy) gösterdiği için çatlaklı rezervuarlarda belirsizlik oldukça yüksektir. Bu nedenle, doğal çatlaklı rezervuarların modellemesi yapılırken belirsizlikleri azaltmak için çeşitli disiplinlerden faydalanmak gerekmektedir. Jeofizik, jeokimya, sondaj çalışmaları, kuyu testleri ve jeolojik çalışmalar bir rezervuar modelini tanımlamak için gerekli temel bilim alanlarıdır. 2.
MODEL ÇEŞİTLERİ
Doğal çatlaklı rezervuarların modellenmesi 1900’lerin başında başlamıştır. Geçirimliliğin yöne bağlı değişkenliğini araştırmak için gelişigüzel dizilmiş tüp demetleri kullanılmıştır. Böylece, gelişigüzel dizilmiş yüksek sayıda tüp demetlerinin üç eş iletkenle (Kx, Ky, Kz) açıklanabileceği anlaşılmıştır. Tüp demetleri deneyine ilave olarak geçirimlilik tensörü kavramı geliştirilerek, her iletken tüpün toplam akışa katkısının potansiyel yükseklik farkı ile doğru orantılı olduğu tespit edilmiştir [8]. 1960’larda küp kanu (cubic law) geliştirilmiştir. Bu kanuna göre, paralel tabakalar arasındaki açıklık, çatlak açıklığı olarak tanımlanmış ve her çatlaktaki akışın debisinin çatlağın açıklığının kübü ile orantılı olduğu
130
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ ifade edilmiştir [14]. 1980’lerde çatlak geometrisinin rezervuardaki akış üzerinde etkili olduğu anlaşılmıştır[13]. Bilgisayar gücünün ve algoritmaların gelişmesi ile heterojen çatlak sistemleri tanımlamak için modelleme çok modern ve hızlı bir yöntem olarak karşımıza çıkmıştır. Çatlaklı rezervuarlarda akışı modellemek için kullanılan üç yaklaşım: Süreklilik Yaklaşımı (Continuum Approach), Çift Gözeneklilik Modeli (Dual Porosity Model) ve Ayrık Çatlak Ağ Modelidir (Discrete Fracture Network). 2.1. Süreklilik Modeli Süreklilik yaklaşımında, çatlaklardaki akış, kayacın gözeneklerinde (porous medium) oluşan akışa benzetilmiştir. Bu yaklaşıma göre, birbiri ile çakışık çatlakların sayısı arttıkça, çatlaklı sistem poroz sisteme benzer davranış gösterir [13]. Çatlaklardaki karmaşık akış modelini basite indirgemek için, çatlaklar eş değer gözenekli (Equivalent Porous Medium) olarak tanımlanmıştır [12]. Bu modelde, çatlakların hidrolik özeliklerinin, gözenekli yapının özeliklerinden ayırt etmek mümkün olmamaktadır. Süreklilik modelinin en önemli avantajı, simülasyon süresinin diğer modellere göre çok daha kısa olmasıdır. 2.2. Çift Gözeneklilik Modeli Çatlaklı yapılar üzerinde yapılan laboratuvar çalışmalarında, çatlaklı yapılardaki kararsız sıvı akışınının homojen poroz sistem ile açıklanmasının yanlış yorumlar ile sonuçlandığı kanıtlanmıştır [3]. Kayaçtaki çatlak açıklıklarının gözenek açıklıklarına göre çok daha büyük olduğu tespit edilmiştir. Böylece, çatlak geçirimliliğinin, kayacın gözeneklerindeki geçirimliliğe göre çok daha büyük olduğu fakat kayacın gözeneklilik hacminin ise çatlak hacmine göre çok daha yüksek olduğu anlaşılmıştır. Böylece, birincil ve ikincil gözeneklilik kavramları ortaya çıkmıştır. Birincil gözenekliliğin, depozitlerin birikmesi ve taşlaşması sonucu oluştuğu ve ikincil porozitenin ise tektonik hareketler ve kayacın suda çözünmesi ile geliştiği düşünülmüştür [15].
Şekil-1: Heterojen Gözenekli Yapı [15] Çift gözenekli model çatlaklı ve karstik jeotermal rezervuarları temsil etse de çok yüksek debilerdeki akış için bütün gereklilikleri sağlayamamaktadır.
131
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 2.3. Ayrık Çatlak Ağ Modeli AÇA modeli, çatlakların geometrisini ve birbiri ile olan hidrolik bağlantısını kullanarak çatlaktaki akışı modeller. Süreklilik modeli ve Çift Gözeneklilik modelinin aksine, AÇA modeli her çatlağın toplam akışa katkısını ortaya koyar. Böylece, AÇA modeli çatlaklı sistemlerin tanımlanması ve anlaşılması için kullanılan en gerçekçi model olarak karşımıza çıkmaktadır. AÇA modelinin kullanıldığı diğer bir alan ise hidrolik çatlatma operasyonları sonrası oluşan yapay çatlakların modellenmesidir. AÇA yaklaşımı, 1980’lerde 2 boyutlu ve 3 boyutlu sistemler şeklinde ortaya çıkmıştır. Bu yaklaşımdaki en önemli dezavantaj ise çatlak geometrisinin biliniyor olması gerekmektedir. Çatlak geometrisinin çok değişkenlik gösterdiği bilinmektedir. Bu belirsizliği azaltmak için, çeşitli sahalardan örneklemeler yapılmış ve istatistiksel yaklaşımlar geliştirilmiştir [7]. Örneğin, çatlak yoğunluğunun üstel dağılım (exponential distribution), çatlak uzunluğunun lognormal dağılıma sahip olduğu ve çatlak oryantasyonunun da üstel dağılım davranışı gösterdiği tespit edilmiştir [7]. Yeni algoritmaların geliştirilmesi ile AÇA yaklaşımı devamlı olarak geliştirilmektedir. Bu çalışmada, Türkiye’nin en aktif jeotermal sahalarından olan Alaşehir jeotermal sahasının AÇA modeli, FracMan7.6 yazılımı kullanılarak yapılmıştır. 3.
ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASI
Alaşehir jeotermal sahası son 10 yıl içerisinde, jeotermal aramacılık, santral kurulumu ve işletilmesi açısından Türkiye’nin en gözde jeotermal sahası olmuştur. Saha, Batı Anadolu’da Alaşehir grabeni üzerindedir. Altı farklı şirket tarafından sahada 100’den fazla sondaj yapılmıştır. Sahada, 9 adet çift çevrim ve 1 adet kombine sistem jeotermal elektrik santralinden toplam 206 MW üretim yapılmaktadır. Meteorik kökenli ve sıvı baskın rezervuar akışkanı %2 ile %3 arasında değişen miktarda karbondioksit içermektedir. Rezervuar kayacı paleozoyik mika, mermer, kalkşist ve kuvartz’dan oluşmaktadır. Rezervuar sıcaklığı 140C ile 250C arasındadır [9]. Bu çalışma, 10 adet üretim kuyusunun içinde bulunduğu toplam 13 km2’lik alanını kapsamaktadır. Enjeksiyon kuyuları çalışmanın doğrulanma aşamalarında, rezervuar takibi kısmında kullanılmıştır. 4.
METODOLOJİ
Çalışma, statik modelin oluşturulması için çeşitli disiplinlerden veri toplanması ile başlamıştır. Rezervuar parametreleri, sismik çalışmaları, rezervuar kayacı yüzlekleri, sondaj çamur kaçakları, kuyu testleri, izleyici testi ve jeokimyasal çalışmalardan gibi farklı veri kaynaklarından toplanmıştır. FracMan yazılımı, çatlakları oluştururken, çatlakların sahip oldukları özeliklerin dağılım fonksiyonunu kullanarak olasılıklı olarak çatlak yaratır. Kulanılan yazılımda çatlaklar farklı şekillerde tanımlanabilmektedir. Bu çalışmada, öncelikle dikdörtgen prizması şeklinde bloklar oluşturulmuştur. Oluşturulan küçük blokların içinde, daha önceden bahsedildiği gibi, çatlak özelikleri tanımlanarak çatlaklar yaratılmıştır. Bu özelikler, çatlak geçirimliliği, açklığı, yoğunluğu ve oryantasyonu şeklinde sıralanabilir. Statik model oluşturulduktan sonra, seçilen alanda model kalibrasyonunu sağlamak için oluşturulan statik model, dinamik halde test edilir. Dinamik model sonuçları ile gerçek test verileri arasında çakışma sağlanana kadar statik modelde değişiklikler yapılarak tekrar dinamik halde test edilir. Böylece model kalibrasyonu sağlanmış olur.
132
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Ortaya çıkan sonuçlar, girişim testi, izleyici testi ve jeokimyasal veriler ile doğrulandıktan sonra rezervuar karakterizasyonu tamamlanmış olur.
Şekil-2: Çalışma Akış Şeması Çatlak geometrisi ve çatlakların birbirleri ile olan bağlantıları, akışın özeliklerini doğrudan etkilediği için, çatlak geometrisini ve çatlaklar arası iletişimi tanımlamak gerekmektedir. Levy Lee çatlak modeli, çatlakların merkezini baz alır ve çatlakların merkezinin fraktal olduğunu fakat çatlak bağlantılarının ise fraktal olmak zorunda olmadığını varsayar [5]. Levy Lee çatlak modeli, çatlakların büyüklüklerine ve bir sonraki çatlağa uzaklığına bağlı olarak çatlak oluşturur. Geliştirilmiş Baecher Modeli (Enhanced Baecher Model) ise çatlak şekillerini üçgen ile 6 köşegenli çokgen arasında çeşitlilik gösterdiğini varsayar. En yakın komşu Modeli (Nearest Neighbor Model) çatlak oluştururken, en yakın çatlaklar arasında çatlak yoğunluğu oluşturur ve çatlak yoğunluğu ana çatlağa olan uzaklığa bağlı olarak üstel (exponential) azalır [5]. Bütün çatlak modelleri çatlak oluştururken bazı çatlak özeliklerine ihtiyaç duyar. Bu özeliklerden bazıları şöyle sıralanabilir: çatlak uzunluğu, çatlak yoğunluğu, oryantasyonu, açıklığı ve çatlak geçirimliliği. 4.1. Verilerin Toplanması AÇA modeli için gerekli olan çatlak parametreleri çeşitli veri kaynaklarından elde edilmiştir. Bu veri kaynaklarından elde edilen bilgiler, veri kalitesi ve ölçüm büyüklüklerine göre çeşitlilik göstermektedir. 4.1.1.
Yüzlek Analizi ve Sismik Çalışmalar
Jeotermal kaynak arama çalışmaları yapılırken, henüz ilk araştırma kuyusu açılmamış bakir sahalarda, derinde bulunan rezervuar kayacı hakkında bilgi sahibi olabileceğimiz en önemli göstergelerden biri de yüzeyde bulunan rezervuar kayacı yüzlekleridir. Yüzlekler ile derindeki rezervuar kayacı arasında benzetim yapılır. Fraktal analiz (fractal analysis), rezervuar kayacının gözenekliliği, geçirimliliği gibi çatlak özeliklerini elde etmede kullanışlı ve verimli bir yüzlek analiz yöntemidir. Alaşehir jeotermal sahasında, şist ve mermerden oluşan yüzleklerin analizleri yapılmıştır [10]. Bu analizler sonucunda dikey lineer ve yatay lineer çatlak yoğunlukları ile çatlak açıklığı hesaplanmıştır. Küçük ölçekli rezervuar kayacı yüzleklerine ilave olarak, sahada büyük ölçekli faylar da yüzeyde görünmektedir. Alaşehir sahası ile ilgili yayınlanan jeolojik çalışmalarda, yüksek açılı genç ve normal fayların, havza kenar fayı ile kesişmiş olduğunu göstermektedir.
133
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Sahadaki doğu-batı yönlü faylar ile kuzey-güney yönlü fayların çakışık olduğu ve yüksek açılı olduğu çeşitli jeofizik çalışmalarca kanıtlanmıştır [4].
Şekil-3: Çeşitli veri kaynakları ve Veri Kalitesi [11] 4.1.2.
Çamur Kaçaklarının Analizi
Sondaj çalışmaları esnasında, doğal çatlakların delindiğini gösteren en önemli göstergelerden bir tanesi kısmi veya tam kaçak şeklinde oluşan çamur kaçaklarıdır. Çamur kaçaklarındaki hacim ve çamur reolojik özelikleri kulanılarak, sondaj kuyusunda kesilen çatlakların özelikleri hesaplanmaktadır. Benzer bir çalışma, Alaşehir jeotermal sahasında da yapılmıştır. Bu çalışma sonucunda, çatlak geçirimliliği, çatlak yoğunluğu ve çatlak açıklığı hesaplanmıştır [6]. 4.1.3.
Girişim Testi
Alaşehir sahasında gerçekleştirilen girişim testlerine ait sonuçlar, bir çalışma halinde yayınlanmıştır [2]. Bu çalışmaya göre, aktif kuyu ve gözlem kuyuları arasında bulunan rezervuar kayacının gözenekliliği, geçirimliliği ile akışa açık ve kapalı fayların özelikleri verilmiştir.
134
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 4.1.4.
Jeokimyasal Analizler
Jeotermal sahanın üretime açılmasından sonra, rezervuar dinamiklerini takip etmek için izlenen en önemli yöntemlerden bir tanesi de üretim kuyularının jeokimyasal verilerini takip etmek ve yorumlamaktır. Bu amaçla, üretim kuyuları ile enjeksiyon kuyuları arasındaki hidrolik bağlantıları tespit etmek ve rezervuardaki aktif akış yollarını tahmin etmek için üretim kuyularının karbondioksit oranları ile klor değerleri takip edilmiştir. Bu çalışma sonucunda, enjeksiyon ve üretim kuyuları arasındaki güçlü bağlantı kanıtlanmıştır. 5.
MODEL OLUŞTURULMASI
5.1 Statik Model Statik model oluşturulurken, FracMan7.6 programının ihtiyaç duyduğu çatlak parametreleri, yukarıda bahsedilen çalışmalardan yararlanılarak her bir parametre için tek ortalama değer almak yerine parametrelerin olasılıklı dağılımları programa tanımlanmıştır. Bu çalışmada farklı veri kaynaklarından yararlanılarak en gerçekçi sonuçları elde etmek amaçlanmıştır. Çalışma alanında bulunan 10 üretim kuyusu kullanılmıştır. Her kuyunun drenaj alanının dikdörtgen seklinde olduğu varsayılmış ve bu dikdörtgenin her bir kenarı 1200 m ile sınırlandırılmıştır. Dikdörtgenin kalınlığı ise, kuyuda kesilen rezervuar kalınlığı olarak seçilmiştir. Her bir kuyu için 10x10x10 (1000) blokluk bir model oluşturulmuştur. Bu blokların içlerine ise, Enhanced Beacher modeli kullanılarak olasılıklı rastgele çatlaklar atanmıştır. Çatlaklar oluşturulurken, kullanılan çatlak özelikleri aşağıdaki Tablo-1’de verilmiştir.
Şekil-4: Statik Model için Kullanılan Çatlak Özelikleri
Şekil-5: Çatlak Açıklığı, Çatlak Geçirimliliği ve Oryantasyonu
135
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Şekil-6: Grid Bloklar ve Olasılıklı Çatlaklar
5.2. Dinamik Model Analizi ve Model Kalibrasyonu FracMan7.6 programında, oluşturulan statik çatlakları, basınç yükselim testi, basınç azalım testi ve enjeksiyon testi gibi kararsız basınç testleri ile dinamik halde test etmek mümkündür. FracMan7.6, çatlakları daha küçük üçgen çatlaklara bölerek, üçgen çatlaklar arasındaki bağlantıyı çözüm ağı kurarak (meshing) oluşturur. Mesh ölçeği küçük tutuldukça, programın simülasyon süresi artar fakat daha doğru sonuçlar elde edilir. Bu çalışmada mesh büyüklüğü 20m ile 50 m aralığında tutulmuştur. Akışkanın formasyon hacim faktörü, viskozite ve suyun yoğunluğu gibi özelikler, programda bulunan amprik yöntemlerde hesaplanmıştır. Her kuyu için oluşturulan çatlaklar, basınç yükselim testi ile kalibre edilmiştir. Kalibrasyon çalışması yapılırken, simülasyon sonucu elde edilen basınç değerlerinin gerçek test basınç değerleri ile çakışması sağlanana kadar statik model üzerinde değişiklikler yapılmıştır. Statik modelde değişiklikler yapılırken ayar (tuning) parametreleri, çatlak uzunluğu, çatlak açıklığı ve çatlak yoğunluğu olmuştur. Elde edilen çakışmaların güvenirliğini test etmek için chi-square metodu uygulanmıştır.
Şekil-7: Simülasyon Sonuçları ve Gerçek Test Değerlerinin Çakışması (Basınç Yükselim Testi)
136
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 5.3. AÇA Modelinin Sonuçlarının Doğrulanması Güzel çakışmalar elde edildikten sonra çatlakların özelikleri, kararsız basınç testi özelikleri ile karşılaştırılmıştır ve benzer sonuçlar elde edilmiştir.
Şekil-8: Simülasyon sonucunda elde edilen çatlak özelikleri
137
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Şekil-9: Simülasyon sonucunda elde edilen kuyular arası en kısa ve en uzun akış yolları
Pressure [bar]
1
0.1
0.01 1E-4
1E-3
0.01
0.1 Time [hr]
1
10
Şekil-10: Basınç Yükselim Testi (log log grafiği)
Şekil-11: Basınç Yükselim Testi Değerlendirme Sonuçları Ayrıca, AÇA Modeli sonucunda elde edilen çatlak hacimleri, Alaşehir sahasında gerçekleştirilen izleyici testi sonucunda hesaplanan çatlak hacimleri ile benzerlik göstermiştir. Bütün kuyuların, birbiri ile iletişim halinde olduğu hem AÇA modeli hem de izleyici testi ile kanıtlanmıştır [2]. Jeokimyasal verilerden karbondioksit ve klor doğal
138
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ izleyici olarak takip edilmiştir. Üretim kuyularındaki karbondioksit oranlarının hızlı düşmesi ve klor konsantrasyonlarının hızlı yükselmesi, enjeksiyon suyunun büyük bir bölümünün üretim kuyularına ulaşarak rezervuardaki döngüyü sağladığını göstermektedir.
Şekil-12: Üretim Kuyularına ait Klor Değerlerindeki Değişim
Şekil-13: Karbondioksit oranlarındaki değişim (Sol: Mayıs 2016, Sağ: Ocak 2017)
139
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 6. -
-
-
-
-
-
-
-
SONUÇLAR
Ayrık Çatlak Ağ (AÇA) Modeli yaklaşımı ile Alaşehir jeotermal sahasının doğal çatlak karakterizasyonu yapılmıştır. Çalışma kapsamında, farklı disiplinlerden faydalanılarak daha gerçekçi sonuçlar elde edilmesi hedeflenmiştir. Model sonuçlarının, sahadaki diğer çalışmaların sonuçları ile benzerlik gösterdiği görülmüştür. AÇA modelinde elde edilen çatlak hacimleri, Alaşehir sahasında gerekleştirilen izleyici testi sonucunda rezervuarda süpürülen çatlak hacmi (swept pore volume) ile benzerlik göstermektedir. AÇA modelinde çatlak gözenekliliği % 1.5 ile % 3 arasında olmuştur. Yüzlek analizinde elde edilen gözeneklilik ise %3 ile %12 arasındadır. Bu iki sonuç arasındaki farklılık şu şekilde açıklanabilir: rezervuar kayacına ait yüzlekler yer yüzünde erozyona maruz kalmaktadır ve ilave gözenekler gelişebilmektedir. Ayrıca, yüzlekler rezervuar basıncına (confining pressure) ve rezervuar üzerindeki kütleye (overburden) maruz kalmadıkları için de daha yüksek gözenekliliğe sahiptirler. Bu nedenle, yüzleklerden elde edilen sonuçlar, rezervuar kayacının en yüksek değerleri olarak kabul edilebilir. AÇA Modelinde çalışılan 13 km2’lik alanda rezervuarda kompartmentalize alanlar tespit edilmemiştir. Bütün kuyular arasında çakışık çatlaklar aracılığıyla hidrolik bağlantı olduğu görülmüştür. AÇA Modelinde, kuyular arası kısa akış yollarının etkili olduğu görülmüştür. Bu nedenle, izleyici testinde görülen, izleyicinin üretim kuyusuna ilk ulaşma sürelerinin düşük olması bu kısa akış yolları ile ilişkilendirilmiştir. Klor ve Karbondioksit doğal izleyici olarak kullanılmış ve rezervuardaki akış yolları tahmin edilmiştir. Doğu –Batı fayların akışı kontrol ettiği görülmüştür. Kuzey-Güney faylar ise Doğu-Batı faylar ile çakışık durumdadır böylece bütün kuyular girişim içindedir. AÇA Modeli ile elde edilen çatlak açıklığı 1 mm ile 2 mm arasında olmuştur. Bulunan bu sonucun, gerçek değerinden yüksek olabileceği düşünülmüştür. Çatlak yoğunluğu 0.08 üzerinde alındığında FracMan7.6 programında simülasyon süresinin çok fazla uzamasından dolayı çatlak yoğunluğu üst limiti sınırlı tutularak gerçek basınç değerleri ile çakışma sağlanması için çatlak açıklığı büyük tutulmuştur. Çatlak açıklığının gerçek değeri, FMI logu ile açıklığa kavuşabilir. Bu modelin sonucunda elde edilen çatlak özeliklerinin çıktıları, numerik modellemenin ilk durum koşulunu oluşturmak için kullanılabilir.
140
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ KAYNAKLAR [1] Akin, S. (2015) Design and Analysis of Multi well Interference Tests. World Geothermal Congress. [2] Akin, S.(2017) Alaşehir Geothermal Field Tracer Test (in Turkish. Unpublished report, 25 May 2017) [3] Bareblatt, G.I., Zheltov, I.P. and Kochina, I.N., (1960) Basic Concepts in the Theory of Seepage of Homogeneous Liquids in Fissured Rocks, PMM-Soviet Applied Mathematics and Mechanics, Vol. 24, No, 5, pp.852-864 [4] Ciftci B.N. (2007). Geological Evolution of the Gediz Graben, SW Turkey: Temporal and Spatial Variation of the Graben. Thesis of the Degree of Doctor Philosophy in Geological Engineering, Middle East Technical Universty. [5] Dershowitz, W.S, Lee, G., Geier, J., Foxford, T., LaPointe, P. and Thomas, A. (1998). FracMan Version2.6 Interactive Discrete Feature data Analysis, Geometric Modeling, and Exploration Simulation, user documentation, Report 923-1089, Golder Associates Inc, Seattle, Washington [6] Drummond, J.M. (1964). An Appraisal of Fracture Porosity. Bull. Can. Pet. Geol., 12, 226. [7] Einstein, H.H and Baecher, G. 1983. Probabilistic and statistical methods in engineering geology – specific methods and examples part I: Exploration. Rock Mechanics and Rock Engineering 16(1): 39-72 [8] Ferrandon, J.:Les lois de L’ecoulement de filtration, Genie civil, 125, No. 2, 24-28 (1948) [9] Gurel, E., Akin, S. and Conskuner Y.B. (2016). Fractal Modeling of Outcrop Fracture Patterns in Alasehir Geothermal Reservoir Turkey. 41st Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University. [10] Gürel, E. (2016). Uncertainity Quantification by Using Stochastic Approach in Pore Volume Calculation for Geothermal Reservoir, Thesis of Master of Science in Petroleum and Natural Gas Engineering, Middle East Technical Universty. [11] Howell, J.A., Martinius, A.W. and Good, T.R. (2018). The Application of Outcrop Analogues in Geological Modelling: A Review, Present Status and Future Outlook. Geological Society, London, Special Publications, 387. [12] Lee, J., Choi, S. and Cho, W. (1999). A comparative study of Dual-Porosity Model and Discrete Fracture Network Model, KSCE Journal of Civil Engineering. [13] Long J.C.S., Remer, J.S., Wilson., C.R. and Witherspoon, P.A., (1982). Porous Media Equivalents for Networks of Discontinuous Fractures, Water Resources Research 18(3) pp.645-658 [14] Snow, D.T. (1965). A Parallel Plate Model of Fractured Permeable Media. Ph. D. dissertation, University of California, Berkeley. [15] Waren, J.E. and Root, P.J. (1963). The Behaviour of Naturally Fractured Reservoirs, Gulf Research & Development, Pittsburgh, PA.
141
142
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOKİMYA ÇALIŞMALARININ JEOTERMAL REZERVUAR VE JEOTERMAL SANTRALLERİN VERİMİNİ ARTIRMADAKİ ÖNEMİ THE IMPORTANCE OF GEOCHEMICAL STUDIES IN INCREASING EFFICIENCY OF GEOTHERMAL RESERVOIR AND GEOTHERMAL POWER PLANTS Füsun Tut Haklıdıra, Raziye Şengünb a
İstanbul Bilgi Üniversitesi Enerji Sistemleri Müh. Bölümü, Santral Kampüsü İstanbul b Zorlu Enerji, Sarayköy Denizli fusun.tut@bilgi.edu.tr
143
144
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOKİMYA ÇALIŞMALARININ JEOTERMAL REZERVUAR VE JEOTERMAL SANTRALLERİN VERİMİNİ ARTIRMADAKİ ÖNEMİ Füsun Tut Haklıdıra, Raziye Şengünb İstanbul Bilgi Üniversitesi Enerji Sistemleri Müh. Bölümü, Santral Kampüsü İstanbul b Zorlu Enerji, Sarayköy Denizli fusun.tut@bilgi.edu.tr
a
ÖZ Jeotermal rezervuarların uzun süreli ve etkin kullanımı, akışkan üretiminin sürekliliğinin sağlanması jeotermal santraller için kesintisiz buhar üretimi anlamına gelmektedir. Bir jeotermal kaynağın sürdürülebilir olması ise çoğu zaman nasıl yönetildiğine bağlıdır. Jeotermal kaynak arama çalışmaları sırasında jeoloji ve jeofizik çalışmaları yanı sıra alterasyon zonlarının değerlendirilmesi ile başlayan jeokimya temelli çalışmalar, jeotermal akışkanın yeraltında henüz yüzeydeki su karışımlarından etkilenmediği ilksel sıcaklık koşullarını jeotermometreler kullanarak tahmin etmede kullanılmaktadır. Yatırım kararı alınan yüksek sıcaklıktaki sahalarda kuyu tamamlama testleri sırasında üretilecek olan akışkanın sıvı ve gaz fazının özelliklerinin tespit edilerek, üretim döneminde karşılaşılabilecek jeotermal kabuklaşma türlerinin ve korozyona neden olacak gaz kompozisyonlarının, oranlarının ortaya konulması, türbin tasarımı ve jeotermal santral tasarımında akışkanla direkt temas edecek diğer tüm ekipmanlarda kullanılacak malzemelerin doğru seçilmesinde de jeokimyasal çalışmalar oldukça kritik bir öneme sahiptir. Santral tasarımı ardından, santral devreye alma testleri sırasında elde edilecek ilk buharın kalitesinin saptanması, separatörden çıkan buharın türbine gönderilmeden önce saflık oranının izokinetik problarla tesbiti de jeotermal santrallerde ileri uygulamalı jeokimya çalışmaları kapsamında bulunmaktadır. Jeotermal santrallerin işletilmesi sırasında kuyu içi kaynama noktasından başlayarak santral çevrimine bağlı olarak tüm yüzey ekipmanları ile akışkanın re-enjeksiyon kuyusuna gönderilmesine geçen tüm süreç boyunca sıcaklık ve basınç değişimlerinden kaynaklanan termodinamik değişimler ve akışkandan kaynaklı çökelmesi muhtemelen minerallerin tespiti, akışkana ait doygunluk indekslerinin hesaplanması, farklı mineral çökelmelerine karşın alınması gereken önlemler jeokimyasal çalışmaların kapsamında yer almaktadır. Sistemde akışkanın geçtiği yol boyunca değişen sıcaklık ve basınç değerlerine bağlı olarak çökelmesi beklenen minerallere karşı uygun kabuklaşma önleyici kimyasal inhibitörlerin saha testleriyle belirlenmesi, optimum dozajların ortaya konulması işletme bütçelerinin ana tüketim kalemlerinden olan inhibitör ekonomisinde oldukça önemli yer tutmaktadır. Jeokimyasal çalışmalar ayrıca rezervuar izleme ve rezervuarın ilksel koşullarının üretim süresince değişimlerinin farklı hidrojeokimyasal indikatörlerle izlenmesi, re-enjeksiyon stratejilerinin etkin olarak uygulanmasında oldukça önem arz etmektedir. Özellikle su soğutmalı soğutma kulelerinde de hidrojeokimyasal parametreler sürekli olarak takip
145
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ edilerek, sistemin sağlıklı çalışabilmesi, alg ve bakteri üremesinin engellenmesi amacıyla şartlandırma yapılmaktadır. Bu çalışma kapsamında jeotermal sahaların arama, santral yatırım ve işletme aşamalarında saha tecrübesiyle test edilmiş jeokimyasal uygulamalar detaylı olarak ortaya konulmaya çalışılacaktır. Anahtar Kelimeler: jeokimya, rezervuar, izotop, gaz, jeotermal santral, kabuklaşma, korozyon
146
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
THE IMPORTANCE OF GEOCHEMICAL STUDIES IN INCREASING EFFICIENCY OF GEOTHERMAL RESERVOIR AND GEOTHERMAL POWER PLANTS Füsun Tut Haklıdıra, Raziye Şengünb İstanbul Bilgi Üniversitesi Enerji Sistemleri Müh. Bölümü, Santral Kampüsü İstanbul b Zorlu Enerji, Sarayköy Denizli fusun.tut@bilgi.edu.tr
a
ABSTRACT The long-term and efficient use of geothermal reservoirs and the continuity of fluid production mean continuous steam generation for geothermal plants. Sustainability of a geothermal resource most of the time depends on how it is managed. During geothermal resource exploration, beside geological and geophysical studies, geochemistry based studies starting with the evaluation of alteration zones, are used to estimate the geothermal fluids using geothermometers where the geothermal fluid is not affected by surface water mixtures. Geochemical studies are of critical importance by determining the properties of the liquid and gas phase of the fluid to be produced during the well completion tests at the high temperature fields where the investment decision is taken, will be critical to understand possible geothermal scaling types, determination of corrosive gases, turbine design and correctly selection of material for all other equipment that will be in direct contact with the fluid in the system. After the plant design, the determination of the quality of the first steam to be obtained during the plant commissioning tests, analyzing of the steam purity rate with isokinetic probes before inlet of a steam turbine is in the scope of advanced applied geochemistry studies in geothermal power plants. During the operation of geothermal power plants, thermodynamic changes due to temperature and pressure changes have been caused mineral precipitation throughout all process from the flash points of production wells to reinjection wells. Determination of saturated minerals and calculation of saturation indices of fluids and prevention of mineral precipitations are examined under geochemistry discipline. In the geothermal power system, it is important to determine the appropriate anti-scaling chemical inhibitors prevention of mineral precipitations and determination of optimum dosages are very important for geothermal inhibitor economy in operating budget of the power plant. Beside other purposes, geochemical studies are also used for reservoir monitoring in a geothermal system. Changing of primary conditions of a geothermal reservoir can monitored by different hydro-geochemical indicators during production period. Geochemical studies can also used to find effective reinjection strategies during production period in a geothermal field. Especially in water-cooled cooling towers, hydrogeochemical parameters are monitored continuously and water treatment studies are performed for preventing algae and bacterial growth in these towers. In this study, geochemical applications which are used in
147
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ geothermal exploration, investment and management period of geothermal power plants will try to put forward with field experiences. Keywords: geochemistry, reservoir, isotopes, gas, geothermal power plant, scaling, corrosion
148
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 1.
