ANKARA ÜNİVERSİTESİ

FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ

DOKTORA TEZİ

ANKARA ÜNİVERSİTESİ ZİRAAT FAKÜLTESİ HAYMANA ARAŞTIRMA

VE UYGULAMA ÇİFTLİĞİ’NİN GÜNEŞ ENERJİSİ POTANSİYELİNİN

BELİRLENMESİ VE GÜNEŞ ENERJİSİNDEN YARARLANABİLME

OLANAKLARI

Levent YALÇIN

TARIM MAKİNALARI ANABİLİM DALI

ANKARA

2010

Her hakkı saklıdır

i

ÖZET

Doktora Tezi

ANKARA ÜNĠVERSĠTESĠ ZĠRAAT FAKÜLTESĠ HAYMANA ARAġTIRMA VE

UYGULAMA ÇĠFTLĠĞĠ’NĠN GÜNEġ ENERJĠSĠ POTANSĠYELĠNĠN BELĠRLENMESĠ

VE GÜNEġ ENERJĠSĠNDEN YARARLANABĠLME OLANAKLARI

Levent YALÇIN

Ankara Üniversitesi

Fen Bilimleri Enstitüsü

Tarım Makinaları Anabilim Dalı

DanıĢman: Prof. Dr. Ramazan ÖZTÜRK

Bu çalıĢma kapsamında, Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği’nin teorik, saha ve

teknik güneĢ enerjisi potansiyeli belirlenmiĢ, saatlik detayda yıllık elektrik tüketim veri seti

oluĢturulmuĢ ve elektrik tüketiminin 2 farklı iĢletim tipinde ve 3 farklı fotovoltaik yapıda

simülasyonu yapılmıĢ, fotovoltaik güç elektriği sistemleriyle karĢılanma durumu

değerlendirilmiĢtir. Bölgenin yıllık toplam güneĢlenme süresi 2607 saat ve saha güneĢ

enerjisi potansiyeli 1743 kWh/m2 olarak hesaplanmıĢtır. Yıllık toplam teorik güneĢ enerjisi

potansiyeli 2918 kWh/m2 olan bu tarımsal iĢletmede yatayda tam güneye bakan ve dikeyde

15 derece açıyla yerleĢtirilen fotovoltaik panellerle kurulacak bir güneĢ elektriği üretim

sisteminin teknik güneĢ enerjisi potansiyeli 1891 kWh/m2/yıl bulunmuĢtur. Kurulu gücü

400 kW olan iĢletmenin yıllık elektrik tüketimi 334 MWh olarak belirlenmiĢtir. Bu yükü

karĢılayabilecek, Ģebeke bağlantılı tek kristalli silisyum yapıda FV modül kullanılan sitemin

performans oranı 0.85 iken çoklu kristal silisyum FV modülde 0.83, ince film amorf

silisyum FV modülde 0.89; Ģebeke bağlantısız, akülü, tek kristalli silisyum FV modüllü

sistemde performans oranı 0.65, çoklu kristal silisyum FV modülde 0.64 ve ince film amorf

silisyum FV modülde 0.65 olarak hesaplanmıĢtır. ġebeke bağlantılı ince film amorf

silisyum FV modül kullanan FV sistemlerin, tarımsal iĢletme tüketim davranıĢlarına ve

çevre Ģartlarına en uygun donanım olduğu sonucuna varılmıĢtır.

2010, 207 sayfa

Anahtar Kelimeler: GüneĢlenme süresi, güneĢ ıĢıması, güneĢ enerjisi potansiyeli, tarımda

güneĢ enerjisi kullanımı, enerji denetimi, tarımsal iĢletmelerde enerji tüketimi, FV güneĢ

elektriği, FV sistem tasarımı

ii

ABSTRACT

Ph.D. Thesis

DETERMINATION OF SOLAR ENERGY POTENTIAL AND USING POSIBILITIES

FOR RESEARCH AND APPLICATION FARM OF AGRICULTURAL FACULTY OF

ANKARA UNIVERSITY IN HAYMANA

Levent YALÇIN

Ankara University

Graduate School of Natural and Applied Sciences

Department of Agricultural Machinery

Supervisor: Prof.Dr. Ramazan ÖZTÜRK

In this study, both as theoretical, geographical and technical solar energy potential of

Haymana Research and Application Farm and as data set for annual hourly electricity

consumption of this farm were determined. Two operating types of photovoltaic systems,

each has three different structures of PV module were simulated to match the electricity

consumption of the farm. Total sunshine duration of the field is 2607 hours/year and

geographical solar energy potential of the field is 1743 kWh/m2. While the theoretical solar

energy potential of the field is 2918 kWh/m2, technical solar energy potential of the field is

1891 kWh/m2/year in case of PV panels installed in the 0 degree to south horizontally and

in the 15 degrees vertically. HAVUÇ has 400 kW of installed power and 334 MWh/year of

electricity consumption. Performance ratios of PV solar system interconnected to grid with

the PV modules of single crystalline silicon, multi crystalline silicon and thin film

amorphous crystalline silicon are 0.85, 0.83, 0.89 respectively. Performance ratios of

Autonomous PV solar system with the PV modules of single crystalline silicon, multi

crystalline silicon and thin film amorphous crystalline silicon are 0.65, 0.64, 0.65

respectively. PV solar system interconnected to grid with the PV modules of thin film

amorphous crystalline silicon is more suitable than others for electricity consumption

behavior of a agricultural enterprise and its environmental conditions.

2010, 207 pages

Key Words: Sunshine duration, solar radiation, solar energy potential, energy consumption

in agricultural farms, energy audit, application of solar energy in agriculture, PV solar

electricity, design of PV system

iii

TEŞEKKÜR

ÇalıĢmamı yönlendiren, araĢtırmalarımın her aĢamasında bilgi, öneri ve yardımlarını

esirgemeyerek akademik ortamda olduğu kadar beĢeri iliĢkilerde de engin fikirleriyle

yetiĢme ve geliĢmeme katkıda bulunan danıĢman hocam Sayın Prof. Dr. Ramazan

ÖZTÜRK’e; çalıĢmalarım süresince maddi manevi desteklerini esirgemeyen Tez Ġzleme

Komitesi’nin değerli hocaları Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Tarım Makinaları

Bölümü öğretim üyelerinden Sayın Prof. Dr. Ali Ġhsan ACAR’a ve Ankara Üniversitesi

Ziraat Fakültesi Tarımsal Yapılar ve Sulama Bölümü öğretim üyelerinden Sayın Prof. Dr.

M. Fatih SELENAY’a teĢekkürlerimi sunarım. AraĢtırmam sırasında ihtiyaç duyduğum

sosyal ve teknik konularda fiziki ve fikri karĢılıksız desteklerini gördüğüm baĢta Devlet

Meteoroloji ĠĢleri Genel Müdürlüğü’ndeki çalıĢma arkadaĢlarım, Haymana AraĢtırma ve

Uygulama Çiftliği’nde görevli mühendis arkadaĢlarım, EĠE Mühendisi Ġsmail KÜÇÜK,

PVSYST yazılımı için verdikleri destekten dolayı Cenevre Üniversitesi Enerji Grubu Çevre

Bilimleri Enstitüsü, teknolojik konulardaki katkılarından dolayı Kamuran AKYILDIZ ve

Yusuf Salih EROĞLU ile tüm bu süreç dahilinde birçok fedakarlık göstererek beni

destekleyen baĢta babam ve annem olmak üzere bütün yakınlarıma ve sevgili eĢim Sevcan

YALÇIN’a en derin duygularımla teĢekkür ederim.

Levent YALÇIN

Ankara, Ekim 2010

iv

İÇİNDEKİLER

ÖZET ................................................................................................................................. i ABSTRACT ..................................................................................................................... ii TEŞEKKÜR ................................................................................................................... iii SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ ................................................................. v ŞEKİLLER DİZİNİ ..................................................................................................... viii

ÇİZELGELER ............................................................................................................... xi 1. GİRİŞ ............................................................................................................................ 1 1.1 Dünyada Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi ..................................... 3

1.2 Türkiye’de Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi .................................. 8 1.3 Tarımda Enerji ........................................................................................................ 13 1.4 Güneş Enerjisi ve Potansiyeli ................................................................................. 14 1.5 Güneş Enerjisi Türevleri ........................................................................................ 19

1.6 Güneş Elektriği ........................................................................................................ 21 1.7 Türkiye’de Güneş Elektriği .................................................................................... 27 1.8 Fotovoltaik Güneş Elektriği Sistemleri ................................................................. 28 1.8.1 Denge bileşenleri................................................................................................... 35

1.8.2 Ekonomik durum ................................................................................................. 37 1.9 Geleceğe Hazırlık ..................................................................................................... 38

1.10 Yapılan Çalışmanın Amacı................................................................................... 39

2. KAYNAK ÖZETLERİ ............................................................................................. 41

3. MATERYAL VE YÖNTEM .................................................................................... 81 3.1 Materyal ................................................................................................................... 81

3.1.1 Haymana Araştırma ve Uygulama Çiftliği ........................................................ 82 3.1.2 Meteorolojik veri .................................................................................................. 95 3.1.3 PVSYST yazılımı ................................................................................................ 102

3.2 Yöntem ................................................................................................................... 105 3.2.1 Güneş enerjisi potansiyelinin belirlenmesi ...................................................... 105 3.2.2 Elektrik enerjisi tüketim analizi ....................................................................... 107

3.2.3 Güneş enerjisinin elektrik enerjisine dönüşümü ............................................. 109 4. BULGULAR ............................................................................................................ 119

4.1 Güneş Enerjisi Potansiyeli .................................................................................... 119

4.1.1 Teorik güneş enerjisi potansiyeli ...................................................................... 127

4.1.2 Saha güneş enerjisi potansiyeli .......................................................................... 128 4.1.3 Teknik güneş enerjisi potansiyeli ...................................................................... 139 4.2 Elektrik Enerjisi Tüketim Analizi ....................................................................... 139

4.3 FV Tasarım ............................................................................................................ 164 4.3.1 Şebeke bağlantılı FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı ........................ 166

4.3.2 Bağımsız FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı ..................................... 187 5. TARTIŞMA VE SONUÇ ........................................................................................ 195 KAYNAKLAR ............................................................................................................ 201

ÖZGEÇMİŞ ................................................................................................................. 207

v

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ

A Azimut (yön açısı)

AA Alternatif akım

Ah Amper saat

ALESCO Arap Birliği Eğitim, Kültür ve Bilim Organizasyonu

AM Hava kütlesi (air mass)

B$ Milyar ABD Doları

BIPV Binaya tümleĢik FV sistem (building integrated photovoltaic)

BOS Denge bileĢenleri (balance of system)

cal/cm2-gün Bir günde santimetrekareye gelen kalori enerji

CBS Coğrafi bilgi sistemi

CdTe Kadmiyum tellür (cadmium tellur)

CIS Bakır indiyum diselenit (cupper indium selenid)

DA Doğru akım

DMĠ Devlet Meteoroloji ĠĢleri Genel Müdürlüğü

DMT Dünya Meteoroloji TeĢkilatı (World Meteorological

Organization, WMO)

EĠE Elektrik ĠĢleri Etüd Ġdaresi Genel Müdürlüğü

EJ Ekzajul (exajoule, 1018 jul )

ETSU Doğu Tenesi Devlet Üniversitesi (East Tennessee State

University)

FV Fotovoltaik

GaAs Galyum arsenit

GENSED GüneĢ Enerjisi Sanayicileri ve Endüstrisi Derneği

GW Gigavat

HAVUÇ Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği

HES Hidro elektrik santrali

Hz Hertz

I Akım

I-V Akım-gerilim

I0 GüneĢ sabiti

vi

IAM GeliĢ açısı değiĢtiricisi (incidence angle modifier)

IEEE Amerikan Elektrik ve Elektronik Mühendisleri Enstitüsü

(Institute of Electrical and Electronics Engineering)

IMP En yüksek güç akımı (maximum power current)

Isc Kısa devre akımı (short circuit current)

K Berraklık indeksi

kcal/cm2-ay Aylık santimetrekareye gelen kilokalori enerji

KGK Kesintisiz güç kaynağı

kW/kiĢi KiĢi baĢına düĢen kilovat güç

kWh y-1 Bir yılda düĢen kilovat saat enerji

kWh/gün/aile Aile baĢına bir günde düĢen kilovat saat enerji

kWh/gün/kiĢi KiĢi baĢına bir günde düĢen kilovat saat enerji

kWh/kWp Tepe kilovat baĢına kilovat saat

kWh/kWp/gün Bir günde tepe kilovat baĢına düĢen kilovat saat

kWh/kWp/yıl Bir yılda tepe kilovat baĢına düĢen kilovat saat

kWh/m2/ay Bir ayda bir metrekareye düĢen kilovat saat enerji

kWh/m2/gün Bir günde bir metrekareye düĢen kilovat saat enerji

kWh/m2/yıl Bir yılda bir metrekareye düĢen kilovat saat enerji

kWp Tepe kilovat

kWp/hane Hane baĢına düĢen tepe kilovat

LPG SıvılaĢtırılmıĢ petrol gazı (liquid propane gas)

MJ/m2/gün Günde metrekareye düĢen megajul enerji

Mtep Milyon ton eĢdeğeri petrol

mV Mili volt

NaS Sodyum kükürt

NIST Amerikan Standartlar ve Teknoloji Enstitüsü (National

Institute of Standards and Technology)

nm Nanometre

NOCT Normal iĢletim FV hücre sıcaklığı (normal operating cell

temperature)

NOx Azot oksitler

vii

NREL Amerika Ulusal Yenilenebilir Enerji Laboratuarı (National

Renewable Energy Laboratories)

OMGĠ Otomatik meteoroloji gözlem istasyonu

PbO KurĢun oksit

PR Performans oranı (performance ratio)

RES Rüzgar enerjisi santrali

SAM Solar Advisor Model

SDġ Standart deney Ģartları

Si Silisyum

SNL Amerikan Sandia Ulusal Laboratuarları (Sandia National

Laboratories)

SOx Kükürt oksitler

STC Standart deney Ģartları (standard test conditions)

TEP Ton eĢdeğeri petrol

TET Ton eĢdeğeri taĢkömürü

UEA FVGS Uluslararası Enerji Ajansı Fotovoltaik Güç Sistemleri

VMP En yüksek güç gerilimi (maximum power voltage)

Voc Açık devre gerilimi (open-circuit voltage)

W/m2 Metrekareye düĢen vat saat güç

Wh/m2 Metrekareye düĢen vat saat enerji

Wh/m2 gün Metrekareye bir günde düĢen vat saat enerji

Wm-2 Metrekareye düĢen vat saat güç

YEK Yenilenebilir enerji kaynakları

z Zenit (güneĢin geliĢ açısı)

viii

ŞEKİLLER DİZİNİ

ġekil 1.1 Dünya elektrik üretiminde yakıtların payı ......................................................... 5

ġekil 1.2 GüneĢ enerji dengesi .......................................................................................... 7

ġekil 1.3 2008 yılı Türkiye birincil enerji kaynakları arzı ................................................ 9

ġekil 1.4 Elektromanyetik tayf ........................................................................................ 16

ġekil 1.5 Yön (A), yükseklik (h) ve geliĢ (z) açılarının gösterimi .................................. 17

ġekil 1.6 GüneĢ enerjisi dağılımı ve kullanımı ............................................................... 20

ġekil 1.7 Fotovoltaik etki ................................................................................................ 22

ġekil 1.8 Silisyum FV zinciri .......................................................................................... 22

ġekil 1.9 Hücreler modülü, modüller dizeyi oluĢturur .................................................... 23

ġekil 1.10 Bir hücrenin örnek akım-gerilim grafiği ........................................................ 25

ġekil 1.11 Tipik bir FV modül etiketi ............................................................................. 26

ġekil 1.12 ġebeke bağlantılı FV sistem diyagramı ......................................................... 29

ġekil 1.13 Bataryalı FV sistem diyagramı ...................................................................... 30

ġekil 1.14 Panel kurulumunda gölgelemenin etkisi ........................................................ 31

ġekil 1.15 GüneĢi çift eksende takip eden A. Sun Company FV düzeneği .................... 32

ġekil 2.1 Türkiye yıllık ıĢınım Ģiddeti haritası ................................................................ 42

ġekil 2.2 Türkiye güneĢ enerjisi alansal ve zamansal dağılımı ....................................... 43

ġekil 2.3 Ölçülen ve iliĢkilendirilen küresel ve yayınık güneĢ ıĢıması ........................... 44

ġekil 2.4 Arap ülkeleri aylık ortalama güneĢlenme süresi haritası ................................. 46

ġekil 2.5 Arap ülkeleri ortalama küresel toplam güneĢ ıĢıması haritası ......................... 47

ġekil 2.6 Açılı yerleĢtirilmiĢ güneĢ toplayıcısına gelebilecek saatlik ıĢıma ................... 48

ġekil 2.7 Tek bir katmanda 5 sinir hücresi kullanan YSA mimarisi ............................... 49

ġekil 2.8 Türkiye güneĢ enerjisi potansiyeli Haziran tahmini ........................................ 50

ġekil 2.9 Telefon hatlı bilgisayarlı su pompaj kontrol sistemi........................................ 58

ġekil 2.10 FV sistem değiĢkenlerinin değerlendirilmesi................................................. 59

ġekil 2.11 FV su pompaj sistemi donanım düzeni .......................................................... 60

ġekil 2.12 Tek kristalli silisyum FV modül için ölçülen ve tahmin edilen I-V eğrisi .... 63

ġekil 2.13 Elektronik ölçüm ve hidrolik sistem bileĢenleri ............................................ 68

ix

ġekil 2.14 FV sistem diyagramı ...................................................................................... 71

ġekil 2.15 NIST ve SNL’nin geliĢ açısı-akım grafiği ..................................................... 72

ġekil 2.16 Yazılımın ve geleneksel yöntemin FV tasarım akıĢ Ģeması .......................... 74

ġekil 2.17 Lizbon ve Helsinki için elektrik yük talebi ve FV üretim seyri ..................... 75

ġekil 2.18 1 kWp/hane doğu-batı doğrultulu yazlık ortalama tüketim ve FV üretim ..... 76

ġekil 2.19 Aylık FV performans oranları ........................................................................ 78

ġekil 2.20 Öngörülen iĢletim programı deneme sonuçları .............................................. 79

ġekil 3.1 HAVUÇ genel görünüm .................................................................................. 83

ġekil 3.2 HAVUÇ A paftası idari kısım genel görünümü .............................................. 85

ġekil 3.3 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ A paftası idari kısım genel görünümü ................... 86

ġekil 3.4 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ B paftası genel görünümü ..................................... 87

ġekil 3.5 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ C paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü ........... 88

ġekil 3.6 HAVUÇ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü ...................................... 89

ġekil 3.7 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü .......... 90

ġekil 3.8 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ E paftası genel görünümü ...................................... 91

ġekil 3.9 HAVUÇ organizasyon Ģeması ......................................................................... 94

ġekil 3.10 EĠE HAVUÇ otomatik meteoroloji gözlem istasyonu .................................. 96

ġekil 3.11 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre ......................................... 97

ġekil 3.12 Campbell-Stokes helyograf ............................................................................ 98

ġekil 3.13 Solpos Calculator arayüzü ........................................................................... 101

ġekil 3.14 PVSYST baĢlangıç arayüzü ......................................................................... 102

ġekil 3.15 PVSYST araçlar arayüzü ............................................................................. 104

ġekil 3.16 FV tasarımı belirleyen ana ve alt unsurlar ................................................... 111

ġekil 3.17 PVSYST yazılımında yeni coğrafi mevki (HAVUÇ) tanımlanması ........... 115

ġekil 3.18 Saatlik meteorolojik verinin giriĢi için PVSYST arayüzü ........................... 115

ġekil 3.19 PVSYST yazılımında albedo katsayısının girilmesi .................................... 116

ġekil 3.20 HAVUÇ yıllık saatlik elektrik tüketim verisinin PVSYST’e aktarılması ... 117

ġekil 4.1 HAVUÇ GüneĢ yolu kartı .............................................................................. 122

ġekil 4.2 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara istasyonları uydu görüntüsü ............ 127

ġekil 4.3 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara meteoroloji istasyonları haritası ...... 128

ġekil 4.4 Teorik güneĢ enerjisi potansiyeli ve meteorolojik güneĢ ıĢıması .................. 133

x

ġekil 4.5 HAVUÇ faturalı yıllık elektrik tüketim seyri ................................................ 158

ġekil 4.6 FV tasarıma esas yük talep verisi ile küresel güneĢ ıĢıması grafikleri .......... 164

ġekil 4.7 ġebeke bağlantılı ve bataryalı FV sistem Ģeması ........................................... 167

ġekil 4.8 ġebeke bağlantılı FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımı ....................... 168

ġekil 4.9 Yaz mevsimi için optimum FV panel açısı belirleme .................................... 168

ġekil 4.10 Tüm bir yıl için optimum FV panel açısı belirleme ..................................... 169

ġekil 4.11 400 kW güç talebi için tek kristalli silisyum FV sistem donanımı .............. 170

ġekil 4.12 400 kW güç ve saatlik tüketim için tek kristalli yapılı FV elektrik üretimi 171

ġekil 4.13 ġebeke bağlantılı tek kristalli FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği ..... 172

ġekil 4.14 ġebeke bağlantılı tekli kristal yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması ............ 174

ġekil 4.15 400 kW güç talebi için çoklu kristal silisyum FV sistem donanımı ............ 175

ġekil 4.16 400 kW güç ve saatlik tüketim için çoklu kristal FV elektrik üretimi ......... 176

ġekil 4.17 ġebeke bağlantılı çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği ... 177

ġekil 4.18 ġebeke bağlantılı çok kristalli yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması ............ 179

ġekil 4.19 400 kW güç talebi için amorf silisyum ince film FV sistem donanımı ....... 180

ġekil 4.20 400 kW güç ve saatlik tüketim için ince film amorf FV elektrik üretimi .... 181

ġekil 4.21 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristal FV sistemde ıĢıma-enerji grafiği 182

ġekil 4.22 ġebeke bağlantılı ince film amorf silisyum FV sistem kayıp akıĢ Ģeması ... 184

ġekil 4.23 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi ........... 188

ġekil 4.24 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı .................................................... 188

ġekil 4.25 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı ana sonuçları .............................. 189

ġekil 4.26 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi ......... 190

ġekil 4.27 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları ............................ 190

ġekil 4.28 Bağımsız çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği ................ 191

ġekil 4.29 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı yük talebi ve üretilen enerji ..... 191

ġekil 4.30 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem için akü ve modül seçimi ....... 192

ġekil 4.31 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları ............ 193

ġekil 4.32 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı yük-enerji grafiği ..... 193

xi

ÇİZELGELER DİZİNİ

Çizelge 1.1 Türe göre gerçekleĢen ve beklenen dünya enerji talep artıĢı ......................... 3

Çizelge 1.2 Dünya sektörel enerji tüketimleri ve değiĢim oranları ................................... 4

Çizelge 1.3 Yenilenebilir enerji kullanımı ve potansiyeli ................................................. 6

Çizelge 1.4 2007 itibariyle UEA FVGS üyelerinin FV güç kapasiteleri .......................... 8

Çizelge 1.5 Türkiye’nin enerji hammaddeleri ve doğrudan enerji ithalatı ....................... 9

Çizelge 1.6 Türkiye’de bazı sektörlerin enerji tüketim seyirleri..................................... 10

Çizelge 1.7 Türkiye'nin aylık ortalama güneĢ enerjisi potansiyeli ................................. 12

Çizelge 1.8 Türkiye coğrafi bölgeler güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması..................... 12

Çizelge 1.9 Tarımda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı ................................. 14

Çizelge 1.10 FV dize performansına etki eden ikincil değiĢkenler ve etkileri ............... 30

Çizelge 1.11 Tipik bir evsel FV sistemde donanımın toplam maliyetteki payı ve ömrü 37

Çizelge 2.1 Türk tarımındaki uygun fiziksel güç kaynakları .......................................... 54

Çizelge 2.2 Türk tarımında tahmini fiziksel enerji girdisi .............................................. 55

Çizelge 2.3 Türk tarımında gübre enerji girdisi .............................................................. 55

Çizelge 2.4 Yıllık yataya ve açılı yüzeye günlük toplam ıĢıma ve enerji üretimi .......... 57

Çizelge 3.1 HAVUÇ’daki tesislerin yön açıları ve boyutlandırması .............................. 93

Çizelge 3.2 HAVUÇ bitkisel üretim seyri ...................................................................... 95

Çizelge 3.3 HAVUÇ hayvansal üretim seyri .................................................................. 95

Çizelge 3.4 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre özellikleri ...................... 97

Çizelge 3.5 HAVUÇ meteorolojik veriler .................................................................... 100

Çizelge 4.1 HAVUÇ için açısal konum bilgisi ............................................................. 120

Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi .......................... 124

Çizelge 4.3 HAVUÇ 2010 yılı teorik güneĢ ıĢıması ..................................................... 129

Çizelge 4.4 HAVUÇ günlük güneĢlenme süreleri ........................................................ 131

Çizelge 4.5 HAVUÇ meteorolojik güneĢ ıĢıması ortalaması ....................................... 132

Çizelge 4.6 HAVUÇ yataya doğrudan güneĢ ıĢıması ................................................... 134

Çizelge 4.7 HAVUÇ yataya yayınık güneĢ ıĢıması ...................................................... 135

Çizelge 4.8 HAVUÇ berraklık indeksi ......................................................................... 137

Çizelge 4.9 HAVUÇ saha güneĢ enerjisi potansiyeli.................................................... 138

xii

Çizelge 4.10 HAVUÇ teknik güneĢ enerjisi potansiyeli ............................................... 140

Çizelge 4.11 HAVUÇ’un kurulu gücünü oluĢturan elemanlar ..................................... 141

Çizelge 4.12 Gece ve gündüz enerji tüketimine esas aylık süre dağılımı ..................... 142

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi .......................................................................... 143

Çizelge 4.14 ĠĢletmelerin günlük ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı ........ 154

Çizelge 4.15 ĠĢletmelerin gündüz ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı ....... 155

Çizelge 4.16 ĠĢletmelerin gece ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı ............ 156

Çizelge 4.17 HAVUÇ yıllık elektrik enerjisi tüketimi ................................................. 157

Çizelge 4.18 HAVUÇ elektrik tüketimi enerji denetimi sonuçları ............................... 160

Çizelge 4.19 HAVUÇ fatura bazlı ortalama elektrik tüketim ....................................... 161

Çizelge 4.20 Fatura, ölçüm ve denetim sonuçlarının değerlendirilmesi ....................... 162

Çizelge 4.21 Tasarıma esas teĢkil eden enerji tüketim dönemi için açı seçimi ............ 163

Çizelge 4.22 HAVUÇ FV tasarıma esas elektrik tüketim verisi ................................... 165

Çizelge 4.23 FV sistem donanım ve iĢçilik ücret tarifesi.............................................. 170

Çizelge 4.24 ġebeke bağlantılı tek kristalli sabit açılı FV sistem göstergeleri ............. 173

Çizelge 4.25 ġebeke bağlantılı çoklu kristal sabit açılı FV sistem göstergeleri ........... 178

Çizelge 4.26 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristalli FV sistem göstergeleri .......... 183

Çizelge 4.27 ġebeke bağlantılı merkezi evirici nitelikleri ............................................ 185

Çizelge 4.28 ġebeke bağlantılı FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması ................ 186

Çizelge 4.29 Bağımsız FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması ............................. 194

1

1. GİRİŞ

Ġçerisinde bulunduğumuz çağın özelliklerine bağlı olarak, tüm dünyada olduğu gibi, hızla

artan nüfus ve sanayileĢmeden kaynaklanan enerji gereksinimi, ülkemizin kısıtlı

kaynaklarıyla karĢılanamamakta, enerji üretimi ve tüketimi arasındaki açık hızla büyümekte

ve enerjide dıĢa bağımlılık oranımız artmaktadır. Bu durumda, kendi öz kaynaklarımızdan

daha etkin biçimde yararlanmak giderek artan bir önem kazanmaktadır. Enerji talebindeki

hızlı artıĢın karĢılanmasında, yenilenebilir enerji kaynaklarından en etkin ve rasyonel

biçimde yararlanılması amacıyla kamu ve özel sektör yatırımlarının artırılmasının yanı sıra

araĢtırma kuruluĢlarının da bu alanda çalıĢma yapmaları yeni uygulama yöntemleri

geliĢtirmek açısından yararlı olacaktır.

Enerji iĢ yapabilme kabiliyeti olarak tanımlanır. Enerjinin dönüĢebilirliğinin ölçümü, ekserji

ile ifade edilmektedir. Ekserji, belirli termodinamik koĢullarda, belli bir miktar enerjinin

diğer bir enerji biçimine dönüĢtürülebilen en yüksek miktarıdır. Herhangi bir değiĢime ya

da dönüĢüme uğrayıp uğramadığına göre enerjiler birincil ve ikincil enerjiler olmak üzere

ikiye ayrılırlar. Doğadaki enerjilerin herhangi bir değiĢim veya dönüĢüm göstermemiĢ

biçimi birincil enerji; birincil ya da diğer ikincil enerjilerin dönüĢtürülmesi sonucu elde

edilen türü de ikincil enerjidir. Birincil enerjiler güneĢ, rüzgar, hidrolik, petrol, kömür,

jeotermal, nükleer; ikincil enerjiler elektrik, termik, mekanik, kimyasal, elektromanyetik ve

ıĢık enerjileridir. Ayrıca enerji türlerini alıĢılagelmiĢ (konvansiyonel) ve yenilenebilir

enerjiler olarak sınıflandırabiliriz. AlıĢılagelmiĢ enerjiler uzun zamandan beri kullanılan,

rezervi kısa sürede yinelenemeyen, çoğunlukla fosil kaynaklı petrol, kömür, kısmen elektrik

türü enerjilerdir. Yeni ve yinelenebilir enerjiler ise uzun süredir kullanımda olmakla birlikte

sistematik ve geliĢtirilmiĢ tekniklerle kullanılan, rezervi kısa sürede yinelenebilen güneĢ,

rüzgar, hidrolik, biyokütle, jeotermal türü enerjilerdir. Yine ham maddelerinin özgül enerji

içeriklerinin yoğunluğuna göre petrol, kömür, hidrolik ve atom enerjilerini yoğun enerjiler,

güneĢ ve rüzgar enerjilerini de yoğun olmayan enerjiler olarak sınıflandırabiliriz. Ayrıca

kömür, petrol, atom enerjileri hammaddelerinden dolayı tam depo edilebilir; doğalgaz ve su

kısmen depo edilebilir; güneĢ, rüzgar, gel-git ise depo edilemeyen enerji türlerine

girmektedirler (Yavuzcan 1994).

2

Günümüzde, üretimin en temel girdisi elektrik enerjisi olup, onu ısınma veya ısıtma amaçlı

fosil yakıtlar takip etmektedir. GeçmiĢten günümüze elektrik genellikle hidroelektrik

santraller vasıtasıyla üretilmektedir. Arazi yapısı ve nehir potansiyeli uygun olmayan

ülkeler ise termik santraller vasıtasıyla elektrik ihtiyacını giderirler. Tüm ülkeler yine

ısınma ihtiyacı için kömür, doğalgaz veya petrol kullanmaktadırlar. Diğer taraftan enerji ve

yakıt talebi sürekli olarak artmaktadır. Dolayısıyla hidrolik veya termik santraller

vasıtasıyla ve kömür veya petrol kullanımıyla enerji talebinin karĢılanamaz hale gelmesi

kaçınılmaz bir gelecektir. Özellikle kömür ve petrol rezervlerinin sınırlı ve bir gün mutlaka

bitecek olması gelecek enerji talebini planlayan enerji projeksiyonlarınca önemle

değerlendirilmektedir (Ünalan 2000).

Fosil yakıtlar içindeki karbonun havadaki oksijen ile birleĢmesiyle CO2 (tam yanma

halinde) veya CO (yarım yanma halinde veya yanma havasının az olması durumunda)

gazları ortaya çıkmaktadır. Yine yakıt içerisinde eser miktarda bulunan kurĢun, kükürt gibi

elementler yanma sıcaklığında oksijen ile birleĢerek insan sağlığı açısından önemli tehdit

oluĢturan bileĢikler (SOx,PbO, NOx...) oluĢturmaktadır. Bu yanma ürünleri atmosfere

bırakılmakta ve atmosfer içerisinde birikmektedir. Fotosentez ve çürüme gibi tabii

dönüĢümler bu birikime engel olabilse de, aĢırı yakıt tüketimi kısa sürede büyük bir

birikime neden olmaktadır. Atmosfer içinde biriken yanma gazları güneĢ ve yer arasında

doğal olmayan bir katman meydana getirmekte, bu katman insan ve bitki hayatı üzerinde

negatif etkiye neden olmaktadır. Sera etkisi olarak bilinen bu etki ve buna bağlı olarak insan

sağlığı, bugün önemle üzerinde durulan olgulardır. Tabiatın ve tabii değerlerin korunması

amaçlı çevreci düĢünceler toplumlarda önemini hissettirmektedir. Dolayısıyla endüstrinin

veya toplumun enerji talebi düĢünülürken, seçilecek enerji türünün çevre ve insana olan

etkisi de düĢünülmelidir. Ġlave olarak, fosil yakıtların ana maddesi olan karbon endüstrinin

en temel malzemesi olan çeliğin de önemli bir elementidir. Gelecek nesillerin sanayisinde

üretilecek plastik-sentetik kumaĢ, solventler, yağlar, karbon lifli ürünler için de mevcut fosil

yakıt kaynaklarının muhafazası gerekir. Kömür rezervlerinin yaklaĢık 200 yıl, petrol

rezervlerinin yaklaĢık 30 yıl dayanacak olması alternatif enerji kaynaklarına olan ihtiyacı

daha önemli kılmaktadır (Ünalan 2000).

3

1.1 Dünyada Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi

Anonymous (2009a) raporuna göre Dünya 2006’daki 6.5 milyar nüfustan, yıllık % 1 artıĢla,

2030’da 8.2 milyar nüfusa doğru gitmektedir. Dolayısıyla insanlık refah düzeyi için bir

gösterge kabul edilen enerji kullanımı da hem bu nüfus artıĢı, hem de yeni teknolojilerin

ıĢığında insan ve toplum davranıĢlarındaki değiĢimin etkisiyle hızla artmaktadır. 2006’da

18.921 TWh olan küresel elektrik üretimi 2015’de 25.000 TWh’e, 2030’da ise 33.000

TWh’e yükselecektir. Son 25 yıl için yıllık bazda enerji kaynaklarına olan talep değiĢimine

dikkat edilirse petrol (% 1) ve nükleerde (% 0.9) diğer kaynaklara oranla bir talep azlığı

vardır. Yenilenebilir enerjide ise yıllık artıĢ oranı % 7.2 gibi oldukça yüksek bir değerdedir.

Toplam talepte yenilenebilir enerjinin payı hidrolik ve biyokütle ile birlikte 2000 yılında

% 0.12 iken 2030 yılında % 0.14’e çıkması beklenmektedir (Çizelge 1.1).

Çizelge 1.1 Türe göre gerçekleĢen ve beklenen dünya enerji talep artıĢı

Enerji türü 1980,

Mtep 2000,

Mtep 2006,

Mtep 2015,

Mtep 2030,

Mtep 2006-30,

%* Kömür 1788 2295 3053 4023 4908 2.0

Petrol 3107 3649 4029 4525 5109 1.0

Doğal gaz 1235 2088 2407 2903 3670 1.8

Nükleer 186 675 728 817 901 0.9

Hidrolik 148 225 261 321 414 1.9

Biyokütle ve atıklar 748 1045 1186 1375 1662 1.4

Diğer yenilenebilir 12 55 66 158 350 7.2

Toplam 7223 10034 11730 14121 17014 1.6

*Ortalama yıllık büyüme

Sektörel bazda baktığımızda enerji tüketimindeki en yüksek talep artıĢı sanayi sektöründe

görünmektedir. Bu sektörde kömür hala öncülüğünü korurken, elektrikteki talep artıĢı

dikkate değerdir. TaĢımacılık sektöründe ise net bir Ģekilde biyokütle arzı gerekecektir.

Tarım ve konut enerji tüketiminde kömüre olan ilginin azalmasının yanında elektrik

enerjisini ciddi bir talep artıĢı (% 2.3) beklemektedir. Petrol ürünlerinin de daha çok

motorlu taĢıtlar tarafından tüketildiği düĢünüldüğünde tarım ve konut sektöründe enerji

tüketiminin elektrik temelli olacağı (elektrikte talep artıĢı yıllık % 2.7, kömürde talep

düĢüĢü yıllık % 0.5), dolayısıyla CO2 salınımında düĢüĢ beklenebileceği kanaatine

4

varılabilir (Çizelge 1.2). Anonymous (2009a) 2006 yılı için tüm dünyada CO2 emisyonuna

sebebiyet veren enerji kullanımının % 2’sinin tarımsal amaçlı kullanılan enerjiden

kaynaklandığını açıklamıĢtır.

Çizelge 1.2 Dünya sektörel enerji tüketimleri ve değiĢim oranları (Anonymous 2009a)

Sektör / 1980,

Mtep 2000,

Mtep 2006,

Mtep 2015,

Mtep 2030,

Mtep

2006-

2030,

%* Enerji kaynağı

Sanayi 1779 1879 2181 2735 3322 1.8

Kömür 421 405 550 713 838 1.8

Petrol 474 325 329 366 385 0.7

Doğal gaz 422 422 434 508 604 1.4

Elektrik 297 455 560 789 1060 2.7

Diğer 165 272 307 359 436 1.5

Taşımacılık 1245 1936 2227 2637 3171 1.5

Petrol 1187 1844 2105 2450 2915 1.4

Biyo dizel 2 10 24 74 118 6.8

Diğer 57 82 98 113 137 1.4

Konut, hizmet,

tarım 2006 2635 2937 3310 3918 1.2

Kömür 244 108 114 118 100 -0.5

Petrol 481 462 472 493 560 0.7

Doğal gaz 346 542 592 660 791 1.2

Elektrik 273 613 764 967 1322 2.3

Diğer 661 910 995 1073 1144 0.6

Toplam 5378 7048 8086 9560 11405 1.4

*Ortalama yıllık büyüme

Anonymous (2009a) raporuna göre tüm dünyada 2006 yılında kurulu bulunan güneĢ

elektriği gücü 6 GW’tır. Bunun büyük kısmı Almanya (2.9 GW), Japonya (1.7 GW) ve

ABD (0.6 GW)’de bulunmaktadır. Fotovoltaik (FV) 5500-9000 $/kW’lık fiyat aralığıyla

hala en pahalı kurulum maliyetli enerji üretim teknolojisi olmasına karĢın bu tutarın 2030

yılında 2600 $/kW’a düĢmesi beklenmektedir. (http://www.solarbuzz.com/ sbqdata.htm,

2010) araĢtırma sitesi ise FV güneĢ elektriği kurulu gücünü tüm dünyada 2009 yılı itibariyle

7.5 GW olduğunu hesaplamıĢ, 2010 tahminini ise 15.2 GW olarak açıklamıĢtır.

5

Dünya elektrik üretiminde yenilenebilir kaynakların payı % 18.1 oranındadır. Yenilenebilir

enerji kaynaklarından üretilen elektrikte en büyük pay % 16 ile hidrolik kaynaklara aittir.

Bunu atıklar ve rüzgâr, güneĢ, jeotermal, dalga vb kaynaklardan elektrik üretimi

izlemektedir (ġekil 1.1). Yenilenebilir enerji günümüzde dünyanın birçok ülkesinde enerji

temin güvenliği, enerjinin çeĢitlendirilmesi, enerjide ithalat bağımlılığının azaltılması, iklim

değiĢikliği ile mücadele, istihdam yaratma gibi yararları ile gittikçe daha fazla

kullanılmaktadır (Anonim 2009a).

ġekil 1.1 Dünya elektrik üretiminde yakıtların payı (Anonim 2009a)

Yenilenebilir enerjinin en büyük avantajı, nakil gereksinimi olmaması, dünyanın her

yerinden eriĢilebiliyor olmasıdır. Üstelik sürdürülebilir olması, iklimi ve çevreyi

kirletmemesi, potansiyelinin tüm insanlığın ihtiyacına yetebilir olması diğer avantajlarıdır.

Yüksek teorik ve teknik potansiyeline karĢın yaygın kullanımı olduğu söylenemez (Çizelge

1.3).

6

Çizelge 1.3 Yenilenebilir enerji kullanımı ve potansiyeli (Luque ve Hegedus 2002)

Kaynak Halihazır

kullanım, EJ

Teknik

potansiyel, EJ

Teorik

potansiyel, EJ

Hidrolik 9 50 147

Biyokütle 50 >276 2900

GüneĢ 0.1 >1575 3900000

Rüzgar 0.12 640 6000

Dünya üzerine güneĢten gelen 1.73x1014 kW’lık toplam güç, yıllık olarak 1.9x1014 TEP (ton

eĢdeğeri petrol) karĢılığı 1.5x1018 kWh’lik bir enerji anlamına gelmektedir (ġen 2007) ve bu

enerji dünyaya ıĢınımlarla ulaĢmaktadır. GüneĢin saldığı toplam enerji göz önüne

alındığında bu çok küçük bir kesirdir. Ancak bu tutar, dünyada insanoğlunun bugün için

kullandığı toplam enerjinin 15-16 bin katıdır. Dünyaya gelen güneĢ enerjisi çeĢitli dalga

boylarındaki ıĢınımlardan oluĢur ve güneĢ-dünya arasını yaklaĢık 8 dakikada aĢarak

dünyaya ulaĢır (ıĢınımlar saniyede 300000 km’lik bir hızla yol alırlar). Havakürenin

(atmosfer) dıĢına, güneĢ ıĢınlarına dik bir metrekare alana gelen güneĢ enerjisi, güneĢ sabiti

(I0) olarak adlandırılır ve değeri 1373 W/m2’dir. Bu değer, tanım gereği, yıl boyunca

değiĢmez alınabilir. Bu sabit ölçüm yeri, zamanı ve yöntemine göre küçük değiĢimler

gösterebilir. ġen (2007) güneĢ sabitini 1367 W/m2 olarak vermektedir. Çünkü dünyanın

güneĢ çevresindeki yörüngesi bir çember olmayıp bir elips olduğundan, yıl boyunca bu

değerde % 3.3’lük bir değiĢim söz konusudur. Dünya üzerine herhangi bir zamanda gelen

ortalama güneĢ ıĢıması (radyasyonu) değeri ise 340 W/m2’dir (ġen 2007). Yer yüzeyine

gelen ortalama güneĢ ıĢıması ile enerjinin dağılımı yaklaĢık ortalama değerlerle ġekil 1.2’de

karakterize edilmiĢtir. Dünya ortalaması 4 kWh/m2/gün kabul edilir. Ortalama bir hesapla

ihtiyaç duyulan enerji için kaç m2 FV gerektiği, FV veriminin % 10 verimle çalıĢtığı esas

alınarak hesaplanabilir. Yani her bir m2 FV modül 0.4 kWh/gün enerji üretmektedir.

GeliĢmiĢ ülkelerde kiĢi baĢı evsel elektrik tüketimi 5 kWh/gün/kiĢi, 4 kiĢilik bir aile için ise

20 kWh/gün/aile’dir. 20 kWh/0.4 kWh/m2’den yola çıkarak 50 m2’lik bir FV sistem

standart bir ailenin elektrik ihtiyacını karĢılamaya yetecektir (Luque ve Hegedus 2002).

7

ġekil 1.2 GüneĢ enerji dengesi

Uluslararası Enerji Ajansı FV Güç Sistemleri Grubu, 2008 yılında özel ve kamu sektöründe

strateji geliĢtirenlere, elektrik Ģebekeleri için orta ölçekli planlama yapanlara ve enerji

hizmeti üreticilerine, enerji politikaları ve ulusal enerji planlaması yapan devlet adamlarına

yardımcı olmak amacıyla 40 W ve üzeri FV sistemlere odaklanan bir rapor yayınlamıĢtır

(Anonymous 2008). Bu raporda 2007 yılında kurulan FV gücün, bir önceki yıla oranla % 50

büyüyerek 2.26 GW olduğuna ve toplam kurulu FV gücün de, % 73’lük kısmı Almanya ve

Ġspanya’da olmak üzere, 7.8 GW’a ulaĢtığına vurgu yapılmıĢtır. Kayda giren FV güneĢ

elektriği üretim tesisleri bağımsız ev, bağımsız ticari, Ģebeke bağlantılı dağıtık ve Ģebeke

bağlantılı merkezi tip olmak üzere 4 sınıfta derlenmiĢtir. Son dönem kurulan kapasitenin

büyük çoğunluğu Ģebeke bağlantılı dağıtık güç üretimi olarak tasarlanmaktadır (Çizelge

1.4).

8

Çizelge 1.4 2007 itibariyle UEA FVGS üyelerinin FV güç kapasiteleri

Ülke

Bağımsız FV

kapasite toplamı, kW

ġebeke bağlantılı FV

kapasite toplamı,

kW

Kurulu

toplam

FV güç,

kW

KiĢi baĢı

Kurulu

toplam FV

güç,

kW/kiĢi

2007’de

kurulan

FV güç,

kW

2007’de

kurulan

Ģebeke

bağlantılı

FV güç,

kW Evsel Ticari Dağıtık Merkezi

ABD 134000 191000 465000 40500 830550 2.8 206500 151500

Almanya 35000 3827000 3862000 46.8 1135000 1131000

Avustralya 27713 38733 15035 1010 82491 4.1 12190 6280

Avusturya 3224 22721 1756 27701 3.4 2116 2061

Çek Cum. 3200 400 30040 2560 36200 4.9 6500 6300

Danimarka 100 285 2690 0 3075 0.6 175 125

Fransa 15881 6666 52685 0 75232 1.2 31299 30306

Hollanda 5300 44500 3500 53300 3.3 1605 1023

Ġngiltere 420 1050 16620 0 18090 0.3 3810 3650

Ġspanya 29800 625200 655000 15.1 512000 490000

Ġsrail 1584 210 11 14 1819 0.3 500 0

Ġsveç 3878 688 1676 0 6242 0.7 1392 1121

Ġtalya 5400 7700 83900 23200 120200 2.1 70200 69900

Japonya 1884 88266 1823244 5500 1918894 15.0 210395 208833

Kanada 8088 14776 2846 65 25775 0.8 5291 1403

Kore 983 4960 32559 39099 77601 1.6 42868 42868

Meksika 15487 4963 300 0 20750 0.2 1019 150

Norveç 7450 410 132 0 7992 1.7 324 4

Portekiz 2841 676 14353 17870 1.7 14454 14254

Tahmini

toplam 265368 3696972 6019835 1158557 7840732 2257638 2160778

1.2 Türkiye’de Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi

2008 yılı Türkiye toplam birincil enerji kaynakları arzı 106.27 Mtep olup bunun kaynaklara

göre dağılımları ġekil 1.3’de verilmektedir. 2008 yılı Türkiye toplam birincil enerji arzının

9.319 Mtep’i (% 9) yenilenebilir enerji kaynaklarından karĢılanmaktadır. Ülkemizin orman,

bitki ve hayvan atıklarından oluĢan biyokütle kaynakları çoğunlukla geleneksel yöntemler

kullanılarak enerjiye dönüĢtürülmektedir. Bu miktar yıllık birincil enerji arzının % 4.52’sini

oluĢturmaktadır. Yenilenebilir enerji arzının % 51.64’ü biyokütle kaynakları, % 32.2’si

hidrolik ve jeotermalden elektrik üretimi, % 0.72’si rüzgârdan elektrik üretimi, % 10.8’ini

jeotermal ısı ve diğer ısı, % 4.5’ini güneĢ-ısı ve % 0.01’ini biyo yakıtlar oluĢturmaktadır.

Ülkemiz % 75 oranında enerjide dıĢa bağımlı durumdadır (Anonim 2009a). Enerji

sektöründe hem enerji hammaddesi hem de doğrudan enerji alımı yapmak durumundadır.

Hem tüm kalemlerdeki mutlak miktarı hem de toplam ithalat içerisindeki enerjiye düĢen

pay her geçen yıl artıĢ göstermektedir (Çizelge 1.5).

9

ġekil 1.3 2008 yılı Türkiye birincil enerji kaynakları arzı (Anonim 2009a)

Çizelge 1.5 Türkiye’nin enerji hammaddeleri ve doğrudan enerji ithalatı

2003,

Mil. $

2004,

Mil. $

2005,

Mil. $

2006,

Mil. $

2007,

Mil. $

2008,

Mil. $

2009,

Mil. $

Maden kömürü

ve linyit 929 1222 1579 1978 2570 3315 3055

Ham petrol ve

doğal gaz 7766 9366 14140 19220 21784 31109 16378

Kok kömürü ve

rafine petrol 2833 3797 5507 7631 9492 13829 10437

Enerji ithalatı 11528 14384 21226 28828 33846 48252 29870

Toplam ithalat

69340 97540 116774 139576 170063 201964 140775

Enerji ithalat

payı, % 16.6 14.7 18.2 20.7 19.9 23.9 21.2

2007 yılında yurtiçi üretimi ile dıĢ alımın toplamından dıĢ satım çıktıktan sonra kalan

Türkiye elektrik enerjisi brüt tüketimi, yıllık % 8.8 artıĢ ile 190 Milyar kWh; 2008 yılı için

204 Milyar kWh olarak tahmin edilen brüt elektrik tüketimi, yıl ortalarında ortaya çıkan

10

ekonomik durgunluğun etkisi ile azalma eğilimi göstermiĢ ve yıl sonunda bir önceki yılın

tüketimine göre % 4.3 artıĢ göstererek 198.1 Milyar kWh olarak gerçekleĢmiĢtir. Türkiye

net tüketimi 2007 yılında 155.0 Milyar kWh, 2008 yılında ise 161.9 Milyar kWh olmuĢtur

(Anonim 2009a). Ülkemizde elektrik enerjisi tüketiminin bazı sektörlerle birlikte tarım

sektörünü de alacak Ģekilde dağılımı Çizelge 1.6’de verilmiĢtir. Yoğun ve mekanizasyon

ağırlıklı tarımın yaygınlaĢmasıyla tarım sektörünün elektrik tüketimi de artıĢ göstermekte,

toplam ülke elektrik enerjisi tüketimindeki payı % 3-4 aralığında seyretmektedir.

Çizelge 1.6 Türkiye’de bazı sektörlerin enerji tüketim seyirleri (Anonim 2008)

Sektör 2002, GWh 2003, GWh 2004, GWh 2005,

GWh

2006,

GWh

Konut 23559 25195 27619 30935 34466

Demir çelik 8074 9582 10940 11661 13398

UlaĢtırma 1023 1166 1182 1291 1335

Tarım 3490 3657 3895 4113 4441

Diğer 66802 72166 77506 82263 89430

Tarımın

payı, % 3.39 3.27 3.22 3.16 3.1

Toplam 102948 111766 121142 130263 143070

GENSED (GüneĢ Enerjisi Sanayicileri ve Endüstrisi Derneği)’in yaptığı enerji

araĢtırmasına göre Türkiye’nin enerji durumu, 2015 beklentisi ve yenilenebilir enerji

potansiyeli Ģu Ģekildedir:

Enerji üretimi (2009) : 198 TWh

Kurulu güç (2009) : 44.3 GW

Enerji ihtiyacı (2015) : 380 TWh

Olması gereken kurulu güç (2015) : 84 GW

6 yılda ilave kurulacak güç : 39.7 GW

Yatırım maliyeti (konvansiyonel) : 130 B$

Rüzgar enerjisi potansiyeli : 400 TWh/yıl

11

Jeotermal enerjisi potansiyeli : 16 TWh/yıl

Biokütle enerjisi potansiyeli : 1.58 TWh/yıl

GüneĢ enerjisi potansiyeli : 500 TWh/yıl

Hidro enerjisi potansiyeli : 430-450 TWh/yıl

GüneĢ santrali enerji üretimi : 350 GW

EĢdeğer kömür santrali üretimi : 74 GW

Türkiye’de rüzgâr enerjisi baĢta olmak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik

enerjisi üretimi, 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji

Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına ĠliĢkin Kanun ve ikincil

mevzuat kapsamında teĢvik edilmektedir. 5346 sayılı Kanun ile YEK belgesine sahip

üretim lisansı sahibi tüzel kiĢinin yenilenebilir enerji kaynaklarından ürettiği elektrik

enerjisi için alım zorunluluğu ile birleĢtirilmiĢ sabit fiyat sistemi uygulaması getirilmiĢ ve

Yenilenebilir Enerji Kaynakları Kanunu’nda satın alma fiyatı için alt ve üst sınırlar

belirlenmiĢtir. Ancak yenilenebilir enerji kaynakları türleri ve kullanılan teknolojiler

arasında satın alma fiyatları açısından bir farklılığa gidilmemiĢtir. Bunun yanında

yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı kurulu gücü en fazla 500 kW olan üretim tesisleri

Ģirket kurma ve lisans alma yükümlülüğünden muaftırlar (Anonim 2009a).

Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi’nin Elektrik Üretimi GeliĢimi

ve 2023 Yılı Ġçin Hedefler kısmında yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimindeki

payının asgari % 30 olacağı planlanmaktadır. GüneĢ enerjisi için % veya miktar cinsinden

hedef konulmamakla birlikte, “ülke potansiyelinin azami ölçüde değerlendirilmesinin

sağlanması”, “teknolojik geliĢmelerin takip edilmesi ve uygulanması”, “elektrik üretimini

özendirmek üzere yasal çerçevenin güçlendirilmesi” kararlaĢtırılmıĢ ve kamuoyuna

duyurulmuĢtur (Anonim 2009b).

DMĠ (Devlet Meteoroloji ĠĢleri Genel Müdürlüğü) ve EĠE (Elektrik ĠĢleri Etüd Ġdaresi

Genel Müdürlüğü)’nin 1983 yılında 1973 petrol krizinden sonra tüm dünyada baĢlayan

alternatif enerji kaynaklarını araĢtırmaya yönelik çalıĢmalar doğrultusunda tespit etmeye

çalıĢtığı güneĢ enerjisi potansiyeli, aylık olarak birim alana gelen enerji miktarını zamanın

koĢullarına göre birim zamanda birim alana gelen kilokalori (kcal/cm2-ay) cinsinden

12

vermektedir. Günümüzde özellikle elektrikten bahsedilirken kWh birimini kullanmak daha

uygun olmaktır. Kalori birimi daha çok beslenme sektöründe kullanılır olmuĢtur. Bu

sebeple veriler kWh birimine dönüĢtürülmüĢtür (Çizelge 1.7). Coğrafi bölgeler bazında

güneĢlenme süreleri ve güneĢ ıĢıması Ģiddetleri Çizelge 1.8’de verilmiĢtir. Karadeniz

Bölgesi en düĢük güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢımasına maruz kalırken, Güneydoğu

Anadolu Bölgesi en yüksek güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢımasına sahiptir (Anonim 1983).

Çizelge 1.7 Türkiye'nin aylık ortalama güneĢ enerjisi potansiyeli (Anonim 1983)

Aylar Aylık toplam güneĢ enerjisi GüneĢlenme

süresi (Saat/ay) (kcal/cm2-ay) (kWh/m

2-ay)

Ocak 4.4 51.8 103

ġubat 5.4 63.3 115

Mart 8.3 96.6 165

Nisan 10.5 122.2 197

Mayıs 13.2 153.9 273

Haziran 14.5 168.8 325

Temmuz 15.1 175.4 365

Ağustos 13.6 158.4 343

Eylül 10.6 123.3 280

Ekim 7.7 89.9 214

Kasım 5.2 60.8 157

Aralık 4.0 46.9 103

Toplam 112.7 1311.0 2640

Ortalama 308.0 cal/cm2-gün 3.6 kWh/m

2-gün 7.2 saat/gün

Çizelge 1.8 Türkiye coğrafi bölgeler güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması

Bölge Toplam güneĢ enerjisi,

kWh/m2-yıl

GüneĢlenme süresi,

Saat/yıl

Güneydoğu Anadolu 1460 2993

Akdeniz 1390 2956

Doğu Anadolu 1365 2664

Ġç Anadolu 1314 2628

Ege 1304 2738

Marmara 1168 2409

Karadeniz 1120 1971

13

1.3 Tarımda Enerji

Tarım, üretim ve değerlendirmeye iliĢkin bir sektördür. Bu kesimde tarımsal faaliyet

yapılırken çeĢitli teknik araçlardan yararlanılır. Bunlar birincil ve ikincil enerjileri mekanik

enerjiye dönüĢtüren termik ve elektrik motorları gibi güç makinaları ve bağlantı düzenleri

yardımıyla güç makinalarından enerji alan, aldıkları bu enerjiyle iĢ yapan, direngen

makinalar adı da verilen sulama, tarımsal savaĢım, hasat ve harman, yem hazırlama gibi iĢ

makinalarıdır. Tarım sektöründe, iĢ makinalarına mekanik enerji sağlayan güç makinaları

elektrik, yakıt, kömür, benzin, dizel, doğalgaz, LPG ve biyokütle gibi doğrudan enerjiler ile

insan iĢ gücü, hayvan iĢ gücü, makine, gübre, ilaç, tohum üretimi ve su temini gibi dolaylı

enerjileri kullanırlar (Yavuzcan 1994). Tarımsal faaliyetler için yenilenebilir enerji

kaynaklarından hangi tarımsal faaliyette yararlanılabileceğinin özeti Çizelge 1.9’da

sunulmuĢtur. Tarımsal üretimde enerji girdisinin miktar olarak en aza indirilmesi

çabalarından önce, enerjinin verimli kullanılması, kayıpların giderilmesi, enerji tasarrufu

yöntemlerinin iĢler hale getirilmesi öncelikli olarak değerlendirilmelidir.

Tarımda enerji kullanım etkinliğinin artırılabilmesi için:

ĠĢletmelerin mekanizasyon alt yapısı için enerji verimliliği yüksek olan

teknolojilerden yararlanılmalıdır.

Güç kaynağına uygun kapasitede alet ve donanım kullanılmalıdır.

ĠĢletme için gerekli güç optimizasyonu sağlanmalıdır.