GİRİŞ
Jeokimya yerküre ve diğer gezegen sistemlerine ait özellikleri yerbilimleri çerçevesinde kimyasal prensiplere göre araştıran bilim dalıdır. Bu kapsamda kaya, su ve gazların kimyasal bileşimlerini inceleyerek ve yer küresini oluşturan bu bileşenlerin birbirleriyle ilişkilerini inceleyerek, sistemi oluşturan dinamikleri analiz ederek, değişen ortam koşullarına göre gelecekteki değişimlerini irdeler. Jeokimya çalışmaları jeoloji ve kimya ile yakından ilişkili olup, petroloji, petrokimya maden yatakları, mineraloji, biyoloji, fizikokimya alanlarında kullanılmaktadır. 1800’lerde C. F. Schönbein tarafından kullanılan jeokimya terimi, C. Clarke’ın yerküre ile ilgili yaptığı çalışmalarla gelişerek, 1900’lerde M. Goldschmidt tarafından termodinamiğin jeokimyaya uygulanması ile uygulamalı jeokimya alanının gelişmesine olanak tanımıştır (Akçay, 2002). Uygulamalı jeokimya özellikle maden, petrol, jeotermal, uzay araştırmaları ve iklim çalışmaları konusundaki araştırmalarda yaygın olarak kullanılmaktadır (Mather, 2013). Kimyadaki metotların ve cihazların gelişmesine bağlı olarak, jeokimya çalışmaları da derinleşebilmektedir. Jeotermal alanında kimyanın kullanılması ise; İtalya’da 11. yüzyılı dek dayanmaktadır. Larderello’da 1904’de ilk jeotermal santralin işletilmeye başlamasından çok daha öncesinde bölgede sıcak su kaynaklarından sülfür, şap, borik asit gibi kimyasalların eldesi mümkün olup, 1800’lerin başında ise boratlı suların buharlaştırılarak borat eldesi ticari hale gelmiştir (Lund, 2004). 19. Yüzyılın başında ise, aynı bölgede kimya endüstrisi Prens Piero Ginori Konti’nin yönetimindeyken jeotermal kaynaklardan elde edilen buhardan elektrik üretim gerçekleştirilmeye başlanmıştır. 1928’de İzlanda’da ve 1950’lerde Yeni Zelanda’da başlayan jeotermal sondaj çalışmalarıyla su baskın jeotermal sistemler keşfedilerek, ısıtma ve ardından da elektrik üretiminde kullanılmaya başlanmıştır (Ellis ve Mahon, 1977). Bu nedenle jeotermal akışkanlar üzerine yapılan çalışmalar genel olarak 1950’lerden sonra başlamıştır. 1950’lerde Craig’in karbon, oksijen ve hidrojen izotopları üzerine çalışmaları (Craig, 1953; 1961) ve J. Ellis ve arkadaşlarının jeotermal sistemler, su-kaya etkileşimleri, gaz analizleri ve jeotermal akışkanlardan örnek alınması ve analizleri konusundaki çalışmaları uygulamalı jeokimyanın jeotermal kaynaklar için kullanılması konusunda birer referans özelliğinde olup, çalışmalara bir standart getirmiştir ( Ellis, 1962, 1970, 1977, 1979; Ellis ve Mahon, 1964, 1977; Ellis vd., 1968). 1970’lerin sonunda jeokimya temelli su modelleme programları geliştirilmeye başlanmış ve rezervuar sıcaklıklarının farklı jeotermometrelerle hesaplanması jeotermal arama çalışmalarında önemli bir yer kazanmaya başlamıştır (Truesdall, 1976; Fournier, 1977, 1979a, 1983). Jeotermal gazların kimyası, yoğuşmayan gazlar, helyum gazı çalışmaları da yine bu dönemde gelişmeye başlamıştır (D’Amore ve Nuti, 1977; D’Amore ve Truesdell, 1984). Ülkemizde de jeotermal kaynak arama çalışmalarına 1960’larda MTA tarafından başlanmış olup, yüksek sıcaklıklı sahaların keşfiyle 1974’te Kızıldere (Denizli) ilk pilot jeotermal enerji santralinin kurulmasıyla jeokimya çalışmalarına ilgi artmıştır. 1998’den sonra artan konut ısıtmacılığı ile akışkan üzerine çalışmalar orta ve düşük sıcaklıktaki sahalarda da yaygınlaşmaya başlamıştır (Mutlu ve Güleç, 1998; Gemici ve Filiz, 2001; Gemici ve Tarcan, 2002; Şimşek; 2003). 2006 yılında Germencik’te ülkenin 2. Flaş tip enerji santralinin yapılması öncesinde jeokimya çalışmaları hız kazanmış, yenilenebilir enerji kanunun çıkmasıyla 2007 sonrasında jeotermal enerji yatırımlarının artmasıyla jeokimya
149
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ çalışmalarının da jeotermal kaynak arama aşamasında önemi artmıştır. Yapılan yeni jeotermal santralleriyle ise jeokimyanın sadece kaynak arama aşamasında değil, aynı zamanda rezervuar ve santral/ısı merkezi işletmeleri konusunda önemli olduğu ortaya çıkmıştır (Haizlip vd., 2013; Haklıdır Tut vd., 2015; Haklıdır Tut ve Şengün, 2016; Haklıdır Tut ve Haklıdır, 2017). Ülkemizde özellikle jeotermal santrallerin işletilmesi için verilen lisans süreleri ortalama 30 yıl olarak belirlenmiştir. Enerji santrallerinde kurulu güce ulaşılması ve bu güçte uzun yıllar boyunca üretim yapılması ancak jeotermal kaynakların doğru kullanılması ve yatırım aşamasında detaylı fizibilite çalışmalar, rezervuar senaryolarının doğru koşturulması ile mümkün olabilecektir. Batı Anadolu’daki gibi su baskın jeotermal rezervuarların enerji üretiminde yoğun olarak kullanıldığı yüksek sıcaklıktaki sistemlerde jeotermal akışkanlar 3500 m’ye varan kuyu derinliklerinden, kuyu başı koşullarına dek uzun bir yol kat etmekte, sonrasında ise; buhar-su seperasyonları nedeniyle yüzey hatları boyunca re-enjeksiyon kuyularına ulaşana dek farklı termodinamik koşullara maruz kalmaktadır. Sürekli sıcaklık, basınç değişimlerine maruz kalan mineralli sıcak su, gaz ve buhardan oluşan bu akışkanların hem sıvı hem de gaz fazları üretimden re-enjeksiyona kadar olan tüm enerji sistemleri üzerinde etkiye neden olmaktadır. Bu etkilerin önceden öngörülmesi, önlem alınması, sistemin tasarım parametrelerinin ve kullanılacak malzeme kalitelerinin belirlenmesi yine jeokimyasal çalışmaların kapsamında bulunmaktadır. 2.
JEOTERMAL KAYNAK ARAMA JEOKİMYASAL ÇALIŞMALAR
AŞAMASINDA
YAPILAN
Jeotermal kaynak arama çalışmaları sırasında lisans sahasında kaynak potansiyelinin olduğu bölgenin jeolojisi, tektonik yapısı, volkanizma etkisi incelenirken ilk etapta alanda sıcak su, fümerol çıkışı kontrolü yapılmaktadır. Sahada bu tip bir jeotermal kaynak çıkışının olmadığı koşullarda yüzeydeki alterasyon minerallerinin incelenmesi oldukça faydalı sonuçlar vermektedir. Karbonatlar, sülfatlar, sülfitler, oksitler ve silikat minerallerinin işaret edebileceği sıcaklıklar ortaya konularak, sahada bu minerallerin araştırılması, önceki sondaj numunelerinden alınan sondaj numunelerinin ve hidrotermal alterasyon minerallerinin incelenerek pirit, serizit/muskovitleşme, klorit alterasyonlu zonların yüksek rezervuar koşullarına işaret edebileceği gibi diğer çalışmaları destekleyecek verilerin elde edilmesi kaynak arama çalışmalarında önemli olmaktadır (Karamanderesi ve Helvacı, 2003; Uzun ve Haklıdır Tut, 2012). Jeotermal arama çalışmaları kapsamında diğer önemli aşama ise; hidrojeokimyasal çalışmalardır. Lisans sahasında gözlenen su kaynaklarından ve yakın çevresindeki sıcak su kaynaklarından varsa kuyulardan alınacak su örneklerinin fiziksel özelliklerinin tespit edilerek, kimyasal ve izotop analizlerinin yapılarak, saha ve çevresinin hidrojeokimya haritasının çıkarılması oldukça önemlidir. Özellikle derindeki su-kaya etkileşiminin ortaya konulması ve rezervuar koşulları hakkında bilgi alınabilmesi için δ18O ve δD izotop analizlerinin değerlendirilmesi (Şekil.1), rezervuarda soğuk su karışımı olduğu öngörülüyorsa karışım modellerinin çizilmesi, kaynak beslenme alanı ve yüksekliklerinin hesaplanması, jeotermal sistemlerde derin beslenmeyi temsil eden klorür, bor gibi kimyasal parametrelerin değerlendirilmesi, su karışım modellerine göre katyon veya silika jeotermometreleriyle olası rezervuar
150
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ sıcaklıklarının hesaplanması, kimyasal analiz sonuçlarına ve yüzey sıcaklıklarına bağlı olarak daha derin koşullarda mineral doygunluk indekslerinin hesaplanması sahanın araştırılmasında jeoloji, jeofizik çalışmalarıyla birlikte değerlendirildiğinde başarılı sonuçlar vermektedir. Jeotermal akışkanın kimyasal analizlerinden elde edilen veriler jeotermal rezervuarın karakteristiğine dair ipuçları da sağlamaktadır (Nicholson, 1993). Bunlardan bazıları; yakın Cl/B, Cl/Br, Cl/As oranları ortak rezervuara, düşük Cl, yüksek Mg değerleri yeraltı suyu ile seyrelmeye, çok düşük Cl/Mg, Cl/ (Mg+Ca) oranları deniz suyu ile seyrelmeye, akışla azalan Cl/B, artan B/Li değerleri akışın yönüne, yüksek B, I, NH3, CO2 değerleri organik maddece zengin sedimanter kayalara; yüksek Li, Cs, Rb değerleri riyolit, andezit türü kayalara; yüksek F değerleri; riyolit, granodiyorit, - yüksek SO4, NH3, B, HCO3 konsantrasyon değerleri derinde kaynamayla zenginleşmeyi, - yüksek Cl, SiO2, Cl/F, Cl/SO4 değerleri yüksek sıcaklık zonlarına işaret edebilir.
-
Jeotermal bir sahada arama çalışmaları sonrasında belirlenen sondaj lokasyonları ve sondaj operasyonlarının tamamlanması sonrasında jeotermal kaynağın özelliklerinin belirlenmesi amacıyla ikinci aşama hidrojeokimya çalışmaları başlamaktadır. Bu kapsamda kısa dönem akış testi ardından kuyudan alınan dinamik ve statik rezervuar ölçümleri ardından, farklı üretim koşullarında kuyu başında yerinde ölçümler alınarak, suyun fiziksel (sıcaklık, pH, elektriksel iletkenlik), kimyasal bazı parametrelerinin ölçüm ve analizleri (karbonat formları), rezervuardaki gaz/buhar+gaz oranının tespiti için ölçümler ve su, buhar fazlarından yoğuşmuş buhar, gaz örnekleri alınmaktadır (Şekil.2). Su fazından alınan örneklerde kimyasal analizler ve δ18O ve δD izotop örnekleri yanı sıra akışkanın kökeni, derin beslenmeli jeotermal sistemlerde suyun yaşını belirlemeye yönelik 32 34 / S ve 13C, 14C-DIC (DOC), T izotop, analizleri için örnekler de alınabilmektedir. Kaynama olduğu sırada δ18O sıvı fazda, daha hafif olan δ16O buhar fazına geçme eğilimi olduğundan, suda yapılan δ18O izotop analizleri su-kaya etkileşiminin irdelenmesi için anlamlı sonuçlar vermektedir.
Şekil.1 Bir lisans sahasında arama çalışmaları sırasında duraylı izotop çalışmalarının dağılımı (Haklıdır Tut ve Haizlip, 2012).
151
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Trityum ile yaş tayini derin beslenmeli, orta-yüksek sıcaklıktaki jeotermal sistemlerde yarılanma süresi nedeniyle kullanılmamaktadır. Yine derin beslenmeli jeotermal sistemlerde manto katkısının etkisinin anlaşılabilmesi için 3He/4He izotopları gaz fazında incelenebilmektedir. Havadaki 3He/4He oranının (Ra) oranı 1.39.10-6 olup, kabuktaki U ve Th elementlerinin radyoaktif bozuşması ve formasyonlardaki 4He nedeniyle oldukça düşüktür. Bu nedenle 3He/4He oranı güçlü bir tektonik belirtecek olarak öngörülmektedir. Radon gazı da aktif tektonizmanın bulunduğu bölgelerde toprakta yüksek değerler verebilmektedir. Ancak uranyumun bozuşmasıyla ortaya çıkan Radon-222 izotopunun yarılanma ömrü 3.8 gün olup, hızla Polodyum-218’e dönmekte, bu izotop ise yarılanma ömrü 3 dakika olduğundan Kurşun-214 izotopuna dönüşmektedir (Gillmore vd., 2010). Bu bakımdan tektonizmaya bağlı oluşan jeotermal sahalarda radon gazı beklentisi doğal olmakla birlikte (Ciolini ve Mazed, 2010; İnan vd. 2012, Óskarssona ve Ásgeirsdóttira, 2017) tam tesbiti ve miktarının belirlenmesi düşük yarılanma ömrü nedeniyle kolay değildir. Radon toprakta veya suda çözülü olarak bulunabilmekte olup, radon gazı aynı zamanda U-Th bozuşması nedeniyle He gazı araştırmalarında izleyici olarak öngörülebilmektedir (Ghose vd. 2003).
Şekil.2 Yüksek sıcaklıklı rezervuarda kuyu tamamlama testleri kapsamında çift faz koşullarında örnek alımı (Kızıldere Jeotermal Sahası) Alınan analiz sonuçları birlikte değerlendirilerek, kimyasal analiz sonuçlarına göre belirlenen üretim koşullarında beklenecek kuyu içinde çökmesi olası minerallerin tespiti yapılmaktadır. Yüksek sıcaklıklı jeotermal sistemlerde akışkanın sıvı fazına ait kimyasal analizi ve gaz fazından alınan yoğuşmayan gaz analizi sonuçları, gaz/buhar+gaz ölçüm sonuçları santral tasarım parametrelerinin belirlenmesinde, santralde malzeme seçiminde oldukça önemlidir. 3.
JEOTERMAL SANTRALLERDE İŞLETME AŞAMASINDA YAPILAN JEOKİMYASAL ÇALIŞMALAR
Orta-yüksek sıcaklıktaki jeotermal rezervuarlardan akış üretimiyle farklı tip jeotermal santraller ile ısı merkezleri enerji üretmektedir. Isı merkezleri için 80-90 C’lik akışkan sıcaklığı yeterli olabilmekteyken, güç üretimi için binary-ORC santrallerde 160 C ve üzeri sıcaklık, flaş ve çoklu flaş tip santrallerde ise; 200 C ve üzeri rezervuar sıcaklıkları yeterli olmaktadır.
152
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Güç üretim santralleri için akışana ve rezervuarın özelliklerine göre tasarım parametrelerinin ortaya konulmasını takip eden süreçte, seçilecek santral çevrim tipine göre santralin işletilmesi gerekmektedir. Flaş tip santrallerde yüksek sıcaklıktaki akışkanın derinden kuyu başına dek ulaşırken çift faza geçmesi, buhar separasyon sistemlerine ulaştıktan sonra basıncın ve sıcaklığın düşmesiyle devam eden süreçte pek çok termodinamik değişim söz konusudur. Derinden yüzeye ulaşan akışkanla re-enjeksiyon hatlarıyla re-enjeksiyon kuyularına ulaşan atık akışkanın fiziksel ve kimyasal özellikleri birbirlerinden farklılık göstermektedir. Sıcaklığın yanı sıra akışkandan buhar üretimi süresince ortamdan ayrılan buhar ve gazın etkisiyle pH değeri 5.5-9 değişebilmektedir. Her pH, sıcaklık ve basınç değişim aşamasında akışkan içindeki minerallerin bir kısmı doygun hale gelerek çökelme eğilimine geçmektedir. Jeotermal kabuklaşma olarak nitelenen bu süreç, kuyu içinde CaCO3 ve metal silikatlar olarak gözlenebilirken, re-enjeksiyon hatlarına ilerledikçe silika ağırlıklı bir çökeltiye dönüşmektedir. Binary-ORC tip santrallerde ise; akışkanın sıcaklığının değiştirildiği eşanjör sistemlerinde ise SbS2 gibi sülfürlü bileşiklerin de çökelme eğiliminde olduğu gözlenmektedir (Haklıdır Tut, 2017). Bu nedenle işletme esnasında santral tipine ve santraldeki akışkanın geçirdiği farklı proseslere bağlı olarak mineral çökelmelerine müdahale etmek gerekmektedir. Bu uygulamalar kimyasal inhibitör uygulamaları, pH ve sıcaklığın kontrolü şeklinde gelişmektedir (Haklıdır Tut ve Şengün, 2016). Kullanılabilecek kimyasal inhibitörlerin başarısı her sahadaki rezervuara göre değişebilmekteyken, kimi zaman aynı sahadaki çoklu rezervuardan beslenen kuyuların bir kısmında da değişkenlik göstermektedir. Bu nedenle her rezervuarın fiziksel ve kimyasal özelliklerine göre inhibitör seçilmelidir. Genellikle yüksek sıcaklıktaki sahalarda fosfat tuzları ile daha yüksek rezervuar sıcaklıklarına hitap eden polimer veya bu iki türün karışımından hazırlanan ürünler kabuklaşma önleyici inhibitörler sahalarda kullanılmaktadır. Kuyulardan elde edilen akışkanın kimyasal özelliklerinin incelenerek, ekipmanlarla uyumlu çalışacak kimyasal inhibitörlerin seçimi, saha testlerinin yapılarak optimum dozajlarının belirlenmesi, inhibitör performanslarının kuyularda ve yüzey ekipmanlardaki gözlemlerinin yapılması santrallerde jeokimyasal süreçler kapsamında gerçekleştirilmektedir (Şekil.3).
Şekil.3 Kızıldere-II Jeotermal Santralinde kabuklaşmayı engellemeye yönelik kurulan inhibitör sistemine örnek: 1: Lubrikatör Sistemi, 2. Makara Sistemi, 3. İnhibitör Tankı, 4. İnhibitör Pompa ve Kontrol Sistemi (Fotoğraf:Kızıldere-II Jeotermal Santrali)
153
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Türbinde kullanılacak buhar kalitesinin belirlenmesi amacıyla izokinetik problarla örnek alınarak (Şekil.4), analizlerinin değerlendirilmesi, scrubber performansının kontrolü, separatörlerin verimliliklerinin takip edilmesi de jeokimyasal süreçler kapsamında takip edilmesi gereken çalışmalardır.
Şekil.4 Çoklu-flaş tip bir santralde yüksek basınç, orta basınç ve düşük basınç buhar hatlarından isokinetik probla buhar kalitesi için örnek alımı (Fotoğraf: R. Şengün) Üretim kuyularının/rezervuarın ilksel koşullarıyla işletme süresince akışkanın fiziksel, kimyasal özelliklerinin değişiminin takibi, gaz/buhar+gaz oranlarının periyodik takibi ile rezervuardaki basınçların irdelenmesi, yoğuşmayan gazlar içinde CO2 ve H2S gazlarının konsantrasyonlarının ortaya konulmasını sağlamak yine jeokimyasal süreçler kapsamında değerlendirilmekte olup, özellikle bu konu ülkemizde Batı Anadolu’da çevresel etkiler nedeniyle oldukça önem arz etmektedir. Akışkan kimyasındaki değişimlere göre inhibitör değişiminin yapılması gerektiği durumlarda da jeokimyasal değerlendirmeler önem göstermektedir. İşletme döneminde atık akışkanın re-enjeksiyonunun üretim zonlarına olası etkisini takip etmek, re-enjeksiyon kuyu başı basınçlarındaki artışlara göre re-enjeksiyon kuyularının çatlaklarının olası kabuklaşma ile tıkanmasının önüne geçilmesini zamanında müdahaleler ile sağlamaya çalışmak da jeokimyasal süreçler kapsamında gerçekleştirilebilmektedir. 3.1. Jeotermalde Jeokimyasal Çalışmaların Olası Yapay Zeka Uygulamaları Yapay zeka uygulamaları günümüzde verilerin dijitalleştirilmeye başlanmasıyla farklı çalışma alanlarında kullanılmaya başlanmış olup, enerji de bunlardan biridir. Yapay zekanın bir alt dalı olan uzman sistem uygulaması olan bulanık mantık bir süredir kontrol sistemleri gereken alanlarda uygulanmaktadır. Jeotermal enerji santrallerinde de karar mekanizması gerektiren süreçlerde uygulanması söz konusu olup, inhibitör sistemlerinde optimum dozajın koşullara göre ayarlanabilmesi bunlardan biridir (Haklıdır ve Haklıdır, 2017). Makina öğrenmesi de yapay zekanın en yaygın kullanılan alanlarından biri olup, jeotermal enerji alanında da çok yeni olarak iki temel uygulamayla kullanılmaya başlanmıştır. Bunlardan ilki; yöntemin jeotermal arama çalışmalarında kullanımıdır. Buradaki amaç, var
154
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ olan jeoloji, jeofizik, jeokimya, sondaj, rezervuardan elde edilen dijital verilere makina öğrenmesi tekniklerinin uygulanması yoluyla derindeki jeotermal akışkanın varlığı, olası karakteristik özellikleri, sıcaklığı gibi önemli parametrelerin tahmin edilebilmesidir. Diğer bir olası alan ise; jeotermal enerji santrallerinden elde edilen veriler sayesinde santral performansının arttırılmasına yönelik ve kaynak yönetimini iyileştirmek amacıyla gelişmiş veri analizlerinin uygulanmasıdır. Bu sayede santrallerinin optimizasyonu, rezervuar koşullarının takibi, santrallerdeki ekipmanların bakım zamanlarının tahmin edilebilmesi, potansiyel sorunların önceden öngörülebilmesi, verilerin bu tip ileri yöntemlerle değerlendirilmesiyle mümkün olabilecektir. Amerika Enerji Dairesi ve Avustralya Hükümeti jeotermal enerji alanında makina öğrenmesinin uygulanmasını teşvik amacıyla proje fonları da vermektedir. Yapay zekaya dayalı yöntemler jeotermal santrallerde üretim kuyularında ve yüzey ekipmanlarında mineral çökelmelerini engellemek amacıyla kullanılan inhibitör sistemlerinde de uygulama alanı bularak, inhibitör tüketimini daha ekonomik hale getirebilecektir. Jeotermal bir sahada rezervuardan gelen akışkanın fiziksel ve kimyasal, izotop özelliklerinin bilinmesiyle hem kaynak arama hem de işletme aşamasında daha düşük bütçeyle jeotermometrelerde olduğunu sıcaklık tahmini veya mineral eldesi gibi konularda çalışma alanı bulabilecektir.
4.
SONUÇLAR
Jeotermal enerji alanında jeokimya çalışmaları ilk olarak kaynak arama aşamasında başlayarak, arama ve üretim sondajlarının ardından kuyu tamamlama testlerinin yapılması sonrasında, rezervuarın karakteristiklerinin belirlenerek, enerji üretiminde tasarım parametrelerinin oluşturulmasında gerekecek akışkanın sıvı, buhar, gaz fazlarının kimyasal özelliklerinin belirlenmesinde de önemli rol almaktadır. Özellikle yüksek sıcaklıktaki rezervuarlardan üretim yapan sahalarda, sahanın geliştirilmesi, rezervuar özelliklerindeki değişimlerin takibi, buhar santrallerinde buhar kalitesinin kontrolünün yapılması ve akışkandan kaynaklanabilecek mineral çökeltilerinin işletme aşaması öncesinde belirlenerek, uygun dozajlama noktalarının, uygun kimyasal inhibitör uygulamalarının ve optimum dozajların tespitinde jeokimya çalışmaları önem arz etmektedir. Jeotermal bir sahadan toplanan jeokimyasal verilerin yeni teknolojilerinin de adaptasyonu mümkün olmakta ve büyük harcamalar yapmadan arama aşamasında jeotermal sahalarla ilgili öngörülerde bulunabilmek yapay zeka uygulamalarıyla mümkün olabilmektedir. Özellikle kontrol sistemi gerektiren ve jeokimyasal verilerin alındığı inhibitör uygulamalarında yeni teknolojilerin kullanılması mümkün olmaktadır. Ayrıca buhar santrallerinde buhar kalitesinin takibi ile scrubber vb ekipmanlarda arıza olması olası zamanlar da makina öğrenmesi vb. tekniklerle gerçekleştirilebilecek durumdadır. Bu bakımdan jeokimyasal verilerin ve dijital dönüşüm teknolojilerinin birlikte kullanılmasıyla hem jeotermal sahaların araştırılması hem de jeotermal santrallerin daha da verimli çalışması artık mümkün olabilecek aşamaya gelmiştir.
155
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ REFERANSLAR Akçay, M. 2002. Jeokimya, KTÜ Yayını, No:204, Trabzon, 506 s. Ciolini, R., Mazed, D. 2010. Indoor radon concentration in geothermal areas of central Italy. Journal of Environmental Radioactivity 10; 712-716. Craig, H. 1953. The geochemistry of the stable carbon isotopes. Geochim. Cosmochim. Acta, 3 (1953), pp. 53-92. Craig, H. 1961. Standard for Reporting Concentration of Deuterium and Oxygen-18 in Natural Waters. Science, 133, 1702-1703. D’Amore F., Nuti, S. 1977. Notes on the chemistry of geothermal gases. Geothermics, 6 (1977), pp. 39-45. D’Amore F., Truesdell, H. 1984. Helium in the Larderello geothermal fluid: Geothermics, v. 13, p. 227–238. Ellis, A.J., Mahon. W.A.J. 1964. Natural hydrothermal systems and experimental hotwater/rock interactions (part I), Geochim. Cosmochim. Acta, 28, 1323-1357. Ellis, A.J. and Mahon, W.A.J. 1977. Chemistry and geothermal systems: New York, NY, Academic Press, 392 p. Ellis, A.J. 1962. Interpretation of gas analyses from the Wairakei hydrothermal area. N.Z.J. Sci. 5, 434-452. Ellis, A.J. 1977. Chemical and isotopic techniques in geothermal investigations. Geothermics 5, 3-17. Ellis, A.J. 1979. Explored geothermal systems, in Barnes, H. L., ed., Geochemistry of hydrothermal ore deposits, 2d ed.: New York, Wiley and Sons, p. 632–678. Ellis, A.J., Mahon W. A. J., Ritchie, J.A. 1968. Methods of collection and analysis of geothermal fluids. 2nd edition. Report CD2103, Chemistry Division, DSIR, New Zealand, 51 p. Fournier, R.O. 1977. Chemical Geothermometers And Mixing Models For Geothermal Systems. Geothermics. Fournier, R.O. 1979. A revised equation for the Na/K geothermometer. Geothermal Resources Council Transactions. Volume 3, 221-224. Fournier, R.O. 1983. A method of calculating quartz solubilities in aqueous sodium chloride solutions. Geochim. Cosmochim. Acta., 47, pp. 579-586. Gemici, Ü., Filiz, Ş. 2001. “Hydrogeochemistry of Çeşme geothermal area”, Journal of Volcanology and Geothermal Research, 110, 171-187. Gemici, Ü., Tarcan, T., 2002. “Distribution of boron in thermal waters of Western Anatolia, Turkey,and examples on their environmental impacts”, Environmental Geology, 43: 87-98. Ghose, D., Paul, D., Sastri, R.C. 2003. Radon as a tracer for helium exploration in geothermal areas. Radiation Measurements 36; 375-377. Gillmore, G.K., Crockett, R., Przylibski, T. 2010. “IGCP Project 571:Radon, Health and Natural Hazards” Preface. Nat. Hazards Earth Sci. 10, 2051-2054.