Tarım alet ve makinaları tam yükte ve verimli olarak çalıĢtırılmalıdır.

Isıtma, soğutma ve iklimlendirme uygulamalarında ısı transferi açısından etkinlik

artırılmalıdır.

Isı yalıtımı standartlara uygun olarak yapılmalıdır. Isı üreten, dağıtan ve kullanan

tüm üniteler etkin bir Ģekilde yalıtılarak, ısı kayıpları en aza indirilmelidir.

Atık ısı geri kazanımı uygulamaları yaygınlaĢtırılmalıdır.

Elektriksel güç tüketiminde kayıplar önlenmelidir.

Elektriğin iĢ ve ısıya dönüĢümlerinde etkinlik artırılmalıdır.

Otomatik kontrol uygulamaları ile insan faktörü en aza indirilmelidir

14

Çizelge 1.9 Tarımda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı (Öztürk 2005)

Yenilenebilir

Enerji Kaynağı Teknoloji Uygulama Alanı Gereksinimler Yararları

GüneĢ Enerjisi

Aydınlatma Doğal aydınlatma

Tarımsal yapılar

doğal aydınlatmaya

uygun olarak

tasarlanmalıdır.

Aydınlatma giderleri

azalır.

Üretim artıĢı sağlanır.

Fotovoltaik Elektrik üretimi GüneĢ ıĢınımı

engellenmemelidir.

Elektrik gereksinimi

karĢılanır. Bina

tasarımına veya çatıya

yerleĢtirilebilir.

Ortam ısıtma Ortam ısıtma Zeminden ısıtma

yapmak gereklidir. YaĢam koĢulları iyileĢir.

Ortam

ısıtma/toplaç Ön ısıtma ve ısıtma

Duvarların güneĢ

görmesi gerekir. Hava kalitesi iyileĢir.

Su ısıtma Sıcak su GüneĢ ıĢınımı

engellenmemelidir.

Sıcak su gereksinimi

karĢılanır.

Jeotermal Enerji Jeotermal ısı

pompası

Sera ısıtma

Hayvan barınakları

Balık çiftlikleri

Toprak ısıtma

Ürün kurutma

Mantar üretimi

Toprak ıslahı

Yatay veya düĢey

kuyular için yer

gereklidir.

Jeotermal akıĢkanın

kimyasal yapısı

önemlidir.

Isı değiĢtiriciler ile

yapılan ısıtma ve

soğutma uygulamalarında

yaĢam koĢulları iyileĢir.

Biyokütle Enerjisi Biyoenerji

yakıtları

Elektrik üretimi

Ortam ısıtma ve

soğutma

Su ısıtma ve

soğutma

Biyodizel yakıtı

Tarım ve orman

atıklarından sürekli

olarak sağlanılan

organik materyal

gereklidir.

Atık kontrolü sağlanır.

Çevreye olan olumsuz

etkiler önlenir.

ĠĢletme giderleri azalır.

Yedek güç sağlanır.

Rüzgar Enerjisi Rüzgar türbini Elektrik üretimi

Mekanik güç

Belirli hızda esen

rüzgar gereklidir.

GeliĢen teknoloji ile

birlikte enerji birim

maliyetleri düĢmektedir.

DıĢa bağımı değildir.

Çevre dostudur.

Hidrolik Enerji Hidroelektrik Elektrik üretimi Güvenilir su akımı

gereklidir.

Yapılan yatırım sadece

enerji için değil sulama

ve taĢkın amaçlı

kullanılabilir.

1.4 Güneş Enerjisi ve Potansiyeli

SanayileĢme ile birlikte artan enerji talebi ile geleneksel kaynaklardaki kısıtlı ve çevreye

zarar veren enerji arzı yenilenebilir enerji kaynaklarına olan ilgiyi artırmıĢtır. GüneĢ bazlı

rüzgâr, dalga, biyokütle, jeotermal gibi yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarından

yararlanabilmenin temel koĢulu mevcut potansiyelin doğru bir Ģekilde belirlenmesidir.

GüneĢ enerjisinin kullanılabilir Ģekle dönüĢtürülmesi için gerekli dönüĢtürücülerin teknik

15

özellikleri ve fiziksel büyüklükleri ve bu enerji kaynağının ilgili bölge için yıl boyu

gerçekçi sayısal ifadesinin yapılması Ģarttır. GüneĢ enerjisinin zaman boyutundaki sayısal

büyüklüğünün söylenebilmesi için tahmin yöntemleri, uydudan uzaktan eriĢim, coğrafi bilgi

sistemleri, modelleme, hesaplama ve doğrudan ölçüm yöntemlerinden en az birisine ihtiyaç

vardır. TartıĢılmaz bir gerçektir ki hiçbir tahmin yöntemi gerçek ölçümlerin yerini

tutamayacaktır. Ölçüm haricinde geliĢtirilen yöntemler, gözlem ve ölçümün doğrudan

yapılamayacağı Ģartlarda bilgi ihtiyacını karĢılamaya yöneliktir. Tüm tahmin yöntemleri ya

istatistiki hesaplamalar gibi eski ölçümlere, ya Angström formülasyonu gibi anlık fakat

farklı bir değiĢkene ait ölçüme, ya uydu verilerinin gerçek ölçümlerle sağlaması yapılmıĢ

görüntü iĢleme tekniklerine ya da coğrafi bilgi sistemleri gibi önceden tanımlanmıĢ

algoritmalara dayanmaktadır.

DMT (Dünya Meteoroloji TeĢkilatı) 8 sayılı rehberinde meteorolojik değiĢkenleri, ölçüm

yöntemlerini, ölçüm aralığını, birimleri ve kullanılacak hesaplamaları tarif etmiĢtir.

GüneĢlenme ölçümleri kapsamında meteorolojik olarak güneĢlenme süresi, doğrudan ıĢıma,

yayınık ıĢıma, albedo ve toplam güneĢ ıĢıması değiĢkenlerinin ölçülmesini salık vermiĢtir.

Tüm bu ıĢıma ölçümleri yer yüzeyine paralel bir düzleme gelen güneĢ ıĢınım (irradiance)

Ģiddetini ölçme ilkesine dayanmaktadır. Toplam güneĢ ıĢıması değiĢkeni güneĢten hiç bir

engele maruz kalmadan gelen doğrudan ıĢınım ve atmosferde muhtelif unsurlarca yansıyan

yayınık ıĢınımın bir toplamıdır. Yatay yüzey kastedildiği için yeryüzünden tekrar

gökyüzüne yansıtılan albedo (aklık) ıĢıması bu toplam içerisinde yer almaz.

GüneĢlenme süresinin doğrudan ölçümü küresel bir cihaz olan helyograflar vasıtasıyla,

güneĢin üzerinde saat aralıkları bulunan grafik kağıdına cam küre mercekle odaklanması

sonucunda yakmasıyla ölçülmektedir. IĢıma yani radyasyon ölçümleri ise genel anlamda

radyometre denen ıĢınölçerlerle yapılır. Mekanik olarak çalıĢan ıĢınölçerlere aktinometre

veya kayıt edicili manasına, aktinograf; elektronik olarak çalıĢanına ise piranometre veya

pirhelyometre isimleri verilir. Mekanik aktinograflar cal/cm2-dakika cinsinden enerji

ölçümü yaparken, elektronik radyometreler W/m2 cinsinden güneĢ ıĢınım Ģiddetini birim

alana gelen ıĢınım gücü olarak ölçerler. Yine DMT’nın tavsiyesi doğrultusunda en az 120

W/m2 ıĢınım gücünün ölçülebildiği an, güneĢlenme gerçekleĢmiĢ sonucuna varılır ve bu

Ģiddetin görüldüğü zaman aralığı sayılarak günlük güneĢlenme süresi dakika veya saat

16

olarak ifade edilir. Piranometre her ne kadar toplam güneĢ ıĢımasını ölçüyor olsa da,

doğrudan güneĢ ıĢımasını sürekli engelleyecek bir çember ile çevrilen piranometreler

sadece yayınık ıĢımayı ölçerler ve pirhelyometre olarak adlandırılırlar.

Ülkemizde güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması ölçüm ve rasatları 1936 yılında yapılmaya

baĢlanmıĢtır (Anonim 1983). Meteoroloji istasyonlarında düzenli olarak yapılan güneĢ

ıĢınımı, güneĢlenme süresi ve bulut kapalılığı gözlem ve ölçümleri yapılmaktadır. Bu

rasatlarla birlikte geçmiĢte gözlemi ve ölçümü yapılan bulanıklık (turbidity) verisi

rasatlarını, DMT yeterli doğrulukta bulmadığı için, daha doğru bir yöntem veya ölçüm

tekniği geliĢtirilene kadar durdurmuĢtur (Alnaser vd. 2004).

Her hangi bir noktadaki güneĢ enerjisi potansiyeli, aklık dahil, genel olarak yüzeyin tipi,

yüzeyin güneĢe olan geometrik açısal durumu, güneĢ ıĢımasının tayfsal (spectral) dağılımı

gibi topografik ve morfolojik etkenlere bağlıdır (ġen 2007). GüneĢ tayfı (spectrumu) (ġekil

1.4), mutlak hava kütlesi (absolute air mass), yoğuĢabilir su içeriği (precipitable water

content), bulanıklık, bulutlar, atmosferdeki partiküllerin dağılımı, partiküllerin cinsi ve

yerden yansıma gibi faktörlerden etkilenir (Myers ve Emery 2002).

ġekil 1.4 Elektromanyetik tayf

17

Yeryüzünün herhangi bir noktasında, yılın herhangi bir günü ve günün herhangi bir

zamanında güneĢin gökyüzündeki yerini söyleyebilmek için yön (azimuth, A), yükseklik

(altitude, α) ve geliĢ açısı (zenit, z) değerlerini bilmek gerekir (ġekil 1.5). Pusula

derecelendirmesinden ayrı olarak güneĢ yolunu hesaplarken güney 0˚ kabul edilir. Doğuya

gidiĢ “+”, batıya gidiĢ “–” derecelerle ifade edilmektedir. Yükseklik açısı ise güneĢin dünya

üzerinde düz bir yüzeyde ufka olan açısıdır ve güneĢin doğuĢ ve batıĢ anında 0˚’dir. FV

sistemlerin kurulumunda gölgeleme etkisini hesaplamak için bu zaman boyutundaki açısal

değerlerden faydalanılır. GüneĢin tam güney doğrultulu ve gün içerisinde gökyüzünde en

yüksek noktada olduğu güneĢ öğlesi (solar noon) ise sanıldığının aksine 12:00 değil, yerel

olarak güneĢ doğuĢ ve batıĢ zamanlarının tam orta noktasıdır (Anonymous 2009b). Bu

açılara ek olarak, saat açısından bahsedilebilir. GüneĢ doğudan batıya doğru 15 derece/saat

(360 derece/gün) hızla hareket etmektedir. GüneĢ öğlesinde saat açısı 0 derecedir ve o gün

için gökyüzündeki en yüksek noktadadır. Bir baĢka deyiĢle, öğleden önce saat ve azimut

açıları eksi değerliklidir. GüneĢin ekvatora yaptığı deklinasyon açısından, daha çok uzay

araĢtırmalarında faydalanılır. GüneĢ öğlesinde ekvator üzerine güneĢin dik geldiği an,

deklinasyon açısı 0’dır ve bu durum ilkbahar ile sonbaharın ilk günlerinde meydana gelir

(Messenger vd. 2007).

ġekil 1.5 Yön (A), yükseklik (h) ve geliĢ (z) açılarının gösterimi

18

GüneĢ ıĢığının yoğunluğu veya birim alana gelen güneĢ gücü miktarı ıĢınım (irradiance

yada radiant flux) olarak ifade edilir ve birimi W/m2’dir. Yazın güneĢin dik geldiği anda

deniz seviyesinde yeryüzüne ulaĢan ıĢınım 1000 W/m2’dir. Bu ıĢınım “tam güneĢ” yada

“tepe güneĢ” olarak adlandırılır ve FV modül değerlendirmesinde ve denemelerinde

standart olarak kullanılır (Anonymous 2009b).

Yer yüzeyine gelen küresel güneĢ ıĢıması (global solar radiation) ile dünya dıĢı güneĢ

ıĢıması (extraterrestrial radiation) arasındaki iliĢki atmosferik Ģeffaflık (transparency)

ölçütünü verir ve berraklık indeksi (clearness index) olarak adlandırılır. Berraklık indeksi

sadece güneĢ ıĢımasının atmosferde katettiği, hava kütlesi (air mass) olarak tanımlanan

fiziksel yolla ilgili değil, aynı zamanda atmosferin gaz bileĢimi ve bulutluluğuyla da

ilgilidir. Bir yerin güneĢ iklimini doğru karakterize edebilmek için berraklık indeksinden

yararlanılır. Bu özellik eğimi belli bir yüzeye muhtemel gelecek güneĢ ıĢıması tahminine

temel teĢkil etmektedir. FV modüller yatay düzleme belli bir açıyla yerleĢtirildikleri için,

modül yüzeyine gelecek ıĢıma meteorolojik ölçümlerin hesaplamaya tabi tutulmasıyla elde

edilir (Luque ve Hegedus 2002).

GüneĢ enerjisinden yüksek verimli faydalanabilmek için belirtilen yeri ve zaman aralığını

temsil edecek doğru ve uygun güneĢ enerjisi bilgisine ihtiyaç vardır. GeçmiĢ döneme ait

uzun süreli günlük ve hatta saatlik bazdaki güneĢ ıĢıması ölçümlerinden elde edilen

ortalamalar özellikle bağımsız FV sistem tasarımında uzun dönem için doğru bir öngörü

sağlar. FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinin boyutlandırılmasında, enerji üretim

tahmininde, gölgeleme etkisinin belirlenmesinde, eğim açısı optimizasyonunda da bu saatlik

veya günlük güneĢ ıĢıması ölçümleri esas teĢkil etmektedir (Luque ve Hegedus 2002). Her

güneĢ enerjisi uygulaması, kendine has güneĢ ıĢıması elemanının ölçüm ve bilgisinden

yararlanır. Bu elemanların en kabul görmüĢleri Ģunlardır:

Aylık olarak günlük güneĢlenme süresi ortalaması ve yıl içerisindeki seyri.

Aylık olarak günlük küresel toplam güneĢ ıĢıması ortalaması ve yıl içerisindeki seyri.

Aylık olarak günlük yayınık güneĢ ıĢıması ortalaması ve yıl içerisindeki seyri.

Aylık olarak günlük doğrudan güneĢ ıĢıması ortalaması ve yıl içerisindeki seyri (Alnaser vd.

2004).

19

GüneĢ enerjisi potansiyelinden kapsamlı Ģekilde söz edebilmek için teorik, saha, teknik ve

ekonomik potansiyellerini incelemek gerekir. Teorik güneĢ enerjisi potansiyeli dünya

üzerindeki bir noktanın enlem ve boylamına, yılın gününe ve günün saatine bağlı olarak

değiĢir. IĢınımsal akıĢ yeryüzüne ulaĢana kadar atmosferde maruz kaldığı yansıma, saçılma

ve emilmelerden dolayı kayıplara uğrar. Gelen ıĢınımın yansıtılarak uzaya tekrar gönderilen

kısmına albedo denir. Küresel ortalaması yaklaĢık % 30-35 oranındadır (ġen 2007). Teorik

güneĢ enerjisi potansiyeli, arazi kullanım kısıtları, dönüĢüm verimliliği, depolama

gereksinimi gibi konulardan bağımsızdır (Luque ve Hegedus 2002).

Coğrafik veya bölgesel potansiyel olarak da bilinen saha güneĢ enerjisi potansiyeli, yerel

koĢullara göre FV sistem kurulumuna uygun karasal yüzey üzerine gelen yıllık güneĢ

ıĢımasını “kWh y-1” birimiyle ifade eder. Teknik güneĢ enerjisi potansiyeli, güneĢ

enerjisinin saha potansiyelinin elektrik enerjisine dönüĢtürülmesi sırasında oluĢan

kayıplardan sonraki halini “kWh y-1” birimiyle yıllık olarak verir. Ekonomik güneĢ enerjisi

potansiyeli ise güneĢ enerjisinin teknik potansiyelinin, mevcut yatırım ve iĢletim durumları

gözetilerek ekonomik olarak elektrik enerjisi üretilebilecek kısmı için kullanılır. Ayrıca

ekonomik güneĢ enerisi potansiyelinin büyük kısmını oluĢturan yatırım finansmanı, altyapı,

estetik kaygılar, mevzuat desteği ve kısıtlardan ibaret olan bir uygulama güneĢ enerjisi

potansiyelinden de bahsedilebilir (Hoogwijk 2004).

1.5 Güneş Enerjisi Türevleri

GüneĢ ıĢınları atmosfere girdikten sonra bir kısmı doğrudan yeryüzüne ulaĢırken kalan

kısmı emilme, yansıma ve sıçramalara maruz kalır ve enerji dönüĢümleri doğal olarak

baĢlar. Bugün yenilenebilir olarak tanımladığımız enerji türlerinin tamamının kökeni

güneĢtir. BeĢeri hayatla birlikte ilkel yollarla, çağımızda ise teknolojik müdahalelerle ıĢın

enerjisinden, ısı ve elektrik enerjisine dönüĢtürülerek yararlanılır (ġekil 1.6).

20

ġekil 1.6 GüneĢ enerjisi dağılımı ve kullanımı (ġen 2007)

GüneĢ enerjisi ısı enerjisine ve yarı iletkenler kullanılarak doğrudan elektrik enerjisine

dönüĢtürülebilir. Isıya dönüĢtürerek yararlanma alanları sıcaklık sınırlarına göre üç bölüme

ayrılır:

DüĢük sıcaklıklarda: 150 °C’den düĢük sıcaklıklar

o Kullanma suyunun ısıtılması

o Bina ısıtma ve havalandırma

o Tarımda ürün kurutma, seracılık

o Su damıtımı, tuz üretimi

Orta sıcaklıklarda: 600 °C’ye kadar olan sıcaklıklar

o Sulama için su pompaları

o Küçük motorlar, güneĢ tencereleri

o Buhar jeneratörüyle elektrik üretimi

21

Yüksek sıcaklarda: 600 °C’nin üzeri sıcaklıklar

o GüneĢ fırınları

o Elektrik eldesi

o Madde ayrıĢtırılması

o Egzotik (yabancıl) maddeler yapımı, seramikler.

1.6 Güneş Elektriği

Gün elektrik, güneĢ elektriği, fotovoltaik ve FV birbirlerinin yerine ve diğerlerine gönderme

yapılmaksızın kullanılabilmektedir. Fotovoltaik Yunanca ıĢık veya ıĢın anlamına gelen

“photo” ve gerilimin birimi olan “volt” kelimelerinden türetilmiĢtir. Fotovoltaik güç

teknolojisi birkaç santimetrekare büyüklüğündeki yarı iletken hücreler (dilim (wafer))

kullanır. Her bir hücre yaklaĢık 1 W gücündedir. Hücre temel anlamda üst yüzeye yakın

pozisyonda yerleĢtirilmiĢ geniĢ yüzey alanlı p-n diyotudur. GüneĢ ıĢığı bu maddeler

tarafından emildiğinde elektronlar atomlarından ayrılarak madde içerisinde serbest kalırlar.

Serbest kalan elektronlar bağlantı bölgesinde potansiyel bir fark yaratıp, elektrik alanı

altında hızlandırılırlar ve harici bir devreye doğru akım olarak gönderilirler. IĢığın bu

Ģekilde elektriğe dönüĢmesine fotovoltaik etki adı verilir (ġekil 1.7). Fotovoltaik etki

sonucunda ortaya çıkan bu güç doğrultularak elektriğe dönüĢtürülür. Fotonların elektriğe

dönüĢtürülemeyen gücü hücrenin sıcaklığı için ısı enerjisi açığa çıkarır. Bu bilgi ıĢığında

FV hücrenin aĢırı ısınması enerji dönüĢüm veriminde kayıp olduğunun bir göstergesi olarak

değerlendirilebilir.

22

ġekil 1.7 Fotovoltaik etki (Patel 1999)

FV hücreler silisyum (Si) galyum arsenit (GaAs), bakır indiyum diselenit (CIS) ve

kadmiyum tellür (CdTe) bileĢikleri gibi belli bazı yarıiletkenler ve elementlerden

üretilmektedirler (Messenger vd. 2007). Piyasa Ģartlarında yaygın olarak kullanılan tüm

FV’lerin % 90 kadarı silisyum üretimidir. Silisyum tabiatta asla serbest halde

bulunmamasına karĢın oksijenden sonra gezegenimizde en bol bulunan elementtir (ġekil

1.8).

ġekil 1.8 Silisyum FV zinciri (Luque ve Hegedus 2002)

23

Birden fazla hücrenin korunaklı bir yapı içerisinde seri ve paralel devreler olarak

bağlanmasıyla ihtiyaç duyulan gücü üretebilecek modüller (panel) elde edilir (Patel 1999).

Modüllerin paralel ve seri bağlanmasıyla dizeler (array) oluĢturulur (ġekil 1.9).

ġekil 1.9 Hücreler modülü, modüller dizeyi oluĢturur (Patel 1999)

Çoğu FV sistem 0.1 m2 yüzey alanda 5-10 W güç üretir. Bu güç farklı teknoloji çeĢitliliğine

ve farklı FV ürün verimliliğine bağlı olarak değiĢebilir. Tipik bir 2 kW FV sistem 18-37 m2

serbest alana gereksinim duyar (Anonymous 2001). Genel kabul olarak FV hücreler, 20-45

V’luk bir açık-devre gerilimini üretebilmesi ve 12 V’luk bir aküyü doldurabilmesi amacıyla

genellikle her biri 0.5 V gerilim üretebilen (çalıĢma Ģartlarında toplam 15 V) seri bağlanmıĢ

36 veya 72’lik seri diziler halinde gruplandırılırlar. 1990’larda 35-75 W gücünde modüller

üretilirken günümüzde 100-200 W gücündeki modüller daha yaygınlaĢmıĢtır (Anonymous

2009b). Bir FV dizinin ağırlığı 15-20 kg/m2 kadardır (Anonymous 2001). Fotovoltaik

sistemler en fazla silisyum ağırlıklı tek kristalli (mono-crystalline), çoklu kristal (poly-

crystalline) ve son yıllarda amorf kristal ince film (thin film veya amorphous-crystalline)

teknolojileriyle elektrik enerjisi üretmektedirler.

Tek kristalli yapıdaki hücreler mükemmel bir kristal yapıya, yüksek saflığa ve dolayısıyla

en yüksek verime sahiptirler. Ancak bu hücrelerin oluĢturulması için çok yüksek sıcaklık

gerektiğinden maliyetleri de yüksek olmaktadır. Çok kristalli yapıdaki hücre dilimleri

24

dökme metoduyla, eriyik haldeki silisyumun bir kalıba dökülmesiyle üretilirler. Dökme iĢi

maliyeti düĢürür ancak kristal yapıdaki mükemmellikten uzaklaĢıldığı için verim de

düĢmektedir. Amorf silisyum ve ince film hücreler kolay çökme ve bağlanma, inĢaat

malzemelerine ve çerçevesine kolay yerleĢme, kütle üretiminin kolay oluĢu ve geniĢ

uygulamalara yüksek uyumluluk gibi bir çok avantaja sahiptirler. Ancak diğer kristal

yapıdaki hücrelere göre verimlilikleri düĢüktür (Soto 2004).

Fotovoltaik hücrenin çıkıĢ gücü, ıĢık yoğunluğu, hücre sıcaklığı, panel yerleĢimi ve ebatıyla

doğrudan ilintilidir. IĢık yoğunluğu daha çok akım üretimini etkilerken, hücre sıcaklığı

gerilim üretiminde öncelikle etkilidir. Hücre sıcaklığı arttıkça üretilen akım aynı kalmasına

karĢın gerilim üretimi düĢer, dolayısıyla çıkıĢ gücü azalır (Soto 2004). Modül herhangi bir

yüke bağlı olmadığında (akım vermediğinde) açık-devre gerilimi oluĢur. Eğer modüller seri

bağlanırsa, akülerde olduğu gibi, gerilimler toplanır ve istenilen gerilim seviyesine ulaĢana

kadar seri bağlanan modül sayısı arttırılır. Eğer modüller paralel bağlanırsa, yine akülerde

olduğu gibi, istenilen akım seviyesine eriĢilene kadar paralel bağlanan modül sayısı arttırılır

(Anonymous 2009b).

Bölgesel Ģartlar ve iklim değiĢkenleri FV elektrik üretimine doğrudan etki eden güneĢlenme

Ģiddetini açık Ģekilde etkilemektedir (Paatero ve Lund 2006). FV modüller, doğrudan güneĢ

ıĢımasıyla beraber bulutların da ıĢınları yansıtmasıyla bulutlu bir günde, güneĢli bir güne

göre beklenen değerin üzerinde bir üretim yapabilirler (Paatero 2009). Panel yönelimi

(orientation), toplam ıĢıma, tayfsal ıĢıma, rüzgar hızı, hava sıcaklığı, topraklama ve sistemle

ilgili diğer kayıplar FV sistem çıkıĢ performansına etki eden unsurlardır. FV Hücre

sıcaklığı, modül doğrudan güneĢ ıĢığına maruz kaldığında ortam sıcaklığından 20-30 derece

daha yüksek sıcaklıkta olabilir (Luque ve Hegedus 2002). FV bir modülde akım ve gerilim

modülün sıcaklığına bağlı olarak değiĢkenlik gösterir. FV modül çıkıĢ gerilimi panel

sıcaklığı düĢtükçe artarken, modül çıkıĢ akımı ıĢınım ile doğru orantılı artar. Kristal yapılı

FV modüller sıcaklık arttıkça akım çok az artarken gerilim yaklaĢık her bir derece için %

0.4 düĢer. Dolayısıyla FV modüller en düĢük sıcaklıkta en yüksek gerilim ve gücü üretirler

(Anonymous 2009b). Sıcaklıkla modül veriminin düĢüĢüne karĢılık rüzgar etkisiyle

modüllerin serinlemesi dolayısıyla verimdeki artıĢ bir arada değerlendirildiğinde her iki etki

de hesaplamalarda ihmal edilebilir (Hoogwijk 2004).

25

Hücre elektrik performansını açıklarken kullanılan en önemli ve yaygın iki değiĢken açık

devre gerilimi (open-circuit voltage, Voc) ve kısa devre akımı (short circuit current, Isc)’dır.

Akım-gerilim (I-V) grafiği de hücrenin elektriksel karakteristiğini gösterir (ġekil 1.10)

(Patel 1999). Ġdeal bir güneĢ hücresinin kısa devre akımı ve açık devre gerilimi

olabildiğince yüksek ve doluluk çarpanı (fill factor) olabildiğince 1’e yakın olmalıdır. FV

panel verimi ise FV çıkıĢ gücünün, FV panel alanının panel yüzeyine gelen toplam güneĢ

ıĢımasıyla çarpımına oranıdır (Luque ve Hegedus 2002). Bunun yanında FV paneller

birbirleriyle kıyaslanabilmeleri adına standart anma koĢullarındaki en yüksek güç, kısa

devre akımı, açık devre gerilimi, en yüksek güç noktasındaki akım ve gerilim grafiği,

normal iĢletim FV hücre sıcaklığı (NOCT) ve kısa devre akımı ile açık devre gerilimi için

sıcaklık katsayılarından (ġekil 1.11) yararlanılır (Soto 2004).

ġekil 1.10 Bir hücrenin örnek akım-gerilim grafiği

26

ġekil 1.11 Tipik bir FV modül etiketi (Brooks 2009)

FV modül maliyeti evrensel kıyaslamalar yapılabilmesi açısından birim en yüksek güç

(peak Watts) baĢına para birimi (TL) yani “TL/Wp” olarak ifade edilmektedir. En yüksek

FV güç ise yeryüzünde deniz seviyesinde herhangi bir noktaya güneĢin ıĢınlarının kesintisiz

geldiği açık bir günde FV modülün elektrik enerjisi üretebilme gücünü ifade etmektedir. En

yüksek FV güç, standart deney Ģartları (SDġ) (standard test conditions, STC) olan 25 ˚C

sıcaklık, 1000 W/m2 ıĢınım ve 1.5 hava kütlesi (AM 1.5) Ģartlarında hesaplanır ve FV

modüllerin kapasitesini anlatır. Hava kütlesi, atmosferdeki emilimin, yeryüzüne ulaĢan

güneĢ ıĢınımının yoğunluğu ve tayfsal içeriğine etkisinin ölçümüdür (Hava kütlesi = 1/cos θ

(ıĢıma açısı)). Göreceli olarak optik hava kütlesi barometrik basınçla çarpılıp deniz seviyesi

basıncına bölünmek suretiyle doğrulanır. Atmosfer dıĢında hava basıncı değerleri sıfır

olduğundan, mutlak hava kütlesi sürekli sıfırdır. FV modül değerlendirmesi ve

denemelerinde standart kabul edilen deney Ģartlarından biri olan hava kütlesi, Florida-Cape

Canaveral’da güneĢ öğlesinde 21 Mart tarihinde yeryüzüne ulaĢan güneĢ ıĢığının kat ettiği

atmosfer miktarıdır ve AM 1.5 Ģeklinde ifade edilmektedir (Anonymous 2009b).

27

1.7 Türkiye’de Güneş Elektriği

Fotovoltaik sistemler müstakil konut, toplu konut, alıĢveriĢ merkezi, spor tesisi, endüstriyel

iĢletme, enerji santrali ve tarımsal iĢletmelerde elektrik ihtiyacının tamamı veya bir

kısmının karĢılanması; Ģebekedeki arıza, kesinti ve gerilim dalgalanmalarından

etkilenmemesi; enerji üretip elektrik dağıtım Ģirketlerine ticari olarak satmak amacıyla

kurulmaktadır.

Ülkemizde FV güneĢ elektriği sistemleri, çoğunluğu Orman Gözetleme Kuleleri, Türk

Telekom haberleĢme istasyonları, deniz fenerleri, üniversite ve kurumlar baĢta olmak üzere

bazı yerlerde küçük güçlerin karĢılanmasında ve araĢtırma amaçlı, otoyol ve park

aydınlatmasında, su pompalama ve su arıtma sistemlerinde küçük güçlerde çatılarda veya

binaya tümleĢik (BIPV) olarak kullanılmaktadır. Halen kullanılmakta olan güneĢ pili

sistemlerin toplam kapasitesi 3000 kW’tır (Anonim 2009a).

Binaya tümleĢik Ģebeke bağlantılı güneĢ elektriği uygulamaları küçük ölçekte bazı

sistemlerde kullanılmakta olup bu sistemlerin toplam gücü yaklaĢık 1500 kW’tır. FV güneĢ

elektriği sistemleri uygulamaları:

Toyota Türkiye Sakarya Fabrikası giriĢinde (14 kW’lık Ģebeke bağlantılı sistem,

176 adet x 80 W FV panel),

Muğla Üniversitesi Rektörlük Binası cephe kaplaması (40 kWp, 210 adet 140 Wp,

10 adet 75 Wp binada, 64 Wp kulelerde),

Muğla Üniversitesi YerleĢkesinde (Toplam 94 kWp güç ile elektrik enerjisi

ihtiyacının % 3.5’i karĢılanmaktadır),

Türk Telekom’un toplam 28 değiĢik ildeki 324 SDH merkezinde (Toplam 300 kW

gücünde güneĢ enerjili sistem),

Cep telefonu Ģebekesi aktarım istasyonlarında (ÇeĢme GSM istasyonu vb),

DMĠ havza yağıĢ ve kar ölçüm istasyonlarında (Anonim 2009a) aktif olarak

kullanılmaktadır.

28

1.8 Fotovoltaik Güneş Elektriği Sistemleri

FV aygıtların en büyük avantajı Ģebekeden bağımsız olarak microvat’tan megavat’a kadar

geniĢ bir yelpazede elektrik üretebilecek Ģekilde kullanılabilmeleridir (Messenger vd. 2007).

Alternatif akım elektriği sağlayan güneĢ elektriği üretim sistemleri daha çok bağımsız

(özerk), ters besleme, Ģebeke bağlantılı, adalı, ayrık ve Ģebeke dıĢı iĢletim olarak

yaygınlaĢmıĢlardır (Ongun vd. 2009). Kurulu güç olarak Ģebeke bağlantılı sistemler enerji

depolama gereksinimi olmadığından dolayı daha büyük çapta kurulabilmektedirler. Sistemi

oluĢturan donanım setleri ise Ģebekeyle bağlantı iliĢkisine bağlı olarak farklılık gösterir.

Uluslararası Enerji Ajansı (IEA)’na üye ülkelerin 2008 verileriyle 7841 MW kurulu

fotovoltaik gücünün 7178 MW’lık kısmı Ģebeke bağlantılı, 663 MW’lık kısmı Ģebeke

bağlantısızdır (Anonymous 2008).

ġebeke bağlantılı FV sistemlerin (ġekil 1.12) tasarımında yıl boyu maksimum elektrik

üretimine göre planlama yapmak en optimum sonucu vermektedir. Doğru akım (DC)

pompaj tesisleri için tasarlanan FV sistemlerde baz alınacak dönem, mevsimsel sulama

programıdır. Bağımsız sistemlerde (ġekil 1.13) ise güneĢ ıĢımasının en düĢük geldiği kıĢ

dönemine göre tasarım yapmak yükün karĢılanmasında önem arz etmektedir. Ancak

Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği gibi tarımsal iĢletmelerde bu genel kanının aksine

güneĢ ıĢımasının en yüksek geldiği dönem, iĢletmenin de elektrik yük talebinin en yüksek

olduğu dönemdir. Bu anlamda FV sistemlerin tarımsal iĢletmeler için ayrıca bir uyumluluğu

söz konusudur.

Resmi istatistikler 500 bini Avrupa Birliği'nde olmak üzere yaklaĢık 2 milyar insanın

elektrik Ģebekelerine doğrudan eriĢimlerinin olmadığını tahmin etmektedirler. Bağımsız FV

sistemler kırsal ve uzak yerleĢim alanları için en uygun ve çevre dostu bir elektrifikasyon

çözümüdür (Kaldellis vd. 2004).

Bir FV sistemin açık devre gerilimi, panellerin açık devre gerilim değerleri ile panel

sayısının çarpımına, sistemin kısa devre akımı da paralel bağlanmıĢ dizi sayısıyla panel kısa

devre akımının çarpımına eĢittir. FV modül üretici el kitaplarında yazan Isc, Voc ve

SDġ’ndaki en yüksek güç ile normal hücre çalıĢma sıcaklığı verileri kullanılarak verimlilik

29

tahminleri yapılabilir (Luque ve Hegedus 2002). Enerji üretimi tahmin edilmek istendiğinde

tüm bu girdiler göz önünde bulundurulmalıdır (Soto 2004).

ġebeke bağlantılı FV sistem performansının değerlendirilmesi amacıyla geliĢtirilmiĢ birden

farklı yöntem vardır. Bu yöntemlerin her birinin kendine has kriterleri olsa da bazı kabul

görmüĢ değiĢkenlerde birlik sağlanmıĢtır. Bir kısmı ıĢıma, sıcaklık gibi etkileri ön plana

çıkarırken, bir kısmı da değiĢik sistem kayıpları ile ıĢıma geliĢ açısı ve tayfsal etkileri esas

alırlar (Çizelge 1.10) (Mayer vd. 2008).

Genel anlamda farklı uygulamalardaki FV sistem verimliliğinin karĢılaĢtırılması için

performans oranı (PR) kullanılmaktadır. Performans oranı:

PR (%) = FV sistem verimi (kWh/gün) / FV panele gelen günlük ortalama güneĢ

ıĢıması (kWh/gün)

ile hesaplanmaktadır (Gillet vd. 1991).

ġekil 1.12 ġebeke bağlantılı FV sistem diyagramı (Brooks 2009)

30

ġekil 1.13 Bataryalı FV sistem diyagramı (Brooks 2009)

Çizelge 1.10 FV dize performansına etki eden ikincil değiĢkenler ve etkileri

Etki Oran, %

Sıcaklık 1-10

GeliĢ açısı 1-5

Tayfsal dağılım 0-3

Üreticinin anma değerlerindeki belirsizlik 0-5

YaĢlanma (ekonomik ömür boyunca) 5

Uygunsuzluk 2

Tozlanma 0-15

Kar Yere bağlı

Gölgelenme Yere bağlı

Diyotlar ve kablolama 3

31

FV güç elektriği sistemleri tasarlanırken karar verilmesi gereken bir diğer unsur da FV

panellerin yerleĢimi ve yönelimidir. Her ne kadar yön açısını güneye 0 veya 0’a yakın bir

değer seçmek genel ilkeyse de, yıl boyu gölgelenme etkisinde kalmamak adına yön açısının

0 derece olmasından taviz verilebilir (ġekil 1.14). Uygun bir açıyla sabit bir Ģekilde

yerleĢtirilen paneller güzergahı değiĢen güneĢten gelen ıĢımayı sürekli farklı açıyla alırlar.

Dolayısıyla elektrik güç üretimleri sürekli değiĢim göstermektedir. FV sistem donanımları

boyutlandırılırken bu değiĢim içerisindeki olabilecek en yüksek değerler esas alınır.

ġekil 1.14 Panel kurulumunda gölgelemenin etkisi (Anonymous 2009b)

GüneĢin gün ve yıl içerisindeki güzergahı hesaplamayla bulunabildiği veya en yüksek ıĢık

noktasını fark edebilen hassas algılayıcılar kullanılabildiği için, güneĢi sürekli takip eden

FV modül mesnetleri de FV güç elektriği üretim sistemlerinde kullanılabilmektedir. Gün

içerisinde güneĢi takip eden sistemler güneĢ gününü uzattıkları için elektrik üretimini

artırırlar. Yazın bu artıĢ sabit sistemlere oranla % 30’lara eriĢirken, kıĢın bu fark güneĢin

gökyüzündeki kat ettiği mesafenin kısalmasından dolayı % 15 civarında olmaktadır. Takipli

sistemler bulutluluğun az olduğu sahalarda çok daha verimli olurlar. Tek eksenli takip

düzenekleri 40 derece enlemlerinin altında daha uygunken, çift eksenli takip düzenekleri

(ġekil 1.15) 40 derecenin üstü enlemlerde daha ekonomik olurlar (Anonymous 2009b).

Bulut güneĢi kapattığı zaman üzerindeki sensörlerin etkisiyle en parlak noktaya dönme

ilkesi doğrultusunda güneĢ ıĢığının sızdığı bulut kenarına doğru dönerler ve bulut

çekildikten sonra tekrar güneĢ ıĢığını en parlak görecekleri pozisyonlarını alırlar (Patel

1999).

32

ġekil 1.15 GüneĢi çift eksende takip eden A. Sun Company FV düzeneği (Patel 1999)

FV sistemlerin avantajları:

Dünyadaki en yüksek elektrik üretim potansiyeline sahiptir ve sürdürülebilir bir

yolla, radyoaktif atık ve emisyon olmaksızın tüm dünyanın elektrik enerjisi talebini

karĢılayabilir.

FV endüstrisi ve pazarı geliĢtirildiği ve geniĢletildiği takdirde çok yüksek bir

maliyet düĢüĢ potansiyeline sahiptir.

33

Küçük el aletlerinden çok büyük endüstrilere kadar her ölçekte kullanıma uygundur.

Sadece ılıman kuĢakta değil, düĢük güneĢ ıĢımalı bölgeler dahil tüm dünyada

uygulaması yapılabilir.

Kırsal bölgelere elektrik ulaĢtırmanın en pratik yoludur.

Çok düĢük bakım ihtiyacıyla çok uzun yıllar güvenilir Ģekilde çalıĢabilir.

Enerji ithalatını en aza indirerek bağımlılığı azaltır.

Ulusal ve yerel ekonomiyi canlandırır, yeni iĢ olanakları sunar (Hipp vd. 2008).

Yeni bir üretim tesisi tasarlamak, kurmak ve çalıĢtırmak için tedarik süresi kısadır.

Modüler yapıda olduğundan büyüklük tesis planlamasında bir kısıt değildir.

Hareketli parça bulunmadığından bakım gerektirmez ve ses yapmaz.

Birim ağırlık baĢına güç üretimi yüksektir.

Hafif malzeme olduğundan taĢınabilirliği ve kurulumu kolaydır (Patel 1999).

Yakıt tüketmediğinden iĢletim maliyeti yok denecek kadar azdır.

Yüksek sıcaklık gerektirmez, güvenlidir.

Paslanma ve korozyon oluĢmaz.

Yeni ve kurulu tesislere monte edilebilir (Luque ve Hegedus 2002).

FV sistemlerin dezavantajları:

GüneĢ ıĢığı düĢük yoğunlukta bir enerjidir.

Ġlk kurulum maliyeti yüksektir.

Denge bileĢenleri elemanlarının (balance of system, BOS) verimliliği düĢüktür.

Henüz ticari olarak geniĢ kitlelerce kabul görmemiĢtir.

Ekonomik enerji depolama etkinliği yoktur (Luque ve Hegedus 2002).

Buna ek olarak yük talebinin düĢük olduğu dönemde FV üretim yüksek olursa, dağıtım ve

iletim Ģebekesinde yüksek gerilim problemleri oluĢması da kaçınılmazdır (Paatero 2009).

Bu avantaj ve dezavantajların yanı sıra ekonomik ömrü boyunca bir FV modülün mekanik

olarak baĢlıca 13 muhtemel yıpranma durumu söz konusudur:

34

Hücre bölümlerinden bir kısmının bağlantısının kesilmesi,

Hücrelerin kısa devrelenmesi,

Bağlantılarda kopmalar,

Kademeli olarak hücrenin gücünde yıpranma,

Modül kasasının optik yıpranması,

Ön yüzeyin kirlenmesi,

Camın kırılması,

Modül kablolamasında kopmalar,

Modül hücrelerindeki sıcak nokta özürleri,

By-pass diyotlarının kısa devrelenmesi,

Çerçeveye ya da toprağa kısa devrelenme,

Modül kaplamasının parçalanması,

Ekonomik ömürde azalma (Luque ve Hegedus 2002).

Ev ve iĢyeri kullanıcıları için gün ve yıl içinde en yüksek güç talebinin olduğu zamanlar

güneĢ enerjisi potansiyelinin en düĢük olduğu zamanlardır. Oysa tarımsal iĢletmelerde

faaliyetlerin özellikle bahçe ve tarla tarımı için, en yoğun olduğu dönem yaz aylarıdır. Bu

iĢlerin daha çok gündüz vakti yapıldığı düĢünüldüğünde, tarımsal iĢletmelerin enerji

tüketiminin ve yük talebinin yaz mevsiminde ve gündüz saatlerinde en yüksek seviyede

olduğu söylenebilir. GüneĢlenme süresinin ve güneĢ ıĢımasının yaz ayları ve gündüz

vakitleri tepe değerlere ulaĢması FV güneĢ elektriği uygulamalarının tarım sektörüne diğer

kullanım alanlarından daha fazla uyumlu olduğu sonucunu doğurur. Ayrıca azimut açısı,

ufki ve beĢeri gölgeleme unsurları, kurulum alanı, uygulama güçlüğü, güvenlik endiĢesi gibi

tasarım, uygulama ve iĢletim aĢamalarında karĢılaĢılması muhtemel kısıtlar tarımsal

faaliyetin yürütüldüğü kırsal kesimde birer kısıt olmaktan uzaktır.

Tasarım aĢamasında güneĢ ıĢımasının en düĢük ve yük talebinin en yüksek olduğu günler

esas alınmalıdır. Detaylı bir bağımsız FV sistem donanımını boyutlandırabilmek için

geçmiĢ güneĢ ıĢıması verisiyle hesaplanmıĢ tahmini değerler kullanılır (Luque ve Hegedus

2002). 387 adet büyük ölçekli FV güneĢ elektriği üretim santralinin maliyet analizine

baktığımızda % 55’lik payı FV modül, % 10’luk payı evirici (inverter) ve kalan % 35’lik

35

payı da denge bileĢenleri almaktadır (Anonymous 2007). FV güneĢ elektriği üretim tesisi

ekipmanlarının boyutlandırılması için Ģu dört adımın doğru tanımlanması gerekir:

Sahanın detaylı güneĢ ıĢıması ölçümünün sağlanması,

Günlük güneĢ ıĢıması dizilerinin hazırlanması,

Yatay güneĢ ıĢıması dizilerinin ihtiyaç duyulan açıya uyarlanması,

FV sistem donanım davranıĢlarının simule edilmesi (Luque ve Hegedus 2002).

1.8.1 Denge bileşenleri

FV modül DA (doğru akım) gerilimi üretirken, FV sistemin tamamlanması için zemin

hazırlama, mesnet yapısı, kurulum, dizi kablolaması, sigortalar, topraklama elemanları,

devre kesiciler, kontrol birimi, eviriciler ve aküler ile mühendislik hizmetlerinden oluĢan

denge bileĢenlerine ihtiyaç vardır (Luque ve Hegedus 2002, Brooks 2009). FV bir sistem

için belirleyici unsur eviricinin tipi ve elektriksel büyüklük değerleridir. FV modüllerin

evirici elektriksel büyüklüklerine göre seri ve paralel bağlantı kombinasyonları ve sayıları

belirlenir.

Evirici tasarlanırken, yük talebinin en yüksek olabileceği durum esas alınarak evirici çıkıĢ

gücü belirlenir. Tasarımda öncelikle talep edilecek yükü karĢılayabilecek evirici belirlenir,

daha sonra bu eviricinin giriĢ eĢiklerine uygun FV diziler oluĢturulur. Bir eviriciyi

karakterize ederken giriĢ ve çıkıĢ gerilim eĢiklerine, giriĢ ve çıkıĢ akım eĢiklerine, dalga

Ģekli tipine (waveform type), iĢletim modlarına ve anma gücüne bakılır (Anonymous

2009b). FV dizi açık devre gerilimi, evirici en yüksek giriĢ geriliminden % 25 daha düĢük

olmalıdır (Messenger vd. 2007). Eviricide gerçekleĢecek % 1’lik bir enerji kaybı tüm

sistemde % 10’luk bir kayba sebep olabildiğinden evirici tasarımına özen gösterilmelidir

(Gillet 1991):

Evirici çıkıĢ gücü = Dizi gücü (W) x IĢınım faktörü x Kaçak ve toz faktörü x Dizi

sıcaklık faktörü x Kablolama verimlilik faktörü x Evirici verimlilik faktörü

36

Dizi gücü : SDġ değerleri,

IĢınım faktörü : Genel kabul olarak % 70 alınır,

Kaçak ve toz faktörü : Genel kabul olarak % 10 alınır,

Dizi sıcaklık faktörü : Referans değerlerde verilir,

Kablolama : % 3 alınır,

Evirici : % 90 üzeridir (Anonymous 2009b).

ġebeke bağlantılı, bağımsız ve kesintisiz güç kaynağı (KGK) Ģeklinde çalıĢan üç tip evirici

vardır. IEEE (Amerikan Elektrik ve Elektronik Mühendisleri Enstitüsü)’nin 929.

standardına göre Ģebeke bağlantılı bir dönüĢtürücü, Ģebekenin gerilimini sürekli olarak izler

ve eğer Ģebeke gerilimi izin verilen limitlerin altına düĢerse bağlantıyı keserek Ģebekeye

verdiği akımı durdurur. Bağımsız sistem dönüĢtürücüsü bir gerilim kaynağı gibi

davranırken, Ģebeke bağlantılı evirici bir akım kaynağı olarak çalıĢır. KGK ise her ikisinin

görevini üstlenebilir, Ģebeke bağlantısı kesildiğinde bağımsız evirici olarak çalıĢmaya

devam eder (Messenger vd. 2007).

Eviriciler ayrıca FV donanıma bağlantı özelliklerine göre de modül evirici, dizi evirici ve

merkezi evirici olmak üzere üçe ayrılırlar. Merkezi eviricide verim yüksek, maliyet

düĢüktür. Ancak gölgeleme etkisi olması durumunda serinin tamamında enerji üretimi

durur. Bu sebeple merkezi evirici gölgelemenin kesinlikle olmayacağı yerlerde tercih

edilmektedirler.

Bağımsız bir FV sistem söz konusu olduğunda denge bileĢenlerinin ana donanımlarından

birisi de enerji depolama düzeneği olan akü bankalarıdır. Bağımsız FV sistemde tüm

ekonomik ömür boyunca maliyetin % 30’undan fazlasını akü bankası oluĢturmaktadır.

ġebeke bağlantısız FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinde enerji depolamasından, sadece

gece saatlerinde değil, güneĢin bulutlanmadan dolayı uygun olmadığı ve 3-4 gün süreklilik

arz edebilecek bu durumda da yararlanılır. Seri bağlanan aküler dizileri (string), paralel

bağlanan aküler akü bankasını oluĢtururlar. Akü Ģarj denetleyicisi, yüksek gerilimi ve aĢırı

deĢarjı önler, akü ömrünü uzatır; hibrit sistemlerde akülerin dengeli dolmasını ve üreticiler

arasında yük dağılımını sağlar (Luque ve Hegedus 2002).

37

1.8.2 Ekonomik durum

FV modül fiyatı 1968’de 90 $/Wp, 1974’de 70 $/Wp 1976’da 51 $/Wp dolaylarında

seyretmiĢtir. Dünya petrol kriziyle birlikte 1980’lerde 30 $/Wp’e düĢen sistem maliyetinin

10 $/Wp’lik kısmı FV modüle, 20 $/Wp’lik kısmı denge bileĢenlerine aitti (Harmon 2000).

1980’lerin ikinci yarısında petrol fiyatlarının düĢüĢüyle yatırımları ve geliĢimi azalan FV

sistemler, 1990’larda dünyada küresel ısınma, iklim değiĢikliği, CO2 emisyonu,

sürdürülebilir yaĢam vb konu baĢlıklarının ön plana çıkmasıyla birlikte yeniden ön plana

çıkmıĢtır. 1996’da bağımsız FV sistem maliyeti 100-500 Wp için 14-28 $/Wp, 1-4 kWp için

10-15 $/Wp; Ģebeke bağlantılı FV sistem maliyeti ise 7-15 $/Wp seviyelerine inmiĢtir.

1998’de Ģebeke bağlantılı FV sistem maliyetinde FV modülün payı 3.5 $/Wp, denge

bileĢenlerinin payı 2.5 $/Wp olmak üzere toplam maliyet 6 $/Wp’e gerilemiĢtir (Harmon

2000). Sırasıyla 2006, 2007, 2008 ve 2009 yıllarında 125 W ve üzeri için perakende satıĢ

fiyatları 4.88, 4.83, 4.85 ve 4.31 $/Wp’dir (http://www.solarbuzz.com/Moduleprices.htm,

2010). Önümüzdeki 10 yılda 1 $/Wp olacağı tahmin edilmektedir (Messenger vd. 2007).

Her ne kadar “para birimi/kWh” birimi yatırımcı için önemli bir tarif ve kriter olsa da,

yaygın olarak kabul görmüĢ ifade biçimi “para birimi/Wp” Ģeklindedir. Yani üretim

santralinin muhtemel maruz kalacağı yükü karĢılama oranı olarak ifade edilebilir. Evsel bir

FV sistemin donanım dağılımı ve yatırım maliyetindeki payları Çizelge 1.11’de verilmiĢtir

(Luque ve Hegedus 2002).

Çizelge 1.11 Tipik bir evsel FV sistemde donanımın toplam maliyetteki payı ve ömrü

Ekipman Fiyat, $ Fiyat, % Ekonomik ömür

FV modül (53 W) ve desteği 200 47 >20

Akü (70 Ah) 40 9 4

Akü Ģarj denetleyicisi 35 8 10

Kablolama, anahtarlama 35 8 5

Nakliye, kurulum, satıcı karı 75 18 -

Harçlar ve vergiler 40 10 -

Toplam 425 100 -

38

1.9 Geleceğe Hazırlık

Günümüz elektrik üretim ve iletim sisteminin ana çalıĢma ilkesinin vazgeçilmez unsuru

olan natif akım, dönüĢtürülebilirliğin ve iletimin mucidi Tesla’nın 1883 yılında yayınladığı

dizayn esaslarına göre tasarlanmıĢ; merkezi üretim, talep kontrolü ve tek yönlü iletim

sistemlerini içeren ve bugüne kadar ciddi bir değiĢikliğe ihtiyaç duymadan iĢlerliğini

sürdüren bir yöntemdir. Ancak özellikle yenilenebilir enerji kaynaklarının sisteme dahil

edilmesi ve yük merkezlerinin farklılaĢması sonucu günümüz ihtiyaçlarını karĢılayamama

durumu oluĢmaktadır (Çetinkaya 2009). Günümüz elektrik dağıtımı, merkezi devasa üretim

santrallerinden sağlanan elektriğin uzun ve yoğun bir Ģebeke trafiğinden sonra tüketiciye

ulaĢtırılmasıyla yürütülmektedir. Bu yapı serbest piyasa Ģartlarında esnek olmaması, tek

yönlü oluĢu, çeĢitli ve yüksek kayıp oranı, dolayısıyla maliyetteki artıĢ ve idaresinin

güçlüğü sebebiyle gün geçtikçe verimsizleĢmekte ve yenilenmek zorunluluğundadır (Luque

ve Hegedus 2002). Dağıtık üretim (distributed generation) dağıtık Ģebekeye veya Ģebekenin

müĢteri tarafına bağlı elektrik güç üretimi için kullanılan bir ifadedir. Türkiye’de henüz

baĢlamamıĢ olsa da muhtemel yasal düzenlemeyle hayatımızın bir parçası olacak ve Ģebeke

yükünü hem üretim hem iĢletim anlamında rahatlatacaktır. Akıllı üretim ve iletim

Ģebekesinde, akımın tek yönlü olmasından kaynaklı Ģebeke yükü ve hataları azalacak;

Ģebeke arızaları Ģebekenin kalan kısmından ayrı tutulabilecek adalar/bloklar Ģeklinde tespit

edilip genel kesintiye gerek kalmadan giderilebilecektir. Dağıtık üretim tesislerinin fazla

enerjisi Ģebekede gerekli düzenleme yapılmadıysa ters yönlü akımdan kaynaklı sorunlar

yaratabilir (Paatero 2009).

Enerjinin etkin kullanılması, israfının önlenmesi, enerji maliyetlerinin ekonomi üzerindeki

yükünün hafifletilmesi ve çevrenin korunması amacıyla enerji kaynaklarının ve enerjinin

kullanımında verimliliğin artırılmasını amaçlayan 5627 sayılı “Enerji Verimliliği Kanunu”

yayımlanmıĢ, bu kanuna iliĢkin usûl ve esasları düzenleyen “Enerji Kaynaklarının ve

Enerjinin Kullanımında Verimliliğin Artırılmasına Dair Yönetmelik” ise yürürlüğe

girmiĢtir. Bahse konu yönetmelik “…toplam inĢaat alanı en az 10.000 metrekare veya yıllık

toplam enerji tüketimi 250 TEP ve üzeri olan kamu kesimi binalarının yönetimleri, …enerji

yöneticisi görevlendirme veya Ģirketlerden veya enerji yöneticilerinden hizmet alma

zorunluluğu getirmektedir. Böylece enerji tasarrufu, verimliliği, yönetimi ve denetimi

39

konularında yasal alt yapı olarak çözüm üretilmeye çalıĢılmıĢtır. 2010-2020 yılları arasında

Avrupa ülkeleri için enerji verimliliği ekonomik potansiyelinin % 15-20 oranında olduğu

tahmin edilmektedir (Messenger vd. 2007). Ülkemizde, bina sektöründe %30, sanayi

sektöründe %20 ve ulaĢım sektöründe %15 olmak üzere önemli düzeyde enerji tasarruf

potansiyeli olduğu tespit edilmiĢtir (http://www.enerji.gov.tr/index.php?sf=webpages&b=

enerjiverimliligi, 2010).

1.10 Yapılan Çalışmanın Amacı

Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği’nin güneĢ enerjisi potansiyelini belirlemek ve

güneĢ enerjisinden yararlanma olanaklarını araĢtırmak, çiftlikte mevcut enerji tüketicilerin

dönemsel olarak enerji tüketim değerlerini belirlemek, tüketilen enerjinin güneĢ enerjisi

teknolojileri ile karĢılanabilme düzeyini ortaya koymak ve bu konuda uygun politikalar

geliĢtirmek bu çalıĢmanın amacını teĢkil etmektedir. Bu amaç doğrultusunda konu edilen

tarımsal iĢletmenin, bulunduğu coğrafyada maruz kaldığı güneĢ enerjisi potansiyeli

belirlenmiĢ; kullanıĢlılığı ve toplam maliyetteki oran yüksekliği açısından öne çıkan elektrik

enerjisine ait yük talep veri seti oluĢturulmuĢ; potansiyeli belirlenen enerji kaynağı ile yükü

belirlenen bu enerji tüketiminin birbirini karĢılama olanağı FV özelinde araĢtırılmıĢtır.

ġebekeyle olan bağlantı iliĢkisi ve FV modül çeĢitliliği açısından farklı kombinasyonlarda

FV güneĢ elektriği üretim sistemleri tasarlanmıĢ, davranıĢsal ve elektriksel büyüklükleri

karĢılaĢtırılmıĢtır. Elektriğe dönüĢebilecek teknik güneĢ enerjisi potansiyeli ile tarımsal

iĢletmenin yük talep seyrinin oldukça paralel gittiği tespit edilmiĢtir. Tarımsal iĢletmedeki

üretime ve/veya hizmete yönelik elektrik dıĢındaki enerji tüketimleri çalıĢmaya dahil

edilmemiĢtir. Ayrıca güneĢ enerjisinin ısıl ve biyokimyasal dönüĢümü de bu çalıĢmanın

kapsamı dıĢında kalmaktadır.