156
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Haizlip Robinson, J., Haklıdır Tut, F., Garg, S.K. 2013. “Comparison of Reservoir Conditions in High Non-condensable Gas Geothermal Systems”. 38th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford- CA, February 11-13, 2013. Haklıdır Tut, F.S., Haizlip Robinson, J., “Required Hydrogeochemical Studies During Survey and Production Periods in Geothermal Fields: With Kızıldere Geothermal Field Model”. 5th Geochemistry Symposium, 23-25.05.2012, Denizli-TR. Haklıdır Tut, F.S., Şengün, R. Uzun, A., Kılınçarslan S. 2015. “The Importance of Processing Geothermal Fluids for Sustainability of Geothermal Power Plants: With Kızıldere (Turkey) Geothermal Field Case”, Proceedings of World Geothermal Congress, Melbourne-Australia, 19-24 April 2015. Haklıdır Tut, F. S., Şengün, R. 2016. “Thermodynamic Effects on Scale Inhibitors Performance At Multi-flash and Advanced Geothermal Power Systems” , Proceedings, 41st Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, February 22-24, 2016. Haklıdır Tut, F.S., Haklıdır M. 2017. “Fuzzy control of calcium carbonate and silica scales in geothermal systems”, Geothermics, v. 70, p. 230-238. İnan S., Pabucçu, Z., Kulak, F., Ergintav, S., Tatar, O., Altunel, E., Akyüz, S., Tan, O., Seyis, C., Çakmak, R., Saatçılar, R., Eyidoğan, H. 2012. Microplate boundaries as obstacles to pre-earthquake strain transfer in Western Turkey: Inferences from continuous geochemical monitoring. Journal of Asian Earth Sciences, 48; 56-71. Karamanderesi, H., Helvacı, C., 2003. Geology and Hydrothermal Alteration of the AydınSalavatlı Geothermal Field, Western Anatolia, Turkey. Turkish Journal of Earth Sciences, v. 12, pp. 175-198. Lund, J. W. 2005.100 years of geothermal power production. Geo-heat Cent Q Bull. 25 (3) 11-19. Mather, T.A. 2013. Geochemistry. Reference Module in Earth Systems and Environmental Sciences; https://doi.org/10.1016/B978-0-12-409548-9.05929-7. Mutlu, H., Güleç, N., 1998. Hydrogeochemical outline of thermal waters and geothermometry applications in Anatolia, Turkey, Journal of Volcanology and Geothermal Research, v. 85, 495-515. Óskarssona, F., Ásgeirsdóttira, R. 2017. Radon in Icelandic Cold Groundwater and Low Temperature Geothermal Water. Procedia Earth and Planetary Science 17 229-232. Şimşek Ş. 2003. Hydrogeological and isotopic survey of geothermal fields in the Buyuk Menderes Graben, Turkey. Geothermics, V.. 32 P. 669-678. Truesdall, A. H. 1976. Summary of section III - geochemical techniques in exploration. In: Proceedings, Second United Nations Symposium on the Development and Use of Geothermal sources, SF. Uzun, A., Haklıdır Tut, F.S., “Geothermal Energy Potential Evaluations of Alteration Minerals, Determined and Observed at Kızıldere Geothermal Field”. 5th Geochemistry Symposium, 23-25.05.2012, Denizli-TR.
157
158
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL MERKEZİ ISITMA VE JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLERİ YATIRIMLARININ TEŞVİK İHTİYACININ İNCELENMESİ INCENTIVE REQUIREMENT OF GEOTHERMAL DISTRICT HEATING AND GEOTHERMAL POWER PLANT INVESTMENTS Orhan Mertoğlu, Nilgün Başarır Türkiye Jeotermal Derneği, Çankaya/Ankara (o.mertoglu20@gmail.com)
159
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL MERKEZİ ISITMA VE JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLERİ YATIRIMLARININ TEŞVİK İHTİYACININ İNCELENMESİ Orhan Mertoğlu, Nilgün Başarır Türkiye Jeotermal Derneği, Çankaya/Ankara (o.mertoglu20@gmail.com)
ÖZ Yeni, yenilenebilir, çevre dostu ve temiz enerji olan jeotermalin değerlendirme yatırımları Dünya’nın çeşitli yerlerinde çeşitli şekillerde kamu tarafından desteklenmektedir. Bu desteğin birçok nedeni vardır. Bu makalede, jeotermal merkezi ısıtma yatırımlarında ve jeotermal elektrik santrallerinin aramadan üretime kadar ve işletme aşamasında Dünya’da nasıl teşvik edildiği incelenmektedir. Jeotermal elektrik santrallerindeki teşvik yöntemleri ve jeotermal saha ihale usulleri ayrıca tartışılmalıdır. Türkiye’nin bu konuda başarılı olmasını sağlayan 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun ile 5686 sayılı Jeotermal Kaynaklar ve Doğal Mineralli Sular Kanunu'ndan önce 2005 yılında Antalya’da düzenlenen Dünya Jeotermal Kongresi ile jeotermale ışık tutulması ve devamında politikacıların, bürokratların, bakanların jeotermal ile ilgilenmeye başlaması, ardından çıkarılan jeotermal kanunu ve teşvik kanunu ve bunların neticesinde Türk özel sektörünün cesur davranması ve risk alması sonucu bu başarı ortaya çıkmıştır. Ayrıca, MTA’nın arama yapması neticesinde sahaların bulunması son derece önemlidir ve bu başarının önemli bir parçasıdır. MTA’nın ihale usulü de yine Dünya’ya örnektir. Aşağıda jeotermal ısıtma ve elektrik üretim yatırımlarının teşvik ihtiyacı nedenleri açıklanmaktadır. Anahtar Kelimeler: Jeotermal merkezi ısıtma, jeotermal elektrik, yatırım, teşvik,Türkiye
160
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
INCENTIVE REQUIREMENT OF GEOTHERMAL DISTRICT HEATING AND GEOTHERMAL POWER PLANT INVESTMENTS Orhan Mertoğlu, Nilgün Başarır Turkish Geothermal Association, Çankaya/Ankara-TÜRKİYE (o.mertoglu20@gmail.com)
ABSTRACT Geothermal investments in different parts of the world are supported by the governments in different ways. There are several reasons for this support. In this paper, we are going to evaluate how the geothermal heating and power generation investments are supported in the world from research to operational phase. The incentive procedure of the geothermal power plant investments and the geothermal field tendering methods should be discussed furthermore. The Law to Use the Renewable Energy Resources for Electricity Production (No: 5346, Date: May 10, 2005) and the Law on Geothermal Resources and Natural Mineral Waters (No: 5686, Date: June 3, 2007) and its Implementation Regulation (No: 26727, Date: December 2007) were released after the World Geothermal Congress 2005 realized in Antalya, which threw light on geothermal and attracted the attention of politicians, bureaucrats and ministers. The success in geothermal resulted after these developments with taking risk by the Turkish private sector. Furthermore, the investigations made by MTA has an important contribution to this success. The tendering method of MTA is setting a good example for similar applications in the World.The reasons of incentives applied to the geothermal heating and electricity generation investments have been explained below. Key Words: Geothermal incentives,Turkey
district
heating,
geothermal
electricity,
investment,
161
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 1.
GİRİŞ
Jeotermal yeni, yenilenebilir, tekrarlanabilen, çevre dostu milli bir enerji kaynağıdır. Türkiye jeotermal ısıtma ve kaplıca uygulamalarında dünya dördüncüsü olup, jeotermal elektrik üretimi ile ilgili olarak 2015 yılında en fazla kurulu güç ilavesi yapan ülke olarak Dünya lideri olmuş, elektrik kurulu güç kapasitesi açısından dünya dördüncüsü olmuştur. Türkiye halen dünyadaki bu yerini korumaktadır. Teşvikler yenilenebilir enerji kaynaklarının gelişmesi ve daha fazla kullanılarak ülke ekonomisine kazandırılmasında en önemli ve en başarılı mekanizmaları oluşturmaktadır. Yenilenebilir enerjilere ilk kez Avrupa'da uygulanmaya başlanmış olan teşvikler (Feed in Tariff (FiT)) zaman içerisinde dünyada yaklaşık 30 ülkede uygulanmaya başlanmıştır (Büscher, E., 2012). Türkiye'de 2005 yılından itibaren yürürlüğe giren 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun ile birlikte Jeotermal enerjiden üretilen elektriğin kWh'i 10,5 Dolar cent ile devlet tarafından desteklenmiştir. Buna ilave olarak yerli üretilen makina ve ekipmanlar için de toplam 2,7 dolar cent/kWh'e kadar teşvik bulunmaktadır. Jeotermal merkezi ısıtma uygulamaları için ise Türkiye'de bir FiT ve teşvik sistemi bulunmamaktadır. 2.
JEOTERMAL İHTİYACI
MERKEZİ
ISITMA
YATIRIMLARININ
TEŞVİK
Jeotermal merkezi ısıtmada daha çok sığ kuyulardan (1000 m derinliğe kadar) üretilen 50120 °C civarında olan akışkanlar ile merkezi ısıtma yapılmaktadır. Jeotermal merkezi ısıtma sistemleri dünyada şehir konseyleri, belediyeler ve yer yer de özel sektör ortaklıkları ve belediye şirketleri tarafından yapılmaktadır. Jeotermal merkezi ısıtma sistemleri 1930'lu yıllarda dünyada uygulanmaya başlanmıştır. Temel amacı İzlanda'da yoğun olan hava kirliliğini önlemek olmuştur. Ancak, sonradan ekonomi unsuru olmuş ve jeotermal akışkanların çok uzun mesafeler taşınması söz konusu olmuştur (örn.İzlanda'da 27 km'lik taşıma). Jeotermal kaynakların aranması için sürekli teknikler gelişmektedir. Aramanın önemli boyutta riskleri vardır. Diğer enerji kaynakları ve yenilenebilirler gibi açıkça ölçülebilir (tespit edilebilir) değildir. Jeotermal merkezi ısıtma sistemlerinde pazar vatandaşın evidir. Pazar zaman zaman büyük zaman zaman küçük, binalar dağınık olup, şehrin belli yerleridir. Bu anlamda jeotermal kuyulara uzak ve yakın bölgeler söz konusu olduğunda bağlantı oranlarına bağlı olarak özellikle yatırımın ekonomisi değişmektedir. Jeotermal merkezi ısıtma yatırımlarında en önemli riskler şu şekilde sıralanabilir: 1. Kaynak riski, arama riski, sondajların başarısız olma riski, 2. Uzun taşıma mesafeleri ve bundan kaynaklanan yatırımlar, 3. Şehir içersindeki bağlantı oranları
162
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Jeotermal merkezi ısıtma sistemleri birinci derece ticari yatırımdan ziyade sosyal amaçlı, hizmet getiren, çevrecilik yanı olan, hava kirliliğini önleyen bir yatırım şekli olduğu için dünyada özellikle devletler tarafından jeotermal ısıtma yatırımlarına kuruluştan itibaren teşvik uygulanmaktadır. Bu teşvik Almanya'da İtalya'da önemli bir boyuttadır. Şu anda Avrupa'da 200 ün üzerinde yeni proje vardır. Ana nedeni doğalgaza bağımlılığı, dışa bağımlılığı azaltmak, çevreci kaynağı kullanmak ve ekonomi sağlamaktır. İtalya'da jeotermal ısı satışının üzerine 1 €cent/kWh gibi bir ilave prim ödenmesi, Almanya'da her bir ana boru hattı için 500 bin € gibi bir hibe ödenmesi ve jeotermal elektrik santrallerine entegre olduğu zaman üretilecek ısının 6 €cent/kWh gibi bir alımının olması önemli teşvik unsurlarıdır. Ayrıca her bir ısı merkezine 2 Milyon €'ya kadar hibe de yapılmaktadır. İngiltere'de Yenilenebilir enerjilerden elde edilen ısı enerjisi için teşvik uygulanmaktadır. FiT'ye benzer ve ilave olarak enflasyonu da kompanse eden bir uygulama olarak dünyada ilk kez yenilenebilir enerjilerden ısı üretimini destekleyen ve 2011'den itibaren geçerli olan bir mekanizmadır. Soğutma ile ısı ve elektrik üretimi entegre uygulamalarını, derin jeotermali de içeren ve 20 yıllık bir süreyi kapsayan bu teşvik, her yıl revizyona tabi tutularak devlet bütçesinden karşılanmaktadır. Derin jeotermal için 2017 yılında verilen destek 5,9 €ct/kWh olmuştur. Almanya'da şu an için yenilenebilir ısıtma uygulamalarına FiT desteği bulunmamaktadır. Ancak, derin jeotermalden ısı üretimi uygulamalarına KfW'nun Yenilenebilir Enerji Teşvik Programı (MAP) kanalıyla destek verilmektedir. Bu destek: - Isı merkezi hibesi (200€/kWth, ısı merkezi başına maksimum 2 milyon Euro) - Sondaj maliyetleri hibesi (derinliğe bağlı olarak 375-750 €/dikey metre, kuyu başına maksimum 2,5 milyon €, proje başına maksimum 4 kuyu) - Jeolojik/teknik problemlerden kaynaklanan ilave maliyetler (ilave maliyetlerin en fazla %50'si olmak üzere, kuyu başına en fazla 1,25 milyon € ve proje başına en fazla 4 kuyu) Türkiye şartlarında jeotermal merkezi ısıtma sistemleri için herhangi bir teşvik yoktur. Türkiye'de jeotermal merkezi ısıtma sistemini kurabilmek için belediye, valilik, İl Özel İdaresi, YİKOB, belediye şirketlerinin özel sektör ortaklarının öncelikle bir jeotermal sahaya sahip olması gerekmektedir. Jeotermal sahaya sahip olabilmek için öncelikle ruhsat alınması, ihaleye girilmesi, sondaj yapılması ve jeotermal akışkanı bulunması ve bulunan jeotermal sahanın da şehre teknik ve ekonomik taşıma mesafesinde olması gerekmektedir. Böyle bir teşvik maalesef yasalarımızda yoktur. Ayrıca ısı kanunumuz da yoktur. Böyle bir öncelik verilmemiştir. Ayrıca, kullanılan makine teçhizatın yerli olması halinde yatırımda %25'e kadar bir teşvik primi ödemesi yapılmasında fayda vardır. Ayrıca, yatırımda KDV istisnasına ihtiyaç vardır. Yatırım için vatandaştan alınan katılım bedelleri abonelik ücretlerinin yanında belediyelerin (yatırımcı) yatırıma en az %25 oranında özkaynak koyması gerekmektedir. Bu özkaynağın da kamu tarafından karşılanması gerekmektedir. Bu hibe veya 20 yıl vadeli özel alt yapı kredisi olabilir. Bunun dışında belediyeler, belediye şirketleri, valilik şirketleri (il özel idaresi, YİKOB), valilik beraberliği ve özel sektör beraberliğindeki şirketler bu yatırımı yaparken bir ticari yatırım özelliği ile kredi almaktadırlar. Dolayısıyla yukarıda saydığımız
163
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ riskler ve zorluklar nedeniyle yatırımcının özellikle yatırım döneminde teşvik edilmesi gerekmektedir. İşletme dönemi için bir teşviğe ihtiyaç yoktur çünkü işletmenin belli bir oranda bağlantıya geldiği zaman karlılığı bellidir ve kesindir. Türkiye şartlarında şu anda jeotermal ısı satışının fiyatı doğalgaz ısı eşdeğerinin en fazla %50si kadardır (1-2 $cent/kWh ısı). 3.
JEOTERMAL İHTİYACI
ELEKTRİK
ÜRETİM
YATIRIMLARININ
TEŞVİK
Jeotermal elektrik üretim santrallerinde 110°C'den 250°C'ye kadar olan sıcaklıklar önem taşımakta olup, derin kuyuların açılması gerekmektedir. Gelişen arama teknolojisine rağmen her kuyu üretim için uygundur demek doğru değildir. Derin aramalar için milyon dolarlar mertebesinde önemli paralar harcanmaktadır. Bir etüt arama maliyeti bir jeotermal santral için 5 milyon dolar civarındadır (sondaj hariç). Buna ilaveten yapılacak sondajlar derin olduklarından, bu kuyularda başarısızlık riski diğerlerine göre daha yüksektir. Bu kuyularda açılı sondaj yapma, çamur motorlu sondaj yapmanın riskleri ve maliyetleri çok yüksektir. Bütün bu harcamalardan sonra kuyu yeterli uygunlukta olmayabilir. Bunun oranı Türkiye şartlarında yaklaşık %20 kadardır. Her bir kuyunun global olarak 2-4 milyon dolara mal olduğu düşünüldüğünde bu bir kayıp ve önemli bir risk olarak ortaya çıkmaktadır. Dolayısıyla jeotermal elektrik santrallerinde jeotermal saha ile ilgili etütler neticesinde sondajlar yapıldıktan sonra da sahada risk her zaman için devam etmektedir. Yani arama riski vardır ve kaynak riski vardır. Buradaki kaynak riski jeotermal kaynak riskidir. Bu kaynağın aranması, bulunması ve işletilmesi için yapılan harcamalar ve zaman riskidir. Jeotermal elektrik santrali yatırımlarında öncelikle teşvik edilmesi gereken arama riskidir. Bu jeotermal santraller flash tipi santraller olursa güçleri yaklaşık 100 MWe kadar, binary tip olursa bugün bile 20-30 MWe civarında kalmaktadır. Bugün hidrolik santraller, termik santraller doğalgaza dayalı santraller yüzlerce MW büyüklüğünde, nükleer santraller 3-5 bin MW büyüklüğünde olmaktadır. Jeotermal santral yatırımlarında ise, kapasite küçüklüğü nedeniyle bir yatırım büyüklüğü ortaya çıkmaktadır. Dolayısıyla jeotermal elektrik santralleri yatırımlarının teşvik edilmesi desteklenmesi gerekmektedir. Bugün İtalya'da, Japonya'da, İsviçre'de jeotermal elektrik santralleri 10 MWe'ın altında olursa daha yüksek feed in tariff uygulanmaktadır, üstünde ise daha düşük uygulanmaktadır. Ayrıca, vatandaştan arsa satın alınması ve diğer bilinmeyen ve beklenmeyen harcamalar, yatırımların ekonomisini menfi etkilemektedir. ürkiye'deki ve dünyadaki jeotermal elektrik santrallerin gücünün diğer santrallere göre düşük olması yatırım ve ticari açıdan bir dezavantaj oluşturmaktadır. Ancak jeotermal elektrik santrallerinde işletme döneminde üretilen enerjinin dışa ve dövize bağımlılığı yok denecek kadar azdır. Yani döviz ile satın alınan enerjiye ikamedir. Ayrıca bu aramalar ve sondajlar yapılırken, santral kurulurken yerel istihdam sağlanmakta, teknoloji öğrenilmekte ve teknolojiye sahip olunmaktadır, insan gücü yetiştirilmekte, teknik güç ve teknolojik bilgi artmaktadır. Ayrıca, yerli makina teçhizata verilen teşvikler nedeniyle yerli üretim sağlanmaktadır. Bunu kısmen Türkiye sağlamış durumdadır. Zaten MTA'nın yapmış
164
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ olduğu ihale modeli dünyaya örnektir ve başarılı bulunmaktadır. Yatırımcı Türk Özel sektörü, MTA ve Üniversite özel sektör ile el ele vererek bir başarı hikayesi yazmıştır. Dünyaya örnek olmuştur. Türkiye Jeotermal Derneği olarak herkesi kutluyoruz. Devletimize, hükümetimize teşekkür ediyoruz. Ayrıca, jeotermal elektrik santrallerindeki atık ısının (kondenser), reenjeksiyona giden bir miktar ısının konut ve sera ısıtmasında, soğutma ve kurutmada kullanılmasında yarar vardır. Jeotermal elektrik santrallerinin bundan sonra yapılacak dizaynlarında hava soğutmalı kondenserden önce koyulacak bir ısı eşanjörü ile özellikle kış aylarında havaya atılacak olan ısının sera ısıtmasında kullanılması teknik ve ekonomik açıdan cazip olacaktır. Ancak bu bir ek maliyettir ve yatırımda bunun için de ek teşvike ihtiyaç vardır. Türk özel sektörü ve dünyadaki özel sektör teşvike ve krediye her zaman sıcak bakmıştır. Yatırımlar ile ilgili olarak yatırımcıların en çok üzerinde durduğu konular yatırımlar için uygun teşvik ve kredi imkanlarıdır. Yukarıda sayılan nedenlerden dolayı dünyada ABD Kaliforniya dahi jeotermale zamanında teşvik uygulamıştır. Fransa, İtalya, Almanya, Japonya, Hindistan, jeotermal elektrik üretimi için aşağıdaki feed in tariffleri uygulamaktadır. Bu rakamlardan, şu anda Türkiye'de uygulanan 10 yıl alım garantisi ve 10,5 dolar cent/kWh'lik teşvikin bile çok düşük olduğudur. Tablo 1: Jeotermal teşvik baz tarifeleri (İtalya) Net Kapasite (kW)
Süre (Yıl)
Baz Tarife ($cent/kWh)
1-2000
25
18,4
2000-20000
20
13,5
>20000
20
11,6
Tablo 2: Jeotermal teşvik ilave prim tarifeleri (İtalya) Durum Sıfır emisyonla akifere tam reenjeksiyon yapılması Üretim lisansı alınan yeni bir sahada 10 MWe kapasiteli ilk yeni santral yapılması Hidrojen sülfür ve civanın en azından % 95’inin emisyondan uzaklaştırıldığı yüksek entalpili kaynaklar
İlave Prim Tarife ($cent/kWh) 4.1 4.1 2.1
İtalya’nın jeotermal elektriğe uygulayacağı teşviklerin (FiT-feed in tariff) önemi, büyüklüğü ve uygulama süresinin 20-25 yılları bulması (11,6 – 13,5 – 18,4) US $ cent/kWh + (4,1 – 4,1 – 2,1) US $ cent/kWh ilave prim gibi teşvik uygulamaları bulunmaktadır.
165
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Türkiye'nin jeotermal elektrik potansiyeli hidrotermal olarak; 12,5 $cent/kWh alım haline göre 2500 MWe, teknik potansiyel ise en fazla 4500 MWe olarak ön görülmüştür (Türkiye Jeotermal Derneği, 2019). Ancak, Türkiye'de asıl büyük potansiyel 3000-5000 m derinlikteki EGS'dedir (Enhanced geothermal systems-Geliştirilmiş jeotermal sistemler) veya Hot Dry Rock (Kızgın Kuru Kaya)’dir. Buradaki teknik potansiyelimiz 400.000 MWe’dir. Oradaki potansiyelin gerçekte kullanılabilmesi, teknik ve ekonomik açıdan değerlendirilebilmesi için ilave teşvike (feed in tariffe) ihtiyaç vardır çünkü EGS sisteminde (kimyasal ve hidrolik stimülasyon) risk daha fazladır ve sondajlar daha derindir. Almanya zamanında 25 €cent/kWh'e ilaveten EGS için ilave 5 euro cent teşvik vermiştir. Bütün bunlara bakıldığı zaman Türkiye için 10,5 dolar centin çok az olduğu ortaya çıkar. EGS teknik ekonomik potansiyelimiz ise 15 USD cent/kWh ve 15 yıl alım garantisine göre 20.000 MWe’lik bir potansiyel hesap ediyoruz. Türkiye’nin önündeki yeni hedef budur. Bunun için Türkiye’nin yeni teknoloji yeni konsept EGS için özel teşvikler uygulaması, EGS’i hayata geçirip milli ekonomiye daha büyük katkı sağlaması için gereklidir. Dolayısıyla Almanya’da 25 € cent/kWh, Japonya’da 22-34 USD cent/kWh ve İsviçre’de 32 € cent/kWh’lere kadar çıkan 20 yıllık teşvikler bu devletler (örn. Fransa) tarafından boşuna verilmemektedir. Bu teşviklerin verilmesinin anlamı ve mantıklı gerekçeleri vardır. Türkiye’nin jeotermal kaynak zenginliğinin ve potansiyelinin ülke ekonomisine katkı sağlaması için teşvik sisteminin devam etmesi zorunludur. Eğer teşvik sistemi uygulanmaz ise jeotermal arama ve değerlendirmeler duracaktır. Çünkü jeotermal de arama riski yani jeolojik risk yüksektir. Bir kuyu 3-4 milyon dolarlara mal olmaktadır. Yatırım tutarları yüksek, ancak işletme giderleri düşüktür. Türkiye’nin bundan sonra hidrotermal jeotermal sahalarda daha büyümesi ve büyümenin devam etmesi için feed in tariff dediğimiz alım fiyat garantisinin yani teşviğin 10 yıl daha devam etmesi ve 12,5 USD cent/kWh’in üzerinde bir teşvik verilmesi ve alım garantisi süresinin 15 yıl olması gerekli görülmektedir (bir çok ülkede bu süre 15 - 25 yıldır) 10 yıl alım garantisi ve 10,5 USD cent/kWh ile Dünya’da verilen en düşük teşvik rakamı Türkiye’dedir. Bu teşviğin 25 yıl alım garantisi ve 40 USD cent/kWh’leri bulduğu ülkeler vardır. Enerjisinin önemli bir kısmını kömürden temin eden Hindistan'da 15 USD cent/kWh ve 15 yıl olarak jeotermale teşvik vermektedir. Türkiye’nin Rusya ile kuracağı nükleer santralin alımı bile eskalasyonlarla birlikte 15 USD cent/kWh’leri bulmaktadır. Dolayısıyla bu rakamın kendi yerli, milli kaynağımız olan jeotermale verilmesi şarttır çünkü bu yatırımı yapan Türk Özel sektörüdür ve bizim enerjide dışa bağımlılığımızı da azaltmaktadır.
166
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Özellikle enerjide dışa bağımlılığı çok yüksek olan cari açığın tümünün enerjiden geldiği bir ülkede yenilenebilir yerli enerjiyi teşvik etmek milli bir zorunluluktur. Bu bir vatan hizmetidir, ülkeye hizmettir. Ayrıca, jeotermal elektrik santralleri jeotermal enerji temiz enerji sınıfındadır. Türkiye'deki bazı uygulamalarda yanlışlıklar bulunmakta, tam reenjeksiyon yapılmamakta, bacalardan CO2 atılmakta, çok az da olsa atılan H2S'den kaynaklanan problemler bulunmaktadır. Bunların hepsinin teknik önlemleri vardır. Devlet bunun için de ayrıca bir teşvik uyguladığı takdirde %100 temiz sıfır emisyonlu enerji üretmek mümkündür. Bugün jeotermal ısıtma yapılan merkezi ısıtma sistemlerinde birçok yerde emisyon sıfırdır, hiçbir atım yoktur. Örneğin İzmir Balçova jeotermal merkezi ısıstma sisteminde 37 bin ev ısınmaktadır (200 MWt). Havaya Toprağa hiç bir atım yoktur. Yaptığımız çalışmaya göre CO2' de son 10 yılda %50-70 arasında bir azalma vardır. H2S için de eliminasyon sistemleri vardır. Bunların uygulanması zorunludur. Kamuoyundaki tepkileri üzüntü vericidir. Türk özel sektörü acilen önlem alıp devlet de denetim sistemini çalıştırıp teşviği de uyguladığı takdirde bu sorunların tamamı çözülecektir. Tüm yatırımcılar ve devlet el ele vermeli ve bu menfi intibayı müspete çevirmelidir. Jeotermal elektrik santralı yatırımcısı veya işletmecisi reenjeksiyondan veya diğer yollardan ısı satışını ev, sera, kurutma, soğutma vb 'ne yaptığı takdirde sattığı (temin ettiği) kWh ısı için doğalgaz ısı eşdeğerinin %5'i kadar kamudan prim almalıdır ve özel sektöre, kullanıcılara da temin ettiği ısının karşılığı yine doğalgaz ısı eşdeğerinin %5'inin üzerinde olmamalıdır. Yani bu durumda hem jeotermal santral yatırımcısı ve işletmecisine bir ek gelir hem de diğer yan kullanımlar için bir teşvik oluşturulacak, şehir ısıtma, sera ısıtma, soğutma, kurutma ve diğer yatırımların, istihdam ve ekonomik faaliyetin önünün açılmasına olanak sağlayacaktır. 4.
SONUÇ VE ÖNERİLER
- Jeotermal elektrik santrali yatırımlarında öncelikle teşvik edilmesi gereken arama riskidir. Jeotermal elektrik santrallerinde işletme döneminde üretilen enerjinin dışa ve dövize bağımlılığı yok denecek kadar azdır. Yani döviz ile satın alınan enerjiye ikamedir. - Türkiye’nin jeotermal kaynak zenginliğinin ve potansiyelinin ülke ekonomisine katkı sağlaması için teşvik sisteminin devam etmesi zorunludur. Eğer teşvik sistemi uygulanmaz ise jeotermal arama ve değerlendirmeler duracaktır. Çünkü jeotermal de arama riski yani jeolojik risk yüksektir. - Jeotermal elektrik santrallerindeki atık ısının (kondenser), reenjeksiyona giden bir miktar ısının konut ısıtmasında ve sera ısıtma, soğutma, kurutmada kullanılmasında yarar vardır. - Türkiye’nin bundan sonra hidrotermal jeotermal sahalarda daha büyümesi ve büyümenin devam etmesi için feed in tariff dediğimiz alım fiyat garantisinin yani teşviğin 10 yıl daha devam etmesi ve 12,5 USD cent/kWh’in üzerinde bir teşvik verilmesi ve alım garantisi süresinin 15 yıl olması gerekli görülmektedir (bir çok ülkede bu süre 15 - 25 yıldır).
167
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ - Jeotermal merkezi ısıtma uygulamaları için ise Türkiye'de bir FiT ve teşvik sistemi bulunmamaktadır. - Jeotermal merkezi ısıtma sistemi yatırımlarında, kullanılan makine teçhizatın yerli olması halinde yatırımda %25'e kadar bir teşvik primi ödemesi yapılmasında ve yatırımda KDV istisnası uygulanmasında fayda vardır. - Jeotermal merkezi ısıtma yatırımcısının yatırımcının özellikle yatırım döneminde teşvik edilmesine ihtiyaç vardır. İşletme dönemi için bir teşviğe ihtiyaç yoktur çünkü işletmenin belli bir oranda bağlantıya geldiği zaman karlılığı bellidir ve kesindir. Türkiye şartlarında şu anda jeotermal ısı satışının fiyatı doğalgaz eşdeğerinin en fazla %50si kadardır. - Jeotermal elektrik santralı yatırımcısı veya işletmecisi reenjeksiyondan veya diğer yollardan ısı satışını ev, sera vb 'ne yaptığı takdirde sattığı (temin ettiği) kWh ısı için doğalgaz eşdeğerinin %5'i kadar kamudan prim almalıdır ve özel sektöre, kullanıcılara da temin ettiği ısının karşılığı yine doğalgaz eşdeğerinin %5'inin üzerinde olmamalıdır. Yani bu durumda hem jeotermal santral yatırımcısı ve işletmecisine bir ek gelir hem de diğer yan kullanımlar için bir teşvik oluşturulmuş olmakta, şehir ısıtma, sera ısıtma ve diğer yatırımların önünün açılmasına olanak sağlanmaktadır. - Jeotermal elektrik santrallerinin kapasitelerinin küçük olması nedeniyle, yatırım büyük olmakta, dolayısıyla teşviğe ihtiyaç duyulmaktadır. - Türkiye'nin toplam jeotermal muhtemel teorik ısı potansiyeli 60.000 MWt'dir. - Türkiye'nin jeotermal elektrik potansiyeli hidrotermal olarak; 12,5 $cent/kWh alım haline göre 2500 MWe, teknik potansiyel ise en fazla 4500 MWe olarak ön görülmüştür (Türkiye Jeotermal Derneği, 2019). - EGS teknik ekonomik potansiyelimiz ise 15 USD cent/kWh ve 15 yıl alım garantisine göre 20.000 MWe’lik bir potansiyel hesap ediyoruz. Türkiye’nin önündeki yeni hedef budur. REFERANSLAR - Büscher, E., Feed-in Tariffs Blessing or Curse for Geothermal Energy Worldwide Background and Overview, GRC Transactions Vo. 36, 2012 - Kreuter, H., Support Schemes for Geothermal Heating and Cooling in England and Germany, 2018 - Türkiye Jeotermal Derneği Sirküleri, Kasım 2018.