40

41

2. KAYNAK ÖZETLERİ

Anonim (1983) tüm Türkiye için güneĢ enerjisi potansiyeli belirleme çalıĢmasını derli toplu

ilk yapan araĢtırma olmuĢtur. O tarihten sonra da bu kapsamda bir çalıĢmaya

rastlanılmamıĢtır. AraĢtırma genel olarak ölçümlerin çeĢitli istatistiki yöntemlerle analiz ve

ayıklanması; ülkemiz güneĢlenme süresinin zamansal ve alansal dağılımının belirlenmesi ve

buna bağlı olarak ıĢınım Ģiddeti ölçümlerinin analizi ile hatalı ölçümlerinin ayıklanması ve

sonuç olarak da ülkemiz güneĢ enerjisi potansiyelinin zamansal ve alansal dağılımının

belirlenmesi konularını kapsamaktadır. Bu kapsamda aylık ve yıllık Türkiye güneĢ enerjisi

haritaları çizilmiĢ ve bu haritalar planimetrelenerek enerjinin alansal dağılımları

ĢekillendirilmiĢtir (ġekil 2.1). ÇalıĢmada DMĠ istasyonlarından güneĢlenme süresi ve

Ģiddeti ölçümü yapan 54 tanesinin ölçüm verilerinin kullanılabilir olduğu tespit edilmiĢ,

kalan 32 istasyon için Angström yöntemiyle veri türetilmesine gidilmiĢtir. Sonuç olarak

Türkiye güneĢlenme süresi 2640 saat/yıl, yıllık ortalama ıĢınım Ģiddeti 308 cal/cm2-gün,

yıllık toplam gelen güneĢ enerjisi miktarı 1.25x1011 TET ve kullanılabilir yıllık toplam

güneĢ enerjisi miktarı da 37.5 106 TET olarak tespit edilerek zamansal ve alansal dağılımı

çıkarılmıĢtır (ġekil 2.2).

Aksoy’un (1996) aktinograf ve pirhelyometre verilerini karĢılaĢtırdığı araĢtırmasında 2

yıllık günlük bazda küresel güneĢ ıĢıması verisini yeterli bulmuĢtur. Bu araĢtırmaya göre

güneĢlenme Ģiddeti (güneĢ ıĢıması) ölçümü için tüm dünyada uzun yıllar kullanılan

aktinograf cihazları ölçümlerinde yıllık bazda % 14.7, aylık bazda % 42.1 oranlarına ulaĢan

hatalı değerler olabildiği saptanmıĢtır. Aktinograf hassas kısımlarının (sensör) mekanik

aksamının sıcaklık duyarlılığı düzenli olarak kalibre edilemediğinden dolayı, elde edilen

ölçümler yeterince güvenli değildir. Bu gerekçeyle güneĢlenme süresi ile güneĢ ıĢıması

arasındaki iliĢkiye dayanarak geliĢtirilen bazı ikinci dereceden denklemler vasıtasıyla güneĢ

ıĢıması değerleri tahmin edilmeye çalıĢılmıĢ, ulaĢılan sonuçlar ile çalıĢılan nokta için

ölçülen piranometre değerleri karĢılaĢtırıldığında yıllık bazda sadece % 4’lük bir hata payı

tespit edilmiĢtir.

42

ġekil 2.1 Türkiye yıllık ıĢınım Ģiddeti haritası, cal/cm2-gün (Anonim 1983)

43

ġekil 2.2 Türkiye güneĢ enerjisi alansal ve zamansal dağılımı, 107 TET (Anonim 1983)

Dinçer vd. (1996) TÜBĠTAK MAM'da yaptığı çalıĢmalarında, hava sıcaklığıyla küresel ve

yayınık güneĢ ıĢıması arasındaki bağıntıya dayanarak bir güneĢ ıĢıması tahmin modeli

önermektedirler. Bu bağlamda 1990-92 yılları arasında Gebze’de küresel güneĢ ıĢıması ve

yayınık güneĢ ıĢıması cinsinden ölçülmüĢ güneĢlenme verisi ile hava sıcaklığı arasında bir

iliĢki kurulmuĢtur. 1990-92 yılları arasındaki güneĢlenme verisi bu yöntemle tahmin edilmiĢ

ve 0.95'lik bir regresyon katsayısıyla gerçek ölçümlerle arasında doğru bir iliĢki tespit

edilmiĢtir (ġekil 2.3). Ancak iliĢkideki bu yüksek oran her ne kadar güneĢ ıĢıması

tahmininde kullanılabilir olsa da, hava sıcaklığı verisinin güneĢ ıĢımasıyla arasındaki

iliĢkinin doğrusal bir kanıtı olarak algılanamayacağını vurgulamıĢlardır.

44

ġekil 2.3 Ölçülen ve iliĢkilendirilen küresel ve yayınık güneĢ ıĢıması, Nisan

Toğrul vd. (2000) Türkiye’de aylık günlük ortalama küresel güneĢ ıĢıması tahmini için açık

gökyüzü ıĢımasının kullanılabilirliğini araĢtırmıĢlardır. Aylık ortalama günlük güneĢlenme

süresinin, o ay için olabilecek teorik en yüksek güneĢlenme süresine oranından yola çıkarak

yazlık ve kıĢlık olmak kaydıyla, farklı regresyon analiz eĢitlikleri geliĢtirmiĢlerdir. ÇalıĢma

Ankara, Aydın, Antalya, Ġzmir, Adana, Elazığ Ģehirlerinde Kipp Zonen CM11

piranometresinden alınan ölçümlere dayanarak yapılmıĢtır. ġehir bazında çok baĢarılı

olmasa da Türkiye geneli için bu yöntemle küresel güneĢ ıĢımasının tahmin edilebileceği

sonucuna varılmıĢtır.

Trabea ve Shaltout (2000) Mısır'da 5 farklı meteorolojik Ģartı temsil edecek, seçilmiĢ 5

nokta için yatay yüzeye gelen küresel güneĢ ıĢıması, günlük ortalama en yüksek sıcaklık,

günlük ortalama nispi nem, günlük ortalama deniz seviyesine indirilmiĢ basınç, günlük

ortalama buhar basıncı ve güneĢlenme süresi verilerini tablo ve grafikler vasıtasıyla

düzenlemiĢ ve incelemiĢlerdir. Bu 5 noktada küresel güneĢ ıĢıması ölçümleri ile

meteorolojik değiĢkenler arasındaki iliĢkiyi göstermek adına bir bağıntı ortaya

45

çıkarmıĢlardır. Bu bağıntıya ulaĢmak için ilk olarak 1988’de Gopinathan’ın geliĢtirdiği bir

tahmin modeli, ikinci olarak 1994 yılında aynı modelden Abdalla’nın Bahreyn için

dönüĢtürerek oluĢturduğu tahmin modeli ve üçüncü olarak da bu çalıĢma için geliĢtirilen

yeni bir tahmin modeli kullanılmıĢtır. Sonuçta elde edilen korelasyon, regresyon ve standart

hata katsayılarından yararlanılarak Mısır'ın tamamı için güneĢ ıĢıması tahmini MJ/m2/gün

cinsinden yapabilmek adına, öncelikle konu edilen her bir nokta için özel modeller

türetmiĢlerdir. Kahire için türetilen model % 99 ile en yüksek korelasyon katsayısını

vermiĢtir. Tüm Mısır için korelasyon katsayısı % 89-99 ve tahmin hatası % 1-4 arasında

çıkmıĢ ve modellerin uygulanabilir olduğu sonucuna varılmıĢtır.

Kahire küresel güneĢ ıĢıması tahmin modeli:

G/G0 = 0.179 + 0.021(S/S0) + 0.008T + 0.01V – 0.002R + 0.002P

G : Küresel güneĢ ıĢıması, MJ/m2/gün,

G0 : Dünya dıĢı güneĢ ıĢıması, MJ/m2/gün,

S/ S0 : GüneĢlenme süresi,

T : En yüksek sıcaklık, °C,

V : Su buharı basıncı, hPa,

R : Nispi nem, %,

P : Ortalama deniz seviyesine indirilmiĢ basıncın su buharına oranı Ģeklinde

formülleĢtirilmiĢtir.

Alnaser vd. (2004) araĢtırmalarında 1998 senesinde Arap Birliği Eğitim, Kültür ve Bilim

Organizasyonu (ALESCO)’nun Arap dünyası için yaptığı güneĢ ıĢıması atlası çalıĢmasını

anlatmaktadırlar. Bu atlas aylık ortalamalardan oluĢan, güneĢlenme süresi (ġekil 2.4),

küresel güneĢ ıĢıması (ġekil 2.5) ve yayınık ıĢıma haritalarından ibarettir. Atlasın oluĢumu

için 19 Arap ülkesinden farklı yüksekliklerdeki 280 meteoroloji istasyonunun verisinden

yararlanılmıĢtır. GüneĢlenme süresi ölçümü için tüm dünyada yaygın olarak kullanılan ve

DMT’nın referans cihaz olarak kabul ve tavsiye ettiği Campbell Stokes helyograflar Arap

ülkelerinde de tercih edilmiĢtir. GüneĢ ıĢıması ölçümleri içinse farklı tip ve markalarda

muhtelif piranometreler kullanılmaktadır. Ölçümlerin depolanması, kontrol ve analiz

46

edilmesi, iĢlenmesi MS Excel programı vasıtasıyla yapılmıĢtır. Ölçümü eksik olan

istasyonlar için komĢu istasyon veri amprik metotlarla uyarlanmıĢtır. GüneĢlenme süresi

ölçümü yapıp güneĢ ıĢıması ölçümü yapmayan istasyonlar için Angström yöntemiyle veri

türetmesine gidilmiĢtir. Meteoroloji istasyonlarında daha yaygın olarak küresel toplam

güneĢ ıĢıması ölçümü yapıldığından dolayı, doğrudan ve yayınık güneĢ ıĢıması değerleri

için Liu ve Jordan formülasyonu kullanılmıĢtır. Ayrıca 16 Arap ülkesindeki 207 Ģehir için

güneĢlenme süresinin yanında, doğrudan, yayınık ve küresel toplam güneĢ ıĢımaları aylık

tabloları da oluĢturulmuĢtur. 10 yıllık küresel toplam ıĢımanın en yüksek olduğu Arap

kentleri 6.7 kWh/m2/gün ile Moritanya’nın Nouakchott ve 6.6 kWh/m2/gün ile Cezayir’in

Tamenraset olurken; en düĢük küresel toplam ıĢıma 4.1 kWh/m2/gün ile Irak’ın Musul

kentinde gerçekleĢmektedir. Arap dünyasında en uzun güneĢlenme süresi 10.7 saat ile

Mısır’ın Asuan; en düĢük güneĢlenme süresi ise 7.5 saat ile Tunus'un baĢkenti Tunus’ta

olmaktadır.

ġekil 2.4 Arap ülkeleri aylık ortalama güneĢlenme süresi haritası, saat/gün

47

ġekil 2.5 Arap ülkeleri ortalama küresel toplam güneĢ ıĢıması haritası, kWh/m2/gün

Tiba vd. (2004) yaptıkları çalıĢmada sabit açılı veya tek ya da çift eksende güneĢi izleyen

tipte kurulacak FV güneĢ gücü sistemlerinin tasarımında FV panellerin üzerine gelebilecek

güneĢ ıĢımasının hesaplanabilmesine yardımcı olmak amacıyla Brezilya GüneĢ Kaynağı

Atlası CD'si hazırlamıĢlardır. ÇalıĢma kapsamında Brezilya’ya gelen günlük, aylık, yıllık

güneĢ ıĢıması değerlerini, kullanılan veri iĢleme ve haritalama yöntemlerinin

açıklamalarıyla birlikte renkli haritalara aktarmıĢlardır. 1978-1990 yılları arasında

güneĢlenme süresi ölçümleri için helyometrik, güneĢ ıĢıması ölçümleri için aktinometrik ve

piranometrik ölçüm yapan istasyonlar koordinatlarıyla haritalara yerleĢtirilmiĢtir. Eksik veri

tamamlamak ve ıĢıma ölçümü yapılmayan istasyonlara güneĢ ıĢıması değerleri türetebilmek

için Angström ve benzeri modeller kullanılmıĢtır. CD toplamda 567 adet Brezilya ve sınır

komĢu meteoroloji istasyonlarının verilerini içeren bir veri bankasına sahiptir. Veri bankası

aracılığıyla belli bir merkez sorgulanabilmekte veya haritadan herhangi bir nokta ya da

bölge seçilebilmektedir. Böylece hem güneĢlenme süresi, hem de güneĢ ıĢıması ve türevleri

için aylık ve yıllık olmak üzere her bir değiĢken için birimi MJ/m2/gün olan 13 adet harita

oluĢturulabilmektedir. Özel bir yazılım kuzey güney yerleĢimi verilen ve eğimi belli olan

bir yüzeye gelebilecek güneĢ ıĢıması tahmininin yanında, Markov's Transition Matrixes

temelli bir üretimle tek veya çift eksenli güneĢ takip sistemlerinin üzerine gelebilecek güneĢ

48

ıĢıması tahminini de yapabilmektedir (ġekil 2.6). Tüm dünyada olduğu gibi Brezilya’da da

ekonomik, sosyal ve coğrafik Ģartlar sebebiyle düzenli sayılamayacak bir ölçüm Ģebekesi

söz konusudur ve bu program sayesinde veri yoğunluğunun yetersiz olduğu yerler tespit

edilebilmiĢ ve yeni kurulumlar için bir fizibilite oluĢturulmuĢtur.

ġekil 2.6 Açılı yerleĢtirilmiĢ güneĢ toplayıcısına gelebilecek saatlik ıĢıma, Wh/m2

Sözen vd. (2004) meteorolojik ve coğrafik veri kullanan yapay sinir ağları (YSA)

aracılığıyla Türkiye’nin güneĢ enerjisi potansiyelini tahmin etmeye çalıĢmıĢlardır. Bu

amaçla Türkiye’de bulunan 17 meteoroloji istasyonun üç yıllık meteorolojik verisinden

yararlanmıĢlardır. YSA’da girdi olarak enlem, boylam, yükseklik, ay, güneĢlenme süresi ve

ortalama sıcaklık verileri kullanılmıĢtır. Çıktı olarak ise güneĢ ıĢıması verisi elde edilmiĢtir.

YSA genellikle girdi katmanı, bazı gizli katmanlar ve çıktı katmanından oluĢmaktadır

(ġekil 2.7). En yüksek ortalama mutlak hata yüzdesi % 6.7’den düĢük, mutlak değiĢim

yüzdesi değerleri ise % 99’un üzerinde çıkmıĢtır. Bu gerekçeyle YSA aracılığıyla elde

49

edilen ve aylık değerler olarak haritalanan güneĢ ıĢıması değerleri güneĢ ıĢınım ölçümü

yapılmayan bölgeler için güneĢ enerjisi çalıĢmalarında kullanılabilir sonucuna varılmıĢtır

(ġekil 2.8).

ġekil 2.7 Tek bir katmanda 5 sinir hücresi kullanan YSA mimarisi (Sözen vd. 2004)

50

ġekil 2.8 Türkiye güneĢ enerjisi potansiyeli Haziran tahmini, W/m2 (Sözen vd. 2004)

HepbaĢlı (2001) çalıĢmasında, enerji verimliliği açısından enerjinin, modern sanayi

toplumunun bir payandası olduğunu vurgulayarak, genel anlamda, toplam kalite felsefesini

oluĢturan PUKÖ (Planla, Uygulama, Kontrol et ve Önlem al-düzelt) çevriminin tekrarına

dayanan mantıklı ve etkin bir Ģekilde, belirli bir amaca ulaĢmak için gerekli olan tüm

etkinlikleri içeren enerji yönetimini, çevresel çözümün anahtarı olarak sunmaktadır. Hangi

enerji kaynağını kullanırsak kullanalım, enerji verimliliği ve buna giden etkin yol, enerji

yönetimidir.

ĠĢletmelerde enerji tasarrufu çalıĢmalarını gerçekleĢtirebilmek için, öncelikle Enerji

Yönetim Sistemlerinin doğru anlaĢılıp, iĢletmeye en üst derecede yarar sağlayacak Ģekilde

uygulanması gerekmektedir. Enerji Yönetim Sistemlerinin en önemli iki konusu elektrik

yönetimi ve ısı yönetimidir. Enerji tasarrufu olanaklarının karlılığının çok yönlü olmasına

karĢın, yine de önlemler gerektiğince alınamamaktadır. Maliyetlerin fiyatlara hemen

yansıdığı piyasa ekonomilerinde bile, sanayi ve diğer sektörlerde, enerji tasarrufu

yatırımları oldukça yavaĢ uygulanmaktadır. Bu yavaĢlık az geliĢmiĢ ülkelerde daha da

fazladır ve bu durumun baĢlıca nedenleri Ģu Ģekilde ifade edilebilir:

51

Fiyat değiĢmelerine olan tepkinin yavaĢ olması ve mevcut iĢletmelerin verimli

çalıĢtığı kanısının hakim olması,

Enerji tasarrufu yatırımlarının karmaĢık oluĢu, önerilen yeni donanımlara tam

güvenilmemesi ve gerekli revizyonlar nedeniyle üretimin aksamasının istenmemesi,

Enerji tasarrufu yatırımlarının, çok sayıda küçük yatırımlardan oluĢması,

Son yıllarda, ekonomik Ģartların ağırlaĢması nedeniyle yeni yatırımlara yeterli

kaynak ayrılamaması,

Verimin iyileĢtirilmesinden çok üretim artıĢına önem verilmesi ve üst yönetimlerin

enerji tasarrufuna yeterince ilgi göstermemesi.

Bu nedenlere ek olarak, tesis bazında, uygun teknik imkanların bilinmemesi, enerji

yönetimi konusunda uzman kadroların bulunmayıĢı, ölçü ve kontrol aletlerinin eksikliği gibi

faktörler de teknik engelleri oluĢturmakta ve enerji tasarruf çalıĢmalarını geciktirmektedir.

Ayrıca sermaye kıtlığı, yüksek faiz oranları ve enerji tasarrufu donanımları için orta vadeli

basit finansman imkanlarının bulunmayıĢı da mali engeller olarak karĢımıza çıkmaktadır.

Enerji taraması, enerji analizi, enerji değerlendirmesi ve enerji denetimi olarak da bilinen

enerji tasarrufu etüdü, enerji tasarrufu potansiyelini belirlemek için enerji yöneticisinin veya

enerji komitesinin elinde bulunan en önemli teknik araçtır. Enerji tasarrufu etütleri,

yüzeysel gözlemlerden en detaylı mühendislik çalıĢmalarına kadar, birçok Ģekilde

uygulanabilir. Bu çerçevede, enerji tasarrufu etüdünün kullanım amaçları aĢağıda

belirtilmiĢtir:

Enerji gider artıĢlarını yönetime bildirmek ve gideri kontrol altına alan bir önlem

olarak bir enerji tasarruf programının yapılması için motivasyonu sağlamak,

Akıllı tasarruf önlemlerinin planlanabilmesi için, tesisin enerji kullanım

karakteristiklerini mühendislik çalıĢması yapanlara bildirmek,

Enerji tasarruf önlemlerini içeren akıllı yatırım kararlarının alınması amacıyla,

yönetime gerekli olan bilgiyi sağlamak,

Alternatif yakıtların planlanması ve kurulması için temeli oluĢturmak,

Geleceğe yönelik enerji tüketimlerinin kıyaslanabildiği enerji tüketim verisini

vermek,

52

Mevcut Yönetim Bilgi Sistemlerine (YBS) entegre edilebilen sürekli Enerji Bilgi

Sistemi (EBS) için temeli sağlamak,

Enerji ve gider tasarruflarını her zaman verebilmek için kolayca çaresi bulunabilen

yetersiz sevk ve idare uygulamalarını açığa çıkarmaktır.

Enerji tasarrufu etüdü, özellikle müĢteri ve müĢavirler arasında yanlıĢ anlamalardan

kaçınmak için, genellikle üç etkinlik düzeyinde sınıflandırılır. BaĢka bir deyiĢle, üç aĢamalı

olarak yapılır. Bunlar, ön enerji tasarrufu etüdü, tesis taramaları (veya mini-enerji tasarrufu

etüdü) ve detaylı enerji tasarrufu etüdü (veya maksi-enerji tasarrufu etüdü) olarak

sayılabilir. Enerji tasarrufu etüdünün tüm enerji tasarrufu etütleri için geçerli olan detaylı

yöntemleri:

Enerjiyle ilgili geçmiĢ kayıtların gözden geçirilmesi,

Esas enerji kullanan bileĢenleri belirlemek, enerji tasarrufu etüdü takımıyla prosesin

genel enerji ve malzeme akıĢları arasında iliĢki kurmak ve önemli enerji atık

kaynakları ortaya koymak için tesisin planlanması,

Veri ihtiyaçlarının detaylı tanımlanması,

Enerji ve kütle akıĢlarının hesaplanması, enerji kayıplarının tahmin edilmesi,

Enerji Tasarruf Olanakları (ETO)’nın ayrıntılı listesinin çıkarılması,

Her ETO için enerji tasarruf potansiyelinin tahmin edilmesi,

ETO’nın yürütülmesi için gider ve kar potansiyelinin belirlenmesi,

ETO’nun yürütülmesi için önem sırasına göre önerilerin oluĢturulması,

Esas enerji kullanım sistemleri için sürekli izleme çabasının oluĢturulması Ģeklinde

sıralanmaktadır.

Özkan vd. (2004) çalıĢmalarında, 1975-2000 yılları arasında Türk tarım sektöründe enerji

kullanımını irdelemiĢlerdir. Ġstatistiki veriler TSE'nin Türkiye Ġstatistik Yıllığı'ndan ve

DPT'nın ÖzelleĢtirme Komisyon Raporlarından alınmıĢtır. Daha önce yapılan tarımda enerji

analizi çalıĢmaları ve araĢtırmalarından da yararlanılmıĢtır. Girdi-çıktının enerji oranı,

üretilen ana ürünlerin verimleri ile üretim için harcanan girdilerin enerji eĢdeğerleri

kullanılarak hesaplanmıĢtır. Buğday, Ģeker pancarı, tütün, pamuk, ayçiçeği, kayısı, elma,

53

fiğ, portakal gibi 36 tarımsal ürünün tahmini çıktı enerji değerleri dikkate alınmıĢtır. Girdi

olarak da insan ve hayvan gücü, makine, elektrik, motorin, gübre ve tohum değerlerinden

yararlanılmıĢtır. Tarımsal enerji girdisi tahmini için, çiftçilerin yılda 210 gün, günde 8 saat

çalıĢtıkları ve hayvanların yılda 360 saat çalıĢtıkları kabul edilmiĢtir. Enerjinin tarımsal

üretimde kullanımı veya makina onarımında kullanımını hesaplamak için:

ME = (G x E) / (T x Ca)

ME : Makine enerjisi, MJ/ha,

G : Traktörün ağırlığı, kg,

E : Sabite, traktör için 158.3 MJ/kg,

T : Traktörün ekonomik ömrü, yıl,

Ca : Verimli arazi kapasitesi, ha/h,

Ca = (S x W x Ef) / 10

W : ÇalıĢma geniĢliği, m,

S : ÇalıĢma hızı, km/s,

Ef : Arazi verimliliği formüllerinden yararlanılmıĢtır.

Aktif tarımsal nüfus, çalıĢma periyodunun baĢlangıcı olan 1975’deki 11.7 milyondan 25

yılda 7.1 milyona düĢmüĢtür. Aynı Ģekilde tarım sektöründeki toplam insan gücü 1975’de

10.5 milyon BG iken 2000’de 6.4 milyon BG’e gerilemiĢtir. Böylece aktif nüfus ve toplam

iĢgücündeki düĢüĢ % 39 civarında gerçekleĢmiĢtir (Çizelge 2.1).

54

Çizelge 2.1 Türk tarımındaki uygun fiziksel güç kaynakları (Özkan vd. 2004)

Yıl

Tarımsal

iĢgücü Hayvan iĢgücü Mekanik iĢgücü

Say

ı, m

ily

on

Gü

ç, B

G

To

pla

m

iĢgü

cü,

mil

yo

n B

G

At,

mil

yon

Gü

ç, B

G

EĢe

k,

mil

yo

n

Gü

ç, B

G

Ök

üz,

BG

Gü

ç, B

G

Sığ

ır,

mil

yo

n

Gü

ç, B

G

To

pla

m

hay

van

gücü

, m

ilyo

n B

G

Tra

ktö

r, b

in

Gü

ç, B

G

To

pla

m f

izik

i g

üç,

mil

yo

n B

G

1975 11.7 0.9 10.5 0.9 3.8 1.8 1.5 13.8 1.9 1.1 5.7 38.1 243066 38.5 58.0

1980 11.1 0.9 10.0 0.8 3.8 1.6 1.5 15.9 1.9 1.0 5.7 41.6 436369 49.4 73.1

1985 12.1 0.9 10.9 0.6 3.8 1.4 1.5 12.5 1.9 0.6 5.7 31.2 583974 51.3 72.1

1990 12.5 0.9 11.3 0.5 3.8 1.2 1.5 11.4 1.9 0.4 5.7 27.5 692454 54.1 76.2

1995 8.6 0.9 7.7 0.4 3.8 0.9 1.5 11.8 1.9 0.3 5.7 26.8 776863 57.4 79.1

2000 7.1 0.9 6.4 0.3 3.8 0.6 1.5 10.8 1.9 0.1 5.7 23.2 941835 58.7 84.9

Tarımda teknolojinin kullanımındaki artıĢa paralel olarak, hayvan gücü kullanımı 25 yılda

38.1 milyon BG’den 23.2 milyon BG’e hızlı bir düĢüĢ göstermiĢtir. En yüksek insan gücü

kullanımı 1990’da 11.3 milyon BG ve en yüksek hayvan gücü kullanımı 41.6 milyon BG ile

1980 yılında olmuĢtur. Periyot boyunca hayvan gücü kullanımı % 39 azalmıĢtır. Tarımsal

mekanizasyon enerji tüketimi hesaplamasında sadece traktörler dikkate alınmıĢtır. 1975

yılında 243000 olan traktör sayısı 2000 yılında 942000’e çıkmıĢtır. Bu çalıĢmada ortalama

traktör gücünün 38.5 BG’den 58.7 BG’e çıktığı görülmektedir. Tarım için kullanılan toplam

fiziksel güç 25 yılda 58 milyon BG’den 85 milyon BG’e yükselmiĢtir. Ayrıca enerji

girdisinde makine gücü, elektrik ve motorinin payı artarken, insan iĢgücü ve hayvan

gücünün payı düĢmektedir. Fiziksel enerjinin girdi değeri 1975’de 131.1x1015 J olarak

tahmin edilirken, bu değer 2000 yılında 338.2x1015 J’e ulaĢmıĢtır. Bu artıĢ bize tarımsal

endüstride kullanılan fiziksel girdinin son 25 yılda % 158 arttığını göstermektedir. Elektrik

ve motorinin toplam tüketimdeki payı sırasıyla % 30.8 ve % 54.2 olmuĢtur (Çizelge 2.2).

Tarımsal üretimde enerji girdisi olarak gübre kullanımına baktığımızda, son 25 yılda N

3.75, P2O5 1.94 ve K2O 5.19 kat artmıĢtır. Tarımsal üretimdeki toplam gübre enerji girdisi

1975’de 135765.1x1012 J iken 2000 yılında 467997.6x1012J’e yükselmiĢtir (Çizelge 2.3).

55

Çizelge 2.2 Türk tarımında tahmini fiziksel enerji girdisi (Özkan vd. 2004)

Yıl

Ġnsan yıllık

iĢgücü,

1015 J

Hayvan yıllık

iĢgücü, 1015 J

Traktör

enerjisi

Elektrik,

1015 J

Petrol,

1015 J

Toplam fiziksel

enerji girdisi, 1015

J

1975 45.2 34.0 1.41 3.2 47.3 131.1

1980 42.9 36.9 1.48 7.8 84.9 174.0

1985 46.8 28.6 1.55 13.4 113.6 204.0

1990 48.3 25.4 1.64 24.7 134.8 234.8

1995 33.2 25.0 1.57 65.0 151.2 276.0

2000 27.4 21.9 1.56 104.0 183.3 338.2

Çizelge 2.3 Türk tarımında gübre enerji girdisi (Özkan vd. 2004)

Yıl N, 000 ton N enerjisi P2O5,

000 ton

P2O5

enerjisi

K2O,

000 ton

K2O

enerjisi

Toplam enerji

girdisi, 1012

J

N eĢdeğeri,

106 kg

1975 1750.2 112712 1909.8 22841 31.6 211.9 135765 2108.2

1980 3038.6 195684 2839.9 33966 89.0 596.2 230245 3575.2

1985 4383.7 282308 2800.1 33489 67.8 454.3 316251 4910.7

1990 5711.6 367827 3671.1 43906 126.8 849.6 412583 6406.6

1995 5016.6 323069 3405.4 40729 134.2 899.1 364697 5663.0

2000 6563.3 422676 3697.4 44221 164.2 1100.1 467998 7267.0

Meder vd. (2007) herhangi bir bölgede, binaların çatı yüzeylerine gelen güneĢ ıĢımasının

değerlendirilmesi için topografya temelli küresel güneĢ ıĢıması değerleri; bulut kapalılığı ve

iklim temelli küresel güneĢ ıĢımasına etki eden gökyüzü geçirgenliği; yayınık ıĢımayı

belirleyen yer sıçraması ve yansımasını esas alan albedo; belirli zaman ve periyotlarda

çekilmiĢ hava fotoğraflarından sağlanan arazide gölgelenen alanların ölçümüne dayanan

gölge katsayısı, yine hava fotoğraflarının analizine göre hazırlanmıĢ toplam çatı yüzey

56

alanları, görsel analizle tespit edilmiĢ çatı eğim, tip ve yönelimleri ile derlenen bu verilerden

elde edilen toplam bina çatı ıĢıma potansiyelini kapsayan bir yöntem geliĢtirmiĢlerdir. Bu

uygulama ile toplam güneĢ ıĢıması potansiyelini değerlendirmiĢler ve binalara

uygulanabilecek FV güç üretim potansiyelini belirlemiĢlerdir. Mapunapuna bölgesinde

seçilmiĢ alanlar için bilgisayar ortamında çalıĢan güneĢ ıĢımasından güneĢ elektriği

potansiyelini hesaplayabilen bu güneĢ ıĢıması modelleme programı, arazinin topografik

olarak gölgelenmesi, çatı yüzeylerinin alanı, eğimi, yönelimi ve geometrisini iĢleyerek aylık

ve yıllık güneĢ ıĢıması potansiyeli ve bu ıĢıma potansiyeline dayanan elektrik enerjisi

üretim potansiyelini hesaplayabilmektedir. ÇalıĢmada, ıĢımanın ısıl enerjiye

dönüĢümündeki kompleks iliĢkiler sebebiyle, güneĢ ısıl sistemleri değerlendirilmemiĢtir.

GüneĢ enerjisi potansiyelini tarif ederken, güneĢ elektriği üretimine esas olan potansiyeli

kastetmiĢlerdir.

IĢık (2007) çalıĢmasında güneĢ enerjisinden faydalanma yollarını inceleyerek, bir konutun

sıcak su ihtiyacının karĢılanması ve kıĢ konumunda güneĢ enerjisinden elde edilebilecek

sıcak su miktarı ile kalorifer kazanından yıllık olarak sağlanabilecek enerji tasarrufunu

araĢtırmıĢtır. AraĢtırma konutunda güneĢ enerji destekli ısıtma sisteminin kurulması ve

klasik ısıtma sistemiyle sağlanan enerji tasarrufunun simülasyonunu yapmak amacıyla

T*SOL Pro 4.4 programını kullanmıĢtır. Kurulan sistemin dokuz yıl içerisinde ilk kurulum

maliyetini karĢıladığı sonucuna varılmıĢtır.

Abdulkarem (2008) çalıĢmasında güneĢ enerjisinden yararlanarak Ankara Ģartlarında

döĢemeden ısıtma sisteminin projelendirilmesini ve ısıl konfor Ģartlarını incelemiĢtir.

AraĢtırmada toplam 4 m2 alanda düzlem plakalı toplaçlar kullanılarak güneĢ enerjisi

kazanımı elde edilmiĢ ve sıcak su depolanmıĢtır. Isıtılan su 200 litre hacminde bir tankta

depolanmıĢtır. -12 °C atmosfer sıcaklığında yerden ısıtma için 50 °C gidiĢ suyu sıcaklığına

ihtiyaç vardır. Ankara Ģartlarında 1000 W/m2 olan güneĢ ıĢıması kıĢın yetersiz kalmakta ve

depo içerisinde 2 kW gücünde bir elektrikli ısıtıcı takviyesi gerektirmektedir. ÇalıĢmada

Fanger yöntemi kullanılarak sistemin ısıl konfor Ģartları deneysel olarak incelenmiĢtir. Bu

yöntemde ısıl konfor Ģartlarını etkiyen değiĢkenler, çevresel ve kiĢisel değiĢkenler özel

üretilen bilgisayar yazılımında girdi olarak kullanılmıĢ ve güneĢ enerjisi kullanılarak ısıtılan

57

suyun zemin döĢemesi altında dolaĢtırılmasıyla ısıtılan ortamların daha homojen dolayısıyla

daha ekonomik ısındıkları sonucuna varılmıĢtır.

Pontoriero vd. (1998) Arjantin’nin San Juan Ģehrinde Ģebekeden uzak 14 kırsal ev tipi güneĢ

elektriği üretim sisteminden gücü, tüketicileri ve yük talep davranıĢları birbirlerinden farklı

üç tanesini esas alarak yaptıkları çalıĢmada gerçekleĢen sonuçların, FV sistem ekipmanı

üreticilerinin referans olarak verdikleri teknik niteliklerle, ekonomik ömür boyunca tutarlı

olup olmadığını, kısa süreli bir temsil periyodunda denetlemiĢlerdir. Tasarım aĢamasında

detaylı bir potansiyel talebi çalıĢması, donanım kalite ve tip seçimi; sistemin iĢletim ve

bakımının düzenli ve doğru yapılabilmesi için kullanıcı eğitimi uygulamaları yapılmıĢtır.

Sistem oluĢturulurken güneĢ enerjisi arzı ve yük talebi öngörülmeye çalıĢılmıĢtır.

GerçekleĢen değerlerin tahminlerden az da olsa yüksek çıkması güneĢ potansiyeli olarak

kullanılan verinin o noktaya değil de komĢu bölgeye ait olmasından kaynaklanma

olasılığına dikkat çekmiĢlerdir (Çizelge 2.4). Ekipmanların ve sistem bütününün verimliliği

meteorolojik değiĢkenlere, ekipman kalitesine ve yük talep davranıĢlarına göre değiĢkenlik

gösterse de, tasarım aĢamasındaki beklentiyle örtüĢtüğü tespit edilmiĢtir.

Çizelge 2.4 Yıllık yataya ve açılı yüzeye günlük toplam ıĢıma ve enerji üretimi

DeğiĢken Tahmin edilen, Wh/m2 /gün Ölçülen, Wh/m

2 /gün Fark, %

Yataya güneĢ ıĢıması 5095 5420 -7

Açılı panele güneĢ ıĢıması 5374 6035 -13

Enerji (kullanılan) 2289 2571 -11

Enerji (modül çıkıĢı) 11447 12856 -11

Benghanem vd. (1999) Cezayir'de kırsal kesimde çalıĢtırılan FV su pompaj düzeneklerini

incelemiĢlerdir. ÇalıĢmalarında FV güç elektriği üreteci boyutlandırmasından kaynaklı

yüksek gerilim ve teknik personel kaynaklı öngörülemeyen bakım sorunları tespit

etmiĢlerdir. FV su pompaj düzeneklerinin her birinden veri toplama iĢinin kurulum ve

bakımı yüksek maliyet gerektirdiğinden, düĢük maliyetli mikro sunucu gibi davranan

merkezi bilgisayar tabanlı gerçek zamanlı, kolayca eriĢilebilen ve uygun donanımdan ibaret

evrensel uzman bir veri toplama sistemi geliĢtirmiĢlerdir (ġekil 2.9). Bu veri toplama

58

sistemi ile FV su pompaj düzenekleri analiz edilmiĢ, sistemin donanım ve yazılım mimarisi

ile performans test uygulaması irdelenmiĢtir. GeliĢtirilen yöntemle analiz ve performans

testinin yapılabilmesi için uzun yıllar güneĢ ıĢıması verisine ihtiyaç duyulmuĢ, ancak

Cezayir’de güneĢ ıĢıması ölçümleri yeterli sıklıkla yapılmadığından güneĢ ıĢıması ölçümleri

ile sıcaklık ölçümleri elektronik cihazlarla proje kapsamında yapılmıĢtır. FV modüllerin

kalibrasyonu piranometre ile Wh/m2 cinsinden ölçülen küresel güneĢ ıĢıması değerleri ile

FV panel çıkıĢından alınan mA cinsinden kısa devre akımı değerleri kullanılarak

yapılmıĢtır. Bu sayede elektronik bir yükten yararlanılarak FV panelin performansını

değerlendirebileceğimiz akım-gerilim eğrisine ulaĢılmıĢtır. Tekrarlamalı uygun bir

yazılımla sistemin en yüksek güç noktası tespit edilmiĢtir. Pompanın ve FV panelin I-V

grafiğindeki kesiĢim noktası pompaj düzeneğinin çalıĢma noktasıdır. Çoğu kayıtta bu

kesiĢim noktası FV panelin en yüksek güç noktasından farklı çıkmıĢtır. Ölçülen güneĢ

ıĢımasındaki değiĢimi, FV sistem akımının birebir izlediği görülmüĢtür (ġekil 2.10).

ġekil 2.9 Telefon hatlı bilgisayarlı su pompaj kontrol sistemi (Benghanem vd. 1999)

59

ġekil 2.10 FV sistem değiĢkenlerinin değerlendirilmesi (Benghanem vd. 1999)

Al-Ali vd. (2001) FV güneĢ elektriğinin otomatik sulama sisteminde kullanımını

incelemiĢlerdir. Belli bir süreyle, haftanın belli günleri ve saatlerinde araziyi sulayacak

sistem, Ģarj kontrolörü, kontrol vanaları, 2 adet FV panel, 2 adet akü ve sensörlerden

oluĢmaktadır (ġekil 2.11). Sistem sulamayı tanımlanan aralıklar haricinde toprak nem

seviyesindeki düĢüĢe ve su ihtiyacı olan ürünün beklentilerine bağlı olarak yapmaktadır.

Böylece düzenli sulamanın yanında su tasarrufu da yapılmaktadır. Suudi Arabistan’ın su

ihtiyacı kıyı bölgelerindeki deniz suyu arındırma istasyonlarından temin edilmektedir. Bu su

üretimi ve iletimi pahalı olduğundan sulama suyu olarak kullanılamamaktadır. Bu sebeple

sulama suyu ihtiyacı için yer altı suları kullanılmakta, dolayısıyla pompaj tesislerine ihtiyaç

duyulmaktadır. Suyu verimli ve etkili kullanabilmek için otomatik sulama sistemleri

tasarlanmıĢtır. Suudi Arabistan günlük ortalama 8.89 saat güneĢlenme süresi ve 5591

Wh/m2 güneĢ ıĢımasına sahip olduğundan, FV su pompaj sisteminin enerji ihtiyacı güneĢ

elektriği ile karĢılanmıĢtır. Günlük kapasitesi 40-100 m3 olan pompalar ile 13 ayrı kuyuda

bu sistemler çalıĢtırılmıĢtır. Sistem elle kontrollü, programlı, sensörlü ve acil olmak üzere 4

ayrı durumda sulama yapabilmektedir. Sulanacak iki tarla için iki ayrı vana tahsis edilmiĢ,

elle kontrollü ve programlı durumlar haricinde vanalar tarlalara yerleĢtirilen toprak nem

sensörleriyle kontrol edilmiĢlerdir.

60

ġekil 2.11 FV su pompaj sistemi donanım düzeni (Al-Ali vd. 2001)

Spanos ve Duckers (2004) çalıĢmalarında Ġngiltere ve Yunanistan için binaya tümleĢik

kurulan FV üreteçler vasıtasıyla üretilen elektrik maliyetini incelemiĢlerdir. Bina türleri her

iki ülke için orta ölçekli 4 kiĢilik bir ailenin yaĢadığı evler ve küçük iĢyerleri ile

Yunanistan’da bunlara ek olarak küçük otellerdir. Bunlar yeni, yenilenen veya halihazırdaki

yapısı FV kuruluma müsait olan binalardır. Tüm analizler PVSYST yazılımı aracılığıyla

yapılmıĢtır. PVSYST çok fazla türde FV sistem özelliği seçme Ģansı tanıyan ve FV sistemin

hemen tüm donanımı için detaylı bir veri bankasını bünyesinde bulunduran iyi tasarlanmıĢ

bir araçtır. ÇalıĢtırdığı algoritmalar, ısı ve rüzgar etkisini, omik ve ıĢınım geliĢ açısından

kaynaklı kayıpları, albedo ve ufuk değerlerini hesaba katmaktadır. ETSU Üniversitesinin

Ġngiliz Sanayi ve Ticaret Bakanlığı için hazırladığı raporda FV sistem değerlendirme

araĢtırmaları için kuvvetle tavsiye edilmiĢtir. Çatı eğim açıları ve panel açıları her iki ülkede

de 30 derecedir. Modül verimi % 12.7, sistem verimi % 9.8 olarak belirlenmiĢtir.

Yunanistan için % 70 ve Ġngiltere için % 80 devlet desteği girdi olarak alınmıĢtır.

KarĢılaĢtırmalar mevcut çatıya kurulum, yeni binaya tasarım aĢamasında dahil etme ve düz

yüzey kaplaması tiplerinde olmak üzere ayrı ayrı yapılmıĢtır. Maliyetler 25 yıllık bir FV

ekonomik ömrünü esas almaktadır. Maliyet girdilerinde FV donanım fiyatları Ġngiltere’de

daha ucuzken, iĢçilik maliyeti Yunanistan’da daha ucuzdur. ġebeke ve FV elektrik fiyatları

61

ise sırasıyla Ġngiltere’de 0.13 €/kWh ve 0.25 €/kWh; Yunanistan’da 0.07 €/kWh ve 0.18

€/kWh’dir. GüneĢ ıĢıması Birmingham için 1000 kWh/m2/yıl iken bu değer Atina için 1500

kWh/m2/yıl’dır. Ġngiltere’de kurulum maliyeti 13855 avro olan bir FV sistemin yıllık

elektrik üretimi 2894 kWh/yıl iken, Yunanistan’da aynı donanım ve kapasiteye sahip

sistemin kurulum maliyeti 17323 avroyu bulmakta ancak yıllık elektrik üretimi 4562

kWh/yıl’a ulaĢmaktadır. Böylece birim elektrik maliyeti Ġngiltere’de 0.25 €/kWh olmasına

karĢın % 25 yüksek kurulum maliyetli Yunanistan’da elektrik maliyeti 0.19 €/kWh

çıkmıĢtır. Ayrıca FV elektrik fiyatı ile Ģebeke elektrik fiyatı arasındaki iliĢki de önümüzdeki

on yıl için hassasiyetle değerlendirilmiĢtir. Asıl aranan sonuç FV güneĢ elektrik fiyatlarının

standart kullanıcılar için ne zaman uygun olacağını tahmin etmektir. Bu hassas analiz

muhtemel senaryolar üzerine odaklanmıĢtır. FV kurulumunun verimlilik arz edebileceği

tarih gerçekçi bir yaklaĢımla 2007-2011 arası olarak tahmin edilmektedir. Bu periyotta

Ġngiltere'de binaya tümleĢik FV sistem kurulumu Yunanistan'dan daha önce uygun duruma

geçecektir. Muhtemel gelebilecek çevresel vergi ve yaptırımlara dayanan en iyi, normal ve

en kötü Ģartlara göre hazırlanan senaryolar için:

En iyi senaryo : FV sistem maliyeti yıllık % 7.5 düĢecek, FV sistem verimi

yıllık % 7.2 artacak, 2013’e kadar FV elektrik fiyatları Ģebeke fiyatlarından daha

düĢük olacaktır.

Normal senaryo : FV sistem maliyeti yıllık % 5 düĢecek, FV sistem verimi

yıllık % 5 artacaktır.

En kötü senaryo : FV sistem maliyeti yıllık % 2.5 düĢecek, FV sistem verimi

yıllık % 5 artacaktır.

Beise (2004) makalesinde FV enerji dönüĢümüne dayanarak ülkelerin etkin biçimde yeni

teknoloji için öncü bir pazar yaratabilirliklerini araĢtırmıĢtır. GüneĢ enerjisi dönüĢümünün

petrol ve nükleer enerjiye bir alternatif olarak insanları ve politikacıları umutlandırdığına

dikkat çekerek FV hücrelerin güneĢ ıĢımasını doğrudan elektriğe dönüĢtürülebilmesinin

keĢfinden bu yana güneĢ enerjisinin pek yakında yoğun bir pazar olacağı beklentisine vurgu

yapmaktadır. Bol güneĢi, düz ve boĢ arazileri ve elektriğe aç ve yüksek gelirli nüfusuyla

ABD güneĢ enerjisi için öncü pazar görünümünde olmasına karĢın güneĢ enerjisine çok

daha az uygun olduğu bilinen Japonya ve Almanya yüksek devlet destekleriyle yoğun bir

62

güneĢ enerjisi dönüĢüm pazarı oluĢturmaya kalkıĢmıĢlardır. Almanya ve Japonya’da geniĢ

kampanyalarla desteklenen farklı yenilenebilir dağıtık güç üretimleri düzenli olarak geliĢim

göstermektedir. Bu araĢtırma neden diğer ülkeler arasında bu iki ülkenin lokomotif rol

aldıkları sorusuna yanıt aranmıĢtır. Geleneksel olarak yeniliklerin uluslar arası yayılım

mekanizmaları incelendiğinde görülecektir ki, bu Ģekilde yerel pazarlar oluĢturulsa bile bu

FV için uluslar arası bir baĢarıyı garanti etmemektedir. Böyle bir baĢarı için FV sistem

adaptasyonunun devlet desteği olmadan yaygınlaĢabiliyor olması Ģartı vardır. FV hücrelerle

enerji üretim maliyetinin yakın gelecekte bilinen yollarla üretilen elektrik maliyetine

beklenilmedik bir Ģekilde yaklaĢıp yaklaĢmayacağı bir güneĢ enerjisi deneme pazarı olarak

görünen ABD’de cevap bulabilecektir.

Soto’nun (2004) çalıĢmasına göre FV hücre kullanımı son yıllarda üretim maliyetlerinin

düĢmesiyle ve insanların enerji tüketimiyle ilgilenmeye baĢlamalarıyla birlikte artıĢ

göstermiĢtir. Tasarımcılar FV teknolojisinin binaya uyumlu olup olmadığına karar

verebilmek adına, binaya tümleĢik FV panellerin enerji üretimlerini tahmin edecek güvenilir

araçlara ihtiyaç duymaktadırlar. Bu amaçla geliĢtirilmiĢtir enerji üretim tahmin modelleri

bulunmaktadır. Ancak bu modeller tasarım aĢamasında temin edilemeyecek çeĢitlilikte

girdiye ihtiyaç duymaktadırlar. Bu araĢtırmada incelenen 5-Parameter Model FV modül

üreticilerinin aktardığı referans verilerini ve yarı amprik bağıntı eĢitliklerini kullanarak

iĢletim Ģartlarında, seçilmiĢ hücre değiĢkenleri aracılığıyla enerji üretimini tahmin

etmektedir. Bu kapsamda American Standartlar ve Teknoloji Enstitüsü (NIST)'nde kurulu

binaya tümleĢik FV tesisten elde edilen verilerle 4 farklı tip hücre teknolojisi denenmiĢtir.

Bu veriler enerji üretim tahmini doğruluğunun sağlamasını yapmak için kullanılmıĢ ve bu

çalıĢmada önerilen model uygun bulunmuĢtur. Model, 4 farklı tip hücre teknolojisi için

irdelenmiĢ, sadece üreticilerden temin edilen az miktarda referans veriyi girdi olarak

kullanmasına karĢın, daha çok girdiye ihtiyaç duyan modellerle (King’s Model 43 çeĢit veri

istemektedir) hemen hemen aynı, hatta bazen daha da iyi sonuçlar üreterek, enerji tahmini

için kullanılabilir bir ara yüz olmuĢtur. FV panelleri bina yüzeyine dik olarak kaplamak

güneĢ ıĢımasını özellikle daha dik geldiği yaz aylarında uygun olmayan bir yönelimle

almasına sebebiyet verdiği için enerji üretiminde düĢüĢler yaĢanmaktadır. 1 Ocak ile 31

Aralık arasında tam bir yıllık süreyle dikey yerleĢtirilmiĢ dört farklı tip FV dizenin çıkıĢ

akımı ve çıkıĢ gerilimi ile meteorolojik ölçümler de bu çalıĢmada veri olarak kullanılmıĢtır.

63

FV paneller yaygın olarak bulunabilen, tek kristalli, çoklu kristal, ince film ve amorf

silisyum türlerinden seçilmiĢlerdir. NIST, üreticilerden farklı olarak, FV paneller

hakkındaki en yüksek güç, kısa devre akımı, açık devre gerilimi, en yüksek güç

noktasındaki akım-gerilim, normal iĢletim FV hücre sıcaklığı, kısa devre akımı ve açık

devre gerilimi için sıcaklık katsayısı, en yüksek güç noktasında kısa devre akımı ve açık

devre gerilimi için sıcaklık katsayısı, serideki hücre sayısı, bant aralığı enerjisi ve kısa devre

akımındaki akım-gerilim eğrisi ile güç üretimini belirlemek için kullanılan King’s Model

sabitleri gibi detaylı bilgileri de vermektedir. Hücre sıcaklığı ve güneĢ ıĢıması biliniyor ise

5-Parameter Model çok yüksek doğrulukla akım-gerilim eğrisini tahmin edebilmiĢtir (ġekil

2.12). Böylece müĢteriler para ve zaman harcamadan herhangi bir panel için fikir sahibi

olabilmektedirler. Tutarlılık yüzdesi tek kristalli, çoklu kristal ve ince film için % 5, amorf

silisyum için % 10 (King’s Model % 15) çıkmıĢtır. Bu tip modüller için daha fazla

araĢtırma yapılması gerektiği sonucuna varılmıĢtır.

ġekil 2.12 Tek kristalli silisyum FV modül için ölçülen ve tahmin edilen I-V eğrisi

64

Karabulut vd.’nin (2004) yaptıkları çalıĢmaya göre enerji yönetimi, enerji dağıtım

merkezleri ve elektrik Ģirketleri tarafından istenen bir teknik gerekliliktir. Enerji

pazarlamasında müĢterinin doğru bir Ģekilde beslenebilmesi ve arz talep dengesinin verimli

bir Ģekilde kurulabilmesi için güvenilir bir enerji yönetimine ihtiyaç vardır. Yük tahmini

enerji yönetimi için olmazsa olmaz Ģarttır. Ġyi bir yük tahmini güvenilir bir planlamayı

doğurur. Özellikle uzun dönem yük tahmini elektrik kurulumu ve alt yapı planlamasının

bakımı için uygun bir rehber niteliğindedir. Bu nedenle güç sistemi mühendisleri ve elektrik

üretim-dağıtım Ģirketleri, güvenilir ve güncel tahmin yöntemlerine büyük önem verirler.

Yük tahmin analizleri kısa vade, orta vade ve uzun vade olmak üzere üçe ayrılır. Orta ve

uzun dönem tahminler haftalık, aylık, mevsimlik ve yıllık tahminlerdir. Kısa vade yük

değiĢimleri saatlik ve dakikalık kısa süreli ölçümlere ve değiĢimlere dayalı olduğundan

doğrusal olmayan yapıdadır. Güç sistemi planlayıcıları bakım, yatırım, geliĢim, dağıtım

programları için 1-10 yıl gibi süreleri kapsayan uzun dönem tahminleri esas alırlar. Klasik

yük tahmin teknikleri istatistiksel yöntemlere göre çalıĢırlar. Stokastik (raslantıya dayalı),

otoregresyon (her değer bir öncekiyle kısmen ilintili), parametrik olmayan regresyon

modelleri de yük tahmininde kullanılmaktadır. Türkiye’de orta ölçekte bir Ģehrin uzun

vadeli elektrik güç tüketimini tahmin etmek amacıyla genetik programlama yöntemi

kullanılarak yapılan bu çalıĢmada, geçmiĢ yıllara ait yıllık veriler kullanılarak sembolik

regresyon aracılığıyla gelecek yıllar için tüketim verisine ulaĢılmıĢtır. Bilinmeyen bir

fonksiyonu örnek veriyle tahmin etmek için, fonksiyon “eğri uydurma” denen yöntemle

örnek veri noktalarına yakıĢacak Ģekilde yapılandırmaktadır. Eğri uydurmanın

enterpolasyon ve regresyon baĢta olmak üzere farklı yöntemleri de vardır. Bu çalıĢmada güç

tüketim verisi MATLAB yazılımı vasıtasıyla hem bilinen regresyon analiz tekniğiyle hem

de genetik programlama tekniğiyle iĢlenmiĢ ve sonuçları incelenmiĢtir. Regresyon için

MATLAB curve fitting (eğri uydurma) aracı, genetik programlama için de yine

MATLAB’ın GPLAB Toolbox’ından yararlanılmıĢtır.

Paatero ve Lund (2004) Finlandiya Ģartlarında, evsel amaçlı, tüm tüketim detaylarını içeren,

bir elektrik tüketim veri profilinin, yük modeli aracılığıyla oluĢturulabilirliğini

araĢtırmıĢlardır. Elektrik kurumlarının tipik ev elektrik tüketimi hakkında detaylı bilgi

sahibi olması, iĢletimin doğası gereği çok zordur. Buna karĢın kiĢisel bazda tüketim bilgisi

olmadan toplu tüketim bilgileri edinilebilmektedir. KiĢisel bazda elektrik tüketimindeki

65

dalgalanma ancak simülasyon modelleriyle üretilebilir. Bu amaçla 1970'lerden bu yana

birçok tahmin yöntemi geliĢtirilmiĢ ve uygulanmıĢtır. En güncel olanları bulanık mantık ve

genetik algoritmaya dayanan modellerdir. Çok az verinin toplanabildiği durumlarda ise

yaygın ekonometrik modeller tercih edilmektedir. Bu tarz modellerde, hane halkı veya

onların kiĢisel cihazlarından ibaret olan birincil yük elemanları talep edilecek yükü

meydana getirirler. Bu çalıĢmada basitleĢtirilmiĢ, birkaç haneden binlerce haneye kadar

değiĢebilen geniĢ bir yelpazede, saatlik bazda ev elektrik tüketim verisi oluĢturabilen bir

model hazırlanmıĢtır. Bu model kiĢisel ev elektrik yük profilini çıkarabilmek adına, tüm

elektrik tüketici ve tüketici gruplarının yük taleplerini, resmi raporları, referans değerleri

girdi olarak kullanıp saatlik bazda detaylı tüketim analizleri oluĢturmaktadır. Temsili

evlerden ölçümle toplanmıĢ iki ayrı veri seti, istatistik analiz, model eğitimi ve doğrulama

için kullanılmıĢtır. Analizler oluĢturulan yük profillerinin gerçek veriyle uyumlu olduğunu

göstermiĢtir. Modele girdi olması açısından, Finlandiya için iki ayrı ev elektrik tüketim veri

seti oluĢturmak amacıyla toplu konut bölgelerinde, birinci veri seti 2002 yılında 365 gün

702 hanede saatlik; ikinci veri seti birinciyi de kapsayan 1082 hanede 143 gün saatlik

Ģeklinde oluĢturulmuĢtur. Evlerde standart ev tüketimlerinin yanı sıra iklimlendirme

cihazları, su ve kiĢisel sauna ısıtıcıları da bulunmaktadır. Orijinal günlük elektrik tüketimi

5.12 kWh/gün ölçülmüĢken, yıllık bazda hafta sonu ve tatil günleri göz ardı edilerek

ortalama günlük elektrik tüketimi model vasıtasıyla 5.16 kWh/gün olarak belirlenmiĢ ve

çalıĢmaya referans teĢkil etmiĢtir. Model 10000 hane için çalıĢtırılmıĢ, oluĢturulan elektrik

tüketim verisinin doğrulamalardan sonra gerçek değerlerle uyumlu çıktığı görülmüĢtür.

Model bundan sonraki benzer çalıĢmalarda da kullanılabilecektir. Ancak modelin

endüstriyel sahalarda kullanılabilmesi için, veri toplama güçlüğünden ve standart tüketim

eğilimleri olmadığından dolayı, modelin bu duruma göre güncellenmesi gerekecektir.

Yılmaz vd. (2005) çalıĢmalarında, Gebze Yüksek Teknoloji Enstitüsü kampüsünün günlük

ve mevsimsel elektrik talep değiĢimlerini, Talep Yönetimi Metodu ile analiz ederek

kampüsün ekonomik açıdan yenilenebilir enerji potansiyelini değerlendirmiĢlerdir. Elektrik

dağıtım Ģirketlerinin sunduğu elektrik tarifeleri, tüketicileri Talep Yönetimi Metodunu

uygulayarak temiz ve ucuz enerji elde etmeye yönlendirmektedir. Türkiye’de, bir gün içinde

üç farklı zaman aralığında uygulanan elektrik tarifesi, tüketicilerin talep yönetimi

tekniklerini kullanmalarına olanak vermektedir. En yüksek fiyata sahip olan 17.00-22.00

66

saatleri, kampüs elektrik talebinin de yüksek olduğu bir zaman periyodunu içine alması

sebebiyle, kampüs için bir talep yönetimi planlamasını gerekli kılmıĢtır. Kampüs için

yapılacak olan bu planlama, kampüsün saatlik elektrik talep değerlerinin bilinmesini

gerektirmektedir. Baz olarak alınan bir haftanın, saatlik elektrik taleplerinin bir talep ölçer

ile belirlenmesinin ardından, ölçülen değerlerin ortalama haftalık talebe oranlanmasıyla,

yılın her haftası için saatlik elektrik talep verisi elde edilmiĢtir. Bununla birlikte, Ģehir

Ģebekesinden çekilen elektrik enerjisinin, özellikle yüksek tarifeye sahip zaman

aralıklarında, baĢka alternatif enerji kaynaklarıyla karĢılanması da talep yönetimi

sistemlerinin bir konusudur. Talep Yönetimi Metodu, fotovoltaik ve rüzgar enerji

sistemlerinin oluĢturduğu hibrit sistemin elektrik Ģebekesi ile bütünleĢtirilmesini

kapsamaktadır. Hibrit sistemi oluĢturan yenilenebilir enerji sistemleri için hesaplanan

maliyet fonksiyonları ve kampüsün elektrik talebi, talep yönetimi sistemi içerisinde analiz

edilerek kampüs için optimum yerel enerji sistemi belirlenmiĢtir. Ayrıca, gelecek yıllarda

fotovoltaik sistemin verimindeki muhtemel iyileĢtirmelerin sistemin toplam elektrik

maliyetine etkisi de araĢtırılmıĢtır. Optimum yerel enerji sistemi tasarımı yapabilmek için

ilk olarak üç çeĢit veri toplanmıĢtır. Toplanan verilerden iki tanesi yerel karakteristiğe bağlı

olan yenilenebilir enerji potansiyeli ve yıllık enerji talebi ile ilgili verileridir. Üçüncü veri

ise yenilenebilir enerji sistemlerinin yatırım ve iĢletim giderleri ile ilgilidir. Kampüs için

saatlik güneĢ ıĢınım yoğunluğu verisi, literatürde geçen ampirik formüller ile üretilmiĢtir.