168
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
HIGH TEMPERATURE ENERGY STORAGE TECHNIQUES YÜKSEK SICAKLIKLI ENERJİ DEPOLAMA TEKNİKLERİ Levent BİLİR, Emin Selahattin UMDU, Nurdan YILDIRIM Yaşar University, Energy Systems Engineering Department, Universite Caddesi No:37-39 Bornova / İzmir (levent.bilir@yasar.edu.tr)
169
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
HIGH TEMPERATURE ENERGY STORAGE TECHNIQUES Levent BİLİR, Emin Selahattin UMDU, Nurdan YILDIRIM Yaşar University, Energy Systems Engineering Department, Universite Caddesi No:37-39 Bornova / İzmir (levent.bilir@yasar.edu.tr)
ABSTRACT Energy supply and demand are not economically and environmentally sustainable as the emissions of carbon dioxide due to energy generation will be doubled by 2050. Hence, energy efficiency and thermal energy storage became important concepts in terms of decreasing the carbon dioxide emission and providing a consistency between energy supply and demand. There are basically 3 types of thermal energy storage. These are sensible heat, latent heat and thermochemical energy storage. The first two techniques were investigated in many researches. While in sensible heat storage, the temperature of a medium is increased without a change of phase, in latent heat storage the medium undergoes a change of phase. As the energy in the phase transformation is used, the stored energy for the second technique is higher. The thermal energy storage is implemented in many sectors and high temperature thermal energy storage provides a large energy saving potential in industrial applications. In the present study, the materials and systems used in high temperature thermal energy storage is summarized. Keywords: Thermal energy storage, high temperature, materials and systems
170
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
YÜKSEK SICAKLIKLI ENERJİ DEPOLAMA TEKNİKLERİ Levent BİLİR, Emin Selahattin UMDU, Nurdan YILDIRIM Yaşar University, Enerji Sistemleri Mühendisliği Bölümü , Universite Caddesi No:37-39 Bornova / İzmir (levent.bilir@yasar.edu.tr)
ÖZ Enerji arz ve talebi üretimin 2050 yılına kadar iki katına çıkması ve bu nedenle karbon dioksit salınımının da artması dolayısıyla ekonomik ve çevresel açıdan sürdürülebilir olmamaktadır. Bu nedenle enerji verimliliği ve ısıl enerji depolama karbon dioksit salınımı düşürme ve enerji talep ve arzı arasında uyumu sağlama açısından önemli kavramlar haline gelmiştir. Temel olarak 3 değişik ısıl depolama tipi bulunmaktadır. Bunlar duyulur ısı, gizli ısı ve termo-kimyasal enerji depolamadır. İlk iki teknik birçok araştırmacı tarafından incelenmiştir. Duyulur ısı depolamada bir malzemenin sıcaklığı faz değişimine uğramaksızın arttırılırken, gizli ısı depolamada malzeme faz değişimine uğrar. Faz geçişi sırasındaki enerji de kullanıldığı için ikinci teknikte depolanan ısı miktarı daha fazladır. Isıl enerji depolama birçok sektörde uygulanmaktadır ve yüksek sıcaklıklı ısıl enerji depolama endüstriyel uygulamalarda yüksek enerji tasarrufu potansiyeline sahiptir. Bu çalışmada yüksek sıcaklıklı ısıl enerji depolamada kullanılan sistemler ve malzemeler özetlenecektir. Anahtar kelimeler: Isıl enerji depolama, yüksek sıcaklık, malzeme ve sistemler
171
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 1. Giriş Enerji arz ve talebi, üretimin 2050 yılına kadar iki katına çıkacak olması ve bu nedenle karbon dioksit salınımının da artacak olmasından dolayı ekonomik ve çevresel açıdan sürdürülebilir olmamaktadır. Bu nedenle enerji verimliliği ve ısıl enerji depolama, karbon dioksit salınımı düşürme, enerji talep ve arzı arasında uyumu sağlama açısından önemli kavramlar haline gelmiştir. Birçok uygulama ve sistemde üretilen enerjinin üretim anında kullanımı mümkün olamadığı için enerji depolama büyük önem arz etmektedir. Bu durumun en güzel örneklerinden birisi güneş enerjisi uygulamalarıdır. Elde edilen güneş enerjisinin depolanma ihtiyacı dolayısıyla kullanımda bazı kısıtlamalar söz konusu olabilmektedir. Benzer durum birçok başka yenilenebilir enerji kaynağının kullanımında da söz konusu olabilmektedir. Örneğin, jeotermal enerji santrallerinde üretilen elektrik, talebin düşük olduğu durumlarda depolanmaya ihtiyaç duymaktadır. Bir diğer örnek olarak rüzgâr türbinlerinin ürettiği elektriğin depolanma gereksinimi gösterilebilir. Enerji depolama denilince akla gelen iki yöntem bulunmaktadır: Elektrik enerjisi depolama ve ısıl enerji depolama. Elektrik enerjisi depolama genellikle akülerde elektrik enerjisinin kimyasal enerjiye dönüştürülerek depolanması şeklinde gerçekleşmektedir. Isıl enerji depolamada ise üç tip bulunmaktadır: duyulur ısıl enerji depolama, gizli ısıl enerji depolama ve termokimyasal enerji depolama. Isı depolama malzemeleri Şekil 1’de de görüldüğü gibi oldukça geniştir. Genel olarak söylenebilir ki inorganik malzemeler organiklere nazaran hacim başına iki kat enerji depolayabilirler ve daha yüksek sıcaklıklarda çalışabilirler. Tüm ısıl depolama malzemelerinde faz ayrımı operasyonlarda sorunlar çıkarmakta ve kimyasal katkılar ya da karıştırıcı mekanizmalar ile çözülmeye çalışılmaktadır (Cárdenas 2013). Katı Duyulur Isı
Kayalar Metaller Su
Sıvı
Yağlar Ergimiş Tuz
Katı - Katı Isıl Enerji Depolama Malzemeleri
Gizli Isı
Diğerleri
Katı - Sıvı Sıvı - Gaz
Tuz Hidratlar İnorganik
Metal hidrit Metal oksit Termokimyasal
Organik çevrimleri Karbonat çevrimleri Hidrasyon / Dehidrasyon çevrimleri
Şekil 1: Isıl depolama malzemeleri sınıfları
172
Parafinler
Organik
Tuz Karışımları Metal Alaşımlar
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Isı transferi ve performans geliştirme teknikleri: Enkapsülasyon, malzemelerin kaplanarak kapsüller içinde tutulması, düşük sıcaklıktaki malzemeler için genellikle 200 °C'nin altında, için kullanılmaktadır. Bu durumda sert kapsül kullanımlarında malzemenin kapsül içindeki doluluğu %80’i aşmamalıdır, aksi taktirde döngüsel çalışmada yaşanacak basınç değişiklikleri kapsüle zarar vermektedir. Kanatlar (fin)ve genişletilmiş yüzeyler kullanıldığında ise özellikle tuzların neden olduğu korozyon sorunlara yol açmaktadır. Isı transfer performansları nedeniyle özellikle 400 °C’ye kadar olan sıcaklıklarda alüminyum kanatçık uygulamaları bulunmaktadır. Çelik kullanıldığı durumlarda ise hem ekipman büyüklüğü hem de maliyeti artmaktadır. Gözenekli metal matrisler yüksek gözenek oranına sahip oldukları durumda ısı transfer performansını yüksek oranda arttırmaktadırlar. Akademik çalışmalarda özellikle grafit kullanılan çalışmalar oldukça fazladır. Grafit yüksek ısı iletimi, erime sıcaklığı ve kimyasal dayanımı nedeni ile tercih edilmektedir. Uygulanan bir diğer teknik ise ısıl depolama malzemeleri içine yüksek iletkenliğe sahip parçacıkların eklenmesidir. Bu uygulamalar özellikle ısıl depolamada yeniden yükleme sıcaklığını arttırmada başarılıdır. Ancak toplam ısı depolama kapasitesinde azalmalar gözlenmiştir (Bruno 2013). 2. Yüksek sıcaklık ısıl enerji depolama yöntemleri 2.1. Duyulur Isıl Enerji Depolama Duyulur ısıl enerji depolama (DIED), ısıl enerji depolama yöntemleri arasında en basit ve teknolojik olarak en gelişmiş olan yöntemdir. Temel olarak bir malzemenin sıcaklığının verilen ısı ile arttırılmasına dayanır ve depolanan ısı miktarı malzemenin kütlesi ve özgül ısısı ile doğru orantılıdır. Tablo 1’de DIED’da genellikle kullanılan bazı malzemelerin özellikleri özetlenmiştir. Tablo 1: Duyulur ısı enerji depolaması için sık kullanılan katı ve sıvı malzemeler (Felderhoff vd. 2009’dan uyarlanmıştır). Sıcaklık çalışma Yoğunluk Özgül ısı aralığı [°C] [g/cm3] [kJ/kg K] Su 0- 100 0,98 4,19 Isı transfer yağları ≤ 350 0,87 2,10 KNO3/NaNO2/NaNO3 (53/40/7 % ağırlıkça) ≤ 450 1,85 1,30 Na (sıvı faz) ≥ 98 0,84 1,26 Döküm demir ≤ 1150 – 1300 7,20 0,54 Alüminyum ≤ 660 2,70 0,92 Ateş tuğlası Değişken 2,10-2,60 1,00 Al2O3 ≤ 1700 3,00 1,00 MgO ≤ 1700 3,00 1,00 Doğal taş Değişken 1,90 – 2,60 0,80 – 0,90 Beton Değişken 2,00 – 2,60 0,90
173
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 2.2. Gizli Isıl Enerji Depolama Eğer ki verilen ısı neticesinde malzemenin sıcaklığı faz değiştirme sıcaklığına ulaşır ve malzemeye ısı aktarımı devam ettirilirse bu defa malzemenin sıcaklığı sabit kalacak şekilde malzeme faz değişimine uğrar. Faz değişimi sırasında da büyük miktarda ısıyı bünyesinde depolamış olur. Bu yöntem gizli ısıl enerji depolama (GIED) şeklinde adlandırılmaktadır. GIED, DIEDya göre çok daha fazla yüksek yoğunlukta enerji depolamaya izin vermektedir. Ancak düşük ısıl iletkenlik, uzun süreli çalışmada malzemenin yapısındaki bozulmalar dolayısıyla bazı dezavantajlara da sahiptir. Tablo 2’de yüksek sıcaklıkta faz değişimine uğrayan bazı malzemeler ve faz değişim sıcaklıkları verilmiştir. Genellikle GIED kapasitesi, DIEDdan 3–5 kat daha yüksektir (Rönnebro vd. 2015). Tablo 2: Yüksek sıcaklıkta faz değiştiren bazı malzemeler (Tao ve He, 2018’den uyarlanmıştır) Faz Değişim Malzemesi
Faz Değişim Sıcaklığı [oC]
NaNO3 NaCl/MgCl2 Li2CO3/Na2CO3/K2CO3 NaNO2 Al/Si KNO3
308 444 550 290 577 334
Faz değişim malzemesi seçiminde kritik olan beş nokta vardır: Malzemenin faz değişim sıcaklığı çalışma sıcaklığına eşit veya çok yakın olmalıdır. Gizli ısı, depolama biriminin boyutunu en aza indirgemek için hacimsel olarak mümkün olduğunca yüksek olmalıdır. DIED kapasitesinden de yararlanabilmek için yüksek bir özgül ısıya sahip olmalıdır Enerji depolamayı verimli sağlamak için malzemenin içerisinde homojen bir sıcaklık dağılımı sağlanmalıdır. Bunun için ise ısı depolama malzemesinin hem katı ve hem de sıvı halinin yüksek bir ısıl iletkenliğe sahip olması gerekmektedir. Depolama ünitesinin makul bir ömre sahip olabilmesini sağlamak için kimyasal olarak kararlı olmalıdır. Faz değişim malzemeleri büyük avantajlar sunmasına rağmen pratik uygulamalarda yaygın kullanımını sınırlayan problemler ve teknik zorluklar bulunmaktadır. Bunların en önemlileri cihaz yapısı ve uzun ömürlülüğünün nasıl sağlanacağıdır. Isıl depolamada kullanılan malzeme ve cihazların üretim malzemeleri arasında gerçekleşen reaksiyonlar hem verimli çevrim sayısını azaltmakta hem de cihazda korozyona neden olarak kullanım ömrünü sınırlamaktadır. Yaşanan bir diğer sorun da özellikle tuz hidratların erime sıcaklığının altına soğutulduktan hemen sonra katılaşmamalarıdır. Kristalizasyon faz değişim sıcaklığından oldukça düşük bir sıcaklıkta başlar ve bu etki (subcooling) malzemenin kullanım verimini azaltır ya da çekirdeklenme (nucleation) olmadığında depolanan enerjinin çıkmasını tamamen önleyebilir. Çekirdeklendirme (nucleation) ajanları, sert iç duvarlara sahip kaplar ve soğuk parmak tekniği gibi teknikler kristalizasyonun faz değişim sıcaklığında olmasını sağlamak için kullanılmaktadır.
174
GT’2019 TĂœRKÄ°YE JEOTERMAL KONGRESÄ° 2.3. Termo-kimyasal enerji depolama Termo-kimyasal enerji depolama (TKED) ekzotermik olarak tepkimeye girebilen iki veya daha fazla kimyasal bileĹ&#x;iÄ&#x;in tersinir tepkimeler sĂźresince kullanÄąlmasÄą ve bu dĂśngĂźde enerji depolanmasÄąna dayanÄąr. Bu enerji, yĂźksek enerji depolama yoÄ&#x;unluklarÄą, ÄąsÄą kaybÄą olmaksÄązÄąn uzun sĂźreli depolama ile istikrarlÄą ve verimli enerji Ăźretimi için daha bĂźyĂźk bir olasÄąlÄąk sunar. TKED sistemleri genel olarak yĂźksek enerji yoÄ&#x;unluÄ&#x;una (yaklaĹ&#x;Äąk 1000 kJ/L) sahiptirler ve diÄ&#x;er teknolojilere gĂśre 8 – 10 kat fazla enerji depolama kapasitesine sahiptirler (AydÄąn 2015). TĂźm bu elveriĹ&#x;li Ăśzelliklerine raÄ&#x;men TKED sistemleri malzemelerin yeniden kullanÄąm stabilitesi ve yĂźksek verimli, gĂźvenilir enerji Ĺ&#x;arjÄą ve deĹ&#x;arj reaktĂśrlerinin temel zorluklarÄą nedeniyle yavaĹ&#x; yaygÄąnlaĹ&#x;maktadÄąrlar. Oldukça geniĹ&#x; bir yelpazede reaksiyonlar TKED için kullanÄąlabilecek olsa da hidrit, metal oksit ve organik sistemlere bu çalÄąĹ&#x;mada aÄ&#x;ÄąrlÄąklÄą olarak deÄ&#x;inilmiĹ&#x;tir. Karbonat temelli sistemlere operasyon basÄąncÄą ve ÄąsÄą transferini azaltÄącÄą sinterleĹ&#x;me reaksiyonlarÄą nedeniyle deÄ&#x;inilmemiĹ&#x;tir. Benzer nedenlerle hidrasyon ve dehidrasyon reaksiyonlarÄąna da deÄ&#x;inilmemiĹ&#x;tir (Pardo 2014). Metal oksit sistemler metallerin, metal alaĹ&#x;ÄąmlarÄąnÄąn veya metalik bileĹ&#x;iklerin hidrojen ile tepkimeye girmesi ve geri kazanÄąmÄą dĂśngĂźsĂź ile çalÄąĹ&#x;maktadÄąrlar. Bu dĂśngĂź Ĺ&#x;u Ĺ&#x;ekilde Ăśzetlenebilir: IsÄą geri kazanÄąmÄą
đ?‘› → đ?‘€ + đ??ť2 đ?‘€đ??ťđ?‘› + ∆đ??ť 2 â†? ÄąsÄą absorbsiyonu Bu reaksiyonda, M metal, metal alaĹ&#x;ÄąmÄą, intermetalik bileĹ&#x;iÄ&#x;i; MHn metal oksit bileĹ&#x;iÄ&#x;i ve ∆H ise açĹÄ&#x;a çĹkan ÄąsÄąyÄą gĂśstermektedir. Metal hidritler bilinen malzemeler arasÄąnda en yĂźksek pratik enerji yoÄ&#x;unluklarÄąna sahiptir ve bazÄą metal hidritler erimiĹ&#x; tuzlara gĂśre sekiz kat daha yĂźksek enerji yoÄ&#x;unluÄ&#x;una sahiptir, bu nedenle metal hidrit bileĹ&#x;iÄ&#x;i kullanan bir sistem en az sekiz kat daha kßçßk olabilir (RĂśnnebro vd. 2015). Tablo 3’te gĂśrĂźldĂźÄ&#x;Ăź gibi metal hidritler kendileri gibi tekrarlanan dĂśngĂźler halinde kullanÄąlan erimiĹ&#x; tuzlara gĂśre bile daha yĂźksek ÄąsÄą depolama potansiyeline sahiptirler. Tablo 3: ÇeĹ&#x;itli metal hidritenerji depolama teknolojilerinin karĹ&#x;ÄąlaĹ&#x;tÄąrÄąlmasÄą (RĂśnnebro 2015) IsÄą depolama sistemi ÇalÄąĹ&#x;ma sÄącaklÄąÄ&#x;Äą ve basÄąncÄą Reaksiyon enerjisi (kJ/mol) Titanyum Hidrit 650 – 700 °C, 1-3 Bar 150 Magnezyum Hidrit 450 – 500 °C, 40-100Bar 75 Kalsiyum Hidrit 1100 – 1400 °C, 1-5 Bar 186 ErimiĹ&#x; Tuz 350 – 550 °C 15 (NaNO3/KNO3 60:40) AyrÄąca metal hidritlerin geri dĂśnĂźĹ&#x;ĂźmlĂź enerji depolama sistemleri olarak farklÄą bir ĂśzelliÄ&#x;i, termal ayrÄąĹ&#x;malarÄą sonucunda, serbest bÄąrakÄąlan hidrojen aynÄą zamanda en yĂźksek gravimetrik enerji yoÄ&#x;unluÄ&#x;una sahip bir yakÄąt olmasÄądÄąr.
175
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Isı geri kazanım M + n/2 H2 → MHn+∆H
Isı depolama MHn+∆H → M + n/2 H2
Elektroliz
Isı depolama
H2O + ∆H → H2 + ½ O2
MHn+∆H → M + n/2 H2
Yanma
Isı geri kazanım
H2 + ½ O2 → H2O + ∆H
M + n/2 H2 → MHn+∆H
(a) (b) Şekil 2: (a) Metal bileşikler ile metal hidrit -hidrojen ısı döngüsü, (b) Güneş ısı enerjisi – elektrik hibrit sistem döngüsü Isı depolama uygulamasında, hidrit oluşumu sürecinde serbest kalan reaksiyon ısısı, yararlı bir ısı olarak işlev görür. Böylece hidrojen kapalı bir sistem içinde sınırlandırılmıştır ve çok sayıda ısı depolama döngüsü sırasında korunmaktadır. Diğer durumda- bir hidrojen deposu olarak- hidritten serbest kalan hidrojen açık bir sistemde bulunur ve hidritin yer değiştirmesinden sonra okside olarak su oluştur. Şekil 2’de döngü olarak açıklanan görünen bu durum jeotermal santraller için bir fırsat olarak kullanılabilir. Elektrik tarifelerinin düşük olduğu dönemlerde suyun elektrolizi ya da diğer yöntemler ile hidrojen tekrar üretilerek ısı üretimi için metal hidritlerle reaksiyona sokulabilir. Bu şekilde kurgulanan sistem solar ısı enerjisi – elektrik hibrit sistem döngüsü yeterli güneş ışığı olmayan dönemlerde yanma reaksiyonu ile sistemi desteklerken; güneşli dönemlerde metal hidrit enerji döngüsü ısı depolamayı devam ettirebilecektir. Organik sistemler yüksek entalpiye sahip reaksiyonlardır. Temel olarak bir hidrokarbonun kontrollü olarak yanması ve bu reaksiyonun tersinir olarak kullanılarak enerjinin depolanmasına dayanır. Metan, benzen ya da heksan sıklıkla kullanılan bileşiklerdir. 3. Yüksek sıcaklık ısıl enerji depolama yöntemlerinin karşılaştırılması Aynı kapasitede oldukları varsayıldığında yüksek enerji yoğunluğu daha düşük hammadde ve depolama tankı maliyetlerine yol açmaktadır. Bunun yanında düşük hacimler yardımcı ekipmanların boyutlarını ve enerji tüketimlerini azaltarak yüksek verimlilik ve düşük maliyet elde etmek için önemli bir kritik faktördür. Bu nedenle ergimiş tuzların kullanıldığı sistemler hidroksit ya da metal oksit reaksiyonlarına nazaran daha az işletme maliyetlerine sahiptirler (Bayon 2018). Yukarıda bahsedilen üç ayrı enerji depolama yöntemlerinin her birinin diğerine kıyasla Tablo 4’te belirtilen avantaj ve dezavantajları bulunmaktadır. Genel olarak çoğu enerji üretimi işlemi sonucu depolama gereksinimi doğduğu için, herhangi bir enerji depolama sistemi tasarlanırken bu avantaj ve dezavantajlar göz önüne alınmalıdır. Unutulmamalıdır ki tüm ısıl enerji depolama malzemeleri için faz ayrımı ortak olan bir sorundur. Faz ayrımı operasyonlarda sorunlar çıkarmakta ve kimyasal katkılar ya da karıştırıcı mekanizmalar ile çözülmeye çalışılmaktadır.
176
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
DIED GIED TKED
Tablo 4: Isı depolama yöntemlerinin avantaj ve dezavantajları Avantajlar Dezavantajlar Yöntemler arasında en basit olanı ve Düşük ısıl enerji depolama teknolojik olarak en gelişmiş olanıdır. yoğunluğu elde edilir. Üç yöntem arasında orta derecede enerji yoğunluğu elde edilecek yöntemdir. Enerji depolama ve geri kullanım işlemi sabit sıcaklıkta gerçekleşir. Yüksek enerji yoğunluğu değeri elde edilebilir Uzun süreli depolama mümkündür. Depolama için gerekli hacim küçüktür. Isı kaybı söz konusu değildir.
Kullanılan malzemeler için düşük ısıl iletimi söz konusudur. Uzun süreli kullanımda malzeme yapısında bozulma oluşabilir. Isı kaybı söz konusudur. Sistem karmaşıktır. Yüksek ilk yatırım gerektirir.
4. Sonuç Genel olarak yenilenebilir enerji kaynağı kullanan tüm sistemlerde enerji depolama bir zorunluluk olarak ortaya çıkmaktadır. Eğer üretilen enerji ısıl enerji şeklinde depolanacaksa üç farklı yöntem karşımıza çıkmaktadır. Her üç farklı yöntemin de kendine has avantaj ve dezavantajları bulunmaktadır. Bu nedenle bir ısıl enerji depolama sistemi kurulurken bu etkenler göz önüne alınarak ve ihtiyaca uygun depolama sıcaklığı değerlendirilerek sistem tasarlanmalıdır. Referanslar Aydin, Devrim, Sean P. Casey, and Saffa Riffat. "The latest advancements on thermochemical heat storage systems." Renewable and Sustainable Energy Reviews 41 (2015): 356-367. Bayon, Alicia, et al. "Techno-economic assessment of solid–gas thermochemical energy storage systems for solar thermal power applications." Energy 149 (2018): 473-484. Cárdenas, Bruno, and Noel León. "High temperature latent heat thermal energy storage: Phase change materials, design considerations and performance enhancement techniques." Renewable and sustainable energy reviews 27 (2013): 724-737. Felderhoff M. and B. Bogdanović, “High Temperature Metal Hydrides as Heat Storage Materials for Solar and Related Applications”, Int. J. Mol. Sci. 2009, 10, 325-344; doi:10.3390/ijms10010325 K. E. N’Tsoukpoe, H. Liu, N. Le Pierres, L. Luo, A review on long-termsorption solar energy storage, Renew. Sustain. Energy Rev. 13 (2009) 2385–2396, doi: 10.1016/j.rser.2009.05.008 Pardo, Pedro, et al. "A review on high temperature thermochemical heat energy storage." Renewable and Sustainable Energy Reviews 32 (2014): 591-610. Rönnebro, E. C.,Whyatt, G., Powell, M., Westman, M., Zheng, F. R., &Fang, Z. Z. (2015). Metal hydrides for high-temperature power generation. Energies, 8(8), 8406-8430. Y.B. Tao, Ya-Ling He, A review of phase change material and performance enhancement method for latent heat storage system, Renew. Sustain. Energy Rev. 93 (2018) 245-259doi: 10.1016/j.rser.2018.05.028
177
178
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
RESERVOIR RISK IN THE DEVELOPMENT AND USE OF GEOTHERMAL RESOURCES AND RISK MITIGATION SOLUTIONS Thorsten Weimann gec-co Global Engineering & Consulting-Company GmbH, Augsburg, Germany kreuter@geo-t.de
179
180
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
RESERVOIR RISK IN THE DEVELOPMENT AND USE OF GEOTHERMAL RESOURCES AND RISK MITIGATION SOLUTIONS Thorsten Weimann gec-co Global Engineering & Consulting-Company GmbH, Augsburg, Germany kreuter@geo-t.de
ABSTRACT Geological exploration before drilling is not able to exactly assess the amount of energy, defined mainly by temperature and production rate of one or more wells. The reservoir risk is the main obstacle in the development of geothermal projects. There have been a number of risk mitigation systems developed by governments, international institutions and private insurances. They are either funding mechanisms or insure the risk either by government guarantees or by insurance solutions. The concepts therefore vary and are sometimes attached to certain play types. Geothermal resources can be classified using the play type concept. One group of play types are associated with volcanic activities others with sedimentary basins. Each of these resources have some special features which differentiate them from other geothermal resources. In volcanic areas play types, temperature are usually higher at lesser depth than the temperatures in other play types like the sedimentary basins. Volcanic resources also allow a multitude of production and injection wells for one single power plant compared to the doublets that have been drilled in other play types. The geothermal resources actually used in Turkey are situated in a play type defined by graben systems. Geothermal resources in other parts of the world are also bound to the graben play type like the Upper Rhine Graben System in Germany and France and the East African Rift System in East Africa. Lessons learned from risk mitigation systems based on funding or insurance in these graben systems are presented and may lead into a risk mitigation concept for Turkish graben resources. Stimulation methods used in Enhanced Geothermal Systems (EGS) projects are also a part of risk mitigation systems while Hot Dry Rock (HDR) is still considered to be research and development and therefore is not covered by risk mitigation systems. The European research project “Georisk” involves several European countries including Turkey. The goal of the project is to design reservoir risk mitigation systems for Turkey. The research project will be presented as well as first results.
181
182
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
EGS SYSTEMS CONCEPTS AND PROJECT EXAMPLES Dr. Horst Kreuter Geothermal Group Germany GmbH, Karlsruhe, Germany thorsten.weimann@gec-co.de
183
184
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
EGS SYSTEMS CONCEPTS AND PROJECT EXAMPLES Dr. Horst Kreuter Geothermal Group Germany GmbH, Karlsruhe, Germany thorsten.weimann@gec-co.de
ABSTRACT Enhanced geothermal systems or engineered geothermal systems (EGS) define activities in a reservoir to get a larger productivity or injectivity than was found after the initial perforation of the reservoir by a well. The perception what EGS actually means covers a wide range from simple acidizing of a well up to massive hydraulic stimulation creating an artificial reservoir (Hot Dry Rock, HDR). Also drilling solutions like multilaterals or drilling deeper into a reservoir can be defined as EGS. EGS is widely used with success, where initial permeability has been found and stimulation methods where able to reach higher productivity or injectivity. Some stimulation methods have been introduced to risk mitigation systems as a requirement for developers to apply before insurances pay out because the expected permeability has not been reached. Hot Dry Rock systems are still waiting to be developed to a market ready stage. They are still seen as a research and development topic with aspects to be handled like seismicity and public acceptance as these HDR projects include hydraulic stimulation. The primary idea to design a large circular shaped artificially fractured area did not become real. Experience showed that the first fracture took all of the water injected and was extended instead of new fractures to be opened. Solutions are needed to cope with this problem. Other EGS projects are focusing on pre-existing faults and fractures in hard rock, which have some permeability to be stimulated. Projects based on this concept are under development. Projects cited will be Soultz-sous-Forêts (France), Landau (Germany) and United Downs (Britain). Open systems enhanced by stimulation methods have the advantage of being a large heat exchange to transfer the heat from the hot rock into the water through the fractures. Deep closed loop systems have the problem that the area of heat exchange is limited to the wall of the well which minimizes the heat to be extracted. If the system is to be managed sustainably the flow rate inside the closed loop system has to be limited to the amount of energy being replenished by the neighboring rock. New concepts are proposing to overcome this limitation by many kilometers of closed loop wells. The challenge will be the reduction of drilling cost to have an economically feasible project.
185
186
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ENERJİ DEPOLAMA VE HİBRİT UYGULAMALAR Hamit Topuza, Neslihan Yucab Endüstri Müh.Bölümü, Maltepe Ünv. Marmara Eğitim Köyü 34857 Maltepe/Istanbul Elektrik-Elektronik Müh. Bölümü, Maltepe Ünv. Marmara Eğitim Köyü Maltepe / Istanbul ( ahamittopuz@maltepe.edu.tr) ( bneslihanyucadoğdu@maltepe.edu.tr) a
b
187
188
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ENERJİ DEPOLAMA VE HİBRİT UYGULAMALAR Hamit Topuza, Neslihan Yucab Endüstri Müh.Bölümü, Maltepe Ünv. Marmara Eğitim Köyü 34857 Maltepe/Istanbul Elektrik-Elektronik Müh. Bölümü, Maltepe Ünv. Marmara Eğitim Köyü Maltepe / Istanbul ( ahamittopuz@maltepe.edu.tr) ( bneslihanyucadoğdu@maltepe.edu.tr) a
b
ÖZET Günümüz dünyasında ülkelerin ekonomik gelişiminde enerjinin, kritik ve stratejik bir öneme sahip olması kadar enerjinin sürdürülebilir olması da son derecede önemli bir gerçektir. Hatta, yeni enerji kaynakları arama ve bulmak uğruna verilen faaliyetlerin ülkeler arasında son derece tehlikeli ve dünya barışını tehdit edebilecek boyutlara kadar geldiği bir gerçektir. Altenatif enerji kaynakları arayışında yenilenebilir enerji kaynakların kullanılması son zamanlarda hiç de azımsanmayacak yüzdelere ulaşmış bulunmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynaklarından en önemlisi olan güneşden elektrik enerjisi üretim (fotovoltaik) sistemleri çarpıcı şekilde yükselen teknolojilerden biri olup, maliyet ve temiz teknoloji avantajı sunmaktadır. Ancak bu sistemlerin sürekliliğinin olmaması bir dezavantaj olmakla birlikte enerji depolama sistemlerinin kullanılmaları bu soruna çözüm olabilmektedir. Enerji depolama sistemleri enerji ihtiyacı ile enerji üretimini denkleştirmede, enerji tüketimi ile enerji tedariğini dengeleyerek esneklik sağlayabilmektedir. Çeşitli enerji depoama alternatifleri bulunmakta olup, mekanik sistem olarak pompalı depolama güç tesisleri, elektrokimyasal proseslerin kullanıldığı bataryalar ya da kimyasal depolama olarak hidrojen formunda depolama örnek verilebilir. Bu çalışmada, amacımız jeotermal enerji uygulamaları sonrası ortaya çıkan yüksek sıcaklıktaki atık buharın istenen sıcaklığa tekrar getirilmesi ve tekrar elektrik enerjisi üretiminde kullanılması için hibrit yöntemle enerji depolanması için uygun sisteminin tasarımıdır. Bu sistem, ihtiyaç, yük dalgalanmaları, tahminsel hatalar ve tesis kesintileri gibi çeşitli parametreler dikkate alınarak tasarlanmıştır. Anahtar Kelimeler: güneş enerjisi, hibrit enerji depolama, enerji üretimi.
ABSTRACT Energy is a critical and strategical issue for a country's sustainable economic development. Countries are in relentless research to find alternative resources for energy in and around the globe even confronting each other as to get a fair share of available sources at the high cost of danger. In search of alternative energy sources sun shine is best available source. It is cheaper and plenty and easy to use it at a very low cost as compared to conventional energy sources. Solar photovoltaic systems are one of the exceedingly increasing technology which brings the advantage of independency, cost effectivity and clean technologies over conventional energy. These Systems have unsustainability drawback which can be overcome by the integration of the hybrid storage system designs. Energy storage systems can provide flexibility to match energy production with energy demand in
189
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ order to balance the supply demand and that of consumption. There may be few alternatives such as pumped storage power plants as mechanical system or batteries as using chemical processes or through in the form of hydrogen as chemical storage. In this study, our ultimate aim is to study a suitable energy storage system design versatile for a solar energy plant which has been designed for the purpose of geothermal applications. The exhaust steam left over from primary stage will be re-used in order to increase its temperature to the required degree before it is fed to steam generator for electricity generation. This system is designed by taking into account the various parameters such as demand, load fluctuations, forecast errors and power plant outages. Keywords: solar power, hybride energy storage, energy productio 1. GİRİŞ Jeotermal enerji yeraltında bulunan kayaç, sıvı su ve buharlarda tutulan ve yeryüzüne doğru doğal akışı şeklindeki enerjisidir. Isı, yeraltındaki tektonik hareketler sonucu ve yeraltındaki uranyum, toryum ve potasyumun radyoaktif izotoplarının bozunması sonucu üretilir. Ülkemizdeki jeotermal enerji araştırmaları 1962 yılına kadar gitmektedir. Maden Tetkik ve Araştırma Merkezi (MTA) Genel Müdürlüğü tarafından ilk kez başlatılmıştır. İlk kez kuyu açımı 1963 yılında İzmir Balçova da delinmiş ve 40 metre derinliklere kadar inilmiş ve 125°C sıcaklığa sahip akışkan üretilmiştir [1]. Bunu takiben,1968 yılında Denizli’de Kızıldere Bölgesinde Jeotermal sahası keşfedilmiştir. İlk defa jeotermal enerji kullanılarak ısıtma 1964 senesinde Balıkesir Gönen’de bulunan Park otelin ısıtılması gerçekleştirilmiştir. Türkiye’de sıcaklıkları 20 ila 290 derecelerde olan yaklaşık 1500 ün üzerinde termal ve mineral su kaynağı ve 190 civarında jeotermal saha keşfedilmiştir. Doğrudan kullanma alanları olarak konut ve bölgelerin ısıtılmasında ve soğutulmasında, sıcak su elde edilmesinde, seracılıkta ce karbon dioksit üretiminde kullanılmaktadır. Son yıllarda jeotermal enerjinin yoğun şekilde elektrik üretiminde kullanıldığı bir gerçektir [1]. Jeotermal kaynaklardan elektrik üretiminde kullanılan jeotermal kuyuların derinlikleri genel olarak 1000 metreden başlayıp jeolojik yapıya bağlı olarak 7000 metre derinliklere kadar inilerek açılmış olan kuyular oluşturmaktadır. Öyle ki, yerkürenin içyapısı çok devasa bir ısı enerji deposu gibidir. Resim.1.Yerküre tabanında sıcaklık 1000°C dolayındadır. Aşağılara indikçe sıcaklık artar ve kızgın kayaçlara ve tektonik yapıya gelinir. Öyle ki bu tektonik yapıda volkanik bölgeler mevcut olup yüksek sıcaklıklar yukarıya doğru çıktıkça yer kabuğunun üst tabaklarına yakın yerlerde yüksek sıcaklıklara rastlanır. Örneğin, İzlanda ve Yeni Zelanda gibi ülkelerde yıllardır daha sığ kuyuları delerek jeotermal ısıdan çok büyük ölçeklerde faydalanmaktadır.Öyle ki, nerede sıcaklık yeteri kadar yüksek ise orada elektrik üretimi yapılabilir. Buna karşın, sıcaklığın daha düşük olduğu yerlerde ise jeotermik kızgın sular doğrudan yenilenebilir enerji kaynağı olarak değişik amaçlarla kullanılabilir. Örneğin; ısıtma ve seracılık gibi [2].
190
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Resim. 1 Yer küre yapısı Resim: 2 de tipik olarak kuyu açma sahası ve genel görünüm verilmiştir. Soğuk su derinliklerdeki kızgın kayalara pompalanır ve sıcaklıkları yaklaşık 130-140 C ye kadar yükseltilir ve daha sonra buhar basınç altında türbinlerine sevk ederek 600 C buhar üretilir ve elektrik üretimi gerçekleştirilir. Elektrik verimi bu derecelerde yaklaşık olarak % 41 dolaylarındadır. 600°C’ nün üzerine çıkılabilse dahi elektrik üretim verimini teknik nedenlerden dolayı artırmak pek mümkün olamamaktadır. Tipik olarak bir kuyu Şekil. 1’de gösterilmiştir.
Resim: 2-Tipik bir jeotermal kuyu açma genel görünüşü
191
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Bu proje ile halen faal olarak kullanılmakta olan ve Şekil. 1’de gösterildiği gibi ortalama 3000-4000 metre derinliklerde açılmış olan jeotermal kuyularından elde edilen ve elektrik üretiminde kullanılmış olan jeotermal suların, güneş enerjisi kullanarak elektrik üretmek için kullanılmış suları yeniden 130 -140°C sıcaklığa tekrar ısıtarak çıkarılıp tekrar elektrik üretiminde kullanmayı amaçlanmaktadır. Bir başka yaklaşımla, mevcut yüksek sıcaklıktaki enerjiye sahip bu suları enerji deposu olarak kullanarak, tekrar güneş enerjisinden faydalanarak bu sıvıyı tekrar ısıtmak ve buhar türbinine sevk etmek suretiyle elektrik üretmeyi amaçlamaktadır [2]. Bu anlamda ilk defa böyle bir öncü projenin hayata geçirilmesi hedeflenmiştir. Böylece yüksek potansiyele sahip olan kuyuların yeniden değerlendirilmesine olanak verecek ve katma değer yaratacaktır. Enerjisi alınmış soğuk olan bu kütle tekrar “ısı değiştirgeçlerden” geçirilerek yeraltında bulunan kızgın kayalara tekrar pompalanır. Elde edilen bu yüksek ısıya sahip olan su kütlesi tekrar kuyudan yukarı pompalanarak elektrik üretiminde kullanılmak üzere buhar türbinlerine sevk edilir. Bu operasyon sürekli olarak sirkülasyona tabi tutulur. Projenin Amaç ve Hedefleri: Ülkemizde bulunan ve henüz hiç dokunulmamış jeotermal sahalarının işlenmeye açılması, Ülke ekonomisinin büyümesine yardımcı olmak, yeni iş alanları yaratmak, bölgedeki İşsizliğin azaltılmasına katkıda bulunmak, Bölgedeki özel sektör yatırımların önünün açılmasına öncülük etmek, jeotermal enerjinin ve teknolojisinin gelişmesine yardımcı olmak, Araştırma faaliyetlerinin gelişmesine ve yaygınlaşmasına yardımcı olmak, düşük karbon teknolojilerinin gelişmesine yardımcı olmak, Karbon salınımını azaltmak, Yenilenebilir enerji kaynaklarının üretimine ve dağıtılmasına katkıda bulunma 2. JEOTERMAL KUYULARININ AÇILMASI Yer yüzeyine yakın olan sığ kuyular genellikle Başlangıçta daha geniş çaplı örneğin;24-in çapında ve dikey olarak açılmaya başlar. Ancak, kuyu derinleştikçe kademeli olarak boru çapı daralmaya başlar. Kullanılan borular çelik kuvvetlendirilmiş borulardan yapılmış olup kaynak jeotermal kütleye gelindiğinde boru çapı 8-9-in e kadar küçülebilir. Genişliğe kadar düşer. Açılan kuyuların açılmasındaki kurgular ve işleyişi sanki petrol kuyularınkine benzer. 24 saat çalışma süreciyle yaklaşık olarak 6-7 ayda iki kuyu açılabilmesi mümkün olabilir. Elde edilen elektrik ise tekrar ısıtmada kullanılır. Artan kısım ise ulusal sisteme aktarılabilir. Böylece farklı iki yenilenebilir enerji kaynaklarını kullanarak karbon salınımının azaltılmasına büyük oranlarda yardımcı olacaktır. Fazla olan elektrik ulusal elektrik ağına aktarılmasıyla elde edilebilecek ilave finansal kaynaklar ve katma değer bütün operasyonun daha sürdürülebilir olmasına yardımcı olacaktır. Böylece daha geniş ve halen değerlendirilmemiş jeotermal kaynakların böylece değerlendirmelerine ve dolayısıyla ülke ekonomisine büyük katma değer sağlayacaktır.
192
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Şekil 1: Tipik kuyu derinlikleri Kuyunun açılması işlemi tamamlandıktan sonra, kuyu açma kulesi kuyu sahasından çekilir. Daha sonra bir dizi üretim hesaplamaları, akıtma ve dolaşım deneme testleri yapılır. Bu test çalışmalarının tamamlanmasından sonra ne kadar ısı üretilebileceği ve üretilebilecek güç hesaplamaları yapılır. Kuyu açma kuleleri gerek yarı otomatik veya manuel olarak yapılabilir. Maliyetler kullanılan yönteme göre değişikliler gösterir. Bu konuda Avrupa’da Almanya’da üretilen kuleler gerek yarı otomatik ve gerekse tam otomatik kuleler uygulamalarda kullanılmaktadır. Yaklaşık olarak 3500 metre derinliğindeki daha çok granit yapılı kuyulardan yaklaşık 190°C sıcaklığındaki sular aşağıdan pompalanarak yukarıya sevk edilir Halen dokunulmamış jeotermal kaynakları yeni yatırımlarla açılarak bu yöntemle daha da verimli olarak ülke ekonomisine katkıda bulunabilecektir. Bu da klasik enerji kaynaklarının elektrik üretiminde kullanılmasını engelleyerek hem çevre korumasına hem de sera gazı üretiminin engellenmesine yardımcı olacaktır. Karbon emisyonu büyük ölçülerde engellenmiş olacaktır. Hükümetler bu nedenle şirketlerin Karbon emisyonunun azaltılması yönünde cesaretlendirmelidirler ve gereken yasal ve finansal kolaylıkları hayata
193
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ geçirmelidirler. Hatta öğleki jeotermal enerjinin ülkenin yenilenebilir enerji kaynaklarının değerlendirilmesinde önemli katkılara sahip olduklarını desteklemelidirler. Bu proje bu anlamda özel bir şirketimizin bu yönde yeni bir proje geliştirmek suretiyle yeni bir iklim yaratmaya çalışmasıdır. Bu nedenle bunun bir örnek proje olması ve daha geniş olarak uygulanmaya alınması ülke ekonomisine ve çevre korunmasına çok büyük katkılarda bulunacaktır. 3. HİBRİT-PROJE JEOTERMAL ELEKTRİK ÜRETİMİ Bilindiği üzere jeotermal enerji, yerkabuğunun ortalama 2000-3000 metre bazen daha da derinliklerde bulunan sıcak kayalardan üretilen enerji olarak adlandırılmaktadır. Sıcaklık alt katmanlarda 1000°C dolaylarındadır. Derinliklere inildikçe sıcaklık artmaktadır. Özellikle yerkabuğunun tektonik plato sınırında ve volkanik yapılarda yüksek sıcaklıklara rastlamak olasılığı çok yüksektir. Yukarıda da belirtildiği gibi, İzlanda ve yeni Zelanda gibi ülkelerinde yeryüzüne daha yakın bölgelerde bu sıcaklıklara rastlamak mümkündür. Bu ülkeler yıllardır derinlikleri daha az olan bu tür kuyuları delerek jeotermal enerjiden faydalanmaktadırlar. Şekil. 2 Tipik bir jeotermal enerji üretim tesisi görünüşü verilmiştir. [2] Elde edilen bu enerjilerin yeterince yüksek sıcaklıklarda olmaları durumunda jeotermal enerjiden elektrik enerjisi üretmeye geçilmektedir. Buna karşılık daha düşük sıcaklıklardaki jeotermal sulardan yenilenebilir enerji olarak kullanıldıkları da bir gerçektir.
Şekil: 2 Tipik bir jeotermal enerji üretim tesisi
194
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Kuyunun açılması işlemi tamamlandıktan sonra, kuyu açma kulesi kuyu sahasından çekilir. Daha sonra bir dizi üretim hesaplamaları, akıtma ve dolaşım deneme testleri yapılır. Bu test çalışmalarının tamamlanmasından sonra ne kadar ısı üretilebileceği ve üretilebilecek güç hesaplamaları yapılır. Kuyu açma kuleleri gerek yarı otomatik veya manuel olarak yapılabilir. Maliyetler kullanılan yönteme göre değişikliler gösterir. Bu konuda Avrupa’da Almanya’da üretilen kuleler gerek yarı otomatik ve gerekse tam otomatik kuleler uygulamalarda kullanılmaktadır. Proje: 35 MW Elektrik Üretimi Projenin asıl amacı 35 MW gücünde elektrik üretimini gerçekleştirmektir. Bu güç tamamen tahmini olarak eldeki mevcut jeotermal kuyulardan elde edilen sıcak su kütlesinden yapılan hesaplamalardan elde edilmiştir. Projenin amacına uygun olarak proje bölgesinde bulunan jeotermal kuyularından kullanılmış ve yukarıda belirtilen güce denk gelen sıcak su kütlesini tekrar belirtilen sıcaklıklara çıkarmak için ihtiyaç duyulan güçtür. Bu nedenle yapılan hesaplamaların paralelinde kuyu sahasında güneş enerjisi panelleri (Şekil. 5) kullanarak elektrik üretmek ve bu elektriğinde tekrar hybrid olarak suyu daha yüksek sıcaklığa çıkartarak buhar türbinine sevke ederek elektrik üretimini gerçekleştirmektir. Fazla üretilen elektrik ise ulusal sisteme aktarılabilecektir. Aşağıdaki Şekil. 3 ve Şekil.4 de tipik bir jeotermal kaynaktan elektrik enerji üretimi akım şeması verilmiştir. Bu sayede muhtelif sahada bulunan çok sayıda jeotermal kuyularından dan elde edilen sıcak suları tekrar değerlendirmek suretiyle elektrik üretimini sağlamaktır. Şekil. 5’de bir jeotermal kuyusundaki işlemin akış şeması gösterilmiştir. Kuyulardan elde edilen sıcak sular kapalı bir sistemde devir daim olacaktır. Elde edilen buharlar elektrik üreten jeneratörlere sevk edilecektir. [2]
Şekil. 3. Tipik bir jeotermal kaynaktan elektrik üretimi akım şeması
195
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Şekil. 4 Tipik bir Jeotermal kuyusundaki işlem akış şeması
196
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Şekil. 5 -35 MW GES Proje hesaplamaları
35 MW’lık GES Projesi
197
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 4. SONUÇ 35 MW Kurulu Güce sahip bir hybrid güneş enerjisi tesisi kurmak yatırım ve işletme maliyetleri yaklaşık olarak 6-7 milyon TL ye ulaşabilmektedir [3]. Her ne kadar günün şartlarında gerçekleşen fiyatlar bu miktarın birkaç katı büyüklüğünde bir meblağa mal olabilir. Bugün kullandığımız enerjinin yaklaşık %75 ini ithal etmek konumunda bulunan Ülkemizde her türlü yerli enerji kaynaklarını kullanmak zorundadır. Fosil yakıtlar açısından Ülkemiz son derece yo denecek kadar az rezervlere sahiptir. Bu nedenle, yenilenebilir ve temiz enerji kaynakları bakımından son derecede zengin olanaklara sahip olan Ülkemizde güneş, rüzgâr ve jeotermal başlıca yerli kaynaklarımızdır. Geçtiğimiz son 15 yılda jeotermal doğrudan kullanma kapasitesi yaklaşık 1,7 jeotermal elektrik üretimi 8.5 kat artarken jeotermal ısı üretimi ise diğer yandan 4 katı civarında bir artış göstermiştir. [1] Türkiye’nin jeotermal enerji potansiyeli yüksek olan az sayıda olan ülkelerden biridir. Bu bakımdan ülkemiz şanlı ülkelerden biridir. Bilinen potansiyelin yaklaşık olarak %20 ila % 40 doğrudan kullanılmaktadır. Elektrik üretiminde ise %8 ila %20 ye yakın kısmı kullanılırken, toplam jeotermal enerji üretiminde ise % 10 ila % 20 si kullanılmaktadır. Mevcut jeotermal yataklarına ilaveten yeni jeotermal sahaların keşfedilmesi ve mevcutlarında geliştirilmesiyle mevcut potansiyelin daha yüksek seviyelere çekilmesi yapılması gereken hedeflerden en önemlisidir. Bu ve benzeri projeleri Devlet desteğiyle süratle hayata geçirmek suretiyle Ülkemizin enerji darboğazını daha kolayca aşabilmesi ve yarınlara daha güvenle bakabilmesi mümkün olacaktır. 5. REFERANSLAR: [1] A.Satman, Temiz Enerji Günleri ,İ.T. Plant DrillingÜ. Elektrik Müh.Kulübü,4-7 Mart,2013 [2] Project : Deep Geothermal Electricity Plant Drilling,Geothermal Engineering Ltd.,The United Downs Industrial Estate near St.Day in Cornwall-England, 2013,European Regional Development Fund, https://www.plymouth.ac.uk/research/institutes/sustainable-earth/deep-geothermal [3] Bir Elektrik Santrali Kurmak Kaça patlar? Enerji Günlüğü ,Ali Rıza Öner,Enerji Günlüğ, Kasım,2018
198
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
GÜÇ ÜRETİMİNİN ARTTIRILMASI İÇİN HİBRİD – JEOTERMAL SİSTEMLER HYBRID – GEOTHERMAL POWER GENERATION SYSTEMS TO BOOST POWER OUTPUT Emin Selahattin UMDUa, Levent BİLİRa, Nurdan YILDIRIMa a
Yaşar Üniversitesi Enerji Sistemleri Müh., Üniversite Caddesi No:37-39 Bornova, İZMİR, (selahattinumdu@gmail.com)
199
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
GÜÇ ÜRETİMİNİN ARTTIRILMASI İÇİN HİBRİD – JEOTERMAL SİSTEMLER Emin Selahattin UMDUa, Levent BİLİRa, Nurdan YILDIRIMa a
Yaşar Üniversitesi Enerji Sistemleri Müh., Üniversite Caddesi No:37-39 Bornova, İZMİR, (selahattinumdu@gmail.com)
ÖZ Hibrid Enerji Santralleri, koordine operasyonlarla birlikte yenilenebilir ve yenilenemeyen birincil enerji taşıyıcılarını birlikte elektrik ve ısı üretmek için ortak kullanarak çalışan birimler olarak tanımlanmaktadır. Güç üretimi kontrollü veya kontrolsüz kaynaklar ile sağlanabilir. Kontrollü kaynaklar, birincil enerji kaynaklarını, örneğin jeotermal gibi elektrik enerjisi üretiminin kontrol edilebildiği kaynakları kapsamaktadır. Kontrolsüz kaynaklar ise güneş veya rüzgâr gibi büyük ölçüde öngörülemez ve insan eylemlerinden bağımsızdır. Mevcut hibrid enerji santrallerin tasarımları, özellikle güneş veya rüzgâr enerjisi olmak üzere yenilenebilir enerjiyi kullanırken oluşan olarak güç dalgalanmalarından kaçınmayı hedeflemektedir. Bu sistemlerin için güneş paneli ile kombine edilmiş motorlar veya türbinler; pil ve dizel yedek jeneratörler ile rüzgâr türbinleri ve motorlar volan gibi enerji depolama cihazlarının kullanımları örnek verilebilir. Bu çalışmada, jeotermal enerji üretiminin güç üretimini arttırmak için hibrit sistemlerin alternatif kullanımları tartışılmıştır. Temel olarak üç farklı yaklaşıma odaklanılmıştır: günlük sıcaklığın, ön ısıtma konfigürasyonlarının ve yeniden enjeksiyonun olumsuz etkilerini azaltmak. Bunlardan ilki, gündüz sıcaklığının enerji üretimi üzerindeki olumsuz etkileridir. Türkiye'nin batısında sıcak ve kurak iklimlerde hava soğutmalı yoğuşturucular ile işletilen birçok bağımsız jeotermal enerji santralinin karşılaştığı bu sorun, günlük sıcaklık değişiminin olumsuz etkilerine ve enerji verimindeki dalgalanmalara ve termal verimliliğin bozulmasına yol açmaktadır. Bu etkinin artan küresel sıcaklıklarla artması beklenmektedir. İkinci olarak ön ısıtma konfigürasyonları, jeotermal güç çevriminde kullanılan akışkanın, brine ya da besleme suyunun güneş enerjisi ile ısıtılması yer almaktadır. Hibrid sistemler, ortam sıcaklıkları, güneş ışınımı, kaynak kalitesi ve hibrid tesisin güç çevrimi konfigürasyon performansı gibi kontrol parametrelerinin etkisine bağlı olarak ortam sıcaklıklarında mevsimsel dalgalanmayı önlemede başarılıdır. Tek başına buhar-Rankinedöngüsüne dayalı güneş santrallerine kıyasla hibrid sistemler için daha düşük elektrik üretim maliyeti rapor edilmektedir. Son olarak, jeotermal sistemlere enerjisi tükenmiş sıvının enjekte edilmesini içeren jeotermal re-enjeksiyon için yenilenebilir enerji kullanımı tartışılmaktadır. Jeotermal güç üretim sistemlerinde üretim profilini stabilize etmek için güneş enerjisi ile birlikte rüzgâr ve biokütle jeotermal akışkanın yeniden enjeksiyonu için kullanılmaktadır. Anahtar Kelimeler: jeotermal, hibrid yenilenebilir enerji sistemi, güç çıkışı
200
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
HYBRID – GEOTHERMAL POWER GENERATION SYSTEMS TO BOOST POWER OUTPUT Emin Selahattin UMDUa, Levent BİLİRa, Nurdan YILDIRIMa a
Yaşar Üniversitesi Enerji Sistemleri Müh., Üniversite Caddesi No:37-39 Bornova, İZMİR, (selahattinumdu@gmail.com)
ABSTRACT Hybrid Power Plants HPPs are best described as set of co-operating units, generating electricity and heat, with diversified primary energy carriers whether they are renewable and non-renewable, with coordinated operations. Power generation can be achieved by controlled or uncontrolled sources. Controlled sources mean primary energy sources giving rise to the possibility of controlling electrical power production, for example geothermal. And uncontrolled sources are unpredictable and independent of human action. such as solar or wind. Current HPPs designs are mainly targeting avoid shortages of power when utilising renewable energy, especially sun or wind power. Several examples of hybrid systems include: engines or turbines combined with a solar dish; wind turbines with battery and diesel backup generators; and engines combined with energy storage devices such as flywheels. In this study alternative uses for hybrid systems to boost the power output of geothermal power generation assessed and discussed. Three different approaches are focused: reducing adverse effects of diurnal temperature, preheating configurations, and reinjection. First one is adverse effects of diurnal temperature on power generation. This problem faced by many standalone geothermal power plants operated with air cooled condensers in hot and arid climates such as West of Turkey, is adverse effects of diurnal temperature change leads to fluctuation in the power output and degradation of thermal efficiency. This effect is expected to increase with increasing global temperatures. The second one preheating configurations covers solar energy to superheat working fluid, brine or feed water of the geothermal power cycle. Hybrid systems are successful to prevent seasonal fluctuation in the ambient temperatures based on effect of controlling parameters such as the ambient temperature, solar irradiance, resource quality and power cycle configuration performance of the hybrid plant. Further lower cost of power generation is reported for hybrid systems compared to stand-alone steam-Rankine-cycle-based solar plants. And finally utilizing renewable energy for geothermal reinjection, which involves injecting energy-depleted fluid back into geothermal systems is discussed. Use of wind and biomass together with solar energy for geothermal reinjection, which involves injecting energydepleted fluid back into geothermal systems to improve performance and stabilize production profile. Keywords: geothermal, Hybrid renewable energy system, power output,
201
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
1. Giriş Jeotermal enerji temiz, yenilenebilir, temel yük gücü için güvenilir bir kaynaktır. Yenilenebilir üretim portföyündeki diğer teknolojilerin aksine, jeotermal enerji temel yük güç üretimi için kullanılabilir. Bununla birlikte, hava soğutmalı jeotermal enerji santralleri, ortam sıcaklığının yüksek olduğu dönemlerde düşük çıkış seviyelerinde çalışır. Ne yazık ki, elektrik gücü talebi de ortam sıcaklığının yükseldiği dönemlerde en yüksek olma eğilimindedir, bu da hava soğutmalı jeotermal santrallerin elektrik üretimi ile yüksek elektrik talebinin olduğu dönemlerde daha düşük verimle çalışmaları sorununa yol açmaktadırlar. Hibrid enerji santralleri (HİES), güneş gibi yenilenebilir bir enerji kaynağı ile desteklenen, genellikle dizel veya gaz gibi bir fosil yakıtı kullanarak çeşitli kapasite ve kaynak kombinasyonları sunar. HİESnin ana müşterileri arasında telekomünikasyon şirketleri, maden işletmecileri ve uzak kırsal topluluklar bulunmaktadır. Farklı güç üretim türlerini entegre etme teknolojileri hala başlangıç aşamasındadır ve bu nedenle küresel pazarı görece küçüktür. 2014 yılında sadece 1,05 milyar dolar olan küresel hibrid şebekeye bağlı pazar, 2019 yılına kadar neredeyse iki katına çıkarak 1,92 milyar dolara ulaşmıştır. Dünyada, yeni HİES ağırlıklı olarak ABD, Avrupa ve Afrika'da yapım aşamasındadır [Newman 2018]. 2. Jeotermal – Güneş enerjisi Hibrid sistemler Güneş enerjisi, fotovoltaik cihazlar yoluyla doğrudan elektrik enerjisine dönüştürülebilir veya termal enerji çıkışının bir termoelektrik enerji santrali tarafından kullanılabilmesi için konsantre güneş enerjisi toplayıcıları tarafından yakalanabilir. Hava soğutmalı jeotermal santrallerden üretilen enerjinin aksine, elektrik yükünün en fazla olduğu dönemlerde güneş enerjisi en fazla miktarda bulunur. Bununla birlikte, termal depolama yokluğunda, gece veya güneş gizlendiğinde güneş enerjisi kullanılamaz. Aralıklı bulut örtüsü sırasında ve alacakaranlık saatlerini çevreleyen saatlerde sürekli yüksek güç çıktısı sağlamak için güneş enerjisi termal depolama özellikleri eklenerek artırılabilir. Elektrik enerjisinin depolanmasındansa ısı enerjisinin depolanması jeotermal uygulamalara daha ekonomik alternatifler sunmaktadır. Güneş enerjisinin jeotermal uygulamalarda en çok ilgi çeken kullanımlarından biri yoğunlaştırılmış güneş enerjisi yoğunlaştırma teknolojileridir. Bu teknoloji jeotermal akışkanın giriş sıcaklığının arttırılması amacıyla kullanılmaktadır. Jeotermal / güneş-termik hibrid enerji santralleri, güneş enerjisinin mevcut olduğu dönemlerde, nispeten donanımlı tek başına hava soğutmalı jeotermal santrallerden daha yüksek çıkış seviyelerinde çalışabilme özelliğine sahiptir [Enel 2016]. Temel olarak bu teknolojiler güneş ışığını odaklarlar ve bunun için dört farklı teknikten yararlanabilirler. Bu teknikler;
202
Parabolik Tekneli (Parabolic Trough) — alıcıya güneş ışığını odaklamak için eğri aynalar kullanan hat odaklama sistemleri Lineer Fresnel reflektörü (Linear Fresnel reflector) — güneş ışığını alıcıya odaklamak için düzenlenmiş rahat ve düz aynaları kullanan hat odaklama sistemleri
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Güç Kulesi (Power Tower) — güneş ışığını kuleye monte edilmiş bir alıcıya odaklamak için heliostat kullanan nokta odaklı sistemler Motor ile yönlendirilen kavisli aynalar (Dish/Engine) ile ortak odakta gün ışığını odaklama sistemleri olarak sıralanabilirler.
Stillwater enerji santrali, Nevada ABD, sadece yenilenebilir enerji hibrid santrali olan dünyanın ilk üçlü hibrid tesisidir. Tesiste jeotermal, fotovoltaik (PV) ve termal enerji üretimini bir arada yapılmaktadır. Jeotermal tesise 2012 yılında 26,4 MW'lık bir solar PV ünitesi eklenmiştir. Bu sayede özellikle yaz aylarında gündüz yaşanan yüksek talebe cevap verecek şekilde PV paneller ile elektrik üretimini desteklemektedir. Bunu sağlamak için Şekil 1’ gösterildiği şekilde elektrik üretimi jeotermal ve solar elektrik üretimi birbirini destekleyecek şekilde bir arada yapılmaktadır. Bunun ardından 2015 yılında mevcut jeotermal elektrik santrali ile birlikte çalışacak 2 MW'lık termal güneş enerji tesisi devreye alınarak santralin 33,1 MW'lık jeotermal güç üretim kapasitesinde %3,6 artış sağlanmıştır [1]. Şekil 2’te görüldüğü üzere özellikle yaz aylarında solar termal enerji kullanımı güç üretimini yüksek miktarda arttırmaktadır.