PV toplaçlardan alınan etkin güneĢ ıĢınımı yoğunluğu için hesaplar, % 14 verime sahip olan

ve optimum iĢletim için belirlenen açı ile yerleĢtirilen fotovoltaik toplaçlar temel alınarak

yapılmıĢtır. Kampüs elektrik maliyetini minimize etmek amacıyla, yenilenebilir enerji

kaynaklarının tasarım parametreleri, “grid” arama yöntemi ile optimize edilmiĢtir.

Kullanılan algoritma, bu çalıĢmada talep yönetimi sistemi içerisinde kullanılan 1 kW ile 50

kW arasında kapasiteye sahip yenilenebilir enerji kaynaklarının bütün kombinasyonları için

saatlik iĢletim maliyetini, saatlik enerji üretimini, saatlik artan enerjiyi ve toplam sistem

maliyetini hesaplayabilmektedir. Hesaplama iĢlemi bir önceki yılın saatlik rüzgar hızı,

saatlik güneĢ ıĢınımı yoğunluğu ve saatlik kampüs talep değerlerine dayandırılmıĢtır. Azami

anma gücü, güneĢ ve rüzgar enerji sistemleri için kampüste kullanılabilecek alanın kısıtlı

olması gibi sebeplerden dolayı 50 kW olarak seçilmiĢtir. Toplam maliyet minimize

edildiğinde, optimum sistemin, 120556 $/yıl maliyete ve 14435 kWh/yıl fazla enerjiye

neden olan 50 kW kapasiteye sahip rüzgar enerji sistemi ile gerçekleĢtirildiği

67

görülmektedir. Kampüs talebi sadece konvansiyonel Ģebekeden sağlandığında ise toplam

yıllık enerji maliyeti 123091 $/yıl olmaktadır. Bundan dolayı talep yönetimi sisteminin

uygulanmasıyla birlikte yıllık olarak yaklaĢık 3000 $ tasarruf edileceği açıktır. Fotovoltaik

sistemin kapasitesi arttırıldıkça yıllık toplam maliyette de artıĢ gözleneceğinden, fotovoltaik

sistemlerin, kampüsün konumu açısından bakıldığında pahalı bir alternatif enerji kaynağı

olduğu sonucuna varılmıĢtır. Diğer yandan, rüzgar enerji sistemi kapasitesi 25 kW’ı

aĢtığında maliyeti daha düĢük bir alternatif olarak karĢımıza çıkmaktadır.

YeĢilata vd. (2006) çalıĢmalarında küçük ölçekte su teminine yönelik birebir bağlı prototip

bir FV panel dalgıç pompa sistemini deneysel olarak analiz etmiĢlerdir. Elektrik

Ģebekesinden uzak bölgelerde yer üstü ve yer altı su temininde, klasik enerji kaynaklarına

nazaran FV destekli su pompaları daha ekonomik ve güvenli olabilmektedirler. Tarıma

dayalı ekonomik yapısı bulunan GAP Bölgesinde sulama amaçlı tüketilen elektrik

enerjisinin, toplam elektrik tüketimindeki payı % 20-40 gibi yüksek değerlere ulaĢmaktadır.

FV destekli su pompaları DA motor-pompa ikilisinin panellere hiçbir ara düzenleyici

olmadan doğrudan bağlandığı sistemlerdir. Gün boyu ıĢınım Ģiddetinin gösterdiği sinüzoidal

değiĢime bağlı olarak değiĢen değerlerde çıkan gerilim ve akım, motora direkt olarak

verildiğinden, sistemin çalıĢması ancak ihtiyaç duyduğu gücü sağlayan gerilim ve akım

değerlerinin temini ile mümkün olmaktadır. Sistemde amorf-silikon hücreli FV panellere

birebir bağlı mono-blok bir konvansiyonel DA motor-merkezkaç dalgıç pompa ikilisi

kullanılmıĢtır. FV panellerin uzun süreli performanslarını tespit etmek amacıyla çok sayıda

parametrenin ölçümüne olanak sağlayan bir elektronik ölçüm düzeneği kurulmuĢtur. Bu

gerekçeyle sisteme toplam güneĢ ıĢınımı için panellerle aynı eğim açısında yerleĢtirilen

piranometre, FV panellerin gerilim ve akımını ölçmek için kullanılan gerilim ve akım

terminalleri; panel yüzey sıcaklığı için sıcaklık sensörü; veri kartı ve verilerin aktarıldığı

bilgisayar dahil edilmiĢtir. DA motor-dalgıç pompa ikilisinin hidrolik sistemi iki adet 750

litre hacimli su deposu, bağlantı hortumları ve bir debi ölçme düzeneği içermektedir. Debi

ölçümü için bir su sayacı ve kronometre kullanılmıĢtır (ġekil 2.13). FV panellerin eğimi,

kendi tasarladıkları sehpa vasıtasıyla deneylerin yapıldığı ay için geçerli optimum aylık

eğim açısına denk gelecek Ģekilde ayarlanabilmektedir. 2005 yılı Temmuz ayı için optimum

panel eğimi ġanlıurfa ilinde 0 derece olarak alınmıĢtır. ÇalıĢma sonucunda, dinamik

atmosfer koĢulları nedeniyle temel sistem parametrelerinin anlık değerlerinde önemli

68

dalgalanmalar tespit edilmiĢtir. GüneĢ ıĢınım değeri FV panel akımını doğru orantılı, panel

sıcaklığı ise gerilim değerini ters orantılı olarak etkilemiĢtir. Pompalanan ortalama su debisi

anlık değerlerdeki dalgalanmalardan etkilenmemiĢtir. FV panel parametrelerinden panel

çıkıĢ gücü kullanılarak, debi tahmininde bulunulabilmiĢtir. FV pompa sisteminin ilk yatırım

maliyeti yüksek, sistem toplam verimi (sağlanan hidrolik güç/güneĢ ıĢınım gücü) düĢük

çıkmıĢtır. Toplam verim % 2 seviyelerindedir. Günlük 4.1 ton su 5 m yükseklikte kullanıma

hazır hale getirilebilmiĢtir. Bu somut değeri yeterli bulan kullanıcılar dıĢında FV pompa

sistemleri sürekli elektrik bulunan bölgeler için avantajlı görünmemektedir.

ġekil 2.13 Elektronik ölçüm ve hidrolik sistem bileĢenleri (YeĢilata vd. 2006)

Paatero ve Lund (2006) yaptıkları çalıĢmaya dayanarak FV kurulumundaki Ģu anki seyrin

daha fazla yaygınlaĢmasının, özellikle güneĢ ıĢımasının tepe noktada ve ev tüketiminin orta

seviyede olduğu öğle vakitlerinde Ģebekede yüksek gerilim sebebiyle sorunların çıkacağı

uyarısında bulunmaktadırlar. Günümüzdeki bu muhtemel soruna karĢı alınabilecek önlem,

fazla enerjinin öncelikle depolanması, daha sonra üretimin düĢtüğü zamanlarda tekrar yükü

beslemeye geçerek, sorunun faydaya dönüĢtürülmesi Ģeklinde olmalıdır. Dağıtım

Ģebekesine depolama birimlerinin eklenmesi Ģebeke topolojisini düzenlemeyi, FV

kapasiteye göre depolamanın boyutlandırılmasını ve depolama kontrol stratejilerini

gerektirmektedir. Bunların yanında Ģebeke kalite ve güvenliğini ilgilendiren geçici gerilim

değiĢimleri, Ģebeke geriliminin armonik bozulması ve dağıtık üretimin dağıtım Ģebekesine

69

muhtemel olacak tüm diğer etkileri bu çalıĢmanın konusu dıĢında kaldığından göz ardı

edilmiĢtir. Bilgisayarlı dinamik bir metotla büyük ölçekli FV tasarımların bağlı oldukları

Ģebekede enerji depolamanın etkisini inceleyen toplam 11 örnek olay dağıtık üretim ve

depolama modelleriyle güç akıĢ hesaplamalarını birleĢtiren bir simülasyon aracı

kullanılarak hesap edilmiĢtir. Modele farklı depolama tasarımları, FV boyutlandırma ve

iklim bölgeleri dahil edilmiĢtir. ÇalıĢma her bir kWp için 1 kWh’lık depolama kullanmanın

duruma bağlı olarak yüksek gerilim ihtimalini % 30-100 arasında düĢürdüğünü göstermiĢtir.

Güney iklimlerinde, güneĢ gücü çıktısı ile yük arasındaki kaybın yüksek olduğu kuzey

bölgelere göre bu fayda daha net biçimde görülmektedir. FV birimler Ģebekeye dikkatli bir

Ģekilde yerleĢtirilirse, benzer faydalar depolama uygulamadan da sağlanabilir. Bu faydalı

durum FV sistemlerin güçlü bir Ģebeke altyapısının olduğu bölgelerde kurulmasıyla

sağlanabilirken zayıf Ģebekelerde bu denemelerden sakınılmalıdır. ÇalıĢmada güç dağıtım

sistemi Helsinki Teknoloji Üniversitesi tarafından geliĢtirilen DESIGEN simülasyon aracı

uygulanarak modellenmiĢtir. Program güç akıĢ hesaplamalarını, dağıtık güç üretim

modellerini, depolamayı ve özel yük verisini bir arada kullanmaktadır. Model FV dizelerin

çıkıĢ gücünü Ģu formülle hesaplamaktadır:

PFv = AFv x I x η

AFv : Toplam dize alanı, m2,

I : Gelen güneĢ ıĢıması, W,

PFv : FV sistemin dönüĢüm verimliliği,

η : Sistem verimi.

GüneĢ ıĢıması doğrudan ve yayınık olarak iki ayrı türde standart formüllerle hesaplanmıĢtır.

Sistem verimliliği ise modül verimliliği ve sıcaklık iliĢkisi ile kablo kayıpları dahil DA-AA

(doğru akım – alternatif akım) dönüĢüm verimliliği gibi değiĢkenlere bağlıdır. Ayrıca

gölgeleme gibi etkiler bekleniyorsa bunlar da hesaba katılmalıdır. Tüketici yük verisi de

model vasıtasıyla oluĢturulmuĢtur. Ortalama elektrik tüketim oranını haftalık bazda

mevsimsel olarak içeren veri, cihazların günlük tüketim profillerine, kullanım sıklıklarına,

güç seviyelerine ve beklemedeki tüketimlerine ihtiyaç duymaktadır. Böylece ortalama

günlük tüketimleri ifade edilebilmektedir. YaklaĢık ev sayısı da bilindiği takdirde, bölgenin

70

zamansal olarak elektrik tüketimi hesaplanmıĢ olur. Lizbon için standart bir evin yıllık

elektrik talebi 2360 kWh, Helsinki için 1859 kWh olarak benzer bir yaklaĢımla

belirlenmiĢtir. ÇalıĢmanın bir diğer amacı fazla üretilen elektriği depolayıp talebin arttığı

zamanda arz ederek FV kapasitesini düĢük tutmaktır. Depolama kapasitesini belirlemek

için:

Qkapasite,yıl = maxyıl (Qkapasite,gün)

Qkapasite,gün = ∫ ηAFv x Iöğle - Wöğle

∆Töğle

Qkapasite,gün : Gün ortası üretim kapasitesi, kWh,

maxyıl : Yıllık en yüksek günlük fazla enerji, kWh,

Iöğle : IĢıma yoğunluğu, kW,

AFv : Toplam dize alanı, m2,

η : Sistem verimi

Wöğle : Gün ortası yerel tüketim, kWh formülünden yararlanılmıĢtır.

Bölgesel iklim etkilerinin FV elektrik üretimine doğrudan etkisi olan güneĢlenme Ģiddetini

açık Ģekilde etkilediği tespit edilmiĢtir.

Chokmaviroj vd. (2006) çalıĢmalarında Tayland’da gerçekleĢtirilen PHA BONG FV

projesinin 500 kWp’lik pilot santralinin ilk sekiz ayını incelemiĢlerdir. Tayland’ın kuzey

batısındaki kırsal bölgenin yerel ağının geniĢletilemiyor olması sebebiyle 1680 modüllü

(140x12’lik dizi; 300 W/modül) bir FV sistem kurulmuĢtur. Sisteme iki adet 200 kVA’lık

evirici ile 280 adet toplam 560 V, 1200 Ah’lik akü bankası dahil edilmiĢtir (ġekil 2.14).

Referans değerlere göre SDġ’ında % 13 olarak beklenen FV verimi, proje saha Ģartlarında

% 9 – % 12, performans oranı 0.7 – 0.9 aralığında seyretmiĢtir. Hava sıcaklığının 32.4 °C

iken, modül sıcaklığının 59.0 °C olması verimdeki % 2-4’lük kaybın sebebi olarak

gösterilmiĢtir. GüneĢ ıĢınım değerleri 0-1080 W/m2 aralığında ölçülmüĢtür. Ġlk sekiz ayda

383274 kWh elektrik üretimi gerçekleĢmiĢtir. Elektrik üretimi 1453 kWh/gün ile 2042

kWh/gün aralığında ve ortalama 1696 kWh/gün olmuĢtur. Günlük ıĢımanın 2.0 kWh/m2

olduğu günler için performans oranı en yüksek değer olan 0.81’e ulaĢmıĢ, bazı günler

71

günlük ıĢıması 6.38 kWh/m2 olmasına karĢın performans oranı, sistemin Ģebekede arızaya

yol açmasını önlemek amacıyla otomatik kapatılması sebebiyle 0.70’lerde kalmıĢtır.

ġekil 2.14 FV sistem diyagramı (Chokmaviroj vd. 2006)

Fanney vd. (2006) ekonomik kararlar alabilmek için FV sistemlerin enerji üretim tahminini

yapan bilgisayar simülasyon araçlarını incelemiĢlerdir. Bu araçlar farklı çalıĢma ve çevresel

Ģartlar altında modül performansını karakterize eden değiĢkenlere ihtiyaç duymaktadır.

Simülasyon modelinin karmaĢık yapısı sebebiyle istenen girdi değiĢkenleri FV modül

etiketinde sınırlı yer alan bilgilerden, çok detaylı veri setlerine bir değiĢim göstermektedir.

Bu bilgiler genelde kapalı ortamlarda güneĢ simülatörleriyle veya dıĢ ortamda doğal ıĢık

altında ölçülmüĢlerdir. ABD’de bu konularda çalıĢan iki laboratuardan NIST ve SNL

(Amerikan Sandia Ulusal Laboratuarları)'de dıĢ ortamda test amaçlı ölçülen FV modül

performans değiĢkenleri karĢılaĢtırılmıĢtır. Denenen üç modülden ikisi tek kristalli silisyum

üçüncüsü ise üç bağlantılı amorf silisyumdur. Ölçülen değerleri, uygulanan deneme

prosedürünü ve performans değiĢkenlerini kullanan bilgisayar simülasyonu, tahmin edilen

72

enerji üretimlerindeki farklılıklarını, her bir modülün elektrik performansını etkileyen geliĢ

açısını, hava kütlesini ve modül sıcaklığını dikkate almaktadır. Her iki laboratuardan alınan

veriler birbiriyle çok uyumludur. Sadece, geliĢ açısının 75 dereceyi geçtiği durumlarda,

geliĢ açısı değiĢtiricisi etkisinde iki laboratuar arasında bir uyumsuzluk tespit edilmiĢtir.

Tek kristalli silisyum modülün NIST ve SNL tarafından farklı geliĢ açılarında tahmin edilen

akımdaki değiĢimi gösteren ıĢınım geliĢ açısı ve akım grafiği oldukça paralellik

göstermektedir (ġekil 2.15). NIST ve SNL laboratuarlarında yapılan ölçümlerde sıcaklık

katsayısının % 2-17 arasında değiĢmesine karĢın, bu farkların denenen tüm modül

performansları üzerindeki etkisi, % 2 civarında çıkmıĢtır. Bir yıllık süresi içerisinde FV

hücre sıcaklığı -13 ila 75 °C, hava kütlesi 1.02 ila 30, güneĢ ıĢıması 0 ila 600 W/m2 ve geliĢ

açısı 27 ila 90 derece aralıklarında değiĢim göstermiĢtir. SNL, FV sistemlerin yıllık elektrik

üretimlerini tahmin etmek için coğrafi konum, bina yönelimi, FV hücre teknolojisi bilgisini

kullanan ve farklı FV modüllerin yıllık elektriksel çıktılarını ölçülen değerlerden % 5 hata

ile ortaya koyan PV Design Pro isimli bir bilgisayar programı da geliĢtirmiĢtir.

ġekil 2.15 NIST ve SNL’nin geliĢ açısı-akım grafiği (Fanney vd. 2006)

73

Infantes vd. (2006) Ġspanya’nın Ciudad Real kentindeki Endüstri Mühendisliği Lisesi’nde

2004-2005 yılları arasında yürütülen projede elektrik yük talebi tahmin etmiĢ, FV paneller

için uygun yer tespiti yapmıĢ, merkezin ihtiyaçları doğrultusunda parasal konular dahil tüm

ilgili verileri toplamıĢlardır. Bu kapsamda Ģebeke bağlantılı bir FV kurulumun tasarımı için

elektriksel, finansal ve ekonomik tüm bilgileri girdi olarak kullanan bir bilgisayar programı

hazırlamıĢlardır. Böylece tasarım için harcanacak zaman kısaltılmıĢ ve birden fazla çözüm

önerisi için karĢılaĢtırma Ģansı doğmuĢtur. Elektrik tüketimi için, lisenin aktif ve reaktif

elektrik tüketimleri ile mevsimsel ve mevsim harici 2000-2004 arasında ölçülen değerleri

kullanılarak, merkezi ve merkez-dıĢı 6 nokta hareketli ortalamalar modeli yardımıyla 2005

yılı için bir elektrik tüketimi tahmininde bulunulmuĢtur. GüneĢ ıĢıması girdisi olarak

Ġspanya GüneĢ IĢıması Atlası yerine yaklaĢık % 7 daha düĢük değerler veren NASA Yer

Meteoroloji ve GüneĢ Tablosu değerleri kullanılmıĢtır. FV kurulum için finans kısıtı da

gözetilerek, piyasada FV üretecin ve eviricinin gücünü esas alan yaygın sistemler yerine

performans, üretim, fiyat, uygun destekleme, elektrik ücretlendirme, ücretlendirmeyi

etkileyen vergiler ile faturaya uygulanan indirimleri de dikkate alan daha esnek bir yöntem

sağlayan bilgisayar yazılımı faydalı olmuĢtur. Böylece 60 ayrı değiĢken iĢlenebilmiĢ, güç,

alan, yönelim, elektrik üretimi ve karlılık gibi değiĢkenler ayarlanabilmiĢ, farklı senaryolar

için hızlı tasarımlar oluĢturulabilmiĢ, yazılım güncellenebilir bir veri bankasıyla ilintili

çalıĢtığından FV panel ve eviricilerdeki değiĢiklikler anında yansıtılabilmiĢtir. GeliĢtirilen

yazılımın tasarımın ana unsurlarını oluĢturan akıĢ ġekil 2.16’de Ģematize edilmiĢtir.

Enlem ve boylamı dikkate alarak aylık dönemlerde elektrik üretimini hesaplamak için:

Eay = Panma (Getkili / G*) x Fgölge x Fetkili [kWh/ay]

Eay : Üretilebilecek aylık enerji, kWh,

Panma : FV panel anma gücü, kW,

Getkili : FV panele gelen etkili yıllık güneĢ ıĢıması, kW,

G* : En yüksek güç için güneĢ ıĢıması, kW,

Fgölge : FV panel üzerindeki gölgeleme faktörü,

Fetkili : Evirici kayıplarını içeren verimlilik faktörü (0.7-0.9) algoritmasından

yararlanılmıĢtır.

74

Bu Ģekilde yapılan hesap doğrultusunda 2005 yılında tüketimin % 29’unu karĢılayabilecek

aynı sistem 2000 yılında olsaydı % 43’ünü, 2001’de % 42’sini, 2002’de % 35’ini 2003’de

% 32’sini karĢılayabileceği sonucuna varılmıĢtır. Ortalama kWp baĢına elektrik üretimi

1207 kWh hesaplanmıĢtır. Bu değer üretici referans değerlerinin 1300-1500 kWh/kWp

arasındaki üretim hesaplamalarının fazla iyimser olduğunu göstermektedir.

ġekil 2.16 Yazılımın ve geleneksel yöntemin FV tasarım akıĢ Ģeması (Infantes vd. 2006)

Paatero ve Lund (2007) çalıĢmalarında Helsinki ve Lizbon için son kullanıcı tarafında

büyük ölçekli dağıtık FV güç üretiminin orta gerilim dağıtım Ģebekesindeki etkilerini

DESIGEN simülasyon aracıyla modelleyerek incelemiĢlerdir. Model için ilk olarak bir yıl

içerisindeki ortalama elektrik tüketim oranı verisini ve mevsimsel haftalık değiĢimli

ortalama yük verisini girdi olarak kullanmıĢlardır. Kamuoyunun FV teknolojileri

desteklemesi ve artan pazar payı, özellikle elektrik dağıtım Ģebekesi ve müĢteri tarafında

Ģebeke bağlantılı FV uygulamaların artmasına neden olmaktadır. Odak noktalar gerilim

75

düĢmesi, Ģebeke kayıpları ve Ģebeke kazançlarını içeren statik davranıĢlardır. KiĢisel FV

sistemler tüketici noktalarında dağıtık Ģekilde dağıtım Ģebekesine bağlanmaktadırlar.

Dağıtım Ģebekesi simülasyonu kullanılarak 150 farklı örnek durum için FV sistemlerin

Ģebekeye bu Ģekilde bağlanıĢlarının etkileri hakkında detaylı bilgiye ulaĢılmaya

çalıĢılmıĢtır. Bu örnek durumlar iki farklı coğrafik konumda, yük belirleme yöntemiyle

belirlenen toplam üç farklı evsel elektrik tüketim profilinden oluĢmaktadır. BeĢ farklı

Ģebekeye bağlantı seviyesi ve dört farklı güneĢ paneli yönelim stratejisi de analiz edilmiĢtir.

Toplam yıllık elektrik tüketimi verisi için, o yıla ait tahmini nüfus, cihazların (elektrik

tüketiciler) tercihen hafta içi ve sonu olarak detaylandırılmıĢ referans güç değerleri,

kullanım sıklıkları, günlük tüketim profilleri ve beklemedeki tüketimlerinden

yararlanılmıĢtır. FV modüllerin yönelimi ve yerel iklim Ģartlarının, FV elektrik üretimi

değiĢkenlerini ve yükü karĢılama oranını doğrudan etkilediği gözlemlenmiĢtir (ġekil 2.17).

ġekil 2.17 Lizbon ve Helsinki için elektrik yük talebi ve FV üretim seyri, 1kWp/hane

76

Lizbon ve Helsinki için FV panel ıĢıma açıları sırasıyla 30° ve 45° seçilmiĢtir. Helsinki

kuzey ikliminde olduğundan dolayı yıllık bazda Lizbon'dan % 50-60 daha düĢük FV çıkıĢ

vermektedir. FV çıkıĢ seyri Lizbon'da oldukça düzgün giderken, Helsinki’deki meteorolojik

Ģartlar nedeniyle oldukça dalgalı olmaktadır. Saatlik tepe güç değerlerine her iki iklimde de

ilkbaharın ilk günlerinde açık ve serin havada ulaĢılabilmiĢtir. FV panel yöneliminde doğu-

batı durumu, ortalama gücün en yüksek olduğu durum olmasına karĢın toplam enerji üretimi

düĢüktür. Diğer yönden sürekli güney durumunda, en yüksek toplam enerji üretimine

ulaĢılırken, FV eğrinin Ģekli tüm durumlarda en dik halini almaktadır. Güney-batı ve güney-

doğu-batı durumları biraz daha ortalama değerler vermektedir (ġekil 2.18).

ġekil 2.18 1 kWp/hane doğu-batı doğrultulu yazlık ortalama tüketim ve FV üretim

Sonuçlar FV üretimle evsel elektrik tüketimi arasındaki farkın FV panellerin yönelimini

değiĢtirerek kapanamayacağını göstermektedir. FV panellerin doğu-batı yönelimindeki

düĢüĢ öğle vakti FV tepe değerini Helsinki’de % 30 Lizbon’da % 10 düĢürmektedir.

AkĢamın erken saatlerinde evsel tüketim tepe olduğunda FV üretim yetersiz kalmıĢtır. FV

sistemi elektrik Ģebekesine bağlantılı olarak çalıĢtırmak sadece gerilim desteği

sağlamamakta, aynı zamanda sistem kayıplarını da en aza indirmektedir. FV sistem

bağlantısı olmaksızın, Helsinki’de toplam yükün % 0.74’ü, Lizbon’da % 0.80’i Ģebeke

kaybıdır. Ancak 1 kWp/hane’lik bir FV sistem Ģebekeye bağlandığında kayıp oranı açık

Ģekilde düĢmekte, 2 kWp/hane’lik bir sistem bağlandığında ise Helsinki’de % 1.7,

Lizbon’da % 1.9 oranına yükselmektedir. Ġncelenen tüm Ģebeke tipleri 1 kWp/hane

77

büyüklüğündeki FV sistemlerle problemsiz çalıĢabilmiĢtir. En iyi performansı ise tarak tipi

Ģebekeler göstermiĢlerdir.

Miwa ve Matsuno (2008) FV sistem donanımı referans değerleri ile gerçekleĢen değerler

arasındaki doğrulama iliĢkisini araĢtırmıĢlardır. Japonya Yeni Enerji ve Sanayi Teknoloji

GeliĢtirme Örgütü (NEDO) 2006 yılında Japonya’nın en kuzey kenti olan Wakkanai Ģehrini

büyük ölçekli FV güç üretim santralleri çalıĢtıran bir Ģebekenin kararlılığının doğrulaması

için, doğrulama merkezi seçmiĢtir. Birinci etabı sürdürülen projede 80 kW FV sistem için 1

yılı aĢkın süreyle veri toplanmıĢtır. Ayrıca 2008 yılında 2 MW ve 500 kW NaS (sodyum-

kükürt) akü sistemi devreye alınmıĢ ve FV çıkıĢ dalgalanması incelenmiĢtir. Proje 2010

yılında 5MW’a ulaĢarak tamamlanacaktır. Bu kapasitede kurulacak bir FV güç elektriği

santrali için en uygun FV modüle karar vermek adına ilk etapta üç adedi tekli kristal

silisyum, üç adedi çok kristalli silisyum, iki adedi amorf silisyum, bir adedi yeni model katlı

(tandem) tip ve bir adedi de yeni model tümleĢik yarıiletken (CIS) tip olmak üzere 5 ayrı

teknolojiden 10 tür FV modül kurulmuĢ ve sonuçları kıyaslanmıĢtır. Bu kıyaslamada ana

kriterler maliyet analizi, performans oranı (PR), sıcaklık karakteristikleri ve kar etkisi olarak

belirlenmiĢtir. Değerlendirmede esas alınan kriter performans oranıdır (ġekil 2.19):

PR = Ep /(Pas *Ha / Gs)

PR : Performans oranı,

Ep : FV’den üretilen toplam enerji, kWh,

Pas : FV anma kurulu gücü, kW,

Ha : FV yüzeyindeki toplam ıĢıma miktarı, kWh/m2,

Gs : Referans ıĢınım, kW/m2.

78

ġekil 2.19 Aylık FV performans oranları (Miwa ve Matsuno 2008)

Performans oranı Aralık-ġubat arası dönemde FV panel yüzeyleri karla kaplandığı için çok

düĢük çıkmıĢtır. Kristal silisyum FV panellerde kıĢ mevsimi hariç performans oranı % 90

gibi çok yüksek değer verirken, sadece kıĢ mevsiminde çalıĢtırılmıĢ olan amorf silisyumum

performans oranı % 15’de kalmıĢtır. Ancak performans oranları yaz mevsimiyle birlikte

hızlı bir yükseliĢe geçmiĢtir. Mevsimsel bu farkın ana sebebi olarak kıĢın sıcaklığın çok

düĢük olması gösterilebilir. Bu konuda gözlem ve çalıĢmalar sürmektedir. FV üretim çıkıĢı

çok dalgalı bir seyir izlediği için zayıf Ģebekelerde sorun yaratabilmektedir. Bu sebeple NaS

aküleri kullanılarak çıkıĢın düzgünleĢtirilmesi sağlanmaktadır. Bununla birlikte asıl

hedeflerden biri programlı bir FV üretim yapmaktır. Bu amaç doğrultusunda gelecek günler

için güneĢ ıĢıması tahmin edilerek FV üretimin ne kadar olacağı ve NaS akülerin dolma-

boĢalma durumları hesaplanarak programlanmıĢtır. GüneĢ ıĢıması ve hava durumu tahmini

için ayrıca bir sayısal model ve doğruluğunu sürekli iyileĢtirmek için farklı yöntemler

geliĢtirilmiĢtir. ġekil 2.20’de görüleceği üzere 9-18 saatleri arası 500 kW’lık, sonrası içinse

0 kW’lık bir güç beslemesi programlanmıĢ ve öngörülen program baĢarıyla

uygulanabilmiĢtir.

79

ġekil 2.20 Öngörülen iĢletim programı deneme sonuçları (Miwa ve Matsuno 2008)

Paatero (2009) çalıĢmasında özellikle yenilenebilir enerji üretiminin yaygınlaĢmaya

baĢladığı günümüz Ģartlarında, orta ölçekli dağıtık rüzgar türbini ve FV santrallerin büyük

ölçekli dağıtım Ģebekelerine entegrasyonu, desteği ve muhtemel sorunlarını araĢtırmıĢtır.

Ġstenmeyen aĢırı gerilim üretimi sırasında, enerjinin depolanması, Ģebeke topolojisinin

uygun kullanımı ve FV panel çıkıĢlarının baĢka yere yönlendirilmesini irdelemiĢtir. Enerji

depolamak, üretimdeki ani değiĢimlerden kaynaklanan düzensizlikleri gidermenin yanı sıra,

arz talep dengesi kurmada ve aĢırı gerilim tehdidine karĢı da kullanıĢlı bir yöntemdir.

Ayrıca zaman boyutunda fiyat farkının olduğu dönemlerde ekonomik olanı seçme Ģansı

tanımaktadır. Depolanan enerjinin kısa ve uzun vadede yük beslemesini dengelemek amaçlı

kullanımını sağlamak amacıyla farklı depolama kontrol stratejileri uygulanmıĢtır. Bu

gerekçeyle detaylı bir tüketici yük belirleme modeli ve Helsinki Teknoloji Üniversitesi

tarafından geliĢtirilen DESIGEN isimli dağıtım Ģebekesi güç akıĢ simülasyonu

kullanılmıĢtır.

80

Finlandiya’daki FV güç üretim santrali hesaplamaları için meteorolojik girdi olarak,

Helsinki Havaalanı’ndaki meteoroloji istasyonuna ait 10 yıllık güneĢ ıĢıması ölçümü

kullanılırken, Lizbon için proje kapsamında ölçüm yapılmıĢtır. ġehirde seçilmiĢ bir

bölgenin FV potansiyeli tahmin edilmek istendiğinde, bina yüzey ve çatı alanlarının

uygunluğu, bölgesel meteorolojik veriler ve bina konumları kullanılarak çatılar için toplam

yüzey alanın yarısı verimli alan olarak alınmaktadır. Enerji tüketim verisini istatistiki olarak

kullanabilmek amacıyla yıllık, haftalık ve günlük periyotlarda veri toplanmıĢtır. Bu veri

sıklığı elektrik tüketimini tespit etmekte güvenilir kabul edilmektedir. Yük belirleme için

girdi olarak standart bir evin elektrikli aletleri ve kiĢisel ihtiyaçlarını veren bu istatistiksel

verilerden yararlanılmıĢtır. Elektrik dağıtım Ģirketleri yük talebini belirlemek adına, evde

yaĢayan kiĢi sayısına veya elektrik tüketicilerine göre farklı tüketim sınıfları için tüketim

bilgilerini toplayıp ve bu bilgileri hazırladıkları modellerde iĢleyerek geleneksel tahmin

yöntemlerinden daha detaylı bilgilere ulaĢmaktadırlar. Ancak bu detay hiçbir zaman her bir

ev için yapılan veri toplama çalıĢmasından daha açıklayıcı olamamaktadır. Elektrik tüketim

tahmin yöntemleri aynı zamanda sosyal ve mühendislik tipleri olarak iki sınıfa ayrılabilir.

Sosyal tip tahmin yöntemlerinde yapılan iĢin yanı sıra cihazların (elektrik tüketiciler)

kullanıcılarının davranıĢları, çalıĢma tarzları gibi kriterler baz alınırken, mühendislik tipi

tahmin yöntemlerinde cihazların referans değerleri, yük altındaki tüketimleri gibi teknik

verilerden yararlanılmaktadır. Sonuç olarak hem güney ikliminden Lizbon’da hem de kuzey

ikliminden Helsinki'de aile baĢına 0.5 kW'lık Ģebeke bağlantılı FV üretecin devreye

alınmasının Ģebekede herhangi bir arızaya sebebiyet vermeden uygulanabileceği

belirlenmiĢtir. Depolama seçeneği bulunan sistemlerde ise bu güç aile baĢına 1 kW'a kadar

çıkabilecektir. Simülasyon sonucuna göre binaya entegre FV üreteçler orta ölçekli dağıtım

Ģebekelerinde nakil kayıplarını % 34 düĢürmektedir. Fotovoltaikler ve küçük rüzgar

santrallerinin evsel ihtiyaçlar seviyesine kadar inmiĢ olması, farklı ve dağıtık güç

üretimlerindeki artıĢ, dağıtım Ģebekesinde yeni mühendislik çalıĢmalarını da gerekli

kılmaktadır.

81

3. MATERYAL VE YÖNTEM

3.1 Materyal

Bu çalıĢma Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Haymana AraĢtırma ve Uygulama

Çiftliği’nde yürütülmüĢtür. ÇalıĢmanın anlatımını kolaylaĢtırmak adına Haymana AraĢtırma

ve Uygulama Çiftliği isimli iĢletmemiz bundan sonra metinde baĢ harflerinden esinlenilmek

ve tarımsal bir ürünü çağrıĢtırması bakımından “HAVUÇ” olarak adlandırılmıĢtır. HAVUÇ,

asli görev tanımı olarak Ziraat Fakültesi bünyesindeki öğretim üyeleri, öğretim görevlileri,

uzmanlar ile yüksek lisans ve doktora öğrencilerinin araĢtırma ve denemelerini

yapabilmeleri için uygun teknik alt yapı ve desteği sağlamaktadır.

Bitkisel ve hayvansal tarım faaliyetin yanında, iĢletmedeki marangozhane, motor ve kaynak

atölyeleri gibi hizmet birimlerinde ofis mobilyaları üretimi ile çiftliğin ve Ankara

Üniversitesi Ziraat Fakültesi’nin bazı onarım ve bakım ihtiyaçları da karĢılanmaktadır.

Ayrıca Ziraat Fakültesi’nin eğitim müfredatı doğrultusunda lisans öğrencilerine mesleki

uygulama dersleri verilmekte, yaz döneminde ise staj programları uygulanmaktadır.

Öğrenciler bu dönemde sosyal tesislerde konaklama, temizlik, beslenme ve dinlenme

ihtiyaçlarını gidermektedirler.

AraĢtırmamızın ana materyallerinden biri de güneĢlenme ölçümleri baĢta olmak üzere ilgili

meteorolojik değiĢkenlerdir. Bu kısımda güneĢ enerjisi potansiyeli hesaplamasında

yararlandığımız meteorolojik gözlem ve ölçümler ile elde edilme yöntemleri de

açıklanmıĢtır.

GüneĢten gelen enerjinin son kullanıcıya yarayıĢlı hale dönüĢtürülmesi için planlama,

tasarım ve karar verme aĢamalarında arayüz teĢkil eden paket program hakkında bilgi

aktarımı da bu bölüm kapsamındadır.

82

3.1.1 Haymana Araştırma ve Uygulama Çiftliği

Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi bünyesinde 4 adet tarımsal araĢtırma ve uygulama

iĢletmesi bulunmaktadır. Bu iĢletmeler küçükten büyüğe doğru, 2200 m2 havuz alanı ile

Çifteler Su Ürünleri AraĢtırma ve Uygulama ĠĢletmesi, 8 da kullanım alanıyla Kalecik

Bağcılık AraĢtırma ve Uygulama ĠĢletmesi, 150 da büyüklüğündeki AyaĢ Bahçe Bitkileri

AraĢtırma ve Uygulama ĠĢletmesi ve çalıĢmamıza konu olan 4200 da alanıyla Haymana

AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği (HAVUÇ)’dir.

HAVUÇ, Sakarya Akarsuyu Havzası’nda, Ankara-Haymana karayolunun 42. km'sinde,

GölbaĢı Ġlçesi’ne 15 km mesafede, 1060 m rakımlı Ġkizce Mevkisi’nde 1983 senesinde

kurulmuĢtur. ġekil 3.1’de HAVUÇ iĢletmesinin uydu fotoğrafından genel görünümü tesisler

bazında A, B, C, D ve E Ģeklinde 5 ayrı paftaya ayrılarak sunulmaktadır. ĠĢletmenin tamamı

39° 34´ kuzey enlemleri ile 32° 40´ doğu boylamlarında, +2 saat diliminde bulunmaktadır.

En yüksek kotu 1085 m, en düĢük kotu 1030 m’dir. Dikkat edileceği üzere iĢletmeler ve

tesisler yerleĢkenin yüksek kotlu sınır bölgelerinde inĢa edilmiĢlerdir. Paftalar haricinde

kalan arazi bahçe ve tarla tarımı için kullanılmaktadır. Böylece sert karasal iklim koĢulları

gözetilmiĢ tarla ve bahçe tarımına ayrılan arazinin nispeten düĢük kotlarda kalması

sağlanmıĢtır. Bu alanın 3200 da’ı tarla tarımı, 130 da’ı bahçe tarımına tahsislidir. Bahçe

tarımı haricindeki peyzaj ağaçlandırması idare ve sosyal tesis binaları dolaylarında

yoğunlaĢmaktadır. Binalar ve ağaçlar dıĢında iĢletme dahilinde gölge oluĢturabilecek

herhangi bir engel bulunmamaktadır.

Tuğaç ve Torunlar (2007) ekolojik kriterlere göre hücresel analiz metodu kullanarak,

HAVUÇ ile aynı mevkide bulunan Tarla Bitkileri Merkez AraĢtırma Enstitüsü arazilerinin

tarımsal arazi kullanım uygunluğunu belirledikleri araĢtırmalarında CBS tekniklerini

kullanmıĢlar, her bir arazi kriteri için toprak, topografya ve sulama koĢulları oluĢturmuĢlar

ve sonuç olarak arazinin tarımsal uygunluk indeksi ile tarımsal uygunluk sınıflarını

belirlemiĢlerdir. Buna göre arazinin % 7.15’ni gölet, bataklık ve kayalık alanlar

oluĢturmaktadır. Arazilerin FAO’nun uygunluk sınıflandırmasına göre tarımsal uygunluk

bakımından % 16.24’ü çok uygun, % 34.30’u uygun ve % 30.27’si az uygun arazilerdir.

Arazinin % 12.04’ünün ise tarımsal kullanım yönünden, toprak özelliklerinin uygun

olmadığını belirlemiĢlerdir.

83

ġekil 3.1 HAVUÇ genel görünüm

84

ġekil 3.2 veġekil 3.3’de ağırlıklı olarak idare binalarının; yemekhane, kantin gibi dinlence

yerlerinin; depo, atölye, garaj gibi destek birimlerinin düzenli bir Ģekilde yerleĢtiği yönetim

yerleĢkesini görmekteyiz. Motopomp tesisi ile nizamiye binası ise iĢletmenin ana giriĢ

bölgesindedir (ġekil 3.4). HAVUÇ’da uzun yıllar için uygulanacak muhtemel ürün

çeĢitliliği ve üretim tekniklerinin ihtiyaçlarını karĢılamak amacıyla tasarlanmıĢ bu hizmet

binaları kendi aralarında uygun bir düzene ve uyuma sahip olmasına karĢın yönelim olarak

güneye 10-120 derece sapmayla yerleĢtirilmiĢ olmaları önemli bir eksikliktir. Binaların

pencere gibi açıklıkları, avlu gibi kullanım alanları ve çatı konstrüksiyonları gibi eğimli

yüzeyleri güneĢin ıĢın, ıĢık ve ısı enerjisinden en yüksek faydayı elde etmekten uzaktır.

Benzer durumun ġekil 3.5’de gösterilen C-005 kodlu sera için de 57 derecelik sapmayla

geçerli olması, planlama ve uygulama aĢamasında güneĢten optimum yararlanmayı

hedefleyen mimari yaklaĢımın dikkate alınmadığının bir göstergesidir.

Hindi kümesi, ızgaralı besi ve sera tarımsal iĢletmenin güney batı kısmında

konuĢlandırılmıĢtır (ġekil 3.5). ġekil 3.6 ve ġekil 3.7’deki yerleĢkenin güney kısmını

kapsayan D paftasında, büyükbaĢ-küçükbaĢ hayvancılık ve kümes hayvancılığı tesisleri ile

silaj, ot sundurmaları ve padoklar gibi destek birimlerin bir araya toplandığı düzenli bir

yerleĢim deseni sergilenmektedir. Tarımsal iĢletmenin bu kısmı toprak yapısı açısından

bataklık türü olması sebebiyle tarla ve bahçe tarımına en elveriĢsiz arazi yapısından

ibarettir.

ġekil 3.8’deki E paftası yükseklik itibariyle yerleĢkenin en yüksek kısmında, araziye hakim

bir bölgeyi göstermektedir. Ġdari ve teknik personelin ikamet bölgesi ve sosyal tesisler

yerleĢkenin en kuzey ucu olan bu bölümde konuĢlandırılmıĢtır. Ġçme ve sulama suyu

sağlayan su deposu ve sulama havuzu da yüksek kot sebebiyle bu kısımda yer almaktadır.

Diğer tarımsal ve idari binalar için söz konusu olan güneye yönelim problemi lojmanlar için

geçerli değildir. 3 adet lojman bloğu 10 derece gibi küçük bir güneyden sapmayla inĢa

edilmiĢlerdir.

85

ġekil 3.2 HAVUÇ A paftası idari kısım genel görünümü

86

ġekil 3.3 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ A paftası idari kısım genel görünümü

87

ġekil 3.4 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ B paftası nizamiye ve motopomp genel görünümü

88

ġekil 3.5 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ C paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü

89

ġekil 3.6 HAVUÇ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü

90

ġekil 3.7 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü

91

ġekil 3.8 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ E paftası sosyal tesis ve lojman kısmı genel görünümü

92

Çizelge 3.1’de HAVUÇ’daki tüm yapılar boyutları, yönelimleri ve çatı tipleriyle

verilmektedir. ĠĢletme sahasına tesis edilmiĢ 38 adet bina toplam 14500 m2 kapalı alan

oluĢturmaktadır. Binalar güneye yönelim anlamında 10-240 derece arasında geniĢ bir

aralıkta yerleĢtirilmiĢlerdir. Tüm binalarda ortak olmak kaydıyla beĢik çatı uygulanmıĢtır.

Çatı kanatları bölgesel genel kabule uygun olarak yaklaĢık 30 derece eğimlidir. Çatı

izdüĢüm alanları en yüksek olan iki yapı yaklaĢık 900 m2 alan ile D-004 kodlu sütçülük ve

E-001 kodlu sosyal tesis binalarıdır. Isıl ve fotovoltaik amaçlı toplaçların çatı

uygulamalarında, izdüĢüm alanının yarısı kullanıĢlı alan olarak kabul edildiği

düĢünüldüğünde, yaklaĢık 7500 m2 toplam güneĢ enerjisi kullanım alanından söz edilebilir.

ġekil 3.9’daki HAVUÇ organizasyon Ģeması iĢletmenin hem idari organlarını hem de

teknik birimlerini birbirleriyle olan iliĢkileri anlamında göstermektedir. Coğrafik ve

iklimsel Ģartlara uygun hemen her türlü bitkisel ve hayvansal üretimin yapıldığı iĢletmede,

ana baĢlıklar altında olmak üzere yeterli uzman mühendis (7 adet), veteriner (1 adet) ve iĢçi

(38 adet) istihdam edilmektedir. HAVUÇ’un bu anlamda teknik ve ticari yönden de üretim

sürecindeki muhtemel ihtiyaçlarını karĢılayabilen, kendi kendine yetebilen örnek bir

profesyonel yapılanma olduğu söylenebilir. ĠĢletmede üretilen hayvansal gübrenin bahçe ve

tarla tarımında; yetiĢtirilen yoncanın hayvancılık iĢletmelerinde girdi olarak kullanılması

gibi örnekler göz önünde bulundurulduğunda, üretime etki eden enerji girdi analizlerinin

alıĢılagelmiĢ yöntemlerden farklı iĢlemesi gerektiği açıktır. Çünkü bir üretim sürecinde

enerji çıktısı olarak gösterilen değiĢken, bir diğerinde enerji girdisi olarak tekrar yeni bir

üretim sürecine dahil edilmekte, böylece elde edilen fayda en yüksek seviyede olmaktadır.

HAVUÇ’da 2003-2008 yılları arasında tarla tarımı türünden düzenli olarak üretimi yapılan

mısır, Ģeker pancarı, yonca, kuru fasulye, buğday ve arpanın üretim seyri piyasa koĢullarına

göre oluĢan bitki deseninin ve iklim Ģartlarının, doğrudan verimi etkilediğini

göstermektedir. (Çizelge 3.2)’de dikkat edileceği üzere tarım politikalarındaki eğilim

doğrultusunda Ģeker pancarı üretimi 2008 yılı itibariyle yapılmamıĢtır.

93

Çizelge 3.1 HAVUÇ’daki tesislerin yön açıları ve boyutlandırması

Sayı Bina

kodu Bina adı

Yön açısı,

derece Çatı tipi

En,

m

Boy,

m

Çatı izdüĢüm

alanı, m2

1 A-001 Ġdare Binası 60 Basit kırma 10 25 250

2 A-002 Kantin Teras, Kantin 150 BeĢik 7.5 25 187.5

3 A-003 Marangozhane 150 BeĢik 7.5 16 120

4 A-004 Kaynak Atölyesi 150 BeĢik 11 12 132

5 A-005 ĠĢletme Jeneratör KÖK Binası 150 BeĢik 8 13 104

6 A-006 Makina Garajı -Eski Selektör 240 BeĢik 16 56 896

7 A-007 Makina Garajı - Tahıl Ambarı 240 BeĢik 11 19 209

8 A-008 Yeni Selektör 30 BeĢik 10 24 240

9 A-009 Motor Atölyesi, Tamirhane 30 BeĢik 11 17 187

10 A-010 Ġdari Oda 240 BeĢik 6.5 5 32.5

11 A-011 DöĢeme Atölyesi 240 BeĢik 6.5 5 32.5

12 A-012 Yemekhane 30 BeĢik 13 21 273

13 A-013 Depo 30 BeĢik 15 16 240

14 A-014 Gübre Hangarı 30 BeĢik 15 24 360

15 A-015 13 nolu Hangar 60 BeĢik 15 40 600

16 A-016 Yem Hangarı 30 BeĢik 20 42 840

17 B-001 Nizamiye 68 Düz 5 8.5 42.5

18 B-002 Motopomp 38 BeĢik 7.5 10 75

19 C-001 Besi - Depo 33 BeĢik 9 28 252

20 C-002 Hindi Kümesi 33 BeĢik 9 28 252

21 C-003 Sulama ĠnĢaat Deposu 33 BeĢik 9 28 252

22 C-004 Izgaralı Besi Ahırı 33 BeĢik 12 35 420

23 C-005 Sera 57 BeĢik, cam 12 30 360

24 D-001 Açık Besi Padoku 36 BeĢik 8 87 696

25 D-002 Sütçülük - Genç Hayvanlar 36.1 BeĢik 13 50 650

26 D-003 Sağımhane 57 BeĢik 21 25 525

27 D-004 Sütçülük 32.3 BeĢik 23 39 897

28 D-005 Sap Balyası Sundurması 33 Sundurma 15 40 600

D-006 Silaj Çukurları 33 15 40

29 D-007 Ot Balyası Sundurması 33 Sundurma 15 40 600

30 D-008 Broyler Kümesi 33 BeĢik 12 46 552

31 D-009 Yumurta Kümesi 33 BeĢik 12 48 576

32 D-010 Sütçülük - Açık Padok 33 Sundurma 8 98 784

33 E-001 Sosyal Tesis 25 BeĢik 13 70 910

34 E-002 Küçük Ev 50 BeĢik 10 15 150

35 E-003 Lojman 1 10 BeĢik 11 26 286

36 E-004 Lojman 2 10 BeĢik 11 26 286

37 E-005 Lojman 3 10 BeĢik 11 26 286

38 Kesimhane 50 BeĢik 15 20 300

Toplam izdüşüm alanı, m2 14455

94

ġekil 3.9 HAVUÇ organizasyon Ģeması

95

Çizelge 3.2 HAVUÇ bitkisel üretim seyri

Ürün /

Yıl

Mısır,

ton

ġ.pancarı,

ton Yonca, ton

K.fasulye,

ton

Buğday,

ton

Arpa,

ton

2003 1363280 438301 459505 900 322825 169110

2004 1458000 721000 377600 2350 360380 73250

2005 742000 515757 363500 yok 319820 139520

2006 1180000 500000 459000 yok 203680 130000

2007 613000 208104 210000 yok 151360 21220

2008 40000 YOK 53000 yok 94080 51120

6 yıllık hayvansal üretim toplamları herhangi bir üründeki üretim miktarının düzenli olarak

artıĢ veya azalıĢına iĢaret etmemektedir. ĠĢletmede mevcut kapasite, çevresel etkenler ve

piyasa talebi doğrultusunda üretim yapılmaktadır (Çizelge 3.3).

Çizelge 3.3 HAVUÇ hayvansal üretim seyri

Ürün /

Yıl

Süt,

ton

Doğan buzağı,

adet

Üretilen yumurta,

viyol

Doğan kuzu,

adet

2003 402 71 27740 492

2004 500 92 49803 441

2005 467 90 25224 127

2006 455 90 42586 227

2007 447 77 14089 350

2008 426 83 36908 97

3.1.2 Meteorolojik veri

Ülkemizde 3254 sayılı kanunla meteorolojik faaliyetleri yürütme görevi DMĠ’ne verilmiĢtir.

DMĠ de, bu faaliyetlerin baĢında gelen meteorolojik değiĢkenlerin ölçümü görevini, tüm

dünyada bir standart oluĢturulabilmesi amacıyla tek elden düzenleyen ve aynı zamanda

üyesi olduğu DMT kıstaslarına göre yapmaktadır. DMĠ yanında bazı kamu kuruluĢları,

üniversiteler ve özel sektör firmaları da kendi ihtiyaçları doğrultusunda meteorolojik ölçüm

yapabilmektedirler. Nitekim 2819 sayılı kanunla kurulan EĠE ülkenin elektrik enerjisine

96

dönüĢebilir doğal kaynaklarından sorumlu kılınmıĢtır. Bu kapsamda her iki kuruluĢ da

sorumluluk sahalarında farklı büyüklük ve kapsamda meteoroloji istasyonu

çalıĢtırmaktadırlar.

Bu çalıĢmada ihtiyaç duyulan tüm meteorolojik veriler bu iki kamu kuruluĢunun çalıĢtırmıĢ

olduğu meteoroloji istasyonlarındaki gözlemler ile mekanik ve elektronik aletlere

dayanmaktadır. EĠE Ankara’nın hidrolojik etüdünü yaptığı proje kapsamında HAVUÇ

sahası içerisine, HAVUÇ’a 20 km mesafedeki Culuk Köyü’ne ve 15 km mesafedeki

GölbaĢı Ġlçesi’ne proje süresi boyunca ölçüm yapacak meteoroloji istasyonları kurmuĢtur

(ġekil 3.10). HAVUÇ ve Culuk Köyü’ndeki istasyonlar sıcaklık, basınç ve nem gibi ana

değiĢkenlerine ek olarak küresel güneĢ ıĢımasını ölçen Kipp&Zonen marka CMP11 modeli

piranometre cihazı da içermektedir (Çizelge 3.4 ve ġekil 3.11).

ġekil 3.10 EĠE HAVUÇ otomatik meteoroloji gözlem istasyonu

97

Çizelge 3.4 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre özellikleri

Tayfsal aralık 285 - 2800 nm

Hassasiyet 7 - 14 µV/W/m²

Tepki süresi ± 5 s

Yön hatası (ıĢınım=1000 W/m², < 80°) < 10 W/m²

Sıcaklık duyarlılığı (-10 ºC ila +40 ºC) ± 1 %

ÇalıĢma sıcaklığı aralığı -40 °C to +80 °C

En yüksek güneĢ ıĢınımı 4000 W/m²

GörüĢ açısı 180 °

ġekil 3.11 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre

DMĠ Ankara il merkezinde, Etimesgut Ġlçesi’nde ve Ġkizce Kasabası’nda meteoroloji

istasyonuna sahiptir. Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu 2003 yılında faaliyetini durdurmuĢtur.

Buna karĢın HAVUÇ bölgesinin iklim karakteristiğini ifade edebilecek en uzun soluklu

ölçüm ve rasatlar bu istasyona aittir. Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu küçük klima tarzında

olduğu için güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması ölçümü yapmamıĢtır. Bu sebeple Culuk

Köyü ve HAVUÇ’daki küresel güneĢ ıĢıması ölçümlerinin yanında, güneĢ enerjisi

potansiyeliyle ilgili yapılacak değerlendirmeye katkı sağlamak amacıyla bölgeye en yakın

98

güneĢlenme süresi ölçümü yapan istasyon olan DMĠ Etimesgut Meteoroloji Ġstasyonu ve

DMĠ Ankara Meteoroloji Ġstasyonu’nda helyograf aletiyle (ġekil 3.12) yapılmıĢ olan

güneĢlenme süresi ölçümleri kullanılmıĢtır. GüneĢlenme süresinden kasıt, her ne kadar

ayrılamaz olsalar da diğer dalga boylarında ıĢıyan enerjiden daha çok görünür ıĢımadır.

Özel bir cam küre vasıtasıyla güneĢ ıĢınlarının belli bir odaklamayla özel siyah bir kağıdı

yakabildiği durumların gün içerisindeki toplam süresi güneĢlenme süresi olarak kabul edilir.

1880’de Campbell-Stokes güneĢlenme kaydedicisi için ilk kez bu tarif yapılmıĢ ve küçük

standardizasyon tarifleriyle Campbell-Stokes helyograf halen günümüzde kullanılmaya ve

referans alet olarak kabul edilmeye devam etmektedir. Meteorolojik amaçlı küresel güneĢ

ıĢıması ölçümü yapan piranometrelerle de hesaplama yoluyla güneĢlenme süresi ölçülebilir.

DMT yatay yüzeye gelen toplam güneĢ ıĢınımı gücünün 120 W/m2’yi geçmesi durumunu,

güneĢlenme olduğunun kabulü olarak standart ilan etmiĢtir.

ġekil 3.12 Campbell-Stokes helyograf

99

Çizelge 3.5’de 1985-2004 yılları arasında çalıĢtırılmıĢ DMĠ Ġkizce Küçük Klima

Meteoroloji Ġstasyonu’nda ölçülmüĢ ortalama ve uç meteorolojik değerler aylık ve yıllık

bazda verilmiĢtir. Buna göre HAVUÇ için yıllık ortalama sıcaklık 10 °C’dir. Kaydedilen en

düĢük sıcaklık -19.0 °C ile Aralık ayında, en yüksek sıcaklık 38.3 °C ile Temmuz ayında

gerçekleĢmiĢtir. Ġlk don tarihi 30 Ekim (2003) ve son don tarihi 2 Mayıs (1988) olarak

tarihlenmiĢtir. KıĢın ortalama % 82’lere ulaĢan, yazın ise ortalama % 63’lere gerileyen nispi

nemin en düĢük değeri % 12, yıllık ortalaması ise % 73 oranındadır. Havanın 10 dilime

ayrıldığı kabulüyle yıllık ortalama bulutluluk (hava kapalılığı) 3.4/10 oranındadır.

Gökyüzünün tamamen açık olduğu gün sayısı kıĢ aylarında 3-5 gün/ay iken, yaz aylarında

20 gün/ay’a uzamaktadır. Ortalama yıllık toplam yağıĢı ise karasal iklim Ģartlarına paralel

olarak kıĢın yüksek yazın düĢük olmak kaydıyla yıllık ortalama 80 yağıĢlı günde 400 mm

olarak hesaplanmıĢtır. Ortalama rüzgar hızı yıl boyu homojen bir seyir izlemektedir; 3.2

m/s’lik sürekli bir orta seviye rüzgardan bahsedilebilir. Rakımının yüksek oluĢu sebebiyle

bölge iklimi çevresine göre yazları daha serin, kıĢları ise daha sert geçmektedir.

Tüm yenilenebilir enerji kaynaklarında olduğu gibi güneĢ enerjisinde de her ne kadar ana

girdi güneĢ ıĢıması olsa da, hava sıcaklığı, rüzgar hızı, bulutluluk, hava kapalılığı gibi

değiĢkenler de küresel güneĢ ıĢımasına ve güneĢlenme süresine doğrudan etki etmektedirler.