Şekil 1: Stillwater Jeotermal & fotovoltaik güneş güç üretimi [Enel 2016]
Şekil 2: Stillwater Jeotermal & solar termal güç üretimi [Enel 2016]
203
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 3. Jeotermal – Hidro (Su) enerjisi Hibrid sistemler Pompalama depolama tesisleri, biri diğerinden daha yüksek bir rakama sahip birbirine bağlı iki rezervuar sistemi kullanarak enerji depolamaktadırlar. Talep fazlası enerji ile üst rezervuara su pompalanır ve yüksek talep zamanlarında, üst rezervuardan gelen su serbest bırakılır ve türbinlerden geçerek su rezervuarına giderken elektrik üretilir. Bu işlem daha sonra %80'lik bir genel çevrim verimi ile tekrarlanmaktadır. Uzun deşarj dönemleri için en ekonomik depolama teknolojisidir. Termal üretim ve diğer enerji depolama teknolojilerine benzer veya bazı durumlarda daha iyi özellikler sağlayabilir [Wendt 2018]. 4. Jeotermal – Rüzgâr enerjisi Hibrid sistemler Geleneksel rüzgâr türbinleri ile üretilen elektriğin jeotermal santralde üretim ile desteklendiği geleneksel bir yöntem yerine dikey bir türbin ile elektrik üretmek için güneş bacalarını kullanan yeni bir hibrid enerji üretim sistemi fikri gibi farklı alternatiflerde önerilmiştir [Jalilinasrabady 2013]. Bu sistem Şekil 3’te görüldüğü üzere jeotermal ısı besleme sistemi, baca ve rüzgâr türbini olmak üzere üç ana parçaya sahiptir. Soğuk hava alttan bacaya akar ve daha sonra jeotermal su ile ısıtılır. Bu nedenle, pasif havalandırma nedeniyle ısıtılan hava yukarı doğru akacaktır. Bir rüzgâr türbini içinden geçerken, sıcak hava güç üretmek için türbin kanadını döndürecektir. Bu çalışmada önerilen sistem aslında daha önce İspanya’da bir güneş bacası aracılığıyla yaratılan rüzgârın güç üretimi için kullanılmasının, güneş yerine jeotermal enerji kullanılarak yapılan uyarlamasıdır. Sürekli sabit sıcaklıkta rüzgâr hızı sağlayabilme kapasitesine rağmen henüz pratik bir uygulama örneği bulunmamaktadır.
Şekil 3: Hibrit jeotermal rüzgâr sistemi [Jalilinasrabady 2013]
204
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 5. Jeotermal – Biyokütle enerjisi Hibrit sistemler Hayvan gübresi, organik atık maddeler ve hatta atık su biokütle olarak ya da biokütlenin üretiminde kullanılabilir seçenekleridir. Bunlara alternatif olarak turba ve yosun gibi diğer kaynaklar konusunda da araştırmalar sürmektedir. Biokütlenin avantajları arasında fosil yakıtlara yenilenebilir, yurt içinde üretilen bir alternatif sunmak, net CO2 emisyonlarının düşürülmesi ve ekonomik değeri yüksek yan ürünler üretilebilmesi sayılabilir. Tablo 1’de de görüldüğü üzere Türkiye’de en yüksek biokütle potansiyeli bitkisel atıklardır. Bu bitkisel atıklar büyük oranda lignoselülozik biokütleden oluşmaktadır. Lignoselülozik kaynaklar, yüksek verim, düşük maliyet, bolluk, düşük kaliteli araziler için iyi uygunluk ve düşük çevresel etkiler nedeniyle ümit verici bir hammaddedir. Büyük ölçekli ve uygun maliyetli enerji üretimi için bir kaynak sağlarlar. Günümüzde, biyoyakıt üretimi, bitkisel yağlardan biyodizel ve şeker içeren bitkilerden biyoetanol içeren birinci nesil biyoyakıtlar ile sınırlıdır. İlk nesil biyoyakıtların temel olarak sınırlı hammadde kullanımı nedeniyle yüksek maliyet, tarımsal arazi kullanımı ve çevresel etkiler nedeniyle tartışmalı bir durumdadırlar [Ibarra-Gonzalez 2018]. İkinci nesil biyoyakıtlar ise tarımsal artıklardan ve yan ürünlerden, organik atıklardan ve özel yetiştirilen enerji bitkilerinden sağlanmakta ve lignoselülozik olarak zengin biokütleyi de içermektedir. Tablo 1: Türkiye biyokütle potansiyeli (Türkiye Biyokütle Enerjisi Potansiyeli Atlası)
Hayvansal Atıkları Bitkisel Atıkları Kentsel Organik Atıkları Orman Atıkları Toplam
Enerji Değeri (TEP/yıl) 1.176.198 39.877.285 2.315.414 859.899 44.228.795
Biokütle biyokimyasal ya da termokimyasal yöntemlerle yakıtlara çevrilebilir ya da doğrudan yakıt olarak kullanılabilir. Jeotermal tesisler açısından termokimyasal çevrimler tesiste var olan atık ısıların daha verimli depolanma potansiyeli nedeniyle termokimyasal çevrimler daha fazla ilgi çekmektedir. Termokimyasal dönüşüm işlemleri gazlaştırma, piroliz, süperkritik akışkan ekstraksiyonu ve doğrudan sıvılaştırma olarak ayrılır [Demirbaş 2001]. Bu kimyasal çevrimlerin hepsinde biokütlenin temel özellikleri olan nem içeriği, kalorifik değer, sabit karbon ve uçucu madde oranları, kül / kalıntı içeriği ve alkali metal içeriği verimlilik açısından kritik önem taşımaktadır. Biokütlenin termokimyasal yöntemlerden önce in kurutularak uygun neme getirilmesi ve uygun parça büyüklüğüne getirilmesi gerekmektedir. Parçacık büyüklüğü reaktör tipine göre oldukça farklılık göstermektedir. Döner koni reaktörleri için 200 mm'den az, akışkan yataklar için 2 mm'den az, taşınan veya dolaşan akışkan yataklar için 6 mm'den az parça büyüklükleri gerekmektedir [Bridgwater 2000]. Termokimyasal dönüşümlerden gazlaştırma biokütlenin hava, oksijen veya buhar ile reaksiyona sokulmasını veya üretici gaz, sentez gazı veya sentez gazı olarak bilinen
205
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ hidrokarbon açısından zengin bir gaz ile sonuçlanan bir termokimyasal dönüşüm işlemidir. Singaz olarak da adlandırılan bu gaz, doğal gazın (metan) yaklaşık yarısı enerji yoğunluğuna sahiptir ve güç ve ısı üretmek için buhar çevrimlerinde, gaz motorlarında, yakıt hücrelerinde veya türbinlerde ısı değeri için kullanılabilmektedir. Singaz üretiminin ardından su gaz değişimi reaksiyonu (water gas shift reaction) ile hidrojen, Fischer-Tropsch (FT) sentezi veya metanol sentezi ile hidrokarbonlar ve sıvı yakıtlar üretilebilmektedir [Balat 2006] Bir diğer yöntem ise Piroliz, lignoselülozik malzemenin oksijen yokluğunda ısıtılarak karbonca zengin bir katı ve uçucu maddeye dönüştürüldüğü bir termo-kimyasal bozunma işlemidir. Pirolizin avantajı, doğrudan bir sıvı yakıt üretebilmesidir; bu sıvının kolayca depolanıp taşınabilmesini sağlamaktadır [Ibarra-Gonzalez 2018]. Bu yöntemlerin yanında hidrotermal sıvılaştırma (hydrothermal liquefaction) olarak da adlandırılan doğrudan sıvılaştırma, katı biyopolimerik yapıyı esas olarak sıvı bileşenlere parçalamak için yeterli bir süre boyunca sıcak, basınçlı su ortamında işlenerek biyokütlenin sıvı yakıtlara termokimyasal dönüşümüdür. Özellikle odunsu biyokütle için partikül büyüklüğünün azaltılması, kirletici maddelerin uzaklaştırılması ve kolay pompalama için stabil bir bulamaç elde edilmesi amacıyla alkalin kimyasallar ile ön işlemine ihtiyaç vardır. Üretim verimini ve kalitesini arttırmak için prosese sıklıkla bir indirgeyici gaz ve/veya bir katalizör dahil edilir. Ancak bu durumlarda dahi karmaşık reaksiyon mekanizmaları nedeniyle, son üründe ayırılması gereken büyük miktarlarda oksijen ve katıların bulunması sıvı yakıt standartlarına sahip faydalı bir yakıt elde edilmesini zorlaştırır [Behrendt 2008].
Katran Piroliz
Bio-yakıt
Akaryakıt & Elektrik
Bio-gaz
Elektrik
Bio-gaz
Elektrik
Termokimyasal işlem Gazlaştrırma Yakma
Isı
Şekil 4: Biokütle termokimyasal dönüşüm işlemlerinin uygulamaları Jeotermal kaynaklar bu reaksiyonların genellikle ihtiyaç duyduğu yüksek sıcaklıklara, gazlaştırma ≥800 °C, piroliz 400 – 800 °C, sahip olmamasına rağmen tüm dönüşümlerde ihtiyaç duyulan kurutma işlemleri için gerekli sıcaklığa sahiptir. Bunun yanında tarımsal alanlara yakın ya da doğrudan onlarla çevrilmiş durumda bulunan jeotermal güç istasyonları bu bölgelerdeki bitkisel atıkların özellikle sıvı yakıtlara çevrimi için büyük potansiyele sahiptir.
206
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Sonuç Jeotermal hibrit santrallerde güç artırımı amacıyla yapılan hem teorik hem de saha uygulamaları odaklanmış güneş enerjisi ile akışkan sıcaklığının artırımına yoğunlaşmıştır. Ancak bu şekilde sağlanan verim artırımı gün içerisinde ya da mevsimsel olarak güneşlenme süresi ve güneş radyasyonunun miktarına bağlı olduğu için ısıl depolama yöntemlerine ihtiyaç duyulmaktadır. Hidro ve rüzgâr enerjisi ise üretilen elektriğin depolanarak daha sonra tesiste ya da ihtiyaç artışlarında şebekeye beslenmesine yönelik kullanılmaktadır. Biokütle jeotermal güç santrallerinde var olan atık ısı ya da şebeke ihtiyacı az dönemlerde üretilen elektrik enerjisi kullanılarak düşük maliyette üretilebilir. Bu durumda elde edilen akaryakıtların ekonomik getirilerinin tesiste enerji ihtiyaçları için kullanımlarından daha fazla olacağı göz önüne alınmalıdır. Referanslar Balat M., “Sustainable transportation fuels from biomass materials”, Energy Educ. Sci. Technol., 17 (2006), pp. 83-103 Bridgwater A.V., G.V.C. Peacocke “Fast pyrolysis processes for biomass”, Renew. Sustain. Energy Rev., 4 (2000), pp. 1-73 Demirbaş A., “Biomass resource facilities and biomass conversion processing for fuels and chemicals” Energy Convers. Manag., 42 (2001), pp. 1357-1378 Enel Green Power SpA, “Enel Green Power Inaugurates Trıple Renewable Hybrıd Plant In The Us, Press Release”, March, 29 2016 Ibarra-Gonzalez Paola, Ben-Guang Rong “A review of the current state of biofuels production from lignocellulosic biomass using thermochemical conversion routes”, Chinese Journal of Chemical Engineering, Available online 21 September 2018 Jalilinasrabady, Saeid, Ryuichi Itoi, and Yuji Ohya. "Hybrid geothermal and wind power generation." Geothermal Resources Council Annual Meeting: A Global Resource, from Larderello to Las Vegas, GRC 2013. 2013. Newman Nicholas, Hybrid power plants, https://www.eniday.com/en/technology_en/hybrid-power-plants/ , accessed 30.12.2018 Türkiye Biyokütle Enerjisi Potansiyeli Atlası (BEPA), http://bepa.yegm.gov.tr/, 31.12.2018 Wendt, D. S., Neupane, G., Davidson, C. L., Zheng, R., and Bearden, M. A. GeoVision Analysis: Geothermal Hybrid Systems Task Force Report. United States: N. p., 2018. Web. doi:10.2172/1460735. Behrendt F., Y. Neubauer, M. Oevermann, B. Wilmes, N. Zobel,” Direct liquefaction of biomass” Chem. Eng. Technol., 31 (2008), pp. 667-677
207
208
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL KUYULARDA AKIŞKANIN JEOKİMYASAL EVRİMİNİN MODELLENMESİ VE SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN UYGULANMASI MODELING THE GEOCHEMICAL EVOLUTION OF FLUIDS IN GEOTHERMAL WELLS AND ITS IMPLICATION FOR SUSTAINABLE ENERGY PRODUCTION Taylan AKIN, Hulusi KARGI Pamukkale Üniversitesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü (takin@pau.edu.tr)
209
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL KUYULARDA AKIŞKANIN JEOKİMYASAL EVRİMİNİN MODELLENMESİ VE SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİMİ İÇİN UYGULANMASI Taylan AKIN, Hulusi Kargı Pamukkale Üniversitesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü (takin@pau.edu.tr)
ÖZ Jeokimyasal değerlendirme için jeotermal akışkanlar pratikte yüzey şartlarında örneklenmektedir. Ancak; jeotermal su rezervuardan yüzeye kuyu boyunca yükselirken mineral çökelimi, kaynama, gaz çıkışı ve soğuma gibi süreçler nedeniyle suyun fiziksel ve kimyasal özellikleri değişmektedir. Bu çalışmanın amacı, su fazlı jeotermal rezervuarların jeokimyasal karakteristiklerini tahmin etmek ve sürdürülebilir enerji üretimine katkı sağlayan parametrelerle ilgili bilgi sağlamak amacıyla kuyu içi jeokimyasal evrimi modellemektir. Bu amaç doğrultusunda, yaygın olarak kullanılan ve ticari olmayan bir yazılım olan PHREEQC için bir iş akışı geliştirilmiş ve Kizildere jeotermal sahasında (GBTürkiye) bulunan dört jeotermal kuyunun akışkan kimyası kullanılarak jeokimyasal modelleme yaklaşımı gösterilmiştir. Modellenen rezervuar kimyasına göre, Kızılderede rezervuar sıvı fazlıdır ve çözünmüş CO2 ile buhar basınçları toplamı 135-160 atm arasında değişmektedir. Çalışmada kullanılan kuyuların örnekleme debileri için hesaplanana kuyu içi ilk gaz kabarcığı oluşum derinlikleri 1597, 1751, 1884, 1579m. dir ve inhibitör bu derinliklerin altına basılmalıdır. Rezervuardaki toplam kalsiyum ilksel konsantrasyonu 3.67, 5.93, 5.04, 6.01 mg/kg olarak hesaplanmıştır. Kalsitle beraber, silika polimorfları, amfibol, serpantin, piroksen, karbonat ve fillosilikat grubu minerallerden oluşan 16 mineral seperatör koşullarında çökelme eğilimi kazanmaktadır. Rezervuar ve kuyularda mineral çökelmelerini engelleyerek sürdürülebilir enerji üretimi sağlamak için; inhibitörün kuyu içinde basılacağı derinlik, çökelen minerallerin türleri ve ilksel değerleri, rezervuarda çözünmüş toplam gaz ve buhar basıncı gibi gerekli parametreler, bu çalışmada önerilmiş iş akışı PHREEQC yazılımında kullanılarak herhangi bir sıvı fazlı jeotermal saha için belirlenebilir. Anahtar Kelimeler: Jeokimyasal modelleme, CO2, kalsit çökelimi, Phreeqc, Jeotermal, Kızıldere
Tam metin
210
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
MODELING THE GEOCHEMICAL EVOLUTION OF FLUIDS IN GEOTHERMAL WELLS AND ITS IMPLICATION FOR SUSTAINABLE ENERGY PRODUCTION Taylan AKIN, Hulusi Kargı Pamukkale Üniversitesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü (takin@pau.edu.tr)
ABSTRACT In practice, geothermal fluids are sampled under surface conditions for geochemical interpretations. However, the physical and chemical properties of geothermal waters change as the waters flow from a reservoir to the surface along the well due to processes such as mineral scaling, degassing, cooling and boiling. The objective of this study is to estimate the geochemical characteristics of water-dominated geothermal reservoirs and to model the geochemical evolution of fluids in geothermal wellbores to provide information on the parameters that contribute to sustainable energy production. A workflow was developed for commonly used non-commercial software PHREEQC and geochemical modeling approach was demonstrated for fluid samples of four geothermal wells located in the Kızıldere geothermal field (SW Turkey). According to the modeled reservoir chemistry, the reservoir type in the field is waterdominated, and the sum of partial pressures of dissolved CO2 and steam in the reservoir varies from 135-160 atm. First gas bubble depths, where an inhibitor should be injected below, were calculated for relevant flow rates of the wells as 1597, 1751, 1884 and 1579 meters. The calculated initial total calcium concentrations in the reservoir are 3.67, 5.93, 5.04 and 6.01 mg/kg. Besides calcite, 16 minerals including silica polymorphs, amphibole, serpentine, pyroxene, carbonate and phyllosilicate groups, are gained precipitation tendency under the separator conditions. To provide sustainable energy production by preventing mineral scaling in reservoirs and wells, the required parameters such as; appropriate depth for inhibitor injection in wellbore, type and initial concentration of scaling minerals, total dissolved gas and steam pressures in reservoir to limit maximum flowrate can be determined for any water-dominated geothermal field by using the proposed workflow in the PHREEQC software. Keywords: Geochemical modeling, CO2, calcite scaling, PHREEQC, geothermal, Kızıldere.
Full Paper
211
212
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRAL YATIRIMCILARI DERNEĞİ AVRUPA BİRLİĞİ PROJELERİ GEOTHERMAL POWER PLANT INVESTORS ASSOCIATION EUROPEAN UNION PROJECTS Cannur Bozkurt Armoni Geothermal Energy Consultancy Services Balçova/İzmir cannur.bozkurt@armonidanismanlik.com
213
214
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRAL YATIRIMCILARI DERNEĞİ AVRUPA BİRLİĞİ PROJELERİ Cannur Bozkurt Armoni Jeotermal Enerji Danışmanlık Hizmetleri Balçova/İzmir cannur.bozkurt@armonidanismanlik.com I.
GİRİŞ
Jeotermal Elektrik Santral Yatırımcıları Derneği (JESDER), 2014 yılında kurulmuş ve 2015 yılında aktif olarak çalışmaya başlamıştır. Türkiye’nin 15 MWe kurulu güç ile başladığı jeotermal yolculuğu, bugün 1.347 MWe ile büyüyerek gelişmeye devam etmektedir. JESDER, enerjide dışa bağımlı olan ülkenin, ihtiyaçlarını kendi imkânları ile karşılayabilmesi için yerli ve yenilenebilir kaynak olan jeotermal enerji yatırımlarının avantajlarını ve önemini her mecrada dile getirmekte, kaynağın minimum çevresel etkilerle sürdürülebilir yönetimi için yapılan çalışmalara önem vermektedir. Bu önem çerçevesinde JESDER, üç Avrupa Birliği (AB) projesinin katılımcısı olmuştur. GEO-ENERGY EUROPE, COSME (İşletmelerin ve KOBİ'lerin Rekabet Edebilirliği Programı) çağrısı altında, GEOENVI ve GEORISK* adlı projeler ise Ufuk 2020 programı dahilinde finanse edilmekte ve jeotermal kaynakların değerlendirilmesinde çevresel, finansal gereklilikler üzerinde ve sektöre hizmet veren işletmelerin bilgi ve beceri birikimlerini paylaşmak amacı ile çalışmaktadır. II.
GEOENERGY EUROPE
GEO-ENERGY EUROPE projesi iki yıl süreli bir proje olup, 1 Ocak 2018’de başlamıştır. Projenin genel amacı, yeraltının enerji için sürdürülebilir kullanımına, başka bir deyişle “Jeo-Enerji”nin kullanımına odaklanan bir Avrupa Stratejik Küme Ortaklığı (ESCP) oluşturmaktır. COSME tarafından “Kümelerin Uluslararasılaşması - Clusters Go International” projeleri için çağrıda bulunulduğu şekilde hedef, oluşturulan ESCP'nin uluslararasılaşmasına yardımcı olacak ortak bir uluslararasılaşma stratejisi ve uygulama yol haritası belirlemektir. Böyle bir stratejik ortaklığın kurulması, üçüncü ülkelerle bilgi ve teknoloji transferi konularında ihracat fırsatları ve işbirliği için bir tür Avrupa etiketi oluşturmaya yardımcı olacaktır. Proje Katılımcıları: GEO-ENERGY EUROPE yedi ülkeden katılımcılar ile yürütülmektedir. Her katılımcı, oluşumu çerçevesinde katılım gösterdiği ülkeden üyelerini temsil etmektedir:
215
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Tablo 1: GEOENERGY EUROPE Proje Katılımcıları Proje Hedefleri: Projenin odaklandığı amaç ve hedefler aşağıdaki gibidir:
Ülkeler ve sanayi sektörleri arasındaki çapraz iletişim ile derin jeotermal, CCS ve enerjinin jeolojik olarak depolanması (hidrokarbon hariç) gibi gelişmekte olan endüstrilere yönelik beceri ve teknoloji transferini tercih ederek, uluslar arası ortaklık inşasını desteklemek; Üye KOBİ'lerin becerilerini, ürünlerini ve hizmetlerinin bir haritasını çıkartarak değer zincirlerini birleştirmek ve teklif çağrıları için tam teklifler sunmada tamamlayıcılıkları ve sektörler arası teknolojiyi ve beceri transferi fırsatlarını tanımlamak; Avrupa ve dünyadaki ilgili sanayi sektörlerinde araştırma, geliştirme ve yenilikçilik (Ar&Ge) ihtiyaçlarını analiz ederek öncelikleri belirlemek; Endüstriyel teklifleri geçmiş ve mevcut Ar&Ge projelerinin sonuçlarını değerlendirerek gelecekteki projeler için yeni ortaklıklar yaratmak; Coğrafi ve tematik kapsamı genişletmek amacıyla ortaklığı orta ve uzun vadede resmileştirmek ve sürdürmek için bir “Ortaklık Anlaşması” oluşturmak; Avrupa ve dünyadaki yüksek potansiyele sahip jeo-enerji pazarlarını ve daha öznel olarak gelişme aşamasında olan derin jeotermal enerji pazarlarını haritalamak, değerlendirmek ve önceliklendirmek; Öncelikli üçüncü ülke pazarlarına erişmek için ortak bir uluslararasılaşma stratejisi geliştirmek; KOBİ üyelerin uluslararasılaşmasını kolaylaştırmak için bir uygulama yol haritası tasarlayarak ilgili eylem planı oluşturmak ve uygulamak; Mevcut araçları kullanarak ve/veya katılımcıların üye KOBİ'lerinin bilgilerini, ürünlerini ve hizmetlerini tanıtmak, bilgiyi yaymak için özel iletişim materyali ve kapasite geliştirme araçları oluşturmak.
Hedef Sonuçlar: Çalışma programı, küresel bir perspektife sahip ortak bir “Avrupa” stratejik vizyonu ve bir uygulama yol haritasının yanı sıra, yüksek öncelikli olarak seçilen belirli üçüncü pazarlara yönelik ortak hedefler ve eylemler sunacaktır. Hem proje anlaşması hem de proje kapsamında hedeflenen uluslararasılaşma stratejisi, gerek Avrupa ülkeleri, gerekse uluslararası alanda, sektörel sınırlar arasında ve özellikle jeotermal enerji gibi gelişmekte olan endüstrilerin gelişmesine destek olmak üzere kümelenme ve iş ağı işbirliğini güçlendirecektir.
216
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Jeotermal enerjide uzmanlaşmış iş ağı organizasyonundan oluşan konsorsiyum, 2 yıllık programında öncelikle planlanan ağ oluşturma faaliyetlerini, sektörler arası beceri ve teknoloji transferlerini hedef alacaktır. Avrupa ve ulusal enerji geçişi hedefleri doğrultusunda, ortaya çıkmakta olan derin jeotermal enerji endüstrisinin tanıtımına yönelik pazar çalışmaları ve stratejik planlama yapacaktır. Bununla birlikte, kümeler, gelişmekte olan sektörlere (ör. CO2 ve enerjinin jeolojik çerçevede depolanması gibi) izin vermek ve hedeflenen pazarlarla veya diğer sektörlerle ortaklıklar geliştirmek amacıyla en çevik ve açık şekilde tasarlanacaktır.
III.
GEOENVI
Kasım 2018’de başlayan ve otuz ay sürecek olan GEOENVI projesinin amacı, derin jeotermal enerjinin Avrupa'nın gelecekteki enerji arzındaki rolünü giderek daha sürdürülebilir bir şekilde oynayabilmesini sağlamak ve çevresel kaygıları gidermek için sağlam bir strateji oluşturmaktır. Proje Ufuk 2020 Hibe Programı (Ufuk 2020) çerçevesinde AB tarafından finanse edilmektedir. Avrupa Birliği'nin bilimsel ve uygulamalı araştırma, geliştirme ve inovasyon projelerine destek olmak üzere oluşturduğu Ufuk 2020, dünyanın en yüksek bütçeli hibe programıdır. Avrupa'nın bilim, teknoloji ve politika uygulamalarının uyumlaştırılması amacıyla başlatılan Ufuk 2020, Avrupa'nın araştırma ve teknoloji geliştirme kapasitesini güçlendirmek, üniversite-sanayi işbirliğini teşvik etmek, AB ülkeleri, AB aday ülkeleri ve AB'nin işbirliği yaptığı ülkelerle AB politikalarına ilişkin farklı alanlarda işbirliğini geliştirmek amacıyla yürütülmektedir. AB Ufuk 2020 Hibe Programı, uluslararası ortaklıklar yolu ile geleceğin teknolojilerine yön vermeyi hedeflemektedir. Proje Katılımcıları: GEOENVI Proje yedi ülkeden 16 katılımcı ile yürütülmektedir. Katılımcılar, temsil edilen ülkelerin üniversiteleriden bilim adamları, dernekler ve karar meknizmasında yetkililerden oluşmaktadır.
217
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Tablo 2: GEOENVI Proje Katılımcıları Proje Hedefleri: GEOENVI projesi, çalışmalarına, jeotermal enerjinin çevresel risklerini ve etkilerini değerlendirerek başlamıştır; açık ve FAIR (uygulanabilir, erişilebilir, birlikte çalışabilir, yeniden kullanılabilir) veri yaklaşımı benimseyerek bilgi paylaşımı projenin kilit noktasıdır. Projenin ilk amacı, bir yaşam döngüsü değerlendirmesi (LCA – Life Cycle Assesment) kullanarak, jeotermal piyasa aktörlerine, jeotermal enerji projelerinin çevresel etki değerlendirmesinde araçlar ve uyarlanmış metodolojiler içeren bir kılavuz sağlamaktır. İkinci hedef, çevresel etkilerine ilişkin düzenlemeler ile ilgili en iyi uygulamaları geliştirmek ve değiştirmektir. GEOENVI projesi, değişen derin jeotermal potansiyeli, pazar olgunluğu ve jeotermal potansiyele uygun jeotermal kaynakları olan altı kilit ülkeye odaklanmaktadır: Fransa, İtalya, Belçika, İzlanda, Türkiye ve Macaristan. Bu ülkeler derin jeotermal ve işletme (veya geliştirilmekte olan) tesisleri açısından potansiyel olarak seçilmişlerdir. Ayrıca, farklı ve tamamlayıcı jeolojik ortamların yanı sıra çevresel kaygıların profillerini de sunmaktadırlar. Hedef Sonuçlar: Hedeflenen altı ülkenin her birinde örnek vaka çalışmaları seçilmiştir. Bu proje, en iyi uygulamaların değişimini, seçilen alanlarda uyumlaştırılmış yöntemlerin test edilmesini sağlamak ve daha sonra Avrupa çapında çoğaltılmasını kolaylaştırmak için tüm jeotermal paydaşlarla birlikte çalışacaktır. Sonuç olarak, jeotermal enerji projelerinin çevresel riskleri ve etkileri, projeden elde edilen faydaları yerel topluluklara en üst düzeye çıkarırken azaltılmalıdır.
218
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ IV.
SONUÇ
JESDER, ortak çevresel ve sosyal etkilerin yönetilmesi konusunda çalışmalar gerçekleştirmeye gayret etmektedir. Bu nedenle, jeotermal kaynağın değerlendirilmesinde ortaya çıkan çevresel ve sosyal etkileri, ulusal ve uluslararası standartlara bağlı olarak ölçmekte ve santral bazında yönetim planları oluşturarak hayata geçirmek konusunda üyelerini teşvik etmektedir. JESDER AB projelerine katılım sağlayarak, milli bir değer olan jeotermal kaynakların sürdürülebilir ve sağlıklı bir şekilde değerlendirilmesi yolunda bilgi ve teknoloji paylaşımları ile çalışmalarını yürütmektedir. Anahtar Kelimeler: Jeotermal, AB, Projeler, Çevresel Etkiler, Ufuk 2020, COSME
219
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
GEOTHERMAL POWER PLANT INVESTORS ASSOCIATION EUROPEAN UNION PROJECTS Cannur Bozkurt Armoni Geothermal Energy Consultancy Services Balçova/İzmir cannur.bozkurt@armonidanismanlik.com I.
INTRODUCTION
Geothermal Power Plant Investors Asociation (JESDER) is established in 2014 and started to work actively in 2015. Turkey's geothermal power journey that starts with 15 MWe continues to grow as of today with the development of 1,347 MWe. JESDER emphasizes the advantages and the importance of domestic and renewable geothermal energy investments in order to meet the energy needs of the country that is dependent on foreign sources and provides efforts for a sustainable management of the resource with minimum environmental effects. In this context, JESDER has been involved in three European Union (EU) projects. The projects are GEO-ENERGY EUROPE under the call of COSME (Competitiveness of Enterprises and SMEs); and GEOENVI and GEORISK* projects funded under the Horizon 2020 program focusing to share the knowledge and skills of the enterprises serving to the sector on environmental, financial requirements in the evaluation of geothermal resources. II.
GEO-ENERGY EUROPE
The GEO-ENERGY EUROPE is a two-year project and has started on 1st of January 2018. The goal of the project is to create a European Strategic Cluster Partnership (ESCP) with a focus on the sustainable use of the subsurface for energy, or “Geo-Energy”, as well as to develop, & propose an implementation roadmap for, a joint internationalization strategy to help this ESCP go international, as encouraged by the COSME call for projects “Clusters Go International”. Building such a strategic partnership would help create a sort of European label for export opportunities and cooperation in know-how and technology transfer with third countries. Partners of the Project: GEO-ENERGY EUROPE is carried out with participants from seven countries. Each participant represents the members of the clusters in participated countries:
220
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Table 1: GEOENERGY EUROPE Project Partners Project Objectives: The detailed specific objectives of the project are the following: Foster trans-national partnership building, favouring mutual learning and sharing of resources, cross-pollination between countries & industry sectors, skill & technology transfer towards emerging industries such as deep geothermal, CCS & the geological storage of energy (other than hydrocarbon). Map skills, products & services of partners’ member SMEs and identify complementarities and cross-sectorial technology and skill transfer opportunities to consolidate value chains & allow complete offers in calls for tenders. Analyse & prioritize research, development & innovation (RD&I) needs across the concerned industrial sectors in Europe & worldwide. Enrich the industrial offer through valorisation of past & current RD&I projects’ results and creating new partnerships for future projects. Create a Partnership Agreement to formalize and sustain the partnership in the mid to long term, with a view to expand in geographic and thematic scope. Map, assess and prioritize high potential geo-energy markets in Europe and around the globe, and more specifically the deep geothermal energy markets to start with. Develop a joint internationalisation strategy to access prioritized third country markets. Design an implementation roadmap to facilitate the internationalisation of SME members, and get started with the associated action plan. Use existing tools (ECC platform) &/or create dedicated communication material and capacity building tools to disseminate knowledge and promote the know-how, products & services of participants’ member SMEs. Results Expected: The work program shall deliver a joint ‘European’ strategic vision with a global perspective and common goals and actions towards specific third markets selected as high priority, as well as an implementation roadmap. Both the partnership agreement and internationalisation strategy that are aimed for in the mark of the project shall intensify the cluster and business network collaboration across European countries and internationally, across sectoral boundaries and notably in support of the development of emerging industries such as geothermal energy.
221
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ As reflected in the consortium composition, made of 4 clusters in applied geoscience or geo-energy at large and 4 business network organisations specialized in geothermal energy, the 2 years program will primarily target the planned networking activities, cross-sectorial skill & technology transfers, market studies and strategic planning towards the promotion of the emerging deep geothermal energy industry, in line with the European and most national energy transition goals. The metacluster will however be designed in the most agile and open way, so as to further allow a broadening of its scope towards other emerging sectors (e.g. geological storage of CO2 and energy) and promote partnerships with targeted markets or with other sectors.
III.
GEOENVI
The objective of the GEOENVI project, which started in November 2018 and will last thirty months, is to make sure that deep geothermal energy can play its role in Europe’s future energy supply in an increasingly sustainable way and to create a robust strategy to answer environmental concerns. The project is funded by the EU within the framework of the Horizon 2020 Grant Scheme (Horizon 2020). Horizon 2020, which is formed by the European Union to support scientific and applied research, development and innovation projects, is the world's highest budget grant program. Launched with the aim of harmonizing Europe's science, technology and policy practices, Horizon 2020 strengthens the research and technology development capacity of Europe, fostering university-industry cooperation, EU countries, EU candidate countries and countries in cooperation with EU. EU Horizon 2020 Grant Program aims to direct future technologies through international partnerships. Project Objectives: The GEOENVI project will start by assessing environmental risks and impacts of geothermal energy: sharing of knowledge by adopting an open and FAIR (findable, accessible, interoperable, reusable) data approach is a key point of the project. A first objective of the project is to provide to geothermal market actors, a toolbox including tools and adapted methodologies on environmental impact assessments of geothermal energy projects, using a life cycle assessment (LCA) approach. A second objective is to exchange best practices regarding environmental regulations. The GEOENVI project focuses on six key countries with varying deep geothermal potential, markets maturity and geological settings: France, Italy, Belgium, Iceland, Turkey and Hungary. These countries have been selected upon potential for deep geothermal and operating (or under development) plants. They also present different and complementary geological settings as well as profiles of environmental concerns.
222
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Project Partners: GEOENVI Project is carried out with 16 participants from seven countries. Participants consist of scientists, associations and decision makers from universities of the countries represented.
Table 2: GEOENVI Project Partners Results Expected: Case studies have been selected in each of the six targeted countries. This project will engage with all geothermal stakeholders to ensure the exchange of best practices, the test of harmonized methods in selected areas and then, to facilitate its replication across Europe. As a result, the environmental risks and impacts of geothermal energy projects shall be reduced while maximizing the benefits derived from the project to local communities. IV.
CONCLUSION
JESDER strives to work on the management of common environmental and social impacts. Therefore, it measures the environmental and social impacts arising in the evaluation of geothermal resources in accordance with national and international standards and encourages its members to implement management plans on a centralized basis. JESDER participates in EU projects with a focus of sharing the information and technology in order to evaluate the national value of geothermal resources in a sustainable and healthy way. Keywords: Geothermal, EU Projects, Environmental Impacts, Horizon 2020, COSME
223
224
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL VE YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARIN RİSK AZALTIMI İLE GELİŞTİRİLMESİ – GEORISK DEVELOPING GEOTHERMAL AND RENEWABLE ENERGY BY MITIGATING THEIR RIKS - GEORISK Çağrı YILDIRIM TÜBİTAK Başkanlık, Tunus Caddesi No:80, 06100 Kavaklıdere, Ankara (cagri.yildirim@tubitak.gov.tr)
225
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL VE YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARIN RİSK AZALTIMI İLE GELİŞTİRİLMESİ - GEORISK Çağrı YILDIRIM TÜBİTAK Başkanlık, Tunus Caddesi No:80, 06100 Kavaklıdere, Ankara (cagri.yildirim@tubitak.gov.tr) Jeotermal proje geliştirme çeşitli risk bileşenlerine sahiptir, kaynak riski bunlardan en önemlisidir. Çoğunlukla derin jeotermal faaliyetleri için geçerli olan bu risk bazı sığ jeotermal açık sistemlerini de ilgilendirmektedir. Sondaj çalışmalarının ötesinde, jeotermal projelerin finansmanı kaynak riski tarafından tehdit altındadır. Jeolojik riskler şunları içermektedir: - kısa dönem risk olarak sondaj çalışmasından sonra sürdürülebilir enerji kaynağın bulunamaması; - uzun dönemli risk olarak bulunan kaynağın kar edilemeden tükenmesi. İlk sondaj deliği jeotermal rezervuarına açılana kadar, yatırımcılar planlanan jeotermal elektrik veya ısınma projesinin kesin parametrelerinden (Sıcaklık ve akış hızı) emin olamazlar. Sondaj çalışmasından sonra yerinde pompa testleri, sıcaklık ve hidrolojik ölçümlerinin yapılması ile kaynak riski azalır ve finansman yapılması mümkün olmaktadır. Jeolojik riske yönelik risk paylaşım mekanizmaları bazı Avrupa ülkelerinde mevcuttur (Fransa, Almanya, İzlanda, Hollanda, Danimarka ve İsviçre). Jeolojik risk tüm Avrupa’da yaygın bir sorundur. Bu altı ülke dışında proje geliştiricilerinin finansal risk yönetme konusunda çok az yetkinliğe sahiptir. GEORISK projesi tüm Avrupa’da ve kilit ülkeleri kapsayacak bir finansman mekanizması kurmayı hedeflemektedir. Keywords: Jeotermal, risk finansmanı, Ufuk 2020
226
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
DEVELOPING GEOTHERMAL AND RENEWABLE ENERGY BY MITIGATING THEIR RIKS - GEORISK Çağrı YILDIRIM TÜBİTAK Başkanlık, Tunus Caddesi No:80, 06100 Kavaklıdere, Ankara (cagri.yildirim@tubitak.gov.tr) Geothermal project development has several risky components, the most important one being the resource risk. This concerns mainly deep geothermal projects, but some shallow geothermal open systems could also be included in this category of projects. Beyond exploration, the bankability of a geothermal project is threatened by this geological risk. The geological risk includes: - The short-term risk of not finding an economically sustainable geothermal resource after drilling; - The long-term risk of the geothermal resource naturally depleting rendering its exploitation economically unprofitable. Until the first borehole has been drilled into the geothermal reservoir, developers cannot be sure about the exact parameters (temperature and flow rate) of the planned geothermal electricity or h&c project. Once drilling has taken place, in situ pump tests, temperature and hydrological measurements then reduce the resource risk and make it possible to attract external capital. Risk insurance Funds for the geological risk already exist in some European countries (France, Germany, Iceland, The Netherlands, Denmark and Switzerland). The geological risk is a common issue all over Europe. With the notable exception of these six countries, project developers have very little capability to manage this financial risk. GEORISK project will work to establish such risk insurance all over Europe and in some key target third countries to cover the exploration phase and the first drilling (test). It means activities to be funded before financial institutions and IPP funding the confirmation drilling and surface systems. It appears clear that a risk mitigation scheme must be designed according to the market maturity of the sector. Keywords: Geothermal, risk finance, H2020
227
228
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ISI EŞANÖRLERİNİN SOĞUTMA SUYUNDAKİ KATILARDAN KORUNMASI Yük. Müh. Enis BURKUT BURKUT SU TEKNİĞİ A.Ş. 129 / 18 Sokak No. 11 Bornova 4. Sanayi 35030 İzmir enis@burkut.com.tr
229
230
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ISI EŞANÖRLERİNİN SOĞUTMA SUYUNDAKİ KATILARDAN KORUNMASI Yük. Müh. Enis BURKUT BURKUT SU TEKNİĞİ A.Ş. 129 / 18 Sokak No. 11 Bornova 4. Sanayi 35030 İzmir enis@burkut.com.tr
ÖZET Sanayi işletmelerinde, ısı eşanjörlerinin su ile soğutulması sürecinde, ısı eşanjörü tarafından ısınan su soğutma kulesine gider ve burada milyonlarca metreküp tabii hava ile karşılaşır. Tabii hava, mevsim şartlarına göre çok çeşitli katılar içerir. Hava içindeki bu katılar, soğutma suyunun devridaimi sırasında soğutma suyuna geçer. Soğutma suyu sisteminde görevini iyi yapan bir su filtresi yoksa, hava kaynaklı bu katılar soğutma suyu ile soğutulan ısı eşanjörlerini tıkar. Genelde soğutma suyu debisi, soğutma suyu toplam hacmine göre çok yüksektir. Bu sebeple ana hat üzerinde toplam su debisine göre filtre kullanmak yerine “böbrek filtre” de tabir edilen servis hattı filtresi kullanılır. Ülkemizin Ege Bölgesi’nde bazı soğutma kuleleri tarımsal bölgelerde yer alır ve yaklaşık sekiz ay Ege’de yağış olmaz. Tarımsal işlemler sırasında ortaya çıkan ve ortam havasına karışan her tür katılar ve “lifli” malzeme, bölgesel rüzgarlar ile soğutma kulesine taşınır. Yuvarlağımsı katıların su filtreleri tarafından soğutma suyundan ayrılması kolaydır, ancak, “lifli” katıların sudan ayrılması için özel filtreler kullanılmalıdır, aksi durumda su filtreleri ısı eşanjörlerinden daha önce tıkanır. Anahtar Kelimeler: Filtre, katı, lif, ısı eşanjörü, soğutma suyu.
231
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
1. ENERJİ TESİSLERİNDE ISI EŞANJÖRLERİNİN GÖREVİ VE YAŞANAN TIKANMA SORUNU Enerji tesislerinde “Atık Isı” oluşur ve bu atık ısıyı tabiata atmak için “ısı eşanjörü” olarak adlandırılan bir cihaz vasıtası ile atık enerji “Soğutma Suyu”na verilir ve soğutma suyu soğutma kulesine veya havalı soğutma sistemine gider ve atık ısı bu sistemler aracılığı ile tabiata atılır. Atık enerjinin tabiata atılması yalnızca HAVA ile soğutulan “havalı” system ile yapılıyorsa, burada işletme sorunu pek yaşanmaz. Fakat atık enerjiyi atmak için “SULU” soğutma sistemi kullanılıyorsa, bu sistemde bulunan “Soğutma Kulesi” soğutma suyundaki ısıyı atmak için soğutma suyu ile yüksek debide ortam havasını karşılaştırır.
Resim: Tıkanmış ısı eşanjörünün temizliği Soğutma kulesi fanının ortamdan emdiği hava içindeki katıların büyük bir oranı soğutma suyuna geçer, böylece ortam havasındaki katıları da içeren soğutma suyu, ısı eşanjöründen geçerken bir miktar katıyı ısı eşanjörü içinde bırakır, bu da ısı eşanjörünün tıkanmasına sebep olur. Tıkanan ısı eşanjörü sebebi ile, bir süre sonra enerji tesisinde “planlanmayan” duruşlar oluşur, bu da işletme ekonomisini çok etkiler. 2. ENERJİ TESİSLERİNDE SOĞUTMA SUYU NE İŞE YARAR? Birinci paragrafta anlatıldığı gibi, enerji tesisinde oluşan “Atık Isı”yı tabiata atmak için “Soğutma Suyu” sistemi kurulur. Soğutma suyu, ısıyı atmak için soğutma kulesine gelir, burada küçük zerreciklere bölünen su üzerinden yüksek debide ortam havası geçirilir. Su / hava karşımı sırasında su zerreciklerinin bir oranı buharlaşırken sıvı olarak kalan suyun ısısını alır ve böylece kalan suyun sıcaklığı düşer. Bildirimizde yalnızca soğutma kulesindeki yüksek hava miktarı içinde bulunan ve su / hava karşımı sırasında suya geçen katıların yarattığı işletme sorunları ve soğutma suyundaki katıları sudan ayırmak üzere kullanılan su filtreleri konularına değinildi.
232
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 3. SU SOĞUTMA KULESİNE YAKINDAN BAKALIM Su soğutma kulesi genelde işletmecileri çok yoran ve işletilmesinde çok sorun yaşanan cihazlardan biridir. Şekil 1 ‘de gördüğümüz su soğutma sistemi şeması üzerinde, işleticinin sürekli olarak kontrol altında tutması gereken bir çok noktayı işaretledik:
Şekil 1. Soğutma Suyu Sistemi A - Besi suyu kalitesi: Soğutma sistemine herhangi bir sui le beslenemez. Besi suyu çoğu zaman belli bir hazırlıktan geçtikten sonra soğutma sistemine verilebilir. B - Korozyon: Soğutma sisteminde dolaşan suyun kalitesi kontrol altında tutulmadığında, sistemde suyun yüksek iletkenliğinden kaynaklanan elektro-korozyon ve sudaki Klorür (Cl) iyonundan kaynaklanan metal korozyonları yaşanır. C - Katılar: Bildirimizin ana konusunu oluşturan sudaki katıların büyük bir oranı havadan suya geçer. Bununla beraber, soğutma suyunda birçok mineral kristali de oluşur ve soğutma suyundaki katılar ve mineral kristalleri filtreler ile alınmadığı taktirde zaman içinde bunların miktarı artar ve bu katılar soğutma sisteminin ısı eşanjörlerini ve borularını tıkar. D – Biyolojik Üreme: Soğutma sistemi “Biyolojik Üreme” için mükemmel bir ortamdır. Havadan gelen mikrobiyolojik canlılar, kuledeki ılık ve rutubetli ortam içinde yaşarken, havadan gelen bazı maddeleri gıda olarak kullandıkları için hızlıca ürerler. Soğutma sistemi içinde de çoğalan biyolojik maddeler, ısı geçirgenliğinin yüksek olmasını arzu ettiğimiz yüzeylerde biyofilm oluştururlar. Biyofilm sudaki katıların birbirine yapışmasını sağlayarak kalın katmanların oluşmasına sebep olur. Bunun sonucunda ısı geçirimi çok azalır. Ayrıca, “Biyofilm” içinde “Legionella” bakterisi üreme riski bulunur. Legonella bakterisi, soğutma kulesinden çevreye yayılan su zerrrecikleri içinde insanın akciğerine girdiğinde, ölümcül “Lejyoner hastalığı” yaratabilir.
233
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ E – Kireçlenme: İşletmelerde “Kireçlenme” olarak bilinen katı katmanları yakından incelediğimizde, bunların çok az miktarının besi suyundaki kireç mineralinden kaynaklandığını görürüz. Soğutma kulesi içinde ve soğutma sisteminin başkaca yerlerinde oluşan bu katı katmanların ana maddesi hava ile soğutma suyuna gelen katılardır. F – Deşarj Suyu: İşletmeler genelde soğutma sisteminden su atmak istemez. Fakat, soğutma kulesi, besi suyu olarak yalnızca “H2O” molekülüne ihtiyacı vardır. Oysa kule besi suyunda “H2O” molekülünden başkaca maddeler bulunur ve bunlar da besi suyu ile kuleye girerler. Kuleden buharlaşıp giden yalnızca saf sudur (H2O molekülü), suda çözünmüş maddeler kule suyu içinde çoğaldığında suyun iletkenliği artar ve metal korozyonu yaratır. Bu sebeple soğutma suyundan zaman zaman su atmak (deşarj yapmak) işletme kurallarından biridir. 4. SOĞUTMA KULESİNE HAVA İLE GELEN VE SOĞUTMA SUYUNA GİREN KATILARIN MİKTARI Soğutma kulesinin çalışma prensibine göre, sistemden dışarı atılmak istenen ısı, kuleye su ile gelir ve kule içinde suyun kısmen buharlaştırılması ile istenmeyen ısı tabiata atılır. Bu maksat ile soğutma kulesine çok miktarda hava girmesi istenir. Havanın kuleye gelişi çoğu zaman cebri olarak yapılır, ancak çok yüksek kapasiteli soğutma kulelerinde inşai teknikler ile havanın tabii olarak kuleye gelmesi sağlanır. Coğrafi bölgenin özelliklerine, mevsime ve çevre kirliliği durumuna göre soğutma kulesine gelen hava içinde az veya çok miktarda katı madde bulunur. Soğutma kulesi içinde hava ile su temas içinde olduğundan ve soğutma kulesi bir bakıma ”havayı temizleyen cihaz” gibi görev yaptığından, tabii hava içindeki katıların yüksek bir oranı soğutma suyu içine geçer. Soğutma kulesine gelen ortam havasından soğutma suyuna ne miktarda katı girebilir sorusu ile ilgili bir fikir edinmek için bazı kabuller oluşturup bir örnek hesap yapılabilir. Bu örnek hesapta havadan gelen ve soğutma suyuna giren katıların miktarı hesaplanabilir. Örnek hesap: Bir soğutma kulesi imalatçısının kataloğundan şu değerleri aldık: 300.000 kcal/saat kapasiteli bir soğutma kulesinin fan debisi: 27.000 m3/h. Kuru ve rüzgarlı bir yaz günü, her bir metreküp hava ile soğutma suyuna yalnızca 0,1 gram (onda bir gram) katı madde girdiği kabulü ile, soğutma suyu içine her saat 2700 gram, yani 2,7 kg/saat katı madde girer, bu da günde 64,8 kg katı madde yapar. Su soğutma kuleleri en çok yaz aylarında kullanıldığına göre, 300.000 kcal/saat kapasiteli bir soğutma kulesinin görev yaptığı bir sistemin soğutma suyu içine her gün 64,8 kg katı girerek soğutma suyu içindeki katı oranını arttırır. Bu katılar muhakkak işletmelerde bir çok sorunların oluşmasına sebep olur. Çünkü soğutma suyu tesisatı TEMİZ SU için tasarlanır. 5. SOĞUTMA SUYU FİLTRASYONU NEDEN GEREKLİDİR? Yukarıdaki ve bu paragraftaki bilgiler soğutma suyunun neden filtrelenmesi gerektiğinin cevaplarını içeriyor. Su soğutma kulesinin esas görevi bir miktar H2O molekülünü buharlaştırmak ve geri kalan H2O moleküllerinin birkaç derece soğumasını sağlamaktır. Oysa soğutma sistemi içinde H2O molekülü olmayan birçok madde de bulunur. H2O molekülü olmayan ve su filtresi ile tutulabilen maddeleri filtrelemek ile işletmeler şu avantajları elde ederler:
234
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Sudaki katıların oluşturduğu su kirliliği ve eşanjör, boru temizliği en aza iner, Sistemde korozyon ve aşınma azalır, Soğutma sistemde ısı geçişleri tasarlandığı gibi olur, Su şartlandırma kimyasalı tüketimi azalır, Sistemin ve soğutma kulesinin ömrü uzar, İşletme randımanı çok yükselir, İşletmenin üretim maliyeti düşer. Bir işletmenin ekonomisini doğrudan etkileyen saydığımız sebeplerden dolayı soğutma suyunun filtrasyonu gereklidir. 6. SOĞUTMA SUYUNUN TAMAMININ FİLTRASYONU: ANA HAT ÜZERİNDE FİLTRASYON Yukarıda sözünü ettiğimiz ve soğutma suyundan alınmasını uygun gördüğümüz katıların filtrasyonu için ilk akla gelen yöntem, Şekil 2’de görüldüğü gibi, soğutma suyu pompasından sonra, soğutma suyu ana hattı üzerine bir su filtresi monte etmektir. Böylece, soğutulmasını istediğimiz ısı eşanjörü gibi atık ısı üreten noktalar katılardan tamamen korunmuş olur. Örneğin, PVC profil üretiminde, PVC profil kalıptan çıkınca doğrudan soğutma suyu içine girer, o sırada yumuşak olan profilin katı bir maddeye dokunması ürünün yüzeyinde istenmeyen bir çizgi oluşturabilir. Bu sebeple PVC profil üretiminde kullanılan soğutma suyu filtresinin ana hat üzerine konması doğru bir yöntemdir.
Şekil 2. Soğutma Suyu Ana Hat Filtrasyonu Sistemi 7. SOĞUTMA SUYUNUN BİR BÖLÜMÜNÜN FİLTRASYONU: SERVİS HATTI FİLTRASYONU Yukarıda, 6. paragrafta anlatmış olduğumuz “Ana Hat Filtrasyonu” yöntemi bir çok soğutma sistemi için “lüks” sayılabilir. Çünkü genelde soğutma suyu pompalarının debileri 500 m3/h, 1000 m3/h civarında olduğunda, soğutma sistemi içinde bulunan toplam su
235
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ miktarı 30 m3, 50 m3 gibi çok az miktarlardır. Soğutulacak yüzeyler borulu eşanjör gibi katıların kolayca geçebileceği yerler ise, soğutma suyunun filtrasyonunu ana hat üzerinde yapmak yerine, kule yanına konan ve düşük debili bir pompa ile beslenen bir filtre ile yapmak çok ekonomik olur. Şekil 3’de görüldüğü gibi, soğutma suyu sirkülasyonu ile hiç ilgisi olmayan, kendi pompası ve otomasyonu ile mustakil görev yapan bir filtrasyon sistemi kurmak ekonomik olduğu gibi, birçok işletme kolaylıkları da getirir. Soğutma suyu ana hattı üzerinde olmadığı için bu filtrasyon sistemindeki arızalar ve bakımlar ana prosese zarar vermez ve sistemi durdurmaz. “Servis hattı filtresi” olarak adlandırdığımız bu mustakil filtreye bazı sanayi kuruluşlarında “Böbrek filtre” adı veriliyor. İngilizce yazılarda bu filtre “Side stream filtration” olarak adlandırılır.
Şekil 3. Soğutma Suyu Servis Hattı Filtrasyonu (Böbrek Filtre) Sistemi 8. SOĞUTMA SUYU İÇİN FİLTRE SEÇİMİ Ülkemize kıyasla sanayide çok tecrübeli olan ülkelerde soğutma suyu filtrasyonu uzun yıllardır hiç ihmal edilmeden kullanılan bir sistemdir. Ülkemiz sanayicilikte yeni olduğu için, soğutma suyu filtresi genelde bir işletmenin ilk kuruluşunda yer almaz, işletme çalışmaya başladıktan sonra yaşanan ısı eşanjörü tıkanmaları gibi sorunlar sebebi ile soğutma suyu filtresi satın alınır ve kurulur. Her su filtresi soğutma suyu için uygun değildir, çünkü tabii ortamdan soğutma kulesine gelen hava içinde ot, saman gibi bitkisel kökenli ve kıl, kuş tüyü gibi hayvansal kökenli “LİFLİ” maddeler bulunur. Soğutma suyuna geçen bu “LİFLİ” maddeleri sudan ayırmak için UYGUN filtreyi seçmek şarttır, çünkü birçok filter türü, su içindeki lifli maddeleri tutabilir fakat ters yıkama sırasında lifli maddeleri atamaz ve filtrenin kendisi tıkanır.
236
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Enerji sistemindeki ısı eşanjörlerini tıkanmadan kurtarmak için satın alınan filtre, lifleri kolayca atan bir filtre değilse bu sefer filtrenin kendisi tıkanır. Bu durumda ısı eşanjörü bakımı yerine filtre bakımları ile uğraşılır. Bu sorunun enerji işletmelerinde yaşanmaması için bu bildiride soğutma suyu filtreleri konusuna da değineceğiz. 1984 yılından bu yana elde ettiğimiz tecrübeler sonucunda her su filtresinin soğutma suyunda kullanılamayacağına şahit olduk. Soğutma sistemine havadan gelen katılar içinde lifli katılar, hatta naylon torbalar dahi bulunur. Ayrıca, önceki paragraflarda sözünü ettiğimiz gibi, soğutma suyu içinde yalnızca katılar değil, soğutma sisteminde oluşan kristaller ve üreyen biyolojik maddeler de vardır. Bu nedenlerden dolayı normal kuyu sularında kullanılan filtre türleri soğutma sularında işletme sorunları yaratır. Bir işletme, prosesindeki ısı eşanjörlerinin bakımlarını azaltmak için soğutma suyu filtresi yatırımı yaptıktan sonra, bu filtrelerin haftada bir kaç kez tıkanıp filtre bakımı gerektirmesini istemez. Bu sebeple, işletmeler soğutma sularında başarı gösteren filtreleri bulup satın almalıdır. Genelde soğutma sularında üç tür filtre kullanılır: Kum filtresi gibi içinde dolgu malzemesi olan DOLGU FİLTRELER; Katıları diskler vasıtası ile tutan DİSKLİ FİLTRELER; Katıları “FİLTRE TELİ” ile tutan ELEK FİLTRELER. Teknolojik ilerlemeler sayesinde yukarıda tarif ettiğimiz filtrelerden farklı filtrelerin de yakında icat edileceğini ümit ediyoruz. Yukarıda kısaca tarif ettiğimiz üç filtre türü hakkında kısaca bilgi verelim: DOLGU FİLTRELER: Bir basınçlı kap içine konan kuvars kumu, antrasit, garnet ve başkaca suda çözünmeyen katı maddelerin oluşturduğu filtrelerdir (Kum filtresi gibi). Filtre kabı içindeki dolgudan geçemeyen irilikteki katıları dolgu mazemesi tutar. Filtre ters yıkaması sırasında, ters yıkama suyu yardımıyla dolgu birimleri birbirinden ayrılır, böylece gerek lifli katılar ve gerekse naylon torba gibi iri katılar kolayca filtreyi terk eder. Dolgu filtrenin tutmuş olduğu katıları dışarı atabilmesi için yeterli ters yıkama suyu debisi (ters yıkama suyu hızı) çok önemlidir. Modern filtrelere kıyasla “eskimiş” teknoloji gibi görünen dolgu filtreler, tutmuş olduğu katıları ters yıkama sırasında kolayca bıraktığı için, bugün dahi DOLGU FİLTRE başarılı bir filtredir ve doğru tasarım yapıldığı taktirde soğutma suyu filtresi olarak kullanılabilir. Dolgu filtrenin soğutma suyu filtresi olarak beğenilen tarafları: İyi tasarlanan bir dolgu filtre 10 – 15 mikron seviyesine kadar katıları ayırdığı için, uzun mesafeli boruları olan soğutma suyu sistemlerinde “AKM” Askıda Katı Madde miktarını çok düşürdüğü için tercih edilir.
237
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Modern filtrelere kıyasla kum filtresinin beğenilmeyen özellikleri olarak şunları sıralayabiliriz: Ters yıkamada çok su sarf etmek, Büyük bir alan işgal etmek, Dolgu malzemesi içinde mikrobiyolojik üremeye müsaade etmek. Bu olumsuz taraflarına rağmen, kendisinin tıkanmaması avantajı ağır bastığı için, özel tasarımlar yapılarak dolgu filtre bugün de soğutma suyu filtresi olarak kullanılır.
DİSKLİ FİLTRELER: Diskli filtrelerde, istenen mikron seviyesine göre disk modeli seçilir. Diskli filtreler de, dolgu filtreler gibi, soğutma suyundan ayırdıkları katıları ters yıkama sırasında çok kolay bırakır, çünkü, ters yıkama sırasında filtre görevi yapan diskler birbirinden ayrılır ve tutulmuş katılar serbest kaldığı için ters yıkama suyu ile dışarı atılır. Diskli filtrelerin en küçük modelinin dahi su giriş ve ters yıkama atık çapı 50 mm olduğundan, soğutma suyundaki iri katılar da ters yıkama sırasında 50 mm çapındaki hattan kolayca dışarı çıkar. Diskli filtrenin avantajları: Dolgu filtreye kıyasla ters yıkama sırasında az su kullanır, mikrobiyolojik üremeye dirençlidir, az yer işgal eder. Bu filtrelerin ters yıkaması sırasında dışardan su gerekmez, filtre kendi filtrelediği su ile ters yıkama yapar. Diskli filtrenin beğenilmeyen tarafı, mikron seviyesine göre filtrasyon yaptığı için suyun bulanıklığını gidermez. Diskli filtrenin bu dezavantajı, kısa mesafeli boruları olan soğutma suyu sistemlerinde sorun yaratmaz. ELEK FİLTRELER: Elek filtreler, seçilen mikron seviyesini sağlamak için tek veya çok katmanlı filtre telleri kullanılarak imal edilir. Bu filtrelerin ters yıkaması sırasında dışardan su gerekmez, filtre kendi filtrelediği su ile ters yıkama yapar. Filtre telleri tarafından tutulmuş olan lifli katıları filtre tellerinden ayırmak için değişik yöntemler icat edilmiştir. Elek filtrenin avantajları: Dolgu filtreye kıyasla ters yıkama sırasında az su kullanır, ters yıkama sırasında filtrelenmiş su hattını tamamen kesmez, mikrobiyolojik üremeye dirençlidir, az yer işgal eder. Elek filtrenin beğenilmeyen tarafı, mikron seviyesine göre filtrasyon yaptığı için suyun bulanıklığını gidermez. Elek filtrenin bu dezavantajı, kısa mesafeli boruları olan soğutma suyu sistemlerinde sorun yaratmaz.