Bu değiĢkenler ayrıca FV güneĢ elektriği üretim tesislerinin ana teknolojisi olan FV hücre

performansının da ana etkileyicileridir.

Dünya üzerinde enlem ve boylamı bilinen bir nokta için yılın herhangi bir anında güneĢin

azimut, zenit ve yükseklik açıları ile gökyüzündeki pozisyonunu belirlemek olasıdır. Bu

amaçla hazırlanan SOLPOS CALCULATOR, Amerika Ulusal Yenilenebilir Enerji

Laboratuarı (NREL) Ölçüm ve Aletler Veri Merkezi tarafından geliĢtirilmiĢ, internet tabanlı

çalıĢan ve güneĢin gökyüzündeki pozisyonunu ve yoğunluğunu koordinat ve zamana göre

hesaplayan bir uygulamadır. 1950-2050 yılları için +/- 0.01 belirsizlikle çalıĢmaktadır

(ġekil 3.13) (http://www.nrel.gov/midc/solpos/solpos.html, 2010).

100

Çizelge 3.5 HAVUÇ meteorolojik veriler (1985-2004 Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu)

Meteorolojik

elemanlar Ay 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Yıllık

Ortalama sıcaklık,

°C - 1.5 - 0.2 3.8 9.4 13.7 17.9 21.5 21.3 17.0 11.7 5.1 0.5 10.0

Ortalama yüksek

sıcaklık, °C 2.5 4.4 9.2 14.9 19.5 24.3 28.4 28.5 24.1 17.9 10.3 4.1 15.7

Ortalama düĢük

sıcaklık, °C - 5.2 - 4.4 - 1.4 3.7 7.5 10.8 13.9 14.1 10.1 6.0 0.5 - 2.9 4.4

En yüksek

sıcaklık günü 30 28 27 11 28 27 30 13 17 6 2 6 30

En yüksek

sıcaklık yılı 2001 2004 2001 1998 1994 1996 2000 2002 1994 2003 2004 1985 2000

En yüksek

sıcaklık, °C 14.1 16.3 24.2 27.8 29.9 34.9 38.3 36.9 33.8 30.0 22.2 15.8 38.3

En düĢük sıcaklık

günü 24 4 2 11 2 20 5 19 27 30 27 27 27

En düĢük sıcaklık

yılı 1992 1992 2000 1997 1988 2000 1985 1987 1992 2003 1995 2002 2002

En düĢük sıcaklık,

°C -18.0 -18.9 -14.0 -10.9 - 2.0 1.9 5.0 6.2 1.1 - 5.70 -16.1 -19.0 -19.0

Ortalama bağıl

nem, % 79 78 78 76 73 70 63 63 67 73 78 82 73

En düĢük bağıl

nem, % 25 33 12 18 20 16 19 16 17 17 24 19 12

Ortalama

bulutluluk, 07:00

(0-10)

5.6 4.7 4.1 4.2 3.1 2.1 1.1 1.1 1.5 3.2 4.3 5.8 3.4

Ortalama

bulutluluk, 14:00

(0-10)

5.1 4.8 4.8 5.0 4.6 3.6 2.6 2.5 2.5 3.7 4.4 5.7 4.1

Ortalama

bulutluluk, 21:00

(0-10)

4.3 3.8 3.3 3.4 2.8 2.0 1.2 1.2 1.2 2.5 3.2 4.7 2.8

Ortalama

bulutluluk

(0-10)

5.0 4.4 4.1 4.2 3.5 2.6 1.6 1.6 1.7 3.1 4.0 5.4 3.4

Ortalama açık gün

(bulutluluk

0.0-1.9)

4.4 5.5 6.6 5.3 7.3 11.8 19.5 19.6 17.3 11.1 6.8 3.3 118.5

Ortalama bulutlu

gün (bulutluluk

2.0-8.0)

22.3 20.0 22.7 23.8 23.2 18.1 11.5 11.4 12.8 19.0 21.3 22.7 228.8

Ortalama kapalı

gün (bulutluluk

8.1-10.0)

4.3 2.8 1.7 0.9 0.5 0.2 0.1 0.1 0.9 2.0 4.3 17.8

Ortalama toplam

yağıĢ miktarı, mm 35.7 33.2 40.2 47.0 46.6 29.7 14.7 13.8 15.7 29.4 38.9 53.8 398.7

Günlük en çok

yağıĢ miktarı, mm 38.4 20.1 36.0 26.2 29.9 33.4 27.5 20.2 39.7 29.1 36.4 39.4 39.7

101

Çizelge 3.5 HAVUÇ meteorolojik veriler (1985-2004 Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu), (devam)

Meteorolojik

elemanlar Ay 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Yıllık

Ortalama kar

yağıĢlı günler

sayısı

5.3 5.7 5.1 1.4 0.3 0.1 0.1 1.7 4.3 23.0

Ortalama sisli

günler sayısı 4.3 1.5 0.4 0.4 0.1 0.4 2.3 4.6 13.8

Ortalama dolulu

günler sayısı 0.1 0.2 0.2 0.5 0.5 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.7

Ortalama kırağılı

günler sayısı 5.6 4.7 4.6 2.2 0.3 0.1 2.5 7.5 4.8 31.9

Ortalama rüzgar

hızı, m/s 3.23 3.42 3.42 3.42 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23

ġekil 3.13 Solpos Calculator arayüzü

102

3.1.3 PVSYST yazılımı

PVSYST, her yönüyle FV sistem boyutlandırmasını ve veri analizini yapan bir yazılım

paketidir. FV sistemlerin ve ilgili donanımın geniĢ bir yelpazede detaylandırılarak tutulduğu

veri bankalarından oluĢur. Bünyesindeki algoritmalar (iĢlemsel süreçler) sıcaklık ve rüzgar

gibi meteorolojik değiĢkenlerin yanı sıra, kablo omik kayıpları, geliĢ açısı değiĢtiricisi

(incidence angle modifier, IAM) kayıpları, albedo, gölgelenme ve ufuk çizgisi etkilerinin

tümünü dikkate alır. ġebeke bağlantılı, bağımsız, su pompaj ve DA Ģebekeli FV sistem

türlerinde uzmanlaĢmıĢ güneĢ enerjisi araçlarının yanı sıra, geliĢmiĢ meteoroloji ve FV

sistem donanım veribankalarına sahiptir. Yazılım mimarlar, mühendisler ve araĢtırmacılar

için bu anlamda ideal bir araç ve görüntüleme arayüzüdür. Eğitim amaçlı yardımcı materyal

olarak da kullanımı tavsiye edilmektedir (ġekil 3.14) (http://www.pvsyst.com/5.2/

index.php, 2010).

ġekil 3.14 PVSYST baĢlangıç arayüzü

103

PVSYST, FV sistem çalıĢmasını taslak tasarım, proje tasarımı ve ölçülmüĢ veri analizi

olmak üzere üç aĢamada değerlendirir. Taslak tasarım aĢamasında, aylık ortalama veriler ile

sistemin genel birkaç karakteristiği veya değiĢkeni kullanılarak, taslak verim

değerlendirmesine ulaĢılmaktadır. Yine detaylı olmamak kaydıyla, bir sistem maliyeti de

çıkarılabilir. Bu aĢamada asıl sistem bileĢenleri tanımlanmamaktadır. ġebeke bağlantılı

sistemler için uygun kullanım alanı, modül geçirgenliği, modül rengi gibi FV teknoloji

türleri ile güç talebi ve yapılacak yatırımı içerecek Ģekilde teknik ve ekonomik özellikler

taĢımaktadır (http://www.pvsyst.com/5.2/index.php, 2010).

PVSYST aynı zamanda bağımsız sistemler için, girilen yük profiline göre talep edilen FV

güç ve akü kapasitesini belirlemeye yarayan bir arayüzdür. Pompaj sistemleri kısmında,

bazı sistem tasarımları davranıĢ ve verimlilik analizleriyle test edilebilir ve birbirleriyle

karĢılaĢtırılabilir. Sonuçlar aylık, günlük ve saatlik olarak görüntülenebilen ve hatta baĢka

programlarda da kullanılabilecek Ģekilde birkaç düzine kadar simülasyon değiĢkeni içerir.

Kayıp diyagramı özellikle sistemin zayıflıklarını göstermesi açısından kullanıĢlıdır. Her

simülasyon çalıĢtırması, ilgili tüm değiĢkenleri ve ana sonuçları içeren bir mühendislik

raporu Ģeklinde basılabilir. Program çıktısı olarak gerçek bileĢen fiyatları, ek maliyetler ve

yatırım Ģartları kullanılarak detaylı bir ekonomik değerlendirme de yapılabilmektedir

(http://www.pvsyst.com/5.2/index.php, 2010).

ÖlçülmüĢ veri analizi kısmında, bir FV sistemin çalıĢtırılmasıyla elde edilecek performans

tablo ve grafikleri görüntülenir; simüle edilmiĢ değiĢkenler karĢılaĢtırılır ve daha önce

ölçülmüĢ verinin yazılıma eklenmesi sağlanır. Araçlar kısmı ise birkaç farklı kaynaktan

meteoroloji veya güneĢ ıĢıması verisinin yazılıma aktarılmasının; bu verinin tablo ve

grafiklerle görüntülenmesinin; açık gün modeli altında güneĢ ıĢıması, gölgelenme altında

FV dize davranıĢı veya modül kayıpları, yönelim ve gerilim optimizasyonu ile birlikte

meteoroloji ve FV bileĢen veri bankalarının yönetiminin yapıldığı bölümdür (ġekil 3.15).

104

ġekil 3.15 PVSYST araçlar arayüzü

105

3.2 Yöntem

HAVUÇ’un güneĢ enerjisi potansiyelinin belirlenmesi ve güneĢ enerjisinden yararlanabilme

olanakları kapsamında bölgenin sahip olduğu güneĢ enerjisi potansiyelinin belirlenmesi,

enerji tüketim davranıĢlarının sosyal açıdan ve mühendislik açısından ortaya konması ve

elektrik tüketiminin güneĢ enerjisi ile karĢılanabilirliğinin araĢtırılması çalıĢmaları

yapılmıĢtır.

3.2.1 Güneş enerjisi potansiyelinin belirlenmesi

GüneĢten gelen ıĢınım Ģiddeti atmosfer dıĢında güneĢ sabiti ile ifade edildiği üzere 1367

W/m2 ile sabittir. Dünyanın yatık oluĢundan kaynaklı yıl içerisinde; dünyanın dönüĢünden

dolayı da gün içerisinde güneĢ ıĢınlarının geliĢ açısı sürekli değiĢmektedir. Bu açısal

değiĢim, güneĢ ıĢınlarının atmosferde katettiği yolun mesafesini kısaltıp uzattığı için, ıĢınım

Ģiddetini de doğrudan etkilemektedir. Bu sebeple zaman boyutunda açısal değiĢimin

bilinmesi, güneĢ ıĢınım Ģiddetinin de ön görülmesine, dolayısıyla güneĢ ıĢımasının

tahminine yardımcı olacaktır. Belli bir noktanın belli bir anda azimut, zenit ve yükseklik

açıları astronomik formülasyonlarla hesaplanabilmektedir. Bu amaçla hazırlanmıĢ

yazılımlardan SOLPOS Calculator HAVUÇ için oluĢturulan 2010 yılı azimut, zenit ve

yükseklik açıları çizelgesi için kullanılmıĢtır. Bu hesaplamanın bir ürünü olarak güneĢin yıl

içerisinde gökyüzündeki seyrini gösteren noktasal güneĢ yolu kartları hazırlanabilmektedir.

Belli bir yatay ve dikey açıyla yerleĢtirilmiĢ FV panellerin birbirlerinin veya etraflarındaki

beĢeri ve doğal engellerin gölgeleme etkisinde kalıp kalmayacakları bu Ģekilde

öngörülebilmektedir. HAVUÇ’a ait güneĢ yolu kartı PVSYST yazılımın ek araçları

vasıtasıyla hazırlanmıĢtır.

Yine 2010 yılı için günden güne değiĢen güneĢ doğuĢ ve batıĢ saatleri ile gün süresi

matematiksel hesaplamalarla çizelgelere aktarılmıĢtır. Bu amaçla hazırlanan arayüzlerden

Norveç merkezli “Time and Date AS” firmasının www.timeanddate.com adresindeki

internet tabanlı yazılımından yararlanılmıĢtır (http:// www.timeanddate.com, 2010).

106

GüneĢin gökyüzünde bulunma açıları, güzergahı, doğuĢ ve batıĢ zamanları ile ıĢıma

süresine ulaĢıldıktan sonra, atmosfer etkisi yok sayılmak ve güneĢ ıĢınım Ģiddeti sabit kabul

edilmek koĢuluyla, teorik olarak yer yüzünde yatay bir platforma saatlik, günlük ve aylık

gelecek güneĢ ıĢıması miktarı hesaplanmıĢtır.

Atmosferin bulanıklık, geçirgenlik, bulutluluk kaynaklı emme, sıçratma ve yayma etkisi

sebebiyle teorik hesaplanan bu güneĢ ıĢıması tam olarak ancak anlık ıĢınölçerlerle tespit

edilebilir. ÇalıĢma bölgemiz için güneĢ ıĢıması ölçümleri meteorolojik ve hidrolojik

amaçlarla kurulmuĢ ölçüm istasyonları ile yapılmıĢtır. Elektronik ölçüm yapan cihazlar

hassas oldukları meteorolojik elemandaki değiĢime uygun mV, darbe ve frekans üreterek bu

değerleri veri toplama ve iĢleme birimlerine tanımlanan süre dahilinde gönderirler. Formatı

tarif edilmiĢ çizelgelerde zamana dayalı derlenen bu veriler sunucu bilgisayarlarına aktarılıp

veri bankaları oluĢturulur veya kiĢisel bilgisayarlara aktarılarak MS Excel gibi hesaplama

programlarıyla uygun Ģekle dönüĢtürülüp iĢlenirler. Böylece ölçüm yapılan sahayı temsil

edecek iĢlenebilir ve yorumlanabilir yapıdaki güneĢ ıĢıması değerleri elde edilir. Bu

değerler coğrafik veya bölgesel olarak da ifade edilebilen saha güneĢ enerjisi potansiyelini

vermektedir.

FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinin FV panel yüzeyleri bölgenin koordinatları, arazinin

veya kurulum yapılacak yapının bakısı, hedef yükün gün ve yıl içersindeki talep seyri ve

projelendirme amacına göre hesaplanan açıyla yerleĢtirildiklerinden, saha güneĢ enerjisi

potansiyeli FV tasarım için tek baĢına yeterli bir ifade biçimi olmaz. FV modülün referans

performans değerleri ve sıcaklık etkisi katsayıları göz önünde bulundurularak oransal olarak

hesaplanacak bir FV modül verimi, saha güneĢ enerjisi potansiyeline katsayı olarak

uygulanıp teknik güneĢ enerjisi potansiyeline ulaĢılmaktadır.

Diğer potansiyel tanımlarından ayrı olarak, ekonomik potansiyel tarifinde farklı enerji

kaynaklarının durumu da dikkate alınmalıdır (Hoogwijk 2004). Burada diğer konvansiyonel

ve yeni teknoloji enerji kaynaklarıyla bir kıyaslamaya gidilmediği için, HAVUÇ için

ekonomik ve hatta uygulama güneĢ enerjisi potansiyelinden bahsedilmeyecektir. Ülkenin

yasal, teknolojik, kültürel, ekonomik ve bilimsel alt yapısına bağlı olarak bu iki ifade için

ayrıca çalıĢma yapılabilir.

107

3.2.2 Elektrik enerjisi tüketim analizi

HAVUÇ iĢletmesi tarımsal bir iĢletme olarak tarla ve bahçe bitkileri türünde bitkisel üretim;

besi ve süt sığırcılığı, küçükbaĢ hayvancılık, hindi, etlik piliç ve yumurta tavukçuluğu

türünde de hayvansal üretim yapmaktadır. Bu ana hedefler yanında idari, sosyal ve lojistik

iĢler de iĢletme bünyesinde yürütülmektedir. ĠĢletmede kullanılan enerji türleri: motorin,

benzin, dökme propan, LPG, odun, kömür ve elektriktir. Bu sebeple bu tarımsal iĢletmenin

enerji analizinden bahsederken baĢlıca enerji türleri olan motorlu araçların motorin ve

benzin yakıtı, özellikle ısıtıcıların dökme propan, LPG, kömür ve odun yakıtı ile birden

fazla araca kaynaklık eden elektrik enerjisi tüketimleri birlikte konu edilmelidir. Çizelge 3.2

ve Çizelge 3.3’deki yıllık üretimlerin bu bağlamda değerlendirilmesi doğru olacaktır. Tez

gerekçemiz doğrultusunda odaklandığımız enerji türü güneĢ enerjisi olduğundan, her ne

kadar ısıl ve biyokimyasal dönüĢümleri mümkün olsa da, güneĢten gelen bu enerjinin

elektrik enerjisine dönüĢüm olanakları, dolayısıyla iĢletmenin elektrik kullanım davranıĢları

ve tüketim analizleri üzerine odaklanılmıĢ, diğer enerji türleri bu çalıĢmanın kapsamı

dıĢında tutulmuĢtur.

Elektrik enerjisi kullanımı günümüzde ısıtıcılardan, pompalara, aydınlatmadan, elektrik

motorlarına geniĢ bir yelpazedeki alet/ekipman tarafından kullanılmaktadır. Bunların

tümüne birden “elektrik tüketici”ler denebilir. HAVUÇ’un halihazırdaki elektrik tüketicisi

veya tüketici grubu, iĢletme veya bina, hizmet veya üretim temelli elektrik tüketimi

incelenmiĢtir. Bu yaklaĢımla öncelikle iĢletmede ne tip ve kaç adet elektrik tüketici

alet/ekipman olduğu sorgulanmıĢ, iĢletme kayıtları, idareci ve personel mülakatları ile

bizzat tüm iĢletme dolaĢılarak her bir biriminde kullanılan veya kullanılmaya hazır elektrik

tüketici kapsamına giren alet/ekipman dökümü çıkarılmıĢtır. Bu kısmi envanter çalıĢması

sırasında tüm tüketiciler kodlanarak numaralandırılmıĢ, 2 veya 3 açıdan fotoğraflanmıĢ,

hazırlanan kayıt defterine cinsi, markası, modeli, yaĢı, referans değerleri kaydedilmiĢ;

kullanıcılarına hangi amaçlarla, hangi sıklıkta, ne kadar süreyle, hangi kademede bu

alet/ekipmanı kullandığına dair sorular sorulup, her bir tüketici için kullanım davranıĢı ve

zamansal tüketim bilgisine ulaĢılmıĢtır.

108

Bu Ģekilde HAVUÇ yerleĢkesi içerisinde bulunan tüm elektrik tüketiciler kullanım

davranıĢları ve referans güç değerleriyle, kodlanarak ve fotoğraflanarak bir elektrik enerjisi

tüketicileri veri bankası oluĢturulmuĢtur. Bir yıl için bu davranıĢlar ve güç değerlerinden

yararlanılarak tüme varım yöntemiyle HAVUÇ iĢletmesinin saatlik, gece ve gündüz,

günlük, haftalık, aylık, mevsimlik ve yıllık elektrik tüketim verisi oluĢturulmuĢtur.

HAVUÇ tarımsal iĢletmesi BaĢkent Elektrik Dağıtım Anonim ġirketi (BaĢkent EDAġ)’nin

elektrik dağıtım Ģebekesine 10099007870 ve 10099007880 müĢteri numaralarıyla iki adet

abonelikle bağlıdır. Elektrik tüketim tarifesinde Nisan 2009’a kadar 10710 tarife koduyla

“resmi hayır kurumları” statüsünde iken bu tarihten itibaren 10770 tarife koduyla “resmi

üniversite, yüksek okul, kültür balıkçılığı, kümes hayvancılığı” müĢteri grubuna dahil

edilmiĢtir. ĠĢletme kendi bünyesinde konuĢlandırılmıĢ bir orta gerilim trafosu ve dağıtım

istasyonuna sahiptir. Ġki adet Makel marka T300 modeli kombi tipi üç fazlı dört telli aktif

ve reaktif elektronik elektrik sayacı, kullanılan aktif enerjiyi TSE standartlarında Sınıf 1,

reaktif enerjiyi Sınıf 2 doğruluğunda ölçmektedir.

ĠĢletmenin elektrik tüketimini faturalara dayanarak çıkarmak amacıyla her iki abonelik için

1 Ocak 2004 ila 31 Aralık 2009 tarihleri arasındaki tüm faturalar önce taranarak bilgisayar

ortamına, daha sonra da iĢlenebilirlik sağlamak adına MS Excel sayısal hesap tablolarına

aktarılmıĢtır. BaĢkent EDAġ tam bir yılı 12 ayrı fatura dönemine ayırmakta, her ayın ilk

günleri, geçen tam bir aylık periyot için faturalandırmada bulunmaktadır. Faturaya esas bu

tüketimler tümden gelim yöntemiyle önce aylık bazda, daha sonra günlük bazda iĢlenmiĢtir.

Sosyal enerji denetimi diye adlandırabileceğimiz sayım, anket ve mülakatla elde ettiğimiz

tüketici kullanım davranıĢları ve mühendislik enerji tüketim analizi; referans değerler

yardımıyla tüme varımla elde ettiğimiz elektrik tüketim verisi ve tümden gelimle elde

edilmiĢ elektrik tüketim verisi bir arada iĢlenerek, HAVUÇ için tüketici bazında;

iĢletme/bina bazında; saatlik, gece, gündüz, günlük, haftalık, aylık, mevsimlik ve yıllık

bazda detaylı bir elektrik enerjisi tüketim verisi elde edilmiĢtir.

109

3.2.3 Güneş enerjisinin elektrik enerjisine dönüşümü

GüneĢ enerjisi günümüzde biyokimyasal, ısıl ve fotovoltaik yöntemlerle kullanılabilir

enerjiye dönüĢtürülebilmektedir. Biyolojik ürünlerin fotosentezle enerji dönüĢümleri

bitkisel ürünleri ve biyodizel yakıtını meydana getirmektedir. GüneĢin ısı enerjisine

dönüĢtürülmesiyle ilkel kullanımının haricinde, akıcı bir madde aracılığıyla mekanik enerji

veya odaklayıcılı sistemler aracılığıyla yüksek ısı kazancına ulaĢılarak termik yolla elektrik

enerjisi elde edilebilir. GüneĢten elektrik elde edilmesi söz konusu olduğunda günümüz

teknik ve ekonomik Ģartları yaygın olarak fotovoltaik ilkeyle güneĢ ıĢınlarının elektrik

enerjisine dönüĢümünü iĢaret etmektedir. FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinin kurulum

ve kullanım alanları DA ile çalıĢan bağımsız su pompaj düzenekleri, AA beslemesi yapan

bağımsız akülü FV sistemler, Ģebeke bağlantılı binaya tümleĢik FV sistemler ile Ģebeke

bağlantılı merkezi FV sistemlerden ibarettir.

HAVUÇ tarımsal iĢletmesinin hem güneĢ enerjisi potansiyeli hem de elektrik enerjisi

tüketim seyri bir yıl için saatlik olarak belirlenmiĢtir. Elektrik enerjisine kaynak teĢkil

edecek güneĢ enerjisi potansiyeliyle talep edilen elektrik yükünün karĢılanabilmesi

amaçlanmaktadır. FV üretim sistemlerinde birden fazla iĢletim tarzı ve donanım çeĢitliliği

bulunduğundan, çalıĢma sahasının coğrafik, teknik ve altyapı durumuna uygun iĢletim tarzı

ve donanım özelliklerinin belirlenmesine ihtiyaç vardır. Bu amaçla HAVUÇ teknik

altyapısına uygun iĢletme tarzlarından Ģebeke bağlantılı sabit açılı FV panelli ve bağımsız

sabit açılı FV panelli olmak üzere iki tip FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımı

geliĢtirilmiĢtir.

FV güneĢ elektriği üretim sistem donanımının ana unsuru olan FV modüller ilke olarak

benzerlik gösterse de üretim tarzı ve yapısal özellikler bakımından farklılık arz etmektedir.

Dünyada en yaygın kullanım alanına sahip ve piyasa güvenirliği kazanmıĢ FV modüllerden

ilk üçü olan tek kristalli silisyum, çoklu kristal silisyum ve ince film-amorf silisyum seçimli

olarak sınanmıĢtır. FV bir sistem tasarlanırken, girdi olarak küresel güneĢ ıĢıması verileri

kullanılır. Her ne kadar küresel güneĢ ıĢıması doğrudan güneĢ ıĢıması ve yayınık güneĢ

ıĢımasından ibaret olsa da, açılı yerleĢtirilen FV paneller için bunlara ek olarak albedo etkisi

de dikkate alınmalıdır. Albedo zemin yapısı, rengi, bitki örtüsü gibi unsurlardan doğrudan

110

etkilendiğinden sürekli değiĢmekle birlikte genel olarak 0.33 katsayısı ile ifade

edilmektedir. Elbette küresel güneĢ ıĢımasının yaklaĢık 1/3’ünün yerden yansıdığı anlamına

gelen albedo değeri, FV panel yüzeyine sadece FV panel eğim açısının bir fonksiyonu

olarak ıĢıyabildiği akıldan çıkarılmamalıdır.

FV sistemler bina yüzeyi, çatı yüzeyi, yol kenarı ve eğimli arazilere kurulabilir. Düz ve açık

arazilerde sabit sistemlerin güney bakılı kurulması esastır. Fakat yılın herhangi bir

döneminde gölge etkisinden sakınabilmek adına FV sistemler güney bakılı

kurulamayabilirler. Böyle durumlarda sabit FV panellerin dikey açılarının yanında, güney

referanslı + veya – değerli azimut açıları da önem arz eder. HAVUÇ gibi olabildiğince

beĢeri yapılaĢmadan uzak, kırsal kesimde yerleĢimli bir bölge için bu yön açısının güney

referanslı kurulabilmesi önemli bir kısıt değildir. Eğer HAVUÇ bünyesinde bulunan

yapıların yüzey veya çatı alanlarına FV panellerin yerleĢtirilmesi düĢünülseydi, yön açısının

yıl boyu olacak etkisinin de tasarım aĢamasında dikkate alınması gerekecekti. Bu

açıklamayla da görüldüğü üzere FV sistemlerin Ģehir yerleĢimlerinden ziyade kırsal

kesimlerde kurulumlarında güney referansından sapma kısıtı göz ardı edilebilir durumdadır.

Yine geniĢ arazi uygulama fırsatından dolayı çevresel etkenlerin gölgeleme etkisi de kırsal

kesimde en az olacaktır.

FV hücreler her ne kadar tayfsal ıĢımaya duyarlı olsalar da bu durum FV mühendisliğinde

önem arz etmeyecek derecede küçük olduğu için, FV modül üzerine gelen toplam ıĢımanın

tayfsal dağılımı göz ardı edilmiĢtir (Luque ve Hegedus 2002). ĠĢletim sırasında FV hücre

sıcaklığındaki artıĢ kısa devre akımı ve açık devre gerilimi için küçük oranda verim kaybına

sebep olmaktadır. Bu kayıplar için açıklanan sıcaklık katsayıları da FV sistem

tasarımlarında hesaba katılmamıĢtır.

FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımında bölgenin güneĢ iklimini karakterize edecek

12 aylık küresel güneĢ ıĢıması yanında, FV modüllerin standart deney Ģartlarındaki

elektriksel karakteristikleri ve denge bileĢenleri elemanlarının anma Ģartları ile en yüksek ve

en düĢük üretim durumlarındaki davranıĢ özellikleri asgari olarak gereklidir (Luque ve

Hegedus 2002). FV sistem tasarımı yapılırken dikkat edilmesi, temel alınması gereken ana

ve alt unsurlar sırasıyla ġekil 3.16’de verilmiĢtir.

111

ġekil 3.16 FV tasarımı belirleyen ana ve alt unsurlar

112

Tropik bölge dıĢında kalan enlemlerde, kıĢ Ģartlarına göre tasarlanan bağımsız sistemler için

en iyi panel açısı enlem derecesine 15 derece eklenmesiyle elde edilmektedir. Eğer tasarım

yaz Ģartlarına göre yapılacaksa enlem derecesinden 15 derece çıkarılarak en iyi panel

açısına ulaĢılır (Anonymous 2009b). FV panel dikey eğimi, talep edilen yükün yıl içerisinde

hangi dönemde en fazla olduğuna bağlı olarak güneĢi optimum Ģartlarda dik veya dike

yakın görecek Ģekilde belirlenir. ġebeke bağlı sistemlerde, üretimin yıl boyu en yüksek

olması en faydalı durum olacağından dolayı, yıllık bazda; Ģebeke bağlantısız bağımsız

sistemlerde ise üretimin yükü karĢılaması esas alındığından, yük talebinin en yüksek olduğu

döneme göre FV panel dikey eğiminin tasarlanması uygun olacaktır. Gözetilmesi gereken

bir diğer husus da açılı panel yüzeyine gelen güneĢ ıĢımasının, yataya gelen güneĢ ıĢımasına

oranı olan aktarım faktörünün (transposition factor) en yüksek, sistem kayıplarının da en

düĢük olacağı bir optimum açının seçilmesidir.

FV panel dikey eğimi esas alınan tüketim aralığına göre sabit açılı olarak yerleĢtirilmesinin

yanında, güneĢi gün içerisinde ve yıl içerisinde otomatik olarak takip edebilen sistemler

üzerine de yerleĢtirilebilirler. Ayrıca elle açısı değiĢtirilebilen altlık düzeninde de paneller

yerleĢtirilebilir. Bu durumda yıllık panel açı takvimi oluĢturulmalıdır.

KarĢılamakla sorumlu olduğu yük, iĢletim, Ģebeke iliĢkisi ve donanım çeĢitliliği açısından

çok fazla girdinin olduğu bir durumda FV tasarıma basit hesaplarla ulaĢmak kolay değildir.

Özellikle talep edilen elektrik yükünün ve girdi olarak yararlanılacak güneĢ ıĢıması

değerlerinin zamansal olarak standart olamaması FV sistem tasarımını oldukça kompleks

bir yapıya sokmaktadır. Bu gerekçelerle dünyada farklı üniversite, enstitü veya özel Ģirkete

ait, farklı girdileri kullanarak, farklı amaçları ön plana çıkaran FV sistem tasarım yazılımları

hazırlanmıĢtır. Bunlardan NREL Sandia Ulusal Laboratuarları (Sandia National

Laboratories) tarafından geliĢtirilen SAM (Solar Advisor Model), Amerikan Homer Energy

Ģirketi tarafından geliĢtirilen HOMER ve Cenevre Üniversitesi Enerji Grubu Çevre

Bilimleri Enstitüsü (Institute fort the Science of the Environmental Group of Energy,

University of Geneva) tarafından geliĢtirilen PVSYST paket programları en yaygın

olanlarıdır. SAM Amerikan Enerji Bakanlığı’nın sipariĢi üzerine hazırlanmıĢ bir paket

programdır. FV, odaklayıcılı FV, parabolik oluk, güç kulesi ve evsel sıcak su sistemleri

tasarımına olanak vermektedir. FV tasarımda teknik özelliklerden ziyade Amerika’da güneĢ

113

enerjisine verilen mali destekler ve alım garantileri üzerine uzmanlaĢmıĢtır. HOMER paket

programı güneĢ enerjisi üretim sistemleri yanında, rüzgar ve dizel jeneratör boyutlandırması

ile teknik ve ekonomik analizini yapabilmektedir.

PVSYST 5.21 sürümü FV tasarım paket programı, Ģebeke bağlantılı ve bağımsız FV

sistemler üzerine uzmanlaĢmıĢtır. Bir FV sistemde bulunabilecek tüm donanım

elemanlarının detaylıca en güncel haliyle tutulduğu veri bankalarına sahiptir. ĠĢletim

sırasında ortaya çıkabilecek sorunları öngörebilmek adına tasarım aĢamasında donanımlar

arası uyumluluk yoklaması yapmaktadır. 1200’ü aĢkın donanımı karakterize eden tüm

teknik bilgiler üreticilerin açıkladığı Ģekilde veri bankasında tanıtılmasının yanında, Ġsviçre

FV Donanım Test Enstitüsü (TISO) ve Alman Photon Magazine tarafından gerçek Ģartlarda

denenen ve ölçümü yapılan bu donanımlara ait elektriksel karakteristikler de veri

bankalarına eklenmektedir.

PVSYST’in önemli bir özelliği de kiĢisel ölçümle elde edilmiĢ, saatlik hassasiyetteki güneĢ

ıĢıması ölçümlerini ve elektrik tüketim veri setini programa girdi olarak kabul etmesidir.

Böylece yapılan tasarımlar ve ulaĢılan sonuçlar, gerçek ve ölçüme dayalı hassas veriye

dayandırılmıĢ olmaktadır. Yazılım, bünyesinde bulunan algoritmalar aracılığıyla güneĢ

ıĢıması ve yük talebi doğrultusunda hazırlanan taslak tasarımları simüle ederek, simülasyon

verisi oluĢturmaktadır. PVSYST simülasyonlarından sağlanan elektriksel değerler,

performanslar, verimlilikler ve sistem kayıpları iĢletim Ģartlarında elde edilen gerçek

ölçümlerle kıyaslandığında aralarında ancak +/- % 5’lik bir fark çıkmaktadır.

HAVUÇ elektrik tüketim verisine esas teĢkil eden kurulu güç 400 kW’tır. Bu 400 kW’lık

güce hizmet edecek bir FV sistem orta ölçekli (küçük ölçekli < 10 kW, büyük ölçekli >

1000 kW) ticari bir elektrik santrali olarak kabul edilir (Hipp vd. 2008). Bu ölçekte bir

elektrik santralinin tasarım ve boyutlandırmasında detaylar önem arz etmektedir.

Tasarımdaki küçük girdiler, çarpanlar büyük olduğu için çıktıda büyük değerli sonuçlara

neden olabilmektedir. Bu sebepten dolayı bir eviricinin giriĢine bağlanmıĢ tüm modül

dizileri homojen olmalı yani aynı modüllerden oluĢmalı, seri bağlı modül sayıları aynı

olmalı, yönelimleri aynı açılarla yapılmıĢ olmalıdır (http://www.pvsyst.com/5.2/index.php,

114

2010). Ayrıca seçilen evirici ile modül dizilerinin gerilim ve akım çıkıĢları birbirleriyle ve

iliĢkili oldukları donanımla Ģu Ģartlarda uyumlu olmalıdır:

En düĢük sıcaklık Ģartlarında (60 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en düĢük gerilim,

eviricinin giriĢ gerilim aralığının en küçük değerinin altında olmamalıdır.

En düĢük sıcaklık Ģartlarında (20 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en yüksek gerilim,

eviricinin giriĢ gerilim aralığının en yüksek değerinin üzerinde olmamalıdır.

Açık devrede (-10 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en yüksek gerilim, eviricinin

giriĢindeki en yüksek gerilim kapasitesinin üzerinde olmamalıdır.

Açık devrede (-10 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en yüksek gerilim, FV modül için

belirlenmiĢ izin verilen en yüksek sistem gerilim seviyesinin üzerine çıkmamalıdır

(http://www.pvsyst.com/5.2/index.php).

ÇalıĢmada öncelikle Ģebeke bağlantılı, merkezi eviricili, sabit açılı, en yüksek enerji

tüketilen mevsimin esas alındığı; tek kristalli silisyum, çoklu kristal silisyum ve amorf

silisyum ince filmden oluĢan üç ayrı FV yapıda sistem tasarımı yapılmıĢ ve birbirleriyle

kıyaslanmıĢtır. Böylece tüm Ģartlar aynı olmak kaydıyla, üç farklı FV yapıdan hangisinin

tezimize konu iĢletmemiz (HAVUÇ) özel ve coğrafik Ģartlarına uygun olduğu ortaya

konmuĢtur. Yazılımda HAVUÇ’a ait saatlik meteorolojik ölçümler ve saatlik enerji tüketimi

verisi girdi olarak kullanılmıĢtır.

PVSYST yazılımına öncelikle coğrafi konum tanımlanmıĢtır. Kendi veri bankasında

çalıĢma sahamızı kabaca temsil edebilecek Ankara yerleĢimi bulunmasına karĢın,

çalıĢmanın özgünlüğü ve hassasiyeti bakımından proje bölgemiz “HAVUÇ” ismiyle

koordinatları, yüksekliği ve saat dilimi ile yeni bir coğrafi mevki olarak tanıtılmıĢtır (ġekil

3.17).

HAVUÇ coğrafi mevkisinin saatlik bazda yıllık küresel güneĢ ıĢıması W/m2, hava sıcaklığı

°C ve rüzgar hızı m/s cinsinden PVSYST yazılımına girilmiĢ ve yazılımın çalıĢabileceği

formata dönüĢtürülmüĢtür (ġekil 3.18). Ayrıca PVSYST, ölçümlerin yerel saate göre mi,

yoksa ulusal saate göre mi yapıldığını veri giriĢi aĢamasında seçme Ģansı tanımaktadır.

115

ġekil 3.17 PVSYST yazılımında yeni coğrafi mevki (HAVUÇ) tanımlanması

ġekil 3.18 Saatlik meteorolojik verinin giriĢi için PVSYST arayüzü

116

FV güneĢ elektriği üreteçlerinin ana unsuru olan paneller güneĢi gün ve yıl boyu en verimli

görebilecek açıyla yerleĢtirilirler. Böylece meteorolojik olarak ölçümü yapılan yatay

düzleme gelen toplam güneĢ ıĢıması değerlerine ek olarak, panel açısına bağlı olarak

değiĢim gösteren açılı yüzeye gelen toplam güneĢ ıĢıması miktarı ve yerden yansıyan,

albedo değerlerinin de hesaba katılması gerekmektedir. Yazılımın bu kısmında yansıtma

özelliklerine göre farklı zeminler için albedo katsayılarını seçme Ģansı bulunmaktadır.

Mevsimsel ve yerel Ģartlar gözetilerek ilgili yere 0.33 büyüklüğünde genel bir albedo

katsayısı girilmiĢtir (ġekil 3.19).

ġekil 3.19 PVSYST yazılımında albedo katsayısının girilmesi

ĠĢletim sırasında karĢılaĢılabilecek önemli bir sorun da panellerin gölgelenmesidir. Daha

çok Ģehirde ve inĢasından sonra FV sistemlerin entegre edildiği binalarda karĢılaĢılan bu

sorun, HAVUÇ gibi ağaçlık ve beĢeri yapıların bulunmadığı kırsal bölgelerde göz ardı

edilebilir. Yalnızca dikkat edilmesi gereken, sistemin sahaya uygulaması aĢamasında

panellerin birbirini gün ve yıl içerisinde gölgelemeyecek aralıkta yerleĢtirilmesidir.

117

Gölgelenmenin sorun olmadığı, açıklık bir kırsal bölgede FV panel yerleĢiminde yön açısı 0

derece alınır.

FV güneĢ elektriği sistem tasarımına esas teĢkil edecek HAVUÇ yıl boyu saatlik elektrik

enerjisi tüketim verisi kWh cinsinden PVSYST yazılımına karĢılanacak yük olarak

girilmiĢtir (ġekil 3.20). Yazılım 8760 adet/yıl’lık veri setinden en yüksek tüketim zaman

aralığı ile toplam ve ortalama elektrik tüketim değerlerini hesaplayıp, tasarım ve

boyutlandırma simülasyonlarında kullanmıĢtır.

ġekil 3.20 HAVUÇ yıllık saatlik elektrik tüketim verisinin PVSYST’e aktarılması

118

119

4. BULGULAR

HAVUÇ için güneĢ enerjisi potansiyelinin belirlenip, bu potansiyelin faydalanılabilir

enerjiye dönüĢtürülerek mevcut tüketimin ikame edilmesinin sayısal ifadeleri bu kısımda

verilmektedir. Bu sonuçlar, iĢletmenin enerji tüketim davranıĢları, verimliliği ve

yönetiminin Ģekillendirilmesi ile alternatif olarak güneĢ enerjisi kaynağının

değerlendirilmesi giriĢimlerine geniĢ bir veri seti ve uygulanabilir yöntemler sunmaktadır.

4.1 Güneş Enerjisi Potansiyeli

GüneĢ enerjisinin maruz kalınan miktarından bahsedebilmek için öncelikle, güneĢin yıl

içerisinde en erken doğuĢ ve en geç batıĢ saatleri (03.00-20.00) genel zaman aralığı olmak

kaydıyla, 12 ay için güneĢin saatlik olarak gökyüzündeki pozisyonunu veren zenit, azimut

ve yükseklik açıları SOLPOS Calculator aracılığıyla hesaplanmıĢtır. HAVUÇ için açısal

konum bilgisini veren Çizelge 4.1, her ayın 15. günü içerisinde bulunduğu ayı temsil edecek

Ģekilde düzenlenmiĢtir.

Çizelge 4.1’de zenit açısının en yüksek olduğu ay 63° ile Aralık, en düĢük olduğu ay 16° ile

Haziran’dır. Zenit açısının düĢük oluĢu güneĢ ıĢınların olabildiğince dik geldiğinin bir

göstergesidir. Zaten 21 Haziran’da kuzey yarımkürede 23°27´ enleminden geçen yengeç

dönencesine dik açı ile gelen güneĢ ıĢınımlarının doğal olarak 39°40´ enleminde bulunan

HAVUÇ’a, 39°40´- 23°27´ = 16°13´ ile gelmesi beklenen bir durumdur.

Azimut açıları da kuzey 0°, doğu 90°, güney 180° ve batı 270° olduğu kabulüyle güneĢ

ıĢınlarının geldiği açının derecesini gösterir tarzda sunulmaktadır. Dikkat edileceği üzere

12:00’daki azimut açıları güneĢ ıĢınlarının tam güneyden geldiğini 180’li derecelerle

vererek göstermektedir. GüneĢ doğuĢ ve batıĢ saatlerini bildiğimiz bir gün için, güneĢin

gökyüzünde kaç derecelik bir yay takip ettiğini kolayca söyleyebiliriz. Örneğin Çizelge

4.2’den 15 Mart için güneĢ doğuĢ zamanı 06:00 ve güneĢ batıĢ zamanı 17:55 olarak alınıp,

aynı gün için 06:00’da azimut açısı 92°, 17:55’deki azimut açısı 269°’bulunur. GüneĢ 15

Mart’ta gökyüzünde 269° - 92° = 177°’lik bir yay çizecektedir. Aralık ayı için bu yay

120°’yi geçmemektedir.

120

Yükseklik açıları da yine bekleneceği üzere 15 Haziran’da ~74° ile en yüksek, Aralık

ayında ise ~27° ile en düĢük değerdedir. Bu noktada zenit ve yükseklik açılarının dik açı

için birbirlerinin tamamlayıcısı olduklarını hatırlatmakta fayda vardır. Böylece Aralık

ayının 27°’lik yükseklik açısı ile 63°’lik zenit açılarının toplamı 90°’yi vermektedir.

Bu açı bilgisine dayanarak yıllık güneĢ yolu kartı hazırlanmıĢtır. GüneĢ yolu kartında

güneĢin bir yıl içerisindeki günlerinde aynı saatte çekilen fotoğraflarından elde edilen “8”

Ģeklindeki günsekizleri (analemma) de izlenebilmektedir (ġekil 4.1). Böylece bölgenin

gölgelenme potansiyeli hakkında da bilgi sahibi olunacağı için tasarım aĢamasında sistem

yöneliminde ve yerleĢiminde çevre ve ufki engeller ile panellerin birbirini gölgelememesine

dikkat edilebilmiĢtir.

Çizelge 4.1 HAVUÇ için açısal konum bilgisi (15. günler temsil günüdür), 1/3

2010 Ocak, derece ġubat, derece Mart, derece Nisan, derece

Saat Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük.

03:00:00 99 110 -9 99 99 -9 99 86 -9 99 70 -9

04:00:00 99 110 -9 99 99 -9 99 85 -9 99 70 -9

05:00:00 99 110 -9 99 99 -9 99 85 -9 93 74 -3

06:00:00 99 110 -9 99 99 -9 91 92 -1 82 84 8

07:00:00 92 116 -2 87 109 3 80 101 10 70 93 20

08:00:00 82 125 8 77 119 13 69 112 21 59 104 31

09:00:00 74 137 16 67 130 23 58 124 32 48 116 42

10:00:00 67 150 23 60 144 30 50 139 40 38 133 52

11:00:00 62 164 28 54 160 36 44 158 46 32 156 58

12:00:00 60 180 30 52 179 38 41 180 49 30 185 60

13:00:00 62 196 28 54 197 36 44 202 46 33 212 57

14:00:00 67 211 23 58 214 32 50 221 40 41 233 49

15:00:00 74 223 16 66 228 24 58 236 32 51 248 39

16:00:00 82 235 8 75 240 15 69 248 21 62 260 28

17:00:00 92 244 -2 86 250 4 80 259 10 74 270 16

18:00:00 99 250 -9 97 260 -7 91 269 -1 85 279 5

19:00:00 99 250 -9 99 261 -9 99 275 -9 97 289 -7

20:00:00 99 250 -9 99 261 -9 99 275 -9 99 291 -9

121

Çizelge 4.1 HAVUÇ için açısal konum bilgisi (15. günler temsil günüdür), (devam)

2/3

2010 Mayıs, derece Haziran, derece Temmuz, derece Ağustos, derece

Saat Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük.

03:00:00 99 57 -9 99 50 -9 99 52 -9 99 63 -9

04:00:00 97 58 -7 94 55 -4 97 55 -7 99 63 -9

05:00:00 87 68 3 84 64 6 86 65 4 91 70 -1

06:00:00 76 77 14 74 73 16 76 74 14 80 80 10

07:00:00 64 86 26 62 81 28 64 82 26 69 89 21

08:00:00 53 96 37 51 90 39 53 91 37 57 99 33

09:00:00 41 107 49 39 101 51 41 102 49 46 111 44

10:00:00 31 124 59 28 116 62 31 117 59 36 127 54

11:00:00 23 150 67 19 142 71 22 142 68 28 151 62

12:00:00 21 189 69 16 188 74 18 183 72 25 183 65

13:00:00 26 223 64 22 228 68 22 222 68 29 214 61

14:00:00 35 244 55 32 249 58 32 245 58 37 236 53

15:00:00 46 258 44 43 263 47 43 259 47 48 251 42

16:00:00 58 269 32 54 272 36 54 270 36 59 263 31

17:00:00 69 278 21 66 281 24 66 279 24 71 272 19

18:00:00 80 287 10 77 290 13 77 287 13 82 282 8

19:00:00 91 296 -1 87 299 3 88 296 2 93 291 -3

20:00:00 99 304 -9 97 308 -7 98 306 -8 99 296 -9

3/3

2010 Eylül, derece Ekim, derece Kasım, derece Aralık, derece

Saat Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük.

03:00:00 99 78 -9 99 94 -9 99 106 -9 99 113 -9

04:00:00 99 78 -9 99 94 -9 99 106 -9 99 113 -9

05:00:00 97 80 -7 99 94 -9 99 106 -9 99 113 -9

06:00:00 85 90 5 90 100 0 97 108 -7 99 113 -9

07:00:00 74 100 16 80 110 10 86 118 4 91 119 -1

08:00:00 63 110 27 69 121 21 76 128 14 82 129 8

09:00:00 52 123 38 60 134 30 68 140 22 74 141 16

10:00:00 44 140 46 53 150 37 62 154 28 67 154 23

11:00:00 38 161 52 49 168 41 58 170 32 63 168 27

12:00:00 36 186 54 48 188 42 58 187 32 63 184 27

13:00:00 40 210 50 52 207 38 61 203 29 65 199 25

14:00:00 47 229 43 58 223 32 67 218 23 70 213 20

15:00:00 57 243 33 67 236 23 75 230 15 77 225 13

16:00:00 68 255 22 77 248 13 84 241 6 86 236 4

17:00:00 79 265 11 88 258 2 95 250 -5 96 245 -6

18:00:00 91 275 -1 99 266 -9 99 253 -9 99 247 -9

19:00:00 99 281 -9 99 266 -9 99 253 -9 99 247 -9

20:00:00 99 281 -9 99 266 -9 99 253 -9 99 247 -9

122

ġekil 4.1 HAVUÇ GüneĢ yolu kartı

123

Çizelge 4.2’de yılın her bir günü için güneĢin hangi saatte doğacağı, kaç saat gökyüzünde

kalacağı ve hangi saatte batacağı detaylı bir Ģekilde verilmiĢtir. Buna göre güneĢin

gökyüzünde bir günde en uzun kalacağı süre 15sa:01da:12s ile 21 Haziran günü, en kısa

kalacağı süre ise 09sa:19da:27s ile 21 Aralık günü gerçekleĢecektir. HAVUÇ için 2010

yılında 4454 saat 6 dakika 4 saniye güneĢ gökyüzünde görülecektir. GüneĢlenme süresi

potansiyelin en yüksek olduğu ay 455sa:25da:19s ile Temmuz ayıdır. Mevsim itibariyle

hava kapalılığının da en düĢük olduğu ay olması itibariyle, güneĢ enerjisinden faydalanmak

için yılın en uygun zamanı olduğu söylenebilir. Aralık ayı da 290sa:53da:32s ile güneĢin

gökyüzünde en az süreyle kalacağı aydır. Bu kısa süreli teorik hesaba iklim, dolayısıyla kar,

yağmur, bulutluluk ve hatta sis gibi meteorolojik hadiselerin de dahil olacağı

düĢünüldüğünde bu bilgiler ıĢığında güneĢ enerjisi açısından en fakir ay Aralık olarak

gözükmektedir. Ancak Temmuz gibi aylık ortalama sıcaklığı 21.5 °C olan bir dönemde

panel sıcaklığı da 50-60 °C’lere ulaĢacak ve rüzgar hızının da düĢük olduğu günlerde FV

modül veriminde yaklaĢık 30°C x % 0.4 = % 12’ye varan kayıplar oluĢacaktır. Yıl

içerisinde herhangi bir zaman aralığında güneĢin aydınlatma, ısıl ve FV etkisinden

yararlanılmak istendiğinde, tüm bu bilgiler göz önünde bulundurularak, HAVUÇ

iĢletmesinin tasarım iĢlerinin ve iĢ planlamalarının bu programa göre yapılması güneĢ

enerjisinden optimum faydalanmak adına uygun olacaktır.

ġekil 4.2’de iĢlenmiĢ uydu görüntüsü ve ġekil 4.3’de haritalanmıĢ halde sunulan çalıĢma

bölgesi, 104x159 km’lik bir dikdörtgen olarak alındığında yaklaĢık 16.5 km2’lik bir

coğrafya görüntülenmiĢ olur. 1/588000 ölçekli bu haritalarda verisinden yararlandığımız

DMĠ’nin Ankara Ģehir merkezinde ve Etimesgut Havaalanı’nda; EĠE’nin Culuk Köyü’nde

ve HAVUÇ’da çalıĢtırdığı küresel güneĢ ıĢıması ölçen meteoroloji istasyonları birbirlerine

ve çevre yerleĢimlere olan mesafeleri ve konumları ile gösterilmektedir.

124

Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi, sa:da:s

2010 Ocak, gün ġubat, gün Mart, gün Nisan, gün

Gün Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür.

1 07:10 16:34 09:23:09 06:57 17:07 10:09:48 06:22 17:40 11:17:33 06:33 19:12 12:39:24

2 07:10 16:34 09:23:52 06:56 17:08 10:11:57 06:21 17:41 11:20:09 06:31 19:13 12:42:01

3 07:11 16:35 09:24:39 06:55 17:09 10:14:08 06:19 17:42 11:22:46 06:30 19:14 12:44:38

4 07:11 16:36 09:25:30 06:54 17:11 10:16:21 06:18 17:43 11:25:22 06:28 19:15 12:47:15

5 07:11 16:37 09:26:24 06:53 17:12 10:18:35 06:16 17:44 11:28:00 06:27 19:16 12:49:51

6 07:11 16:38 09:27:22 06:52 17:13 10:20:50 06:15 17:45 11:30:37 06:25 19:17 12:52:27

7 07:11 16:39 09:28:24 06:51 17:14 10:23:07 06:13 17:46 11:33:15 06:23 19:18 12:55:03

8 07:10 16:40 09:29:29 06:50 17:16 10:25:26 06:12 17:47 11:35:53 06:22 19:19 12:57:38

9 07:10 16:41 09:30:37 06:49 17:17 10:27:45 06:10 17:49 11:38:31 06:20 19:20 13:00:13

10 07:10 16:42 09:31:48 06:48 17:18 10:30:06 06:08 17:50 11:41:10 06:19 19:21 13:02:47

11 07:10 16:43 09:33:03 06:47 17:19 10:32:28 06:07 17:51 11:43:48 06:17 19:23 13:05:21

12 07:10 16:44 09:34:21 06:45 17:20 10:34:51 06:05 17:52 11:46:27 06:16 19:24 13:07:54

13 07:09 16:45 09:35:43 06:44 17:21 10:37:15 06:04 17:53 11:49:06 06:14 19:25 13:10:27

14 07:09 16:46 09:37:07 06:43 17:23 10:39:40 06:02 17:54 11:51:45 06:13 19:26 13:12:59

15 07:09 16:47 09:38:34 06:42 17:24 10:42:06 06:00 17:55 11:54:24 06:11 19:27 13:15:30

16 07:08 16:48 09:40:05 06:40 17:25 10:44:34 05:59 17:56 11:57:04 06:10 19:28 13:18:01

17 07:08 16:49 09:41:38 06:39 17:26 10:47:02 05:57 17:57 11:59:43 06:08 19:29 13:20:31

18 07:07 16:51 09:43:14 06:38 17:27 10:49:31 05:56 17:58 12:02:22 06:07 19:30 13:23:01

19 07:07 16:52 09:44:52 06:37 17:29 10:52:00 05:54 17:59 12:05:02 06:05 19:31 13:25:29

20 07:06 16:53 09:46:33 06:35 17:30 10:54:31 05:52 18:00 12:07:41 06:04 19:32 13:27:57

21 07:06 16:54 09:48:17 06:34 17:31 10:57:02 05:51 18:01 12:10:20 06:02 19:33 13:30:24

22 07:05 16:55 09:50:04 06:32 17:32 10:59:34 05:49 18:02 12:12:59 06:01 19:34 13:32:50

23 07:04 16:56 09:51:52 06:31 17:33 11:02:06 05:48 18:03 12:15:39 05:59 19:35 13:35:16

24 07:04 16:58 09:53:44 06:30 17:34 11:04:40 05:46 18:04 12:18:18 05:58 19:36 13:37:40

25 07:03 16:59 09:55:37 06:28 17:35 11:07:13 05:44 18:05 12:20:57 05:57 19:37 13:40:03

26 07:02 17:00 09:57:33 06:27 17:37 11:09:47 05:43 18:06 12:23:35 05:55 19:38 13:42:25

27 07:02 17:01 09:59:30 06:25 17:38 11:12:22 05:41 18:07 12:26:14 05:54 19:39 13:44:47

28 07:01 17:02 10:01:30 06:24 17:39 11:14:57 06:39 19:08 12:28:52 05:53 19:40 13:47:07

29 07:00 17:03 10:03:32 06:38 19:09 12:31:31 05:51 19:41 13:49:25

30 06:59 17:05 10:05:35 06:36 19:10 12:34:09 05:50 19:42 13:51:43

31 06:58 17:06 10:07:41 06:35 19:11 12:36:46

Toplam 300:41:19 299:19:42 370:29:58 398:10:07

4454

125

Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi, sa:da:s, (devam)

2010 Mayıs, gün Haziran, gün Temmuz, gün Ağustos, gün

Gün Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür.

1 05:49 19:43 13:54:00 05:22 20:11 14:49:21 05:23 20:21 14:58:15 05:46 20:03 14:16:08

2 05:48 19:44 13:56:15 05:21 20:12 14:50:29 05:24 20:21 14:57:37 05:47 20:01 14:14:08

3 05:46 19:45 13:58:29 05:21 20:12 14:51:33 05:24 20:21 14:56:57 05:48 20:00 14:12:07

4 05:45 19:46 14:00:42 05:21 20:13 14:52:34 05:25 20:21 14:56:13 05:49 19:59 14:10:04

5 05:44 19:47 14:02:53 05:20 20:14 14:53:32 05:25 20:21 14:55:26 05:50 19:58 14:07:59

6 05:43 19:48 14:05:03 05:20 20:14 14:54:27 05:26 20:20 14:54:35 05:51 19:57 14:05:53

7 05:42 19:49 14:07:11 05:20 20:15 14:55:18 05:26 20:20 14:53:41 05:52 19:56 14:03:45

8 05:41 19:50 14:09:17 05:19 20:16 14:56:06 05:27 20:20 14:52:44 05:53 19:55 14:01:36

9 05:39 19:51 14:11:22 05:19 20:16 14:56:51 05:28 20:19 14:51:44 05:54 19:53 13:59:25

10 05:38 19:52 14:13:25 05:19 20:17 14:57:32 05:28 20:19 14:50:41 05:55 19:52 13:57:13

11 05:37 19:53 14:15:27 05:19 20:17 14:58:10 05:29 20:19 14:49:34 05:56 19:51 13:55:00

12 05:36 19:54 14:17:26 05:19 20:18 14:58:44 05:30 20:18 14:48:25 05:57 19:50 13:52:46

13 05:35 19:55 14:19:24 05:19 20:18 14:59:15 05:30 20:18 14:47:12 05:58 19:48 13:50:30

14 05:34 19:56 14:21:20 05:19 20:19 14:59:42 05:31 20:17 14:45:57 05:59 19:47 13:48:13

15 05:33 19:57 14:23:14 05:19 20:19 15:00:06 05:32 20:16 14:44:38 06:00 19:46 13:45:55

16 05:32 19:58 14:25:05 05:19 20:19 15:00:26 05:33 20:16 14:43:17 06:01 19:44 13:43:36

17 05:32 19:59 14:26:55 05:19 20:20 15:00:42 05:33 20:15 14:41:53 06:02 19:43 13:41:15

18 05:31 19:59 14:28:42 05:19 20:20 15:00:55 05:34 20:15 14:40:27 06:03 19:41 13:38:55

19 05:30 20:00 14:30:27 05:19 20:20 15:01:04 05:35 20:14 14:38:58 06:03 19:40 13:36:33

20 05:29 20:01 14:32:10 05:19 20:21 15:01:10 05:36 20:13 14:37:26 06:04 19:39 13:34:10

21 05:28 20:02 14:33:50 05:20 20:21 15:01:12 05:37 20:13 14:35:52 06:05 19:37 13:31:46

22 05:28 20:03 14:35:28 05:20 20:21 15:01:10 05:37 20:12 14:34:15 06:06 19:36 13:29:21

23 05:27 20:04 14:37:04 05:20 20:21 15:01:05 05:38 20:11 14:32:36 06:07 19:34 13:26:56

24 05:26 20:05 14:38:37 05:20 20:21 15:00:56 05:39 20:10 14:30:55 06:08 19:33 13:24:30

25 05:25 20:06 14:40:07 05:21 20:21 15:00:44 05:40 20:09 14:29:11 06:09 19:31 13:22:03

26 05:25 20:06 14:41:35 05:21 20:21 15:00:28 05:41 20:08 14:27:25 06:10 19:30 13:19:35

27 05:24 20:07 14:42:59 05:21 20:21 15:00:08 05:42 20:07 14:25:37 06:11 19:28 13:17:07

28 05:24 20:08 14:44:22 05:22 20:21 14:59:45 05:43 20:07 14:23:47 06:12 19:27 13:14:38

29 05:23 20:09 14:45:41 05:22 20:21 14:59:18 05:44 20:06 14:21:55 06:13 19:25 13:12:09

30 05:23 20:10 14:46:58 05:23 20:21 14:58:48 05:45 20:05 14:20:01 06:14 19:24 13:09:39

31 05:22 20:10 14:48:11 05:45 20:04 14:18:05 06:15 19:22 13:07:08

Toplam 446:13:39 449:01:31 455:25:19 425:10:03

126

Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi, sa:da:s, (devam)

2010 Eylül, gün Ekim, gün Kasım, gün Aralık, gün

Gün Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür.

1 06:16 19:20 13:04:37 06:44 18:31 11:46:53 06:17 16:46 10:29:08 06:51 16:24 09:32:52

2 06:17 19:19 13:02:05 06:45 18:30 11:44:17 06:18 16:45 10:26:49 06:52 16:23 09:31:38

3 06:18 19:17 12:59:33 06:46 18:28 11:41:40 06:19 16:44 10:24:32 06:53 16:23 09:30:28

4 06:19 19:16 12:57:00 06:47 18:26 11:39:04 06:21 16:43 10:22:15 06:54 16:23 09:29:20

5 06:20 19:14 12:54:27 06:48 18:25 11:36:28 06:22 16:42 10:20:01 06:55 16:23 09:28:16

6 06:21 19:12 12:51:54 06:49 18:23 11:33:52 06:23 16:41 10:17:47 06:56 16:23 09:27:15

7 06:21 19:11 12:49:20 06:50 18:22 11:31:17 06:24 16:40 10:15:35 06:57 16:23 09:26:18

8 06:22 19:09 12:46:46 06:51 18:20 11:28:42 06:25 16:39 10:13:25 06:57 16:23 09:25:24

9 06:23 19:08 12:44:12 06:52 18:18 11:26:06 06:26 16:38 10:11:16 06:58 16:23 09:24:34

10 06:24 19:06 12:41:37 06:53 18:17 11:23:32 06:28 16:37 10:09:08 06:59 16:23 09:23:48

11 06:25 19:04 12:39:02 06:54 18:15 11:20:57 06:29 16:36 10:07:03 07:00 16:23 09:23:05

12 06:26 19:03 12:36:26 06:55 18:14 11:18:23 06:30 16:35 10:04:59 07:01 16:23 09:22:26

13 06:27 19:01 12:33:51 06:56 18:12 11:15:49 06:31 16:34 10:02:57 07:02 16:23 09:21:50

14 06:28 18:59 12:31:15 06:58 18:11 11:13:16 06:32 16:33 10:00:57 07:02 16:24 09:21:19

15 06:29 18:58 12:28:39 06:59 18:09 11:10:44 06:33 16:32 09:58:58 07:03 16:24 09:20:52

16 06:30 18:56 12:26:03 07:00 18:08 11:08:11 06:34 16:31 09:57:02 07:04 16:24 09:20:28

17 06:31 18:54 12:23:27 07:01 18:06 11:05:39 06:36 16:31 09:55:08 07:04 16:24 09:20:08

18 06:32 18:53 12:20:50 07:02 18:05 11:03:08 06:37 16:30 09:53:16 07:05 16:25 09:19:52

19 06:33 18:51 12:18:14 07:03 18:03 11:00:38 06:38 16:29 09:51:27 07:06 16:25 09:19:39

20 06:34 18:49 12:15:37 07:04 18:02 10:58:08 06:39 16:29 09:49:40 07:06 16:26 09:19:31

21 06:35 18:48 12:13:01 07:05 18:01 10:55:38 06:40 16:28 09:47:55 07:07 16:26 09:19:27

22 06:36 18:46 12:10:24 07:06 17:59 10:53:09 06:41 16:27 09:46:12 07:07 16:27 09:19:27

23 06:37 18:44 12:07:47 07:07 17:58 10:50:41 06:42 16:27 09:44:32 07:08 16:27 09:19:30

24 06:38 18:43 12:05:10 07:08 17:56 10:48:14 06:43 16:26 09:42:55 07:08 16:28 09:19:38

25 06:39 18:41 12:02:33 07:09 17:55 10:45:48 06:44 16:26 09:41:20 07:08 16:28 09:19:49

26 06:39 18:39 11:59:57 07:10 17:54 10:43:22 06:46 16:25 09:39:48 07:09 16:29 09:20:05

27 06:40 18:38 11:57:20 07:12 17:53 10:40:57 06:47 16:25 09:38:19 07:09 16:30 09:20:24

28 06:41 18:36 11:54:43 07:13 17:51 10:38:33 06:48 16:25 09:36:53 07:09 16:30 09:20:47

29 06:42 18:35 11:52:06 07:14 17:50 10:36:10 06:49 16:24 09:35:30 07:10 16:31 09:21:15

30 06:43 18:33 11:49:30 07:15 17:49 10:33:48 06:50 16:24 09:34:10 07:10 16:32 09:21:46

31 06:16 16:48 10:31:27 07:10 16:33 09:22:21

Toplam 373:37:26 345:24:31 299:38:57 290:53:32

127

4.1.1 Teorik güneş enerjisi potansiyeli

Enlemi ve boylamı belli bir noktanın dünya dıĢı güneĢ ıĢıması (extraterrestrial radiation)

değerleri hava kütlesi (air mass), geçirgenlik (transparency), berraklık (clearness), bulut

kapalılığı gibi atmosfer etkileri olmaksızın sabit bir değer olarak hesaplanmıĢtır. Çizelge

4.3’de HAVUÇ için günlük uzaysal güneĢ ıĢıması değerleri, bölgenin teorik güneĢ enerjisi

potansiyeli olarak verilmiĢtir. En düĢük güneĢ ıĢıması değeri bir metrekareye 3899 Wh ile

beklendiği üzere en kısa gün olan 21 Aralık’ta, en yüksek güneĢ ıĢıması değeri de

metrekareye 11657 Wh ile en uzun gün olan 21 Haziran’da gerçekleĢmektedir. Bir yıl

boyunca güneĢ ıĢıması değerlerinin üç katına çıkıp (4 kWh’ten 12 kWh’e) üçte birine

düĢüyor olması, planlama ve tasarım aĢamasında girdi olarak kullanılan güneĢ ıĢıması

değerlerinin stabil ve homojen olamayacağının bir göstergesidir. Aylık olarak en düĢük

toplam 123.1 kWh/m2 ile Aralık ayı, en yüksek toplam da 350.2 kWh/m2 ile Temmuz

ayıdır. Bölgenin yıllık toplam teorik güneĢ enerjisi potansiyelinin 2918 kWh/m2 olduğu

hesaplanmıĢtır.

ġekil 4.2 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara meteoroloji istasyonları uydu görüntüsü

128

ġekil 4.3 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara meteoroloji istasyonları haritası

4.1.2 Saha güneş enerjisi potansiyeli

ĠĢletme bölgesine en yakın büyük klima meteoroloji istasyonu olan DMĠ Etimesgut

Meteoroloji Ġstasyon Müdürlüğü’nde uzun yıllar rasatçılar tarafından ölçüm, gözlem ve

rasat bir arada yapıldığı için güneĢlenme süresi verileri bu istasyondan temin edilmiĢtir.

1994-2008 yılları arasını kapsayan 15 yıllık bir zaman aralığındaki saatlik verilerden

ortalama günlük toplamlar elde edilmiĢtir. GüneĢlenme süresi yıllık toplam 2607 saat/yıl,

günlük ortalama 7.1 saat/gün ile Anonim’deki (1983) Türkiye’de 2640 saat/yıl toplam yıllık

ve 7.2 saat/gün ortalama günlük değerlere ve Ġç Anadolu Bölgesi’nde 2628 saat/yıl değerine

paralel çıkmıĢtır. ġehir merkezinde kalan DMĠ Ankara Ġstasyonu verilerine göre ise yıllık

toplam 2511 saat/yıl’dır (ġekil 4.3). En düĢük ortalama güneĢlenme süresi 24 Aralık’ta 1.0

saat/gün, en yükseği ise 19 Temmuz’da 12.8 saat/gün’dür. Teorik olarak 4454 saat/yıl

olarak hesaplanan güneĢlenme süresi atmosfer etkisiyle % 41 kayba uğrayarak 2607

saat/yıl’a düĢmüĢtür (Çizelge 4.4).

129

Çizelge 4.3 HAVUÇ 2010 yılı teorik güneĢ ıĢıması, Günlük toplam, kWh/m2

Gün

/AyO ġ M N M H T A E E K A

1 3.990 5.060 6.846 8.929 10.543 11.494 11.597 10.824 9.389 7.494 5.509 4.181

2 4.006 5.116 6.913 8.994 10.587 11.511 11.586 10.784 9.331 7.426 5.454 4.153

3 4.023 5.173 6.981 9.058 10.630 11.527 11.574 10.747 9.273 7.358 5.399 4.126

4 4.042 5.231 7.048 9.122 10.672 11.543 11.561 10.709 9.213 7.290 5.345 4.100

5 4.062 5.290 7.115 9.185 10.713 11.557 11.548 10.670 9.153 7.221 5.291 4.076

6 4.084 5.349 7.181 9.246 10.753 11.570 11.533 10.631 9.092 7.152 5.238 4.053

7 4.106 5.409 7.248 9.308 10.793 11.582 11.517 10.591 9.030 7.083 5.186 4.031

8 4.130 5.470 7.314 9.368 10.831 11.594 11.501 10.550 8.968 7.014 5.134 4.011

9 4.155 5.532 7.380 9.427 10.868 11.604 11.483 10.508 8.905 6.945 5.083 3.992

10 4.181 5.594 7.446 9.486 10.905 11.614 11.465 10.465 8.842 6.876 5.032 3.975

11 4.208 5.657 7.512 9.544 10.940 11.622 11.445 10.425 8.778 6.807 4.982 3.962

12 4.237 5.720 7.577 9.601 10.974 11.630 11.425 10.383 8.713 6.738 4.933 3.950

13 4.267 5.784 7.642 9.657 11.008 11.637 11.404 10.342 8.648 6.669 4.885 3.939

14 4.297 5.848 7.706 9.713 11.040 11.642 11.382 10.299 8.584 6.600 4.838 3.929

15 4.329 5.913 7.770 9.767 11.072 11.647 11.359 10.255 8.524 6.535 4.791 3.921

16 4.362 5.978 7.834 9.821 11.102 11.651 11.334 10.211 8.463 6.470 4.745 3.914

17 4.397 6.044 7.897 9.874 11.132 11.654 11.309 10.166 8.402 6.405 4.700 3.908

18 4.432 6.109 7.964 9.926 11.160 11.656 11.284 10.119 8.340 6.340 4.656 3.904

19 4.468 6.176 8.033 9.977 11.188 11.657 11.257 10.073 8.278 6.276 4.613 3.901

20 4.505 6.242 8.104 10.027 11.215 11.657 11.229 10.025 8.215 6.211 4.571 3.900

21 4.543 6.309 8.175 10.076 11.243 11.657 11.200 9.976 8.152 6.147 4.530 3.899

22 4.583 6.376 8.247 10.124 11.270 11.655 11.171 9.927 8.088 6.084 4.490 3.901

23 4.623 6.443 8.317 10.172 11.297 11.652 11.140 9.877 8.024 6.022 4.452 3.903

24 4.664 6.510 8.388 10.219 11.323 11.649 11.109 9.826 7.959 5.964 4.414 3.907

25 4.709 6.577 8.457 10.264 11.348 11.644 11.076 9.774 7.893 5.906 4.377 3.912

26 4.756 6.644 8.527 10.309 11.372 11.639 11.043 9.721 7.828 5.849 4.341 3.919

27 4.804 6.712 8.595 10.358 11.394 11.632 11.009 9.668 7.762 5.791 4.307 3.927

28 4.853 6.779 8.664 10.406 11.416 11.625 10.974 9.614 7.695 5.734 4.274 3.936

29 4.903 8.731 10.452 11.437 11.617 10.937 9.559 7.628 5.677 4.241 3.946

30 4.953 8.798 10.498 11.457 11.608 10.901 9.503 7.561 5.621 4.211 3.958

31 5.005 8.864 11.476 10.863 9.446 5.564 3.971

Top. 136.7 165.0 243.3 292.9 343.2 348.4 350.2 315.7 254.7 201.3 144.0 123.1

Ort. 4.409 5.894 7.848 9.764 11.070 11.614 11.297 10.183 8.491 6.493 4.801 3.971

HAVUÇ meteoroloji rasat parkı içerisine 2003-2006 ve Culuk Köyü’ne 2000-2006

yıllarında EĠE tarafından kurulan otomatik meteoroloji gözlem istasyonu (OMGĠ)

bünyesindeki piranometre ile elde edilen saatlik güneĢ ıĢıması ölçümleri ile yapılan çalıĢma

sonucunda sırasıyla 4 ve 6 yıllık Wh/m2 cinsinden ortalama günlük küresel güneĢ ıĢıması

(global horizontal radiation) çizelgesi oluĢturulmuĢtur. Her iki istasyona ait veriler ortak

130

kullanılarak çalıĢmaya temel olan veri setine ulaĢılmıĢtır. Elde edilen bu değerler HAVUÇ

proje bölgesi için meteorolojik güneĢ enerjisi potansiyelini ifade etmektedir. En düĢük

değer 962 Wh/m2 ile 7 Aralık’a, en yüksek değer de 8467 Wh/m2 ile 11 Temmuz’a aittir.

Aylık ortalamalarda da Temmuz ayı 7752 Wh/m2 ile ilk sırada, Aralık ayı 1905 Wh/m2 ile

son sırada yer almıĢtır. HAVUÇ için saha güneĢ enerjisi potansiyeline baktığımızda günlük

bazda 11 Temmuz’daki 8467 Wh/m2, aylık bazda da yine Temmuz ayındaki 240.3 kWh/m2

en yüksek değer olarak görünürken; 7 Aralık’taki 962 Wh/m2 günlük, yine Aralık ayındaki

59.1 kWh/m2 de aylık en düĢük değer olarak görünmektedir. Yıllık toplam saha güneĢ

enerjisi potansiyeli 1743 kWh/m2 olarak hesaplanmıĢtır. Teorik potansiyel çizelgesinde

Temmuz ayı Aralık ayının 3 katı iken saha potansiyelinde 4 katına çıkmıĢtır (Çizelge 4.5).

Anonim’de (1983) 1966-1982 yıllarını kapsayan aktinograf ölçümleri ve Angström

türetmeleri ile elde edilmiĢ Ġç Anadolu Bölgesi için yıllık güneĢ ıĢıması değeri olan 1314

kWh/m2-yıl’dan % 33 yüksek bir değer, 1743 kWh/m2-yıl çıkmıĢtır. Bu farkın çıkmasında

en önemli etken, güncel olan bu verinin elektronik ve kalibrasyonlu piranometre cihazıyla

yapılmıĢ olmasıdır. Ayrıca Aksoy (1996) aktinograf cihazlarıyla alınan ölçümlerde % 15-42

hata payı bulunabileceğini belirtmiĢtir.

Çizelge 4.3’deki teorik güneĢ ıĢıması ve Çizelge 4.5’deki meteorolojik güneĢ ıĢımasının yıl

boyu değiĢimi ġekil 4.4’de grafiğe aktarılmıĢtır. Atmosfer ve meteorolojik olayların

etkisiyle sürekli değiĢim gösteren atmosfer Ģartlarının meydana getirdiği kırıklı hattı

karakterize eden 10. dereceden denklem MATLAB programı ile iĢlenerek meteorolojik

güneĢ ıĢıması ile teorik güneĢ ıĢıması arasındaki paralellik ortaya konmuĢtur.

131

Çizelge 4.4 HAVUÇ günlük güneĢlenme süreleri, saat*

1994-2008 O ġ M N M H T A E E K A

1 3.1 4.4 5.7 4.7 8.6 9.0 12.4 10.7 10.1 7.6 6.9 3.0

2 2.7 3.1 5.7 4.8 7.7 10.1 12.2 11.1 10.1 7.6 6.3 2.5

3 1.9 2.8 5.1 6.6 7.0 10.3 11.4 10.9 10.8 8.2 5.4 2.6

4 1.5 2.8 6.2 6.9 7.9 9.6 12.4 12.1 10.0 8.3 6.0 4.2

5 2.4 4.2 5.8 6.5 8.3 10.6 12.3 11.7 9.6 8.9 5.6 2.9

6 1.6 2.9 5.5 7.1 9.0 9.2 12.4 11.3 9.9 8.8 5.3 3.6

7 2.1 4.0 6.3 6.5 9.2 10.4 11.7 11.6 9.8 8.6 4.5 1.2

8 3.0 6.1 5.0 6.1 9.0 9.5 11.9 11.9 10.3 7.8 5.6 2.1

9 3.9 5.9 5.7 7.5 9.3 8.7 12.2 10.9 9.9 7.4 5.8 3.1

10 3.0 3.8 5.0 8.0 10.5 10.3 12.4 10.9 10.1 7.1 5.5 3.8

11 3.2 5.2 4.1 6.7 11.1 10.5 12.3 10.8 10.0 6.5 5.8 3.0

12 3.0 4.9 6.3 6.6 9.1 11.0 11.5 11.2 9.6 7.0 5.6 2.1

13 2.8 2.9 5.8 5.1 8.2 11.5 11.3 11.2 9.9 5.9 3.8 2.2

14 2.9 4.3 5.5 5.1 9.2 10.5 11.1 11.7 9.6 6.3 5.0 2.2

15 2.5 3.6 6.7 7.6 8.9 11.0 11.3 11.7 9.7 6.4 4.2 3.2

16 1.7 4.2 6.4 7.7 9.1 11.6 10.6 11.5 9.0 7.5 5.3 1.6

17 2.8 4.3 5.1 7.0 9.6 11.5 10.8 11.3 8.9 6.3 5.0 2.8

18 2.6 3.7 4.1 3.8 10.2 10.4 11.3 10.8 9.6 6.4 4.0 3.0

19 2.1 4.4 4.9 4.3 11.1 10.6 12.8 11.4 9.0 7.7 4.6 2.6

20 2.6 4.2 5.7 7.8 8.5 11.4 12.4 10.7 8.4 5.7 2.8 2.1

21 2.3 4.4 4.6 6.5 9.3 10.6 12.2 11.4 7.7 5.9 3.9 3.6

22 3.3 5.1 4.8 5.4 9.5 12.2 12.6 11.3 8.1 5.9 3.7 2.6

23 3.8 4.4 4.8 4.9 10.0 12.4 11.8 11.0 7.8 5.3 4.0 2.8

24 3.6 5.2 5.6 7.9 9.3 11.7 10.9 10.4 7.5 5.0 4.4 1.0

25 3.2 6.5 6.5 9.1 9.4 11.7 12.1 9.7 8.1 4.9 3.8 2.0

26 4.4 5.5 5.7 8.1 7.6 12.0 12.1 10.8 9.2 5.6 4.1 2.1

27 4.1 5.4 6.8 8.6 9.8 11.3 11.5 10.4 8.6 5.6 2.9 1.6

28 1.9 4.1 5.7 6.5 10.5 10.7 12.1 9.5 8.5 3.8 3.4 2.5

29 4.3 5.2 5.3 7.2 9.4 10.7 12.1 10.7 7.7 6.2 4.0 2.7

30 2.8 6.4 9.7 8.2 11.8 11.6 10.8 8.0 5.9 4.1 2.6

31 3.8 5.6 8.3 11.5 10.3 5.7 3.1

Toplam

(2607) 89.1 127.5 172.5 200.1 282.6 323.0 367.4 341.7 275.6 205.8 141.3 80.1

Ortalama

(7.1) 2.9 4.4 5.6 6.7 9.1 10.8 11.9 11.0 9.2 6.6 4.7 2.6

* Veriler DMĠ Etimesgut Meteoroloji Ġstasyon Müdürlüğü’ne aittir.

132

Çizelge 4.5 HAVUÇ meteorolojik güneĢ ıĢıması ortalaması, günlük toplam, kWh/m2

Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A

1 1.409 2.271 3.426 4.657 6.230 6.165 8.296 6.270 6.161 4.161 3.252 1.527

2 1.375 2.466 3.497 3.861 5.403 6.497 8.283 6.931 5.949 4.268 3.795 1.389

3 1.713 1.922 2.647 5.405 5.532 6.998 6.913 6.613 5.860 4.739 3.280 2.079

4 1.070 2.097 3.364 4.970 6.425 7.338 7.827 7.296 5.257 5.127 3.435 2.161

5 1.920 2.517 3.666 5.274 6.376 7.610 7.244 7.151 4.856 4.824 3.437 1.292

6 1.439 2.547 3.731 5.798 5.348 7.417 8.452 7.567 5.466 4.642 3.390 1.717

7 1.850 2.787 4.391 5.491 6.067 7.862 7.907 7.215 6.096 4.436 3.004 0.962

8 1.908 3.415 3.627 4.959 7.438 7.839 7.828 7.296 6.249 4.097 2.753 1.940

9 2.777 3.388 3.808 6.266 7.218 7.049 8.441 6.780 5.724 3.512 2.828 2.281

10 2.490 2.532 3.822 6.322 7.207 8.069 8.319 7.129 5.686 4.471 2.887 2.186

11 2.192 3.153 3.314 6.034 7.000 7.956 8.467 6.610 5.848 4.674 2.497 1.701

12 2.547 3.295 4.738 5.511 6.672 8.381 8.075 7.039 5.620 4.617 3.313 2.349

13 2.493 2.235 4.045 5.303 6.092 7.863 7.802 7.281 5.640 3.842 2.942 2.697

14 2.247 2.559 4.020 4.284 6.203 7.495 8.194 7.363 5.638 4.357 2.891 1.586

15 1.740 2.871 4.064 5.630 7.107 7.672 7.304 7.283 5.424 4.177 1.690 2.355

16 1.235 2.820 3.825 6.253 6.987 8.063 6.481 7.182 4.483 4.046 2.705 2.547

17 2.470 2.789 4.529 5.947 6.257 7.656 7.125 7.123 4.335 3.477 2.304 2.239

18 2.004 2.642 4.222 3.137 6.966 7.475 7.470 6.509 5.676 3.792 3.226 2.463

19 1.882 3.303 3.978 3.711 7.734 7.579 7.755 6.940 5.729 3.785 3.498 2.330

20 2.525 2.953 4.683 5.274 6.187 7.636 8.080 6.407 5.736 2.995 1.545 1.738

21 1.603 3.538 4.496 4.641 6.602 7.535 7.868 6.745 5.820 3.642 1.850 2.219

22 1.591 3.777 5.749 4.420 6.977 7.950 8.044 7.079 5.564 3.793 2.230 1.857

23 2.151 3.636 4.380 2.588 7.749 7.824 7.755 6.965 5.295 3.442 2.973 1.886

24 2.916 3.273 4.731 5.164 7.006 7.459 7.876 6.720 5.604 3.146 1.974 1.959

25 1.762 4.007 5.073 5.676 7.147 7.355 7.868 6.578 5.326 3.171 1.729 1.613

26 2.602 3.651 5.306 6.762 5.095 8.301 7.626 6.346 5.319 3.424 2.340 1.590

27 2.656 3.193 4.406 6.402 6.055 7.886 7.090 6.462 5.161 3.826 1.967 1.752

28 1.914 3.301 5.212 5.992 6.424 7.553 7.472 5.829 5.020 2.607 2.480 1.796

29 2.825 4.952 5.521 6.855 6.526 7.441 6.507 4.890 3.550 2.355 1.386

30 2.164 5.300 6.147 6.226 7.519 7.487 6.566 4.696 3.234 1.627 1.688

31 2.186 4.891 6.712 7.531 6.644 2.926 1.785

Toplam 63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1

Ortalama 2.053 2.962 4.255 5.247 6.558 7.551 7.752 6.852 5.471 3.897 2.673 1.905

133

ġekil 4.4 Teorik güneĢ enerjisi potansiyeli ve meteorolojik güneĢ ıĢıması, Wh/ m2

Düz bir yüzey üzerine gelen toplam güneĢ ıĢıması, doğrudan güneĢ ıĢınımı ve yayınık güneĢ

ıĢınımı değiĢkenlerinden oluĢmaktadır. Dikkat edileceği üzere, aylık ortalamalarda

doğrudan ıĢıma Mayıs-Kasım arasında yayınık ıĢımadan daha yüksek, Aralık-Nisan

aralığında ise yayınık ıĢıma doğrudan ıĢımadan daha yüksektir (Çizelge 4.6 ve Çizelge 4.7).

Bu durumun güneĢ ıĢınlarının Aralık-Nisan aylarında yeryüzüne yatık açıyla gelmesinin

yanında, güneĢlenmeye kısmen veya tamamen mani olan o dönemki atmosfer bulutluluğu

ve bulut cinsinden kaynaklandığı da söylenebilir. Doğrudan güneĢ ıĢıması yıllık toplam

güneĢ enerjisi potansiyeli 1032 kWh/m2, yayınık güneĢ ıĢıması yıllık toplam güneĢ enerjisi

potansiyeli de 711 kWh/m2’dir. Dikkat edileceği üzere her ikisin toplamı küresel güneĢ

ıĢımasına ait yıllık toplam güneĢ enerjisi potansiyelini (1743 kWh/m2) vermektedir. Proje

alanına ait yayınık ıĢıma değerleri, yayınık ıĢımanın toplam ıĢımaya oranı ile berraklık

indeksi arasındaki tek değiĢkenli bağıntıyı esas alan ve genel kabul görmüĢ Liu ve Jordan

bağıntısı (1960) yardımıyla elde edilmiĢtir (http://www.pvsyst.com/5.2/index.php).

134

Çizelge 4.6 HAVUÇ yataya doğrudan güneĢ ıĢıması, Günlük toplam, kWh/m²

Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A

1 0.161 0.570 1.346 2.022 3.521 2.659 6.399 3.289 4.151 1.975 1.793 0.230

2 0.255 0.794 1.282 0.894 2.078 3.234 6.375 4.512 3.854 2.193 2.838 0.135

3 0.425 0.271 0.383 3.110 2.214 4.084 3.878 3.937 3.710 3.124 1.933 0.895

4 0.048 0.401 1.045 2.284 3.758 4.746 5.567 5.241 2.717 3.853 2.279 0.939

5 0.694 0.771 1.487 2.717 3.614 5.211 4.577 4.988 2.028 3.388 2.313 0.107

6 0.294 0.848 1.575 3.646 1.931 4.826 6.673 5.729 3.097 3.148 2.267 0.465

7 0.533 1.168 2.703 3.075 2.995 5.635 5.752 5.169 4.323 2.833 1.674 0.034

8 0.549 2.116 1.319 2.106 5.427 5.593 5.603 5.337 4.633 2.263 1.295 0.639

9 1.948 2.033 1.503 4.401 5.003 4.132 6.664 4.445 3.759 1.283 1.402 1.205

10 1.396 0.671 1.530 4.434 4.956 5.944 6.495 5.101 3.701 2.987 1.599 1.118

11 0.868 1.551 0.971 3.905 4.568 5.771 6.726 4.244 4.058 3.419 0.948 0.467

12 1.459 1.745 2.951 2.884 3.938 6.523 6.128 5.010 3.676 3.363 2.371 1.349

13 1.342 0.367 1.691 2.657 2.995 5.565 5.625 5.468 3.758 1.972 1.724 1.920

14 1.032 0.672 1.654 1.119 3.057 5.000 6.353 5.621 3.816 2.989 1.675 0.389

15 0.339 1.037 1.676 2.982 4.671 5.258 4.798 5.523 3.477 2.692 0.180 1.394

16 0.076 0.840 1.328 4.043 4.523 5.944 3.317 5.406 1.889 2.502 1.444 1.718

17 1.185 0.806 2.395 3.489 3.050 5.253 4.444 5.317 1.746 1.601 0.849 1.158

18 0.552 0.594 1.827 0.240 4.304 4.866 5.134 4.253 4.089 2.195 2.417 1.618

19 0.476 1.464 1.359 0.483 5.710 5.100 5.667 5.062 4.206 2.216 2.840 1.363

20 1.252 0.961 2.504 2.275 2.980 5.199 6.249 4.124 4.274 1.011 0.143 0.514

21 0.231 1.768 2.096 1.369 3.667 5.006 5.910 4.778 4.473 2.056 0.377 1.147

22 0.171 2.133 4.275 1.086 4.239 5.730 6.215 5.422 4.056 2.342 0.776 0.594

23 0.623 1.889 1.927 0.099 5.633 5.522 5.746 5.241 3.644 1.732 2.094 0.687

24 1.787 1.293 2.356 1.925 4.334 4.822 5.989 4.864 4.244 1.338 0.589 0.755

25 0.242 2.447 2.903 2.656 4.555 4.665 5.979 4.638 3.798 1.459 0.315 0.330

26 1.262 1.821 3.284 4.588 1.392 6.390 5.580 4.238 3.831 1.886 1.140 0.331

27 1.285 1.112 1.742 3.899 2.570 5.669 4.663 4.516 3.603 2.636 0.593 0.524

28 0.368 1.137 3.027 3.177 3.190 5.066 5.338 3.477 3.392 0.718 1.366 0.581

29 1.487 2.530 2.388 3.919 3.234 5.314 4.691 3.244 2.220 1.147 0.157

30 0.520 3.089 3.344 2.836 4.986 5.426 4.834 2.944 1.760 0.278 0.453

31 0.528 2.303 3.620 5.549 5.005 1.234 0.499

Toplam 23.4 33.3 62.1 77.3 115.2 151.6 174.1 149.5 108.2 70.4 42.7 23.7

Ortalama 0.754 1.189 2.002 2.577 3.718 5.054 5.617 4.822 3.606 2.271 1.422 0.765

135

Çizelge 4.7 HAVUÇ yataya yayınık güneĢ ıĢıması, Günlük toplam, kWh/m²

Gün/

AyO ġ M N M H T A E E K A

1 1.248 1.701 2.080 2.635 2.709 3.506 1.897 2.981 2.010 2.186 1.459 1.297

2 1.120 1.672 2.215 2.967 3.325 3.263 1.908 2.419 2.095 2.075 0.957 1.254

3 1.288 1.651 2.264 2.295 3.318 2.914 3.035 2.676 2.150 1.615 1.347 1.184

4 1.022 1.696 2.319 2.686 2.667 2.592 2.260 2.055 2.540 1.274 1.156 1.222

5 1.226 1.746 2.179 2.557 2.762 2.399 2.667 2.163 2.828 1.436 1.124 1.185

6 1.145 1.699 2.156 2.152 3.417 2.591 1.779 1.838 2.369 1.494 1.123 1.252

7 1.317 1.619 1.688 2.416 3.072 2.227 2.155 2.046 1.773 1.603 1.330 0.928

8 1.359 1.299 2.308 2.853 2.011 2.246 2.225 1.959 1.616 1.834 1.458 1.301

9 0.829 1.355 2.305 1.865 2.215 2.917 1.777 2.335 1.965 2.229 1.426 1.076

10 1.094 1.861 2.292 1.888 2.251 2.125 1.824 2.028 1.985 1.484 1.288 1.068

11 1.324 1.602 2.343 2.129 2.432 2.185 1.741 2.366 1.790 1.255 1.549 1.234

12 1.088 1.550 1.787 2.627 2.734 1.858 1.947 2.029 1.944 1.254 0.942 1.000

13 1.151 1.868 2.354 2.646 3.097 2.298 2.177 1.813 1.882 1.870 1.218 0.777

14 1.215 1.887 2.366 3.165 3.146 2.495 1.841 1.742 1.822 1.368 1.216 1.197

15 1.401 1.834 2.388 2.648 2.436 2.414 2.506 1.760 1.947 1.485 1.510 0.961

16 1.159 1.980 2.497 2.210 2.464 2.119 3.164 1.775 2.594 1.544 1.261 0.829

17 1.285 1.983 2.134 2.458 3.207 2.403 2.681 1.806 2.589 1.876 1.455 1.081

18 1.452 2.048 2.395 2.897 2.662 2.609 2.336 2.256 1.587 1.597 0.809 0.845

19 1.406 1.839 2.619 3.228 2.024 2.479 2.088 1.878 1.523 1.569 0.658 0.967

20 1.273 1.992 2.179 2.999 3.207 2.437 1.831 2.283 1.462 1.984 1.402 1.224

21 1.372 1.770 2.400 3.272 2.935 2.529 1.958 1.967 1.347 1.586 1.473 1.072

22 1.420 1.644 1.474 3.334 2.738 2.220 1.829 1.658 1.508 1.451 1.454 1.263

23 1.528 1.747 2.453 2.489 2.116 2.302 2.009 1.724 1.651 1.710 0.879 1.199

24 1.129 1.980 2.375 3.239 2.672 2.637 1.887 1.856 1.360 1.808 1.385 1.204

25 1.520 1.560 2.170 3.020 2.592 2.690 1.889 1.940 1.527 1.712 1.414 1.283

26 1.340 1.830 2.022 2.174 3.703 1.911 2.046 2.108 1.488 1.539 1.200 1.259

27 1.370 2.081 2.664 2.503 3.485 2.217 2.427 1.946 1.558 1.190 1.374 1.228

28 1.546 2.164 2.185 2.815 3.234 2.487 2.134 2.352 1.628 1.889 1.114 1.215

29 1.338 2.422 3.133 2.936 3.292 2.127 1.816 1.646 1.330 1.208 1.229

30 1.644 2.211 2.803 3.390 2.533 2.061 1.732 1.752 1.474 1.349 1.235

31 1.658 2.588 3.092 1.982 1.639 1.692 1.286

Toplam 40.3 49.7 69.8 80.1 88.0 74.9 66.2 62.9 55.9 50.4 37.5 35.4

Ort. 1.299 1.774 2.253 2.670 2.840 2.497 2.135 2.031 1.865 1.626 1.251 1.140

136

Berraklık indeksi toplam küresel ıĢımanın dünya dıĢı ıĢımaya oranıdır, “K” ile gösterilir.

Berraklık indeksi sadece ıĢımanın atmosferde katettiği fiziki yolla ilgili değil, aynı zamanda

atmosferdeki bulut içeriği ve yapısıyla da doğrudan ilintilidir. Liu ve Jordan bağıntısı da

enlemden bağımsız olarak günlük toplam ıĢımanın doğrudan berraklık indeksi

parametresine bağlı olarak değiĢtiğini ortaya koymakta ve bu parametre açılı yüzeylere

gelebilecek ıĢıma tahmininde kullanılmaktadır (Luque ve Hegedus 2002). Berraklık indeksi,

hava kütlesi, atmosferik basınç vb etkenlerden dolayı Çizelge 4.8’deki oransal fark

doğmaktadır. Çizelge incelendiğinde Temmuz ayı berraklık indeksinin ortalama 0.684 ile

en yüksek, Ocak ayı berraklık indeksinin de 0.465 ile en düĢük oranda olmasına karĢın,

günlük bazda en düĢük değer olan 0.266 ile 4 Ocak gibi beklenen bir tarihte çıkarken, en

yüksek değer beklenenin aksine 0.764 ile 19 Kasım’da oluĢmuĢtur. Berraklık indeksi yıllık

ortalaması 0.577 olarak hesaplanmıĢtır.

FV panellerin yerleĢtirildiği yatay ve dikey açının oluĢturduğu eğimli yüzeye gelen güneĢ

ıĢıması, albedonun da devreye girmesiyle meteorolojik ölçüm için esas alınan yer yüzeyine

paralel yüzeye gelen güneĢ ıĢımasından yüksek olacaktır. Bu çalıĢma kapsamında HAVUÇ

için en uygun yatay açı güneĢi yıl boyu en uzun süreli görebilecek 0 derece azimut açısı ve

15 derece dikey konumlanma açısıdır (Çizelge 4.21). Verilen bu açısal eğim ve

konumlanma için bölgenin saha güneĢ enerjisi potansiyeli Çizelge 4.9’de verilmiĢtir. GüneĢ

enerjisi potansiyelinin en düĢük olduğu aylar 77.4 kWh/m2 ile Ocak ve 75.2 kWh/m2 ile

Aralık ayları, en yüksek olduğu ay 241.7 kWh/m2 ile Temmuz ayıdır. Yıllık toplam saha

güneĢ enerjisi potansiyeli 1891kWh/m2 olarak tespit edilmiĢtir.

137

Çizelge 4.8 HAVUÇ berraklık indeksi

Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A

1 0.356 0.448 0.504 0.524 0.591 0.536 0.714 0.575 0.655 0.556 0.593 0.367

2 0.346 0.481 0.510 0.431 0.510 0.564 0.714 0.638 0.636 0.575 0.699 0.336

3 0.428 0.371 0.382 0.600 0.521 0.606 0.596 0.611 0.630 0.645 0.611 0.507

4 0.266 0.401 0.481 0.548 0.602 0.635 0.676 0.676 0.569 0.704 0.646 0.530

5 0.475 0.476 0.519 0.577 0.595 0.658 0.626 0.665 0.529 0.669 0.653 0.319

6 0.354 0.477 0.523 0.630 0.497 0.640 0.731 0.706 0.600 0.650 0.652 0.426

7 0.452 0.516 0.609 0.593 0.562 0.678 0.685 0.676 0.673 0.627 0.583 0.240

8 0.464 0.626 0.499 0.532 0.687 0.676 0.679 0.686 0.695 0.584 0.540 0.486

9 0.671 0.614 0.519 0.668 0.664 0.607 0.733 0.641 0.641 0.506 0.560 0.574

10 0.597 0.454 0.516 0.670 0.661 0.694 0.724 0.676 0.641 0.650 0.578 0.553

11 0.522 0.559 0.443 0.635 0.640 0.684 0.738 0.630 0.664 0.686 0.505 0.432

12 0.602 0.579 0.628 0.577 0.607 0.720 0.705 0.673 0.643 0.685 0.677 0.598

13 0.585 0.388 0.531 0.552 0.553 0.675 0.682 0.699 0.650 0.575 0.607 0.689

14 0.523 0.440 0.523 0.443 0.561 0.644 0.717 0.710 0.654 0.659 0.602 0.407

15 0.402 0.488 0.524 0.579 0.641 0.659 0.641 0.706 0.634 0.638 0.356 0.605

16 0.283 0.474 0.489 0.639 0.628 0.692 0.570 0.699 0.528 0.624 0.574 0.657

17 0.561 0.464 0.574 0.604 0.561 0.657 0.627 0.697 0.515 0.542 0.494 0.578

18 0.452 0.435 0.530 0.317 0.623 0.641 0.659 0.640 0.679 0.597 0.698 0.637

19 0.420 0.539 0.496 0.373 0.690 0.650 0.686 0.686 0.691 0.602 0.764 0.604

20 0.559 0.476 0.578 0.527 0.551 0.655 0.716 0.636 0.697 0.481 0.341 0.451

21 0.352 0.565 0.551 0.462 0.586 0.647 0.699 0.673 0.713 0.592 0.411 0.576

22 0.346 0.597 0.699 0.437 0.618 0.682 0.717 0.710 0.687 0.622 0.500 0.482

23 0.463 0.569 0.528 0.255 0.685 0.672 0.693 0.702 0.660 0.571 0.673 0.490

24 0.622 0.507 0.566 0.506 0.618 0.640 0.705 0.682 0.704 0.527 0.451 0.508

25 0.373 0.614 0.602 0.553 0.629 0.632 0.707 0.671 0.675 0.537 0.398 0.418

26 0.545 0.554 0.625 0.656 0.447 0.713 0.687 0.651 0.680 0.586 0.543 0.412

27 0.550 0.479 0.515 0.618 0.531 0.678 0.640 0.666 0.665 0.662 0.460 0.453

28 0.393 0.491 0.604 0.576 0.562 0.649 0.677 0.605 0.653 0.456 0.584 0.464

29 0.574 0.570 0.528 0.599 0.561 0.676 0.679 0.642 0.627 0.559 0.357

30 0.435 0.605 0.586 0.543 0.647 0.682 0.689 0.622 0.578 0.389 0.434

31 0.435 0.554 0.584 0.688 0.701 0.528 0.458

Ortalama 0.465 0.503 0.542 0.540 0.592 0.650 0.684 0.670 0.644 0.598 0.557 0.485

138

Çizelge 4.9 HAVUÇ saha güneĢ enerjisi potansiyeli, kWh/m²

Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A

1 1.507 2.577 3.867 5.004 6.467 6.146 8.255 6.350 6.685 4.696 4.076 1.676

2 1.527 2.866 3.926 4.001 5.537 6.493 8.255 7.119 6.465 4.875 5.035 1.462

3 2.002 2.046 2.756 5.914 5.635 6.997 6.865 6.792 6.368 5.588 4.178 2.648

4 1.090 2.287 3.698 5.342 6.650 7.390 7.779 7.534 5.642 6.167 4.479 2.767

5 2.351 2.894 4.135 5.690 6.590 7.611 7.211 7.354 5.156 5.783 4.517 1.353

6 1.613 2.940 4.206 6.338 5.457 7.355 8.399 7.832 5.918 5.527 4.483 2.031

7 2.200 3.328 5.167 5.944 6.227 7.876 7.836 7.485 6.731 5.261 3.794 0.977

8 2.285 4.409 4.015 5.264 7.670 7.792 7.775 7.575 6.937 4.781 3.381 2.391

9 3.978 4.310 4.246 6.857 7.401 7.027 8.419 7.040 6.308 3.923 3.544 3.084

10 3.376 2.834 4.253 6.891 7.376 8.027 8.298 7.446 6.284 5.399 3.710 2.965

11 2.756 3.846 3.580 6.544 7.188 7.934 8.449 6.897 6.515 5.740 2.997 2.039

12 3.458 4.056 5.526 5.885 6.788 8.307 8.088 7.365 6.247 5.684 4.510 3.269

13 3.334 2.384 4.504 5.653 6.225 7.852 7.815 7.629 6.295 4.514 3.866 3.951

14 2.860 2.838 4.443 4.413 6.272 7.545 8.205 7.735 6.319 5.347 3.807 1.828

15 1.936 3.303 4.492 5.987 7.252 7.606 7.366 7.664 6.070 5.098 1.782 3.297

16 1.267 3.184 4.155 6.702 7.181 7.983 6.521 7.584 4.851 4.920 3.494 3.733

17 3.211 3.115 5.103 6.343 6.302 7.624 7.133 7.540 4.680 4.054 2.809 3.141

18 2.337 2.883 4.663 3.134 7.048 7.411 7.522 6.859 6.470 4.575 4.558 3.544

19 2.166 3.879 4.298 3.732 7.892 7.565 7.786 7.361 6.559 4.581 5.066 3.236

20 3.251 3.317 5.249 5.521 6.263 7.590 8.144 6.766 6.596 3.384 1.622 2.093

21 1.720 4.220 4.969 4.777 6.665 7.497 7.975 7.177 6.734 4.412 2.063 3.023

22 1.680 4.577 6.632 4.510 7.014 7.876 8.152 7.558 6.422 4.692 2.738 2.278

23 2.503 4.312 4.794 2.569 7.841 7.732 7.842 7.456 6.094 4.148 4.161 2.350

24 3.919 3.736 5.227 5.325 7.100 7.352 7.979 7.194 6.533 3.685 2.319 2.481

25 1.885 4.846 5.662 5.897 7.244 7.305 7.968 7.049 6.191 3.768 1.911 1.861

26 3.269 4.275 5.952 7.115 5.105 8.230 7.765 6.788 6.207 4.198 3.023 1.827

27 3.332 3.564 4.741 6.705 6.027 7.798 7.249 6.957 6.020 4.897 2.349 2.106

28 2.099 3.696 5.786 6.238 6.481 7.515 7.636 6.215 5.846 2.918 3.318 2.200

29 3.587 5.423 5.697 6.903 6.496 7.595 7.059 5.689 4.485 3.085 1.487

30 2.438 5.861 6.378 6.206 7.467 7.674 7.131 5.443 4.014 1.807 1.990

31 2.452 5.302 6.727 7.749 7.242 3.480 2.129

Toplam 77.4 96.5 146.6 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2

Ortalama 2.496 3.447 4.730 5.546 6.669 7.513 7.797 7.218 6.143 4.664 3.416 2.426

139

4.1.3 Teknik güneş enerjisi potansiyeli

Teknik potansiyel, saha potansiyelin sistem verimi ile çarpılması ile elde edilmektedir.

Hoogwijk (2004) ve Anonim (2009c) dünyada mevcut teknolojiyle FV sistem veriminin

ortalama % 10.5 olduğunu ifade etmektedirler. HAVUÇ için teknik güneĢ enerjisi

potansiyeli hesabı da ölçüm ve hesaplamayla elde edilmiĢ günlük bazda HAVUÇ saha

güneĢ enerjisi potansiyeli verisinin % 10.5’i alınarak hesaplanmıĢtır. Bu hesaplama

sonucunda HAVUÇ sahasına kurulacak ortalama bir FV güneĢ elektriği üretecinin 1

metrekare’den evirici çıkıĢında AA olarak elde edebileceği yıllık elektrik enerjisi miktarı

177 kWh’tir. Yıl içerisinde en düĢük üretim Aralık ayında 6.1 kWh, en yüksek üretim ise

Temmuz ayında 23.7 kWh iken yıllık metrekare baĢına elektrik üretimi yıl boyunca 0.2-0.8

kWh/gün aralığında kalmıĢtır (Çizelge 4.10). Teorik olarak güneĢ enerjisi potansiyeli 2918

kWh/m2 hesaplanmasına karĢın bu değer saha güneĢ enerji potansiyeli olarak 1743

kWh/m2’ye ve teknik güneĢ enerjisi potansiyeli olarak da 177 kWh/m2’ye düĢmektedir.

HAVUÇ için günlük teknik güneĢ enerjisi potansiyelinin 483 Wh/m2 olduğu söylenebilir.

4.2 Elektrik Enerjisi Tüketim Analizi

HAVUÇ’un elektrik enerjisi tüketimini zaman boyutunda ve iĢletme bazlı ortaya

koyabilmek için kurulu gücünü oluĢturan elektrik tüketici elemanlar referans güç

değerleriyle birlikte derlenmiĢtir. Derleme sırasında elektrik tüketicilerden oluĢan bir teknik

fotoğraf albümü de oluĢmuĢtur. Bu albümde hemen her tüketici veya tüketici grubuna ait

farklı açılardan görseller ve referans değerler iĢletme/bina bazlı kodlanarak kayıt altına

alınmıĢtır. Özellikle elektrik motorlarında anma gücü olarak cos φ dahil edilmemiĢse,

Türkiye Ģartları için bu değer 0.80 olarak alınmıĢ ve güç hesabına dahil edilmiĢtir (Çizelge

4.11). Enerji tüketim hesabı ve enerji yük talebi karĢılama çalıĢmaları yapılırken bu referans

güç değerlerinden yararlanılmıĢtır. Toplam 400.83 kW’lık bir kurulu güce sahip olan

HAVUÇ iĢletmesi orta ölçekli bir elektrik üretim tesisinin gücüne sahiptir. Kurulu gücü

oluĢturan 334 kW’lık 81 adet elektrik motorların en büyükleri B-002: motopomp binasında

kurulu olan her biri 44 kW gücündeki 4 adet sulama pompası, 33 kW’lık selektör ve 18

kW’lık büyük kaynak makinalarıdır. ĠĢletmede ayrıca aydınlatma amaçlı 110 adet civalı

sokak lambası ile 74 adet akkor ve 287 adet floresan lamba bulunmaktadır.

140

Çizelge 4.10 HAVUÇ teknik güneĢ enerjisi potansiyeli, Wh/m2

2000 -

2006 O ġ M N M H T A E E K A

1 146 234 356 467 645 637 809 621 615 437 340 160

2 136 252 363 388 551 641 806 687 599 448 397 146

3 174 202 277 562 556 687 674 673 596 498 341 218

4 112 220 351 502 656 729 760 760 523 538 358 223

5 202 264 382 533 637 750 700 714 480 506 361 136

6 151 257 392 583 549 744 808 750 563 488 365 180

7 194 292 451 552 612 792 757 730 622 466 311 97

8 193 355 373 494 740 773 759 751 623 430 285 204

9 288 356 382 632 723 727 830 690 572 369 294 240

10 261 266 387 636 717 781 808 719 580 469 302 225

11 226 329 346 600 714 782 825 664 590 491 261 177

12 259 339 492 553 679 814 786 711 584 485 345 244

13 258 226 421 533 634 762 768 739 566 403 305 278

14 236 269 408 437 621 720 805 736 564 457 299 158

15 179 301 419 583 703 744 716 720 540 439 175 247

16 127 294 385 636 710 803 656 709 470 418 284 263

17 257 289 457 602 652 748 713 706 455 358 238 232

18 210 273 418 322 701 731 784 664 596 405 339 257

19 192 347 418 384 803 743 795 695 602 386 367 243

20 242 306 465 552 624 767 796 634 602 309 162 178

21 164 365 453 482 653 742 771 682 611 381 194 229

22 167 388 579 464 707 790 789 708 584 393 234 191

23 226 382 441 267 785 769 765 696 556 358 312 185

24 306 342 475 535 709 780 786 668 589 330 202 203

25 185 416 516 582 711 756 780 656 559 328 182 166

26 268 383 537 688 501 827 762 635 559 554 245 167

27 277 335 457 638 629 778 709 645 542 392 205 184

28 198 340 541 608 662 746 746 579 527 272 257 185

29 297 355 498 580 672 637 733 663 514 365 244 142

30 222 556 633 621 730 758 656 493 333 171 175

31 230 493 660 747 663 307 182

Ortalama 212 310 435 534 662 748 765 688 562 413 279 197

Toplam 6584 8976 13490 16027 20537 22427 23702 21325 16873 12814 8373 6114

Gece ile gündüz arasında yıl içerisindeki süre değiĢimi günlük olarak değiĢmektedir. Enerji

denetimi ile elde edilen HAVUÇ enerji tüketim dağılımını gece ve gündüz saatlerinde

hesaplayabilmek için, aylık bazda Çizelge 4.12’deki süreler esas alınmıĢtır. HAVUÇ enerji

denetimi, her bir tüketicinin hangi üretim veya hizmete ait olduğunu ve yılın hangi

zamanları günün hangi saatlerinde ne yoğunlukta çalıĢtığının bir dökümünü vermektedir

(Çizelge 4.13).