238
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
9. SONUÇ Su soğutma kulesinin yapmasını istediğimiz işlem bir miktar H2O molekülünü buharlaştırarak geri kalan H2O moleküllerinin soğumasını sağlamaktır. Soğutma suyu içinde bulunan katıların soğutma işlemi ile hiç bir ilgisi olmadığı gibi, bu katılar işletmeye ekonomik zarar verir. Bu sebeple, soğutma suyu içindeki katıların, tabiata açık olarak görev yapan soğutma suyu sistemine uygun bir filtrasyon tekniği ile soğutma suyundan alınması gereklidir görüşündeyiz.
KAYNAKLAR [1] - Burkut Su Tekniği A.Ş. - Enis Burkut’un 1984 – 2018 yıllarında oluşturduğu şahsi notları. [2] - Enis Burkut’un makalesi: Su ve Çevre Dergisi Temmuz 2007 sayısı, ‘Filtre Edilmeyen Soğutma Suyu İşletmeye Zarar Verir.
239
240
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
JEOTERMAL SAHALARIN SİMÜLASYON İLE EFEKTİF YÖNETİMİ EFFECTIVE GEOTHERMAL FIELD MANAGEMENT WITH RESERVOIR SIMULATION a
Altan Elitok , Adil Gürkan Ceyhan
b
TPIC- Turkish Petroleum International Company İTÜ -İstanbul Teknik Üniversitesi aelitok@tpic.com.tr, agurkanceyhan58@gmail.com
a
b
241
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ JEOTERMAL SAHALARIN SİMÜLASYON İLE EFEKTİF YÖNETİMİ a
Altan Elitok , Adil Gürkan Ceyhan
b
TPIC- Turkish Petroleum International Company İTÜ -İstanbul Teknik Üniversitesi aelitok@tpic.com.tr, agurkanceyhan58@gmail.com
a
b
ÖZ Türkiye’deki jeotermal alanların stratejik olarak geliştirilmesinde kullanılan yöntemler çoğunlukla deneysel (öğrenme-yanılma) bir çerçeve içerisindedir. Özellikle üretim/enjeksiyon debilerin, konum ve zamanlandırılmaları verimli olarak yapılamamaktadır. Bu durumun çözümü sürekli olarak yeni kuyu açma ile sağlanmakta ve sahanın verimliliğini düşürerek işletme masrafları arttırmaktadır. Artan işletme masraflarının çözümü, yönetmelik ve kanun yapıcılarda aranmaktadır. Jeotermal sahalara yapılan CO2 enjeksiyonu üretimi az miktarda arttırmasına rağmen, çevreye olan tehlikeleri gözardı edilmektedir. Etkilerini, İncirliova Belediye Başkanı yaptığı bir konuşmada kentin tamamen kükürt koktuğu yönündeki açıklamalarında ve içme sularının bozulmasında görmekteyiz. Kirlenen kaynak suların tarım ve hayvancılık iş kolları için de tehlike arz etmektedir. Benzer yaşanılan durumlardan sonra Almanya’da bu tür enjeksiyonlar yasaklanmıştır. Statik ve dinamik modellemeden yoksun yapılan enjeksiyon çalışmaları hem çevresel hemde ekonomik alanda kötü sonuçlar vermektedır. Yukarıda belirtilen nedenler ile pekçok ülkede sıkı control altında bulunan karbondioksit enjeksiyonu, ülkemizde çok yüksek basınçlarda >200 bar üstü) ve yüksek debilerde (250 ton CO2 /gün) yapılmaktadır. Sınırlı çalışmalarda yapılan enjeksiyonun üretimi 7% varan oranda artırdığı belirtmiştir. Elde edilen bu artışın fayda-zarar çalışması uzun dönemli etkileri bilinmemektedir. Örneğin, çatlaklı rezervuara sahip olduğumuz Türkiye’de, enjekte CO2 en yakın yerleşim bölgelerinden zehirli gazlarla birlikte çıkma ihtimali çok yüksektir. Prof. Dr. Naci Görür (Türkiye Jeotermal Kongresi, 2018)’ün yaptığı ve çalışmada; Ege bölgesinde daha fazla kuyu açılmasının, bölgesel tektoniği zedeleyeceğini ve depremleri tetikleyeceğini belirtmiştir. Jeotermal firmaları rezervuar modellemesi ile en verimli üretim/enjeksiyon dengesini sağlayarak, acilması gerekli yeni kuyu sayısı azaltılabilir. 1985 yılından ABD başlayan rezervuar modellemeleri kuyulardaki verimliliği 100% oranında artırmış ve günümüzde sadece petrol ve gaz sahaları değil aynı zamanda jeotermal sahaların yönetiminde temel uygulama haline gelmiştir. Küresel ölçekte yaygın ve etkin kullanılan bu temel teknolojilerin, Türkiye gibi jeotermal enerjide küresel oyuncu olma seviyesindeki ulusal şirketleri bu temel araçları hali hazırda etkin bir şekilde kullanmadığını görmekteyiz. Bu bildiride, geotermal firmalarının sahalarını mevcut durum analizileri ışığında, verilerin değerlendirilmesi, static ve dinamik modellerinin iş akış süreçleri açıklanmasına yönelik kısa bir gösteri sunumu içeriğiyle jeotermal enerji üreticilerine karar süreçlerine etkin bilgilendirme amaçlanmaktadır. Anahtar Kelimeler: Jeotermal Saha Yönetimi, Rezervuar Simülasyonu, CO2 Enjeksiyonu
242
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ EFFECTIVE GEOTHERMAL FIELD MANAGEMENT WITH RESERVOIR SIMULATION a
Altan Elitok , Adil Gürkan Ceyhan
b
TPIC- Turkish Petroleum International Company İTÜ -İstanbul Teknik Üniversitesi aelitok@tpic.com.tr, agurkanceyhan58@gmail.com
a
b
ABSTRACT Strategic development of geothermal fields in Turkey mostly run in experimental framework. Specifically, spatial distribution of production and injection rates are not effectively planned because of poor sub-surface understanding and lack of applied technologies. The situation often yields to drill new production or injection well as a definitive solution. Obviously, increasing operational costs and decreasing economic value of resources becomes inevitable. To compensate unavoidable costs operators often seek refuge under government regulations and financial incentives. Carbon-dioxide (CO2) injection is known to be effective to maintain pressure, yet regularly its environmental impacts are ignored. One of the recent environmental impact has expressed by mayor of Incirli, Aydin complaining about Sulphur smell and water becoming undrinkable. Polluted surface and sub-surface water sources are also a danger for agriculture. Immature engineered injection case is not acceptable especially without proper sub-surface modelling. CO2 injection is legally either regulated or prohibited in certain countries such as Germany. On other hand, CO2 injection can reach up to 250 tons/day with injection pressure up to 200 bar in some geothermal fields in Turkey. Fact that western Anatolia is known earthquake zone, and sub-surface heavily fractured, injected C02 can migrate to surface even to the near residential areas. Engineered production and injection scheme is the only way to reduce carbon foot-print of geothermal field. Maximizing energy extraction efficiency for a given flow-rate minimizes C02 emission. Prof. Dr. Naci Gorur (Geothermal Conference, 2018) emphasized drilling more wells in the western Anatolia may alter plate tectonics which trigger earthquakes. Required number of wells can be optimized if production and injection scenarios can be exercised on static and dynamic models. Reservoir simulations has been utilized globally since 1985. It is proven methodology can improve reservoir recovery up 100%. Today it has become the core application not only for the oil & gas but also for the geothermal field management. Turkey now is in top 4 geothermal energy based on power generation capacity, however currently almost none of the operator utilizing globally proven technologies. This paper is aiming to demonstrate modified workflows which are adapted to local condition from data gathering, initial evaluations and static and dynamic modeling stages. Geothermal field operators will be briefed about overview their current situation, evaluation of their data, engineered design of simulation models with a short demo for the operational decision. TPIC (Turkish Petroleum International Company) aims to conduct field management with domestic resources through advanced technologies and works accordingly. Keywords: Geothermal Reservoir Management, Simulation, CO2 Injection
243
244
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
DÜŞÜK ENTALPİLİ JEOTERMAL KAYNAKLARDAN ELEKTRİK SAĞLAYAN ORGANİK RANKİNE ÇEVRİMİNE SAHİP TESİS TASARIMI Murat KARADAŞ, Gülcan YAVUZ KARADAŞ, Alptuğ GÜR GMK Yenilenebilir Enerji Mühendislik İmalat Sanayi ve Ticaret A.Ş. (info@gmkenerji.com.tr)
245
246
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
DÜŞÜK ENTALPİLİ JEOTERMAL KAYNAKLARDAN ELEKTRİK SAĞLAYAN ORGANİK RANKİNE ÇEVRİMİNE SAHİP TESİS TASARIMI Murat KARADAŞ, Gülcan YAVUZ KARADAŞ, Alptuğ GÜR GMK Yenilenebilir Enerji Mühendislik İmalat Sanayi ve Ticaret A.Ş. (info@gmkenerji.com.tr)
ÖZET Son yıllarda dünyada jeotermal kaynakların elektrik üretimine katkısı önemli oranda artmış olup, 2018 yılı sonu itibariyle dünya genelindeki jeotermal elektrik santrallarının toplam kurulu gücü 14.600 MWe’a ulaşmıştır. Ülkemizde ise 2006 yılında toplam kurulu kapasite 24.9 MWe iken 2018 yılı sonunda toplam kurulu jeotermal elektrik santralı gücü 1.347,3 MWe’a ulaşmıştır. Türkiye’de kurulu jeotermal santralların tamamı orta ve yüksek entalpili rezervuarlardan jeotermal akışkan almakta olup, debisi yüksek olmayan ve düşük entalpili (<100 °C) kuyular elektrik üretimine dahil edilmemiştir. Bu çalışma ile Türkiye genelinde atıl durumda olan düşük entalpili ve düşük debili jeotermal kapasitenin elektrik üretimi açısından ülke ekonomisine kazanımını sağlayacak bir ORC sistemi tasarımın aşamaları anlatılmıştır. Bu çalışmada 95°C sıcaklıkta jeotermal akışkan verebilen bir kuyudan maksimum net faydanın sağlanacağı düşük kapasiteli (255 kWe) bir santral tasarımı yapılmıştır. Anahtar Kelimeler: Düşük entalpi, ORC, tasarm, termodinamik modelleme
247
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ 1.
GİRİŞ
Jeotermal elektrik santral yatırımları genellikle orta ve yüksek entalpili jeotermal sahalarda yapılmakta olup, tek seferde yüksek kapasiteli santral kurulumunun daha karlı olmasından dolayı ticari olarak düşük entalpili ve düşük debili kaynaklara dayalı santralların örneği çok fazla bulunamamaktadır. İşletmede olan 250 kWe ve altı kapasitede jeotermal santrallar yüksek debide ya da yüksek sıcaklıkta çalışmaktadır. Bu çalışmada müstakil ve düşük kapasiteli, tek kuyudan elektrik üreten ORC’lerin tasarımı üzerinde durulmuş, İçanadolu bölgesinde 95 ⁰C kuyu başı sıcaklığı olan 19 l/s debili bir kuyudan 255 kWe elektrik enerjisi üretmek üzere tasarlanan bir ORC ünitesinin sonuçları anlatılmıştır. Bu çalışma ile Türkiye genelinde atıl durumda olan düşük entalpili ve düşük debili jeotermal kapasitenin elektrik üretimi açısından ülke ekonomisine kazanımını sağlayacak ORC sistemlerinin yaygınlaştırılması amaçlanmaktadır. 2.
TESİS TASARIMININ AŞAMALARI
Düşük entalpili kaynaktan maksimum verimi elde edebilmek için sürdürülebilir kuyu başı jeotermal akışkan sıcaklığı, debisi, basıncı hesap edilerek bu değerler dizayn değeri olarak kabul edilir. Isıtıcı kaynak olan jeotermal akışkanın dışında ORC’deki ikincil akışkanın türbinden geçtikten sonra içerisindeki ısıyı dış ortama aktaracağı atmosfer koşulları tasarımı belirleyen önemli ikinci parametredir. Çalışmanın yapıldığı kuyuya en yakın meteoroloji istasyonundan alınan son 30 yılın meteorolojik veriler toplanarak istatistiksel olarak çoklu regresyon analizine tabi tutularak ve bölgenin tipik meteorolojik yılı belirlenerek tasarım aşamasında kullanılacak olan dış ortam sıcaklığı, nem miktarı, yaş termometre sıcaklığı, rüzgar hızı ve hakim rüzgar yönü vb. parametreler belirlenir. Sıcak ve soğuk kaynağın termofiziksel özellikleri tespit edildikten sonra sistem tasarımına geçilir. Düşük sıcaklıklı kaynaklardan faydalanmak üzerine Organik Rankine Çevrimine (ORC) sahip bir model kurulur. Bu çalışma için hazırlanmış model Şekil-1’de sunulmuştur. ORC çevrimine giren brine (jeotermal akışkan) önce yüksek buharlaştırıcı (evaporatör) eşanjörüne girer, ardından ön ısıtıcı eşanjöre girerek sistemi terk eder. Bu eşanjörlerin içerisinde brine ısısını ikincil bir akışkana aktarır, bu akışkan genellikle pentan, bütan, R134a, R245FA vb. gibi düşük kaynama sıcaklıklarına sahip hidrokarbonlar ya da soğutucu gazlardır. ORC’de ön ısıtıcı ve buharlaştırıcıdan geçtikten sonra kızgın buhar haline gelen ikincil akışkan türbine gönderilir. İkincil akışkan türbinde iş ürettikten sonra, hava soğutmalı kondenserde yoğuşmakta ve pompa vasıtası ile tekrar ön ısıtıcılara basılmaktadır. İkincil akışkanın çevrimi kapalı tip bir çevrimdir. Bu çalışmada yapılan termodinamik modellere göre verimlilik, ekonomik ve bulunabilirlik açısından en uygun akışkan R245FA seçilmiştir.
248
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ ORC’nin termodinamik modeli oluşturulduktan sonra alt ekipmanların tasarımına geçilmiştir.
Şekil 1. ORC’nin genel akış şeması Termodinamik modelleme sonucu yapılan termodinamik analiz ile elde edilebilecek sonuçlar kısıtlı olduğu için detay ısı transferi ve hesaplamalı akışkanlar dinamiği analizlerine ihtiyaç duyulmaktadır. Jeotermal santralın ana ekipmanları sırasıyla ısı değiştirgeçleri (buharlaştırıcı, ön ısıtıcı, rekuperatör, kondenser), pompa, türbin ve jeneratör’den oluşmaktadır. Isı değiştirgeçlerinin detay tasarımı TEMA standartları doğrultusunda hazırlanan hesap föyleri ile yapılmıştır. Tasarlanan ısı değiştirgeçleri üzerinde optimizasyon yaparak en verimli olan ve en az basınç kaybı sağlayan ısı değiştirgeci tipi seçilmiştir. Böylece düşük sıcaklıklı ve debili jeotermal kaynaklara en uygun ısı değiştirgeçleri belirlenmiştir. Isı değiştirgeçlerinin termal dizaynı yapılırken LMTD, Ɛ-NTU, Kern, Bell-Delaware gibi birçok metod aynı zamanda kullanılmaktadır. Pompa tasarımı ile ilgili hesaplar yapılırken en yüksek izentropik verimle (ηps) çalışan pompaya karar vermek için alternatifli dik milli ve salyangoz pompa modelleri tasarlanmış ve termodinamik modele en uygun pompa seçilmiştir. Kavitasyon ve buharlaşma sorunlarını engellemek için NPSH’ı en düşük olan pompanın seçilmesine dikkat edilmektedir. En yüksek izentropik verimli (ηts) türbinin konsept tasarımı yapılmış ve konsept tasarıma uygun yüksek verimli, düşük maliyetli, kompakt boyutlu ve çevre dostu bir türbin-jeneratör ünitesi seçilmiştir.
249
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Yoğusturucu (Condenser) olarak, hava sıcaklığının düşük olması ve yakında soğutma amaçlı bir su kaynağının olmayışı hesaba katılarak, hava soğutmalı bir ünite seçilmiştir. İkincil akışkanın yoğuşturulması için gerekli yoğuşturucu ısıl yükü hesaplanmıştır ve bu ısıl yükü karşılayabilecek bir yoğuşturucu seçilmiştir. Tablo 1’de ORC ünitesinin tasarım parametreleri verilmiştir. Tablo 1. ORC Tasarım Parametreleri R245FA Fluid: Generator Power (kW):
255.231
Turbine Pressure Ratio:
3.050
WF FlowRate(t/h):
54.020
Brine FlowRate(t/h):
67.000
Gross Efficiency (%):
7.3
Net Efficiency (%):
6.2
H_Evaporator(kW):
2746.387
H_Preheater(kW):
766.775
H_Condenser(kW):
3243.564
Superheat(°C): Ambient Temperature (°C):
0.519 11
Şekil 2’de Ön ısıtıcı ve buharlaştırıcıda gerçekleşen ısı transferi miktarı verilmiştir. Buna göre ısı transferinin %22’si ön ısıtıcıda, %78’i buharlaştırıcıda gerçekleşmektedir.
Şekil 2. Sıcaklık- Isı Transferi (T-Q) diyagramı
250
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
ORC ünitesinde jeotermal akışkanın ve R245FA’nın ekipmanların giriş ve çıkışındaki termofiziksel özellikleri Tablo 2’de verilmiş olup, sistemin Sıcaklık-Entropi (T-s) ve Basınç-Entalpi (P-h) diyagramları sırasıyla Şekil 3 ve Şekil 4’te sunulmuştur. Tablo 2. ORC’nin Her Aşamadaki Akışkanlarının Giriş Çıkış Termofiziksel Özellikleri Points Flow Rate Temperature Pressure Density Enthalpy Entropy
Phase
#
(m3/h)
(°C)
(bara)
(kg/m3)
(kJ/kg)
(kJ/kgK)
#
WF1
39.93
20.00
4.96
1353.03
226.54
1.09
liquid
WF2
43.23
55.98
4.46
1249.57
275.08
1.25
liquid
WF3
2253.98
58.49
4.36
23.97
448.95
1.77
gas
WF4
6834.38
33.17
1.43
7.90
431.77
1.78
gas
WF5
39.96
20.00
1.33
1351.95
226.42
1.09
liquid
B1
69.65
95.00
3.00
961.98
398.25
1.25
liquid
B2
68.13
59.84
2.50
983.35
250.69
0.83
liquid
B3
67.81
50.00
1.80
988.07
209.49
0.70
liquid
Şekil 3. Sıcaklık- Entropi (T-s) diyagramı
251
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ
Şekil 4. Basınç- Entalpi (P-h) diyagramı
3.
SONUÇLAR
Türkiye’de düşük sıcaklıklı ve düşük debili jeotermal kaynaklar ekonomik olarak elektrik enerjisi üretiminde kullanılmamakta olup; enerji yatırımı amacıyla kuyu açan firmalar düşük sıcaklıklı kaynak bulduklarında sahayı atıl konumda bekletmektedirler. Bu çalışmanın temel amacı atıl konumda bulunan kaynakların elektrik üretimine ve ekonomiye kazandırılması amacıyla yerli bir ORC ünitesi tasarımı ve üretimidir. Bu çalışmada ortalama dış ortam sıcaklığı 11 ⁰C olan İçanadolu bölgesinde 95 ⁰C sıcaklığa ve 19 l/s debi kapasitesine sahip bir kuyu baz alınarak 255 kWe elektrik enerjisi üretebilecek bir ORC ünitesi tasarlanmış ve bu tasarımın bazı sonuçlar çalışmada sunulmuştur. Proje değerlendirme süreci devam eden bir Tübitak projesi olduğu için bu bildiride detay bilgi vermekten kaçınılmıştır. Aydın Adnan Menderes Üniversitesi Teknokent A.Ş. ‘de faaliyet gösteren GMK Jeotermal Enerji Araştırma ve Geliştirme Merkezi bünyesinde 250 kWe kapasiteli 95 ⁰C ve altı sıcaklıklarda elektrik enerji üreten ORC ünitesi tasarımları yapılmıştır. Bu projenin desteklenmesi için TÜBİTAK’a başvuru yapıldığından dolayı bu bildiride temel ve yüzeysel tasarım bilgileri verilmiştir.
252
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ REFERANSLAR Jian Li , Zhong Ge , Yuanyuan Duan, Zhen Yang , Qiang Liu, 2018. Parametric optimization and thermodynamic performance comparison of single-pressure and dual-pressure evaporation organic Rankine cycles. Applied Energy, No. 217, pp. 409-421. Maria E. Mondejar, Jesper G. Andreasena, Maria Regidora, Stefano Rivaa, Georgios Kontogeorgisb, Giacomo Persicoc and Fredrik Haglinda, 2018. Prospects of the use of nanofluids as working fluids for organic Rankine cycle power systems. Energy Procedia, No. 129, pp. 160-167. Yongzhen Wang , Jun Zhao , Guibing Chen , Shuai Deng , Qingsong An , Chao Luo, Junaid Alvi, 2018. A new understanding on thermal efficiency of organic Rankine cycle: Cycle separation based on working fluids properties. Energy Conversion and Management, No. 157, pp. 169-175. Konstantinos Braimakis, Sotirios Karellas, 2018. Exergetic optimization of double stage Organic Rankine Cycle (ORC). Energy, No. 149, pp. 296-313. Yang Du, Yi Yang, Dongshuai Hu, Muting Hao, Jiangfeng Wang, Yiping Dai, 2018. Offdesign performance comparative analysis between basic and parallel dual-pressure organic Rankine cycles using radial inflow turbines. Applied Thermal Engineering, No. 138, pp. 18-34. Arnaud Landelle, Nicolas Tauveron, Philippe Haberschill, Rémi Revellin, Stéphane Colasson, 2017. Organic Rankine cycle design and performance comparison based on experimental database. Applied Energy, No. 204, pp. 1172-1187. Long Shao, Jie Zhu, Xiangrui Meng, Xinli Wei, Xinling Ma, 2017. Experimental study of an organic Rankine cycle system with radial inflow turbine and R123. Applied Thermal Engineering, No. 124, pp. 940-947. Sebastian Eyerer, Christoph Wieland, Annelies Vandersickel, Hartmut Spliethoff, 2016. Experimental study of an ORC (Organic Rankine Cycle) and analysis of R1233zdE as a drop-in replacement for R245fa for low temperature heat utilization. Energy, No. 103, pp. 660-671. Francisco Molés, Joaquín Navarro-Esbrí, Bernardo Peris, Adrián Mota-Babiloni, 2016. Experimental evaluation of HCFO-1233zd-E as HFC-245fa replacement in an Organic Rankine Cycle system for low temperature heat sources. Applied Thermal Engineering, No.98, pp. 954-961. Xufei Yang, Jinliang Xu, Zheng Miao, Jinghuang Zou, Fengliang Qi, 2016. The definition of non-dimensional integration temperature difference and its effect on organic Rankine cycle. Applied Energy, No. 167, pp. 17-33.
253
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Yuping Wang, Xing Liu, Xiaoyi Ding and Yiwu Weng, 2016. Experimental investigation on the performance of ORC power system using zeotropic mixture R601a/R600a. International Journal of Energy Research 2016. Gonzalez H.A., Newton, P.J., Costall A.W. 2015. “Design methodology for radial turbo expanders in mobile organic Rankine cycle applications”, Appl Energy, 157, 729– 743. Soo-Yong Cho, Chong-Hyun Cho, 2015. An experimental study on the organic Rankine cycle to determine as to how efficiently utilize fluctuating thermal energy. Renewable Energy, No. 80, pp. 73-79. Baral S, Kim D, Yun E, Kim KC. Energy, Exergy and Performance Analysis of SmallScale Organic Rankine Cycle Systems for Electrical Power Generation Applicable in Rural Areas of Developing Countries. Energies. 2015; 8(2):684-713. Dongshuai Hu, Saili Li, Ya Zheng, Jiangfeng Wang, Yiping Dai, 2015. Preliminary design and off-design performance analysis of an Organic Rankine Cycle for geothermal sources. Energy Conversion and Management, No. 96, pp. 175-187. Dong Hyun Lee, Young Min Yang, Chun Dong Park, Si Woo Lee, Byung-Sik Park, 2015. Development and Test of a 100kW Class ORC Power-Generator for Low Temperature Geothermal Applications. ASME ORC 2015. Ben-Ran Fu, Yuh-Ren Lee, Jui-Ching Hsieh, 2015. Design, construction, and preliminary results of a 250-kW organic Rankine cycle system. Applied Thermal Engineering, No. 80, pp. 339-346. Shengming Dong, Yufeng Zhang, Zhonglu He, Xiaohui Yu, Yan Zhang, Xiangrui Kong, 2015. Optimum design method of Organic Rankine Cycle system based on semiempirical model and experimental validation. Energy Conversation and Management, No. 108, pp. 85-95. Lee Y-R, Kuo C-R, Liu C-H, Fu B-R, Hsieh J-C, Wang C-C. Dynamic Response of a 50 kW Organic Rankine Cycle System in Association with Evaporators. Energies. 2014; 7(4):2436-2448. S. Han, JongBeom Seo and Bum-Seog Choi, 2014. Development of a 200 kW ORC radial turbine for waste heat recovery. Journal of Mechanical Science and Technology, No. 28(12), pp. 5231-5241. Capata R, Hernandez G. Preliminary Design and Simulation of a Turbo Expander for Small Rated Power Organic Rankine Cycle (ORC). Energies. 2014; 7(11):7067-7093. http://en.wikipedia.org/wiki/Organic_Rankine_Cycle#References.
254
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Guo, T., Wang, H., Zhang, S. 2011. “Comparative analysis of natural and conventional working fluids for use in transcritical Rankine cycle using low-temperature geothermal source”, Energy Res., 35, 5049–5062. Chacartegui, R., Munoz Escalona, J., Sanchez, D., Monje, B., Sanchez, T. 2011. “Alternative cycles based on carbon dioxide for central receiver solar power plants”, Appl. Therm. Eng., 31, 872–879. Wei, D., Lu, X., Lu, Z., Gu, J. 2008. “Dynamic modeling and simulation of an Organic Rankine Cycle (ORC) system for waste heat recovery”, Appl. Therm. Eng., 28, 1216–1224. Karellas, S., Schuster, A., Leontaritis, A. 2012. “Influence of supercritical ORC parameters on plate heat exchanger design”, Appl. Therm. Eng., 33–34, 70–76. Guo, T., Wang, H., Zhang, S. 2011. “Comparative analysis of natural and conventional working fluids for use in transcritical Rankine cycle using low-temperature geothermal source”, Energy Res., 35, 5049–5062. Hettiarachchi, H., Golubovic, M., Worek, M., Ikegami, Y. 2007. “Optimum design criteria for an organic Rankine cycle using low-temperature geothermal heat source”, Energy, 32, 1698–1706. Sun, J., Li, W. 2011. “Operation optimization of an organic rankine cycle (ORC) heat recovery power plant”, Appl. Therm. Eng., 31, 2032–2041. Bahaa, S., Gerald, K. 2007. “Working fluids for low temperature organic rankine cycles, Energy, 32, 1210–1221. Galanis N., Cayer E., Roy P., Denis E.S., Desilets M., 2009. “Electricity generation from low temperature sources”, J Appl fluid Mech, 2, pp. 55–67. Yamada, N., Anuar, M., Trung, K. 2012. “Study on thermal efficiency of low-to mediumtemperature organic rankine cycles using HFO-123yf, Energy, 41, 789–800. Li, W., Feng, X., Yu, L., Xu, J. 2011. “Effects of evaporating temperature and internal heat exchanger on organic rankine cycle”, Appl. Therm. Eng., 31, 4014–4023. Gang, P., Li, J., Li, Y., Wang, D., Ji, J. 2011. “Construction and dynamic test of a smallscale organic rankine cycle”, Energy, 36, 3215–3223. Schuster, A., Karellas, S., Aumann, R. 2010. “Efficiency optimization potential in supercritical organic rankine cycles”, Energy, 35, 1033–1039. Li, X., Zhao, C., Jia, Y. 2011. “Increased low-grade heat source power generation capacity with ejector”, International Conference on Measuring Technology and Mechatronics Automation.
255
GT’2019 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Xu, R., Hem, Y. 2011. “A vapor injector-based novel regenerative organic rankine cycle, Appl. Therm. Eng., 31, 1238–1243. Li, X., Zhao, C., Hu, X. 2012. “Thermodynamic analysis of Organic Rankine Cycle with Ejector”, Energy, 42, 342–349 Khaliq, A., Basant, K., Kumar R., 2012. “First and second law investigation of waste heat based combined power and ejector-absorption refrigeration cycle”, Int. J. Refrig,35, 88–97. Li, X., Zhang, Q. 2012. “The first and second law analysis on an organic rankine cycle with ejector”, Sol. Energy, 93, 100–108. Gonzalez H.A., Newton, P.J., Costall A.W. 2015. “Design methodology for radial turbo expanders in mobile organic Rankine cycle applications”, Appl Energy, 157, 729– 743. Capata, R., Hernandez, G. 2014. “Preliminary design and simulation of a turbo expander for small rated power organic rankine cycle (ORC)”, Energies, 7, 7067–7093. Quoilin, S., Lemort, V., Lebrun, J. 2010. “Experimental study and modeling of an Organic Rankine Cycle using scroll expander”, Appl Energy, 87, 1260–1268. Lemort, V., Quoilin, S., Cuevas, C., Lebrun, J. 2009. “Testing and modeling a scroll expander integrated into an organic Rankine Cycle”, Appl Therm Eng, 29, 3094– 3102. Yamada, N., Hoshino, T. 2013. “Efficiency of compact organic rankine cycle system with rotary-vane-type expander for low-temperature waste heat recovery”, Int J Civ Environ Eng, 4, 11–16. Singh, B.R., Singh, O.A. 2012. “Study of performance output of a multivane air engine applying optimal injection and vane angles”, Int J Rotating Mach, 2012, 1–10. Pei G., Li Jing, Li Yunzhu, Wang Dongyue, Ji Jie. 2011. “Construction and dynamic test of a small-scale organic rankine cycle”. Energy, 36,32, 15-23. Kang, S.H. 2016. “Design and preliminary tests of ORC (organic Rankine cycle) with twostage radial turbine”, Energy, 96, 142–154.
256
NOTLAR
NOTLAR
JESDER Jeotermal Elektr k Santral Yatırımcıları Derneğ
ENTHER ENERJİ SANAYİ VE TİCARET A.Ş.
KİPAŞ HOLDİNG
KİPER
Elektr k Üret m A.Ş.
ORTADOĞU GRUP
Özmen Hold ng
Jeotermal Elektr k Santral Yatırımcıları Derneğ Park Office B nası D:49 Bayraklı/İZMİR T: + 90 (232) 457 77 22
in
E-Ma l: nfo@jesder.org
facebook.com/ JESDER
tw tter.com/Jesder1
l nked n.com/ JESDER
www.geothermalturkey.com