141

Çizelge 4.11 HAVUÇ’un kurulu gücünü oluĢturan elemanlar

Ġçeriği Türü Adedi Güç, kW Toplam Güç, kW

Sulama Pompası Elektrik motoru 4 44 176

Çekiçli değirmen ve karıĢtırma Elektrik motoru 1 2.4 2.4

Çekiçli değirmen ve karıĢtırma Elektrik motoru 1 2.4 2.4

Helezon Elektrik motoru 2 2.4 4.8

Küçük yem makinası Elektrik motoru 1 6 6

Yükleme bandı Elektrik motoru 1 0.8 0.8

Seyyar kompresör Elektrik motoru 1 1.782 1.782

Redresör (Akü Ģarj) Elektrik motoru 1 2.2 2.2

Boru bükme makinası Elektrik motoru 1 0.396 0.396

TaĢlama Elektrik motoru 1 0.9 0.9

Çanta kaynak makinası Elektrik motoru 1 3.2 3.2

Termosifon Elektrik motoru 1 1.98 1.98

DikiĢ makinası Elektrik motoru 1 0.5 0.5

Büyük kaynak makinası Elektrik motoru 1 18.2 18.2

Punto kaynak makinası Elektrik motoru 1 8.0 8

Çanta kaynak makinası Elektrik motoru 1 3.2 3.2

Sabit Matkap Elektrik motoru 1 0.8 0.75

Hava Kompresör Elektrik motoru 1 1.2 1.162

TaĢlama Elektrik motoru 1 0.2 0.2

Kırıcı Elektrik motoru 1 1.2 1.2

El matkabı (Makita) Elektrik motoru 1 0.7 0.72

Dekupaj Elektrik motoru 1 0.7 0.72

El matkabı (Bosch) Elektrik motoru 1 0.7 0.72

BaĢ kesme makinası Elektrik motoru 1 0.6 0.6

Kırlangıç makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.85

Bıçak bileme Elektrik motoru 1 0.3 0.3

Yatar daire testere Elektrik motoru 1 2.4 2.4

Komple planya Elektrik motoru 1 2.4 2.4

ġerit testere Elektrik motoru 1 8.8 8.8

Tank zımpara Elektrik motoru 1 1.0 0.95

Sağım makinası Elektrik motoru 2 3.4 6.8

Soğutma fanları Elektrik motoru 1 1.5 1.5

Süt soğutma tankı Elektrik motoru 1 1.5 1.5

Sıcak su pompası Elektrik motoru 2 2.4 4.8

Sıcak su kazanları Elektrik motoru 3 2.4 7.2

Yem dağıtımı Elektrik motoru 2 0.4 0.8

Yem dağıtımı Elektrik motoru 2 0.4 0.8

Gübre toplama Elektrik motoru 4 0.6 2.2

Temizleme düzeni Elektrik motoru 1 0.6 0.55

Helezon Elektrik motoru 2 1.2 2.4

Et buzdolabı Elektrik motoru 2 0.3 0.6

Et buzdolabı Elektrik motoru 1 1.8 1.8

Sebze buzdolabı Elektrik motoru 2 0.3 0.6

142

Çizelge 4.11 HAVUÇ’un kurulu gücünü oluĢturan elemanlar (devam)

Sebze buzdolabı Elektrik motoru 1 1.8 1.8

Derin dondurucu Elektrik motoru 1 0.4 0.4

Büyük buzdolabı Elektrik motoru 1 0.3 0.3

Standart buzdolabı Elektrik motoru 1 0.2 0.2

BulaĢık makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9

Kıyma makinası Elektrik motoru 1 2.4 2.4

Hindi kesme Elektrik motoru 1 1.6 1.6

ÇamaĢır makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9

Kurutma makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9

Sıkma makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9

Brülör (116) Elektrik motoru 1 1.2 1.2

Brülör (116) Elektrik motoru 1 1.2 1.2

Hidrofor Elektrik motoru 1 0.6 0.6

Devirdaim pompası Elektrik motoru 3 0.2 0.555

Devirdaim pompası Elektrik motoru 3 0.2 0.555

Sıcak su pompası Elektrik motoru 1 0.1 0.06

Sirkülasyon pompası Elektrik motoru 1 0.1 0.06

Selektör Elektrik motoru 1 33.0 33

TOPLAM 81 333.61

Ġçeriği Türü Adedi Güç. kW Toplam Güç. kW

Sokak lambası Aydınlatma 110 0.125 13.75

Floresan lamba Aydınlatma 287 0.04 11.48

Akkor ampul Aydınlatma 74 0.075 5.55

TOPLAM 471 30.78

Türü Adedi Toplam Güç. kW

Elektrik motoru 81 333.61

Aydınlatma 471 30.78

Diğer 36.44

TOPLAM 400.83

Çizelge 4.12 Gece ve gündüz enerji tüketimine esas aylık süre dağılımı, saat

YaklaĢık süre, saat O Ş M N M H T A E E K A

Gece 14 13 12 12 11 10 10 11 12 12 13 14

Gündüz 10 11 12 12 13 14 14 13 12 12 11 10

143

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi

A-0

02

Kan

tin

Çay

oca

ğı

Rez

ista

ns

1

1 O

cak

36

0

26

1

2

52

2

52

2

0.1

52

.2

23

36

.0

6.5

52

.2

52

.2

To

st

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

26

1

.5

13

0.5

13

0.5

0.1

13

.1

13

.1

13

.1

Izg

ara

1

1 O

cak

36

0

26

1

2

52

2

52

2

0.1

52

.2

52

.2

52

.2

Asp

irat

ör

1

1 O

cak

36

0

26

1

2

52

2

52

2

0.1

52

.2

52

.2

52

.2

Bu

zdo

lab

ı

Ele

ktr

ik

mo

toru

1

1 O

cak

36

0

26

1

24

62

64

62

64

0.3

18

79

.2

18

79

.2

18

79

.2

Su

ısı

tıcı

sı

Diğ

er

2

1 O

cak

36

0

26

1

2

52

2

10

44

0.0

15

.7

31

.3

31

.3

Mik

rod

alg

a

fırı

n

1

1 O

cak

36

0

26

1

.2

52

.2

52

.2

1.0

52

.2

52

.2

52

.2

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a 6

1 O

cak

36

0

26

1

2

52

2

31

32

0.0

20

.9

12

5.3

12

5.3

Ak

ko

r

Lam

ba

2

1 O

cak

36

0

26

1

2

52

2

10

44

0.1

39

.2

78

.3

78

.3

A-0

01

Ġdar

e b

inas

ı

So

kak

Lam

bas

ı

Ay

dın

latm

a 10

1 O

cak

36

0

36

0

12

43

20

43

20

0

0.1

54

0.0

77

.8

0.5

0.0

54

00

.0

Flo

resa

n

Lam

ba

18

30

Ek

im

15

0

10

8

1

10

8

19

44

0.0

4.3

77

.8

77

.8

Bil

gis

ayar

Diğ

er

4

1 O

cak

36

0

26

1

2

52

2

20

88

0.0

5.2

54

20

.9

15

.1

20

.9

20

.9

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e

/ B

ina

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ngıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si, g

ün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gü

n

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saa

t/y

ıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

), s

aat/

yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

opla

m

Tü

ket

im, k

Wh

/yıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im, k

Wh

/gü

n

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

144

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 2/11)

A-0

03

Mar

ang

ozh

ane

El

mat

kab

ı

(Mak

ita)

Ele

ktr

ik m

oto

ru

1

1 O

cak

36

0

13

0

0.4

52

52

0.7

37

.4

92

1.2

2.6

37

.4

37

.4

Dek

up

aj

1

1 O

cak

36

0

13

0

0.2

26

26

0.7

18

.7

18

.7

18

.7

El

mat

kab

ı

(Bo

sch

)

1

1 O

cak

36

0

13

0

0.3

39

39

0.7

28

.1

28

.1

28

.1

BaĢ

kes

me

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

25

0.2

5

5

0.6

3.2

3.2

3.2

Kır

lan

gıç

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

25

0.2

5

5

0.9

4.3

4.3

4.3

Bıç

ak

bil

eme

1

1 O

cak

36

0

16

0.1

1.6

1.6

0.3

0.5

0.5

0.5

Yat

ar d

aire

test

ere

1

1 O

cak

36

0

25

0.6

15

15

2.4

36

.0

36

.0

36

.0

Ko

mp

le

pla

ny

a

1

1 O

cak

36

0

25

1

25

25

2.4

60

.0

60

.0

60

.0

ġer

it t

este

re

1

1 O

cak

36

0

25

1

25

25

8.8

22

0.0

22

0.0

22

0.0

Tan

k

zım

par

a

1

1 O

cak

36

0

25

0.5

12

.5

12

.5

1.0

11

.9

11

.9

11

.9

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

6

1 O

cak

36

0

26

1

8

20

88

12

52

8

0.0

83

.5

50

1.1

50

1.1

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

145

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 3/11)

A-0

08

Sel

ektö

r (1

08

) Tra

fo

Diğ

er

1 O

cak

0.0

0.0

0.0

0.0

Tem

iz s

u d

erin

ku

yu

po

mp

ası

po

mp

a

1

1 O

cak

36

0

9

0.0

0.0

0.0

0.0

A-0

06

Mak

ine

gar

ajı

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

16

1 O

cak

36

0

50

1

50

80

0

0.0

2.0

52

3.5

1.5

32

.0

32

.0

A-0

04

Kay

nak

atö

lyes

i

Bü

yük

kay

nak

mak

inas

ı

Ele

ktr

ik m

oto

ru

1

1 O

cak

36

0

10

0

20

20

18

.2

36

4.8

18

06

.7

5.0

36

4.8

36

4.8

Pu

nto

kay

nak

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

13

0

0.7

91

91

8.0

72

8.0

72

8.0

72

8.0

Çan

ta k

ayn

ak

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

13

0

0.5

65

65

3.2

20

8.0

20

8.0

20

8.0

TaĢ

lam

a

1

1 O

cak

36

0

40

0.5

20

20

0.2

4.8

4.8

4.8

Kır

ıcı

1

1 O

cak

36

0

40

0.2

8

8

1.2

9.6

9.6

9.6

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

6

1 O

cak

36

0

25

6

8

20

48

12

28

8

0.0

81

.9

49

1.5

49

1.5

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

146

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 4/11)

A-0

12

Yem

ekh

ane

Su

ısı

tıcı

sı

Rez

ista

ns

1

1 O

cak

36

0

13

0

1

13

0

13

0

2.0

25

8.7

6.0

0.1

25

8.7

25

8.7

Bu

laĢı

k

mak

inas

ı

Ele

ktr

ik

mo

toru

1

1 O

cak

36

0

13

0

3.5

45

5

45

5

1.4

63

7.0

63

7.0

63

7.0

Seb

il

Diğ

er

1

1 H

azir

an

12

0

12

0

.5

60

60

0.1

6.0

6.0

6.0

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

15

1 O

cak

36

0

13

0

3.5

45

5

68

25

0.0

18

.2

11

68

.7

3.2

27

3.0

27

3.0

A-0

09

Mo

tor

Atö

lyes

i

Sey

yar

ko

mp

resö

r

Ele

ktr

ik m

oto

ru

1

20

Tem

mu

z

60

30

0.5

15

15

1.8

26

.7

26

.7

0.4

26

.7

26

.7

Red

resö

r

(Ak

ü Ģ

arj)

1

1 O

cak

36

0

24

12

28

8

28

8

2.2

63

3.6

63

3.6

63

3.6

Bo

ru b

ük

me

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

90

0.5

45

45

0.4

17

.8

17

.8

17

.8

TaĢ

lam

a

1

1 M

ayıs

14

9

30

2

60

60

0.9

54

.0

54

.0

0.4

54

.0

54

.0

Çan

ta k

ayn

ak

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

90

0.5

45

45

3.2

14

4.0

12

32

.5

3.4

14

4.0

14

4.0

Ter

mo

sifo

n

1

1 O

cak

36

0

10

0

1.2

12

0

12

0

2.0

23

7.6

23

7.6

23

7.6

Dik

iĢ

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

15

1

15

15

0.5

7.5

7.5

7.5

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

-

latm

a

8

1 O

cak

36

0

15

0

4

60

0

48

00

0.0

24

.0

19

2.0

19

2.0

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢle

tme

/ B

ina

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ngıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a

Sü

resi

, gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gü

n

Tü

ket

im s

üre

si

top

lam

ı, s

aat/

yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a

To

pla

m T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im, k

Wh

/gü

n

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im, k

Wh

/yıl

To

pla

m G

ün

dü

z

Tü

ket

im, k

Wh

/yıl

To

pla

m T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

147

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 5/11)

B-0

01

Niz

amiy

e

Kan

tar

Diğ

er

1 O

cak

0.0

0.0

0.0

0.0

Mo

tori

n

po

mp

ası

po

mp

a

1

1 O

cak

36

0

0.6

0.0

0.0

A-0

16

Yem

Han

gar

ı

Çek

içli

değ

irm

en v

e

kar

ıĢtı

rma

Ele

ktr

ik m

oto

ru

1

1 O

cak

36

0

13

0

4

52

0

52

0

2.4

12

48

.0

11

42

1.2

31

.7

12

48

.0

12

48

.0

1

1 O

cak

36

0

13

0

6

78

0

78

0

2.4

18

72

.0

18

72

.0

18

72

.0

Hel

ezo

n

2

1 O

cak

36

0

26

1

6

15

66

31

32

2.4

37

58

.4

75

16

.8

75

16

.8

Kü

çük

yem

mak

inas

ı

1

1 O

cak

12

12

8

96

96

6.0

57

6.0

57

6.0

57

6.0

Yü

kle

me

ban

dı

1

1 O

cak

36

0

13

0

1

13

0

13

0

0.8

10

4.0

10

4.0

10

4.0

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

10

1 O

cak

36

0

26

1

1

26

1

26

10

0.0

10

.4

10

4.4

10

4.4

A-0

14

Gü

bre

han

gar

ı

Ak

ko

r

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

6

1 H

azir

an

12

0

12

0

3

36

0

21

60

0.1

27

.0

16

2.0

1.4

16

2.0

16

2.0

Ġsti

rah

at E

vi

Diğ

er

4

1 H

azir

an

12

0

12

0

1

12

0

48

0

0.1

12

.0

48

.0

0.4

48

.0

48

.0

A-0

13

Dep

o

So

kak

Lam

bas

ı

Ay

dın

latm

a

54

30

Mar

t

21

0

21

0

8

16

80

90

72

0

0.1

21

0.0

11

34

0

54

11

34

0

11

34

0

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

148

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 6/11)

D-0

01

Açı

k b

esi

pad

ok

u

So

kak

Lam

bas

ı

Ay

dın

latm

a

13

1 N

isan

23

9

23

9

12

28

68

37

28

4

0.1

35

8.5

46

60

.5

19

.5

46

60

.5

46

60

.5

C-0

05

Ser

a

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

4

1 O

cak

36

0

26

1

1

26

1

10

44

0.0

10

.4

41

.8

0.1

41

.8

41

.8

Flo

resa

n

Lam

ba

6

1 O

cak

36

0

26

1

1

26

1

15

66

0.0

10

.4

62

.6

0.2

62

.6

62

.6

Flo

resa

n

Lam

ba

4

1 O

cak

36

0

12

0

1

12

0

48

0

0.0

4.8

19

.2

0.1

19

.2

19

.2

C-0

04

Izg

aral

ı K

apal

ı b

esi

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

10

1 K

asım

17

9

17

9

8

14

32

14

32

0

0.0

57

.3

16

46

.8

9.2

57

2.8

57

2.8

Ak

ko

r

Lam

ba

10

1 K

asım

17

9

17

9

8

14

32

14

32

0

0.1

10

7.4

10

74

.0

10

74

.0

C-0

03

Gü

bre

,

sula

ma,

bah

çe d

epo

So

kak

Lam

bas

ı

Ay

dın

latm

a

14

1 O

cak

36

0

36

0

12

43

20

60

48

0

0.1

54

0.0

75

60

.0

21

.0

75

60

.0

75

60

.0

C-0

02

Hin

di

kü

mes

i

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

12

1 A

ğu

sto

s

15

0

15

0

8

12

00

14

40

0

0.0

48

.0

57

6.0

3.8

57

6.0

57

6.0

B-0

02

Mo

top

om

p

Su

lam

a

Po

mp

ası

Ele

ktr

ik

mo

toru

1

1 M

ayıs

18

0

15

0

20

30

00

30

00

44

.0

13

20

00

13

20

27

73

3

66

00

0

66

00

0

13

20

00

Ak

ko

r

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

2

1 M

ayıs

18

0

18

0

1

18

0

36

0

0.1

13

.5

27

.0

27

.0

So

kak

Lam

bas

ı

2

1 M

ayıs

36

0

36

0

12

43

20

86

40

0.1

54

0.0

10

80

.0

3.0

10

80

.0

10

80

.0

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

149

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 7/11)

D-0

04

Sü

tçü

lük -

Sağ

ımh

ane

Sağ

ım

mak

inas

ı

Ele

ktr

ik m

oto

ru

2

1 O

cak

36

0

36

0

4

14

40

28

80

3.4

48

38

.4

40

29

1.2

11

1.9

96

76

.8

96

76

.8

So

ğu

tma

fan

ları

1

1 O

cak

36

0

36

0

6

21

60

21

60

1.5

32

40

.0

32

40

.0

32

40

.0

Sü

t so

ğu

tma

tan

kı

1

1 O

cak

36

0

36

0

6

21

60

21

60

1.5

32

40

.0

32

40

.0

32

40

.0

Sıc

ak s

u

po

mp

ası

2

1 O

cak

36

0

36

0

4

14

40

28

80

2.4

34

56

.0

69

12

.0

69

12

.0

Sıc

ak s

u

kaz

anla

rı

3

1 O

cak

36

0

36

0

6

21

60

64

80

2.4

51

84

.0

15

55

2

15

55

2

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

14

1 O

cak

36

0

36

0

4

14

40

20

16

0

0.0

57

.6

80

6.4

80

6.4

Ak

ko

r

Lam

ba

8

1 O

cak

36

0

36

0

4

14

40

11

52

0

0.1

10

8.0

86

4.0

86

4.0

D-0

03

Sü

tçü

lük

Sel

ektö

r

Ele

ktr

ik

mo

toru

1

20

Tem

mu

z

60

20

8

16

0

16

0

33

.0

52

80

.0

53

55

.6

89

.3

26

40

.0

26

40

.0

52

80

.0

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

10

20

Tem

mu

z

60

21

9

18

9

18

90

0.0

7.6

75

.6

75

.6

D-0

02

Gen

ç h

ayv

an

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a 20

1 O

cak

36

0

36

0

12

43

20

86

40

0

0.0

17

2.8

60

48

.0

16

.8

34

56

.0

34

56

.0

Ak

ko

r

Lam

ba

8

1 O

cak

36

0

36

0

12

43

20

34

56

0

0.1

32

4.0

25

92

.0

25

92

.0

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

150

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 8/11)

D-0

10

Ko

yu

ncu

luk

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a 12

1 O

cak

36

0

36

0

12

43

20

51

84

0

0.0

17

2.8

31

53

.6

8.8

20

73

.6

20

73

.6

Ak

ko

r

Lam

ba

20

1 O

cak

36

0

36

0

2

72

0

14

40

0

0.1

54

.0

10

80

.0

10

80

.0

D-0

09

Yu

mu

rta

kü

mes

i

Flö

resa

n

lam

ba

Ay

dın

latm

a

58

1 O

cak

36

0

36

0

18

64

80

37

58

40

0.0

25

9.2

15

96

7

44

15

03

4

15

03

4

Yem

dağ

ıtım

ı

Ele

ktr

ik m

oto

ru

2

1 O

cak

36

0

36

0

2

72

0

14

40

0.4

31

6.8

63

3.6

63

3.6

Tem

izle

me

dü

zen

i

1

1 O

cak

36

0

26

1

1

26

1

26

1

0.6

14

3.6

14

3.6

14

3.6

Hel

ezo

n

2

1 O

cak

36

0

13

0

.5

65

13

0

1.2

78

.0

15

6.0

15

6.0

D-0

08

Bro

yle

r k

üm

esi

Yem

dağ

ıtım

ı

Ele

ktr

ik

mo

toru

2

1 O

cak

36

0

36

0

2

72

0

14

40

0.4

31

6.8

17

91

3.6

49

.8

31

6.8

31

6.8

63

3.6

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a 30

1 O

cak

36

0

30

0

24

72

00

21

60

00

0.0

28

8.0

43

20

.0

43

20

.0

86

40

.0

Ak

ko

r

Lam

ba

16

1 O

cak

36

0

30

0

24

72

00

11

52

00

0.1

54

0.0

43

20

.0

43

20

.0

86

40

.0

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

151

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 9/11)

E-0

01

So

syal

tes

is (

Mu

tfak

)

Et

bu

zdo

lab

ı

Ele

ktr

ik m

oto

ru

2

1 O

cak

36

0

36

0

24

86

40

17

28

0

0.3

25

57

.4

49

54

6.6

13

7.6

25

57

.4

25

57

.4

51

14

.9

1

1 O

cak

36

0

36

0

24

86

40

86

40

1.8

15

20

6

76

03

76

03

15

20

6

Seb

ze

bu

zdo

lab

ı

2

1 O

cak

36

0

36

0

24

86

40

17

28

0

0.3

25

57

25

57

25

57

51

15

1

1 O

cak

36

0

36

0

24

86

40

86

40

1.8

15

20

6

76

03

76

03

15

20

6

Der

in

do

nd

uru

cu

1

1 O

cak

36

0

36

0

24

86

40

86

40

0.4

34

56

.0

17

28

.0

17

28

.0

34

56

.0

Bü

yük

bu

zdo

lab

ı

1

1 O

cak

36

0

36

0

24

86

40

86

40

0.3

27

64

.8

13

82

.4

13

82

.4

27

64

.8

Sta

nd

art

bu

zdo

lab

ı

1

1 O

cak

36

0

36

0

24

86

40

86

40

0.2

20

73

.6

10

36

.8

10

36

.8

20

73

.6

Bu

laĢı

k

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

26

1

0

0

0.9

0.0

0.0

Kıy

ma

mak

inas

ı

1

1 O

cak

36

0

8

10

80

80

2.4

19

2.0

19

2.0

19

2.0

Hin

di

kes

me

1

1 O

cak

36

0

10

0

0

1.6

0.0

0.0

0.0

Fır

ın

Rez

ista

ns

1 O

cak

36

0

0.6

0

0

0.0

0.0

0.0

Su

ısı

tıcı

sı

1

15

Haz

iran

60

45

11

49

5

49

5

0.2

99

.0

99

.0

99

.0

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a 10

1 O

cak

36

0

26

1

4

10

44

10

44

0

0.0

41

.8

41

7.6

41

7.6

Flo

resa

n

Lam

ba

40

15

Haz

iran

60

45

11

49

5

19

80

0

0.0

19

.8

89

1.0

14

.9

79

2.0

79

2.0

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

152

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 10/11)

E-0

01

So

syal

tes

is (

Çam

aĢır

han

e) (

Kal

ori

ferh

ane)

Çam

aĢır

mak

inas

ı

Ele

ktr

ik m

oto

ru

1

1 H

azir

an

12

0

24

16

38

4

38

4

0.9

33

7.9

10

59

.8

8.8

33

7.9

33

7.9

Ku

rutm

a

mak

inas

ı

1

1 H

azir

an

12

0

24

8

19

2

19

2

0.9

16

9.0

16

9.0

16

9.0

Sık

ma

mak

inas

ı

1

1 H

azir

an

12

0

24

8

19

2

19

2

0.9

16

9.0

16

9.0

16

9.0

Brü

lör

(11

6)

1

15

Kas

ım

15

0

24

8

19

2

19

2

1.2

23

0.4

25

64

.6

17

.1

23

0.4

23

0.4

Brü

lör

(11

6)

1

15

Kas

ım

15

0

24

3

72

72

1.2

86

.4

86

.4

86

.4

Hid

rofo

r

1

15

Kas

ım

15

0

15

0

0

0

0.6

0.0

0.0

0.0

Dev

ird

aim

po

mp

ası

3

15

Kas

ım

15

0

15

0

24

36

00

10

80

0

0.2

66

6.0

19

98

.0

19

98

.0

Dev

ird

aim

po

mp

ası

3

15

Kas

ım

15

0

15

0

3

45

0

13

50

0.2

83

.3

24

9.8

24

9.8

Sıc

ak s

u

po

mp

ası

1

15

Kas

ım

15

0

12

0

0

0

0.1

0.0

0.0

0.0

Sir

kü

lasy

on

po

mp

ası

1

15

Kas

ım

15

0

12

0

0

0

0.1

0.0

0.0

0.0

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a 8

1 H

azir

an

12

0

12

0

10

12

00

96

00

0.0

48

.0

38

4.0

38

4.0

So

kak

Lam

bas

ı

17

1 O

cak

36

0

36

0

12

43

20

73

44

0

0.1

54

0

91

80

26

91

80

91

80

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

153

Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 11/11)

Ora

n,

%

50

.4

49

.6

10

0.0

To

pla

m

32

42

09

16

35

50

16

06

59

32

42

09

ĠĢle

tme

jen

erat

örü

KÖ

K

Bin

ası Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a 10

1 O

cak

36

0

50

1

50

50

0

0.0

2.0

20

.0

0.1

20

.0

20

.0

Flo

resa

n

Lam

ba

10

1 O

cak

50

1

50

50

0

0.1

5.0

50

.0

0.1

50

.0

50

.0

Bü

yük

baĢ

kes

imh

ane

Ak

ko

r

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

2

1 O

cak

36

0

24

1

24

48

0.0

1.0

1.9

0.0

1.9

1.9

Kü

mes

hay

van

ı

kes

imh

ane Is

ıtıc

ı

Rez

ista

ns

1 A

ralı

k

30

10

0

0

0.0

0.9

0.0

0.0

0.0

Ak

ko

r

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

2

1 A

ralı

k

30

11

1

11

22

0.0

0.4

0.9

0.9

Bah

çe

Flo

resa

n

Lam

ba

Ay

dın

latm

a

2

1 O

cak

36

0

36

0

12

43

20

86

40

0.0

17

2.8

34

5.6

1.0

34

5.6

34

5.6

Paf

ta k

od

u

En

erji

Tü

ket

ici,

ĠĢl

etm

e /

Bin

a

Ġçer

ik

Tü

r

Ad

et

Tü

ket

im B

aĢla

ng

ıç

Mu

hte

mel

Çal

ıĢm

a S

üre

si,

gü

n/y

ıl

Tü

ket

im S

üre

si,

gün

/yıl

Tü

ket

im S

üre

si,

saat

/gün

Tü

ket

im s

üre

si t

op

lam

ı,

saat

/yıl

To

pla

m s

üre

(tü

mü

),

saat

/yıl

Gü

ç, k

W

Bir

im T

ük

etim

, k

Wh

ĠĢle

tme/

Bin

a T

op

lam

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

ĠĢle

tme/

Bin

a G

ün

lük

Tü

ket

im,

kW

h/g

ün

To

pla

m G

ece

Tü

ket

im,

kW

h/y

ıl

To

pla

m G

ün

dü

z T

ük

etim

,

kW

h/y

ıl

To

pla

m T

ük

etim

, k

Wh

/yıl

Böylece iĢletme/bina ve hatta tüketici bazlı o aya ait günlük (Çizelge 4.14), gündüz (Çizelge

4.15) ve gece (Çizelge 4.16) ortalama yük talepleri belirlenmiĢ, elektrik beslemesi yapacak

Ģebeke, akü veya doğrudan üretim gibi muhtemel kaynakların tasarımına esas teĢkil edecek

zamansal elektrik yük veri seti oluĢturulmuĢtur. Özellikle gündüz ve gece tüketim verisi

incelendiğinde, ilgili tüketicinin toplam tüketimdeki payı % 0.01’den küçük olanlar için

“0.00” değeri görünmektedir. Bu durum, o tüketicinin ya o (gece/gündüz) periyotta

154

Çizelge 4.14 ĠĢletmelerin günlük ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı, kWh

Pay

, %

1.6

3

0.6

9

0.2

7

0.5

3

0.0

1

1.6

5

0.3

9

0.3

5

0.0

1

0.0

2

0.0

1

3.3

8

0.1

39.8

2

0.1

7

0.0

1

0.4

8

0.0

1

1.3

9

1.7

9

11.9

2

5.3

4.7

3

18.7

2

0.0

5

2.2

4

0

0.0

1

0.9

3

0

3.3

8

100

Y

15.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

89.2

6

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

736

.48

3.8

4

0.0

5

9.2

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

203

.91

1.3

5

21.0

0

0.0

1

0.4

0

8.7

6

0.0

3

54.0

0

1441

.1

A

15.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

3.0

0

3.8

4

0.0

5

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

180

.23

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

3

0.0

0

518

.5

K

15.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

3.0

0

3.8

4

0.0

5

9.2

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

180

.23

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

538

.0

E

15.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

736

.48

3.8

4

0.0

5

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

163

.13

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

1298

.7

E

15.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

89.2

6

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

736

.48

3.8

4

0.0

5

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

171

.96

1.3

5

21.0

0

0.0

1

0.4

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

1399

.4

A

15.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

89.2

6

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

736

.48

3.8

4

0.0

5

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

186

.81

1.3

5

21.0

0

0.0

1

0.4

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

1414

.2

T

15.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

89.2

6

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

736

.48

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

186

.81

1.3

5

21.0

0

0.0

1

0.4

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

1410

.4

H

15.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.7

9

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

736

.48

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

186

.81

1.3

5

21.0

0

0.0

1

0.4

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

1320

.7

M

15.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.7

9

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

736

.48

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

163

.13

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

1295

.2

N

15.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

5

9.2

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

180

.23

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

587

.6

M

15.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

5

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

180

.23

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

514

.6

ġ

15.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

5

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

180

.23

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

514

.6

O

15.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

5

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

111

.92

49.7

6

44.3

5

180

.23

0.0

0

21.0

0

0.0

1

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

514

.6

ĠĢle

tme

vey

a bin

a (G

ünlü

k)

A-0

01

: Ġd

are

bin

ası

A-0

02

: K

anti

n

A-0

03

: M

aran

go

zhan

e

A-0

04

: K

ayn

ak a

töly

esi

A-0

06

: E

ski

sele

ktö

r ve

biç

er a

mbar

ı

A-0

08

: S

elek

tör

(10

8)

A-0

09

: M

oto

r at

öly

esi

A-0

12

: Y

emek

han

e

A-0

13

: D

epo

A-0

14

: G

üb

re h

ang

arı

A-0

15

: 13

num

aral

ı han

gar

A-0

16

: Y

em h

ang

arı

B-0

01:

Niz

amiy

e

B-0

02:

Mo

topo

mp

C-0

02:

Hin

di

kü

mes

i

C-0

03:

Su

lam

a ve

kö

mü

r h

ang

arı

C-0

04:

Izg

aral

ı k

apal

ı b

esi

C-0

05:

Ser

a

D-0

01

: A

çık

bes

i p

ado

ku

D-0

02

: G

enç

hay

van

D-0

04

: S

ütç

ülü

k

D-0

08

: B

royle

r k

üm

esi

D-0

09

: Y

um

urt

a kü

mes

i

E-0

01:

Sosy

al t

esis

mu

tfak

E-0

02:

Küçü

k e

v

Bah

çe

Büyü

kb

aĢ k

esim

han

e

Ġsti

rah

at e

vi

Ko

yun

culu

k

Kü

mes

hay

van

ı kes

imhan

e

So

kak

lam

bas

ı

TO

PL

AM

. 341

671

155

Çizelge 4.15 ĠĢletmelerin gündüz ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı, kWh

Gü

ndü

z,%

0.0

6

1.3

4

0.5

3

1.0

4

0.0

2

1.6

2

0.7

6

0.6

8

0.0

1

0.0

4

0.0

3

6.5

8

0.0

0

41.6

2

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

23.2

0

5.1

6

0.6

4

16.5

5

0.0

9

0.0

0

0.0

0

0.0

3

0.0

0

0.0

0

0.0

0

100

.00

Top

lam

,%

0.0

3

0.6

9

0.2

7

0.5

3

0.0

1

0.8

3

0.3

9

0.3

5

0.0

1

0.0

2

0.0

1

3.3

8

0.0

0

21.4

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

11.9

2

2.6

5

0.3

3

8.5

1

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

51.4

0

Y

0.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

45.2

5

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

397

.30

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

97.0

8

1.3

5

0.0

0

0.0

1

0.4

0

0.0

0

0.0

3

0.0

0

735

.7

A

0.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

86.6

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

3

0.0

0

280

.1

K

0.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

86.6

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

280

.1

E

0.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

366

.74

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

69.5

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

629

.2

E

0.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

45.2

5

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

366

.74

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

78.3

3

1.3

5

0.0

0

0.0

1

0.4

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

685

.9

A

0.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

45.2

5

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

397

.30

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

79.9

8

1.3

5

0.0

0

0.0

1

0.4

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

718

.1

T

0.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

45.2

5

4.2

3

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

427

.87

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

79.9

8

1.3

5

0.0

0

0.0

1

0.4

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

748

.7

H

0.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.7

9

3.3

0

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

427

.87

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

79.9

8

1.3

5

0.0

0

0.0

1

0.4

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

703

.0

M

0.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.7

9

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

397

.30

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

69.5

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

660

.1

N

0.0

6

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

86.6

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

279

.5

M

0.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

86.6

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

280

.1

ġ

0.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

86.6

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

280

.1

O

0.5

8

6.4

9

2.5

6

5.0

2

0.0

9

0.0

0

3.4

2

3.2

5

0.0

6

0.1

7

0.1

4

31.7

3

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

5

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

111

.92

24.8

8

3.1

0

86.6

0

0.0

0

0.0

0

0.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

280

.1

ĠĢle

tme

vey

a bin

a (G

ünd

üz)

A-0

01

: Ġd

are

bin

ası

A-0

02

: K

anti

n

A-0

03

: M

aran

go

zhan

e

A-0

04

: K

ayn

ak a

töly

esi

A-0

06

: E

ski

sele

ktö

r ve

biç

er a

mbar

ı

A-0

08

: S

elek

tör

(10

8)

A-0

09

: M

oto

r at

öly

esi

A-0

12

: Y

emek

han

e

A-0

13

: D

epo

A-0

14

: G

üb

re h

ang

arı

A-0

15

: 13

num

aral

ı han

gar

A-0

16

: Y

em h

ang

arı

B-0

01:

Niz

amiy

e

B-0

02:

Mo

topo

mp

C-0

02:

Hin

di

kü

mes

i

C-0

03:

Su

lam

a ve

kö

mü

r h

ang

arı

C-0

04:

Izg

aral

ı k

apal

ı b

esi

C-0

05:

Ser

a

D-0

01

: A

çık

bes

i p

ado

ku

D-0

02

: G

enç

hay

van

D-0

04

: S

ütç

ülü

k

D-0

08

: B

royle

r k

üm

esi

D-0

09

: Y

um

urt

a kü

mes

i

E-0

01:

Sosy

al t

esis

mu

tfak

E-0

02:

Küçü

k e

v

Bah

çe

Büyü

kb

aĢ k

esim

han

e

Ġsti

rah

at e

vi

Ko

yun

culu

k

Kü

mes

hay

van

ı kes

imhan

e

So

kak

lam

bas

ı

TO

PL

AM

: 175

628

156

Çizelge 4.16 ĠĢletmelerin gece ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı, kWh

Gec

e,%

3.2

9

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

1.6

7

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.2

1

37.9

1

0.3

5

0.0

0

1.0

0

0.0

3

2.8

7

3.6

8

0.0

0

5.4

5

9.0

4

21.0

2

0.0

0

4.6

0

0.0

0

0.0

0

1.9

2

0.0

0

6.9

6

100

.00

Top

lam

,%

1.6

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.8

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.1

0

18.4

2

0.1

7

0.0

0

0.4

8

0.0

1

1.3

9

1.7

9

0.0

0

2.6

5

4.3

9

10.2

1

0.0

0

2.2

4

0.0

0

0.0

0

0.9

3

0.0

0

3.3

8

48.6

0

Y

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

44.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

339

.18

3.8

4

0.0

0

9.2

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

106

.84

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

705

.3

A

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

3.0

0

3.8

4

0.0

0

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

238

.4

K

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

3.0

0

3.8

4

0.0

0

9.2

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

257

.9

E

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

369

.74

3.8

4

0.0

0

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

669

.5

E

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

44.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

369

.74

3.8

4

0.0

0

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

713

.5

A

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

44.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

339

.18

3.8

4

0.0

0

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

106

.84

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

696

.1

T

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

44.0

1

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

308

.62

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

106

.84

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

661

.7

H

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

308

.62

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

106

.84

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

617

.7

M

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

339

.18

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

635

.1

N

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

0

9.2

0

0.1

2

19.5

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

54.0

0

308

.1

M

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

0

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

234

.6

ġ

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

0

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

234

.6

O

15.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.9

6

3.0

0

0.0

0

0.0

0

9.2

0

0.1

2

0.0

0

16.8

0

0.0

0

24.8

8

41.2

5

93.6

3

0.0

0

21.0

0

0.0

0

0.0

0

8.7

6

0.0

0

0.0

0

234

.6

ĠĢle

tme

vey

a bin

a (G

ece)

A-0

01

: Ġd

are

bin

ası

A-0

02

: K

anti

n

A-0

03

: M

aran

go

zhan

e

A-0

04

: K

ayn

ak a

töly

esi

A-0

06

: E

ski

sele

ktö

r ve

biç

er a

mbar

ı

A-0

08

: S

elek

tör

(10

8)

A-0

09

: M

oto

r at

öly

esi

A-0

12

: Y

emek

han

e

A-0

13

: D

epo

A-0

14

: G

üb

re h

ang

arı

A-0

15

: 13

num

aral

ı han

gar

A-0

16

: Y

em h

ang

arı

B-0

01:

Niz

amiy

e

B-0

02:

Mo

topo

mp

C-0

02:

Hin

di

kü

mes

i

C-0

03:

Su

lam

a ve

kö

mü

r h

ang

arı

C-0

04:

Izg

aral

ı k

apal

ı b

esi

C-0

05:

Ser

a

D-0

01

: A

çık

bes

i p

ado

ku

D-0

02

: G

enç

hay

van

D-0

04

: S

ütç

ülü

k

D-0

08

: B

royle

r k

üm

esi

D-0

09

: Y

um

urt

a kü

mes

i

E-0

01:

Sosy

al t

esis

mu

tfak

E-0

02:

Küçü

k e

v

Bah

çe

Büyü

kb

aĢ k

esim

han

e

Ġsti

rah

at e

vi

Ko

yun

culu

k

Kü

mes

hay

van

ı kes

imhan

e

So

kak

lam

bas

ı

TO

PL

AM

: 166

044

157

çalıĢmadığını, dolayısıyla elektrik tüketmediğini ya da tüketiminin bu çizelgede yer alacak

kadar büyük olmadığını göstermektedir.

Günlük toplam tüketimlerde sadece Mayıs-Ekim arası 6 ay çalıĢan “B-002: motopomp”

tüketicisinin % 39.82 gibi yüksek bir payla tüm iĢletmede önce çıktığını görülmektedir. Bir

baĢka yüksek tüketimli iĢletme olan D-004: sütçülük, tüm tüketimini (111.9 kWh/gün)

gündüz yapmaktadır ve yıl içerisine homojen bir dağılım sergilemektedir. A-008: selektör

iĢletmesi yalnızca yaz aylarında 24 saat boyunca elektrik tüketmektedir. Bahçe tüketicisi yıl

boyu ancak sadece gece, D-001: açık besi padoku tüketicisi de sadece yaz ve bahar

aylarında gece elektrik tüketmektedir. D-008: Broyler kümesi’nin günde 24 saat ve yıl boyu

elektrik tüketimi kaydedilmiĢtir.

Enerji denetimiyle elde edilen iĢletmenin 341671 kWh/yıl’lık toplam elektrik tüketiminin

(Çizelge 4.14) % 51.4’lük kısmı olan 175628 kWh/yıl gündüz (Çizelge 4.15), % 48.6’lık

kısmı olan 166044 kWh/yıl gece tüketimi (Çizelge 4.16) olarak gerçekleĢmektedir.

ġekil 4.5’de son 6 yıllık dönem için yıllık elektrik tüketimleri ve iĢletmeye maliyeti

çıkarılmıĢtır. Ayrıca elektrik tüketimindeki ve birim fiyatlardaki yükseliĢ veya düĢüĢ de

çizelgeden izlenebilmektedir. 2004 yılındaki yüksek tüketim son 6 yıllık tüketim

ortalamasını yukarı çekmektedir. 2004 hariç tutulduğunda yıllık ortalama tüketim yaklaĢık

% 10 oranında düĢmektedir. Yine 2004’ün yüksek tüketim etkisi yıllık seyirde son 5 yıllık

değiĢimde % 5.7’lik bir düĢüĢ ortaya koymaktadır. 2004 hariç tutulduğunda elektrik

tüketiminde her yıl % 2.7’lik bir artıĢ gözlenmiĢtir. Birim fiyatlarda da 2005 yılına % 18.8

gibi yüksek bir artıĢ oranıyla baĢlanmıĢ daha sonra yıllık artıĢ oranı % 5’lerde seyretmiĢtir.

2009’da tekrar % 18.2’lik bir fiyat artıĢı gözlenmiĢtir. Son 5 yılda, yıllık birim fiyat artıĢ

oranı % 10.4 çıkmıĢ, ülke enflasyon oranına paralellik göstermiĢtir.

ġekil 4.5 (a)’da HAVUÇ’un son 6 yıllık iniĢli çıkıĢlı elektrik tüketim seyri; (b)’de son 5

yıllık, ortalaması düzgün görünen ancak tüketim miktarları dalgalı olan tüketim seyri; (c)’de

son 4 yıllık, azalma eğiliminde bir tüketim seyri; (d)’de ise son 3 yıllık fazla dalgalı

olmayan düzenliye yakın bir elektrik tüketim seyri görüntülenmektedir.

158

Çizelge 4.17 HAVUÇ yıllık elektrik enerjisi tüketimi (faturadan), kWh/yıl

Yıl Yıllık tüketim

(kWh)

Tüketim artıĢ

oranı, %

Yıllık tüketim,

(TL)

Birim fiyat,

TL/kWh

Fiyat artıĢ

oranı, %

2004 483899.33 78384.37 0.16

2005 294418.80 -39.2 57197.12 0.19 18.8

2006 372043.18 26.4 75329.85 0.20 5.3

2007 295489.71 -20.6 62685.76 0.21 5.0

2008 252505.05 -14.5 56360.29 0.22 4.8

2009 301644.57 19.5 77866.87 0.26 18.2

Ortalama (2004-09) 333333.44 67970.71 0.20

Ortalama (2005-09) 303220.26 -5.7 65887.98 0.22 10.4

Ortalama (2006-09) 305420.63 2.7 68060.69 0.22 8.3

Ortalama (2007-09) 283213.11 -5.2 65637.64 0.23 9.3

Ortalama (2008-09) 277074.81 2.5 67113.58 0.24 11.5

(a)

(b)

(c)

(d)

ġekil 4.5 HAVUÇ faturalı yıllık elektrik tüketim seyri, kWh/yıl

200,000

300,000

400,000

500,000

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

Elektrik tüketimi, kWh

200,000

300,000

400,000

500,000 2

00

5

20

06

20

07

20

08

20

09

Elektrik tüketimi, kWh

200,000

300,000

400,000

500,000

20

06

20

07

20

08

20

09

Elektrik tüketimi, kWh

200,000

300,000

400,000

500,000

20

07

20

08

20

09

Elektrik tüketimi, kWh

159

HAVUÇ’ta sosyal davranıĢlar ve mühendislik açısından elektrik tüketim davranıĢlarını

belirlemek, dolayısıyla bu davranıĢlar bütünü sayesinde iĢletmenin muhtemel elektrik yük

talep verisini ortaya koymak amacıyla bir enerji denetimi uygulanmıĢtır. Elde edilen alansal

ve zamansal yük talebi, enerji yönetimi ve verimliliği için önemli olmakla birlikte,

Ģebekeden dolayısıyla kurulabilecek bir elektrik üretim tesisinden de nasıl bir güç beklentisi

olacağını ortaya koymaktadır. Enerji denetimiyle elde edilen elektrik enerjisi tüketim

verisine göre kıĢ döneminin toplam tüketimdeki payının % 34, yaz döneminin toplam

tüketimdeki payının % 66 olduğu görülmektedir (Çizelge 4.18). 6 yıllık (2004-2009)

faturalı ölçümlere dayanan ortalama elektrik enerjisi tüketimleri zamansal olarak

izlendiğinde de kıĢ periyodunun toplam tüketimin % 37’sini, yaz periyodunun da % 63’ünü

oluĢturduğu görülür. Elektrik tüketimi en düĢük 18.0 MWh/ay ile Nisan’da, en yüksek 45.3

MWh/ay ile Ağustos’ta gerçekleĢmiĢtir. Ortalama günlük tüketim Nisan ayında 600 kWh

iken Ağustos ayında 1461 kWh olmuĢtur. Ekim-Nisan arası ortalama günlük tüketim 697

kWh’te kalırken, Mayıs-Eylül arasında 1210 kWh’e ulaĢmaktadır (Çizelge 4.19). Günlük

tüketimin en yüksek olduğu zaman aralığı enerji denetimine göre Ağustos’un ilk yarısında

iken fatura veri setine göre Ağustos’un son haftasında görülmüĢtür. Yine enerji denetimine

göre HAVUÇ için en düĢük yük talebinin olacağı günler genel olarak kıĢ ayları olarak

çıkarken, fatura kaynaklı veri setine göre Nisan ayında olmaktadır. Bu farklılıkta, enerji

denetimi sırasında çalıĢanların verdikleri bilgi esas alındığından, çalıĢanların bizzat

çalıĢtırdıkları tüketiciler haricinde, otomasyonla veya program dahilinde çalıĢan tüketiciler

hakkında bilgi sahibi olmamaları bir etken olabilir.

Enerji denetimi ve faturaya dayalı iki ayrı elektrik tüketim verisi oluĢturulmasının ardından,

doğrulama yapmak amacıyla günün belirli saatlerinde sayaç üzerindeki tüketimler kayıt

edilerek 2009 yılının ikinci 6 ayı için günlük bazda yeni bir veri seti elde edilmiĢtir. Bu veri

seti ile enerji denetimi ve faturaya dayalı tüketim verisi bir arada kullanılarak tüketim

analizi detaylandırılmıĢtır (Çizelge 4.20).

160

Çizelge 4.18 HAVUÇ elektrik tüketimi enerji denetimi sonuçları, kWh

Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A

1 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

2 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

3 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

4 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

5 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

6 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

7 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

8 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

9 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

10 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

11 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

12 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

13 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

14 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519

15 515 515 515 588 1295 1321 1321 1414 1399 1299 538 519

16 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519

17 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519

18 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519

19 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519

20 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1399 1299 538 519

21 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

22 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

23 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

24 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

25 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

26 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

27 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

28 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

29 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

30 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519

31 515 515 1295 1410 1399 1299 519

Toplam,

MW (342) 16.0 14.4 16.0 17.4 40.2 39.4 42.0 43.6 41.1 40.3 15.9 16.1

Ortalama 515 515 515 579 1295 1314 1355 1407 1369 1299 530 519

161

Çizelge 4.19 HAVUÇ fatura bazlı ortalama elektrik tüketim (2004-2009), kWh

Gün O Ş M N M H T A E E K A

1 755 709 712 573 969 896 1289 1222 1464 918 654 717

2 755 653 712 573 973 983 1289 1222 1464 918 654 766

3 755 572 712 573 945 983 1292 1222 1464 918 654 768

4 755 572 712 576 945 983 1292 1222 1464 756 654 768

5 755 572 699 540 945 983 1306 1222 1464 756 663 768

6 782 667 590 540 945 983 1306 1195 1464 758 663 782

7 782 667 590 540 945 1158 1306 1195 1486 758 663 782

8 723 667 599 540 945 1223 1306 1195 1486 758 663 782

9 723 667 599 540 945 1223 1306 1550 896 758 617 782

10 723 667 599 562 945 1223 1306 1550 930 758 611 782

11 723 667 599 562 992 1223 1370 1550 930 758 664 782

12 723 667 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782

13 723 716 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782

14 723 795 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782

15 723 795 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782

16 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782

17 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782

18 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782

19 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782

20 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782

21 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782

22 723 795 599 562 1106 1223 1370 1561 949 736 664 782

23 723 795 599 562 1106 1223 1370 1561 949 736 664 782

24 723 795 599 562 1106 1223 1370 1561 930 736 664 782

25 723 795 599 562 858 1223 1370 1561 930 736 652 808

26 723 795 599 562 858 1244 1370 1561 918 736 652 808

27 723 795 615 562 896 1244 1370 1561 918 736 652 808

28 723 777 615 971 896 1244 1417 1561 918 736 652 808

29 709 955 580 969 896 1244 1417 1506 918 736 717 808

30 709 580 969 896 1158 1417 1506 918 736 717 780

31 709 580 896 1417 1506 679 780

Toplam, MW

(334) 22.7 21.3 19.0 18.0 30.6 35.1 42.0 45.3 32.4 23.5 19.8 24.2

Ortalama 731 735 616 600 987 1171 1353 1461 1078 757 661 782

Genel toplamlara baktığımızda bu üç veri setinden denetimle yıllık 342 MWh/yıl, faturayla

334 MWh/yıl ve bizzat ölçümle yaklaĢık 320 MWh/yıl elektrik tüketimi hesaplanmıĢtır.

Genel toplamdaki % 98 gibi yüksek oranlı paralelliğe karĢın, aylık toplamlarda özellikle

Aralık, Ocak, ġubat ve Mayıs aylarında denetim ile fatura arasında % 25’ten fazla fark

çıkmıĢtır. Temmuz ve Ağustos ayları ise % 100’e yakın oranda denklik tespit edilmiĢtir.

2009 yılı Temmuz-Aralık arasını temsil eden doğrulama verisi ile fatura verisi arasında

162

Kasım ve Aralık aylarında oldukça yüksek paralellik olmasına karĢın, Temmuz, Ağustos ve

Eylül aylarında % 30’dan fazla sapma tespit edilmiĢtir. Denetim ile doğrulama verisi

arasındaki iliĢkiye baktığımızda yeterli bir paralellik tespit edilememiĢtir. +/- % 30 gibi

yüksek oranda bir sapma söz konusudur. Toplamda ise tutarlılık % 80’de kalmıĢtır. Ancak

burada dikkat edilmesi gereken husus enerji denetimi ile elde edilen verinin mutlak

değerinden ziyade oransal olarak iĢletme/bina veya gece/gündüz gibi alansal ve zamansal

tüketim analizini detaylandırmasıdır. Bu karĢılaĢtırma çizelgesindeki üç tüketim veri

setinden denetim verisinde kıĢ ayları toplam tüketimin % 5’i, yaz ayları % 12-13 iken;

fatura verisinde kıĢ ayları % 5-7, yaz ayları % 9-14; doğrulama verisinde ise kıĢ ayları

% 6-7, yaz ayları % 9-11 çıkarak makro düzeyde genel bir uyumluluk göstermiĢlerdir.

Çizelge 4.20 Fatura, ölçüm ve denetim sonuçlarının değerlendirilmesi

Ver

i

Yıllık O ġ M N M H T A E E K A Ort.

Fat

ura

Ölçümden

sapma, % 137.5 131.2 146.9 79.6 97.4 106.6 117.2

Denetimden

sapma, % 142.0 148.0 119.6 103.7 76.2 89.1 99.8 103.9 78.8 58.3 124.8 150.8 97.6

Aylık tüm

gün, kWh 22657 21327 19082 18014 30608 35126 41950 45297 32355 23471 19844 24239 333970

Toplamdaki

payı, % 6.8 6.4 5.7 5.4 9.2 10.5 12.6 13.6 9.7 7.0 5.9 7.3 100.0

Do

ğru

lam

a

ölç

üm

leri

Denetimden

sapma, % 72.6 79.2 53.6 73.2 128.2 141.4 80.3

Aylık tüm

gün, kWh 30517 34539 22030 29469 20384 22731 159670

Toplamdaki

payı, % 9.5 10.8 6.9 9.2 6.4 7.1 49.9

En

erji

den

etim

i

Aylık tüm

gün, kWh 15954 14410 15954 17372 40151 39412 42017 43603 41084 40258 15900 16074 342190

Aylık

gündüz, kWh 8682 7842 8682 8130 20463 21066 22340 22234 20119 19505 8162 8683 175908

Aylık gece,

kWh 7272 6568 7272 9243 19687 18347 19677 21369 20964 20754 7738 7391 166282

Gündüz, % 54.4 54.4 54.4 46.8 51.0 53.4 53.2 51.0 49.0 48.4 51.3 54.0 51.4

Gece, % 45.6 45.6 45.6 53.2 49.0 46.6 46.8 49.0 51.0 51.6 48.7 46.0 48.6

Toplamdaki

payı, % 4.7 4.2 4.7 5.1 11.7 11.5 12.3 12.7 12.0 11.8 4.6 4.7 100.0

163

Bu bilgi ıĢığında HAVUÇ elektrik enerji yükünü karĢılamayı hedefleyen bir FV sistemin,

tüketimin en çok olduğu yaz dönemi baz alınarak tasarlanması gerekmektedir. HAVUÇ

coğrafyasında yaz döneminde açısal değiĢim faktörünün (transition factor) en yüksek ve

kayıpların en düĢük olduğu FV eğim açısı PVSYST açı optimizasyon araçları aracılığıyla

15 derece olarak bulunmuĢtur. FV tasarıma esas teĢkil eden optimum FV panel açısı, tüm

bir yıllık dönem için açısal dönüĢüm faktörünü 1.15, kayıpları % 0.0 ve yüzey ıĢımasını

1999 kWh/m2 yapan 33 derece; kıĢ dönemi için açısal dönüĢüm faktörünü 1.50 kayıpları %

0.0 ve yüzey ıĢımasını 800 kWh/m2 yapan 55 derece ve yaz dönemi için açısal dönüĢüm

faktörünü 1.03 kayıpları -% 0.1 ve yüzey ıĢımasını 1241 kWh/m2 yapan 15 derece olarak

tespit edilmiĢtir. Tasarımda hedef elektrik üretip satmak ise bu durumda açısal değiĢim

faktörü ve kayıp yüzdesi tüm bir yıl için değerlendirilir (http://www.pvsyst.com/5.2/

index.php) (Çizelge 4.21).

Çizelge 4.21 Tasarıma esas teĢkil eden enerji tüketim dönemi için açı seçimi (PVSYST)

FV

eğim Tasarıma esas dönem

Açısal dönüĢüm

faktörü, Ft

Optimum eğime

göre kayıp, %

Yüzey ıĢıması,

kWh/m2

55

Yıl (Ocak-Aralık) 1.09 -5.4 1839

Yaz (Nisan-Eylül) 0.90 -14.2 1037

Kış (Ekim-Mart) 1.50 0.0 800

40

Yıl (Ocak-Aralık) 1.15 -0.5 1933

Yaz (Nisan-Eylül) 1.00 -4.8 1152

KıĢ (Ekim-Mart) 1.47 -2.3 781

33

Yıl (Ocak-Aralık) 1.15 0.0 1999

Yaz (Nisan-Eylül) 1.02 -2.7 1177

KıĢ (Ekim-Mart) 1.44 -4.3 765

30

Yıl (Ocak-Aralık) 1.15 -0.2 1940

Yaz (Nisan-Eylül) 1.04 -1.2 1195

KıĢ (Ekim-Mart) 1.40 -6.9 745

15

Yıl (Ocak-Aralık) 1.08 -2.5 1889

Yaz (Nisan-Eylül) 1.03 -0.1 1241

KıĢ (Ekim-Mart) 1.20 -15.3 648

164

ġekil 4.6’da görüleceği üzere güneĢ enerjisinin yüksek olduğu yaz periyodunda, elektrik

tüketiminde de açık bir yükseliĢ izlenmektedir. Mart ve Nisan aylarındaki tüketim

düĢüklüğü haricinde, elektrik tüketim seyri yıl boyu küresel güneĢ ıĢıması seyriyle bir

doğrusallık göstermektedir.

ġekil 4.6 FV tasarıma esas yük talep verisi ile küresel güneĢ ıĢıması grafikleri

4.3 FV Tasarım

FV güneĢ elektriği üretim tesisi kurulumunda en önemli kriter, karĢılanması istenen yük

talebidir. Özellikle bataryalı, Ģebeke desteği olmadan çalıĢması planlanan bir tesiste emniyet

payı yüksek tutulmak kaydıyla yük talebinin belirlenmesi gerekir. ġebeke bağlantılı bir

tesiste Ģebeke yedek güç üreteci gibi davranabildiğinden dolayı karĢılanamayan bir yük söz

konusu olmaz. Her durumda yükün FV güç üreteci vasıtasıyla karĢılanmasının temini için

hesaplanan muhtemel elektrik yük talebinin % 25 artırıldıktan sonra tasarım ve

boyutlandırılmaya geçilmelidir. HAVUÇ için FV güç üretim tesisine esas teĢkil edecek

165

zamansal elektrik yük talebi verisi yıl boyu saatlik olarak çıkarılmıĢ ve günlük toplamlar

halinde Çizelge 4.22’de verilmiĢtir.

Çizelge 4.22 HAVUÇ FV tasarıma esas elektrik tüketim verisi, kWh

Gün/Ay

O Ş M N M H T A E E K A

1 944 887 889 716 1211 1120 1612 1528 1830 1147 818 897

2 944 816 889 716 1216 1229 1612 1528 1830 1147 818 958

3 944 715 889 716 1181 1229 1615 1528 1830 1147 818 960

4 944 715 889 720 1181 1229 1615 1528 1830 945 818 960

5 944 715 874 675 1181 1229 1632 1528 1830 945 829 960

6 978 834 738 675 1181 1229 1632 1494 1830 947 829 977

7 978 834 738 675 1181 1448 1632 1494 1858 947 829 977

8 904 834 749 675 1181 1529 1632 1494 1858 947 829 977

9 904 834 749 675 1181 1529 1632 1938 1120 947 771 977

10 904 834 749 702 1181 1529 1632 1938 1162 947 763 977

11 904 834 749 702 1240 1529 1712 1938 1162 947 831 977

12 904 834 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977

13 904 895 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977

14 904 994 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977

15 904 994 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977

16 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977

17 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977

18 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977

19 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977

20 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977

21 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977

22 904 994 749 702 1382 1529 1712 1951 1187 920 831 977

23 904 994 749 702 1382 1529 1712 1951 1187 920 831 977

24 904 994 749 702 1382 1529 1712 1951 1163 920 831 977

25 904 994 749 702 1072 1529 1712 1951 1163 920 815 1010

26 904 994 749 702 1072 1555 1712 1951 1147 920 815 1010

27 904 994 768 702 1120 1555 1712 1951 1147 920 815 1010

28 904 971 768 1214 1120 1555 1771 1951 1147 920 815 1010

29 887 725 1211 1120 1555 1771 1883 1147 920 897 1010

30 887 725 1211 1120 1447 1771 1883 1147 920 897 975

31 887 725 1120 1771 1883 848 975

416 28322 25464 23853 22517 38260 43907 52438 56621 40444 29338 24805 30299

Ort. 914 909 769 751 1234 1464 1692 1826 1348 946 827 977

FV tasarıma esas HAVUÇ elektrik tüketim verisinin homojen olmadığı, yıl ve ay içerisinde

dalgalanmalar gösterdiği; yaz aylarında kıĢ aylarının iki katı kadar tüketim olduğu

gözlenmektedir. En yüksek hafta olarak günlük tüketimin 1951 kWh/gün’e ulaĢtığı Ağustos

166

ayının son günleri öne çıkmaktadır. Aylık toplam tüketimde de yine toplam 56621 kWh/ay

ve ortalama 1826 kWh/gün ile Ağustos ayı ilk sıradadır. Tüm bir yıl için beklenen toplam

tüketim 416 MWh/yıl’dır (ġekil 4.6).

4.3.1 Şebeke bağlantılı FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı

Bu tip iĢletimde FV sistem sorumlu olduğu yükleri karĢılayabilmek için kendi üretimini

kullanır, Ģebekeden elektrik çeker veya kendi üretimine paralel olarak Ģehir Ģebekesinden

destek alır. FV elektrik üretiminin yükten fazla olduğu durumda ise elektrik dağıtıcı

kurumun ters besleme iĢletimine izin vermesi durumunda Ģebekeye elektrik akıĢı olabilir.

Luque ve Hegedus’a (2002) göre, ġebeke bağlantılı FV sistemler yıl boyunca en yüksek

üretimi yapacak Ģekilde tasarlanırlar. ġebeke bağlantılı FV sistemlerde yedekleme Ģebeke

tarafından sağlandığı için, belirli bir yükü karĢılayacak Ģekilde tasarlama zorunluluğu

yoktur. Sistem sadece Ģebekeyle veya hem Ģebekeyle hem de akü bankasıyla yedeklenebilir

(ġekil 4.7). Ancak yine de çalıĢmanın amacına uygun olarak iĢletmenin yıl boyu elektrik

tüketiminin gün ve yıl içerisindeki dağılımı gözetilerek tasarım yapılmıĢtır.

FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımları PVSYST programı yardımıyla yapılmıĢtır. Bu

doğrultuda HAVUÇ bölgesinin fiziki ve coğrafi bilgileri ile meteorolojik ölçümlerinin

yanında elektrik tüketim verisi de üreteceği simülasyonlara ve tasarımlara girdi olması

bakımından saatlik (8760 adet/yıl) detayda programa girilmiĢtir. Coğrafik mevkisi,

meteorolojik elemanları, gölgelenme kısıtları ve elektrik yük dağılımı belirlenmiĢ olan

HAVUÇ’un FV güç santralinin tasarımı için öncelikle iĢletim tarzının seçilmesi

gerekmektedir (ġekil 4.8).

Tasarımda karar verilecek diğer bir önemli husus FV panellerin yerleĢiminin sabit mi,

hareketli mi olacağıdır. Sabit ise hangi açının amacımıza en uygun pozisyon olacağı

seçilmelidir. GüneĢin gün ve yıl içerisinde değiĢken güzergâh izlemesi ve gökyüzünde kalıĢ

süresinin yazın kıĢa göre daha uzun olması sebebiyle elektrik yük talebinin yüksek olduğu

yaz dönemine göre FV panel açısı hesabının yapılması açısal değiĢim katsayısını ve

dönüĢtürme kayıplarını doğrudan etkileyecektir (ġekil 4.9). Eğer amacımız sadece HAVUÇ

iĢletmesinin elektrik yük talebini karĢılamak değil de, aynı zamanda Ģebekeye elektrik

167

satmak da olsaydı, ilk yatırım maliyetini arttırmayı göze alarak dikeyde optimum FV panel

açısını “yıllık” güneĢ ıĢımasına göre yapmamız gerekirdi (ġekil 4.10).

ġekil 4.7 ġebeke bağlantılı ve bataryalı FV sistem Ģeması (Anonymous 2009b)

ĠĢletim tarzı, hedef sezon ve optimum FV panel açısına karar verdikten sonra yapılması

gereken FV güneĢ elektriği üretecek donanımın seçimidir. Bu aĢamada iĢlem sırası önceliği

eviricinindir. Kurulu güç, zaman boyutundaki elektrik enerjisi yük talebi, yük talebinin en

yüksek olduğu gün ve güneĢ ıĢıması girdisi belli olduğundan, çıkıĢ değerleri bu arz ve talebi

karĢılayabilecek bir adet veya bir grup evirici seçilecektir. Bu projeksiyonda merkezi evirici

kullanmayı tercih ettiğimizden dolayı tüm FV dizi ve alt dizilerin toplam çıkıĢ gücüne

cevap verebilecek bir adet evirici tayin edilecektir. Tasarımımızda 400 kW gücünde, 50-60

Hz’de 300-600 V aralığında giriĢ gerilimine sahip bir adet SMA marka evirici seçilmiĢtir

(ġekil 4.11).

168

ġekil 4.8 ġebeke bağlantılı FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımı

ġekil 4.9 Yaz mevsimi için optimum FV panel açısı belirleme

169

ġekil 4.10 Tüm bir yıl için optimum FV panel açısı belirleme

Sıradaki aĢama FV modül seçimindedir. ÇalıĢmanın baĢında bahsedildiği üzere tekli kristal

silisyum, çok kristalli silisyum ve ince film-amorf silisyum yapısında üç ayrı tip FV modül

denenecek ve iĢletme bölgemizin coğrafya, iklim ve yük talebi Ģartlarına uygunluğu

kıyaslanacaktır. Bu projeksiyonda her biri 200 Wp gücünde, 22 V çıkıĢ gerilimine sahip

Yocasol marka tekli kristal silisyum FV modül seçilmiĢtir (ġekil 4.11).

FV sistem tasarımının ekonomik olarak değerlendirilebilmesi amacıyla Türkiye pazarında

yapılan fiyat araĢtırması sonuçlarına göre Çizelge 4.23 FV sistem donanım ve iĢçilik ücret

tarifesi (vergisiz) hazırlanmıĢtır.

170

ġekil 4.11 400 kW güç talebi için tek kristalli silisyum FV sistem donanımı

Çizelge 4.23 FV sistem donanım ve iĢçilik ücret tarifesi (vergisiz) (Polatkan 2010)

Donanım Tekli kristal

silisyum

Çok kristalli

silisyum

Ġnce film

silisyum

FV modül, €/Wp 2.4 (1.73 SB*) 2.1 (1.41 SB) 2.0 (0.79 SB)

ġebeke bağlantılı evirici, €/Wp 0.6 (0.3-0.9) 0.6 0.6

Özerk sistem evirici, €/Wp 1.2 (0.6-1.8) 1.2 1.2

Tasarım, taĢıyıcı sistem, iĢçilik, izleme vs, €/Wp 1.5 1.5 1.5

* SB: www.solarbuzz.com

171

FV elektrik üretime etki eden unsurlardan bazıları, panel sıcaklığı, panele gelen güneĢ

ıĢıması, etkili güneĢ ıĢıması, panel elektrik üretimi, Ģebekeye verilen elektrik üretimi, panel

verimliliği ve sistem verimliliğidir (ġekil 4.12).

ġekil 4.12 400 kW güç ve saatlik tüketim için tek kristalli yapılı FV elektrik üretimi

ġekil 4.13’de toplam güneĢ ıĢımasına karĢılık zaman boyutunda değiĢmekle birlikte

paralellik gösteren bir kullanılabilir elektrik üretimi izlenmektedir.

Tasarımın muhtemel sistem göstergeleri Çizelge 4.24’de gösterilmektedir. Aylık ortalama

rüzgar hızı, hava sıcaklığı ve yataya gelen piranometre ölçümü ile elde ettiğimiz küresel

güneĢ ıĢıması değeri tasarım aĢamasında girdi olarak programa saatlik bazda verilmiĢtir.

Teknik güneĢ enerjisi potansiyeli olarak açısal dönüĢüm faktörünün özellikle kıĢ aylarındaki

olumlu etkisiyle panele gelen toplam güneĢ ıĢıması değeri yükselmiĢtir. FV panellerin yıl

boyu farklı büyüklüklerde 4264 saat üretim yapması beklenmektedir. Teorik güneĢlenme

172

süresinin 4454 saat/yıl ve ölçülmüĢ güneĢlenme süresinin 2607 saat/yıl olduğunu

hatırlarsak, doğrudan güneĢlenme olmadan da FV sistemlerin yayınık ve yansıyan ıĢımayla

üretim yapabildikleri sonucuna varabiliriz. Sistemin yükü karĢılanma oranı hep ≥ 1 olacak

Ģekilde tasarlandığından, toplamda 416 MWh enerji tüketimine karĢılık, tüm günlerde yükü

karĢılayabilmek adına, 643 MWh’lik bir üretim söz konusu olmuĢtur. kWp baĢına elektrik

üretimi Temmuz ayında en yüksek olup (6.24 kWh/kWp/gün), Aralık ayının (2.23

kWh/kWp/gün) neredeyse 3 katına ulaĢmıĢtır. Yükün karĢılanma oranı yıllık bazda 1.5 gibi

yüksek bir oran, dize ve sistem verimi de % 12 ile hemen hemen dünya standartlarında

çıkmıĢtır.

ġekil 4.13 ġebeke bağlantılı tek kristalli FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği

173

Çizelge 4.24 ġebeke bağlantılı tek kristalli sabit açılı FV sistem göstergeleri

Açıklama O ġ M N M H T A E E K A Yıl

Rüzgar hızı,

m/s 2.70 3.40 3.90 3.10 2.80 3.10 3.10 2.90 2.80 2.60 2.60 2.50 3.00

Hava sıcaklığı,

°C -1.45 1.13 5.66 10.12 13.08 19.14 21.60 22.08 16.70 12.53 5.78 0.67 10.64

Yataya küresel

güneĢ ıĢıması,

kWh/m²

63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1 1742.7

Panele gelen

toplam ıĢıma,

kWh/m²

77.4 96.5 146.7 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2 1891.2

Açısal

dönüĢüm

katsayısı

1.216 1.164 1.112 1.057 1.017 0.995 1.006 1.053 1.123 1.197 1.278 1.273 1.085

Dize FV üretim

süresi, saat 291 281 362 378 429 420 434 418 355 339 281 276 4264

Dize gerilimi,

V 7.8 4.5 5.3 8.3 4.0 16.2 2.7 5.2 11.1 1.2 7.7 1.8 6.3

Dize akımı,

kAh 690 869 133 151 189 206 221 205 168 132 922 670 1721

Yük talebi,

MWh 28.3 25.5 23.9 22.5 38.3 43.9 52.4 56.6 40.4 29.3 24.8 30.3 416.3

Evirici

çıkıĢındaki

üretim, MWh

28.7 35.6 52.6 58.1 70.5 73.5 77.4 71.4 61.4 49.5 36.4 27.6 642.6

Sistem hasadı,

kWh/kWp/gün 2.31 3.18 4.24 4.84 5.69 6.13 6.24 5.76 5.12 3.99 3.04 2.23 4.40

Referans dize

verimi, % 13.00 12.89 12.54 12.22 11.93 11.40 11.19 11.18 11.65 11.97 12.44 12.88 11.89

Referans

sistem verimi,

%

12.7 12.6 12.3 12.0 11.7 11.2 11.0 11.0 11.4 11.7 12.2 12.6 11.7

Performans

oranı 0.926 0.922 0.896 0.873 0.853 0.815 0.800 0.798 0.833 0.855 0.889 0.919 0.850

Yükün

karĢılanma

oranı

1.012 1.397 2.203 2.580 1.843 1.675 1.475 1.262 1.518 1.687 1.469 0.912 1.544

174

FV sistemde dikkate alınması gereken önemli bir diğer etken de sistem kayıplarıdır. ġekil

4.14’de detaylı bir Ģekilde verilen FV panel ve denge bileĢenleri kayıpları, sistem verimlilik

oranını ve kullanılabilir elektrik enerjisini doğrudan etkilediğinden tasarım sırasında

mutlaka dikkate alınmalıdır.

ġekil 4.14 ġebeke bağlantılı tekli kristal yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması

BaĢta elektrik yük talebi ve çevresel Ģartlar olmak üzere, denge bileĢenlerinin de aynı

kaldığı durumda FV modül yapısı çoklu kristale değiĢtirildiğinde sistem donanımı ġekil

4.15’deki gibi elektrik üretim durumu ġekil 4.16’daki gibi olacaktır.

175

ġekil 4.15 400 kW güç talebi için çoklu kristal silisyum FV sistem donanımı

KıĢ aylarında her ne kadar yük talebinde bariz bir azalma görülse de, güneĢ ıĢıması

değerlerindeki azalma daha büyüktür. KıĢ aylarında yük talebinin tam karĢılanabilmesi için

sistem boyutlandırması yüksek tutulmuĢtur. Sistemin büyük boyutlandırılması yaz

aylarındaki yüksek güneĢ ıĢımasıyla birlikte yük talebinden 1.5 (Çizelge 4.25) kat daha

fazla üretim yapılması sonucunu doğurmuĢtur (ġekil 4.17).

176

ġekil 4.16 400 kW güç ve saatlik tüketim için çoklu kristal yapılı FV elektrik üretimi

Çok kristalli silisyum FV panellerin yıl boyu düĢük performansla bile olsa 4265 saat üretim

yapması beklenmektedir. HAVUÇ iĢletmesinde Temmuz ayında 120 W/m2’yi geçecek

güneĢ ıĢıması yani muhtemel güneĢlenme süresi 367 saat iken, paneller 434 saat üretim

yapacak, yani güneĢin yeterince görünmediği zamanlarda da elektrik üretimine devam

edecektir. Sistemin yükü karĢılanma oranı hep ≥ 1 olacak Ģekilde tasarlandığından,

toplamda 416 MWh enerji tüketimine karĢılık, tüm günlerde yükü karĢılayabilmek adına,

toplamda 629 MWh/yıl’lık bir üretim söz konusu olmaktadır. Çoklu kristal silisyum FV

panellerde kWp baĢına elektrik üretimi (4.30 kWh/kWp/gün) aylık bazda tek kristalli

silisyum FV panellere göre (4.40 kWh/kWp/gün) az da olsa düĢüktür. Performans oranı ise

0.80 ile 0.88 arasında yıl içerisinde değiĢkenlik göstermektedir.

177

ġekil 4.17 ġebeke bağlantılı çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği

Meteorolojik olarak yatay düzleme gelen toplam güneĢ ıĢımasına ek olarak, güneĢ

panellerinin dikey açıyla duruĢlarından kaynaklı % 8.5 oranında bir artıĢ söz konusudur. Bu

artıĢı geliĢ açısı değiĢtiricisi, FV panel ve evirici kayıpları izlemekte, kalan kullanılabilir

enerji yük talebini karĢılamakta kullanılmaktadır. Fazla enerji eğer elektrik kurumu ile

yapılan sözleĢme uygunsa Ģebekeye verilebilecektir (ġekil 4.18).

178

Çizelge 4.25 ġebeke bağlantılı çoklu kristal sabit açılı FV sistem göstergeleri

Açıklama O ġ M N M H T A E E K A Yıl

Rüzgar hızı,

m/s 2.7 3.4 3.9 3.1 2.8 3.1 3.1 2.9 2.8 2.6 2.6 2.5 3.0

Hava sıcaklığı,

°C -1.5 1.1 5.7 10.1 13.1 19.1 21.6 22.1 16.7 12.5 5.8 0.7 10.6

Yataya küresel

güneĢ ıĢıması,

kWh/m²

63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1 1742.7

Panele gelen

toplam ıĢıma,

kWh/m²

77.4 96.5 146.7 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2 1891.2

Açısal

dönüĢüm

katsayısı

1.216 1.164 1.112 1.057 1.017 0.995 1.006 1.053 1.123 1.197 1.278 1.273 1.085

Dize FV

üretim süresi,

saat

291 281 363 378 429 420 434 418 355 339 281 276 4265

Dize gerilimi,

V 6.8 3.8 4.1 7.3 3.5 14.2 2.3 11.4 10.1 1.0 6.7 1.6 6.0

Dize akımı,

kAh 75.0 94.3 144.2 164.0 204.2 222.8 239.3 221.8 182.0 142.2 99.9 72.8 1862.3

Yük talebi,

MWh 28.3 25.5 23.9 22.5 38.3 43.9 52.4 56.6 40.5 29.3 24.8 30.3 416.3

Evirici

çıkıĢındaki

üretim, MWh

27.4 34.1 50.8 56.5 69.0 72.7 76.9 71.0 60.4 48.2 35.1 26.4 628.7

Sistem hasadı,

kWh/kWp/gün 2.21 3.05 4.10 4.70 5.56 6.05 6.20 5.72 5.03 3.88 2.92 2.13 4.30

Referans dize

verimi, % 12.8 12.8 12.5 12.3 12.1 11.6 11.5 11.5 11.8 12.0 12.4 12.7 12.0

Referans

sistem verimi,

%

12.5 12.5 12.3 12.0 11.8 11.4 11.3 11.2 11.6 11.8 12.1 12.4 11.8

Performans

oranı 0.884 0.883 0.866 0.848 0.834 0.806 0.795 0.792 0.818 0.832 0.856 0.877 0.830

Yükün

karĢılanma

oranı

0.967 1.340 2.130 2.510 1.805 1.657 1.467 1.254 1.492 1.643 1.416 0.872 1.510

179

ġekil 4.18 ġebeke bağlantılı çok kristalli yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması

Ġnce film amorf silisyum FV modüller yapısal olarak tek kristalli ve çoklu kristal yapıdaki

modüllere oranla silisyumun iĢleniĢi ve modülün üretimi açısından daha kaba üretim

metotlarına dayanır. Bu sebeple birim alan verimliliği düĢük olmasına karĢın kWp baĢına

maliyeti düĢüktür. Meteorolojik veriler ve elektriksel yük talebi girdileri aynı kalmak

koĢuluyla, Ģebeke bağlantılı sabit açılı FV sistemin yalnızca FV panelleri ince film amorf

silisyum yapısına değiĢtirilerek yeni bir sistem tasarlanmıĢtır. Sistemin donanım özellikleri

incelendiğinde modül yüzey alanının ve modül gücünün 288 Wp olduğu görünür. Toplamda

kristal yapıdaki modüllerle (2814 m2) aynı gücü üretebilmek için 2.5 kat daha fazla modül

alanına (6592 m2) ihtiyaç duyar (ġekil 4.19).

180

ġekil 4.19 400 kW güç talebi için amorf silisyum ince film yapılı FV sistem donanımı

Kurulu güç baĢına elektrik üretimi, Ģebeke bağlantılı sabit açılı ince film amorf kristalli FV

panelli tasarımda tüm bir yıl için 1689 kWh/kWp/yıl ile tek kristalli (1607 kWh/kWp/yıl) ve

çoklu kristal (1570 kWh/kWp/yıl) FV panellerden daha yüksek olmaktadır. Sistem kayıpları

üç tip FV panelde de 0.09 kWh/kWp/yıl iken, dize kayıpları en düĢük 0.46 kWh/kWp/yıl ile

ince film panellerde (tek kristal: 0.69, çoklu kristal: 0.79 kWh/kWp/yıl) olmuĢtur (ġekil

4.20).

181

ġekil 4.20 400 kW güç ve saatlik tüketim için ince film amorf kristal FV elektrik üretimi

Ġnce film amorf kristal silisyum FV panelli tasarımda kurulu gücün Aralık ve Ocak

aylarındaki düĢük performansı telafi etmek için yüksek tutulması, yıl içinde 2.7 katına

ulaĢan aĢırı üretime neden olmakta, ıĢımaya karĢılık elektriksel üretim grafiğindeki ara

açılmaktadır (ġekil 4.21).

Performans oranının 0.87 ile 0.92 arasında değiĢtiği bu tasarımda, toplam elektrik üretimi

yıl içerisinde bir homojenite sağlanamadığı için toplam tüketim verisinin 1.62 katına

yükselerek 674 MWh’e ulaĢmıĢtır. Referans değerlere dayanan dize ve sistem verimi her ne

kadar % 5-6 gibi düĢük değerlerde olsa da kurulu güç baĢına düĢen üretim 4.63

kWh/kWp/gün ile tek kristal (4.4 kWh/kWp/gün) ve çoklu kristal (4.3 kWh/kWp/gün)’den

yüksektir. Dizelerin FV üretim süresi ise kristal yapıdakilerden 87 saat daha düĢüktür

(Çizelge 4.26).

182

ġekil 4.21 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristal FV sistemde ıĢıma-enerji grafiği

Meteorolojik olarak yatay düzleme gelen toplam güneĢ ıĢımasına ek olarak, güneĢ

panellerinin dikey açıyla duruĢlarından kaynaklı % 8.5 oranında bir artıĢ söz konusudur. Bu

artıĢı geliĢ açısı değiĢtiricisi, FV panel ve evirici kayıpları izlemekte, kalan kullanılabilir

enerji yük talebini karĢılamakta kullanılmaktadır. Fazla enerji eğer elektrik kurumu ile

yapılan sözleĢme uygunsa Ģebekeye verilebilecektir (ġekil 4.22).

HAVUÇ iĢletmesi elektrik yükünü karĢılayabilecek Ģebeke bağlantılı FV güneĢ elektriği

üretim sistemi için merkezi çalıĢan, 400 kW gücü ile HAVUÇ’un kurulu gücünün yük

talebini karĢılayabilecek, % 98.2 gibi yüksek verimlilik oranıyla hizmet veren, 50-60 Hz ve

220 V ile ülkemiz Ģebeke altyapısına uygun, Türkiye pazarında bulunabilen bir evirici

seçilmiĢtir (Çizelge 4.27).

183

Çizelge 4.26 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristalli sabit açılı FV sistem göstergeleri

Açıklama O ġ M N M H T A E E K A Yıl

Rüzgar hızı, m/s 2.7 3.4 3.9 3.1 2.8 3.1 3.1 2.9 2.8 2.6 2.6 2.5 3.0

Hava sıcaklığı,

°C -1.5 1.1 5.7 10.1 13.1 19.1 21.6 22.1 16.7 12.5 5.8 0.7 10.6

Yataya küresel

güneĢ ıĢıması,

kWh/m²

63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1 1742.7

Panele gelen

toplam ıĢıma,

kWh/m²

77.4 96.5 146.7 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2 1891.2

Açısal dönüĢüm

katsayısı 1.216 1.164 1.112 1.057 1.017 0.995 1.006 1.053 1.123 1.197 1.278 1.273 1.085

Dize FV üretim

süresi, saat 274 280 355 368 419 420 434 405 352 334 273 264 4178

Dize gerilimi, V 16.8 4.4 8.6 12.5 9.1 13.6 2.3 11.5 11.4 3.9 11.4 8.6 9.5

Dize akımı, kAh 71.7 91.5 141.5 163.2 204.0 224.5 241.7 223.5 181.1 139.7 96.2 69.1 1847.6

Yük talebi,

MWh 28.3 25.5 23.9 22.5 38.3 43.9 52.4 56.6 40.5 29.3 24.8 30.3 416.3

Evirici

çıkıĢındaki

üretim, MWh

28.2 35.6 53.6 60.7 74.5 79.5 84.5 77.9 65.1 51.2 36.5 27.1 674.4

Sistem hasadı,

kWh/kWp/gün 2.28 3.18 4.34 5.06 6.02 6.64 6.83 6.30 5.43 4.14 3.05 2.19 4.63

Referans dize

verimi, % 5.7 5.7 5.7 5.6 5.6 5.5 5.4 5.4 5.5 5.5 5.5 5.6 5.5

Referans sistem

verimi, % 5.5 5.6 5.6 5.5 5.5 5.4 5.3 5.3 5.4 5.4 5.4 5.5 5.4

Performans

oranı 0.913 0.924 0.916 0.913 0.902 0.884 0.875 0.872 0.885 0.887 0.893 0.901 0.893

Yükün

karĢılanma oranı 0.996 1.397 2.248 2.694 1.946 1.811 1.611 1.376 1.609 1.746 1.473 0.893 1.620

184

ġekil 4.22 ġebeke bağlantılı ince film amorf silisyum yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması

FV panelleri sabit açılı yerleĢtirilmiĢ, yazlık tüketim seyri baz alınarak tasarlanan ve denge

bileĢenleri sabit kalmak koĢuluyla, ayrı ayrı simülasyonları çalıĢtırılıp elektriksel ve

davranıĢsal özellikleri izlenen; tek kristalli silisyum, çoklu kristal silisyum ve ince film

amorf silisyum yapılarındaki üç farklı FV modülün karĢılaĢtırmaları yapılmıĢtır (Çizelge

4.28). Tek kristal ve çoklu kristal yapıdaki modüller 200 Wp, ince film modül ise 288 Wp

gücündedir. Kristal yapıdakilerin modül alanları hemen hemen aynı (~1.5 m2) iken ince

filmin modül alanı ~ 5 m2 kadardır. Bu sebeple toplamda kristallere göre 2.5 kat fazla alan

(6600 m2) kaplayan ince film modül sayısı kristallerin (~2000) 2/3’ü kadardır (1386).

ġebeke bağlantılı FV sistem simülasyonunda tek kristalli silisyum yapıda FV modül

kullanımı performans oranı 0.85, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1608

kWh/kWp/yıl ve birim maliyet 0.23 €/kWh; çoklu kristal silisyum yapıda FV modül

kullanımı performans oranı 0.83, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1570

kWh/kWp/yıl ve birim maliyet 0.22 €/kWh ile ince film amorf silisyum yapıda FV modül

185

kullanımı performans oranı 0.89, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1689

kWh/kWp/yıl ve birim maliyet 0.20 €/kWh çıkmıĢtır.

Çizelge 4.27 ġebeke bağlantılı merkezi evirici nitelikleri

Marka SMA

Model Sunny Central 400 LV-11

En düĢük giriĢ gerilimi, V 300

En yüksek giriĢ gerilimi, V 600

FV anma gücü, kW 409

FV en yüksek güç, kW 450

FV en yüksek akım, A 1400

Frekans, Hz 50-60

ġebeke gerilimi, V 200

AA anma gücü, kW 400

AA anma akımı, A 1155

En yüksek verimlilik, % 98.2

Boyutlar (en, derinlik, yükseklik), cm 280 x 85 x 212

Ağırlık, Kg 1700

186

Çizelge 4.28 ġebeke bağlantılı FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması

DeğiĢken Tekli kristal

FV

Çok kristalli

FV

Ġnce film FV

Panel marka Yocasol Kyocera Parabel

Panel model PCA 200 KC 200

GHT2

Uniflat 288

Panel eğitmi, derece 15 15 15

Azimut açısı, derece 0 0 0

Albedo 0.33 0.33 0.33

P (anma gücü), W 200 200 288

I (kısa devre, SDġ), A 8.68 8.21 10.6

I (en yüksek güç noktası), A 7.78 7.55 8.72

Sıcaklık katsayısı, % / C 0.05 0.04 0.05

V (açık devre), V 32.8 32.9 46.2

V (en yüksek güç noktası), V 25.7 26.5 33

Serideki hücre sayısı 54 54 44

Modül sayısı 2000 1995 1386

Toplam alan, m2 2916 2814 6592

Modül alanı, m2 1.46 1.41 4.76

Evirici sayısı / tipi 1 1 1

FV anma gücü, kWp 400 400 399

FV en yüksek güç, kWp 373 383 413

AA anma gücü, kWAA 400 400 400

V (en yüksek güç noktası, 60 C), V 20.8 22.6 31.5

V (açık devre, -10 C), V 37.3 36.7 49.6

Modül serisi 16 15 11

Dizi sayısı 125 133 126

Performans oranı 1 1 1

I (en yüksek güç noktası, SDġ), A 1058 1075 1152

I (kısa devre, SDġ), A 1085 1092 1335

I (kısa devre, en yüksek), A 1180 1184 1450

En yüksek iĢletim gücü, kW 373 383 399

V (en yüksek güç noktası, 60 C), V 333 339 347

V (en yüksek güç noktası, 20 C), V 416 407 398

V (açık devre, -10 C), V 597 551 545

Sistem üretimi, MWh/yıl 643 627 674

Özel üretim, kWh/kWp/yıl 1608 1570 1689

Performans oranı 0.85 0.83 0.89

Günlük üretim, kWh/kWp/gün 4.41 4.3 4.63

Dizi kayıpları, kWh/kWp/gün 0.69 0.79 0.46

Sistem kayıpları, kWh/kWp/gün 0.09 0.09 0.09

Yatırım maliyeti, €/Wp 5.31 4.96 4.84

Birim maliyeti, €/kWh 0.23 0.22 0.20

Evi

rici

giri

Ģind

eFV

sis

tem

FV m

odül

Ana

son

uçla

r

187

4.3.2 Bağımsız FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı

Bağımsız (Ģebeke bağlantısız veya bataryalı) FV sistem tasarımında birincil koĢul talep

edilecek yükün belirlenmesidir. Yük talebinin aylık, haftalık, günlük veya saatlik ifade

edilmiĢ olması, enerji depolama kapasitesinin doğru boyutlandırılmasına olanak sağlar.

Enerji tüketimi belirli tüketicilerin düzenli bir program dahilinde çalıĢmaları sonucunda

oluĢabileceği gibi, muhtemel tüketicilerin düzensiz olarak çalıĢtırılmaları sonucunda sabit

olmayan bir Ģekilde de olabilir.

Zamansal yük dağılımı (enerji tüketimi) ifade edildikten sonra, FV modül ve batarya

sisteminin tarif edilmesine geçilir. Bağımsız sistemlerde yüksek sıcaklık altında akü dolma

ve boĢalma, en yüksek güç izleyici (MPT-maximum power tracer) ve kablo kayıplarını

karĢılayabilmek adına, 1.25 faktörü toplam yük için çarpım olarak kullanılır (Messenger vd.

2007). ġekil 4.23’de 4 gün enerji kaynağı olmadan (autonomy) yük talebini karĢılayacak bir

akü bankası tasarlamak amacıyla her biri 12 V 100 Ah, dizileri 480 V çıkıĢlı, toplam

kapasitesi 20000 Ah olan ve 340 kWp anma gücünde akü seti seçilmiĢtir (ġekil 4.23).

Akülü FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinde FV panellerden gelen düzensiz voltajı

depolanabilir Ģekilde düzenlemek amacıyla bir Ģarj düzenleyiciye ihtiyaç vardır. ġarj

düzenleyici FV panellerden gelen gerilimin en yüksek noktasını izleme yeteneğindedir.

Böylece sistem kayıpları en aza indirgenmiĢ olur. Saatlik olarak girilen elektrik tüketim

talebini karĢılayabilecek depolama birimi 40 x 200’lük dizilerden oluĢan 8000 adetlik bir

akü bankası oluĢturur. Yükün karĢılanamaması durumu için yedek bir elektrik üreteci

sisteme dahil edilebilir (ġekil 4.24).

Sistemin muhtemel üreteceği toplam elektrik enerjisi 565 MWh/yıl’dır. Dikkat edileceği

üzere Ģebeke bağlantılı sistemden çok daha küçük boyutlarda (2000 yerine 1722 adet

modül) tasarlanmıĢtır. Böylece elektrik yük talep verisine yakın bir sonuca ulaĢılmıĢtır.

Birim güç baĢına üretim 3.38 kWh/kWp/gün’lük bir büyüklükle Ģebeke bağlantılı tasarım

alternatiflerinden (~4.5 kWh/kWp/gün) düĢük bulunmuĢtur. Bunun nedeni ise sistemin

depolama biriminden dolayı dolma-boĢalma kayıplarının artmıĢ olmasıdır (ġekil 4.25).

188

ġekil 4.23 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi

ġekil 4.24 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı

189

ġekil 4.25 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı ana sonuçları

Mevcut elektrik yük talep verisi, meteorolojik girdiler ve depolama birimi ile denge

bileĢenleri donanım özellikleri aynı kalmak kaydıyla FV modül teknolojisi çoklu kristal

silisyuma dönüĢtürülerek tasarım yeniden simule edilmiĢtir. 23 x 75 gruplar halinde 1725

adet modül 345 kWp’lik bir FV dize gücü oluĢturmaktadır. Dize gerilimi ve dize akımı

evirici giriĢ eĢiklerine uygun olarak sırasıyla 546 V, 564 A olarak belirlenmiĢtir (ġekil

4.26).

Toplam sistem üretimi 567 MWh/yıl, birim kurulu güçten elde edilecek elektrik miktarı da

3.40 kWh/kWp/gün çıkmakta, toplam maliyetse 2 milyon 600 bin avroyu geçmektedir.

Üretilen elektriğin birim maliyeti 0.33 €/kWh olarak bulunmuĢtur. Sistem performans oranı

da 0.63’lere düĢmekte, Ģebeke bağlantılı sistem seçeneklerinin (0.85-0.92) çok altında

kalmaktadır (ġekil 4.27). GüneĢ ıĢıması ve üretilen enerji arasındaki iliĢki incelendiğinde

diğer tasarımlara göre en uygun iliĢki bu bağımsız çoklu kristal seçeneğinde elde edilmiĢtir

(ġekil 4.28). Aralık ve Ocak akü beslemesiyle karĢılanmıĢ olsa da Ağustos-ġubat arası yük

talebine yakın bir üretim ortaya çıkmaktadır (ġekil 4.29).

190

ġekil 4.26 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi

ġekil 4.27 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları

191

ġekil 4.28 Bağımsız çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği

ġekil 4.29 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı enerji yük talebi ve üretilen enerji

192

Mevcut elektrik yük talep verisi, meteorolojik girdiler ve depolama birimi ile denge

bileĢenleri donanım özellikleri aynı kalmak kaydıyla FV modül teknolojisi ince film amorf

kristal silisyuma dönüĢtürülerek tasarım yeniden simule edilmiĢtir. 17 x 69’luk gruplar

halinde 1173 adet modül 339 kWp’lik bir FV dize gücü oluĢturmaktadır. Dize gerilimi ve

dize akımı evirici giriĢ eĢiklerine uygun olarak sırasıyla 555 V, 585 A olarak belirlenmiĢtir

(ġekil 4.30).

ġekil 4.30 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi

Toplam sistem üretimi 617 MWh/yıl, birim kurulu güçten elde edilecek elektrik miktarı da

3.37 kWh/kWp/gün çıkmakta, toplam maliyetse 2 milyon 450 bin avroyu bulmaktadır.

Üretilen elektriğin birim maliyeti 0.28 €/kWh olarak bulunmuĢtur. Sistem performans oranı

da 0.65’lere düĢmekte, Ģebeke bağlantılı sistem seçeneklerinin (0.85-0.92) çok altında

kalmaktadır (ġekil 4.31). Aralık ve Ocak ayları akü bankası aracılığıyla takviye

beslemesiyle enerji yük talebi karĢılanabilmekte, Mart-Ağustos arası da üretim talebin çok

üzerinde olmaktadır (ġekil 4.32). Üç seçenek karĢılaĢtırıldığında küçük farkla da olsa

performans oranının yüksek (0.65), dizi kayıplarının düĢük (1.27) ve yatırım maliyetinin

(7.24 €/kWp) ve birim fiyatın (0.28 €/kWh) düĢük olduğu modül ince film amorf silisyum

FV’dir (Çizelge 4.29).

193

ġekil 4.31 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları

ġekil 4.32 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı yük-enerji grafiği

194

Çizelge 4.29 Bağımsız FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması

DeğiĢken Tekli kristal FV Çok kristalli FV Ġnce film FV

Panel marka Trina solar Kyocera Parabel

Panel model TSM200T05 KC 200 GHT2 Uniflat 288

Panel eğitmi, derece 15 15 15

Azimut açısı, derece 0 0 0

Albedo 0.33 0.33 0.33

P (anma gücü), W 200 200 288

I (kısa devre, SDġ), A 8.21 10.6

I (en yüksek güç noktası), A 7.55 8.72

Sıcaklık katsayısı, % / C 0.04 0.05

V (açık devre), V 32.9 46.2

V (en yüksek güç noktası), V 26.5 33

Serideki hücre sayısı 54 44

Modül sayısı 1680 1725 1173

Toplam alan, m2

Modül alanı, m2 1.41 4.76

Evirici sayısı / tipi 1 1 1

FV anma gücü, kWp

FV en yüksek güç, kWp

AA anma gücü, kWAA

V (en yüksek güç noktası, 60 C), V

V (açık devre, -10 C), V

Modül serisi 21 23 17

Dizi sayısı 80 75 69

Performans oranı 1 1 1

I (en yüksek güç noktası, SDġ), A

I (kısa devre, SDġ), A

I (kısa devre, en yüksek), A

En yüksek iĢletim gücü, kW

V (en yüksek güç noktası, 60 C), V 531 546 559

V (en yüksek güç noktası, 20 C), V

V (açık devre, -10 C), V

Sistem üretimi, MWh/yıl 565 567 585

Özel üretim, kWh/kWp/yıl 1682 1644 1825

Performans oranı 0.65 0.64 0.65

Günlük üretim, kWh/kWp/gün 3.38 3.3 3.37

Dizi kayıpları, kWh/kWp/gün 1.28 1.38 1.27

Sistem kayıpları, kWh/kWp/gün 0.52 0.51 0.54

Yatırım maliyeti, €/Wp 7.74 7.61 7.24

Birim maliyeti, €/kWh 0.33 0.33 0.28

Evi

rici

giri

Ģind

eFV

sis

tem

FV m

odül

Ana

son

uçla

r

195

5. TARTIŞMA VE SONUÇ

Bu çalıĢma kapsamında, amaçlandığı üzere Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği

(HAVUÇ)’nin teorik, saha ve teknik güneĢ enerjisi potansiyeli belirlenmiĢ, saatlik detayda

yıllık elektrik tüketim veri seti oluĢturulmuĢ ve elektrik tüketiminin 2 farklı iĢletim tipinde

ve 3 farklı fotovoltaik yapıda simülasyonu yapılmıĢ, fotovoltaik güç elektriği sistemleriyle

karĢılanma durumu değerlendirilmiĢtir.

GüneĢ HAVUÇ tarımsal iĢletmesine yıl boyu en yüksek 74 derece açıyla Haziran ayında

gelmekte ve gökyüzünde en uzun kaldığı süre 15sa:1da:12s ile 21 Haziran’da olmaktadır.

GüneĢin en düĢük geldiği açı 27 derece ile Aralık ayında hesaplanmıĢ, 21 Aralık da

9sa:19da:27s ile güneĢin gökyüzünde en kısa süreyle kaldığı gün olmuĢtur. Yine bu

bilgilere paralel olarak güneĢin gökyüzünde en uzun katettiği yay açısı 22 Haziran’da 240

derece, en kısa katettiği yay açısı da 22 Aralık’ta 120 derece olarak bulunmuĢtur.

HAVUÇ için teorik güneĢlenme süresi bir yılda toplam 4454 saat 6 dakika 4 saniye iken,

% 41’ini kaybederek saha Ģartlarında gerçekleĢen ortalama yıllık toplamı 2607 saate,

ortalama günlük toplamı da 7.1 saate düĢmektedir. Bu değer Anonim (1983)’nin 2628

saat/yıl’lık Ġç Anadolu Bölgesi güneĢlenme süresi ölçümüne yakın bir değerdir. En uzun

güneĢlenme süresi 19 Temmuz’da 12.8 saat/gün, en kısa güneĢlenme süresi de 24 Aralık’ta

1.0 saat/gün olarak hesaplanmıĢtır. Aylık toplamda teorik hesapla güneĢlenme süresi

455sa:25da:19s ile en yüksek olan Temmuz ayının saha toplamı 367.4 saat, 290sa:53da:32s

olan Aralık ayının saha toplamı ise yine en düĢük değer olan 80.1 saat olarak

gerçekleĢmektedir.

Hesaplamayla elde edilen HAVUÇ için günlük teorik güneĢ enerjisi potansiyeli en yüksek

11657 Wh/m2 ile 21 Haziran’da, en düĢük 3899 Wh/m2 ile 21 Aralık’ta olmaktadır. Yıllık

toplam teorik güneĢ enerjisi potansiyelinin 2918 kWh/m2 bulunduğu HAVUÇ’da, aylık

teorik güneĢ enerjisi potansiyelinde 350.2 kWh/m2 ile Temmuz ayı öne çıkarken, 123.1

kWh/m2 ile Aralık ayı en düĢük değerde kalmıĢtır.

196

HAVUÇ için saha güneĢ enerjisi potansiyeline baktığımızda günlük bazda 11 Temmuz’daki

8467 Wh/m2, aylık bazda da yine Temmuz ayındaki 240.3 kWh/m2 en yüksek değer olarak

görünürken; 7 Aralık’taki 962 Wh/m2 günlük, yine Aralık ayındaki 59.1 kWh/m2 de aylık

en düĢük değer olarak görünmektedir. Yıllık toplam saha güneĢ enerjisi potansiyeli ise 1743

kWh/m2 olarak hesaplanmıĢtır. Anonim’in (1983) Ġç Anadolu Bölgesi için hesaplamıĢ

olduğu 1314 kWh/m2-yıl’lık güneĢ enerjisi potansiyelinden % 33 daha yüksek çıkmıĢtır.

Yıllık saha güneĢ enerjisi potansiyelini oluĢturan iki unsurdan, doğrudan güneĢ ıĢımasının

yıllık toplamı 1032 kWh/m2, yayınık güneĢ ıĢımasının yıllık toplam da 711 kWh/m2’dir. En

düĢük değeri 4 Ocak’ta 0.266 ve en yüksek değeri 19 Kasım’da 0.764 bulunan berraklık

indeksinin yıllık ortalaması 0.577 olarak hesaplanmıĢtır.

FV panellerin optimum açısının 15 derece ile sabit tutulduğu bir sistem için teknik güneĢ

enerjisi potansiyeli en düĢük Aralık ayında 75.2 kWh/m2 ve en yüksek Temmuz ayında

241.7 kWh/m2 hesaplanmıĢken, yıllık toplamı 1891kWh/m2 bulunmuĢtur. Bu değer

optimum panel açısı 30 derece olmak kaydıyla Birmingham/Ġngiltere için 1000 kWh/m2/yıl

ve Atina/Yunanistan için 1500 kWh/m2/yıl’dır (Spanos ve Duckers 2004).

HAVUÇ için FV amaçlı teknik güneĢ enerjisi potansiyeli ise, FV sistem veriminin % 10.5

olduğu durum için, 177 kWh/m2/yıl olarak ortaya çıkmaktadır. Beklendiği üzere en düĢük

değer 6.1 kWh/m2/ay ile Aralık ayı toplamı, en yüksek değer 23.7 kWh/m2/ay ile Temmuz

ayı toplamıdır. Ortalama günlük teknik güneĢ enerjisi potansiyeli HAVUÇ için 0.5 kWh/m2

olarak belirlenmiĢtir.

HAVUÇ tarımsal iĢletmesi 81 farklı boyutta elektrik motoru, 110 adet sokak lambası, 74

adet akkor ve 287 adet floresan lamba ile 400.83 kW’lık bir kurulu elektrik gücüne sahiptir.

Bu kurulu gücün son 6 yıllık elektrik tüketim ortalaması yıllık 334 MWh’tir. En düĢük

elektrik tüketimi 18.0 MWh/ay ile Nisan’da, en yüksek elektrik tüketimi ise 45.3 MWh/ay

ile Ağustos’ta gerçekleĢmiĢtir. Ortalama günlük tüketim Nisan ayında 600 kWh iken

Ağustos ayında 1461 kWh olmuĢtur. Ekim-Nisan arası ortalama günlük tüketim 697

kWh’te kalırken, Mayıs-Eylül arasında 1210 kWh’e ulaĢmaktadır. Böylece Ģebekeden

çekilen elektriğin % 37’si kıĢ periyodunda, % 63’ü yaz periyodunun tüketilmektedir.

197

Faturalardan elde edilen yıllık elektrik tüketimi 334 MWh iken, aynı değer enerji denetimi

yöntemiyle 342 MWh, bizzat ölçülerek de 320 MWh bulunmuĢtur. Bu üç ayrı yöntemle %

98’e varan paralellikte çıkan elektrik tüketim değerleri aylık bazda % 30’lara varan

sapmalar göstermiĢtir. Buna karĢın mevsim itibariyle bakıldığında, kıĢın her bir ayın toplam

tüketimdeki payı enerji denetimiyle % 5, fatura bilgisiyle % 5-7, ölçüm verisiyle % 6-7

iken; yazın her bir ayın toplam tüketimdeki payı enerji denetimiyle % 12-13, fatura

bilgisiyle % 9-14, ölçüm verisiyle % 9-11 oranlarında çıkmıĢtır.

FV tasarıma esas teĢkil eden optimum FV panel açısı, tüm bir yıllık dönem için açısal

dönüĢüm faktörünü 1.15 yapan 33 derece iken; kıĢ dönemi için açısal dönüĢüm faktörünü

1.50 yapan 55 derece en uygun ve yaz dönemi için de açısal dönüĢüm faktörünü 1.03 yapan

15 derece en uygun açı olarak seçilmiĢtir.

ġebeke bağlantılı FV sistem simülasyonunda tek kristalli silisyum yapıda FV modül

kullanımı performans oranı 0.85, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1608

kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 5.31 €/Wp ve birim maliyet 0.23 €/kWh; çoklu kristal

silisyum yapıda FV modül kullanımı performans oranı 0.83, sistem kayıpları 0.09

kWh/kWp/gün, özel üretim 1570 kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 4.96 €/Wp ve birim

maliyet 0.22 €/kWh ile ince film amorf silisyum yapıda FV modül kullanımı performans

oranı 0.89, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1689 kWh/kWp/yıl, yatırım

maliyeti 4.84 €/Wp ve birim maliyet 0.20 €/kWh çıkmıĢtır.

Bağımsız FV sistem simülasyonunda tek kristalli silisyum yapıda FV modül kullanımı

performans oranı 0.65, sistem kayıpları 0.52 kWh/kWp/gün, özel üretim 1682

kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 7.74 €/Wp ve birim maliyet 0.33 €/kWh; çoklu kristal

silisyum yapıda FV modül kullanımı performans oranı 0.64, sistem kayıpları 0.51

kWh/kWp/gün, özel üretim 1644 kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 7.61 €/Wp ve birim

maliyet 0.33 €/kWh ile ince film amorf silisyum yapıda FV modül kullanımı performans

oranı 0.65, sistem kayıpları 0.54 kWh/kWp/gün, özel üretim 1825 kWh/kWp/yıl, yatırım

maliyeti 7.24 €/Wp ve birim maliyet 0.28 €/kWh çıkmıĢtır.

198

Performans oranları Ģebeke bağlantılı FV sistemde % 83-89 oranında çıkarak, Miwa ve

Matsuno’nun (2008) Japonya’daki çalıĢmalarında kristal silisyum FV panellerle, kıĢ

mevsimi hariç, ulaĢtıkları % 90 performans oranını tüm bir yıl ortalamasında yakalamıĢtır.

Hem Ģebeke bağlantılı hem de bağımsız FV sistem için kWp baĢına yıllık elektrik üretimi

1570-1825 kWh aralığında çıkarak Infantes vd.’nın (2006) Ġspanya’da elde ettikleri 1207

kWh/kWp/yıl’lık değerin çok üzerinde çıkmıĢtır.

Tarım sektörü ve tarımsal iĢletme yönetimleri elde edilen bu sonuçlar doğrultusunda güneĢ

enerjisi ve yararlanma olanakları hakkında açıklayıcı ve örnekleyici bilgiye ulaĢma

imkanına kavuĢmuĢtur. Böylece konuya ilgi duyan tarım içi ve dıĢı araĢtırmacılara bazı

tartıĢmalı durumlar hakkında karĢılaĢtırmalı sonuçlar sunulmuĢtur. Bu ve benzer

çalıĢmaların tasarımdan öte uygulanabilmeleri için teknik bilgi birikimi ve alt yapının

yanında yasal düzenlemelerin de yapılması gerekmektedir.

5346 sayılı YEK kanununda, yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretiminin

desteklenmesinde kaynağa göre farklı fiyat uygulamasının bulunmayıĢı ve kanunla verilen

teĢvikli tarifenin maliyetleri oldukça yüksek olan güneĢ elektrik enerjisi üretimi için uygun

olmaması Ģimdiye kadar güneĢ santrallerinden elektrik enerjisi üretimine olanak

tanımamıĢtır. Halihazırda sektörün giriĢimleri sonucunda, 5346 sayılı kanunda değiĢiklik

yapılmasına dair teklifin yenilenebilir enerji kaynak türü, kullanılacak teknoloji ve farklı

ölçekte üreticilere göre farklı fiyat önerisi içermesi, tüm kesimler tarafından memnuniyet ve

heyecanla karĢılanmıĢtır. Bu durum Ģimdiden bazı yatırımcıları güneĢ elektriği sistemleri

üretecek fabrikalar kurmaya yönlendirmiĢtir. Kütahya’nın TavĢanlı ilçesinde, AYT Grup ve

Alman Sitizin ortaklığı ile temeli atılan ve 2010 yılı Haziran ayında üretime geçmesi

planlanan güneĢ fabrikasının kurulması ile Anel Grup ve Ġnci Holding arasında 20 MW

gücündeki güneĢ elektriği üretim santrali kurmak ve iĢletmek amacıyla iyi niyet sözleĢmesi

imzalanması bu giriĢimlere örnekler teĢkil etmektedir (Anonim 2009a).

199

Öneriler:

GüneĢ ıĢıması baĢta olmak üzere bölgede meteorolojik ölçümlere devam edilmesi,

HAVUÇ’a yeni inĢa edilecek binaların güneĢ enerjisinden doğal aydınlatma, ortam

ısıtma, sıcak su ve elektrik üretimi amaçlı yararlanabilecek Ģekilde tasarlanması,

Enerji Kaynaklarının ve Enerjinin Kullanımında Verimliliğin Artırılmasına Dair

Yönetmelik gereği enerji yönetiminin kurulması ve enerji yöneticisinin atanması,

Enerji tasarruf etüdü çalıĢması yapılarak, tüketim izleme, kayıp belirleme, atık

kaynakların tespiti, tasarruf potansiyelinin tahmin edilmesi ve enerji tasarruf

olanaklarının ayrıntılı çıkarılması,

Bu kapsamda HAVUÇ’da görevli idareci, mühendis ve iĢçilerin bilgilendirilmesi,

Kısa, orta ve uzun vade için elektrik yük tahmin analizlerinin yapılması,

Bu çalıĢmayla üretilen FV sistem simülasyonları da dikkate alınarak HAVUÇ

elektrik tüketiminin en azından bir kısmının FV güneĢ elektriği ile karĢılanması,

ÇalıĢmada elde edilen bilgiler ıĢığında HAVUÇ’un güneĢ enerjisinden ısıl ve

biyokimyasal yönden yararlanma olanaklarının da belirlenmesi,

HAVUÇ için rüzgar ve biyokütle baĢta olmak üzere diğer yenilenebilir enerji

kaynaklarının potansiyellerinin araĢtırılması ve bu kaynaklardan yararlanma

fırsatlarının ifade edilmesi sağlanmalıdır.

200

201

KAYNAKLAR

Abdulkarem, A. 2008. Ankara Ģartlarında güneĢ enerjisi ile bir ortamın döĢemeden

ısıtılması ve sistemin ısıl performansının belirlenmesi. Yüksek Lisans Tezi.

Gazi Üniversitesi, 88 s., Ankara.

Aksoy, B. 1996. Estimated monthly average global radiation for Turkey and its comparison

with observations. Renewable Energy, 10 (4), 625-633., Ankara.

Al-Ali, A.R., Rehman, S., Al-Agili, S., Al-Omari, M. H. and Al-Fayezi, M. 2001. Usage of

photovoltaic in an automated irrigation system. Renewable Energy, (23), 17–

26., Dhahran.

Alnaser, W. E., Eliagoubi, B., Al-Kalak, A. and Trabelsi, H. 2004. First solar radiation atlas

for the Arab world. Renewable Energy, (29), 1085–1107., Isa Town.

Anonim. 1983. Türkiye güneĢ enerjisi potansiyeli - zamansal ve alansal dağılımı. DMĠ, (83

- 29), 83 s., Ankara.

Anonim. 2008. Türkiye Ġstatistik Yıllığı 2007. TĠK, 373 s., Ankara.

Anonim. 2009a. Türkiye Enerji Raporu 2009. DEKTMK, (0013/2009) 98 s., Ankara.

Anonim. 2009b. Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Stratejisi Belgesi. DPT, 11 s.,

Ankara.

Anonim. 2009c. Dünya’da ve Türkiye’de GüneĢ Enerjisi. DEKTMK, (0011/2009) 246 s.,

Ankara.

Anonymous. 2001. A Guide to Photovoltaic (PV) System Design and Installation. CEC, 40

p., California.

Anonymous. 2007. Cost and Performance Trends in Grid-Connected Photovoltaic Systems

and Case Studies. IEA, Report IEA-PVPS T2-06:2007, 54 s.

Anonymous. 2008. Trends in photovoltaic applications: Survey report of selected IEA

countries between 1992 and 2007. IEA, Report IEA-PVPS T1-17, 40 s.

Anonymous. 2009a. World Energy Outlook 2008., IEA, 578 s., Paris.

Anonymous. 2009b. Study guide for photovoltaic system installers. NABCEP, 77 s., ABD.

Beise, M. 2004. The international adoption of photovoltaik energy conversion. Kobe

University, 24 s., Kobe.

202

Benghanem, M., Arab, A.H. and Mukadam, K. 1999. Data acquisition system for

photovoltaic water pumps. Renewable Energy, (17), 274-285., Algiers.

Brooks, B. 2009. Inspecting photovoltaic (PV) systems for code-compliance.

Chokmaviroj, S., Wattanapong, R. and Suchart, Y. 2006. Performance of a 500 kWP grid

connected photovoltaic system at Mae Hong Son Province, Thailand.

Renewable Energy, (31); 19–28.

Çetinkaya, H.B. 2009. Akıllı Ģebeke teknolojisi “smart grid”. GüneĢe Derneği, 10 s.

Ġstanbul.

Dinçer, Ġ., Dilmaç, ġ., Türe, Ġ.E. and Edin, M. 1996. A simple technique for estimating solar

radiation parameters and its application for Gebze. Energy Conversion, 37 (2);

183-198., Kocaeli.

Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı, 2010. Web sitesi. http://www.enerji.gov.tr/

index.php?sf=webpages&b=enerjiverimliligi. EriĢim tarihi: 01.08.2010

Fanney, A.H., Davis, M.W., Dougherty, B.P. and King, D.L. 2006. Comparison of

photovoltaic module performance measurements. Journal of Solar Energy

Engineering, 128 (152), ABD.

Gillet, W.B., Hacker, R.J. and Kaut, W. 1991. Photovoltaic demonstration projects. CEC

Directorate-General Telecommunications, Information Industries and

Innovation. Luxembourg.

Harmon, C. 2000. Experience curves of photovoltaic technology. Interim Report IR-00-014,

Laxenburg.

HepbaĢlı, A. 2001. Enerji yönetim sisteminin altın anahtarları: Enerji denkliği ve enerji

tasarrufu etüdü. V. Ulusal Tesisat Mühendisliği Kongresi ve Sergisi, Ġzmir.

Hipp, G.S., Chrometzka, T. and Knaack, J. 2008. Photovoltaics: Solar electricity for a

sustainable energy supply. German Solar Industry Association, 28 s., Berlin.

Hoogwijk, M. 2004. On the global and regional potential of renewable energy sources.

Universiteit Utrecht, 256 s., Utrecht.

Infantes, A.F., Contreras, J. and Agustin, J.L.B. 2006. Design of grid connected PV systems

considering electrical, economical and environmental aspects: A practical case.

Renewable Energy, (31), 2042–2062., Ciudad Real.

203

IĢık, M.A. 2007. GüneĢ enerjisi destekli mahal ısıtma sisteminin Van ilinde sağladığı enerji

tasarrufunun incelenmesi. Yüksek Lisans Tezi, Yüzüncü Yıl Üniversitesi, 67 s.,

Van.

Kaldellis, J.K., Koronakis, P. and Kavadias, K. 2004. Energy balance analysis of a stand-

alone photovoltaic system, including variable system reliability impact.

Renewable Energy, (29), 1161–1180., Atina.

Karabulut, K., Alkan, A. and Yılmaz, A.S. 2008. Long term energy consumption

forecasting using genetic programming. Mathematical and Computational

Applications, 13 (2); 71-80., Ġzmir.

Luque, A. and Hegedus, S. 2002. Handbook of Photovoltaic Science and Engineering. John

Wiley & Sons Ltd., 1179 s., Madrid.

Mayer, D., Wald, L., Poissant, Y. and Pelland, S. 2008. Performance prediction of grid-

connected photovoltaic systems using remote sensing. IEA PVPS Task 2

Report IEA-PVPS T2-07, 47 s., Paris.

Meder, S.E., Pennetier, O.A., Ansberry, D.M. and Brunner, M.I. 2007. Assessment of solar

energy potential on existing buildings in a region. US 7305983, (10), Honolulu.

Messenger, R., Goswami, D. Y., Upadhyaya, H.M., Razykov, T.M., Tiwari, A.N., Winston,

R. and McConnell, R. 2007. Photovoltaics fundamentals, technology and

application. Handbook of Energy Efficiency and Renewable Energy, 23, 1510

s., Taylor & Francis Group.

Miwa, S. and Matsuno, N. 2008. Wakkanai mega-solar project 1-year result. 23rd European

Photovoltaic Solar Energy Conference, Valencia.

Myers, D.R. and Emery, K.E. 2002. Terrestrial solar spectral modeling tools and

applications for photovoltaic devices. 29th IEEE PV Specialists Conference,

(NREL/CP-520-31407), Louisiana.

NREL, 2010. Web sitesi. http://www.nrel.gov. EriĢim tarihi: 01.02.2010

Ongun, Ġ., Kazandır, B., Pelit, A. ve Büyükhelvacıgil, T. 2009. Fotovoltaik GüneĢ Elektriği

Enerji Sistemleri Terimler, Tarifler ve Semboller. TSE (basılmamıĢ), tst

CLC/TS 61836, 78 s., Ankara.

Özkan, B., Akçaöz, H. and Fert, C. 2004. Energy input–output analysis in Turkish

agriculture. Renewable Energy, (29); 39–51., Antalya.

204

Öztürk, H.H. 2005. Tarımda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı. III. Yenilenebilir

Enerji Kaynakları Sempozyumu Bildirileri. Çukurova Üniversitesi., Mersin.

Paatero, J.V. and Lund, P.D. 2004. A model for generating household electricity load

profiles. International Journal of Energy Research, 30 (5); 273-290.

Paatero, J.V. and Lund, P.D. 2006. Impacts of energy storage in distribution girds with high

penetration of photovoltaic power. International Journal of Distributed Energy

Resources, 3 (1); 31 - 45.

Paatero, J.V. and Lund, P.D. 2007. Effects of large-scale photovoltaic power integration on

electricity distribution networks. Renewable Energy, (32); 216–234.

Paatero, J. 2009. Computational studies on variable distributed energy systems. Ph.D.

thesis. Helsinki University of Technology, 86 s., Espoo.

Patel, R. 1999. Wind and Solar Power Systems. CRC Press, 350 s., New York.

Polatkan, D.S. 2010. Sözlü görüĢme. Motif Proje ĠnĢaat Ltd. ġti., Ankara.

Pontoriero, D., Bilasco, I. and Hoese, A. 1998. Efficiency analysis on solar home PV

systems in rural areas. Renewable Energy, (15); 602-605.

PVSYST, 2010. Web sitesi. http://www.pvsyst.com/5.2/index.php. EriĢim tarihi:

15.01.2010

Solar Buzz, 2010. Web sitesi. http://www.solarbuzz.com. EriĢim tarihi: 01.05.2010

Soto, W.D. 2004. Improvement and validation of a model for photovoltaic array

performance. Master of Science. Solar Energy Laboratory University of

Wisconsin, 235 s., Madison.

Spanos, I. and Duckers, L. 2004. Expected cost benefits of building-integrated PVs in UK,

through a quantitative economic analysis of PVs in connection with buildings,

focused on UK and Greece. Renewable Energy, (29); 1289–1303.

Sözen, A., Arcaklıoğlu, E. and Özalp, M. 2004. Estimation of solar potential in Turkey by

artificial neural networks using meteorological and geographical data. Energy

Conversion and Management, (45); 3033–3052.

ġen, Z. 2007. Solar Energy Fundamentals and Modeling Techniques: Atmosphere,

Environment, Climate Change and Renewable Energy. Springer-Verlag

London Limited, 280 s., Ġstanbul.

Tiba, C., Fraidenraich, N., Gallegos, H.G. and Lyra, F.J.M. 2004. Brazilian Solar Resource

Atlas CD-ROM. Renewable Energy, (29); 991–1001.

205

Time And Date, 2010. Web sitesi. http:// www.timeanddate.com. EriĢim tarihi: 23.03.2010

Toğrul, Ġ.T., Toğrul, H. and Evin, D. 2000. Estimation of global solar radiation under clear

sky radiation in Turkey. Renewable Energy, (21); 271-287.

Trabea, A.A. and Shaltout, M.A.M. 2000. Correlation of global solar radiation with

meteorological parameters over Egypt. Renewable Energy, (21); 297-308.

Tuğaç, M.G. ve Torunlar, H. 2007. Tarım arazilerinin tarımsal kullanım uygunluklarının

belirlenmesi üzerine bir çalıĢma. Tarım Bilimleri Dergisi, (13); 157-165.

Ünalan, S. 2000. Alternatif enerji kaynakları. Ders Notu, 106 s., Kocaeli.

Yavuzcan, G. 1994. Enerji Teknolojisi, GeliĢtirilmiĢ 3. Baskı. Ankara Üniversitesi Ziraat

Fakültesi Yayınları: 1324, Ders kitabı: 383., Ankara.

YeĢilata, B., Aydın, M. ve Yusuf, I. 2006. Küçük ölçekli bir FV su pompalama sisteminin

deneysel analizi. Mühendis ve Makina, 47 (553); 31-38.

Yılmaz, P., Hocaoğlu, M.H. ve Konukman, A.ġ. 2005. Bir eğitim kampüsü için

yenilenebilir enerji potansiyelinin değerlendirilmesi. III. Yenilenebilir Enerji

Kaynakları Sempozyumu Bildirileri., Mersin.

206

207

ÖZGEÇMİŞ

Adı Soyadı : Levent YALÇIN

Doğum Yeri : Ankara

Doğum Tarihi : 16.09.1973

Medeni Hali : Evli

Yabancı Dili : Ġngilizce (iyi derece), Ġtalyanca (baĢlangıç seviyesi)

Eğitim durumu

Lise : Anadolu Meteoroloji Meslek Lisesi (1991)

Lisans : Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Tarımsal Yapılar ve Sulama

Bölümü (1998)

Yüksek Lisans : Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Tarımsal Yapılar ve

Sulama Anabilim Dalı (2001)

Kurs :

2000-2001 : Devlet lisan okulu, Ġngilizce, Ankara

2006-2007 : CIHEAM Course on sustainable agriculture, Bari, Ġtalya

2010 : UFTP Temel FV güç sistemleri eğitimi, Ankara

ĠĢ yaĢamı

1991-1992 : DMĠ Meteoroloji Ġstasyon Müdürlüğü, Iğdır

1992-1993 : DMĠ Meydan Meteoroloji Müdürlüğü, Etimesgut/Ankara

1993-2001 : DMĠ Hava Tahminleri Dairesi BaĢkanlığı, Ankara

2001-2010 : DMĠ Ġdari ve Mali ĠĢler Dairesi BaĢkanlığı, Ankara

2010- : DMĠ Hava Tahminleri Dairesi BaĢkanlığı, Ankara

Yayınları

Yalçın, L. 2005. GüneĢ radyasyonu ölçümleri. TMMOB III. GüneĢ Enerjisi Sempozyumu.,

Mersin.

Yalçın, L. 2006. Site selection criteria and sensor park requirements for AWOS. WMO

TECO., Cenevre.

Yalçın, L. 2010. Operational management of 400 AWOSs. WMO TECO., Helsinki.